CC BY
44ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.692.4+ 532.542.4
А.К. Николаев1, e-mail: aieknikoi@maii.ru; Н.А. Зарипова1, e-mail: Znataiya93@maii.ru; Ю.Г. Матвеева1, e-maii: matveeva_yug@pers.spmi.ru
1 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).
Исследование эффективности использования суспензионной противотурбулентной присадки М-FLOWTREAT на напорном нефтепроводе
В статье представлены результаты исследования эффективности применения суспензионной противотурбулентной присадки M-FLOWTREAT марки C на участках напорного нефтепровода. В рамках исследования, состоящего из пяти этапов, было изучено относительное снижение гидравлического сопротивления при турбулентном течении за счет применения присадки в концентрации 0-30 г/т, в том числе в режиме перекачки с отключенной насосной станцией транзитом через два путевых нагревателя нефти на нефтеперекачивающую станцию. В условиях существующей технологии перекачки нефти с применением присадки в ходе исследований было достигнуто увеличение расхода. В статье представлен алгоритм расчета эффективности применения M-FLOWTREAT марки C в концентрации 10, 20, 30 г/т, составившей соответственно 21,59; 49,86 и 59,08 %. Подтверждена возможность остановки насосов внешней откачки при сохранении транспорта товарной нефти: эффективность присадки в концентрации 30 г/т при транспортировке по напорному нефтепроводу с отключенными насосами внешней откачки составила 55,24 %. Приведены результаты расчета пропускной способности первого и второго участков напорного нефтепровода на основании проведенных испытаний. Представлены напорные характеристики участков нефтепровода при транспортировке нефти без присадки и с присадкой в концентрации 10, 20 и 30 г/т.
Ключевые слова: противотурбулентная присадка, M-FLOWTREAT, гидравлическое сопротивление, турбулентное течение, напорный нефтепровод, эффективность.
A.K. Nikolaev1, e-mail: aieknikoi@maii.ru; N.A. Zaripova1, e-mail: Znatalya93@mail.ru; Yu.G. Matveyeva1, e-mail: matveeva_yug@pers.spmi.ru
1 State Federal-Funded Educational Institution of Higher Professional Training "Saint-Petersburg Mining University" (Saint Petersburg, Russia).
Effectiveness Testing of the Anti-Turbulent Suspension Additive M-FLOWTREAT for Pressure Oil Pipelines
The article presents effectiveness test results of the anti-turbulent additive M-FLOWTREAT of grade C used in pressure oil pipeline sections. The test consisting of five stages also included the investigation of a relative reduction of hydraulic resistance in turbulent flow due to the use of the additive in concentration of 0-30 g/t, inclusive of transit pumping from the dead pump station through the two track oil heaters to the oil-transfer station. Under the existing additive oil transfer technology the test conducted has shown an increased flow rate. The article describes the effectiveness prediction algorithm for the use of M-FLOWTREAT of grade C in concentrations of 10, 20, 30 g/t, resulting in 21.59, 49.86 and 59.08 %, correspondingly. The possibility to shutdown outer pumping while continue tank oil transportation has been proved: additive effectiveness in concentration of 30 g/t, when oil transporting by pressure pipelines at disconnected outer pumping, has amounted to 55.24 %. The capacity estimation data for the first and second pressure pipeline sections are given on the basis of the tests carried out. Pressure characteristics of oil pipeline sections when oil transporting with/without the additive in concentrations of 10, 20, and 30 g/t are presented in the article.
Keywords: anti-turbulent additive, M-FLOWTREAT, hydraulic resistance, turbulent flow, pressure oil pipeline, effectiveness.
102
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
Таблица 1. Результаты испытаний Table 1. Test data
Показатель Index 1-й этап 1st stage 2-й этап 2nd stage 3-й этап 3d stage 4-й этап 4th stage 5-й этап 5th stage
Концентрация присадки, г/т Additive concentration, g/t 0 0 10 30 20 20 30 10 30
Продолжительность, ч Time, h 9 8 4 8 5 6 6 6 6
Средний расход нефти, т/ч (м3/ч): Average oil flow rate, t/h (m3/h): • в том числе на выходе including at exit 457,0 575,0 428,5 535,0 524,6 657,0 494,8 610,24 524,1 656,4 561,0 700,5 520,0 652,3 586,4 734,79 463,3 577,3
Среднее давление, кгс/см2: Average pressure, kgs/cm2: • на выходе в начальную перекачивающую станцию at exit the initial pumping station • на входе в промежуточную перекачивающую станцию at entry the booster station 75,0 1,9 63,8 2,8 35,4 2,3 63,7 2,4 48,6 2,1 53,9 2,2 69,7 2,3 47,7 2,6 66,95 2,3
Средняя температура нефти, °С: Average oil temperature, °С: • на выходе в начальную перекачивающую станцию at exit the initial pumping station • на входе в промежуточную перекачивающую станцию at entry the booster station 55,3 30,0 56,4 36,2 55,3 34,2 57,5 36,3 55,1 32,6 56,5 37,2 55,0 33,9 56,5 37,3 56,5 37,3
Эффект снижения гидродинамического сопротивления при турбулентном течении за счет использования присадок, обнаруженный в 1948 г. английским химиком Б. Томсом (эффект Томса), имеет большое практическое значение при транспортировке жидкостей по трубопроводам [1]. Особое значение приобретает этот эффект для нефтегазовой отрасли: применение противотурбулентных присадок (ПТП) относится к числу перспективных направлений снижения гидравлического сопротивления нефтепроводов. В Российской Федерации при транспортировке нефте- и нефтепродуктов предусмотрено введение в малых дозах в перекачиваемый поток ПТП на основе полимеров очень большой молекулярной массы (М > 1.106) [2-5], что позволяет уменьшить турбулентное трение и изменить давление в трубопроводе, способствуя тем самым совершенствованию технологии перекачивания углеводородных жидкостей и снижению энергетических затрат на перекачку единицы объема жидкости.
На эксплуатационные показатели ПТП, из числа которых наиболее часто применяются FLO MXA, Necadd-477, M-FLOWTREAT, PT FLYDE-H и др., могут влиять:
• режим течения потока;
• молекулярные и теплофизические свойства рабочего тела (вязкость);
• температура перекачиваемой среды;
• диаметр трубопровода;
• содержание в потоке асфальтосмоло-парафиновых веществ (АСПВ) и проч. Стоит также отметить, что присадки эффективны только в турбулентном потоке, т. е. при значениях числа Рейнольдса больше критического [6].
МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
В рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, была изучена эффективность применения ПТП M-FLOWTREAT марки C на участках напорного нефтепровода. Рецептура суспензионной присадки M-FLOWTREAT разработана в лаборатории «Противотурбулентные присадки» Научно-инжинирингового
центра Группы компаний «Миррико» (ТУ 2458-001-63121934-2010) [7]. При 20 °C добавка представляет собой суспензию от белого до светло-коричневого цвета. Температура застывания ПТП - не выше -45...-50 °С, плотность при 20 °C - 820-1200 кг/м3, вязкость по Брукфильду - не более 1000 мПа.с. Особенностью присадки является седи-ментационная устойчивость при хранении и применении [8]. Стоит отметить, что существует ряд аналогов исследуемой ПТП. Так, в [9] представлены результаты изучения физико-химических и реологических свойств четырех образцов импортных противотурбулентных присадок коллоидной формы (Baker, Necadd, X-Pand и LiquidPower).
В то же время в [9] представлены данные лабораторных испытаний на стенде (в условиях моделирования турбулентного режима течения углеводородных жидкостей), в ходе которых присадка M-FLOWTREAT продемонстрировала достаточно высокую эффективность (относительное снижение турбулентного трения).
Ссылка для цитирования (for citation):
Николаев А.К., Зарипова Н.А., Матвеева Ю.Г. Исследование эффективности использования суспензионной противотурбулентной присадки М-FLOWTREAT на напорном нефтепроводе // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 1-2. C. 102-110.
Nikolaev A.K., Zaripova N.A., Matveyeva Yu.G. Effectiveness Testing of the Anti-Turbulent Suspension Additive М-FLOWTREAT for Pressure Oil Pipelines. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2019, No. 1-2, P. 102-110. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2019
103
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 2. Результаты расчета эффективности противотурбулентной присадки M-FLOWTREAT марки С и степени увеличения расхода нефти на исследуемых участках нефтепровода
Table 2. Assessment data for the effectiveness of C grade anti-turbulent additive M-FLOWTREAT and the level of oil flow rate increase in the oil pipeline sections under study
№ этапа Stage number Расход противотурбулентной присадки, г/т Anti-turbulent additive flow rate, g/t Давление на выходе, кгс/см2 Outlet pressure, kgs/cm2 Давление на входе нефтеперекачивающей станции, кгс/см2 Pressure at the entry of oil pumping station, kgs/cm2 Объемный расход, м3/ч Volume flow rate, m3/h Эффективность противотурбулентной присадки (относительное снижение гидравлического сопротивления), % Effectiveness of anti-turbulent additive (relative reduction of hydraulic pressure), % Увеличение расхода,% Flow rate increase, %
Первый участок The first section
1 - 63,8 2,8 535,00 - -
2 10 63,7 2,4 610,24 21,59 14,06
3 20 53,9 3,2 700,50 49,86 30,93
4 30 47,7 2,6 734,79 59,08 37,34
5 30 66,95 2,3 581,50 55,24 8,69
Второй участок The second section
1 - 75,00 1,9 575,00 - -
2 30 35,40 2,3 657,00 66,17 14,26
3 20 48,63 2,1 656,43 51,32 14,16
4 10 69,68 2,33 652,33 27,53 13,45
Таблица 3. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода без применения противотурбулентной присадки
Table 3. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using no anti-turbulent additive
Расход Flow rate Скорость, м/с Velocity, m/s Число Рейнольдса Re Reynolds' number Re Коэффициент гидравлического сопротивления Coefficient of resistance Потери напора, м Head losses, m Давление на выходе Outlet pressure
т/сУт t/day м3/ч m3/h м3/с m3/s на трение friction полные net МПа MPa кг/см2 kg/cm2
0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
7000 368,0 0,10 0,97 104 644 0,020 393,7 419,5 3,2 32,82
8000 420,6 0,12 1,11 119 593 0,019 504,1 529,9 4,1 41,46
9000 473,1 0,13 1,25 134 542 0,019 627,5 653,2 5,0 51,11
10 000 525,7 0,15 1,39 149 492 0,019 763,7 789,5 6,1 61,77
10 176 535,0 0,15 1,41 152 123 0,019 789,0 814,8 6,3 63,75
11 000 578,3 0,16 1,53 164 441 0,019 912,8 938,6 7,2 73,43
11 600 609,8 0,17 1,61 173 410 0,019 1008,5 1034,3 7,9 80,92
13 315 700,0 0,19 1,85 199 048 0,018 1307,3 1333,1 10,2 104,29
13 976 734,7 0,20 1,94 208 929 0,018 1432,5 1458,3 11,2 114,09
15 000 788,6 0,22 2,08 224 237 0,018 1637,5 1663,3 12,8 130,13
ИССЛЕДОВАНИЕ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРИСАДКИ M-FLOWTREAT
Исследования проводились в целях изучения:
1) возможности увеличения расхода нефти за счет снижения гидравлического сопротивления в нефтепроводе с помощью исследуемой ПТП;
2) эффективности различных концентраций ПТП на нефтепроводе;
3) эксплуатационных свойств присадки;
4) возможности остановки насосов внешней откачки при сохранении транспорта товарной нефти по данному участку;
5) возможности увеличения производительности напорного нефтепровода с остановленными насосами внешней откачки на промежуточной насосной станции.
Экспериментальные исследования проводились в соответствии с разра-
ботанным планом в пять этапов, в ходе которых последовательно осуществлялось заполнение участка нефтепровода нефтью: без ПТП (1-й этап), с ПТП M-FLOWTREAT марки С в концентрации 30 г/т (2-й этап), 20 г/т (3-й этап), 10 г/т (4-й этап) и 30 г/т с отключенной насосной станцией транзитом через два путевых нагревателя нефти на нефтеперекачивающую станцию (5-й этап). На 1-м этапе производилась отработка режима определения максимальной
СаЬех—
энергия успеха
^ufi
Approved Event
Cabex
18-я Международная выставка кабельно-проводниковой продукции
19-21 марта 2019 года
Москва, КВЦ «Сокольники»
Забронируйте стенд
www.cabex.ru
Генеральный
информационный партнер
RusCable.Ru
Энергетика. Электротехника. Связь.
Первое отраслевое электронное СМИ ЭЛ М" ФС77-28661
Специальный отраслевой партнер
1ЕРГИЯ
• Кабели и провода
• Кабельная арматура
• Электромонтажные изделия
• Электротехнические изделия
• Оборудование для монтажа, переработки кабеля
• Материалы для производства кабеля
Организаторы
SZT +7(495)2521107 Компания cabex@mvk.ru
АССОЦИАЦИЯ
Ш АЩ
ОАО «ВНИИКП» .»^^ЯНН!»
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 4. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода с противотурбулентной присадкой в концентрации 10 г/т
Table 4. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using the anti-turbulent additive in concentration of 10 g/t
Расход Flow rate Скорость, м/с Velocity, m/s Число Рейнольдса Re Reynolds' number Re Коэффициент гидравлического сопротивления Coefficient of resistance Потери напора, м Head losses, m Давление на выходе Outlet pressure
т/сут t/day м3/ч m3/h м3/с на трение friction полные net МПа MPa кг/см2 kg/cm2
0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,000 0,0 0,0 0,0 0,0
7000 368,2 0,10 0,97 104 690 0,015 296,3 317,0 3,4 24,77
8000 420,8 0,12 1,11 119 645 0,015 379,4 400,1 3,1 31,27
9000 473,3 0,13 1,25 134 601 0,014 472,2 492,9 3,8 38,52
10 000 525,9 0,15 1,39 149 557 0,014 574,8 595,5 4,6 46,54
10 176 535,2 0,15 1,41 152189 0,014 593,8 614,5 4,7 48,02
11 000 578,5 0,16 1,53 164 512 0,014 687,0 707,7 5,4 55,31
11 600 610,1 0,17 1,61 173 486 0,014 759,0 779,7 6,0 60,93
13 315 700,3 0,19 1,85 199135 0,014 983,9 1004,6 7,7 78,51
13 976 735,1 0,20 1,94 209 020 0,014 1078,1 1098,8 8,4 85,87
15 000 788,9 0,22 2,08 224 335 0,014 1232,4 1253,1 9,6 97,93
Таблица 5. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода с противотурбулентной присадкой в концентрации 20 г/т
Table 5. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using the anti-turbulent additive in concentration of 20 g/t
Расход Flow rate Скорость, м/с Velocity, m/s Число Рейнольдса Re Reynolds' number Re Коэффициент гидравлического сопротивления Coefficient of resistance Потери напора, м Head losses, m Давление на выходе Outlet pressure
т/сУт t/day м3/ч m3/h м3/с на трение friction полные net МПа MPa кг/см2 kg/cm2
0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,000 0,0 0,0 0,0 0,0
7000 368,2 0,10 0,97 104 713 0,010 197,9 228,8 1,8 17,90
8000 420,8 0,12 1,11 119 672 0,010 253,4 284,3 2,2 22,24
9000 473,5 0,13 1,25 134 631 0,010 315,4 346,3 2,7 27,09
10 000 526,1 0,15 1,39 149 590 0,009 383,9 414,8 3,2 32,45
10 176 535,3 0,15 1,41 152 223 0,009 396,6 427,5 3,3 33,44
11 000 578,7 0,16 1,53 164 549 0,009 458,8 489,8 3,8 38,31
11 600 610,2 0,17 1,61 173 524 0,009 506,9 537,8 4,1 42,07
13 315 700,4 0,19 1,85 199 179 0,009 657,1 688,0 5,3 53,82
13 976 735,2 0,20 1,94 209 067 0,009 720,0 751,0 5,8 58,74
15 000 789,1 0,22 2,08 224 385 0,009 823,0 854,0 6,6 66,80
откачки нефти, на 2-5-м этапах - отработка стационарного режима с учетом концентрации ПТП. Результаты всех этапов испытаний представлены в табл. 1.
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТА
Эффективность ПТП (относительное снижение гидравлического сопротивления) при стационарном режиме работы нефтепровода [10] вычислялась по формуле:
др ю \г т [у \т1
^-дтЩ) 'У:100070, (1)
где индексы f и 0 соответствуют течению товарной нефти с присадкой и без нее; ДР - потери давления на трение, кг/см2; О - объемный расход, м3/ч; V - кинематическая вязкость товарной нефти при средней температуре потока, м2/с; т - показатель режима движения жидкости, равный 0,25 для турбулентного режима течения в зоне гладких труб и 0,123 для турбулентного режима в зоне смешанного трения. Потери давления на трение ДР [10], Па, при течении нефти как с присадкой, так и без нее рассчитывались по формуле:
ДР = р - Р2 - 9^2 - Р^), (2)
где Р1 - давление на входе в линейную часть нефтепровода, Па; Р2 - давление в конце нефтепровода, Па; р - плотность товарной нефти, кг/м3; Z1, Z2 - геодезические отметки начала и конца трассы нефтепроводов соответственно, м.
Среднюю температуру потока нефти в трубопроводе,°С,рассчитывали по формуле:
г +t
^ _ нач кон (з)
где Ь и Ь - температура нефти
" нач кон г J г т
в начале и в конце трубопровода соответственно, °С.
КАЛЕНДАРЬ 1
ежегодные
НЕФТЕГАЗОВЫЕ КОНФЕРЕНЦИИ
черноморские нефтегазовые конференции
oil & gas black sea conferences
25 - 30 марта 2019 Сочи
8-я Международная научно-практическая конференция
Инновационные технологии в процессах сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа. Проектирование, строительство, эксплуатация и автоматизация производственных объектов
ОРГАНИЗАТОР 'нитпо**
ООО «НПФ «Нитпо»
tOilGas
conference
27 мая - 1 июня 2019 Сочи / Роза-Хутор
14-я Международная научно-практическая конференция
Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития
ОРГАНИЗАТОР
ООО «НПФ «Нитпо»
22 - 27 сентября 2019 Новороссийск
10-я Международная научно-практическая конференция Строительство и ремонт скважин
ОРГАНИЗАТОР ООО «НПФ «Нитпо»
7 - 12 октября 2019 Сочи
7-я Международная научно-практическая конференция
Интеллектуальное месторождение: инновационные технологии от скважины до магистральной трубы
ОРГАНИЗАТОРЫ
Научно-техническии журнал
«Нефть. Газ. Новации» ООО «НПФ «Нитпо»
ИНФОРМАЦИОННЫЕ ПАРТНЕРЫ
■^нё&ть и» шш швт и недра
ШЁШ НЕФТИ * вертикаль q.^ и
ROGTEC NifiSrRU ГАЗОВАЯ ущЧ^йй
II IL,, .".и ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
жто-гзииил
нефть газ
ОФИЦИАЛЬНАЯ ПОДДЕРЖКА
@ щ
сою*
СОЮЗ
НЕФТЕ ГАЗОП РОЫЫШЛ ЕНН ИКО В РОССИИ
.Ю«ЮЮ.П»ОИЫ|11ЛЕННАЯ ПАЛАТА МкрИЧЦГвО ТЭК к IHK* краснодарского края. Нрмнодар<иич> ирю
1V Российское
W
^ (861)212-85-85 ^ info@oilgasconference.ru
www.oilgasconference.ru
на правах рекламы
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 6. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода с противотурбулентной присадкой в концентрации 30 г/т
Table 6. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using the anti-turbulent additive.in concentration of 30 g/t
Расход Flow rate Скорость, м/с Velocity, m/s Число Рейнольдса Re Reynolds' number Re Коэффициент гидравлического сопротивления Coefficient of resistance Потери напора, м Head losses, m Давление на выходе Outlet pressure
т/сУт t/day м3/ч m3/h м3/с на трение friction полные net МПа MPa кг/см2 kg/cm2
0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,000 0,0 0,0 0,0 0,0
7000 368,3 0,10 0,97 104 722 0,008 161,3 184,5 1,4 14,43
8000 420,9 0,12 1,11 119 682 0,008 206,5 229,7 1,8 17,97
9000 473,5 0,13 1,25 134 643 0,008 257,0 280,3 2,1 21,92
10 000 526,1 0,15 1,39 149 603 0,008 312,8 336,1 2,6 26,29
10 176 535,4 0,15 1,41 152 236 0,008 323,3 346,4 2,7 27,10
11 000 578,7 0,16 1,53 164 563 0,008 373,9 397,1 3,0 31,07
11 600 610,3 0,17 1,61 173 539 0,008 413,0 436,3 3,3 34,13
13 315 700,5 0,19 1,85 199196 0,007 535,4 558,7 4,3 43,70
13 976 735,3 0,20 1,94 209085 0,007 586,7 610,0 4,7 47,72
15 000 789,2 0,22 2,08 224 404 0,007 670,7 693,9 5,3 54,28
6000 8000 10 000 12 000 14 000 16 000
Расход, тыс. т/сут Flow rate, thsd t/day
-•- Без противотурбулентной присадки Without anti-turbulent additive С противотурбулентной присадкой, 10 г/т With anti-turbulent additive, 10 g/t С противотурбулентной присадкой,20 г/т With anti-turbulent additive, 20 g/t С противотурбулентной присадкой,30 г/т With anti-turbulent additive, 30 g/t
6000 8000 10 000 12 000 14 000 16 000 Расход, тыс. т/сут Flow rate, thsd t/day
-■- Без противотурбулентной присадки
Without anti-turbulent additive -А- С противотурбулентной присадкой, 10 г/т
With anti-turbulent additive, 10 g/t -*- С противотурбулентной присадкой, 20 г/т With anti-turbulent additive, 20 g/t С противотурбулентной присадкой,30 г/т With anti-turbulent additive, 30 g/t
Рис. 1. Напорная характеристика работы первого участка нефтепровода при транспортировке нефти с противотурбулентной присадкой при различных концентрациях и без нее
Fig. 1. Pressure operation of the first oil-pipeline section when transporting both anti-turbulent additive oil of different concentrations and clear of the additive oil
Рис. 2. Напорная характеристика работы второго участка нефтепровода при транспортировке нефти с противотурбулентной присадкой при различных концентрациях и без нее
Fig. 2. Pressure operation of the second oil-pipeline section when transporting both anti-turbulent additive oil of different concentrations and clear of the additive oil
Увеличение расхода нефти, %, при применении ПТП определялось по формуле:
ЗС =
-1
•100,
(4)
где М - массовый расход, т/ч; f и 0 - индексы, соответствующие течению нефти с присадкой и без нее.
Для оценки режима движения жидкости в нефтепроводе число Рейнольдса [11] определяли по формуле:
Re =
4 Q
360nDV
(5)
где D - внутренний диаметр трубопровода, мм; О - объемный часовой расход
нефти, м3/ч; V - кинематическая вязкость нефти, м2/с.
В целях определения зоны турбулентного потока были вычислены значения переходных чисел Рейнольдса [12]:
Re
перех1
: 10 '
: 10
0,366 0,15-10"
24 400,
108
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
МОСКОВСКИЕ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
КОНФЕРЕНЦИИ
Встречи заказчиков и подрядчиков топливно-энергетического комплекса
Москва, улица Тверская, 22, отель Intercontinental
*
20
февраля ИНВЕСТЭНЕРГО
2019 Инвестиционные проекты в электроэнергетике
Обзор инвестиционных проектов и модернизация российской электроэнергетики, вопросы материально-технического обеспечения в отрасли, практика закупочной деятельности в крупнейших российских компаниях
ПК-ми — Нагрюедение лучших поставщиков оборудования и уедут а электроэнергетике ОИ-ЕШШ — Настенная карта по электроэнергетике
14-15марта
2019
НЕФТЕГАЗСНАБ
Снабжение в нефтегазовом комплексе
Конференция собирает руководителей служб материально-технического обеспечения нефтегазовых компаний. Обсуждается организация закупочной деятельности, практика импортозамещения, оплата и приемка поставленной продукции, информационное обеспечение рынка
то-пяи — Награждение лучших производителей нефтегазового оборудовании по итога и в»« одного опроса нефтегазовых компаний База поставщиков нефтегазового комплекса
ои-амши
Настенная нефтегазовая карга
30
мая
2019
НЕФТЕГАЗСТРОЙ
Строительство в нефтегазовом комплексе
Формирование цивилизованного рынка в нефтегазовом строительстве, практика выбора строительных подрядчиков, создание российских ЕРС-фирм, увеличение доли российских компаний на нефтегазостроительном рынке, расценки и порядок оплаты проводимых работ
1ЕК-ШШ — Награждение лучших строительных подрядчиков по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний База поставщиков нефтвгааостроитвл ьных компаний
Настенная нефтегазовая карта
12
сентября НЕФТЕГА30ПЕРЕРАБ0ТКА
2019 Модернизация производств для переработки нефти и газа
Вопросы модернизации нефтеперерабатывающих и нефтехимических мощностей, проблемы взаимодействия с лицензиарами, практика импортозамещения, современные модели управления инвестиционными проектами, стандарты и требования безопасности
тве-яни — Нагрвдмм лучших производителей оборудования для модернизации иефтвгвавлерарабатывающкх предприятий по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний
[
База подрядчиков для модернизации НПЗ Настенная нефтегазовая карта
30
октября НЕФТЕГАЗСЕРВИС
2019 Нефтегазовый сервис в России
Традиционная площадка для встреч руководителей геофизических, буровых предприятий, а также компаний, занятых ремонтом скважин. Подрядчики в неформальной обстановке обсуждают актуальные вопросы со своими заказчиками - нефтегазовыми компаниями
ТОНШи — Награждение лучших нефтесереисных компаний по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний
СБааа поставщиков нефтесаряисаых компаний Настенная нефтегазовая карга
2Q ноября
2019
НЕФТЕГАЗРЕКЛАМА
Продвижение продукции и услуг для нефтегазового комплекса
Обсуждение сложных продаж на рынке В2В. Особенности продвижения новой продукции, укрепления бренда поставщика, формирования репутации. Затрагиваются вопросы исследования рынка, прогнозных потребностей нефтегазового комплекса
тамиш — подведение итогов ежегодного рейтинга "НЕФТШЗ-реклама- и награждение победителей
5 декабря НЕФТЕГАЗШЕЛЬФ
2019 Подряды на нефтегазовом шельфе
Заказчиками оборудования выступают "Газпром нефть", "Роснефть", "ЛУКОЙЛ", "Газфлот" и другие крупные компании. В условиях введения экономических санкций необходимо быстро освоить производство жизненно важного оборудования, в первую очередь запасных частей
тамвд — Выявление предприятий, способных работал* для шельфа по итогам ежегодного опроса нефтегазовых компаний База оборудования для нефтегазового шельфа
ОЫИЕЛи
Настенная нефтегазовая карта
Телефоны: (495) 514-58-56,514-44-68; факс: (495) 788-72-79; info@n-g-k.ru; n-g-k.ru
^ Dewvload ontfc*
Ш Арр Store
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Re 2 = 560
перех2 Л
= 1 220 000. 3
560
0,366 0,15-10-
При расчете учитывали эквивалентную шероховатость трубы Дэ = 0,15 мм = = 0,15.10-3 м.
Поскольку на всех этапах наблюдался турбулентный режим течения в зоне смешанного трения, при определении эффективности ПТП по формуле (1) показатель режима движения жидкости т равен 0,123.
Результаты расчетов эффективности ПТП M-FLOWTREAT марки С и степени увеличения расхода нефти на исследуемых участках относительно базового
режима работы нефтепровода представлены в табл. 2. В табл. 3-6 приведены результаты расчета пропускной способности первого участка напорного нефтепровода на основании проведенных испытаний ПТП М-П^ТКЕАТ марки С. По этому же алгоритму были выполнены расчеты для второго участка. Напорные характеристики участков нефтепровода при транспортировке нефти без ПТП и с присадкой в концентрации 10, 20 и 30 г/т и представлены на рис. 1 и 2.
ВЫВОДЫ
В ходе испытаний было установлено, что при существующей технологии
перекачивания нефти с противотур-булентной присадкой M-FLOWTREAT марки С при концентрациях 10, 20, 30 г/т эффективность применения ПТП составляет соответственно 21,59; 49,86 и 59,08 %.
Подтверждена возможность транспортировки нефти с присадкой M-FLOWTREAT марки С в концентрации 30 г/т по напорному нефтепроводу с отключенными насосами внешней откачки. Транспортировка осуществлялась транзитом через два путевых подогревателя нефти на НПС. Эффективность ПТП в этой концентрации при описанном режиме транспортировки составила 55,24 %.
Литература:
1. Toms B.A. Some Observations on the Flow of Linear Polymer Solutions through Straight Tubes at Large Reynolds Numbers // Proceedings 1st International Congress on Rheology. Amsterdam: North Holland, 1949. P. 135-141.
2. Manzhai V.N., Ilyushnikov A.V., Gareev M.M., Nesyn G.V. Laboratory Studies and Commercial Tests of a Polymeric Agent for Reduction of the Power Consumption on an Oil Pipeline // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. 1993. Vol. 65. Iss. 5. P. 1041-1043.
3. Nesyn G.V., Manzhai V.N., Ilyushnikov A.V. Industrial Synthesis and Evaluation of the Hydrodynamic Efficiency of Potential Agents for Decreasing Resistance in Petroleum Pipelines // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. 2003. Vol. 76. Iss. 3. P. 640-644.
4. Manzhai V.N., Echevskaya L.G., Ilyushnikov A.V., et al. Antiturbulent Powers of Higher Polyolefins and Olefin Terpolymers // Russian Journal of Applied Chemistry. 2004. Vol. 77. Iss. 3. P. 449-453.
5. Virk P.S. Drag Reduction Fundamentals // AIChE J. 1975. No. 21. P. 625-656.
6. Валиев М.В., Хасбиуллин И.И., Казаков В.В. Особенности применения противотурбулентных присадок на основе полиальфаолефинов при различной температуре нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5 (25). С. 32-37.
7. Егоров А.Г., Лосев К.А., Сулейманова Ю.В. и др. Результаты применения противотурбулентной присадки М-FLOWTREAT при трубопроводном транспорте газового конденсата // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 1. С. 34-36.
8. Солодов В.А., Лосев К.А., Сулейманова Ю.В. и др. Химические решения ГК «Миррико» в области трубопроводного транспорта жидких углеводородов // Нефтегазовая вертикаль. 2014. № 10. C. 32-35.
9. Коновалов К.Б., Абдусалямов А.В., Манжай В.Н. и др. Сравнительное изучение действия противотурбулентных присадок для углеводородных жидкостей // Краткие сообщения по физике Физического института им. П.Н. Лебедева Российской академии наук. 2015. Т. 42. № 12. С. 36-42.
10. Partal P., Guerrero A., Berjano M., et al. Influence of Concentration and Temperature on the Flow Behavior of Oil-in-Water Emulsions stabilized by Sucrose Palmitate // Journal of the American Oil Chemists' Society. 1997. Vol. 74. Iss. 10. P. 1203-1212.
11. Herwig H. Reynolds-Zahl Re (Reynolds number Re). Warmeiibertragung A-Z. Berlin: Heidelberg, 2000. P. 175-178.
12. Sadhal S.S., Ayyaswamy P.S., Chung J.N. Transport at Intermediate and High Reynolds Numbers // Transport Phenomena with Drops and Bubbles. New York: Springer-Verlag New York, 1997. P. 133-209.
References:
1. Toms B.A. Some Observations on the Flow of Linear Polymer Solutions through Straight Tubes at Large Reynolds Numbers. In: Proceedings 1st International Congress on Rheology. Amsterdam: North Holland, 1949. P. 135-141.
2. Manzhai V.N., Ilyushnikov A.V., Gareev M.M., Nesyn G.V. Laboratory Studies and Commercial Tests of a Polymeric Agent for Reduction of the Power Consumption on an Oil Pipeline. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 1993, Vol. 65, Iss. 5, P. 1041-1043.
3. Nesyn G.V., Manzhai V.N., Ilyushnikov A.V. Industrial Synthesis and Evaluation of the Hydrodynamic Efficiency of Potential Agents for Decreasing Resistance in Petroleum Pipelines. Journal of Engineering Physics and Thermophysics, 2003, Vol. 76, Iss. 3, P. 640-644.
4. Manzhai V.N., Echevskaya L.G., Ilyushnikov A.V., et al. Antiturbulent Powers of Higher Polyolefins and Olefin Terpolymers. Russian Journal of Applied Chemistry, 2004, Vol. 77, Iss. 3, P. 449-453.
5. Virk P.S. Drag Reduction Fundamentals. AIChE J., 1975, No. 21, P. 625-656.
6. Valiev M.I., Hasbiullin I.I., Kazakov V.V. Specifics of Using Drag Reducing Additives based on Polyalphaolefins at Various Oil Temperatures. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 2016, No. 5 (25), P. 32-37. (In Russian)
7. Yegorov A.G., Losev K.A., Suleymanova Yu.V., et al. Application Results of the Anti-Turbulent Additive M-FLOWTREAT in Pipeline Transporting of Gas Condensate. Transport i khranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syriya = Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons, 2013, No. 1, P. 34-36. (In Russian)
8. Solodov V.A., Losev K.A., Suleymanova Yu.V., et al. Conclusions on Chemical Issues from Group of Companies "Mirriko" related to Liquid Hydrocarbons Pipeline Transportation. Neftegazovaya vertikal' = Oil-and Gas Vertical, 2014, No. 10, P. 32-35. (In Russian)
9. Konovalov K.B., Abdusalyamov A.V., Manzhai V.N., et al. Comparative Study of the Effect of Antiturbulent Additives for Hydrocarbon Liquids. Kratkie soobshcheniya po fizike Fizicheskogo instituta im. P.N. Lebedeva Rossijskoi akademii nauk = Bulletin of the Lebedev Physics Institute, 2015, Vol. 42, No. 12, P. 356-359. (In Russian)
10. Partal P., Guerrero A., Berjano M., et al. Influence of Concentration and Temperature on the Flow Behavior of Oil-in-Water Emulsions stabilized by Sucrose Palmitate. Journal of the American Oil Chemists' Society, 1997, Vol. 74, Iss. 10, P. 1203-1212.
11. Herwig H. Reynolds-Zahl Re (Reynolds number Re). In: Warmeiibertragung A-Z, Berlin, Heidelberg, 2000. P. 175-178.
12. Sadhal S.S., Ayyaswamy P.S., Chung J.N. Transport at Intermediate and High Reynolds Numbers. In: Transport Phenomena with Drops and Bubbles. New York: Springer-Verlag New York, 1997. P. 133-209.
110
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
