CC BY
28ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.692.4:[519.8+532.542]
Н.Н. Голунов1, e-mail: [email protected]; А.С. Дидковская1, [email protected]; М.В. Лурье1, e-mail: [email protected]
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Итерационный алгоритм гидравлического расчета взаимосвязанных участков нефтепровода при использовании противотурбулентных добавок
В статье дается обобщение итерационного алгоритма гидравлического расчета нескольких связанных перегонов нефтепровода, работающих в режиме «из насоса - в насос» (технологического участка нефтепровода), на случай перекачки нефти с использованием противотурбулентной добавки в целях уменьшения гидравлического сопротивления транспортируемой жидкости. Суть итерационного алгоритма расчета состоит в построении линии гидравлического уклона от конца технологического участка до его начала путем варьирования скорости перекачки в конце участка. Такая линия связывает напор в конце участка с напором перед нефтеперекачивающей станцией, находящейся в начале участка. Итерационный алгоритм позволяет учесть профиль нефтепровода, каким бы сложным он ни был, раскладку труб по диаметру, гидравлические характеристики конкретного насосно-силового оборудования нефтеперекачивающих станций, путевые запорно-регулирующие устройства, сбросы и подкачки нефти, а также найти положение перевальных точек, начал и концов всех самотечных участков, которые, возможно, имеются на рассматриваемом участке и должны быть выявлены, однако заранее неизвестны. Предлагаемое обобщение состоит в том, что коэффициент гидравлического сопротивления может изменяться от перегона к перегону в зависимости от вида и концентрации используемой противотурбулентной добавки, инжектируемой в поток на всех или только некоторых нефтеперекачивающих станциях. Алгоритм характеризуется высоким быстродействием, измеряемым миллисекундами, поэтому дает возможность оперативно выполнять многовариантные расчеты, в частности априори строить карты режимов эксплуатации технологического участка.
Ключевые слова: нефтепровод, технологический участок, коэффициент гидравлического сопротивления, напор, расход, противотурбулентная добавка, концентрация, гидравлический уклон, итерационный алгоритм, самотечный участок, карта режимов.
N.N. Golunov1, e-mail: [email protected]; A.S. Didkovskaya1, [email protected]; M.V. Lurie1, e-mail: [email protected]
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
Iterative Algorithm of Hydraulic Calculation of Interconnected Sections of the Pipeline Using Anti-Turbulent Drug Reducing Agents
The article deals with a generalization of the iterative algorithm for hydraulic calculation of several connected pipeline runs operating in the "from pump to pump" mode (technological section of the pipeline) in case of oil pumping using an anti-turbulent additive to reduce the hydraulic resistance of the transported fluid. The essence of the iterative calculation algorithm is to build a hydraulic slope line, starting from the end of the technological section to its beginning, by varying the transfer rate at the end of the section. This line connects the pressure at the end of the section with the pressure in front of the pump station located at the beginning of the section. The iteration algorithm allows to take into account the profile of the oil pipeline, no matter how complicated it is, the pipe layout by diameter, the hydraulic characteristics of the specific pumping power equipment of the oil pump station, track locking devices, oil discharge and pumping, and the ends of all gravity plots that may be in the area under consideration but unknown in advance and should be identified. The proposed generalization is that the coefficient of hydraulic resistance may vary from
74
№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
driving to driving depending on the type and concentration of the used anti-turbulent additive injected into the flow on all or only some oil pump stations. The algorithm has a high speed (measured in milliseconds), so it allows you to quickly perform multiple calculations, in particular, a priori build maps of operating modes of the technological section.
Keywords: oil pipeline, technological section, hydraulic resistance coefficient, head, flow rate, anti-turbulent drug reducing agent, concentration, hydraulic slope, iterative algorithm, gravity section, mode map.
Использование малых противотурбу-лентных добавок, прежде всего высокомолекулярных полимеров, уменьшающих гидравлическое сопротивление транспортируемых жидкостей, вошло в практику трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Введение ничтожного количества противотур-булентных добавок в перекачиваемую жидкость позволяет уменьшить потери напора на трение или увеличить расход перекачки, а следовательно, снизить энергозатраты на перекачку. Со времени публикации приоритетной работы английского химика Б. Томса [1] проведено множество исследований, посвященных аспектам применения открытого Б. Томсом эффекта к решению ряда практических задач, в том числе в трубопроводном транспорте. Публикации по результатам этих исследований посвящены главным образом проблемам разработки новых добавок, экспериментам в области перекачки флюида с использованием противотурбулентных добавок, описаниям экспериментальных стендов и устройств, применяемых для изучения свойств той или иной добавки, взаимодействию противотурбулентной добавки с турбулентным течением жидкости
в трубе или канале. В ряде публикаций предлагаются полуэмпирические формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления в потоке с противотурбулентной добавкой. Наиболее обстоятельный анализ выполненных исследований представлен в недавно вышедшей монографии [2]. В то же время практически отсутствуют публикации, посвященные гидравлическому расчету гидравлически связанных и потому взаимозависимых участков нефтепровода - так называемых технологических участков, «от резервуар-ного парка - до резервуарного парка», имеющих протяженность 300-700 км. Однако именно гидравлический расчет технологического участка как объекта, а не отдельных перегонов между нефтеперекачивающими станциями (НПС) может показать, насколько эффективна добавка, ибо всякое изменение режима работы трубопровода, вызываемое внесением добавки на одном перегоне, изменяет режим работы всех других перегонов. Особенно наглядно это утверждение демонстрирует работа П.А. Ревель-Муроза [3]. Для оперативной эксплуатации каждого нефтепровода заранее рассчитываются
так называемые карты режимов работы технологических участков, в которых перечисляются все возможные режимы работы в зависимости от комбинаций насосов, задействованных на каждой НПС. Эти карты используют для выбора оптимального варианта работы участка в зависимости от заданного плана перекачки (объема поставок). Изменение плана поставок влечет за собой переход от одного варианта к другому, более экономичному [4]. Однако использование противотурбулентной добавки, концентрация которой может быть различной на разных перегонах, варьируясь от минимального до максимального значений, неизмеримо увеличивает число возможных вариантов, делая задачу оптимизации весьма сложной. Во всяком случае для проведения такой оптимизации необходимо располагать эффективным быстродействующим алгоритмом гидравлического расчета множества связанных друг с другом перегонов трубопровода, учитывающим гидравлические характеристики всех насосов, установленных на НПС, особенности перегонов, а также концентрации противотурбулентной добавки, вводимой на этих перегонах и вызывающей изменения гидравличе-
Ссылка для цитирования (for citation):
Годунов Н.Н., Дидковская А.С., Лурье М.В. Итерационный алгоритм гидравлического расчета взаимосвязанных участков нефтепровода при использовании противотурбулентных добавок // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 4. С. 74-83.
Golunov N.N., Didkovskaya A.S., Lurie M.V. Iterative Algorithm of Hydraulic Calculation of Interconnected Sections of the Pipeline Using Anti-Turbulent Drug Reducing Agents. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2019;4:74-83. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2019
75
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 1. Значения коэффициента kt(0) Table 1. Coefficient kt(0) values
Концентрация 0, млн-1 Strenght 0, ppm 0 5 10 15 20 25
Коэффициент kj(0) Coefficient kt(0) 28 115 230 340 500 500
Коэффициент k2(0) Coefficient k2(0) 0,11 0,50 1,30 2,50 3,50 3,50
Линия гидравлического уклона Hydraulic gradient line
Профиль трубопровода В Pipeline profile
Линия гидравлического уклона Hydraulic gradient line
РЛря)
Самотечный участок Gravity line section
Профиль трубопровода Pipeline profile
В
а) а) б) b)
Рис. 1. Расчетная схема вспомогательного алгоритма: а) случай напорного течения; б) случай безнапорного течения Fig. 1. Flow chart of an auxiliary algorithm: a) pressure flow case; b) gravity flow case
ских уклонов. В данной статье предлагается именно такой быстродействующий и универсальный алгоритм гидравлического расчета, прошедший многолетнюю апробацию при аналогичных расчетах нефтепроводов без использования добавок [5, 6].
РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО
СОПРОТИВЛЕНИЯ
Расчет коэффициента гидравлического сопротивления A.(Re, е, 0) в нефтепроводе в зависимости от режима течения (числа Рейнольдса Re и относительной эквивалентной шероховатости е внутренней поверхности трубопровода), а также от концентрации противотурбулентной добавки 9 подробно рассмотрен в работах [7-10]. Он базируется на использовании универсального уравнения сопротивления
в котором Re = иб/у; V - средняя по сечению скорость нефти в трубопроводе, м/с; е = Д/6, где d - внутренний диаметр трубопровода, мм, и Д - абсолютная эквивалентная шероховатость, мм; к - константа Кармана, равная « 0,4; кД0) - коэффициент, зависящий только от концентрации рассматриваемой добавки; - некоторая
функция, учитывающая шероховатость внутренней поверхности трубопровода. В отсутствие добавки, т. е. при 9 = 0, и в области гидравлически гладкого трения (е = 0) коэффициент к1 = 28, а /(0) = 0, тогда уравнение (1) переходит в хорошо известное и апробированное уравнение
^ = 0,88-ln(ReVX)-0,8
(2)
кЦЩеу/Щ 137 1 +/(eReVV8),0) 60
В общем случае в присутствии добавки 9 Ф 0 и при отличной от нуля шероховатости уравнение (1) приобретает вид:
а-088 [п КШ^ 3 73 (3)
где
/(eReVX,0) =
« 0, если eReVX «г к3(0), /r2(e)-(sReVX - Дг,(е», если eReVX > k (0)
(1)
для определения коэффициента X в «гидравлически гладких» трубах, явная аппроксимация решений которого дается известной формулой I = 0,3164^е°,25 Блазиуса.
а функции ^(9), k2(0) и k3(0) характеризуют индивидуальные свойства рассматриваемой противотурбулентной добавки и определяются в процессе ее тестирования на экспериментальном стенде. При 0 = 0: k1(0) = 28, k2(0) = 0,11, k3(0) = 144-15 [8-10]. Уравнение (3) позволяет вычислить коэффициент гидравлического сопротивления À,(Re, е, 9) в турбулентном потоке жидкости с противотурбулентной добавкой по известным значениям концентрации добавки 9, числа Рейнольдса Re и относительной эквивалентной шероховатости е. В качестве примера в табл. 1 представлены значения коэффициентов kj(0) и k2(0) для различных концентраций 0, млн-1, противотурбулентной добавки FLO XL фирмы Baker PetroLite (США).
ИТЕРАЦИОННЫЙ АЛГОРИТМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УЧАСТКА
Основным элементом расчета является алгоритм решения следующей вспомогательной задачи. В произвольном сечении трубопровода xk известны значения расхода нефти Qk, м3/ч, и напора Hk, м. Требуется рассчитать значения расхода Qk-1, напора Hk-1 и давления pk = pkg(Hk - zk), Па, где р - плотность жидкости, кг/м3, zk - высотная отметка конца участка, м, в предыдущем сечении трубопровода xk-1. Поскольку номер сечения k произволен и может изменяться от конца (k = n) до начала участка трубопровода (k = 0), рассматриваемый модуль позволяет рассчитать расходы, напоры и давления во всех сечениях рассматриваемого участка.
Расчетную схему вспомогательного алгоритма иллюстрирует рис. 1.
76
№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ДИСКОВЫЙ ЗАТВОР С 4-Х КРАТНЫМ ЭКСЦЕНТРИСИТЕТОМ СДЕЛАНО В ГЕРМАНИИ
quadax.de
фланцевым
для замены шиберной задвижки
ТОП ЭНТРИ PN 0-160 bar, DN 150-1000 mm ПОД ПРИВАРКУ PN 0-160 bar, DN 50-1800 mm ЗАМЕНА ШИБЕРНОЙ ЗАДВИЖКИ PN 0-63 bar, ВО 80-1800 mm ФЛАНЦЕВЫЙ PN 0-63 bar, DN 80-1800 mm МЕЖФЛАНЦЕВЫЙ PN 0-63 bar, DN 50-1800 mm
| muller quadax GmbH
Teslastra^e 6 | 74670 Forchtenberg, Germany Made for the Extreme Т.: +49 79 47 / 943 43-0 | mail, ¡[email protected]
на правах рекламы
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Первый случаи
Давление рк = ркд(нк - zk) > Ру где ру -
упругость насыщенных паров транспортируемой жидкости, Па. Это условие означает, что течение жидкости в сечении х=хк напорное и труба в этом сечении заполнена полностью. В сечении хк расход Ок и полный напор Нк известны. Если сбросы или подкачки жидкости на сегменте [хк-1, хк] отсутствуют, то Ок-) = Ок. Следовательно, расход жидкости Ок) в предыдущем сечении хк-1 участка найден. Рассчитаем теперь напор Нк-1 в предыдущем сечении хк-1 участка. Для этого рассчитываются:
• скорость перекачки: ик = 4Ок/т^2, м/с;
• число Рейнольдса: Rek = и^/у, где V -кинематическая вязкость среды, м2/с;
• коэффициент гидравлического сопротивления: Хк = А,^ек, е, 9) на основе уравнения (3);
• гидравлический уклон (наклон линии гидравлического уклона): 1к = ^kk/d^k2/2g, где д - ускорение свободного падения, м/с2;
• потери напора на сегменте [хк-1, хк]
участка: днк=нк-1 - нк = 1к(хк - хк--);
• напор в сечении хк-): Нк-) = Нк + ДНк;
• давление в сечении хк): рк) =
= рд(Нк-1 - zk-)).
Найденное давление рк-) сравнивается:
• с максимально допустимым давлением ртах, МПа, на данном участке трубопровода;
• с упругостью насыщенных паров жидкости р, Па.
гу
Имеются две возможности:
)) давление Рк-) > Рmax, где Ртах - мак™-мально разрешенное давление. В этом случае алгоритм прекращает текущую итерацию и возвращается к расчету участка трубопровода начиная с его конца (к = п) с измененным значением расхода (Ок)нов (см. далее основной итерационный алгоритм); 2) давление рк-) « ртах, тогда вычисленное давление рк-) сравнивается с упругостью насыщенных паров жидкости ру. Здесь также возможны два варианта: а) Рк-) > Ру, что означает, что результаты выполненного расчета правомочны, ибо течение жидкости на всем сегменте [хк-),хк] является напорным, труба заполнена жидкостью полностью. Таким образом, параметры потока в сечении
гнпс
Initial pump station
пнпс
Booster station
h 99
Рис. 2. Принципиальная схема применения итерационного алгоритма к технологическому участку нефтепровода, состоящему из двух участков - с головной и одной промежуточной нефтеперекачивающей станциями
Fig. 2. Basic diagram of iteration algorithm application to the oil-line industrial section consisting of two parts - with head and one relay pumping stations
хк-) рассчитаны, и можно переходить к расчету параметров потока в следующем сечении хк-2 в порядке убывания номера к от конца (к = п) к началу (к = )) участка трубопровода; б) Рк-) < Ру, что означает, что результаты выполненного расчета неправомочны, ибо внутри рассчитываемого сегмента [хк-),хк] участка есть сечения, в которых имеется парогазовая фаза (рис. )б). Координата сечения х,, в котором давление становится равным упругости насыщенных паров жидкости ру, рассчитывается по формуле:
Уг^-рАМ) . , (3)
(3)
Часть АС [хк-), х,] сегмента трубопровода АВ [хк ), хк] представляет собой самотечный участок, причем сечение х = х, является его концом. В части СВ [х,, хк] сегмента жидкость движется полным сечением.
Таким образом, все параметры течения жидкости в сечении трубопровода х = хк-) найдены:
Ок-) = нк-) = Zk-) +
Второй случай
Давление рк = ру, что означает, что в сечении х = хк течение жидкости безна-
порное, т. е. оно происходит неполным сечением. Имеются две возможности: )) 1к-) » 1к, что означает, что на всем протяжении сегмента [хк-), хк] участка трубопровода течение жидкости происходит неполным сечением, поэтому
в сеченииx = x
Q*.i = p,
k-l'
■■ p; h k
ry' k-
-- z , +
P9'
2) 1к-) < 1к, что означает, что на всем протяжении сегмента [хк-), хк] участка трубопровода течение жидкости происходит полным сечением, поэтому расчет осуществляется по правилам первого случая для расчета напорного течения. Расчет сегмента [хк-), хк] участка трубопровода завершен.
На основе описанного алгоритма расчета, названного вспомогательным, действует основной итерационный алгоритм, реализующий решение следующей задачи.
К примеру, имеется технологический участок нефтепровода, состоящий для простоты из двух участков, т. е. с головной (ГНПС) и одной промежуточной (ПНПС) станциями (рис. 2). Давление подпора рп, Па, перед головной перекачивающей станцией и давление в конце трубопровода р, Па, считаются известными. Кроме того, считаются
78
№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
м (m) 600 500 400 300 200 100 n r « r J
KM
/
-- \
540 560 580 600 620 640 660 680 700 720 740 760 780 800 ( ' Гидравлический уклон Профиль трубопровода Hydraulic gradient Pipeline profile
Рис. 3. Режим работы технологического участка без использования добавки Fig. 3. Plain operating conditions of the industrial section
Таблица 2. Варианты режима работы участка с использованием противотурбулентной добавки Table 2. Alternative operating conditions of the section when using an anti-turbulent agent
№ No. Нефтеперекачивающая станция Oil Pump Station Расход нефти Q, м3/ч Oil flow, m3/h Примечание Note
№ 1 No. 1 № 2 No. 2 № 3 No. 3 № 4 No. 4
1 3897 Рис. 3 Fig. 3
2 +* 4004 Рис. 4а Fig. 4a
3 + 4004 Рис. 4б Fig. 4b.
4 + Нефтеперекачивающая станция № 3** Oil pump station No. 3**
5 + Нефтеперекачивающая станция № 4** Oil pump station No. 4**
6 + + 4115 Рис. 5а Fig. 5a
7 + + 4135 Рис. 5б Fig. 5b
8 + + Нефтеперекачивающая станция № 4** Oil pump station No. 4**
9 + + Нефтеперекачивающая станция № 2** Oil pump station No. 2**
10 + + Нефтеперекачивающая станция № 4** Oil pump station No. 4**
11 + + Нефтеперекачивающая станция № 3** Oil pump station No. 3**
12 + + + 4263
13 + + + Нефтеперекачивающая станция № 4** Oil pump station No. 4**
14 + + + Нефтеперекачивающая станция № 3** Oil pump station No. 3**
15 + + + Нефтеперекачивающая станция № 2** Oil pump station No. 2**
16 + + + + 4415 Рис. 6 Fig. 6
* + - на нефтеперекачивающей станции введена противотурбулентная добавка в концентрации 10 млн-1 (10 mln-1 concentrated anti-turbulent agent was added at the pumping station). ** Нефтеперекачивающая станция, перед которой нарушено ограничение минимального давления (Oil-pumping station before which a minimum pressure limitation was broken).
известными характеристики (Q - H) обеих перекачивающих станций, т. е. (AH)j = F1(Q) и (ДН)2 = F2(Q) при концентрациях используемой противотурбулентной добавки соответственно 01 и 82, где Fj(Q) и F2(Q) - напор первой и второй перекачивающих станций, м. Требуется построить линию гидравлического уклона на протяжении всего трубопровода, в частности определить местоположение самотечных участков, если таковые имеются, и найти расход перекачки Q и давления на выходе каждой станции.
Расчет начинается от конца технологического участка, т. е. от сечения A, и ведется до начала участка, т. е. до сечения B (рис. 2). Для некоторого значения расхода Q(1) (0 « Q « Qmax) в первом приближении из точки B строится линия гидравлического уклона путем перехода от сечения xk к сечению xk-1 согласно вспомогательному алгоритму, изложенному ранее [6]. Выявляются самотечные участки, если они существуют для выбранного значения расхода Q(1). В результате действия вспомогательного алгоритма определяется напор Hc, расход Qc, = Q(1) и давление нагнетания pc, = pg{Hc, - z2), т. е. давление на выходе промежуточной перекачивающей станции.
Если давление p„ « p , где p - мак" rC r max " r max
симально допустимое давление по условию прочности труб, рассчитывается давление pD, в линии всасывания промежуточной станции, т. е. давление на ее входе: pB, = pc, - pg.F2(Q(1)). Иными словами, находятся напор и расход в точке D' на входе промежуточной станции HDi = Hc - F2(Q(1)). Если pn1 » p . , где p . - минимально
rD1 r min " r min
допустимое давление, определяемое кавитационным запасом насосов станции, то расчет может быть продолжен. Если хотя бы одно из двух приведенных неравенств нарушено, расчет прерывается и затем начинается заново с измененным значением расхода Q(2): если нарушено первое неравенство, то расход уменьшается, если второе - расход увеличивается. Если оба неравенства выполнены, то в сечении D' известны напор и расход и расчет продолжается в направлении начала трубопровода, в рассматриваемом случае - головной станции.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2019
79
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
По вспомогательному алгоритму рассчитываются напор НЕ,, расход йе = 0(1) и давление нагнетания рЕ, = рд(НЕ,- z1), т. е. давление на выходе ГНПС. Если давление рЕ, « ртах, вычисляется напор перед головной перекачивающей станцией рр = рЕ, - рд^(0(1)), где F1(Q(1)) -дифференциальный напор ГНПС. Построена линия гидравлического уклона технологического участка АСЮ'ЕТ' (рис. 2). Давление рр сравнивается с заданным значением давления подпора головной станции рп. Если рр > рп, это означает, что величина расхода 0(1), принятая в первой итерации, слишком велика и должна быть уменьшена. Если же рр < рп, величина расхода 0(1), принятая в первой итерации, слишком мала и должна быть увеличена.
В качестве второго приближения берется значение 0(2) расхода, большее или меньшее в зависимости от результатов сравнения рР и рп, затем расчет повторяется заново от конца трубопровода, т. е. от сечения А.
Последовательно выполняя итерации, каждый раз увеличивая или уменьшая расход = 1, 2, ..., N) (по методу деления интервала возможных расходов пополам), на М-й итерации находим значение 0.т, при котором линия гидравлического уклона, начинающаяся в А, приходит в точку, сколь угодно близкую к точке В. Последняя итерация и дает решение задачи. В [6] содержится обобщение изложенного метода на случай наличия в трубопроводе лупин-гов и отводов для отбора или подкачки жидкости.
ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УЧАСТКА ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНОЙ ДОБАВКИ
Итерационный метод расчета режимов работы трубопровода с промежуточными перекачивающими станциями реализуют, главным образом, с помощью специальных компьютерных программ. Так, в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина создана одна из таких программ, «Транзит^А», позволяющая визуализировать результаты выполненных расчетов, что дает возможность наглядно продемонстриро-
б) b) м(т) 600
540 560 580 600 620 640 660 680 700 720 740 760 780 800
Гидравлический уклон Hydraulic gradient
Профиль трубопровода Pipeline profile
Рис. 4. Работа участка при внесении добавки на одной нефтеперекачивающей станции: а) № 1; б) № 2
Fig. 4. Operation of the section when adding an agent at one oil pumping station: a) No. 1; b) No. 2
а) а)
540 560 580 600 620 640 660 680 700 720 740 760 780 800
км (km)
б) b)
M(m) , 600
540 560 580 600 620 640 660 680 700 720 740 760 780 800
км (km)
Гидравлический уклон Hydraulic gradient
Профиль трубопровода Pipeline profile
Рис. 5. Работа участка при внесении добавки на двух нефтеперекачивающих станциях: а) № 1 и № 2; б) № 1 и № 3
Fig. 5. Operation of the section when adding an agent at two oil pumping stations: a) No. 1 and No. 2; б) No. 1 and No. 3
80
№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
.АРМАТУРНЫЙ,
да* АРМАТУРНЫЙ
ZABDfl
Продукция сертифицирована, соответствует требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 032/2013 и ТР ТС 010/2011, входит в Реестр поставщиков оборудования ПА0 «Газпром» и разрешена к применению на объектах ПАО «Газпром». На заводе действует система менеджмента качества в соответствии с ГОСТ Р ИС0 9001 -2015 (180 9001:2015). Система менеджмента качества соответствует СМК СТО Газпром 9001-2012.
□□□ «Арматурный Завод» первым в России изготовил новый тип арматуры -
СИЛЬФОННЫЙ БЛОК ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ И! ТИТАНОВОГО СПЛАВА ДЛЯ УКСУСНОЙ КИСЛОТЫ
450098, РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа, пр-т Октября, д. 132/3 Тел./факс: +7 (347) 29-23-888, | 29-29-888,663-18-18
а
I e-mail: [email protected]
www.arm-z.ru
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
м(т) , 500 400 300 200 100 п г . г , Г . Г
км
540 560 580 600 620 640 660 680 700 720 740 760 780 800 ( ) Гидравлический уклон Профиль трубопровода Hydraulic gradient Pipeline profile
Рис. 6. Работа участка при внесении добавки на всех трех нефтеперекачивающих станциях Fig. 6. Operation of the section when adding an agent at all three oil pumping stations
вать характерные особенности использования противотурбулентных добавок в системе гидравлически связанных участков трубопровода. На рис. 3 представлены результаты расчета технологического участка 540 « х « 800 км нефтепровода DN 820, состоящего из четырех последовательных перегонов между НПС, в случае, когда противотурбулентная добавка не используется.
Рассмотрим изменения режима работы технологического участка, обусловленные использованием противотурбу-лентной добавки. В табл. 2 знаком «+» отмечены НПС, на которых вводилась противотурбулентная добавка в концентрации 10 млн-1. Установлено, что введение добавки даже на одном перегоне может вызвать аварийную остановку всего технологического участка. В случаях, которые невозможны, прежде всего по ограничению минимального давления перед НПС, указана НПС, на которой нарушается такое ограничение, т. е. получается отрицательный подпор. На рис. 4 представлены результаты
аналогичных расчетов при внесении противотурбулентной добавки на НПС № 1 (рис. 4а) и № 2 (рис. 4б). Из рисунка видно, что гидравлические уклоны на разных перегонах участка отличаются друг от друга, причем внесение добавки на НПС № 1 сильно уменьшает подпор НПС № 2, делая режим опасным в аспекте аварийного отключения этой НПС и остановки всего участка в целом. На рис. 5 представлены результаты расчета режимов работы технологического участка нефтепровода при внесении противотурбулентной добавки одновременно на двух НПС: рис. 5а - на НПС № 1 и № 2, рис. 5б - на НПС № 1 и № 3. Одновременное внесение противотурбулентной добавки на двух НПС рассматриваемого участка в других сочетаниях (табл. 1) невозможно, ибо неизбежно произойдет аварийная остановка всего участка.
Наконец, на рис. 6 представлены результаты расчета режимов работы технологического участка нефтепровода при внесении противотурбулентной добавки на всех НПС сразу. При этом рас-
ход перекачки увеличивается примерно на 13 %, однако на предпоследнем перегоне между НПС № 3 и № 4 появляется самотечный участок длиной /сам = 3 км, т. е. течение с неполным заполнением сечения трубы.
В заключение следует отметить, что список рассмотренных в статье вариантов работы технологического участка нефтепровода далеко не полон. Возможно использование противотурбулентной добавки в различных концентрациях на разных перегонах между НПС, а также отключение тех или иных НПС или насосов на отдельных НПС в целях экономии электроэнергии, расходуемой на перекачку. Предложенный итерационный алгоритм позволяет фиксировать мощности как на каждой НПС, так и на технологическом участке в целом. Совокупно с расходом перекачки можно определить такой режим работы, при котором удельные затраты электроэнергии будут минимальными.
ВЫВОДЫ
Предложенный итерационный алгоритм гидравлического расчета технологического участка нефтепровода при использовании противотурбулентных добавок на одном или нескольких перегонах между НПС позволяет прогнозировать результат, а быстродействие этого алгоритма обеспечивает оперативность и многовариантность выполняемых расчетов.
В целом стоит учитывать, что применение противотурбулентной добавки на технологическом участке трубопровода может не только не произвести сколько-нибудь существенного эффекта, но и вызвать аварийное отключение промежуточных НПС.
Литература:
1. Toms B.A. Some Observations on the Flow of Linear Polymer Solutions through Straight Tubes at Large Reynolds Numbers // Proceedings of the First International Congress on Rheology. 1948. Vol. 2. P. 135-141.
2. Бахтизин Р.Н., Гареев М.М., Лисин Ю.В. и др. Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов. СПб.: Недра. 2018. 352 с.
3. Ревель-Муроз П.А. К вопросу комплексного подхода к расчету эффективности работы магистрального нефтепровода и магистральных насосных агрегатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 1. C. 50-52.
4. Голунов Н.Н., Лурье М.В. Выбор оптимального режима эксплуатации технологического участка нефтепровода с применением карт режимов работы // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 12. C. 76-80.
5. Лурье М.В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недра, 2017. 478 с.
6. Дидковская А.С., Лурье М.В. Универсальный алгоритм численных расчетов стационарных режимов работы нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4 (20). C. 86-91.
7. Лурье М.В., Голунов Н.Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4 (24). С. 32-37.
82
№ 4 апрель 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
8. Годунов Н.Н., Лурье М.В. Интерпретация результатов тестирования малых противотурбулентных добавок в ротационных приборах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 6. C. 84-90.
9. Голунов Н.Н., Мержоев М.Г. Теория и алгоритм расчета квазистационарных режимов перекачки нефти с противотурбулентными добавками // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 12. C. 72-77.
10. Голунов Н.Н. Влияние малых противотурбулентных присадок на гидравлическую эффективность и смесеобразование при последовательной перекачке // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 6. C. 92-97.
References:
1. Toms B.A. Some Observations on the Flow of Linear Polymer Solutions through Straight Tubes at Large Reynolds Numbers. In: Proceedings of the First International Congress on Rheology. 1948;2:135-141.
2. Bakhtizin R.N., Gareev M.M., Lisin Yu.V., et al. Nanotechnology for Lowering the Hydraulic Resistance of Pipelines. Saint Petersburg, Nedra, 2018, 352 p. (In Russ.)
3. Revel-Muroz P.A. Towards the Issue of the Complex Approach to Calculation of the Operational Efficiency of the Main Oil Pipeline and Main Pipeline Pumping Units. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation. 2016;1:50-52. (In Russ.)
4. Golunov N.N., Lurie M.V. Choosing of Optimal Operating Mode of a Technological Section of a Trunk Pipeline with Cards of Pipelines Operating Modes. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2018;12:76-80. (In Russ.)
5. Lurie M.V. Theoretical Basics of Oil, Oil Products and Gas Pipeline Transportation. Moscow, Nedra, 2017, 478 p. (In Russ.)
6. Didkovskaya A.S., Lurie M.V. A Universal Algorithm for Numerical Calculations of Stationary Modes of the Pipelines. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation. 2015;4(20):86-91. (In Russ.)
7. Lurie M.V., Golunov N.N. Application of Bench Test Results of Small Antiturbulent Additives for Industrial Pipeline Hydraulic Analysis. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation. 2016;4(24):32-37. (In Russ.)
8. Golunov N.N., Lurie M.V. Interpretation of Test Results of Drag Reducing Agents in Rotational Measurers. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2018;6:84-90. (In Russ.)
9. Golunov N.N., Merzhoev M.G. Theory and Algorithm of Calculation of the Quasi-Stationary Modes of the Oil Pumping with Drag Reducing Additives. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2017;12:72-77. (In Russ.)
10. Golunov N.N. Influence of Small Drag Reducing Agents on Hydraulic Efficiency and an Interface Volume by the Batching Technology. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory. 2018;6:92-97. (In Russ.)
FORUM 2019
6-й ФОРУМ БУДУЩИХ ЛИДЕРОВ МИРОВОГО НЕФТЯНОГО СОВЕТА
www.flt-rjssiaxom
ПЛАТИНОВЫЙ СПОНСОР ЗОЛОТЫЕ СПОНСОРЫ
(PyccHi
□ЛУКОЙЛ
ефть
СПОНСОР
Щ НОВАТЭК
TAT NE FT
