CC BY
34
УДК 532.542:622.692.4
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-1-2-16-23
ИЗМЕНЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
THE VARIATION OF APPLICATION EFFECTIVENESS OF DRAG REDUCTION AGENTS DEPENDING ON THE OPERATING MODE OF MAIN PIPELINE
Карпов Ф.А., Гареев М.М.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062,г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2708-7401, E-mail: philippkarpov789@gmail.com
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7478-3739, E-mail: m_gareev49@mail.ru
Резюме: В работе на основе данных промышленного применения противотурбулентных присадок исследуется зависимость их эффективности от выбранного технологического режима магистрального нефтепродуктопровода: при подключении лупинга и при переходе к режимам течения с более высокими числами Рейнольдса и касательными напряжениями путем введения в работу дополнительных насосных агрегатов. В результате выяснено, что при совместном применении лупинга и вводе противотурбулентной присадки эффективность противотурбулентной присадки снижается по сравнению с режимом без лупинга. При переходе к более развитым турбулентным режимам эффективность противотурбулентной присадки возрастает до некоторого максимального значения и при дальнейшем увеличении скорости потока, касательных напряжений и числа Рейнольдса - снижается.
Ключевые слова: противотурбулентная присадка, технологический режим, деградация присадок, гидродинамическое сопротивление.
Для цитирования: Карпов Ф.А., Гареев М.М. Изменение эффективности применения противотурбулентных присадок в зависимости от технологического режима магистрального трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 1-2. С. 16-23.
DOI: 10.24412/0131-4270-2022-1-2-16-23
Благодарность: Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 20-38-90221.
Philipp A. Karpov, Mursalim M. Gareev
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2708-7401, E-mail: philippkarpov789@gmail.com
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7478-3739, E-mail: m_gareev49@mail.ru
Abstract: Based on data from the industrial application the article presents numerical study of the effectiveness of drag reduction agents in dependence on the operation mode of main oil pipeline: when pipeline looping is connected of and when Reynolds numbers and shear stresses are increasing of due to introducing additional pumps into operation. The results are obtained that combination application of the pipeline looping with the addition of an anti-turbulent agents leads to decreasing of the effectiveness of the anti-turbulent agent compared to the operation mode without looping. During the transition to more developed turbulent flow, the effectiveness of the anti-turbulent additive increases to a certain maximum value, and with a further increase of the flow velocity, shear stress and Reynolds number, it decreases.
Keywords: drag reduction additive, operation mode, degradation of drag reduction additive, hydrodynamic drag.
For citation: Karpov PH.A., Gareev M.M. THE VARIATION OF APPLICATION EFFECTIVENESS OF DRAG REDUCTION AGENTS DEPENDING ON THE OPERATING MODE OF MAIN PIPELINE. Transport and storage of Oil Products and hydrocarbons. 2022, no. 1-2, pp. 16-23.
DOI: 10.24412/0131-4270-2022-1-2-16-23
Acknowledgments: The reported study was funded by RFBR, project number 20-38-90221.
Введение
В настоящее время в условиях постоянно растущих грузопотоков нефти и нефтепродуктов актуальным является поиск методов повышения производительности магистральных трубопроводов. Одним из наиболее перспективных методов, но в то же время наименее изученным является применение противотурбулентных присадок (ПТП).
С момента первого описания [1] и по настоящее время эффект снижения гидродинамического сопротивления при турбулентном течении жидкостей с добавлением полимеров в малых концентрациях (эффект Томса) вызывает неу-гасающий интерес как у зарубежных, так и у отечественных исследователей. Подробный обзор исследований эффекта Томса приводится авторами в [2]. В области магистрального транспорта жидких углеводородов до сих пор остается актуальным поиск присадок, обладающих максимальной про-тивотурбулентной эффективностью [3-7].
Известно, что на эффективность ПТП влияют гидродинамические параметры трубопровода - скорость и режим течения, касательные напряжения на стенке трубы [7-15], свойства перекачиваемой среды [16-18], температура [1921], конструктивные и геометрические параметры трубопровода [22], концентрация и природа полимера [9, 14, 23-25].
В работе [13] большое внимание уделяется определению минимальных (пороговых) значений числа Рейнольдса, при которых в условиях турбулентного течения начинает проявляться эффект Томса для различных пар «полимер-растворитель».
По результатам многочисленных лабораторных исследований течения разбавленных полимерных растворов [7, 14], и в частности противотурбулентных присадок [9-11], известно, что эффективность проявления эффекта Томса увеличивается с ростом числа Рейнольдса. Однако многие
исследователи приводят в своих работах свидетельства о том, что такой рост эффективности присадок ограничен, и связывают это с возникновением деградации макромолекул полимеров под действием касательных напряжений в процессе течения [26-30], или с уменьшением толщины пристенного слоя и влиянием шероховатости [15].
Изучение совместного применения ПТП и лупингов как средств повышения производительности магистральных трубопроводов описано в работах [31-33].
Так, например, в работе [31] рассмотрены различные комбинации применения лупингов и присадок при транспортировке нефти по нефтепроводу Мелейя-Эль-Хамра (Египет). Авторы приходят к выводу, что совместное применение лупингов и ПТП экономически более целесообразно, чем строительство промежуточной насосной станции.
Авторами работы [32] предложена математическая модель течения нефти в трубопроводе с подключенным лупингом и вводом ПТП. Далее в работе [33] теми же авторами предлагается аналогичная модель для газожидкостных смесей.
Указанные исследования имеют огромное практическое значение в области транспортировки жидких углеводородов с применением ПТП. Однако в целях расширения фундаментальных представлений об эффекте Томса необходимо также обратить внимание на изменение эффективности ПТП при подключении лупинга.
Цель настоящей работы - исследование влияния режимов течения на изменение интегральной эффективности ПТП в процессе их применения при эксплуатации магистральных трубопроводов.
Для достижения поставленной цели в работе исследовалось изменение интегральной эффективности ПТП при эксплуатации магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) в зависимости от подключения лупинга, а также при повышении числа Рейнольдса и касательных напряжений путем введения в работу дополнительных насосных агрегатов.
В качестве исходных данных для исследований были приняты параметры технологических режимов транспортировки дизельного топлива плотностью р = 845 кг/м3 по МНПП Ду500 общей протяженностью 177 км. По трассе МНПП на участке 58-115 км расположен лупинг Ду500. Головная станция - НПС-1 (0 км), промежуточная станция -НПС-2 (115 км). Ввод присадки осуществляется на НПС-1. Расположение датчиков давления по трассе показано на расчетной схеме (рис. 1). Характеристики технологических режимов, при которых проводились исследования, сведены в табл. 1. Чтобы исключить возможную деструкцию полимеров в насосах НПС-2, рассмотрим участок МНПП от НПС-1 до НПС-2.
Рис. 1. Расчетная схема технологического участка
I
Таблица 1
Характеристика исследуемых технологических режимов
Комбинация подключения НА
№ технологического Количество Концентрация ПТП, Лупинг НПС-1 НПС-2
режима МНА в работе г/т ПНА - 2х20НДсН-М МНА - 3хНМ1700-300 МНА - 3хНМ1700-300
1 2 3 4 5 6
2-0-№1 0
2-0-№2 6 Закрыт
2-0-№3 2 8 1хПНА + 2хМНА НПС не в работе
2-0-№4 0
2-0-№5 6 Открыт
2-0-№6 8
2-1-№1 0
2-1-№2 3 6 Открыт 1хПНА + 2хМНА 1хМНА
2-1-№3 8
3-2-№1 3-2-№2 3-2-№3
Открыт
1хПНА + ЗхМНА
Примечание. ПНА - подпорный насосный агрегат, МНА - магистральный насосный агрегат. 1-2 • 2022
2хМНА
5
Эффективность ПТП лась по формуле:
определя-
Рис. 2. Гидравлический уклон при транспортировке нефтепродукта на режимах: 2-0-№ 1,2-0-№ 2,2-0-№ 3,2-0-№- 4,2-0-№- 5,2-0-№- 6
дР
=—-. С
2
dG
где 10 - коэффициент гидравлического сопротивления трения при течении нефтепродукта без ПТП; 1 - коэффициент гидравлического сопротивления трения при течении нефтепродукта с ПТП; АР( - потери давления на трение при течении нефтепродукта с ПТП, Па; Q0 -расход нефтепродукта без ПТП, м3/с; АР0 - потери давления на трение при течении нефтепродукта без ПТП, Па; Qf - расход нефтепродукта с ПТП, м3/с.
Потери давления Ар на участке МТ между НПС-1 и /-й точкой трассы, Па:
АР, = Ро-р-p.g.(
где Р0 - давление на выходе НПС-1, Па; Р/ - давление в /-й точке трассы, Па; р - плотность нефтепродукта, кг/ м3; д - ускорение свободного падения, м/с2; z0, zj- высотные отметки НПС-1 м.
'-о ^
и i-й точки трассы
20
40
60
80
к
100
120
режим 2-0-№ 1; С=0 г/т; лупинг закрыт -режим 2-0-№ 3; С=8 г/т; лупинг закрыт режим 2-0-№ 5; С=6 г/т; лупинг открыт
режим 2-0-№ 2; С=6 г/т; лупинг закрыт режим 2-0-№ 4; С=0 г/т; лупинг открыт -режим 2-0-№ 6; С=8 г/т; лупинг открыт
I
Влияние подключения лупинга на эффективность противотур-булентных присадок
Для определения изменения эффективности ПТП при открытии лупинга были рассмотрены режимы 2-0-№ 1, 2-0-№ 2, 2-0-№ 3, 2-0-№ 4, 2-0-№ 5, 2-0-№ 6 (табл. 1). Гидравлические уклоны для указанных режимов приведены на рис. 2.
На рис. 3 представлены результаты расчета изменения эффективности противотурбулентных присадок по длине МНПП при транспортировке нефтепродукта на режимах 2-0-№ 2, 2-0-№ 3, 2-0-№ 5, 2-0-№ 6. Как видно из рисунка, при совместном применении лупинга и ввода противотур-булентной присадки в качестве способов увеличения пропускной способности трубопровода эффективность противотурбулентной присадки снижается.
Изменение эффективности проти-вотурбулентных присадок при увеличении числа Рейнольдса и касательных напряжений
Рассмотрим режимы 2-0-№ 4, 2-0-№ 5, 2-0-№ 6, 2-1-№ 1, 2-1-№ 2,
Рис. 3. Изменение эффективности противотурбулентных присадок по длине МНПП при транспортировке нефтепродукта на режимах 2-0-№ 2, 2-0-№ 3, 2-0-№ 5, 2-0-№ 6
40 35 30 25
15 ф 10
5
20
20
40
60
80
км
100
120
режим 2 -0-№ 2; С=6 г/т; лупинг закрыт режим 2 -0-№ 5; С=6 г/т; лупинг открыт
-режим 2 -0-№ 3; С=8 г/т; лупинг закрыт -режим 2 -0-№ 6; С=8 г/т; лупинг открыт
I
Рис. 4. Гидравлический уклон при транспортировке нефтепродукта на режимах
2-0-№ 4,2-0-№ 5,2-0-№ 6,2-1-№ 1,2-1-№ 2,2-1-№ 3, 3-2-№ 1, 3-2-№ 2,
3-2-№ 3
800
700 600 500 400 300 200
20
40
60
80 км
100
120
режим 2-0-№ 4; С=0 г/т; лупинг открыт -режим 2-0-№ 6; С=8 г/т; лупинг открыт -режим 2-1 -№ 2; С=6 г/т; лупинг открыт режим 3-2-№ 1; С=0 г/т; лупинг открыт -режим 3-2-№ 3; С=8 г/т; лупинг открыт
-режим 2-0-№ 5; С=6 г/т; лупинг открыт режим 2-1-№ 1; С=0 г/т; лупинг открыт -режим 2-1-№ 3; С=8 г/т; лупинг открыт -режим 3-2-№ 2; С=6 г/т; лупинг открыт
H
0
xi
%
0
0
X
м
H
x
Рис. 5. Изменение эффективности противотурбулентных присадок по длине МНПП при транспортировке нефтепродукта на режимах 2-0-№ 5,2-0-№ 6,2-1-№ 2, 2-1-№ 3, 3-2-№ 2, 3-2-№ 3
и лупинге производительность, скорость и число Рейнольдса снижаются. Взаимосвязь между расходами в основной нитке на участке без лупинга и на участке с лупингом выражается формулой
01 = Q2■
О3 = Q2
5-т \2-rn
| Рис. 6. Принципиальная расчетная схема подключения лупинга
2-1-№ 3, 3-2-№ 1, 3-2-№ 2, 3-2-№ 3. Гидравлические уклоны для указанных режимов приведены на рис. 4. На рис. 5 представлены графики изменения эффективности проти-вотурбулентных присадок по длине МНПП при транспортировке нефтепродукта на режимах 2-0-№ 5, 2-0-№ 6, 2-1-№ 2, 2-1-№ 3, 3-2-№ 2, 3-2-№ 3. Как видно из рис. 5, при переходе от режимов 2-0-№ 5 (2-0-№ 6) к режимам 2-1-№ 2 (2-1-№ 3) соответственно эффективность противотурбулентных присадок возрастает. Однако при переходе от режимов 2-1-№ 2 (2-1-№ 3) к 3-2-№ 2 (3-2-№ 3) соответственно эффективность снижается.
Анализ результатов и выводы
В табл. 2 приведены расчетные значения чисел Рейнольдса, касательных напряжений и эффективности ПТП для исследуемых режимов. Здесь и далее под эффективностью ПТП подразумевается интегральная эффективность ПТП.
При подключении лупинга производительность трубопровода увеличивается 01 > Q0 (рис. 6). При этом возрастает
и число Рейнольдса Re1 > Re0. Однако
на участке с подключенным лупингом в основной нитке
при Dл = D, Q1 = 2Q2.
Таким образом, эффективность ПТП на участке с подключенным лупингом снижается в основном трубопроводе и в лупинге из-за снижения скорости и числа Рейнольдса потока, что сказывается на общей (интегральной) эффективности.
В ходе работы с подключенным лупингом при увеличении производительности - перекачки при переходе - с двух МНА на три МНА эффективность ПТП возрастает до некоторого максимального значения и при дальнейшем увеличении скорости потока -при переходе с трех МНА на пять МНА, несмотря на рост касательных напряжений и числа Рейнольдса - эффективность снижается. Данное явление может быть обусловлено несколькими причинами.
Одной из причин снижения эффективности присадки при переходе к режимам с более высокими числами Рейнольдса и касательными напряжениями может быть процесс механической деструкции полимерных цепей. Разрыв макромолекулярной цепи происходит посередине с образованием свободных радикалов, которые инициируют процесс деструкции вплоть до образования мономеров. При этом полимеры меняют или утрачивают свои первоначальные свойства. Однако в условиях турбулентного течения в цилиндрической трубе под действием сравнительно небольших касательных напряжениях (см. табл. 2) разрушение карбоцепной связи макромолекулы, находящейся в конформации клубка, маловероятно и, следовательно, механическая деструкция в данном случае не оказывает определяющего значения на снижение эффективности присадки.
Другим объяснением может стать влияние шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода на гидродинамическое сопротивление при течении. Шероховатость определяется положением вершин выступов на внутренней поверхности стенки трубопровода относительно границы пристенного слоя. Если выступы не выходят за пределы ламинарного подслоя, то течение жидкости в шероховатых трубах не отличается от течения в гладких трубах. Мигрируя по потоку макромолекулы под действием сил, которые возникают при турбулентном течении растворителя (силы Саффмана и Магнуса [34]), дрейфуют по направлению к стенке и проникают в ламинарный подслой, увеличивая его. Возрастание скорости потока и числа Рейнольдса уменьшает ламинарный подслой, тем самым снижая положительный эффект от применения присадок [15]. Однако, как видно из табл. 2, исследуемые режимы течения находятся в области смешанного трения, и влияние шероховатости
скорость w1 > w0
Влияние лупинга (0-58 км)
2-0-№ 1 0 847,5 закрыт 237890 - 0,01780 - 3,83 - - - -
2-0-№ 2 6 870 закрыт 244206 - 0,01775 - 4,03 - 16,21 22,70 9,99
2-0-№ 3 8 890 закрыт 249820 - 0,01771 - 4,20 - 18,46 24,60 12,57
2-0-№ 4 0 915 открыт 256837 128419 0,01766 0,01921 4,43 1,20 - - -
2-0-№ 5 6 930 открыт 261048 130524 0,01763 0,01916 4,57 1,24 14,61 21,71 -3,46
2-0-№ 6 8 930 открыт 261048 130524 0,01763 0,01916 4,57 1,24 17,34 24,95 -2,01
Влияние х и Re ^ = 25000; Re|| = 1250000)
2-0-№ 4 0 915 открыт 256837 128419 0,01766 0,01921 4,43 1,20 - - -
2-0-№ 5 6 930 открыт 261048 130524 0,01763 0,01916 4,57 1,24 14,61 21,71 -3,46
2-0-№ 6 8 930 открыт 261048 130524 0,01763 0,01916 4,57 1,24 17,34 24,95 -2,01
2-1-№ 1 0 1150 открыт 322801 161401 0,01729 0,01862 6,85 1,84 - - -
2-1-№ 2 6 1220 открыт 342450 171225 0,01721 0,01848 7,67 2,06 23,56 27,35 14,01
2-1-№ 3 8 1230 открыт 345257 172628 0,01719 0,01846 7,79 2,09 26,01 28,59 19,52
3-2-№ 1 0 1460 открыт 409817 204908 0,01697 0,01809 10,84 2,89 - - -3-2-№ 2 6 1500 открыт 421045 210522 0,01693 0,01804 11,41 3,04 5,09 6,30 2,13 3-2-№ 3 8 1500 открыт 421045 210522 0,01693 0,01804 11,41 3,04 6,29 8,20 1,60
Таблица 2
Расчетные показатели исследуемых режимов
< 1— г 1- (б ^ X и Е ^ Ре Коэффициент гидравлического сопротивления 1 Касательные напряжения х, Па Эффективность ПТП у, %
Режим ж и С7 а е и
(С & о к у X е участок участок с участок участок с участок участок с уча сток участок с
X ш (б ж О без лупингом без лупингом без лупингом По всему б ез лупингом
а1 X Е О лупинга (58- лупинга (58- лупинга (58- МНПП луп инга (58-
ас (0-58 км) 115 км) (0-58 км) 115 км) (0-58 км) 115 км) 8 км) 115 км)
1 2 3 8 9 10 11 12 13 14 16 17 18
стенки на падение эффективности ПТП в данном случае является малозначительным.
На уменьшение эффективности в исследуемом случае могло также повлиять следующее. В развитом турбулентном поле скоростей происходит распад надмолекулярных и ассоциативных соединений полимера под воздействием хаотичных турбулентных вихрей. Таким образом уменьшается объем индивидуального полимерного клубка [35] и его способность к проявлению эффекта Томса снижается.
Интерпретация полученных результатов во многом зависит от принятой гипотезы проявления эффекта Томса. Выявленная зависимость эффективности присадок от режима течения требует дополнительных исследований и накопления экспериментальных данных. Но тем не менее полученные результаты должны учитываться при проектировании новых трубопроводов с учетом их эксплуатации с применением противотурбулентных присадок, а также при выборе оптимальных режимов перекачки.
Заключение
В данной работе проводились исследования зависимости эффективности ПТП от режимов работы магистрального нефтепродуктопровода. По результатам анализа промышленных данных выявлено негативное влияние подключения лупинга на эффективность ПТП. Кроме того, в работе установлено существование оптимальных режимов течения с максимальной эффективностью ПТП, после достижения которых дальнейшее увеличение числа Рейнольдса и касательных напряжений приводит к снижению эффективности. Данное явление может быть следствием интенсификации процесса разделения надмолекулярных ансамблей в условиях более развитой турбулентности. Результаты данной работы могут быть применены в проектировании магистральных трубопроводов при выборе технологического режима транспортировки жидких углеводородов с применением противотурбулентных присадок.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Toms B.A. Some observations of the flow of linear polymer solution through straight tubes at large Reynolds numbers. Proc. First Intern. Congr. On Rheology. - Amsterdam. 1948. P. 135 -141.
2. Бахтизин Р.Н., Гареев М.М., Лисин Ю.В. и др. Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопровода. СПб.: Недра, 2018. 352 с.
3. Лисин Ю.В., Семин С.Л., Зверев Ф.С. Оценка эффективности противотурбулентных присадок по результатам опытно-промышленных испытаний на магистральных нефтепроводах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 3 (11). С. 6-11.
4. Муратова В.И., Валеев А.Р., Чэнь Я. и др. Сравнительный анализ эффективности противотурбулентных присадок в лабораторных условиях // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 4. С. 18-23.
5. Гареев М.М., Альмухаметова Д.А., Ахметвалиева Г.Ф. Обоснование методов прогнозирования эффективности противотурбулентных присадок при перекачке нефти и нефтепродуктов по трубопроводам разного диаметра // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 2. С. 10-15.
6. Гареев М.М., Манжай В.Н., Альмухаметова Д.А., Шагиев Р.Г. Прогнозирование эффективности добавок противотурбулентных присадок в поток нефти и нефтепродуктов при перекачке по магистральным трубопроводам // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 4. С. 14-17.
7. Чэнь Я., Нечваль А.М., Ян П. и др. Прогноз гидравлической эффективности снижения сопротивления в трубопроводе по моделям относительного напряжения сдвига в дисковом турбореометре // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 3. С. 28-34.
8. Virk, P.S. Drag Reduction Fundamentals. AIChE Journal. 1975. № 21. P. 625-656.
9. Чичканов С.В., Шамсуллин А.И., Мягченков В.А. Влияние концентрации водорастворимых полимерных присадок и скорости турбулентных потоков прямых нефтяных эмульсий на величину эффекта Томса // Георесурсы. 2007. № 3 (22). С.41-43.
10. Голунов Н.Н. Влияние малых противотурбулентных присадок на гидравлическую эффективность и смесеобразование при последовательной перекачке нефтепродуктов // Территория НЕФТЕГАЗ. 2018. № 6. С. 92-97.
11. Грудз В.Я., Аль-Дандал Р.С. Исследование влияния противотурбулентных присадок на гидравлическое сопротивление нефтепродуктопровода // Системы. Методы. Технологии. 2015. № 3 (27). С. 44-50.
12. Манжай В.Н. Экспериментальное изучение влияния напряжения сдвига и числа Рейнольдса на величину эффекта Томса // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 4. С. 85-89.
13. Рахматуллин Ш.И., Гареев М.М., Ким Д.П. О турбулентном течении слабоконцентрированных растворов полимеров в трубопроводах // Нефтегазовое дело. 2005. № 2. С. 31-45.
14. Манжай В.Н. Физико-химические аспекты турбулентного течения разбавленных растворов полимеров: дис. . . . докт. хим. наук: 02.00.04. М., 2009. 223 с.
15. Пилипенко В.Н. Влияние добавок на пристенные турбулентные течения // Итоги науки и техники. Механика жидкости и газа. 1980. Т. 15. С. 156-257.
16. Жолобов В.В., Варыбок Д.И., Морецкий В.Ю. К вопросу определения функциональной зависимости гидравлической эффективности противотурбулентных присадок от параметров транспортируемой среды // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 4. С. 52-57.
17. Несын Г.В., Манжай В.Н., Шибаев В.П. Влияние температуры и природы растворителя на способность снижать гидродинамическое сопротивление жидкостей // Высокомолекулярные соединения. Сер. А. 1989. Т. 31. № 7. С. 1412-1418.
18. Хасбиуллин И.И., Валиев М.И., Суховей М.В., Гареев М.М. Влияние асфальтено-смолистых веществ на эффективность противотурбулентной присадки // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 2. С. 144-150.
19. Манжай В.Н. Влияние температуры на скорость турбулентного течения разбавленных растворов полимеров // Изв. вузов. Нефть и газ. 2010. № 1. С. 82-87.
20. Макогон Б.П., Павелко М.М., Повх И.Л., Торяник А.И. Влияние температуры на гидродинамическую эффективность и стабильность полиэтиленоксида и полиакриламида // Инж.-физ. журн. 1984. Т. 47. № 4. С. 558-564.
21. Казыханов А.И., Власенко Ю.Г., Новоселова К.А., Счастный В.В. Анализ эффективности применения противотурбулентных присадок при различных термобарических условиях // Сб. избр. ст. междунар. науч. конф. «Высокие технологии и инновации в науке». СПб: НАЦРАЗВИТИЕ, 2019. С. 176-179.
22. Чичканов С.В., Яковенко Д.Ф., Шамсуллин А.И. и др. Влияние геометрических параметров стеклянных капилляров и природы полимерной присадки на величину эффекта Томса в водных средах // Вестник Казанского технологического университета. 2004. № 2. C. 221-229.
23. Мягченков В.А., Чичканов С.В. Влияние концентрации и молекулярных параметров сополимеров акриламида с акрилатом натрия на величину эффекта Томса в прямых эмульсиях нефти // Журн. прикл. химии. 2003. Т. 76. № 11. С. 1901-1905.
24. Мягченков В.А., Чичканов С.В. Зависимость эффекта Томса от концентрации ионогенных сополимеров акриламида, ионной силы и природы электролита // Журн. прикл. химии. 2003. Т. 76. № 5. С. 842-846.
25. Несын Г.В., Манжай В.Н., Шибаев В.П. Влияние длины бокового заместителя поли-н-алкилмет-акрилатов на их способность снижать гидродинамическое сопротивление // Высокомолекулярные соединения. Сер. Б. Т. 28. № 9. С. 714-718.
26. Horn, A.F. Midpoint scission of macromolecules in dilute solutions of turbulent flow/ A.F. Horn, E.M. Merrill. Nature. 1984. Vol. 312. P. 140-148.
27. Казале А., Портер Р. Реакции полимеров под действием напряжений, пер. с англ. Л.: Химия, 1983. 440 с.
28. Нечваль А.М., Муратова В.И., Чэнь Я. Оценка влияния путевой деструкции противотурбулентной присадки на ее гидравлическую эффективность // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 1. С. 43-49.
29. Несын Г.В., Валиев М.И., Гареев М.М. Устойчивые к деструкции агенты снижения гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 652-659.
5
30. Гареев М.М., Карпов Ф.А. Условие деструкции противотурбулентных присадок // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 1. С. 24-29.
31. Abdou, H.A.M. Case study in deducing pump discharge pressures with applied methods for maximizing throughput of a strategic crude oil pipeline. Journal of Petroleum Technology and Alternative Fuels. 2013. Vol. 4 (2). P. 12. № 23.
32. Шагиев Р.Г., Гумеров А.Г. Оптимизация дозирования противотурбулентных присадок в нефтепроводах с лупингами // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. 2017. Вып. 7 (12). С. 272-277.
33. Шагиев Р.Г. Потери давления при перекачке газожидкостных смесей в трубопроводных системах с лупингами при использовании противотурбулентных присадок // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 5. С. 104-113.
34. Урюков Б.А., Ткаченко Г.В., Стрельникова С.А. Механизм миграции полимерных присадок в турбулентном потоке жидкости // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2 (18). С. 42-47.
35. Манжай В.Н., Носикова Ю.Р., Абдусалямов А.В. Деградация полимерных растворов при турбулентном течении в цилиндрическом канале // Журн. прикл. химии. 2015. Т. 88. № 1. С. 123-131.
REFERENCES
1. Toms B.A. Some observations of the flow of linear polymer solution through straight tubes at large Reynolds numbers. Proc. of First Intern. Congr. On Rheology. Amsterdam, 1948, pp. 135 -141.
2. Bakhtizin R.N., Gareyev M.M., Lisin YU.V. Nanotekhnologii dlya snizheniya gidravlicheskogo soprotivleniya trubo-provoda [Nanotechnologies to reduce the hydraulic resistance of the pipeline]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2018. 352 p.
3. Lisin YU.V., Semin S.L., Zverev F.S. Evaluation of the effectiveness of anti-turbulent additives based on the results of pilot tests on main oil pipelines. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2013, no. 3 (11), pp. 6-11 (In Russian).
4. Muratova V.I., Valeyev A.R., Chen' YA. Comparative analysis of the effectiveness of anti-turbulent additives in laboratory conditions. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2020, no. 4, pp. 18-23 (In Russian).
5. Gareyev M.M., Al'mukhametova D.A., Akhmetvaliyeva G.F. Substantiation of methods for predicting the effectiveness of anti-turbulent additives when pumping oil and oil products through pipelines of different diameters. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2018, no. 2, pp. 10-15 (In Russian).
6. Gareyev M.M., Manzhay V.N., Al'mukhametova D.A., Shagiyev R.G. Forecasting the effectiveness of additives of anti-turbulent additives in the flow of oil and oil products during pumping through main pipelines. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2015, no. 4, pp. 14-17 (In Russian).
7. Chen' YA., Nechval' A.M., Yan P. Forecast of hydraulic efficiency of drag reduction in a pipeline based on relative shear stress models in a disk turborheometer. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2020, no. 3, pp. 28-34 (In Russian).
8. Virk P.S. Drag reduction fundamentals. AIChE Journal, 1975, no. 21, pp. 625-656.
9. Chichkanov S.V., Shamsullin A.I., Myagchenkov V.A. Influence of the concentration of water-soluble polymer additives and the velocity of turbulent flows of direct oil emulsions on the value of the Toms effect. Georesursy, 2007, no. 3 (22), pp. 41-43 (In Russian).
10. Golunov N.N. Influence of small anti-turbulent additives on hydraulic efficiency and mixture formation during sequential pumping of oil products. Territoriya NEFTEGAZ, 2018, no. 6, pp. 92-97 (In Russian).
11. Grudz V.YA., Al'-Dandal R.S. Investigation of the influence of anti-turbulent additives on the hydraulic resistance of an oil product pipeline. Sistemy. Metody. Tekhnologii, 2015, no. 3 (27), pp. 44-50 (In Russian).
12. Manzhay V.N. Experimental study of the effect of shear stress and Reynolds number on the magnitude of the Toms effect. Izvestiya vuzov. Neft' i gaz, 2010, no. 4, pp. 85-89 (In Russian).
13. Rakhmatullin SH.I., Gareyev M.M., Kim D.P. On the turbulent flow of weakly concentrated polymer solutions in pipelines. Neftegazovoye delo, 2005, no. 2, pp. 31-45 (In Russian).
14. Manzhay V.N. Fiziko-khimicheskiye aspekty turbulentnogo techeniya razbavlennykh rastvorovpolimerov. Diss. dokt. khim. nauk [Physical and chemical aspects of turbulent flow of dilute polymer solutions. Dr. chem. sci. diss.]. Mosocw, 2009. 223 p.
15. Pilipenko V.N. Influence of additives on near-wall turbulent flows. Itogi nauki i tekhniki. Mekhanika zhidkosti i gaza, 1980, vol. 15, pp. 156 257 (In Russian).
16. Zholobov V.V., Varybok D.I., Moretskiy V.YU. To the question of determining the functional dependence of the hydraulic efficiency of anti-turbulent additives on the parameters of the transported medium. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2011, no. 4, pp. 52-57 (In Russian).
17. Nesyn G.V., Manzhay V.N., Shibayev V.P. Influence of temperature and nature of the solvent on the ability to reduce the hydrodynamic resistance of liquids. Vysokomolekulyarnyye soyedineniya, 1989, vol. 31, no. 7, pp. 1412-1418 (In Russian).
18. Khasbiullin I.I., Valiyev M.I., Sukhovey M.V., Gareyev M.M. Influence of asphaltene-resinous substances on the effectiveness of anti-turbulent additive. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2019, no. 2, pp. 144-150 (In Russian).
19. Manzhay V.N. Influence of temperature on the rate of turbulent flow of dilute polymer solutions. Izv. vuzov. Neft' i gaz, 2010, no. 1, pp. 82-87 (In Russian).
20. Makogon B.P., Pavelko M.M., Povkh I.L., Toryanik A.I. Influence of temperature on the hydrodynamic efficiency and stability of polyethylene oxide and polyacrylamide. Inzh.-fiz. zhurn, 1984, vol. 47, no. 4, pp. 558-564 (In Russian).
21. Kazykhanov A.I., Vlasenko yU.G., Novoselova K.A., Schastnyy V.V. Analiz effektivnosti primeneniya protivoturbu-lentnykh prisadok pri razlichnykh termobaricheskikh usloviyakh [Analysis of the effectiveness of the use of anti-turbulent additives under various thermobaric conditions]. Trudy mezhdunar. nauch. konf. «Vysokiye tekhnologii iinnovatsii v nauke» [Proc. of intl. scientific conf. "High technologies and innovations in science"]. St. Petersburg, 2019, pp. 176-179.
22. Chichkanov S.V., Yakovenko D.F., Shamsullin A.I. Influence of geometrical parameters of glass capillaries and the nature of the polymer additive on the magnitude of the Toms effect in aqueous media. Vestnik Kazanskogo tekhno-logicheskogo universiteta, 2004, no. 2, pp. 221-229 (In Russian).
23. Myagchenkov V.A., Chichkanov S.V. Influence of concentration and molecular parameters of copolymers of acryl-amide with sodium acrylate on the magnitude of the Toms effect in direct oil emulsions. Zhurn. prikl. khimii, 2003, vol. 76, no. 11, pp. 1901-1905 (In Russian).
24. Myagchenkov V.A., Chichkanov S.V. Dependence of the Toms effect on the concentration of ionogenic acrylamide copolymers, ionic strength, and the nature of the electrolyte. Zhurn. prikl. khimii., 2003, vol. 76, no. 5, pp. 842-846 (In Russian).
25. Nesyn G.V., Manzhay V.N., Shibayev V.P. Influence of the length of the side substituent of poly-n-alkyl meth-acry-lates on their ability to reduce hydrodynamic resistance. Vysokomolekulyarnyye soyedineniya, vol. 28, no. 9, pp. 714-718 (In Russian).
26. Horn A.F., Merrill E.M. Midpoint scission of macromolecules in dilute solutions of turbulent flow. Nature, 1984, vol. 312, pp. 140-148.
27. Kazale A., Porter R. Reaktsiipolimerovpoddeystviyemnapryazheniy[Reactions of polymers under stress]. Leningrad, Khimiya Publ., 1983. 440 p.
28. Nechval' A.M., Muratova V.I., Chen' YA. Evaluation of the influence of track destruction of an anti-turbulent additive on its hydraulic efficiency. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2017, no. 1, pp. 43-49 (In Russian).
29. Nesyn G.V., Valiyev M.I., Gareyev M.M. Destruction-resistant agents for reducing the hydrodynamic resistance of hydrocarbon liquids. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2019, vol. 9, no. 6, pp. 652-659 (In Russian).
30. Gareyev M.M., Karpov F.A. The condition for the destruction of anti-turbulent additives. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2018, no. 1, pp. 24-29 (In Russian).
31. Abdou H.A.M. Case study in deducing pump discharge pressures with applied methods for maximizing throughput of a strategic crude oil pipeline. Journal of Petroleum Technology and Alternative Fuels, 2013, vol. 4 (2), no. 23, p. 12.
32. Shagiyev R.G., Gumerov A.G. Optimization of dosing of anti-turbulent additives in oil pipelines with loopings. Neftegazovyye tekhnologii i novyye materialy. Problemy i resheniya, 2017, no. 7 (12), pp. 272-277 (In Russian).
33. Shagiyev R.G. Pressure losses during pumping of gas-liquid mixtures in pipeline systems with loopings using antiturbulent additives. Problemy sbora, podgotovkii transporta neftii nefteproduktov, 2019, no. 5, pp. 104-113 (In Russian).
34. Uryukov B.A., Tkachenko G.V., Strel'nikova S.A. The mechanism of migration of polymer additives in a turbulent fluid flow. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2015, no. 2 (18), pp. 42-47 (In Russian).
35. Manzhay V.N., Nosikova YU.R., Abdusalyamov A.V. Degradation of polymer solutions during turbulent flow in a cylindrical channel. Zhurn.prikl. khimii, 2015, vol. 88, no. 1, pp. 123-131 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Карпов Филипп Алексеевич, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Гареев Мурсалим Мухутдинович, д.т.н., проф., заместитель завкафедрой транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Philipp A. Karpov, Postgraduate Student of the Department of Transportation and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological.
Mursalim M. Gareev, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Deputy Head of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
