EnglishНа русском

Ефективна економіка № 7, 2016

УДК 622.691.4

 

Р. С. Аль-Дандал,

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

 

ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНИЙ АНАЛІЗ ВИКОРИСТАННЯ  ПРОТИТУРБУЛЕНТНИХ ПРИСАДОК В ТРУБОПРОВІДНОМУ ТРАНСПОРТІ НАФТОПРОДУКТІВ

 

R. S. Al-Dandal,

Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas

 

TECHNICAL - ECONOMIC ANALYSE OF USING ANTITURBULENT ADDITIVES IN THE PIPELINE TRANSPORTATION OF OIL PRODUCTS

 

Приводяться результати досліджень та огляд літературних джерел з питання оцінки ефективності застосування проти турбулентних присадок (ПТП) при трубопровідному транспорті світлих нафтопродуктів. Наведено характеристики найбільш поширених ПТП імпортного виробництва, а також поліакриламід (ПАА) та карбоксиметилцелюлозу (КМЦ)  вітчизняного виробництва, які пропонується використовувати в якості проти турбулентних присадок. Запропоновано з метою порівняння ефективності різнотипних ПТП використати експлуатаційні витрати на перекачування.. Побудовані графічні та апроксимаційні емпіричні залежності дозволяють дати порівняльну характеристику вітчизняних полімерних речовин, які рекомендується використати в якості ПТП,  з імпортними аналогами. Зазначається, що при виборі типу  ПТП в кожному конкретному випадку слід враховувати вартість полімеру і його ефективність в зниженні гідравлічного опору нафтопродуктопроводу

 

There are given results of researching and the review of literary facts through the question of estimation the efficiency of application antiturbulent additives (ATAs) in the pipeline transportation of light oil products . There are given characteristics of the most common ATA imported production also poliakrylamidd (PAA) and carboxymethylcellulose (CMC) of domestic production that are proposed to be used antiturbulent additives. To compare the effectiveness of different types of АTAs it is suggested to use operating costs for pumping. There are built graphic dependences that can give comparative characteristics of domestic polymeric substances, which are recommend to be used as ATAs, with imported analogues. It is noted that for choosing the type of ATA in each case must be considered the cost of the polymer and its effectiveness in reducing the hydraulic resistance of pipelines.

 

 

Нафтотранспортна система України, що експлуатується ПАТ "Укртранснафта", складається з 19 магістральних нафтопроводів загальною протяжністю 4767 км. Річна пропускна здатність системи становить: на вході 114 млн. т, на виході - 56,3 млн. т. Система нафтопроводів може в повному обсязі забезпечити потреби вітчизняних нафтопереробних підприємств. Перекачування нафти здій­снюють 51 НПС, на яких установлено 176 насосних агрегатів загальною потуж­ністю 357 МВт. Загальна ємність резервуарного парку складає 1083 тис. м3. Середній термін експлуатації магістральних нафтопроводів становить 28 років, а деякі нафтопроводи відпрацювали вже понад 40 років. За час експлуата­ції частина магістральних нафтопроводів і технологічного обладнання (до 70 %) вичерпала свій ресурс, фізично і морально застаріла і потребує модернізації.. Нафтопровідна система України використовується не на повну потужність. З кожним роком обсяги перекачування нафти нафтопроводами зменшуються  Через суттєві зменшення обсягів транспортування нафти деякі нафтопрово­ди експлуатуються з  перевитратами електроенергії на перекачування, що суттєво впливає на основні техніко-економічні показники. В таких умовах з метою зниження витрати електроенергії доцільно використовувати при перекачуванні світлих нафтопродуктів проти турбулентні присадки (ПТП)

Наявний досвід застосування високомолекулярних сполук для зниження гідравлічного опору показує, що використовуються в промисловості присадки виготовляються на базі поліолефінів, відносячи-трудящих до карболанцюгові полімерам і утворюється при гомо- або сополімеризации олефінів.

В даний час на  ринку є наступні пропозиції щодо використання протитурбулентних присадок при трубопровідному транспорті нафт і нафтопродуктів (Таблиця 1)

Характеристики ПТП деяких фірм наведено в таблиці 1.

 

Таблиця 1.

Характеристики ПТП деяких фірм

Найменування присадки

Liquid Power  «СОПОС»

FLO XL

«Baker»

Necadd-547                                           «Fortum»

Віол Томськ

ПАА

КМЦ

Призначення

МНП

МНП

МНП, МНВП

МНП

МНП, МНВП

МНП, МНВП

Агрегатний стан

дисперсія

дисперсія

гель

гель

порошок

порошок

Колір присадки

Білий

Сірий

Безбарвний

Жовтуватий

Білий

білий

Густина, кг/м3

970

960

769

800

1122

1500

В'язкість(20 С) сПз

250-400

200 - 250

44000

 

 

 

Температура кипіння, ° С

100

120

126

 

192

 

Розчин. у воді

не розчиниться

диспергує

не розчиниться

не розчиниться

розчинний

мало-розчинний

Розчин. у нафті

розчин.

розчин.

розчин.

розчин.

розчин.

розчин.

 

Особливістю проти турбулентних присадок, яка визначає їх властивості у зниженні гідравлічного опору нафтопроводу при застосуванні, є високі вимоги до міри чистоти продукту, в зв’язку з чим ринкова вартість імпортних ПТП складає від $12000 (США) за тонну. Суттєво дешевшою є присадка Віол виробництва РФ 173143 р/т.($5585) [1]. Однак, їх дефіцит вимагає пошуку нових дешевих замінників. Ряд дослідників [2,3] пропонують в якості проти турбулентних присадок використати технічний поліакриламід (ПАА) та карбоксиметилцелюлозу (КМЦ).

Широкий вибір різних типів і марок проти турбулентних присадок на світовому ринку ставить задачу про порівняльний аналіз ефективності застосування їх застосування при транспортуванні різних нафт і нафтопродуктів. При цьому слід мати на увазі порівняння не тільки ступеня зниження гідравлічного опору при транспортуванні, але й техніко-економічних показників.

До теперішнього часу такий порівняльний аналіз ефективності застосування ПТП різних типів в літературних джерелах відсутній. Це пов'язано в першу чергу  з тим, що різні типи проти турбулентних присадок в суміші з різними видами нафт і нафтопродуктів показують різну ефективність, тобто різний ступінь зниження гідравлічного опору. Навіть використання конкретного типу ПТП в суміші з стандартним нафтопродуктом, але виготовленим з різних нафт різними виробниками показує різну ефективність зниження гідравлічного опору нафтопроводу.   По-друге, кожен розробник проводить випробування тільки своєї присадки, а, по-третє, зазначені випробування проводяться в неадекватних умовах. В [4] запропоновано використовувати для порівняльного аналізу ефективності різних типів ПТП критерії Рейнольдса і Дебори.

Критерій Дебори або число Дебори () – це критерій подібності в реології, що показує ступінь текучості матеріалу в експерименті. Число Дебори визначається як відношення

 

                                                                         (1)

 

де  -  характерний час релаксації матеріалу,  - характерний час спостереження.

При тривалості спостереження, що перевищують характерний час релаксації, матеріал тече, тобто чим менше число Дебори, тим плинніший матеріал в рамках проведеного експерименту. Критерій був введений М. Рейнером, він же і запропонував назву [5], критерій може бути застосований до рідин Максвелла, але не застосовується до рідин Кельвіна - Фойгта.

Обробка експериментальних даних, що містяться в роботах [1,2,3,4], дозволила стверджувати наступне.

При розвинених числах Рейнольдса величина числа Дебори при малих діаметрах труб істотно більше, ніж при великих діаметрах. Це свідчить, зокрема, про неможливість прямого перенесення подібних результатів на промислові трубопроводи. У дослідах [2] збільшення концентрації ПТП в паливі ТС-1 призводить до того, що число Дебори при сталому критерії Рейнольдса спочатку зростає, а потім починає зменшуватися. Це відповідає відомому фактом [5] існування деякого порогового значення концентрації полімеру, при перевищенні якого гідравлічний ефект від малих добавок високомолекулярних речовин знижується. Навіть при розвиненому турбулентному режимі і досить значних добавках ПТП гудрону в гас величини числа Дебори невеликі. Це дозволяє зробити висновок про низьку ефективність використання даного високомолекулярної речовини. Результати промислових експериментів з присадкою ВИОЛ [3, 4], в яких залежність числа De від Re 0 і в обернено пропорційна, суперечать закономірностям, піднаглядним дослідах з іншими ПТП.

Як вказується у [5],  ефективне число Рейнольдса при турбулентному режимі перекачування  нафтопродуктів з протитурбулентними присадками може бути знайдене

 

                                                                    (2)

 

де Re0 - число Рейнольдса за тих же в умов, але при відсутності присадки.

При такій постановці завдання прогнозування величини коефіцієнта гідравлічного опору  при транспортуванні суміші нафтопродукту з ПТП зводиться до розробки методики обчислення числа Дебори De при відомому значенні коефіцієнта гідравлічного опору при транспортуванні чистого нафтопродукту . Використовуючи для коефіцієнта гідравлічного опору узагальнену формулу і залежність для коефіцієнта ефективності присадки  [2], можна отримати наступну формулу

 

                                                                         (3)

 

Залежність (3) пов’язує ступінь ефективності присадки  з критерієм Дебори , що дає змогу застосувати для порівняння ефективності різних типів ПТП в різних умовах критерій Дебори.

Використовуючи  залежності числа Дебори від числа Рейнольдса для різних ПТП за літературними даними [3,4] і результати власних експериментальних досліджень застосування домішок ПАА і КМЦ  в якості ПТП при перекачуванні дизельного палива  з оптимальними концентраціями, отримано емпіричні залежності для різних комбінацій нафтопродукту і ПТП при оптимальних концентраціях

При використанні протитурбулентної присадки Necedd-547 залежність має вигляд

    

При використанні протитурбулентної присадки FLO

   

При використанні протитурбулентної присадки Віол

 

                                  (4)

 

При використанні протитурбулентної присадки ПАА

 

При використанні протитурбулентної присадки КМЦ  

   

Для отримання вказаних емпіричних залежностей побудовано графічні залежності числа Дебори від числа Рейнольдса при використанні різних ПТП в якості добавок до дизельного пального і керосину, які приведені на рисунку 1.

 

 

 

Рисунок 1. Залежності між критеріями Дебори і Рейнольдса при оптимальних концентраціях різних ПТП для дизельного палива (а) і керосину (б)

 

Залежності (4) та графіки (рисунок 1) в комплексі з формулою (3) дозволяють оцінити гідравлічну ефективність застосування ПТП при транспортуванні світлих нафтопродуктів. Економічна ефективність застосування кожного з видів ПТП визначиться за критерієм мінімуму експлуатаційних затрат при транспортуванні даного виду нафтопродукту, враховуючи його витрату і вартість.  Слід зауважити, що оптимум залежатиме від витрати нафтопродукту. При малих величинах витрати нафтопродукту більш ефективними в економічному плані будуть дорогі зарубіжні ПТП, гідравлічна ефективність (тобто зниження гідравлічного опору) є високою. При зростанні витрати нафтопродукту витрата ПТП зростатиме пропорційно, що викличе зростання затрат на присадки. Тому, незважаючи на дещо нижчу гідравлічну ефективність  вітчизняних ПТП, їх економічна ефективність зростатиме завдяки низькій вартості. Тому для кожного конкретного нафтопроводу при заданій продуктивності  конкретного нафтопродукту оптимальне рішення може бути різним.

Алгоритм оптимізації вибору типу ПТП для конкретного нафтопродуктопроводу можна зобразити у вигляді наступної послідовності операцій.

За відомою продуктивністю даного нафтопродуктопроводу при перекачуванні конкретного нафтопродукту  визначають число Рейнольдса.  Залежності (4) або графіки (рисунок 1) дозволяють визначити число Дебори при оптимальній концентрації різних видів ПТП. Формула (3) дозволяє визначити для кожного випадку коефіцієнт ефективності присадки   і дальше коефіцієнт гідравлічного опору нафтопродуктопроводу з використанням даної ПТП  . В подальшому за класичною методикою визначаються гідравлічні втрати напору в трубопроводі  і загальна потужність НПС , що дає змогу обчислити витрати на елетропривід  насосних агрегатів .

 

                                                                                 (5)

 

де  ,, - відповідно довжина, внутрішній діаметр і перепад геодезичних позначок;  - густина нафтопродукту;   - вартість електроенергії для регіону;  - час перекачування даного нафтопродукту;   - номер варіанту ( тип ПТП).

З іншого боку серед додаткових затрат,  які залежать від типу ПТП, слід виділити затрати на придбання присадки ZПТП, пропорційні її ціні сП, тобто

 

                                                                            (6)

 

Тоді сумарні експлуатаційні затрати на транспортування нафтопродукту з заданою витратою будуть представлені у вигляді суми

 

                                                                              (7)

 

Змінюючи величину витрати нафтопродукту в реальних межах для даного нафтопродуктопроводу, можна за (5), (6), (7) побудувати графічні залежності сумарних відносних  експлуатаційних затрат (по відношенню до транспортування чистого нафтопродукту) на транспортування нафтопродукту від продуктивності. Такі залежності подано на рисунку 2 для ділянки ЛПДС 5С-1К системи нафтопродуктопроводів «ПрикарпатЗахідТранс».

 

Рисунок 2. Залежність відносних експлуатаційних затрат від продуктивності  нафтопродуктопроводу при використанні різних ПТП

 

Графічні залежності відносних експлуатаційних витрат (по відношенню до аналогічних витрат без застосування ПТП), що приведені на рисунку 2, підтверджують положення про те, що прогнозування режимів і вибір раціонального виду ПТП слід проводити в кожному конкретному випадку за запропонованим алгоритмом. Аналіз залежностей показує, що застосування імпортних проти турбулентних присадок завжди дає більш відчутний економічний ефект, ніж застосування вітчизняних ПТП за рахунок суттєвішого пониження гідравлічного опру нафтопродуктопроводу. Так, застосування протитурбулентної присадки Necedd-547 при перекачуванні дизельного пального нафтопродуктопроводами  «ПрикарпатЗахідТранс» на ділянці ЛПДС 5С-1К найбільш ефективне при продуктивності близько 100 м3/год ; подальше збільшення продуктивності знижує економічну ефективність даного типу ПТП за рахунок збільшення її витрати (при оптимальній сталій концентрації присадки), що збільшує витрати на перекачування. Аналогічно виглядає залежність ефективності присадок FLO і Віол від продуктивності нафтопродуктопроводу, причому для  FLO оптимальна продуктивність складає близько 130 м3/год, а для Віол – близько  150 м3/год. Збільшення оптимального значення продуктивності нафтопродуктопроводу при використанні даного типу ПТП пояснюється зменшенням їх ціни. Однак, при оптимальних продуктивностях нафтопродуктопроводу з використанням кожного з типів ПТП відносні експлуатаційні витрати на перекачування знижуються в порівнянні з перекачуванням без застосування присадок для ПТП Necedd-54  на 17,2%, для ПТП FLO – на 15,7%, для ПТП Віол – на 14,4%. Застосування вітчизняних присадок більш ефективне при зростанні продуктивності нафтопродуктопроводу за рахунок їх значно нижчої вартості. Використання  в якості протитурбулентної  присадки ПАА найбільш ефективне при продуктивності нафтопродуктопроводу близько 190 м3/год і в цьому випадку призводить до зниження експлуатаційних витрат на 13,6%, а при використанні в якості присадки КМЦ оптимальна продуктивність нафтопродуктопроводу складає 175 м3/год і призводить до зниження експлуатаційних витрат на 12,4%.

Отже, при виборі типу ПТП  і режиму роботи нафтопродуктопроводу в кожному конкретному випадку слід враховувати вартість полімеру, яка за даними [1] для імпортних продуктів складає від $12000 за тонну, для присадки Віол вартість $5585 за тонну, а для вітчизняних ПАА і КМЦ в доларовому еквіваленті во складає відповідно $2090 і  $1800 за тонну. Тому раціональне рішення про вибір ПТП в конкретних умовах слід вибирати на основі техніко-економічного розрахунку.

 

Література.

1. Коновалов К.Б. Розробка технології та оцінка ефективності виробництва антитурбулентних присадки суспензійного типу / К.Б. Коновалов, Г.В. Несин, Н.М. Полякова, В.С. Станкевич // Вісник науки Сибіру №1 (1), 2011

2. Порайко І.М. Зниження тиску в промисловому нафтопроводі за допомогою поліакриламіду / І.М. Порайко, А.І. Арутюнов // нафтопромислове справу. - 1978.-№6 - С.46-48

3. Бєлоусов Ю. П. Протівотурбулентние присадки для вуглеводневих рідин // Новосибірськ: Наука. 1986. - 145 с.

4. Хуссейн М. Н. А., Застосування протівотурбулентних присадок для поліпшення гідравлічних характеристик нафтопроводів / М.Н.А. Хуссейн, А.А. Коршак // Будівництво. Комунальне господарство. Насоси. Трубопроводи-2008: матеріали XII міжнародній науково-технічний конференції. - Том II. - Уфа: УГНТУ, 2008. - С. 71-72.

5. Кацюцевіч Е. В., Білоусов Ю. П., Гостєв Н.М. Протівотурбулентние

полімерні добавки в трубопровідний транспорт нафтопродуктів // Транспорт і зберігання нафтопродуктів і вуглеводневої сировини.

- 1988.-№6.-С. 9-12.

6. Манжай В.Н., Ілюшніков А.В., Гарєєв М.М., Несин Г.В. Лабораторні дослідження і промислові випробування полімерної добавки для зниження енергетичних витрат на магістральному нафтопроводі // М .: Інженерно-фізичний журнал. - 1993. - Т.65. - №5. - С. 515-517.

7. Ерошкина І. І. Підвищення пропускної спроможності магістральних нафтопродуктопроводів на основі застосування протівотурбулентних присадок: Дис. Канд. Техн. Наук. - М., 2003. - 146с.

8. Прохоров А. Д., Челинцев С. Н., Черникин А. В., Фокін С. М., Харьюхахто X. Про коефіцієнт гідравлічного опору магістральних нафтопродуктопроводів при перекачуванні дизельного палива, обробленого протівотурбулентной присадкою // Транспорт і зберігання нафтопродуктів. - 1999. - № 12. - С.4-6.

9. Макаров З І.П.., Фокін С.М. і ін. Досвід застосування протівотурбулентной присадки на нафтопродуктопроводах ВАТ «АК« Транснафтопродукт»// Транспорт і зберігання нафтопродуктів. - 2000. - № 4. - С. 14-17.

10. Walsh M. Theory of drag reduction in dilute high polymer flows // Trans. Soc. 
Rheal
. - 1978. - V.27. - p. 134-137. 

11. Хуссейн М. Н. А Поліпшення параметрів роботи нефтепроводрв шляхом застосування протівотурбулентних присадок. : Дис. Канд. Техн. Наук. - Уфа., 2009. - 121с.

 

References.

1. Konovalov, K.B. Nesyn, G.V. Polyakova, N.M. and Stankevich, V.S. (2011), "Development of technology and evaluation of production efficiency antiturbulent additives suspension type", Visnyk nauky Sybiru, vol.1 (1).

2. Porayko, I.N. and Arutyunov, A.I. (1978), "Pressure reduction in fishing pipeline using polyacrylamide", Naftopromyslove spravu, vol. 6, pp.46-48 

3. Belousov, Y.P. (1986), Protivoturbulentnye prysadky dlia vuhlevodnevykh ridyn [Аntiturbulent additives for hydrocarbon liquids], Science, Novosibirsk, Russia, p.145. 

4. Hussain, M.N.A. and Korshak, A. A. (2008), "Application of antiturbulent additives to improve the hydraulic characteristics of oil", Proceedings of the XII International Scientific-Technical Conference, Construction. Utilities. Pumps. Pipelines 2008, Volume II,  UGNTU, Ufa, Russia, pp. 71-72. 

5. Katsyutsevich, E.V. Belousov, Y.P. and Gostev, N.M. (1988), "Antiturbulent polymer additives in pipeline transport of oil", Transport i zberihannia naftoproduktiv i vuhlevodnevoi syrovyny, vol. 6, pp. 9-12. 

6. Mangin, V.N. Ilyushnikov, A.V. Gareev, M.M. and Nesyn, G.V. (1993), "Laboratory studies and industrial tests of polymer additives for reducinf of energy costs at the main oil pipeline", Journal of Engineering Physics, no.65, vol.5, pp. 515-517. 

7. Eroshkina, I.I. (2003), "Improving capacity of main oil pipelines by applying of antiturbulent additives", Abstract of Ph.D. dissertation, Moscow, Russia, p. 146. 

8. Prokhorov, A.D. Chelintsev, S.N. Chernikin, A.V. Fokin, S.M. and Haryuhahto, X.O. (1999), "About the coefficient of hydraulic resistance of main oil pipelines pumping diesel fuel treated of antiturbulent additive",  Transport and storage of petroleum products, vol. 12, pp.4-6. 

9. Makarov, S.P. Fokin, S.M. and others (2000), "The experience of using of the antiturbulent 
additives in the oil pipelines of JSC "AK" Transnefteprodukt"", Transport and storage of petroleum products, vol. 4, pp. 14-17. 

10. Walsh M. Theory of drag reduction in dilute high polymer flows // Trans. Soc. 
Rheal. - 1978. - V.27. - p. 134-137. 

11. Hussein, M.N. (2009), "Improving of the pipelines operating parameters through the use of antiturbulent additives", Abstract of Ph.D. dissertation, Ufa, Russia, p.. 121

 

Стаття надійшла до редакції 20.07.2016 р.