Способ транспортирования углеводородной жидкости по трубопроводу
Владельцы патента RU 2635959:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" (RU)
Изобретение относится к трубопроводному транспорту углеводородных жидкостей и может быть использовано для увеличения пропускной способности магистрального трубопровода за счет снижения гидравлического сопротивления в нем посредством введения в поток транспортируемой углеводородной жидкости, например нефти или деэтанизированного конденсата противотурбулентной присадки (далее - ПТП). Технический результат - расширение арсенала технических средств определенного назначения. Способ транспортирования углеводородной жидкости по трубопроводу, включающий введение в поток углеводородной жидкости ПТП, количество которой выбирают исходя из требуемых значений давления в начале трубопровода, расхода транспортируемой углеводородной жидкости и потерь давления в трубопроводе при определенном значении коэффициента гидравлического сопротивления. 3 табл., 1 ил.
Изобретение относится к трубопроводному транспорту углеводородных жидкостей и может быть использовано для увеличения пропускной способности магистрального трубопровода за счет снижения гидравлического сопротивления в нем посредством введения в поток транспортируемой углеводородной жидкости, например, нефти или деэтанизированного конденсата противотурбулентной присадки (далее - ПТП).
Известен способ транспортирования по трубопроводам углеводородной жидкости малой и средней вязкости в турбулентном режиме движения. Для снижения потерь на трение в турбулентный поток вводят ПТП - высокомолекулярные карбоцепные соединения: полиметилакрилаты, полиакрилаты, полиизобутилен, полистирол и полиолефины молекулярной массой от 0,3 до 10⋅106. Товарные формы этих присадок представляют 5-10%-ный растворы названных соединений в углеводородных растворителях, например в керосине, бензине и др. Они вводятся в поток в количестве до 0,002-0,05 мас.% (см. Ю.П. Белоусов. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей, Новосибирск, Наука, 1986, с. 49-79).
Недостатком данного способа является высокая вязкость используемых при его осуществлении растворов ПТП, представляющих собой устойчивые к расслоению гели, которые вводят в поток перекачиваемой жидкости под большим давлением и при помощи дозировочного оборудования. Кроме того, данные растворы ПТП не рекомендуется эксплуатировать при низких температурах, например, в условиях Крайнего Севера в связи с тем, что при температурах ниже минус 30°C вязкость растворов ПТП возрастает настолько, что их невозможно подавать в поток перекачиваемой жидкости.
Известен способ транспортирования углеводородной жидкости по трубопроводу, заключающийся в подаче в турбулентный поток углеводородной жидкости добавки из высокомолекулярных карбоцепных соединений с молекулярной массой от 0,3 до 10⋅106, количество добавки выбирают из условия достижения скорости потока жидкости в пристенной области трубопровода, обеспечивающей отмыв частиц загрязнений и их вынос до фильтрующих устройств, описываемого определенной системой уравнений (см. патент РФ №2193722, МПК7 F17D 1/16, F15D 1/02, опубл. 27.11.2002).
Помимо присущих описанному выше аналогу недостатков, данный способ, принятый в качестве прототипа, не позволяет определять количество ПТП в зависимости от требуемых значений давления в начале трубопровода, расхода перекачиваемой углеводородной жидкости и потерь давления в трубопроводе.
Задачей изобретения является создание способа транспортирования углеводородной жидкости по трубопроводу, позволяющего увеличивать пропускную способность магистрального трубопровода за счет снижения гидравлического сопротивления в нем посредством введения в поток ПТП, количество которой выбирают исходя из требуемых значений давления в начале трубопровода, расхода перекачиваемой углеводородной жидкости и потерь давления в трубопроводе.
Достигаемый технический результат заключается в расширении арсенала технических средств определенного назначения.
Поставленная задача и указанный технический результат в способе транспортирования углеводородной жидкости по трубопроводу, включающем введение в поток транспортируемой углеводородной жидкости ПТП соответственно решается и достигается тем, что сначала определяют параметры, характеризующие гидравлический режим работы трубопровода, по которому транспортируют углеводородную жидкость, без учета добавления ПТП в поток транспортируемой углеводородной жидкости, для чего путем изменения производительности насосных агрегатов устанавливают значения давления в начале трубопровода и расхода транспортируемой углеводородной жидкости, трубопровод по всей длине разбивают на некоторое количество участков, определяют потери давления на каждом из участков, после чего определяют суммарные потери давления при транспортировке углеводородной жидкости по всему трубопроводу, а количество ПТП выбирают исходя из требуемых значений давления в начале трубопровода, расхода транспортируемой углеводородной жидкости и потерь давления в трубопроводе, при следующем значении коэффициента гидравлического сопротивления
,
где K - коэффициент изменения гидравлического сопротивления в зависимости от количества транспортируемой углеводородной жидкости и ПТП;
Re - число Рейнольдса;
Δэ - эквивалентная абсолютная шероховатость для стальных труб, м;
D - эквивалентный диаметр трубопровода, м,
при этом коэффициент изменения гидравлического сопротивления в зависимости от количества транспортируемой углеводородной жидкости и ПТП определяют исходя из следующего уравнения
,
где M - массовый расход транспортируемой углеводородной жидкости, т/сут;
a, b, c, d - коэффициенты, учитывающие изменение эффективности ПТП, в зависимости от ее количества:
a=1,44667⋅10-14⋅n3-1,991⋅10-12⋅n2+6,03733⋅10-11⋅n;
b=-7,60709⋅10-12⋅n4+2,74813⋅10-10⋅n3+3,31183⋅10-9⋅n2-2,15833⋅10-7⋅n;
c=1,51412⋅10-8⋅n4-5,67587⋅10-7⋅n3-3,15572⋅10-9⋅n2+3,12451⋅10-4⋅n;
d=-2,22279⋅10-5⋅n4+9,09241⋅10-4⋅n3-5,9585⋅10-3⋅n2-0,160183⋅n+1,
где n - количество ПТП, г/т.
Заявленный способ осуществляют следующим образом.
Прежде всего, определяют параметры, характеризующие гидравлический режим работы трубопровода, по которому транспортируют углеводородную жидкость, без учета добавления ПТП в поток транспортируемой углеводородной жидкости.
Для этого путем изменения производительности насосных агрегатов устанавливают значения давления в начале трубопровода и расхода транспортируемой углеводородной жидкости, трубопровод по всей длине разбивают на некоторое количество участков, определяют потери давления на каждом из участков, после чего определяют суммарные потери давления при транспортировке углеводородной жидкости по всему трубопроводу.
Определение суммарных потерь давления при транспортировке углеводородной жидкости по всему трубопроводу осуществляют следующим образом.
Каждый участок трубопровода, характеризуется различным эквивалентным диаметром - D, м, разностью геодезических отметок конца и начала трубопровода - ΔZ, м, средней температурой - tcp, °C и длиной участка - L, м.
Среднюю температуру по участку трубопровода определяют по формуле (1)
где tн - температура в начале участка трубопровода, °C;
tк - температура в конце участка трубопровода, °C.
При этом значения температур tн и tк определяют по результатам измерений датчиками температуры, установленными вдоль трубопровода.
Плотность углеводородной жидкости, кг/м3, находят по формуле (2) [Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник. Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др.; под ред. Е.Н. Судакова. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - 568 с.]
где ρ20 - плотность транспортируемой углеводородной жидкости при 20°C, кг/м3;
ξ - температурная поправка, кг/м3⋅°C, определяемая по формуле (3) [Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник. Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хохряков П.А. и др.; под ред. Е.Н. Судакова. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - 568 с.]
Полные потери напора Н на участке трубопровода определяют по формуле (4)
где hτ - потери напора на трение, м;
hмест - местные сопротивления, м;
ΔZ - разность геодезических отметок конца (Zкон, м) и начала (Zнач, м) трубопровода, м.
Местные сопротивления определяют по формуле (5) [Процессы и аппараты химической технологии: Учебник для вузов. Изд. 2-е. В 2-х кн. Дытнерский Ю.И. - М.: Химия, 1995. - 400 с.]
где w - средняя скорость потока углеводородной жидкости, м/с;
g=9,81 - ускорение свободного падения, м/с2.
Среднюю скорость потока транспортируемой углеводородной жидкости определяют по формуле (6)
где Qчас - часовой объемный расход транспортируемой углеводородной жидкости, м3/ч.
Часовой объемный расход транспортируемой углеводородной жидкости определяют по формуле (7)
где M - массовый расход транспортируемой углеводородной жидкости, т/сут.
Потери напора на трение на различных участках трубопровода определяют по формуле Дарси-Вейсбаха (8) [Гидравлические сопротивления, - 2.е изд. перераб. и доп. Альтшуль А.Д. М., Недра, 1982, с. 224]
где λ - коэффициент гидравлического сопротивления.
Для оценки режима движения транспортируемой углеводородной жидкости определяют число Рейнольдса по формуле (11)
где 
- кинематическая вязкость углеводородной жидкости, м2/с.
Как правило, режим течения углеводородной жидкости при рабочих параметрах трубопровода относится к турбулентному, находящемуся в области смешанного трения. Для такого режима течения коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле (12) [Гидравлические сопротивления, - 2-е изд. перераб. и доп. Альтшуль А.Д. М., Недра, 1982, с. 224]
где Δэ - эквивалентная абсолютная шероховатость для стальных труб, м.
Давление в конце каждого участка трубопровода определяют по формуле (13)
где Pni - давление в начале i-го участка трубопровода, Па.
При этом давление в начале i-го участка трубопровода Pni измеряют посредством узлов учета приема сырья в трубопровод.
Расчет повторяют с входными параметрами, полученными по результатам расчета предыдущего участка, а также с новыми исходными данными по эквивалентному диаметру, расходу, температуре на участке трубопровода. Таким образом, определяют параметры, характеризующие гидравлический режим работы всех участков трубопровода.
Потери давления по всему трубопроводу определяют по формуле (14)
Далее задают требуемое значение потерь давления по всему трубопроводу и методом подбора, реализуемого посредством программы для ЭВМ, определяют необходимое количество ПТП при следующем значении коэффициента гидравлического сопротивления (15):
где K - коэффициент изменения гидравлического сопротивления в зависимости от количества транспортируемой углеводородной жидкости и ПТП;
Re - число Рейнольдса;
Δэ - эквивалентная абсолютная шероховатость для стальных труб, м;
D - эквивалентный диаметр трубопровода, м,
при этом коэффициент изменения гидравлического сопротивления в зависимости от количества транспортируемой углеводородной жидкости и ПТП определяют исходя из следующего уравнения
где M - массовый расход транспортируемой углеводородной жидкости, т/сут;
a, b, c, d - коэффициенты, учитывающие изменение эффективности ПТП в зависимости от ее количества:
где n - количество ПТП, г/т.
Зависимости по определению значений коэффициентов a, b, c, d получены эмпирически, в результате анализа результатов эксперимента.
Сами коэффициенты a, b, c, d учитывают физическую зависимость изменения эффективности транспортировки углеводородной жидкости по трубопроводу от ее расхода и количества ПТП.
В качестве ПТП для осуществления заявленного способа используют композицию высокомолекулярных сополимеров полиальфаолефинов в комбинированном органическом носителе, например, M-FLOWTREAT (производство ГК «МИРРИКО» марки С по ТУ 2458-001-63121934-2010), FLO МХА (производство Бейкер Хьюз), Liquid Power (производство «Коноко Спешиалити Продактс Инк.», США), Necadd-447 (производство «Фортум Ойл энд Гэз», Финляндия) и др.
Подачу ПТП в поток транспортируемой углеводородной жидкости осуществляют с помощью блока дозирования реагентов.
Пример.
Следует определить количество ПТП (г/т), необходимое для поддержания следующего режима магистрального конденсатопровода (трубопровода, предназначенного для перекачки деэтанизированного конденсата. Далее - МК) «Уренгой - Сургут», протяженностью 707,1 км: М=24000 т/сут. на выходе МК, потери давления должны составлять 2,4 МПа.
При этом в МК входят следующие потоки (см. фиг.):
- деэтанизированный конденсат с завода по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ) 21600 т/сут;
- нефть с центрального пункта сбора ЦПС-2 ООО «Газпром добыча Уренгой» 720 т/сут;
- отвод на Пуровский завод по подготовке конденсата (ЗПК) 0 т/сут;
- нефтегазоконденсатная смесь (НГКС) с Западно-Таркосалинского месторождения ООО «Газпром добыча Ноябрьск» 120 т/сут;
- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) с Губкинского газоперерабатывающего комплекса (ГПК) 840 т/сут;
- ШФЛУ с Муравленковского газоперерабатывающего завода (ГПЗ), Вынгапуровской компрессорной станции (КС) 720 т/сут.
Температурный профиль МК (значения средней температуры на участках МК) принят по результатам измерений датчиками температуры ДТКБ-53 (датчик температуры камерный биметаллический), установленными вдоль МК (см. табл. 1).
Эквивалентные диаметры, а также количество линий трубопровода приняты в соответствии с Технологическим регламентом на эксплуатацию МК «Уренгой - Сургут» (см. табл. 1). Значения геодезических отметок высот начала и конца участков МК определены при помощи теодолита марки «4Т30П» и приведены в таблице 1.
Путем изменения производительности насосных агрегатов головной насосной станции НПС-200-700 установили давление в начале МК, равное 4,02 МПа.
После прекращения изменения давления на всем участке МК, фиксируемого при помощи узлов учета приема сырья в трубопровод, установленных в следующих точках:
- «Деэтанизированный конденсат с ЗПКТ» (турбинный расходомер NORD-1);
- «Нефть с ЦПС-2 ООО «Газпром добыча Уренгой»» (массовый расходомер M-POINT);
- «Отвод на Пуровский ЗПК» (массовый расходомер Micromotion CMF-400);
- «НГКС с Западно-Таркосалинского месторождения ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (массовый расходомер Micromotion CMF-200);
- «ШФЛУ с Губкинского ГПК (массовый расходомер Micromotion CMF-300);
- «ШФЛУ с Муравленковского ГПЗ» (массовый расходомер Micromotion CMF-300);
- «ШФЛУ с Вынгапуровской КС» (массовый расходомер Micromotion CMF-300);
- «Сужающее устройство дожимной компрессорной станции (ДКС) Сургутского завода стабилизации конденсата (ЗСК)»
измерили и рассчитали по формулам (1)-(20) параметры работы МК для принятого расхода транспортируемой углеводородной жидкости без добавления ПТП.
Эквивалентную абсолютную шероховатость для стальных труб Δэ (труба по ТУ 20-28-40-48-79 диаметром 530 и труба по ТУ 75-86 ТУ 20-28-40-48-79 720, сталь Х60 и Х70) приняли равной Δэ=0,15 мм=0,15⋅10-3 м [Гидравлика и насосы. Учебн. пособие для техникумов. Цыбин Л.А., Шанаев И.Ф. - М. Высшая школа, 1976. - 256 с.].
Результаты определения и измерения параметров режима работы МК приведены в таблице 2.
При выбранном в примере режиме потери давления по всему трубопроводу составили 3,45 МПа.
Затем методом подбора, реализуемого с помощью программы для ЭВМ, определили количество ПТП, при котором потери давления по всему трубопроводу составят 2,4 МПа.
Расчеты показали (см. табл. 3), что при количестве ПТП, равном 8,96 г/т, заданные в примере условия, а именно требуемое значения давления в начале трубопровода, расход перекачиваемой углеводородной жидкости и потери давления в МК «Уренгой - Сургут» будут достигнуты.
Подачу ПТП M-FLOWTREAT в рассчитанном количестве осуществляли с помощью блока дозирования реагента типа УН2Д-2А-20/100-10/100КПЗ-G25/G15-B-УХЛ.
Зафиксированные в конце трубопровода значения давления показали высокую степень соответствия фактических значений расчетным.
Способ транспортирования углеводородной жидкости по трубопроводу, включающий введение в поток транспортируемой углеводородной жидкости противотурбулентной присадки - ПТП, отличающийся тем, что сначала определяют параметры, характеризующие гидравлический режим работы трубопровода, по которому транспортируют углеводородную жидкость, без учета добавления ПТП в поток транспортируемой углеводородной жидкости, для чего путем изменения производительности насосных агрегатов устанавливают значения давления в начале трубопровода и расхода транспортируемой углеводородной жидкости, трубопровод по всей длине разбивают на некоторое количество участков, определяют потери давления на каждом из участков, после чего определяют суммарные потери давления при транспортировке углеводородной жидкости по всему трубопроводу, а количество ПТП выбирают исходя из требуемых значений давления в начале трубопровода, расхода транспортируемой углеводородной жидкости и потерь давления в трубопроводе, при следующем значении коэффициента гидравлического сопротивления
где K - коэффициент изменения гидравлического сопротивления в зависимости от количества транспортируемой углеводородной жидкости и ПТП;
Re - число Рейнольдса;
Δэ - эквивалентная абсолютная шероховатость для стальных труб, м;
D - эквивалентный диаметр трубопровода, м,
при этом коэффициент изменения гидравлического сопротивления в зависимости от количества транспортируемой углеводородной жидкости и ПТП определяют исходя из следующего уравнения
,
где М - массовый расход транспортируемой углеводородной жидкости, т/сут;
a, b, c, d - коэффициенты, учитывающие изменение эффективности ПТП в зависимости от ее количества:
а=1,44667⋅10-14⋅n3-1,991⋅10-12⋅n2+6,03733⋅10-11⋅n;
b=-7,60709⋅10-12⋅n4+2,74813⋅10-10⋅n3+3,31183⋅10-9⋅n2-2,15833⋅10-7⋅n;
с=1,51412⋅10-8⋅n4-5,67587⋅10-7⋅n3-3,15572⋅10-9⋅n2+3,12451⋅10-4⋅n;
d=-2,22279⋅10-5⋅n4+9,09241⋅10-4⋅n3-5,9585⋅10-3⋅n2-0,160183⋅n+1,
где n - количество ПТП, г/т.
