Применение противотурбулентных присадок на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах открывают широкие перспективы. Введение в поток высокомолекулярных полимерных соединений в количестве от единиц до десятков миллионных долей позволяет заметно снизить гидравлическое сопротивление трубопроводов (в некоторых случаях на величину до 50–60 %). Это, в свою очередь, дает возможности понижать рабочее давление в системе для повышения ее надежности, повышать производительность системы, снижать энергопотребление системы, либо решать отмеченные задачи для системы магистрального трубопровода в комплексе. Естественно, в связи с отмеченным, в настоящее время ведутся активные работы по внедрению технологии на трубопроводном транспорте, как со стороны эксплуатирующих организаций, так и со стороны научного сообщества.

У технологии использования ПТП имеются ограничения. В первую очередь, это факторы экономического характера, обусловленные высокой стоимостью ПТП. Кроме того, сдерживающим фактором являются слабая нормативно-техническая база по производству и использованию ПТП. В системе ПАО «Транснефть» отмеченные проблемы постепенно и достаточно успешно решаются. В Алабуге в 2019 году состоялось официальное открытие и начиная с 2020 года эксплуатируется завод по производству ПТП, который является дочерним предприятием компании и выполняет задачи импортозамещения химических реагентов для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов [1]. Под производство разрабатывается и внедряется нормативно-техническая база [2].

Однако, помимо экономических и организационно-правовых ограничений внедрения ПТП есть и другие, в частности, ограничения технологического характера. Известно, что для возникновения эффекта Томса от использования ПТП, необходимым условием является наличие в потоке турбулентности. Как показано в работах [3,4,5], турбулентность потока при этом не обязательно является достаточным условием для проявления эффекта Томса. Необходимым и достаточным условием является достижение порогового напряжения сдвига. Авторами статьи [6] получено выражение:

, (1)

где R — газовая постоянная, R = 8314 Дж/(кмоль·К); T — температура транспортируемого раствора с полимерной ПТП, К; µ — молярная масса полимерной ПТП, кг/кмоль; η — характеристическая вязкость транспортируемого раствора с полимерной ПТП, м ³ /кг.

Интересно понять какие режимы действительно эксплуатируемых трубопроводов соответствуют обозначенному (1) режиму, то есть в каком реальном трубопроводе эффект Томса будет проявляться, а в каком нет. Однако, оценить какое действует напряжение сдвига в трубопроводе по зависимости (1) сложно, поскольку действительное напряжение определяется общеизвестной зависимостью:

(2)

где ΔP — перепад давления на участке, Па, трубопровода внутренним диаметром D , м, с длиной трубопровода L , м. А данная зависимость предполагает знание перепада давления на участке трубопровода, где применяется ПТП. Таким образом, расчет по зависимостям (1) и (2) возможен только с использованием данных опытно-промышленных испытаний ПТП на реально эксплуатируемом трубопроводе. Поэтому авторы работы [5] предлагают связать перепад давления в трубопроводе с его производительностью через уравнение Дарси-Вейсбаха и, таким образом, получить зависимость уже не порогового напряжения сдвига, а порогового значения числа Рейнольдса. Например, для режима гидравлически гладких труб такая зависимость выглядит так [5]:

(3)

где ν — кинематическая вязкость транспортируемого раствора с полимерной ПТП, м ² /с; ρ — плотность транспортируемого раствора с полимерной ПТП, кг/м ³ . Концентрации ПТП в растворе составляют миллионные доли, поэтому их влиянием на вязкость и плотность раствора можно пренебречь.

Интерес представляет определение пороговых режимов перекачки, при которых начинает проявляться эффект Томса, для тех или иных параметров трубопровода, свойств транспортируемой жидкости и свойств ПТП. Общеизвестное уравнение

, (4)

где υ — средняя скорость потока в трубопроводе, м/с, позволяет выразить из него значение средней пороговой скорости:

(5)

Через уравнение неразрывности и пороговую скорость можно выразить пороговую объемную производительность:

(6)

По формулам (3–6) были проведены расчеты с целью определения пороговых режимов работы для трубопроводов различных диаметров. Температуру нефти приняли равной 15 ⁰ С, плотность 850 кг/м ³ . Анализ источников [7,8,9] показывает, что у современных суспензионных ПТП молярная масса лежит в пределах от 1,5·10 ⁶ до 5,1·10 ⁶ кг/кмоль, а характеристическая вязкость в пределах от 0,6 до 3,1 м ³ /кг. Для расчетов выбрали условную ПТП с молярной массой 2·10 ⁶ кг/кмоль и характеристической вязкостью 1,0 м ³ /кг. Расчеты выполнены при трех различных значениях кинематической вязкости — 3 сСт, 5 сСт, 10 сСт. Результаты расчетов сведены в таблицу 1 и представлены на графиках (рис.1).

Таблица 1

Результаты расчетов пороговых режимов работы нефтепровода

Рис. 1. Результаты расчетов пороговых режимов работы нефтепровода

Из таблицы 1 и рис. 1 видно, что с увеличением диаметра трубопровода пороговая производительность растет. Снижение вязкости транспортируемого продукта также приводит к увеличению пороговой производительности. Проведенные расчеты при различных значениях плотности жидкости (в табл. 1 и на рис. 1 не представлены) свидетельствуют о том, что с понижением плотности растет пороговая производительность. То есть, с увеличением диаметра трубопровода и понижением вязкости и плотности жидкости (при прочих равных условиях) вероятность проявления положительного эффекта Томса становится меньше. Это необходимо учитывать при планировании режимов работы нефтепроводов.

Литература:

1. Транснефть Синтез: [сайт]. — URL: https://synthesis.transneft.ru (дата обращения: 25.03.2025). — Текст: электронный.
2. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Присадки противотурбулентные. Общие технические требования: ОТТ-23.040.00-КТН-104–17: утв. ПАО «Транснефть» 10.01.2019 г.: введ. в действие с 10.01.2019 г. — Москва: ООО «НИИ ТНН», 2022. — 44 с. — Текст: непосредственный.
3. Манжай, В. Н. Количественное описание эффекта Томса и его применение в трубопроводном транспорте нефти / В. Н. Манжай. — Текст: непосредственный // Известия вузов. Нефть и газ. 2009. № 2. — С. 99–105.
4. Манжай, В. Н. Экспериментальное изучение влияния напряжения сдвига и числа Рейнольдса на величину эффекта Томса / В. Н. Манжай. — Текст: непосредственный // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. № 4. С. 85–89.
5. Гареев, М. М. Прогнозирование эффективности добавок противотурбулентных присадок в поток нефти и нефтепродуктов при перекачке по магистральным трубопроводам / М. М. Гареев, В. Н. Манжай, Д. А. Альмухаметова, Р. Г. Шагиев. — Текст: непосредственный // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 4. С. 14–17.
6. Манжай, В. Н. Лабораторные исследования и промышленные испытания полимерной добавки для снижения энергетических затрат на магистральном нефтепроводе / В. Н. Манжай, А. В. Илюшников, М. М. Гареев, Г. В. Несын // Инженерно-физический журнал. 1993. Т. 65, № 5. С. 515–517.
7. Карпов, Ф. А. Оценка эффективности транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам за счет использования противотурбулентных присадок с учетом их деградации: 2.8.5: дис.... канд. техн. наук / УГНТУ. — Уфа, 2023. — 155 с. — Текст: непосредственный.
8. Абдусалямов, А. В. Формирование композиции противотурбулентной присадки и её физико-химические и реологические cвойства: 02.00.04: дис.... канд. техн. наук / НИТГУ. — Томск, 2017. — 177 с. — Текст: непосредственный.
9. Манжай, В. Н. Сравнение эффективности противотурбулентных присадок в нефти и нефтепродуктах / В. Н. Манжай. — Текст: непосредственный // Химия нефти и газа. Материалы XII Международной конференции. Томск, 2022. С. 118–119.