В настоящее время динамично происходят процессы диверсификации грузопотоков и смены стратегических направлений перекачки, что требует оперативного увеличения пропускной способности отдельных трубопроводов. При этом, ключевую роль играет необходимость оптимизации и сокращения капитальных и эксплуатационных затрат при безусловном выполнении задач по обеспечению требуемой производительности трубопроводных систем.
Традиционные методы увеличения пропускной способности (строительство лупингов и вставок большего диаметра, увеличение количества перекачивающих станций) дороги и продолжительны по времени их реализации. В настоящее время в ПАО «Транснефть» задача оперативного увеличения производительности трубопроводов решается применением противотурбулентных присадок (ПТП). Недостатком применения присадок является их высокая стоимость.
В современных нормах технологического проектирования, по аналогии с принципом вариантного проектирования по СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», применяемым для новых трубопроводов – проектирование по критериям оптимальности (минимальные затраты при сооружении и эксплуатации трубопровода), задекларирован принцип выбора способа обеспечения заданной пропускной способности с применением технико-экономического расчёта. Вместе с тем, алгоритмы реализации данного принципа на практике в нормативных документах не обозначены.
Настоящая статья содержит основные принципы и предлагает механизм реализации выполнения вариантных (оптимизационных) расчетов, применяемых для целей выбора варианта обеспечения требуемой производительности на эксплуатируемых трубопроводах.
Теория
Расчёт вариантов обеспечения заданной пропускной способности является предварительным расчётом, позволяющим до начала проектных работ или технико-экономического проектирования провести предварительный оценочный анализ вариантов по экономическому критерию – минимизации капитальных и эксплуатационных затрат.
Расчёт вариантов позволяет из значительного множества различных способов обеспечения требуемой пропускной способности выбрать несколько (с различными, но близкими по критерию минимальных затрат), для дальнейшего анализа по неэкономическим параметрам (эксплуатационная надёжность, безопасность, ремонтопригодность и т.д.), и/или для формирования обращения в проектную организацию.
Преимуществом выполнения оценочного расчёта на ранней стации реализации варианта является высокий уровень влияния на последующие затраты при низких (фактически, равных нулю) текущих затратах.
Выбор способов обеспечения требуемой пропускной способности определяется оценочным технико-экономическим расчётом. Критерием выбора набора решений является минимизация капитальных и эксплуатационных затрат за рассматриваемый период эксплуатации трубопровода:
Ω = {ω1, ω2, … ωn}, при ωn ≤ ωmin +30%,
ω1 = ωmin
где ω1, ω2, … , ωn – суммарные затраты вариантов в пределах, не более чем на 30 % превышающих вариант с минимальными суммарными затратами ωmin;
ωmin – минимальные суммарные затраты варианта по всем рассмотренным вариантам:
ωmin = min (ωk)
где ωk – суммарные затраты k-го варианта за t-лет эксплуатации.
Затраты k-го варианта за t-лет эксплуатации предлагается определять по формуле:
где T – расчётный период эксплуатации, лет;
Rt – прогнозное значение индекса-дефлятора, соответствующего t-му году эксплуатации;
КЗk – капитальные затраты k-го варианта, необходимые для выполнения работ по реконструкции трубопровода;
ЭЗk(t) – эксплуатационные затраты k-го варианта за t-ий год эксплуатации.
Капитальные затраты k-го варианта включают замену участков линейной части, ограничивающих требуемое рабочее давление на выходе НПС, строительства лупингов, узлов ввода ПТП, реконструкции ТТ и оборудования (в том числе замена насосов или роторов насосов)
Эксплуатационные затраты k-го варианта за t-ий год включают противотурбулентную присадку и дополнительную электроэнергию для перекачки заданного объема продукта, при повышении давления на выходе НПС по сравнению с электроэнергией для перекачки этого же объема нефти, но без увеличения давления на выходе НПС.
Стоимость единицы электроэнергии, присадки, замены трубы и оборудования принимается в расчётах в качестве исходных данных.
Для построения расчётной гидравлической модели технологического участка магистрального нефтепровода использованы общепринятые в практике гидравлических расчетов трубопроводов математические формулы и методики.
Результаты
Сравнение технических решений по обеспечению требуемой пропускной способности выполнено на примере условного технологического участка трубопровода условным диаметром 1000 мм и протяженностью 330 км, с 4-мя перекачивающими станциями, на котором необходимо обеспечить пропускную способность 80 млн.т/год.
Для выбора варианта обеспечения требуемой производительности технологического участка рассмотрены следующие технические решения:
-
увеличение допустимого рабочего давления на выходе НПС за счет замены ограничивающих участков линейной части;
-
доработка или замена существующих насосных агрегатов с учетом требуемых производительности и расчетных давлений на выходе НПС;
-
использование противотурбулентной присадки. В данном примере рассмотрена противотурбулентная присадка «FLO MXA» с кривой эффективности, приведенной в статье;
-
удлинение существующих лупингов DN800 мм;
-
строительство вставок DN1000 мм или DN1200 мм к существующим лупингам;
-
комбинирование вышеуказанных вариантов.
Принятый эксплуатационный горизонт для производительности 80 млн./год – 10 лет.
В процессе исследования, выполнена серия расчетов с заданным малым шагом увеличения давления на выходе НПС, протяженности лупингов и концентрации присадки, результаты расчёта для участка от НПС-1 до НПС-2 приведены на графиках (рис.1 и рис.2).
Рис. 1. Результаты расчетов увеличения производительности в зависимости от применяемых технических решений на примере участка от НПС-1 до НПС-2
Рис. 2. Результаты оценочных расчётов стоимости применяемых технических решений на примере участка от НПС-1 до НПС-2
Аналогичные расчёты выполнены для всех участков от НПС до НПС рассматриваемого технологического участка.
Сравнение оценочной стоимости технических решений по обеспечению производительности технологического участка 80 млн.т/год приведено в таблице 1.
Таблица 1. Сравнение оценочной стоимости технических решений
Результат моделирования расчетного режима работы технологического участка с производительностью 80 млн.т/год приведен на рис.3.
Рис. 3. Результат моделирования расчетного режима работы технологического участка с производительностью 80 млн.т/год
Обсуждение
Каждый участок эксплуатируемых магистральных трубопроводов между НПС имеет свою уникальную специфику: несущую способность труб, протяженность, профиль трассы, насосное оборудование, сконфигурированное под существующие режимы, схему перекачки. Следовательно, стоимость и достигаемый эффект от различных технических решений могут существенно отличаться: на одних участках целесообразно увеличить рабочее давление, на других – наоборот, нарастить производительность за счёт применения лупингов и противотурбулентной присадки.
С учётом вышеизложенного, целесообразно выполнять сравнительные расчёты для каждого «перегона», с заданным малым шагом изменения протяженности лупингов, концентрации присадки, давления на выходе НПС и т.д.
По результатам исследования предложен унифицированный алгоритм проведения оптимизационных расчётов при выборе технических решений для обеспечения требуемой производительности нефте- или нефтепродуктопровода (см. рис. 4).
В рассмотренном примере, для технологического участка протяженностью 300 км с 4 работающими НПС требуется выполнить порядка 200 расчетов, в связи с чем для решения задач определения оптимальной комбинации технических решений целесообразно создание специализированного программного комплекса.
Рис. 4 Алгоритм проведения оптимизационных расчётов
Литература
[1] Оценка затрат на строительство нефтегазовых объектов: зарубежный и российский опыт / Д. Гизбрхт, В. Яценко, Е. Дубовицкая, М. Ткаченко // Нефть и капитал. – 2014. – №5. – С. 2‑3.
[2] Буцаев И.В., Абрамова Н.С., Злобина О.В., Телышев С.В., Тухватуллин Р.М. Выбор оптимальных решений на концептуальной стадии проектирования обустройства месторождений с применением критериальной оценки на примере Куюмбинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2017. № 4. С. – 103-107.
[3] Лисин Ю.В., Сёмин 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. – С. 6-11.
[4] Настепанин П.Е., Евтух К.А., Чужинов Е.С., Бархатов А.Ф. Особенности применения противотурбулентной присадки на магистральных нефтепроводах, оснащенных САРД на базе МНА с ЧРП // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 3. – С. 12-17.
