Зубарев В.Г. Магистральные нефтегазопроводы
Подождите немного. Документ загружается.
Критическая скорость зависит от угла наклона участка и физических
свойств нефти [6]:
gD
kV
KP
2
,
(3.51)
где
,
- плотность воды и нефти в участке;
k
B
- коэффициент, зависящий от вязкости нефти и угла наклона
трубопровода
:
36,033,0
)()(sin1,0
k
,
(3.52)
где
,
- кинематическая вязкость нефти и воды.
При известном значении скорости течения нефти формулы (3.51) и
(3.52) позволяют определить критический угол наклона трубопровода.
При наличии в трубопроводе паров нефти или воздуха их скопление
будет происходить в нисходящих участках МН. В этом случае критическая
скорость определится с помощью формул [6]
sin2gD
kV
KP
,
(3.53)
39.,036,0
)()(sin225,0
k
,
(3.54)
где
- кинематическая вязкость скоплений газа.
3.6. Парафинизация нефтепровода
Транспортируемая в настоящее время по МН Западной Сибири нефть
содержит в своем составе от 2,5 до 5% парафина. При температурах 25-35
0
С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного
влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при
температурах ниже температуры начала кристаллизации T
HK
парафин
выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут
отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от
состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе
и температуры нефти и
грунта. Считается, что благоприятными условиями для образования
парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст, и
оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе - T
HK
>T>T
0
.
Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость
течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не
образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при
начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает
интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости
V
M
. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению
интенсивности образования отложений и при скорости V
0
образование
отложений прекращается.
Образующиеся на стенках труб отложения только на 40-60% состоят
из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами
приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность
отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их
температура плавления, тем больше прочность отложений. Отложения в
нефтепроводах Западной Сибири представляют собой высоковязкую
жидкость типа консистентных смазок.
В настоящее время, несмотря на достаточно большое количество
исследований, механизм образования парафиновых отложений
окончательно еще не выяснен. Существуют две гипотезы:
1) отложения образуются путем кристаллизации парафина на стенках
труб;
2) отложения образуются за счет осаждения на стенках кристаллов
парафина, образовавшихся в потоке нефти.
Вполне вероятно, что имеют место оба этих процесса и их
соотношение зависит от конкретных условий работы трубопровода.
Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс
образования отложений следующим образом. При снижении температуры
нефти в трубопроводе ниже T
HK
из нефти начинают выделяться кристаллы
парафина. Часть их них тем или иным способом отлагаются на стенках
труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит
быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность
его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке
и к увеличению толщины отложений. При движении нефти по
трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в
определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина
сравняются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина
отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения
парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений
будет уменьшаться, стремясь к нулю. Описанный процесс можно
представить следующим уравнением:
dxVVydV )(
/
,
(3.55)
где
V
- объем парафиновых отложений, м
3
;
V
/
- объем кристаллов парафина, м
3
:
2/
10
Q
TT
RR
V
;
(3.56)
у - интенсивность осаждения парафина, 1/м;
R R
,
- содержание (растворимость) парафина в нефти начальное
и при температуре Т, % ;
Q - производительность нефтепровода, м
3
/с;
,
- плотность нефти и парафина, кг/м
3
;
- время работы нефтепровода, с.
Растворимость парафинов в нефти описывается уравнением Пула:
10TR
, (3.57)
где А и K - постоянные коэффициенты для данной пары “Парафин-
растворитель”.
A и K можно определить, зная содержание парафина в нефти и
температуру начала кристаллизации Т
НК
:
A T 0 5 1214, ,
,
(3.58)
K T
R
A
lg
lg
.
(3.59)
Решив совместно (3.55), (3.56) и (3.32), получаем
)](1[10)(
2
0
lalyly
ee
ay
y
eTTQ
TT
RR
V
,
(3.60)
( )( )
( )
( )
R R T T
D T T
ya
a y
e e
y l a l
0
2
10
, (3.61)
где l - расстояние от места начала парафинизации до места, где
определяется толщина отложений, м;
V
- объем отложений в участке длиной l, м
3
.
Показатель интенсивности отложения парафина зависит от диаметра
трубопровода, физических свойств нефти и скорости ее течения:
)1(
2
D
V
bVAy
m
,
(3.62)
где
A b
,
- постоянные для данной системы показатели,
D
A
A
0
.
(3.63)
Для нефтей Тюменской области ориентировочные значения
показателей следующие: A
0
= (0,5-1,25)10
-5
, c/м;
b
= 0,065-0,218;
y = (0,9-1,8)10
-5
, м
-1
.
Уравнения (3.61) и (3.62) позволяют определить место максимальных
отложений в трубопроводе l
max
и значение скорости течения нефти, при
которой отложения парафина невозможны - V
0
:
ya
y
a
l
ln
max
,
(3.64)
m
m
b
D
V
2
1
0
)(
. (3.65)
При эксплуатации МН показатель интенсивности осаждения парафина
определяется по результатам исследования его работы из уравнения (3.61),
(3.62) или (3.65).
3.7. Определение оптимальной периодичности очистки
Методически определение оптимальной периодичности очистки МН
производится аналогично тому, как это делается на МГ ( раздел 2.6).
Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и
сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти. При плановой
производительности нефтепровода, оптимальной периодичности пропуска
очистных устройств будет соответствовать минимум суммы затрат на
очистку труб и на транспорт нефти S
O
:
S
O
= A
E
C
E
+ nC
O
, (3.66)
где A
E
- годовые затраты электроэнергии на транспорт нефти, кВт час;
C
E
- стоимость электроэнергии, руб/(кВт час);
C
O
- стоимость одной очистки, руб;
n - количество очисток в году.
Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности
регулирования работы МН. Максимальный эффект от очистки может быть
получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов
с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной
производительностью. После очистки МН будет иметь максимальную
пропускную способность, превышающую плановую производительность. В
дальнейшем, по мере засорения пропускная способность постепенно
снижается и может стать меньше плановой производительности.
Отключением и переключением насосов необходимо добиться
производительности МН, не намного превышающей плановую.
Продолжительность работы при установленной схеме определяется из
условия равенства средней производительности для данного периода
плановой. Затем включением или переключением насосов вновь
повышается производительность выше плановой и так далее. В результате
такого регулирования будет обеспечена работа МН в межочистной период
с плановой производительностью при максимальном кпд регулирования.
Регулирование работы МН дросселированием может свести на нет эффект
от очистки.
Необходимое количество насосов определяется из уравнения баланса
напоров (3.8), при этом потери напора на трение определяются с учетом
засорения участка:
h
i
= E
i
h , (3.67)
где E
i
- средняя эффективность работы участка в i- ом периоде,
E
i
= 0,5(E
1i
+ E
2i
) ,
(3.68)
где E
1i
и E
2i
- эффективность работы участка в начале и в конце i-го
периода, принимаемые на основании исследования изменения Е в
межочистной период.
В общем случае, эффективность работы участка в процессе
эксплуатации экспоненциально снижается от начальной E
0
после очистки
до минимального значения. Дальнейшее изменение Е зависит от причин
засорения участка, температуры нефти (сезона) и производительности.
Если снижение эффективности связано со скоплениями воды, то с
понижением температуры и повышением производительности будет
происходить частичный вынос воды, и Е будет стремиться к новому, более
высокому значению.
При запарафинивании участка повышение эффективности связано с
повышением температуры, что приводит к повышению растворимости
парафина в нефти и, как следствие, к отмыву части отложений.
Так как все процессы засорения участка идут медленно, возможно
интерпретировать изменение Е линейной зависимостью
E = E
0
- a
, (3.69)
где a - коэффициент, характеризующий скорость изменения Е, 1/час.
Величину a можно определить, зная два значение Е:
a = (E
0
- E) /
,
(3.70)
где E - известное значение эффективности по прошествии
часов
после пропуска очистного устройства.
В этом случае A
E
определяется зависимостью
A N
i i
r
1
, (3.71)
где N
i
- мощность, потребляемая электродвигателем i-го насоса, кВт;
i
- продолжительность i-го периода работы МН, час;
r - количество работающих насосов на МН.
Мощность, потребляемая электродвигателем,
N
QH g
i
i
, (3.72)
где N
i
- мощность, потребляемая электродвигателем, Вт;
- кпд насоса;
- механический кпд;
- кпд электродвигателя.
Правилами технической эксплуатации МН рекомендуется
производить очистку при снижении производительности на 3% , чему
соответствует минимальное значение E
min
= 0,95.
3.8. Определение пропускной способности
Теоретическое значение пропускной способности МН
q
0
определяется
из уравнения баланса напоров (3.8). Используя (3.9), (3.13) и (3.19),
получим
q
a z h h h
D
L b
i
i
k
j
j
n
m
m
i
k
i
m
0
1 1
5
1
1
2
( )
, (3.73)
где k - общее число насосов, работающих на всех НПС;
n - число работающих НПС;
h
j
- напор, дросселируемый при регулировании работы НПС;
a b
i i
,
- коэффициенты характеристики i-го насоса.
При первом приближении дросселируемый напор принимается
равным нулю. Полученная таким образом пропускная способность не
всегда может быть реализована, так как не учитывает ограничения
давления на входе и выходе НПС. Из условия прочности труб, ограничение
давления на выходе НПС формулируется следующим образом:
H
P
g
P
g
D
1
1
1 1
, (3.74)
где
H P
1 1
,
- напор и давление на выходе НПС;
P
D
- допустимое давление в МН;
1
- плотность нефти на выходе НПС.
Для обеспечения бескавитационного режима работы насосов напор на
входе НПС должен быть не менее допустимого подпора
h
D
:
H
P
g
h
D2
2
2
, (3.75)
где
H P
2 2
,
- напор и давление на входе станции;
2
- плотность нефти на входе станции.
Для проверки соответствия фактических значений давлений на входе
и выходе станций их допустимым величинам производится
гидравлический расчет МН по участкам. При нарушении условия (3.74)
или (3.75) производят регулирование работы НПС. Регулирование
производится прикрытием регулятора давления станции, на которой
отмечено нарушение нормального режима работы, что приводит к
снижению производительности МН и к повышению давления во всем
нефтепроводе как следствию повышения развиваемого насосами напора и
снижения потери напора в линейной части. Уточнение пропускной
способности МН производится по формуле (3.74), задавшись величиной
h
pi
, после чего производится вновь проверка давлений на станциях.
Повышение давления в МН может потребовать регулирования на
других НПС и последующего уточнения пропускной способности
нефтепровода. Если сумма дрессируемого напора на всех станциях
превысит величину напора развиваемого одним насосом, то следует
использовать при регулировании остановку насоса. Для реализации
минимального для данных условий среднего давления в трубах,
следовательно, максимальной надежности работы МН, останавливать
насос лучше на первой из НПС, снижение развиваемого напора которой не
приведет к недопустимому снижению напора на входе следующей за ней
станции.
Найденная таким образом производительность, при которой
обеспечивается нормальный режим работы МН, и будет являться его
пропускной способностью.
При расчете линейных участков вязкость и плотность нефти
принимается при средней для данного участка температуре, определяемой
по одной из формул (3.36), (3.37), (3.38).
3.9. Работа МН с заданной производительностью
Для реализации заданной производительности МН, в первую очередь,
необходимо определить требуемое число работающих насосов.
Теоретическое число насосов k
0 ,
исходя из напора, развиваемого одним
насосом при заданной производительности:
k
h z h nh h
H
0
, (3.76)
где h - потери напора на трение во всем нефтепроводе;
h
k
- требуемый напор в конце МН;
n - число работающих НПС;
h
П
- внутристанционные потери напора;
h
H
- напор, развиваемый подпорным насосом;
H
H
- напор, развиваемый основным насосом.
Потери напора в МН рассчитываются при средней температуре нефти,
определяемой по формулам (3.36), (3.37), (3.38).
Фактическое число работающих насосов k принимается округлением
k
0
в большую сторону. Избыточный напор h
p
= H
H
(k-k
0
) дросселируется в
регуляторах давления НПС. Для обеспечения минимального давления в
МН насосы следует распределять равномерно по всем НПС, и
дросселирование желательно производить на первых станциях
нефтепровода, при этом на всех станциях должны соблюдаться условия
(3.75) и (3.76). При определении потерь напора в участках и давлений на
станциях предпочтительно использовать вязкость и плотность нефти,
соответственно, при средней температуре нефти в участках и при
температуре на НПС.
Если данная производительность является основной для МН, то для
повышения эффективности его эксплуатации следует рассмотреть
целесообразность использования сменных рабочих колес насосов или их
обточку.
3.10. Режим работы МН при остановке НПС
При остановке одной или нескольких НПС пропускная способность
МН снижается, что сопровождается повышением напора, развиваемого
насосами, и снижением гидравлического уклона и, как следствие, общей
тенденцией повышения напора от станции к станции. Максимального
значения напор достигает на НПС непосредственно перед остановившейся
станцией. Так как эта станция работает на сдвоенный участок, то подпор
на следующей за остановленной станцией снижается и будет
минимальным для всего нефтепровода. Очевидно, что этот участок будет
лимитирующим и его максимальная пропускная способность и будет
пропускной способностью всего МН. Приняв допустимый напор в МН
H
D
=P
D
/(
g
) и максимальные потери напора в участке H
max
=H
D
-h
D
, получим
максимальную пропускную способность нефтепровода q
max
:
m
m
m
l
D
zH
q
2
1
5
max
max
)(
,
(3.77)
где
zl ,
- длина и разность геодезических отметок сдвоенного
участка;
D - эквивалентный диаметр участка.
Возможность реализации максимальной производительности должна
быть подтверждена расчетом режима работы МН. Чем ближе к началу
нефтепровода расположена останавливаемая станция, тем больше
вероятность, что напор на выходе НПС перед сдвоенным участком не
достигнет максимального значения. В этом случае пропускная способность
МН определится из уравнения баланса напоров для участка от начала
нефтепровода до конца лимитирующего участка
Приняв напор в конце рассматриваемого участка равным h
D
,
и решив
относительно пропускной способности q
max1
, получаем
m
k
i
i
m
m
D
k
i
i
bL
D
hzah
q
2
1
1
1
5
1
1
1
1max
)(
1
1
,
(3.78)
где
L z
1 1
,
- длина и разность геодезических отметок
рассматриваемого участка;
D
1
- эквивалентный диаметр участка;
k
1
- суммарное число работающих на участок насосов.
a b
i i
,
- коэффициенты i-го насоса.
Реализация работы МН с производительностью, равной его
пропускной способности, потребует регулирования работы НПС, то есть
определения числа работающих насосов и величины дросселируемого
напора. Регулирование производится аналогично 3.9.
3.11. Работа МН при сбросах (подкачках)
При нормальной эксплуатации нефтепровода под сбросом понимается
отвод части нефти потребителю или в другой нефтепровод. В этом случае
подключение производится на одной из НПС МН и может носить как
постоянный характер, так и характер. При аварийной ситуации аналогом
сброса является утечка нефти из нефтепровода.
Под подкачкой понимают подвод к МН нефти от месторождения,
расположенного в зоне прохождения данного нефтепровода, или от
другого нефтепровода. Подключение подводящего трубопровода всегда
производится на территории НПС, и подкачка также может быть
постоянной или периодической.
Сброс части нефти приводит к снижению производительности правой
части МН (по отношению к месту сброса). Из условия баланса энергии в
нефтепроводе производительность левой части нефтепровода должна
возрасти. Повышение производительности левой части будет
сопровождаться снижением развиваемого напора НПС и повышением
потерь напора в участках, что вызовет снижение от станции к станции
напора на их входе и выходе. После места сброса (в правой части) напор,
развиваемый НПС, возрастет, потери в участках уменьшатся, и напор на
НПС будет возрастать от станции к станции по ходу нефти. Таким
образом, минимальный напор, а следовательно, максимальная опасность