книги / Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

Этот этап работы трубопровода характерен переходным режимом, когда происходит изменение его пропускной способ­ ности и температуры нефти при переходе от состояния покоя к состоянию движения жидкости. Сложность первого этапа заклю­ чается в том, что нельзя в «холодный» трубопровод пускать вы­ соковязкую парафинистую нефть, даже в подогретом состоянии, поскольку при этом будет происходить ее быстрое охлаждение и соответственно увеличиваться вязкость, снижаться текучесть, увеличиваться гидравлическое сопротивление, повышаться дав­ ление втрубопроводе, снижаться производительность и так далее. В итоге перекачка станет невозможной. В этом случае нефть не дойдет до первой промежуточной тепловой станции, перекачка остановится и произойдет, по терминологии нефтяников, «за­ мораживание» трубопровода. Чтобы предупредить такой исход, требуется «прогреть» трубопровод вместе с окружающим грунтом, то есть создать вокруг трубопровода соответствующее тепловое поле. Создается тепловое поле обычно прокачкой трубопровода горячей маловязкой нефтью.

После пуска в прогретый трубопровод высоковязкой парафи­ нистой нефти переходный режим перекачки будет продолжаться до тех пор, пока теплообмен в системе «трубопровод — грунт» не достигнет установившегося проектом состояния. Этот период может протекать довольно длительный период времени, иногда до нескольких месяцев. Процесс течения нефти по трубопроводу и его тепловой режим в этих условиях являются неустановившимися. Поэтому очень важно, чтобы при проектировании си­ стемы автоматизированного управления работой трубопровода были выполнены расчеты системы автоматики и телемеханики и определены параметры по выводу работы трубопровода на про­ ектный режим.

Второй этап — безостановочный эксплуатационный, после вывода трубопровода на проектный режим. Этот этап перекачки также сложный. Сложность эксплуатации связана с конкретными условиями работы:

—с постоянно изменяющимися климатическими условиями окружающей среды;

—с подключением и отключением участков трубопровода по отбору и подкачке нефти;

—с необходимостью остановки трубопровода на короткое время для проведения плановых ремонтных и профилактических работ на линейной части и оборудования НПТС и ТС.

Всякое изменение режима работы трубопровода и скорости перекачки влияет на распределение температуры нефти по длине

372

трубопровода. Каждый раз трубопровод будет работать в новом переходном режиме, который будет продолжаться до тех пор, пока теплообмен в системе «трубопровод — грунт» не достигнет нового установившегося состояния. Принимая во внимание сезонное колебание температуры воздуха и грунта, необходимо отметить, что горячие нефтепроводы практически всегда работают в ус­ ловиях переменных режимов. Соответственно гидравлические и тепловые расчеты выполняются при проектировании трубо­ провода с учетом неустановившегося режима движения жид­ кости.

По этой же причине разработка автоматизированных систем управления работой магистральных трубопроводов (АСУТ) и рас­ четы переходных режимов эксплуатации горячих нефтепроводов также проводятся на стадии проектирования.

9.3. Тепловой расчет магистрального нефтепровода

Задачей теплового расчета магистрального нефтепровода является определение распределения температуры по его длине, определение тепловых потерь и необходимого количества теп­ ловой энергии на подогрев нефти. На основании результатов теплового расчета определяется пропуская способность трубо­ провода, шаг насосных и тепловых станций, рассчитывается трубопровод на прочность и устойчивость, выбирается вид те­ плоизоляции.

Учитывая то, что подогрев нефти на НПТС и на ТС осущест­ вляется разными видами теплоносителей и работа НПТС и ТС отличается спецификой, методика расчета тепловой энергии на НПТС и ТС также несколько отличается. На головной НПТС, как правило, создается необходимый технологический запас нефти, определяемый при проектировании, и подогрев нефти осущест­ вляется с применением водяного насыщенного пара давлением Р= 3—6 кг/см2. Поэтому для подогрева этого технологического запаса в резервуарах можно применить методику расчета тепловой энергии, применяемой на нефтебазах.

На тепловых станциях подогрев нефти осуществляется с по­ мощью огневых печей непосредственно на потоке. Поэтому расчет сводиться к определению поверхности нагрева огневых печей, по­ скольку количество потерь тепловой энергии и ее распределение по длине определено при расчете расхода тепловой энергии на головной НПС. Теплоотдача поверхности нагрева огневых печей,

373

как правило, приводится в справочной литературе или в техни­ ческом паспорте печи.

Необходимое количество тепла при подогреве в вертикальных наземных резервуарах определяется по формуле:

где 0общ— общее потребное количество тепла на подогрев нефти, ккал;

0, — количество полезно затрачиваемого тепла на подогрев неф­ ти, ккал;

02 — количество тепла, необходимого на разогрев парафина, ккал;

03 — потери тепла в окружающую среду через поверхность ре­ зервуара (стенки корпуса, днище и крышу), Дж или ккал.

Полезно затрачиваемое тепло на подогрев нефти в резервуаре, затем в процессе перекачки будет теряться в окружающую среду через стенки трубопровода, то есть распределяться по его длине.

Полезно затрачиваемое тепло определяется по формуле

где G— количество нефти в т;

с — теплоемкость нефти в ккал/т; Ткон — конечная температура подогрева нефти, °С;

Гвср — вероятная (начальная) температура нефти, °С.

Вероятная начальная температура нефти принимается из конкретных условий работы промысла по сбору нефти.

Количество тепла, необходимое на разогрев парафина, опре­ деляется по формуле

где а — процент содержания парафина в нефти; а — скрытая теплота плавления парафина, принимается из

табл. 9.1, для ориентировочных расчетов может приниматься равной а = 44 ккал/кг.

Потери тепла в окружающую среду в процессе подогрева

где к —общий коэффициенттеплопередачи от нефти вокружающую среду (через корпус резервуара, крышу и днище);

S — общая поверхность охлаждения, м2;

Тср — средняя температура нефти во время подогрева, °С , при­ нимается ТСр 0,5(ГКО„ 7|,ач),

374

TQ— температура окружающей среды, °С т — время подогрева, час.

Средняя температура окружающей среды принимается для наземных резервуаров по формуле

где t„/„ — температура грунта и воздуха, °С;

FTnFB— площадь контакта поверхности резервуара с грунтом и воздухом, м2.

Общий коэффициент теплопередачи для ориентировочных расчетов можно определять из табл. 9.2

Табл и ца 9.2

Приближенные значения коэффициента теплопередачи от нефти

ВОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ РЕЗЕРВУАРОВ

375

Часовой расход тепла будет равен

кп — коэффициент теплопередачи от пара к нефти или нефте­ продукту, ккал/(м2ч°С);

/, и t2—температура пара на входе и выходе, °С;

/ср— средняя температура нефти или нефтепродукта, °С.

Примечание: При расчете подогревателей без учета переохлаж­ дения конденсата принимается ф= 1,2.

где а — коэффициенттеплопередачи от стенки трубы подогревателя или теплообменника к нефти или нефтепродукту, ккал/(м2ч°С);

/>—дополнительное термическое сопротивление, влияющее на теплопередачу, принимается в пределах 0,001—0,003 /(м2ч°С)/ккал, (большее значение принимается при загрязненном состоянии по­ верхностей труб подогревателя или теплообменника и при наличии конденсата.

376

Коэффициент теплопередачи от стенок труб подогревателя к нефти (нефтепродукту)

где коэффициент А, = (36 ± 23)р,0; коэффициент^=(24,5+ 15)р20;

d —диаметр труб подогревателя, м;

v — кинематическая вязкость нефти при средней температуре нефти и пара, см2/сек;

р20— плотность нефти при 20°С, т/м3.

При расчете теплообменника коэффициент теплоотдачи от стенок трубок теплообменника к нефти определяется в зависи­ мости от режима движения жидкости в трубках:

• при ламинарном режиме (Re < 2200)

где v — скорость движения нефти или нефтепродукта в трубках теплообменника, м/сек;

d — диаметр трубопровода, м; tn — температура пара, °С;

р — поправочный коэффициент, зависитотпараметраиучитывает степень развития турбулентного режима (приводится втабл. 9.4);

v — кинематическая вязкость, принимается при ламинарном режиме при среднеарифметической температуре пара и средней температуре жидкости, а при турбулентном режиме — при средней температуре жидкости.

Общая длина труб секций или змеевиков подогревателя при принятом диаметре d в метрах определяется по формуле

377

Распределение потерь тепла по длине трубопровода и определение числа тепловых станций

При определении количества расхода тепловой энергии при перекачке высоковязкой нефти по магистральному трубопроводу и определения числа тепловых стаций необходимо знать опти­ мальные величины начальной и конечной температуры подогре­ ва и распределение рабочего давления и температуры по длине участков трубопровода между НПС, то есть распределение потерь тепла по длине трубопровода.

При проведении гидравлического расчета «холодного» тру­ бопровода мы принимали условие перекачки идеальной жидкос­ ти при установившемся режиме, с постоянной вязкостью и скоростью потока. Поэтому линия гидравлического уклона трубопровода представляла собой прямую линию, то есть про­ порциональную зависимость. Как было сказано выше, для «го­ рячих» трубопроводов это условие не подходит. Поэтому линия гидравлического уклона будет представлять собой более сложную математическую зависимость и будет иметь вид кривой линии (см. рис. 19.3).

Линия падения температуры нефти, или распределение по­ терь теплоты в грунт по трассе трубопровода, в данном случае Q,

Рис. 9.3. Графики изменения давления и температуры нефти по трассе трубопровода:

Р—линия гидравлического уклона «горячего» трубопровода; Г — линия паде­ ниятемпературы нефти подлине трубопровода; Тот.кр—оптимальная крити­ ческаятемпература подогрева нефти; Ткр- низшая критическая температура нефти втрубопроводе; Тс — точка размещения тепловой станции

378

затраченного на подогрев нефти или нефтепродукта в резервуаре, также формируется по сложной математической зависимости и тоже будет представлять кривую линию. При этом наблюдается на первых участках быстрое падение температуры, затем замедление с переходом в плавную, почти горизонтальную прямую, (см. рис. 9.3). Соответственно потакой же сложной математической зависимости будет происходить изменение вязкости от оптимального значения до полной неподвижности жидкости. Очевидно, что перекачка будет возможна только в определенном диапазоне температуры нефти — от Топт— оптимальной максимальной, до Гкр — низшей критической. Следует отметить, что температура Топт= Т„ также ограничена верхним пределом, потому что при высокихтемперату­ рах происходит бурное выделение паровлегкихуглеводородов. Этот диапазон температур на рис 9.3 ограничен прямыми горизонталь­ ными линиями Гопт и Ткр. Из рисунка видно, что точка пересече­ ния прямой Ткр с кривой температуры Т будет местом нахождения первой промежуточной тепловой станции на трассе трубопровода, где потребуется вновь подогревать нефть до Т0П1.

На рис. 9А показан график линии гидравлического уклона

ипадения температуры на одном перегоне магистрального тру­ бопровода с размещением промежуточных тепловых станций. В данном варианте подогрев нефти осуществляется на головной

ипромежуточной НПТС и трех ТС, размещенных на равном рас­ стоянии друг от друга. На каждой тепловой станции подогрев нефти осуществляется от Ткрдо Тн.

Рис. 9.4. Графикразмещения НПСи ТСна одном перегоне магистрального нефтепровода:

НС— насосныестанции; ТС—тепловыестанции, Тн — начальнаятемперату­ ра подогрева; Тк — конечная температура нефти передТС; Т0 — температура застывания нефти или остановки перекачки

379

Для того чтобы понять процесс распределения потерь те­ пловой энергии по длине трубопровода, рассмотрим его при­ менительно к элементарному участку dx, расположенному на не­ котором расстоянии Л' от начала трубопровода. Согласно закону теплопередачи, количество теплоты, теряемое нефтью, заключен­ ное в элементарном объеме трубопровода, равное n/4D20dx, будет прямо пропорционально перепаду температур на этом участке, ДГ= Г—Г0, поверхности теплообмена n/4DQdx и обратно пропор­ ционально термическому сопротивлению окружающей среды. При этом количество теплоты, полученное окружающей средой с температурой Г0 от элементарного объема будет равно

Потери теплоты в окружающую среду одновременно будут равны

Если пренебречь теплотой, полученной от трения жидкости и трубы и связанные с кристаллизацией парафина, то

dg\ — dg2 и KnD0(T — TQ)dx= — GcdT.

После преобразования и интегрирования уравнения получим:

Это уравнение впервые было получено В. Г. Шуховым и носит его имя. Из уравнения Шухова можно получить размер участка L до первой тепловой станции.

Наиболее сложным в расчете является определение коэффи­ циента К — передачи теплоты в окружающую среду. От степени его достоверности зависит точность теплового расчета. Поэтому В. Г. Шухов предложил определять его экспериментальным путем по имеющимся результатам эксплуатации аналогичныхтрубопроводов. Тогда, используя эксплуатационные данные, коэффициент

При отсутствии экспериментальных данных коэффициент теплопередачи рассчитывается теоретическим путем по прибли­ женной формуле

где а, - внутренний коэффициент теплоотдачи от нефти к трубе;

380

а2 — коэффициент теплоотдачи от внешней стенки трубы в окружающую среду;

Та —коэффициент теплопроводности /-того цилиндрического слоя (отложений, металла трубы, изоляции и т.д.);

Ы— толщина цилиндрического слоя, м.

9.4.Оборудование для подогрева нефти

инефтепродуктов

Для подогрева нефти и нефтепродуктов на насосно-тепловых и тепловых станциях применяются подогреватели различных кон­ струкций. На головной станции, как было сказано выше, подо­ грев осуществляется, как правило, в резервуарах, оборудованных закрытыми пароподогревателями секционного или змеевикового типа или с применением паровых теплообменников.

Существуют и комбинированные способы подогрева, то есть с подогревом нефти в резервуарах с последующим доведением температуры до оптимального значения втеплообменниках, уста­ навливаемых группами на всасывании насосов.

На рис. 9.5 показана конструкция подогревателя змеевико­ вого типа, состоящего из трех секций — двух боковых и одной центральной в месте размещения подъемной трубы.

Преимущество подогревателей змеевикового типа состоит в том, что этот подогреватель закрытый и поэтому в процессе подогрева не происходит обводнения нефти и нефтепродуктов (только в аварийных ситуациях); большая теплоотдача; простота конструкции.

К недостаткам можно отнести большую инерционность (по­ догреватель долго прогревается по всей длине, особенно при хо­ лодном продукте); сложность ремонта, поскольку его конструкция неразборная и поэтомудля проведения ремонтных работтребуется проведение зачистки резервуара от остатков нефти для возмож­ ности проведения огневых работ.

Изготавливается змеевиковый подогреватель из цельнотя­ нутых труб диаметром не более Ду=50 мм, так как при больших диаметрах происходит перегрев нефти .

При монтаже и конструировании змеевикового подогревателя необходимо соблюдать следующие требования:

1. Укладку змеевика необходимо производить на стеллажах, выполненных из уголковой стали, конструкция которых должна быть разборной.

381