Остановки перекачки могут быть связаны ,и с характером эксплуатации «горячего» нефтепровода. Трубопроводы проек тируются для работы в течение не менее 30 лет. Так как в пер вые и, наоборот, последние годы разработки месторождений объемы добычи нефти обычно меньше, чем при полном раз витии промыслов, то в это время нефтепроводы работают с по ниженной производительностью. При «горячей» перекачке эта производительность не может быть меньше некоторой мини мальной величины. Отсюда вытекает необходимость цикли ческой эксплуатации «горячих» трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается. В данном случае под циклом понимается период времени, включающий длитель ность одного интервала непрерывной перекачки и одного ин тервала простоя.
Чем больше число циклов перекачки, тем меньше долж на быть вместимость резервуаров для накопления нефти на го ловных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а зна чит, затрат на них потребуется меньше. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефте провода (вытеснение остывшей нефти и прогрев системы «тру ба—грунт»). При уменьшении числа циклов картина обратная. Оптимальным является число циклов, соответствующее мини муму суммарных затрат.
При остановках перекачки высоковязкая нефть, оставленная в трубопроводе, постепенно остывает, вязкость ее повышает ся, и поэтому потери напора при возобновлении перекачки рез ко возрастают. Они максимальны в момент пуска трубопровода (рис. 7.12), когда весь он заполнен остывшей нефтью.
По мере замещения остывшей нефти разогретым продуктом потери на трение в трубопроводе быстро уменьшаются. По сле вытеснения из трубы всей остывшей нефти темп сниже ния потерь напора на трение снижается, а само уменьшение йг связано с прогревом системы «труба—грунт» горячей нефтью. По мере снижения величины Лг происходит ее асимптотиче ское приближение к потерям напора при стационаром режи ме перекачки /»1<ю.
Рис. 7.12. Изменение потерь на трение во времени при возобновлении перекачки после остановки
Продолжительность остановки «горячего» нефтепровода должна быть такой, чтобы максимальные потери напора при пуске не превышали напора, развиваемого насосными агрегата ми, и давления, которое может выдержать труба. В противном случае произойдет «замораживание» трубопровода, ликвидация которого связана со значительными потерями нефти и больши ми денежными затратами.
Время, по истечении которого возобновление перекачки вы соковязкой нефти происходит без осложнений, то есть потери на трение не превышают возможностей насосной станции, на зывается безопасным временем остановки «горячего» трубопрово да. Для расчета безопасного времени остановки «горячих» трубо проводов используются зависимости, полученные профессором П. И. Тугуновым.
Если фактическое время остановки превышает безопасное, то вязкая нефть должна быть вытеснена из трубопровода мало вязкой жидкостью (нефтью, нефтепродуктом, водой).
Замещение высоковязких нефтей в трубопроводах
Для ускорения процесса вытеснения высоковязкой нефти из трубопровода целесообразно обеспечить максимально возмож ный расход вытесняющей жидкости. Ограничением в этом случае является максимально допустимый из условия прочности нефте провода и оборудования напор на выходе насосной станции А .
Рассмотрим сначала качественный характер вытеснения вы соковязкой жидкости маловязкой с помощью центробежных насосов (рис. 7.13).
Рис. 7.13. Изменение параметров при вытеснении высоковязкой жидкости маловязкой центробежными насосами
Пока мы ограничиваем развиваемый напор величиной = = const расход, с которым происходит вытеснение (рис. 7.13с), не остается постоянным. Это связано с характером изменения положения рабочей точки на совмещенной характеристике тру бопровода и насосной станции (рис. 7.13б).
При дальнейшем увеличении длины участка, занятой мало вязкой жидкостью, потери напора в трубопроводе уменьшают ся, а величина расхода продолжает возрастать, достигая макси мума после полного вытеснения высоковязкой нефти.
Определим время вытеснения высоковязкой жидкости из участка трубопровода длиной €. Для первого этапа уравнение ба ланса давлений запишем в виде
Р\ |
- Pi' g ' f i 'Q 1 ' х +P2- g - f i - Q 2 ( e - x ) |
+ P c p - g te , (7.43) |
где |
px, p2, |
pcp — плотность |
соответственно |
вытесняющей |
|
и вытесняемой жидкости, а также их полусумма; f * , / 2* - |
|
гидравлический уклон при единичном расходе, опреде- |
|
|
|
|
|
.* |
в а |
|
ляемый по формуле Дарси-Вейсбаха, /, |
=—j----- г ; х - |
|
|
|
|
|
|
ж g-D |
|
длина участка, заполненного вытесняющей жидкостью. |
Из (7.43) получаем, что расход вытесняемой жидкости равен |
|
|
/ У ' У / у А г |
|
1 |
(7.44) |
|
0 = |
|
|
|
|
|
P x - f i ‘X + p 2- f ï - ( e - x ) yj M i + N l -x' |
где |
Af,, Л7, —расчетные коэффициенты, величина которых |
|
не зависит от х. |
|
|
|
|
|
М t — |
Р г ' î i ' ^ |
|
_ Pi f i |
P j f j |
|
|
Pi A « - Pep • ’ |
‘ |
Pi A»* - Pep • Az |
Для определения продолжительности первого этапа вытесне ния воспользуемся уравнением неразрывности
Q - d t — F -dx,
где F - площадь сечения трубопровода, F=n-D2/4 .
dT = F-yjMl +Nr x-dx. |
(7.45) |
Продолжительность первого этапа вытеснения найдем, инте грируя левую часть уравнения (7.45) от 0 до тр а правую от 0 до
х„ что дает |
*i _________ |
|
1 |
(7.46) |
|
г, = F • yM,+N,x-dx. |
|
О |
|
Для решения этого интеграла прибегнем к замене перемен
ной, обозначив t= ^ M x+Nx-x. Отсюда
x={t2 - М . )/N. |
и d x = ~ d t . |
' |
' |
N. |
Новый нижний предел интегрирования /, равен
t,= V M ,+ ^ •0=л/М 1 5а новый верхний предел —h -yjMl+Ni-x( .
Итак, формула (7.46) принимает вид
Л |
—JMt+МдГ/ |
А |
г,= — |
• |
/2.Л = ^ - [ ( М 1+ ЛГ.дг1),'15-М,1-5]. (7.47) |
Величину х, найдем из условия, что в момент окончания 1-го этапа вытеснения напор насосной станции точно равен макси мально допустимой величине, то есть
hmx= A ~ B . Q 2
Откуда
(7.48)
С другой стороны, согласно формуле (7.44), в момент време ни т = т,
Так как левые части данных выражений равны, то следова тельно равны и правые, то есть
A.-hmx_ 1
= |
|
B. |
\ |
(7.50) |
Л |
- л, |
— M, |
Ni |
|
|
Подставляя данное выражение в формулу (7.47), получим |
т,= 2 F |
Г7 |
- |
|
|
|
В. |
~Ml5 |
(7.51) |
3-N, |
A,-h.max у |
|
Второй этап вытеснения осуществляется уже с переменным напором. Поэтому уравнение баланса давлений (7.44) примет вид
(7.52)
...+Pi-g +pcf-g-bz.
Отсюда величина расхода в трубопроводе, соответствующая удалению границы раздела от насосной станции на расстояние х, равна
|
' |
pr A .- p cr-Az |
|
1 |
(7.53) |
|
Q = |
|
(/-дс) yjM2 +N2x' |
|
// V (5. + / I**)-/V /2 |
|
где |
Mv N2—расчетные коэффициенты, аналогичные Л/,, Nt: |
|
M |
*^. дj |
- А */|~ Р г ' f г |
|
|
|
P i - A - P c p - A z ’ |
2 |
р х- А , - p cp-bz |
|
Решая аналогично, находим продолжительность 2-го этапа вытеснения
( |
7 |
с- |
>/«2+ЛГ.' |
Tn= F - l(M 2 + N2-x)°*-dx = ^ |
- |
t2dt = |
|
|
i 2 |
J M 2+N2X, |
|
|
|
(7.54) |
=±JL.[(M2+N2. e f - ( M 2+N2•X )1'5].
Общее время вытеснения высоковязкой нефти из трубопро вода равно сумме продолжительностей обоих этапов
Значения^ в приведенных выше формулах вычисляются для среднего расхода во время каждого этапа.
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1.Агапкин В. М., Кривошеин Б. Л., Юфин В. А. Тепловой и гид равлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепро дуктов. —М: Недра, 1981. —256 с.
2.Губин В. Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти
инефтепродуктов. —М: Недра, 1982. —246 с.
3Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации неф тебаз и нефтепроводов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, A. А. Коршак и др. —Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658 с.
4. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р. А. Алиев,
B.Д. Белоусов, А. Г. Немудрое и др. —М: Недра, 1988. —368 с.
5.Тугунов П. И., Новоселов В. Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. — М: Недра, 1973.-89 с.
6.Тугунов П. И. Нестационарные режимы перекачки нефтей
инефтепродуктов. —М: Недра, 1984. —224 с.
7.Тугунов П. И. Тепловая изоляция нефтепродуктопроводов
ирезервуаров. —М.: Недра, 1985. - 152 с.
8. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕСТАБИЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
перекачки нестабильных жидкостей
Нестабильными называются углеводородные жидкости, дав ление упругости которых по Рейду (при температуре 38 °С и соот ношении объемов газовой и жидкой фаз 4:1) превышает 66 000 Па (500 мм рт. ст.). К нестабильным относятся жидкая фаза (нефть, конденсат) в газожидкостных потоках, газонасыщенная нефть, нестабильный газовый конденсат, сжиженные газы.
В условиях пласта нефть содержит значительное количество легких углеводородов. После ее извлечения из недр в результате уменьшения давления ббльшая часть легких углеводородов пе реходит в газовую фазу, образуя так называемый попутный неф тяной газ.
Нефтяной газ —неизбежный спутник нефти, и поэтому с пер вого дня разработки месторождений возникает проблема его утилизации. О сложности ее решения говорит тот факт, что еже годно в нашей стране бесполезно сжигается в факелах более 10 млрд м3 нефтяного газа, а в мире —более 200 млрд м3.
Наибольшие потери нефтяного газа допускаются в новых развивающихся районах нефтедобычи. Такое положение связа но с особенностями технологии использования нефтяного газа: необходимостью сбора с крупных и мелких месторождений, раз бросанных на значительной территории; сооружения газопере рабатывающих заводов, а также установок по осушке газа и из влечению из него тяжелых компонентов с целью обеспечения возможности транспорта по магистральным газопроводам; со оружения газопроводов для транспорта газа потребителям и т. д. Поэтому для обеспечения полного использования ресурсов нефтяного газа при вводе в разработку нефтяных месторожде ний необходимо не только располагать значительными мате риально-техническими ресурсами и капиталовложениями, но и добиться их освоения в кратчайшие сроки. Практически же на это уходит 5... 10 лет.
Поскольку ни одно месторождение не вводится в разработ ку без развитой системы сбора и внешнего транспорта нефти, то одним из направлений борьбы с потерями нефтяного газа явля ется его перекачка совместно с нефтью.
Газоконденсатные залежи встречаются на глубине одного ки лометра и более. Здесь при давлении 30...40 МПа пары жидких углеводородов растворены в газе. При извлечении такого газа по скважине на земную поверхность и соответствующем снижении давления пары жидких углеводородов конденсируются, образуя сырой газовый конденсат, в состав которого входят гелий, угле кислый газ, сероводород, пентаны, гексаны, гептаны и другие компоненты. При стабилизации сырого конденсата эти компо ненты выделяются, и возникает необходимость в их транспор тировке потребителям. Это связано с рядом проблем, избежать которых позволяет совместный транспорт стабильного конден сата и газов стабилизации.
Совместный транспорт жидких и газообразных углеводоро дов может осуществляться как в двухфазном, так и в однофаз ном (весь газ растворен в жидкости) состоянии.
Двухфазный транспорт углеводородных жидкостей и газов в на шей стране осуществляется за счет пластового давления. Одна ко наличие в потоке свободного газа приводит к тому, что кроме традиционных потерь энергии на трение имеют место дополни тельные потери, обусловленные проскальзыванием газа относи тельно жидкости, распыливанием жидкой фазы, пульсациями давления и т. д. Поэтому пластового давления хватает на обеспе чение перекачки не более чем на 100 км.
Отлйчительной особенностью двухфазного транспорта явля ется то, что по мере падения давления соотношение расходов га зовой и жидкой фаз увеличивается.
Значительно большими возможностями по дальности транс портирования обладает совместный трубопроводный транспорт жидкостей и газов в однофазном состоянии (перекачка газона сыщенных нефтей и нестабильного газового конденсата).
Сущность технологии перекачки газонасыщенных нефтей со стоит в том, что, поддерживая на последней ступени сепарации давление ббльшее, чем атмосферное, в нефти сохраняют в рас-
творенном состоянии бблыпую часть тяжелых, наиболее ценных компонентов нефтяного газа, а затем обеспечивают такое давле ние в нефтепроводе, при котором ни в одной его точке раство ренный газ из нефти не выделяется.
Технология перекачки нестабильного газового конденсата ана логична. Различие заключается в способе получения газонасы щенной жидкости. Из продукции скважин первоначально по лучают сырой конденсат. В ходе последующей промысловой подготовки производится частичная или полная стабилизация сырого конденсата. Обычно рассматривают четыре уровня его подготовки к транспорту:
1)дегазация (Р = 2,4 МПа; Т = 263 К);
2)деметанизация (Р = 2,4...3,4 МПа; 7’=413 К);
3)деэтанизация (Р = 2,4 МПа; Т —438 К);
4)полная стабилизация (Р = 1,4 МПа; Т = 283 К).
Чем глубже стабилизация конденсата, тем меньшее избы точное давление необходимо поддерживать в конденсатопроводе, а значит, тем реже можно разместить по трассе перекачиваю щие станции. Однако одновременно увеличиваются затраты на подготовку конденсата к транспорту. По расчетам специалистов ВНИИГаза, если приведенные затраты на подготовку и транспор тировку дегазированного конденсата северных месторождений Тюменской области принять за единицу, то для деметанизированного конденсата этот показатель равен 8,5; для деэтанизированного конденсата —40; для полностью стабилизированного конденсата —65. То есть транспортировка нестабильного газо вого конденсата экономически наиболее предпочтительна.
Трубопроводный транспорт сжиженных газов также находит все более широкое применение. В частности, это касается ши рокой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), вырабатывае мой из попутного нефтяного газа и газового конденсата на ста билизационных установках.
ШФЛУ —это сложная смесь углеводородов С2—С6 и выше, представляющая собой бесцветную, прозрачную легкокипящую и легковоспламеняющуюся жидкость со слабым специфи ческим запахом бензина. Из районов добычи нефти и газового
