книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

догрева использую т паровы е и огневые подогреватели. П ропускная спо­ собность печей подогрева неф ти достигает 600 м3/ч .

Одним из методов ум еньш ения затрат на подогрев неф ти и потерь тепла является применение тепловой изоляции. М атериалы , прим еня­ емые для этих целей: пенополиуретан, пенополистирол, м инеральная вата, стекловолокно, верм икулит, газобетон. П рименение тепловой изо­ ляции на МН позволяет сократить число пунктов подогрева и, следова­ тельно, снизить эксплуатационны е затраты .

При эксплуатации «горячего» нефтепровода неизбеж ны его останов­ ки. связанные либо с характером эксплуатации, либо вы званные авари­ ей. П ерекачка неф ти по «горячим» трубопроводам ведется с помощью центробежных насосов, потому что вязкость горячей нефти невелика. При выталкивании осты вш ей неф ти из трубопроводов использую тся пор­ шневые насосы, например, марки НТ-45.

При остановках перекачки высоковязкая нефть, оставленная в трубо­ проводе. постепенно остывает, в результате чего ее реологические пара­ метры ухудшаются. Когда весь трубопровод заполнен остывшей нефтью, необходимы большие напоры для пуска нефтепровода и возобновления перекачки. По мере замещ ения остывш ей нефти разогретым продуктом гидравлические потери уменьшаются. После вытеснения из трубы всей остывшей нефти дальнейш ее уменьшение потерь напора связано с про­ гревом системы «трубопровод-грунт» горячей нефтью. По мере прогрева грунта трубопровод выходит на стационарный реж им перекачки.

Трубопроводы проектирую тся для работы на длительны й период — не менее 30 лет. З а этот период объем добычи на м есторож дениях мо­ жет ум еньш иться, что обычно сниж ает загрузку нефтепровода. В то ж е время при «горячей» перекачке неф ти расход в трубе не м ож ет быть ниже некоторого минимального значения во избеж ание переохлаж де­ ния и засты вания нефти.

В подобных ситуациях возникает необходимость в циклической заг­ рузке «горячих» трубопроводов, когда часть времени нефтепровод вы нуж ­ ден работать с полной загрузкой, а остальное время вынужден простаи­ вать. Здесь под циклом понимается период времени, включающий один интервал непрерывной перекачки и один интервал простоя. При этом, чем больше циклов перекачки, тем меньш е объем резервуаров для накопле­ ния нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода.

Продолжительность остановки «горячего» нефтепровода должна быть такой, чтобы пусковой напор не превы ш ал технические возможности насосных агрегатов и прочностных возможностей трубы. Время, по ис­ течении которого возобновление перекачки происходит без осложнений, называется безопасным временем остановки «горячего» трубопровода.

где а } — коэф ф ициент теплоотдачи, характеризую щ ий тепловое со­ противление ламинарного пристенного слоя, который определяется от­ ношением коэф ф ициента теплопроводности ж идкости Л и толщ ины этого слоя

Толщ ина теплового пристенного слоя ж идкости в трубе определя­

где Nu = 0,021Re°*8P r0,43.

В (14.10) безразм ерны е числа Н уссельта, П рандтля и Рейнольдса,

где С г — уд ельн ая теп лоем кость ж идкости при постоянном объеме; V — средняя скорость течения; р — плотность ж идкости; v — кинема­ тическая вязкость жидкости.

К оэф ф иц и ент теплоотдачи а 4, определяю щ ий тепловое сопротив­ ление грунта, равен отнош ению к о эф ф и ц и ен та теплопроводности

П отери тепла из отсека трубы подземной прокладки можно опреде­ лять с помощью (14.9), однако это удобнее делать, используя ту ж е ф ор ­ мулу Ньютона и коэф ф ициент теплопередачи К. Поток тепла в окру-

684

ж аю щ ую среду дос ч ер ез боковую поверхность трубопровода в некото­ ром произвольном сечении можно определить следую щ им образом

где d — внутренний диам етр трубы ; К — коэф ф ициент теплопередачи от неф ти в грунт; Тг — тем пература окруж аю щ его грунта; Т — темпе­ ратура неф ти в рассм атриваем ом сечении.

О братное значение коэф ф и ц и ента теплопередачи К равно сумме обратных значений коэф ф ициентов теплоотдачи теплового пристенного

П ри этом коэф ф и ц и ен т теплоотдачи каж дого слоя определяется отнош ением, аналогичным (14.9) и (14.14). К оэф ф ициент теплопереда­ чи К имеет такую ж е разм ерность, как и коэф ф ициент теплоотдачи а (В т/м 2 • град).

Д ля различны х способов прокладки трубопроводов сущ ествую т со­ ответствую щ ие зависимости, позволяю щ ие вы числять значения коэф­ ф ициента теплопередачи К. Н апример, при надземной прокладке тру­ бопровода коэф ф ициент К м ож ет быть определен из следую щ ей экс­

где D — внеш ний диам етр трубы; Лв, Лм, Лич — соответственно, коэффи­ циенты теплопроводности воздуха, м еталла стенки трубы , материала изоляции; N un — число Н уссельта для воздуха.

П ри установивш ем ся тепловом и гидравлическом режиме перекачки неф ти диф ф еренциальное уравнение баланса тепловы х по­ токов в отсеке трубы длиной dx им еет следую щ ий вид:

где G — массовый расход ж идкости; Т — тем пература ж идкости в се­ чении с координатой х; Тос — тем пература окруж аю щ ей среды , напри ­ мер, грунта или воздуха.

Л евая часть последнего уравнения определяет конвективную состав­ ляющую, обусловленную привносом тепла в рассм атриваем ы й отсек трубы за счет течения жидкости. П равая часть уравнения определяет потери тепла чер ез боковую поверхность трубопровода и изоляцию в окружаю щ ую среду. Это уравнение не учиты вает тепло, которое вы де­ ляется в потоке за счет работы сил внутреннего трения и за счет скры ­ той теплоты кри сталли зац и и (выпадения) параф ина.

И нтегрирование уравнения (14.18) при известной тем пературе Т в

где L — длина расчетного участка трубопровода; S h u — безразм ерное число Ш ухова:

л Р К Ь

(14.20)

pVcoC,.

О тсю да при х = L м ож но получить значение тем п ературы ж идкос­ ти Тк в конце трубопровода. Эта ф орм ула позволяет такж е определить необходимую тем п ер атур у нагрева неф ти в начале трубопровода Т , если зад ать требуемую тем п ературу Тк в конце расчетного участка:

Теплопередача ч ер ез стенки трубопровода или сниж ает (при T > Т ), или повы ш ает (при Т < Т1Х.) тем пературу транспортируем ой среды . В то же время диссипация м еханической энергии всегда приводит к увели ­ чению тем пературы транспортируем ой жидкости.

С учетом диссипации м еханической энергии потока ж идкости, дви ­ жущ ейся под действием гидравлического уклона i = const, закон изм е­

где Тл= g iG /x D K — постоянная величина, им ею щ ая разм ерность тем ­ пературы.

Если подобрать хорош ую теплоизоляцию , чтобы уходящ ее из тру­ бы тепло компенсировалось тепловы делением за счет диссипации ме­ ханической энергии, то тем пература перекачиваем ой ж идкости будет оставаться постоянной и равной начальной Тн на протяж ении всего уча­ стка трубопровода. Д ля обеспечения подобного эф ф екта необходимо, чтобы коэф ф ициент теплопередачи К удовлетворял следую щему ус­ ловию:

gipV (о

(14.23)

* Д ( т „ - т ос)-

Такой прием используется, например, при транспортировке нефти по транс^ляскинском у неф тепроводу (США). По этому нефтепроводу за счет хорош ей теплоизоляции трубы неф ть перекачивается без по­ догрева, несмотря на низкие тем пературы окруж аю щ ей среды.

В процессе турбулентного движ ен ия подогретой нефти по трубе неф ть осты вает, при этом вязкость ее увеличивается. По мере увеличения вязкости число Рейнольдса ум еньш ается, турбулентные пульсации затухаю т, и в некотором сечении трубы с координатой х - LT турбулентны й реж им течения переходит в лам инарны й режим. Опре­ делим длину участка трубопровода с турбулентны м реж имом течения.

В ы рож дение турбулентного реж им а течения и переход его в лами­ нарный происходит при R eKp = 2300. К ритическом у числу Рейнольдса соответствует некоторая критическая тем пература Ткр неф ти и соот­ ветствую щ ая ей крити ческая вязкость и . Величину последней можно вы разитв через Ткрс помощью уравнения Рейнольдса — Филонова (4.23), в котором вязкость v0 при некоторой фиксированной тем пературе Т0 из- ' вестна

где

Символ Ei(z) обозначает ф ункцию Э йлера:

д ля которой составлены специальны е таблицы . В (14.30) voc — вязкость неф ти при тем п ературе окруж аю щ ей среды Тос.

Реш ение (14.28) справедливо при следую щ их условиях:

•реж и м течения ж идкости соответствует области гидравлически гладких труб — зоне Б лазиуса;

•зависим ость вязкости неф ти от тем пературы подчиняется урав­ нению Рейнольдса— Ф илонова (4.23).

кой или вы сокопараф инистой неф ти и неф тепродуктов можно добить­ ся смеш ением их с м аловязким и разбавителям и. В качестве разбавите­ лей прим еняю тся м аловязкие углеводороды (бензины, керосины, газо­ вые конденсаты), м аловязкая неф ть и вода. Н аличие у высоковязкой неф ти статического и динамического напряж ения сдвига и высокой тем­ п ературы засты вания не позволяет перекачивать их по магистральным трубопроводам обычным способом. В таких случаях часто применяют разб авлен и е, которое я в л яется наиболее просты м технологическим приемом. На головной станции в р езер ву ар с неф тью в необходимом количестве закачивается разбавитель, и циркуляцией по замкнутому кольцу смесь доводится до заданной кондиции.

С меш иваю т неф ть и по трассе трубопровода, когда в поток одной неф ти специальны ми дозировочны м и насосами подается маловязкая неф ть другого сорта, что исклю чает необходимость в подогреве высо­ ковязкой неф ти при доставке ее к потребителю .

П ерекачка вязкой неф ти с ж идким и углеводородными разбавите­ лями находит широкое применение. Добавление к вязкой нефти сжижен­ ных газов, конденсатов и легкой неф ти изм еняет как ф изические свой­ ства неф ти (изменение вязкости, упругости насыщ енных паров и др.), так

и технологический реж им перекачки по трубопроводу. П ри добавлении разбавителя в тяж ел ую н еф ть ум еньш аю тся тем пература ее засты ва­ ния и статическое напряж ение сдвига, причем ум еньш аю тся тем боль­ ше, чем меньш е плотность и вязкость разбавителя.

Один из способов перекачки вы соковязкой неф ти заклю чается в об­ разовании ее смеси с водой. О бразую щ аяся эм ульсия типа «нефть в воде» представляет собой взвесь засты вш их капель неф ти в воде. К аж ­ дая частица неф ти окруж ена водяной пленкой, поэтому такая водонеф ­ тяная смесь имеет небольш ую вязкость. Д ля улучш ения условий обра­ зования подобных эм ульсий использую т поверхностно-активны е вещ е­ ства (ПАВ) анионного типа.

Если и сп о л ьзо вать воду без добавок П А В, то могут об разо ваться стойкие об ратн ы е эм у л ьс и и типа «вода в неф ти». В язк о сть об р ат­ ных эм ульсий су щ ествен н о п р евы ш ает вязк о сть исходного н е ф т е ­ продукта.

где QH— объемный расход воды; QH— объемный расход нефти. Критическое содерж ание воды в эмульсии, при котором происхо­

дит инверсия ф аз, определяется из вы раж ения

где рж и р в — динам ическая вязкость разбавляем ой ж идкости и воды, соответственно.

Если /?в < /? , то образуется эм ульсия типа «вода в нефти», в которой неф ть вы ступает в качестве дисперсионной среды , а вода в качестве дисперсной ф азы . Зд есь объем ная доля дисперсной ф азы /?ф = /Зв. У ста­ новлено, что минимальное количество воды в эмульсии типа «вода в нефти» долж но составлять 30% (об.) от общего количества транспорти ­ руемой смеси.

Если > /?кр, то образуется эм ульсия типа «нефть в воде», в которой вода является дисперсионной средой, неф ть — дисперсной ф азой. Здесь объемная доля дисперсной ф азы /?ф = 1 - /?в.

Плотность эмульсии

где р — плотность дисперсионной среды .