shammazov_ONGD

12.2.Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

На технологию транспорта и хранения нефтей в той или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

Плотность нефтей при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м3 (табл. 12.3). С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой (рис. 12.2). От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а в конечном счете—прибыль предприятия.

Таблица 12.3 — Основные параметры нефтей России

Для определения плотности в лабораторных условиях, как правило, пользуются ареометром (рис. 12.3). Он представляет собой стеклянный поплавок с проградуированной шкалой. С целью повышения точности измерений применяют набор ареометров под различные интервалы значений плотности.

Вязкость—один из важнейших параметров нефти. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др.

Для жидкости, заполняющей трубопровод диаметром Д и длиной L, условие равномерного движения под действием перепада давления ∆Р

имеет вид 2

∆P π 4Д −τπ ДL = 0,

где τ—касательные напряжения на стенке.

Отсюда необходимый перепад давления для осуществления пере-

качки равен

∆P = τ 4ДL

т. е. прямо пропорционален величине касательных напряжений. Характер изменения величины τ в зависимости от градиента ско-

рости сдвига S = 32Q /(πД3) в трубопроводе показан на рис. 12.4.

Как видно из рисунка, по характеру зависимости τ от S (ее называют кривой течения) все типы жидкостей (в том числе и нефти) делятся на два класса: ньютоновские 1 и неньютоновские (пластичные 2, псевдоплас­ тичные 3 и дилатантные 4). Мы привыкли иметь дело с ньютоновскими жидкостями (вода, светлые нефтепродукты, маловязкие нефти и т. п.), для которых зависимость τ от S имеет вид прямой линии, выходящей из начала координат. Тангенс угла наклона этой прямой, определяемый как отношение τ/S, есть динамическая вязкость µ. Для ньютоновских жидкостей она не зависит от градиента скорости сдвига.

Рис. 12.4. Зависимость напряжения сдвига от скорости для различных жидкостей: 1—ньютоновских; 2—пластичных (бингамовских);

3—псевдопластичных; 4—дилатантных

Рис. 12.5. Капиллярный вискозиметр Пинкевича:

1—капилляр; 2, 3—расширения; 4—трубка; 5—сосок; 6—расширение

Применительно к неньютоновским жидкостям введено понятие эф-

фективной динамической вязкости µэ. Определяют ее следующим обра-

зом. Вычисляют градиент скорости сдвига S для условий перекачки (по заданным Д и Q), восстанавливают перпендикуляр до пересечения с соответствующей кривой течения, соединяют точку пересечения с началом координат и вычисляют величину τ/S при данном градиенте скорости сдвига.

Делением µ (или µэ) на плотность жидкости ρ при данной температуре находят ее кинематическую ν (или эффективную кинематическую νэ) вязкость. Все гидравлические расчеты обычно ведут с использованием этой величины.

Для ньютоновских жидкостей величина кинематической вязкости может быть определена непосредственно, например, с использованием капиллярного вискозиметра Пинкевича (рис. 12.5). Вискозиметр представляет собой U-образную стеклянную конструкцию, в которой колено А является измерительным, а колено Б—вспомогательным. Колено А состоит из капилляра 1 и двух расширений 2, 3, а колено Б из трубки 4 с соском 5 и расширения 6. Вискозиметр заполняется исследуемой жидкостью под вакуумом, создаваемым с помощью резиновой груши, присоединяемой к соску 5. Затем, создавая той же грушей давление на свободную поверхность жидкости в расширении 6, заполняют расширения 2, 3. После этого вискозиметр готов к работе. Для определения кинематической вязкости с помощью секундомера измеряют время t, в течение которого свободно

текущая жидкость опускается от сечения М1 до сечения М2, а затем это время умножают на величину к (g/gн), где к —постоянная вискозиметра, определяемая на эталонной жидкости, см2/с2; g—ускорение силы тяжести в месте измерения вязкости (для Уфы g = 981,56 см/с2); gн— нормальное ускорение силы тяжести, gн = 980,7 см/с2.

Капиллярные вискозиметры Пинкевича выпускаются с различными диаметрами капилляра (мм): 0,4; 0,6; 0,8; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0.

Для определения кинематической вязкости нефти при заданной температуре выбирают вискозиметр с таким расчетом, чтобы время истечения нефти было не менее 15 с.

На рис. 12.6 приведены вискограммы нефтей различной вязкости. Как видно, зависимость ν от Т имеет экспоненциальный характер.

Вязкость нефтей России при 20 °С в 1,3—310,3 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями, после предварительной механической или термической обработки, с предварительным подогревом и др. (подробнее эти способы рассмотрены ниже).

Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.

Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45°.

Температура застывания маловязких нефтей составляет до –25 °С и поэтому их можно транспортировать при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефтей полуострова Мангышлак она доходит до +30 °С. Их можно перекачивать только специальными методами.

Испаряемость—свойство нефтей и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами.

Скорость испарения нефтей и нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

Пожаровзрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.

Пожароопасность нефтей и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

Температура вспышки паров — температура, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 °С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61 °С—к горючим.

Температура воспламенения—температура, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10…50 °С выше температуры вспышки.

Температура самовоспламенения—температура нагрева жидкости,

при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры самовоспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей:

1)Т1 > 450 °С;

2)Т2 = 300…450 °С;

3)Т3 = 200…300 °С;

4)Т4 = 135…200 °С;

5)Т5 = 100…135 °С.

Взрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости—это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей и нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4—8 кВт.

Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического электричества: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичность нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.

Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной вентиляцией производственных помещений, а также применением изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для здоровья атмосфере.

12.3. Классификация нефтепроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.

Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних,

идостигает нескольких десятков и даже сотен километров.

Кмагистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы

протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включитель­ но, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепро-

воды подразделяются на четыре класса:

•I класс . . от 1000 до 1200 мм включительно;

•II класс . . от 500 до 1000 мм включительно;

•III класс . . от 300 до 500 мм включительно;

•IV класс . . менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более—к III-й. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных ти- пов—В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами—

I и III и т. д.

Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов на их протяжении неодинакова.

12.4.Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений (рис. 12.7):

•подводящие трубопроводы;

•головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

•конечный пункт;

•линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуа­ ров в трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рис. 12.8. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрахгрязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее количес­ твом. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств—скребков.