Лекции Сооружение и экспл ГНП

Поскольку насосы соединены последовательно, то их подачи равны, а напоры складываются, образуя, общий суммарный напор насосов. Следовательно, правило сложения кривых 1 и 2 будет звучать так: для нахождения суммарной H-Q характеристики последовательно соединѐнных насосов необходимо складывать напоры отдельных насосов при одинаковых подачах.

Выполним такое сложение графически для нескольких подач и получим точки суммарной H-Q характеристики насосов (точки 1+2).

Точка пересечения кривых (1+2) и 3 (точка М) является рабочей точкой системы «насосы-трубопровод». Еѐ координаты показывают, что данная система работает с производительностью Q0, при этом гидропотери в ней составляют Н0.

Подпорные насосы соединяются между собой только парал-

лельно. В основном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один резервный.

H-Q характеристики параллельно соединенных насосов находится сложением подач отдельных насосов при одинаковых напорах.

Графическое сложение характеристик насосов 1 и 2 даѐт кривую (1+2), которая, пересекаясь с H-Q характеристикой трубопровода 3, образует рабочую точку системы М. Координаты рабочей точки М показывают, что система работает с производительностью Q0, потери в ней составляют Н0.

В общем случае нефтепровод функционирует в соответствии с данными, полученными при его технологическом расчете, выполняемом при проектировании – это оптимальные параметры трубопровода (диаметр, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, число насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; режимы эксплуатации трубопровода.

Методы регулирования режимов работы НПС

Очевидно, что с изменением системы изменяется местоположение рабочей точки системы и отдельных насосов.

Изменение режима работы НПС перепуском

Суть метода состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход. При этом происходит изменение характеристики тру-

движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3.

Эти трубопроводы соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путѐм сложения их подач при одинаковых напорах. В итоге получается кривая (2+3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка Мп. При работе с перепуском производительность НПС возрастает с Q0 до Qп. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно Мп величине Нп. При напоре Нп нефтепровод 2 будет пропускать через себя, согласно H-Q характеристике, производительность Q2, меньшую первоначальной Qo, существовавшей при перекачке без перепуска.

Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефтепровода всегда только снижается.

Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти.

Изменение режима работы НПС дросселированием

Суть метода состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в какомлибо его месте. Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок.

При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность нефтепровода равна Q0, гидропотери в ней Н0.

Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображѐнном кривой 2, прибавятся потери напора в дроссельном органе.

92

Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать кривая 2'. Рабочая точка системы и НПС переместится в положение Мд, производительность нефтепровода снизится до Qд.

Напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Нд, потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Qд они в соответствии с H-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учѐта дроссельного органа) составляют Н'д. Напор, соответствующий разности Нд–Н'д, развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе.

Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается.

Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии.

Изменение режима работы НПС сменой числа оборотов ротора

С увеличением числа оборотов ротора насосов происходит изменение H-Q характеристик насосов; характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями

Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепровода. Поэтому при данном метод не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования.

Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования.

Перепуск не находит применения потому, что при пологопадающих H-Q характеристиках насосов он менее экономичен, чем дросселирование, а насосы НПС как раз имеют пологопадающие характеристики. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов.

Изменение режима работы НПС обточкой рабочего колеса

Диаметры рабочих колѐс центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колѐс на станке. Обточка в пределах 10 % практически не приводит к снижению к.п.д. насосов, H-Q ха-

93

рактеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса

чего колеса, равном ; и – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном

Если известны требуемые от насоса напор Н и подача Q, то необходимый диаметр рабочего колеса Д может быть рассчитан по формуле:

√ .

Перемещение жидкости связано с потерей напора. При перемещении ее по трубопроводам насос должен развивать напор, необходимый для преодоления гидравлических сопротивлений трения по длине трубопровода, местных сопротивлений (вентили, изгибы, повороты), геометрической высоты, равной разности отметок уровней жидкости в конечном и начальном пунктах перекачки, и на создание скоростного напора жидкости.

В гидравлике выделяют два режима течения жидкости: ламинар-

ный и турбулентный.

Для определения режима служит число (критерий) Рейнольдса:

ветственно кинематическая и динамическая вязкость нефти при расчетной температуре.

В соответствии с установленным режимом движения жидкости определяется величина коэффициента гидравлического сопротивле-

ния.

В общем случае, коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и от относительной шероховатости труб

.

Шероховатость – неровности (выступы) на внутренних поверхностях стенок.

94

Различают абсолютную и относительную шероховатость. Абсолютной шероховатостью в называется абсолютная высота вы-

ступов на внутренней поверхности трубопровода. Относительная шероховатость –отношение абсолютной шероховатости к внутреннему радиусу трубопровода.

Трубы имеют шероховатость различных размеров и неравномерную по длине трубы. Поэтому для характеристики шероховатости пользуются эквивалентной (усредненной) шероховатостью Ký . Она зависит

от материала труб, продолжительности эксплуатации, явлений коррозии и эрозии. Для большинства стальных труб эквивалентная шероховатость равна 0,1…0,2 мм. Опытами установлено, что для нефтепроводных и газопроводных труб Ký = 0,14–0,15 мм.

Граничные значения Re : ReI , ReII :

эквивалентную шероховатость Kэ и внутренний диаметр трубопровода.

Ламинарный режим течения жидкости сохраняется до Re 2300 . Ламинарное течение может реализоваться для высоковязких нефтей, течение которых характеризуется относительно небольшими числами Рейнольдса.

При турбулентном режиме течения ( Re 2300 ) различают три зоны трения: зона гидравлически гладких труб, зона смешанного трения, зона квадратичного трения.

95

Трубопроводы разделяются на гидравлически гладкие и гидравлически шероховатые. Гидравлически гладкие – трубопроводы, в которых отдельные струи потока, двигаясь параллельно друг другу, плавно обтекают все неровности на внутренней поверхности трубы, в результате чего шероховатость оказывает влияния на сопротивление потока. Такое явление наблюдается при ламинарном режиме. Коэффициент гидравлического сопротивления для гидравлически гладких труб зависит от параметра Re и не зависит от степени шероховатости стенок труб.

С увеличением турбулентности толщина пограничного слоя уменьшается, становится меньше абсолютной шероховатости и в результате при соприкосновении жидкости со стенкой трубы получаются

дополнительные завихрения, создаваемые выступами, зa счет которых величина коэффициента гидравлического сопротивления увеличивается. В этом случае коэффициент гидравлического сопротивления зависит от шероховатости стенок трубопровода и параметра Рейнольдса (зона смешанного трения). При дальнейшем увеличении параметра Рейнольдса повышается турбулентность потока и, начиная с определенного значения этого параметра, коэффициент λ будет зависеть только от шероховатости труб (квадратичная зона). При перекачке нефти режим квадратичного сопротивления не наблюдается. Он встречается при транспорте газа. В нефтепроводах чаще встречается режим гидравлически гладкого трения, в продуктопроводах – смешанное трение.

Целью гидравлического расчета является определение потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу.

96

где потери напора на трение по длине нефтепровода, рассчитываемое по формуле Дарси-Вейсбаха:

,

L длина трубопровода, м; g ускорение свободного падения, g

= 9,81 м/с2; V скорость течения нефти, м/с;

кроме того, в потери напора на трение входят потери на местных сопротивлениях (задвижки, повороты, сужения и т.п.), являющиеся незначительными и принимаемые равными 1…2 % от потерь на трение, т. е.

1,02 ;

z разность геодезических отметок конца и начала трубопровода;

остаточный напор в конце участка, необходимый для закачки нефти в резервуары ( ).

На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3 … 0,5 суточной пропускной способности трубопровода, поэтому напор будет использован раз.

Безразмерная величина, характеризующая потерю напора на трение на единице длины трубопровода, называется гидравлический уклон i :

,

m, A1 , расчетные коэффициенты, зависящие от режима движения. Величины коэффициентов Лейбензона

Совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода

Кривую, выражающую зависимость потери напора трубопровода от производительности перекачки по нему, называют характеристикой трубопровода и выражают ее в тех же координатах, что и характеристику насоса.

97

Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций позволяет определить при каком количестве работающих насосов обеспечивается проектная производительность нефтепровода.

Из рисунка можно видеть, что проектная производительность нефтепровода для данного примера обеспечивается при работе на станциях тринадцати насосов.

При распределении количества насосов следует иметь в виду, что большее их число должно быть установлено на НПС, расположенных в начале трубопровода, и меньшее – в его конце.

Особенности последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов

Внастоящее время нефти различных промыслов и месторождений,

ачисло таких нефтей, отличающихся по физико-химическим свойствам, может достигать несколько десятков, перекачивают методом, получившим название «последовательная перекачка прямым контактированием».

Врезультате добычи нефти в той или иной нефтяной провинции в резервуарах накапливаются нефти различных сортов. Строить отдельный трубопровод для добываемой нефти каждого сорта было бы нерентабельно, поэтому большинство из них транспортируют по одному и тому же нефтепроводу, к которому тяготеют данные месторождения, закачивая последовательно одну нефть за другой.

Поэтому сущность последовательной перекачки нефтей прямым контактированием состоит в том, что разносортные нефти, объединенные в отдельные партии по несколько тысяч или десятков тысяч тонн каждая, закачивают в трубопровод последовательно, одну за другой, и транспортируют так до самого потребителя. При этом каждая партия нефти вытесняет предыдущую и, в свою очередь, вытесняется последующей. Таким образом, нефтепровод по всей своей протяженности заполнен партиями различных нефтей, вытянутых в цепочку и контактирующих друг с другом в местах, где кончается одна партия и начинается другая.

На головной станции трубопровода различные сорта нефти закачивают из отдельных резервуаров, транспортируют партиями, по пути, если на то есть необходимость, подкачивают другие нефти, и на конечных пунктах (нефтеперерабатывающих заводах или перевалочных нефтебазах) принимают в отдельные резервуары.

98

В систему для последовательной перекачки нефтей входят те же основные объекты, что и в систему транспортировки однородной нефти.

Конечно же, при таком процессе в зоне контакта последовательно движущихся партий нефти происходит определенное смешение вытесняемой и вытесняющих нефтей.

Возникает вопрос, как велико это смесеобразование и насколько серьезны опасения, что транспортируемые нефти перемешаются. Количество смеси по мере движения от начала трубопровода к его концу постоянно растет. Применение механических разделителей - поршней, твердых или эластичных шаров, жидких или полужидких разделительных пробок и т.п. оказалось мало эффективным при промышленной реализации. Разделители отстают от потока нефти и быстро выходят из зоны контакта последовательно движущихся партий.

Последовательная перекачка прямым контактированием более проста с технологической точки зрения и достаточно эффективна, благодаря тому, что количество смеси в зоне контакта относительно невелико. Однако интенсивность смесеобразования и объем этой смеси зависят от режима транспортировки, соблюдения технологического регламента перекачек, понимания основных закономерностей процесса смесеобразования.

Особенности перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей

Основные проблемы, возникающие при перекачке высоковязких и высокозастывающих нефтей, связаны с их малой подвижностью, высокой температурой застывания, а если высокая вязкость обусловлена большим содержанием в нефти парафина – с отложениями парафина на стенках трубопровода.

Реологические свойства высоковязких и высокозастывающих нефтей (вязкость, напряжения сдвига (трение, преодолеваемое при скольжении одного слоя жидкости относительно другого), температура застывания), оказывают непосредственное влияние на процесс их транспортировки по трубопроводам, в большей степени зависят от компонентного состава. Кроме трех основных классов углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических) практически всегда в нефти содержатся в значительных количествах смолы и асфальтены (наиболее высокомолекулярные компоненты нефти, твѐрдые хрупкие вещества чѐрного или бурого цвета).

99

Наличие парафина в нефти приводит при понижении температуры к структурообразованию и проявлению неньютоновских свойств (неньютоновской является жидкость, при течении которой еѐ вязкость зависит от градиента скорости, то есть, которая ведет себя по-разному в зависимости от воздействия: если на нее воздействовать резко, сильно, быстро – она проявляет свойства, близкие к свойствам твердых тел, а при медленном воздействии становится жидкостью).

Наиболее серьезные осложнения могут возникнуть при перекачке нефтей, когда температура окружающей среды ниже температуры застывания транспортируемой нефти (колеблется от + 30 до – 60 °С и зависит в основном от содержания парафина, чем его больше, тем температура застывания выше). В этих условиях случайная остановка перекачки может привести к «замораживанию» трубопровода и выводу его из эксплуатации на длительный срок. При этом будет нанесен значительный экономический ущерб, связанный с затратами на пуск трубопровода, возможной остановкой промыслов и невыполнением обязательств по поставкам. В связи с этим в проектных решениях закладывается значительный запас надежности нефтепроводов, эксплуатируемых в северных районах.

Условно к высоковязким нефтям можно отнести нефти с вязкостью более 2 Ст (см2/с), а к высокозастывающим с температурой застывания tз > 0°С. Эти их особенности и предполагают использование специальных технологий для трубопроводного транспорта применительно к условиям Крайнего Севера.

При огромном разнообразии характеристик нефтей, климатических и геокриологических условий, в которых работают трубопроводы, их протяженности и производительности каждый отдельный способ обладает своими недостатками, поэтому в настоящее время не существует

универсальной технологии, обеспечивающей рациональную транспортировку всех высоковязких и высокозастывающих нефтей. В

этой связи в каждом случае выбор способа перекачки является сложной задачей и должен быть обоснован технико-экономически.

Наибольщее распространение в нашей стране и за рубежом получил способ «горячей» перекачки. При этом нефть может подогреваться на специальных тепловых станциях (ТС) расположенные через определенные расстояния по трассе «горячего» нефтепровода или постоянно (попутно) при движении по трубопроводу.

Особенностью работы «горячего» нефтепровода является переменная температура по длине участка между ТС. Температура нефти в трубе меняется вследствие теплообмена с окружающей средой и попутным

100