Для последовательно соединенных участков

. (4.40)

В этом случае потери напора на трение в нефтепроводе будут определяться выражением

.

Вопрос 6 Оценка состояния внутренней полости нефтепровода

В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды, парафина, паров, механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода, что и может служить показателем состояния внутренней полости.

Фактическая величина гидравлического уклона определяется следующим образом

, (4.42)

где P₁ и P₂ – давление в начале и в конце исследуемого участка, Па; z – разность геодезических отметок этого участка, м; l – длина исследуемого участка, м.

Однако в общем случае гидравлический уклон на различных участках нефтепровода может быть не одинаковым из-за изменения толщины стенок труб и наличия лупингов или переходов через препятствия.

Теоретический гидравлический уклон в этом случае будет определяться с использованием

. Как правило i_ф > i.

В настоящее время для оценки состояния внутренней полости используют понятия эффективного диаметра трубопровода и эффективности работы трубопровода.

Эффективный диаметр показывает каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка

. (4.44)

Если D_эф меняется в процессе эксплуатации и отличается от D_эк, то это может быть связано с загрязнением трубопровода после очистки, повышенной шероховатостью труб при работе в зоне смешанного трения и с наличием не полностью открытых задвижек или других местных сопротивлений на участке, или загрязнение участка достигло максимального значения.

Величина D_эф позволяет качественно оценить состояние внутренней полости.

Более информативным является понятие эффективности работы участка . Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то

, ,

где – толщина отложений; V_от – объем отложений; V_тр – объем внутренней полости участка. Следует помнить, что обработкой одного режима диспетчерских данных невозможно получить Е с точностью более 5%, то есть даже для чистого трубопровода будут получаться Е от 0,95 до 1,05. Сделать какой либо вывод по такому результату невозможно. Чтобы получить Е с точностью порядка 0,1%, необходима статистическая обработка 2030 диспетчерских данных (двое суток стабильной работы), либо проведение специальных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности. Предварительные причины засорения нефтепровода могут быть определены по характеру изменения Е во времени. Если в зимнее время снижение Е замедляется или даже эффективность начинает расти, то полость засоряется водой. Повышение эффективности работы при повышении температуры грунта говорит о наличии процесса отложения парафина на стенках труб. В соответствии с правилами эксплуатации МН очистку нефтепровода следует производить при снижении его пропускной способности на 3%.