Вопрос 7
Несмотря на тщательную подготовку газа к дальнему транспорту в МГ попадает значительное количество воды и конденсата. Кроме того, в поток газа попадают продукты коррозии металла труб и масло из уплотнений нагнетателей. Посторонние примеси, постепенно накапливаясь во внутренней полости МГ, увеличивают его гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости МГ характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности (Е), отражающего и техническое состояние линейной части. Постепенное засорение МГ приводит к уменьшению Е и снижению его пропускной способности. Если МГ работает с недогрузкой, то уменьшение Е приводит к увеличению степени сжатия КС и, соответственно, возрастанию затрат мощности на транспорт постоянного количества газа. В этом случае, все мероприятия по поддержанию Е на более высоком уровне приводят к снижению затрат на компримирование газа, т.е. к снижению расхода топливного газа или электроэнергии. В холодное время года гидравлическое сопротивление МГ может возрастать вследствие образования гидратов в трубопроводе.
Коэффициент гидравлической эффективности Е определяется отношением:
Е = Qф / Qт = [ lт / lф ]0,5 .
При определении теоретической пропускной способности (Qт) или фактического значения коэффициента гидравлического сопротивления (lф) используют диспетчерские данные по абсолютным значениям температуры и давления газа на участке МГ (индекс 1 – для начала участка, индекс 2 – для конца). Расчёт ведётся методом последовательных приближений. Задаваясь средней температурой и режимом давления определяют Qт . Затем уточняют расчётным путём принятые величины и значение Qт .
Рис.1. Изменение коэффициента эффективности во времени
Вопрос 8 Парафинизация нефтепровода
Транспортируемая в настоящее время по МН Западной Сибири нефть содержит в своем составе от 2,5 до 5% парафина. При температурах 2535С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации Тнк парафин выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта. Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст, и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе – Тнк > Т > Т0. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости Vм. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости V0 образование отложений прекращается.
Образующиеся на стенках труб отложения только на 4060% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений. Отложения в нефтепроводах Западной Сибири представляют собой высоковязкую жидкость типа консистентных смазок.