3. Механизм образования парафиновых отложений

В настоящее время, несмотря на достаточно большое количество исследований, механизм образования парафиновых отложений окончательно еще не выяснен. Существуют две гипотезы:

1) отложения образуются путем кристаллизации парафина на стенках труб;

2) отложения образуются за счет осаждения на стенках кристаллов парафина, образовавшихся в потоке нефти.

Вполне вероятно, что имеют место оба этих процесса и их соотношение зависит от конкретных условий работы трубопровода.

Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс образования отложений следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже Т_нк из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках, труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке и к увеличению толщины отложений. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравняются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю. Описанный процесс можно представить следующим уравнением:

(4.61)

где V_П – объем парафиновых отложений, м³; V_п^ – объем кристаллов парафина, м³:

; (4.62)

у – интенсивность осаждения парафина, 1/м; R_Н, R – содержание (растворимость) парафина в нефти начальное и при температуре Т, % ; Q – производительность нефтепровода, м³/с; _н, _п – плотность нефти и парафина, кг/м³;  – время работы нефтепровода, с.

Растворимость парафинов в нефти описывается уравнением Пула:

, (4.63)

где А и К – постоянные коэффициенты для данной пары «Парафин-растворитель».

4. Точные решения уравнений движения вязкой жидкости. Законы гидравлического сопротивления трения.

Для решения задач динамики вязкой жидкости применяют метод конечных разностей. Этот метод выделяется простотой и универсальностью своих основ и может обеспечить высокую точность результатов.

Экзаменационный билет № 16

1. Многоразовый герметизатор «Кайман». Преимущества перед пзу, глиняными тампонами

После освобождения нефтепровода от нефти, вырезки дефектной «катушки» до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта.

Внутренняя полость трубопровода линейной части магистральных нефтепроводов D_у = 400 мм и более должна перекрываться многоразовыми герметизаторами из резинокордонной оболочки типа «Кайман» (рис. 4.XIII) и пневматическими заглушающими устройствами (ПЗУ).

При ремонте с заменой участков технологических нефтепроводов НПС и нефтебаз, а также камер приема-пуска СОД, тройниковых узлов, резервных ниток подводных переходов для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина. Герметизаторы удаляются с места проведения ремонтных работ после их окончания потоком перекачиваемой нефти до камер приема СОД, которые используются для приема герметизаторов.

Для гарантированного определения местоположения герметизаторов «Кайман» при движении их по нефтепроводу после завершения ремонтных работ и заполнения нефтепровода нефтью каждый герметизатор должен быть оснащен трансмиттером. Расход нефти должен обеспечить скорость движения герметизаторов по нефтепроводу.

Герметизаторы следует устанавливать при отсутствии избыточного давления и притока нефти в трубопроводе. Перед этим ремонтный котлован необходимо зачистить от остатков нефти, а места загрязнений засыпать свежим грунтом.

П

Рис. 4.14. Схема установки герметизаторов: А - расстояние от открытого торца до герметизатора, А = 1000 мм.

Защитный экран применяется при установке ПЗУ

еред установкой герметизаторов внутренняя поверхность трубопровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2D +1 м, где D - диаметр трубопровода, м.

Технические характеристики герметизатора типа «Кайман»

Максимальное удерживающее статическое давление 0,3—0,5

Рабочее давление сжатого воздуха (инертного газа) внутри

гер­метизирующей оболочки, МПа, не более 2,0. Гарантированное время рабочего цикла по перекрытию

внут­ренней полости нефтепровода, не менее, ч............................... 36

Масса (в зависимости от диаметра), кг 150-850.

Контроль обеспечиваемой герметичности тампонами-герметизаторами осуществляется следующим образом:

• для тампонов из герметичной оболочки - по падению деления на манометре;

• для тампонов из глины - осмотром торцовой части на наличие трещин и усадки в верхней части.

Контроль за состоянием газовоздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 8-12 мм, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 80 - 50 мм от герметизатора в сторону «катушки» у каждого стыка на расстоянии не менее 100 мм от продольных и попе­речных сварных швов.