55. Системы очистки технологического газа

В транспортируемом по магистральным газопроводам природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т. д. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строитель-ства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приво­дит к преждевремен-ному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как след-ствие, к снижению по­казателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода. Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию предусматривают установки очистки газа от твердых и жидких при­месей. Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень — в пылеуловителях (масляные и циклонные). В соответствии с ОНТП-51-1-85 вторую ступень очистки газа — в фильтрах-сепараторах, как правило, следует пре­дусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через три —пять КС с преимущественным применением фильт­ров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью ава­рий линейной части и (или) сложными усло-виями ее восстановле­ния, а также после подводных переходов длиной более 500 м.

Аппараты и трубопроводы установки очистки газа должны иметь обогрев для предотвращения замерзания жидкости. Система сбора жидкостей и механических примесей установ­ки очистки может быть выполнена отдельной или объединенной с системой сбора на установке приема и запуска очистных уст­ройств. Трубопроводы сброса жидких и твердых примесей из пылеуловителей и фильтров-сепараторов прокладывают: из труб с увеличенной на 30 - 50 % по сравнению с другими участками толщиной стен; надземно в пределах площадки установки очистки газа и подземно — вне ее пределов; с минимальным количеством поворотов; с тепловой изоляцией и обогревом (надземные участки). Тройники и отводы должны быть защищены от эрозии (навар­кой отбойных пластин и т. п.).

Расчетная работоспособность установок очистки обеспечива­ется при следующих условиях на входе:

содержание твердых примесей для одноступенчатой очистки — до 5 мг/м³, для двух-ступенчатой очистки — до 200 мг/м³; содержание жидкой фазы (расчетная удельная плотность 0,7 - 1,0 г/м³) для одноступенчатой очистки — до 1 г/м³, для двух­ступенчатой очистки — до 5 г/м³.

С уммарная остаточная запыленность газа на выходе из уста­новки не должна быть более 1 мг/м³, из них с частицами более 20 мкм — не более 0,15 мг/м³; наличие капельной влаги в газовом потоке на выходе из установки не допускается.

Число пылеуловителей и фильтров-сепараторов выбирают из условия, чтобы при отключении одного аппарата для техобслужи­вания и ремонта оставшиеся в работе обеспечивали необходимую степень очистки газа и находились в пределах их рабочей зоны. Для отключения аппаратов используются краны с ручным приводом. Предохранительные клапаны на аппаратах не преду­сматриваются.

Для равномерного распределения потоков между отдельными аппаратами осущест-вляют кольцевание шлейфов на входе установки. На каждой ступени обеспечивают замер перепада дав­ления.

Автоматизацию установки очистки предусматривают в объе­ме, обеспечивающем его эксплуатацию без постоянного присут­ствия обслуживающего персонала.

Масляный пылеуловитель (рис. 3.23) представляет собой сосуд, состоящий из трех секций: нижней — промывочной, в ко­торой поддерживается постоянный уровень солярового масла, средней — осадительной, где газ освобождается от капель масла, и верхней — отбойной, где происходит окончательная очистка газа от масла с примесями.

Рис. 3.23. Масляный пылеуловитель:

В нижней секции находятся контактные трубки 4, вваренные в разделительную перегородку 5. В верхней секции имеется скрубберная насадка, состоящая из швеллер-ковых или жалюзийных секций 8 с волнообразными профилями. Патрубки 7 и 10 слу­жат для входа и выхода газа, патрубки 1 и 2 — для подачи и удале­ния масла. Контроль уровня масла осуществляется указателем уровня 3. Внутренний осмотр и очистка аппарата при техобслужи­вании осуществляется через люки-лазы 12.

Очищаемый газ, поступающий через входной патрубок 10, ме­няет направление за счет отбойного щитка 9, при этом выпадают в масло наиболее крупные частички. Далее он поступает в контак­тные трубки, ниже которых на уровне 25 — 30 мм находится жид­кость; проходя через них газ увлекает жидкость, которая смачива­ет частицы мехпримесей и промывает газ. В осадительной секции, формируемой перегородками 5 и 6, скорость газа резко снижает­ся, выпадающие при этом частицы пыли и жидкости по дренаж­ным трубкам 11 стекают в нижнюю часть аппарата. Дальнейшее улавливание капель происходит на осадительной насадке 8 и они также дренируются в нижнюю часть. Загрязненную жидкость пе­риодически удаляют из пылеуловителя, заменяя или дополняя све­жее или очищенное масло через патрубки 7 и 2.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие по­стоянного безвоз-вратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взве­шенных частиц. Циклонные пылеуловители более просты в обслу­живании, чем масляные. Однако эффективность очистки в них за­висит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуата­ционным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который их проектируют. Циклонный пылеуловитель представляет собой со­суд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него цикло-нами.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней — отбойной и верхней — осадительной.

В нижней секции находятся циклонные трубы 2, укрепленные в перегородке 6 и крышке конусной емкости 7, предназначенной для сбора твердых и жидких примесей. На корпусе пылеуловителя выполнены входной 1 и выходной 3 патрубки для газа, люк-лаз 5, патрубки 8, 9, 10 для дренажа жидких и твердых примесей из раз­ных полостей агрегата, патрубки 11 для пароподогревателя, пред­назначенного для разогрева и превращения в жидкую фазу улов­ленного шлама в зимних условиях.

Очищаемый газ поступает через входной патрубок 1, изменя­ет направление движе-ния и скорость, за счет чего происходит пер­вичная очистка от крупных частиц, оседаю-щих в нижней части ап­парата. Далее газ поступает в циклоны 2, где примеси отделяются и выпадают по дренажным трубкам в конусную сборную емкость 7. В верхней части агрега-та имеется отбойная решетка 4, за счет изменения скорости и направления потока в этой части происхо­дит окончательная очистка, а уловленные примеси дренируются по трубкам в конусную емкость. Уловленные жидкие и твердые примеси периодически удаляются по дренажным линиям в систе­му их сбора. Номинальное гидравлическое сопротивление аппара­та 0,039 МПа. Эффективность очистки газа циклонными пылеуло­вителями состав-ляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более и 95 % — для частиц капельной жидкости.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость вы­полнять вторую ступень очистки, в качест-ве которой используют фильтры-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей.

Фильтр-сепаратор (рис. 3.26) состоит из корпуса 4, разделен­ного перегородкой 5 на две секции и снабженного торцевой крышкой 1 с быстроразъемным затвором и патрубка-ми 3 и 7 для входа и выхода газа. В первой по ходу газа секции располагаются 54 фильт-рующих элемента 11, предназначенные для улавливания твердых частиц размером от 1 мкм и более. Для гашения скорости потока и защиты фильтрующий элементов от прямого удара струи газа установлен отбойный щиток 2. Во второй секции размещен пакет туманоуловителя 6, в котором газ окончательно очищается от жидких частиц в капельном и туманообразном состоянии. Под корпусом расположен дренажный коллектор 9. разде-ленный на две части перегородкой 10 и снабженный дренажными патрубка­ми 8 из каждой части коллектора.

Р абота фильтров-сепараторов основана на принципе фильтра­ции газа через слой специальным образом обработанного стекло­волокна толщиной 15 мм. Этот материал натягивается на перфо­рированную трубу (коэффициент перфорации около 23 %). По мере загрязнения фильтрующих элементов их заменяют на от­ключенном аппарате через откры-тую крышку с быстроразъемным затвором. Контроль за работой фильтра осуществляется по перепаду давления в секциях, номинальное гидравлическое со­противление фильтра — 0,044 МПа, максимальный допустимый перепад давления (по мере загрязнения фильтрующих элемен­тов) — до 0,078 МПа.

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и кон­трольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание механических примесей на поверхности фильтрующего элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтре-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,044 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтрующих элементов на новые.

После очи­стки содержание механических примесей в газе не должно превы­шать 5 мг/м³.

56. Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений.

Устройства, уплотняющие выход вала насоса из корпуса как в процессе работы, так и при остановках агрегатов, находятся под воздействием динамического или статического напора. В основ­ных насосах, перекачивающих нефть или нефтепродукты, величи­на напора в камерах уплотнений колеблется от двух—трех десят­ков до 700 800 м. При последовательном соединении насосов в первом насосе напор в камере уплот-нения минимален, а в третьем максимален. Работа уплотнения под большим напором сни-жает надежность узла уплотнения. Поэтому для снижения напора в камерах уплот­нения до допустимых значений предусматривают систему гидрав­лической разгрузки с отводом части перекачиваемой жидкости по специальному трубопроводу 4 (рис. 2.21) в зону пони-женного дав­ления.

Р ис. 2.21. Традиционная система разгрузки и охлаждения концевых уплотнений вала насоса:

ВП- всасывающая полость; НП- нагнетательная полость

Рис. 2.22. Технологическая схема обвязки насосов промежуточной НПС:

1-емкость для сбора утечки; 2- насос для откачки утечки; 3- основные насосы

О бычно жидкость из линии разгрузки подают либо в резерву­ар сбора утечек, либо в коллектор насосной станции со стороны всасывания. Наличие постоянной циркуляции жидкости из поло­сти всасывания насоса через щелевые уплотнения 1 и полость ка­меры 2 торцевого уплотнения 3 обеспечивает не только снижение напора в камерах уплотнений, но и охлаждение деталей торцевого уплотнения.

Н а рис. 2.22. Эта система получила название групповой и основным недос-татком является снижение КПД установки из-за значительной величины перетока жидкос-ти по линии разгрузки. Переток жид­кости зависит от количества работающих насосов, развиваемых насосами напоров, состояния щелевых уплотнений и достигает нескольких десятков кубических метров в час. С появлением торцевых уплотнений, обеспечивающих необ­ходимую надежность работы насосного агрегата, при напорах в камере уплотнений до 500 — 800 м стало возможным от группо­вой системы разгрузки отказаться, а охлаждение торцевых уплот­нений обеспечить путем создания циркуляции жидкости из поло­сти нагнетаний насоса в полость всасывания насоса (рис. 2.23). Такая схема получила название индивидуальной системы охлаж­дения торцевых уплотнений.

Рис.2.23. Индивидуальная схема охлаждения торцевых уплотнений “ нагнетательная полость – камера уплотнений”

Объем постоянно циркулирующей жидкости заметно сокра­щается (2 — 4 м³/ч). Нагнетательную полость насоса соединяют с камерами уплотнений 2 трубопроводом 4 диаметром 14 16 мм. Жидкость при этом охлаждает торцевые уплотнения 3 и через ще­левые уплотнения 1 проходит в полость всасывания насоса. Вен­тиль 5, устанавливаемый на выходе из нагнетательной полости, по­зволяет регулировать объем циркулирующей жидкости. Недо­статком является некоторое снижение объемного КПД насоса и засорение вентиля и трубопроводов, обнаруженное при про­мышленном испытании этой системы.

П редставляет интерес индивидуальная система охлаждения, основанная на использовании перетока части перекачиваемой жид­кости под действием перепада динамического напора на всасывании насоса и во всасывающей полости рабочего колеса (рис. 2.24).

Трубка 1, установленная во всасывающем патрубке насоса 2, направляет часть перекачиваемой жидкости по трубам 4, минуя клапан 3, в полость камер торцевых уплот-нений 5; обходя уплотне­ние 6, жидкость поступает в полость всасывания колеса 7. Незави­симо от порядка работы насоса в последовательной схеме переток жидкости по трубопроводу 4 составляет величину, в десятки раз меньшую по сравнению с групповой системой разгрузки уплотне­ний, и зависит только от разности напоров на всасывании насоса и всасывающей полости центробежного колеса. При этом цирку­ляция жидкости в указанной системе охлаждения торцевых уп­лотнений не влияет на объемный КПД насоса, так как происходит переток жидкости из полости всасывания насоса в полость всасы­вания центробежного колеса. Объемный КПД насоса не изменя­ется и при износе щелевого уплотнения, что заметно проявляется в традиционной схеме разгрузки торцевых уплотне-ний центро­бежных насосов.

Рис.2.24. Индивидуальная схема охлаждения

В настоящее время в насосах, перекачивающих нефть, нашла применение импеллерная система охлаждения торцевых уплотне­ний. Вместо обычных щелевых уплотнений устанавливают втулку с винтовой нарезкой, которая при вращении вместе с валом насо­са создает динамический напор, действующий в сторону, противо­положную местоположению камеры уплотнения (рис. 2.25).

Гладкая внешняя втулка, связанная с корпусом насоса, имеет предельный проточ-ный канал, сообщающий полость всасывания колеса с камерой уплотнения. Устанавливающаяся постоянная циркуляция жидкости по этому каналу через камеру уплотнения обеспечивает необходимое охлаждение торцевого уплотнения. В этой системе циркуляция жидкости также не влияет на величи­ну объемного КПД насоса. Применение подобных динамических уплотнений в насосах, перекачивающих маловязкие нефтепро­дукты, вызывает необходимость создания винтовой нарезки как на вращающейся, так и на неподвижной втулках.

Рис. 2.25. Винтовой импеллер

Импеллер устанавливают вместо щелевого уплотнения в про­межутке между каме-рой торцевого уплотнения и полостью всасы­вания насоса. Радиальный зазор (см. рис. 2.25), обычный для лаби­ринтных уплотнений, составляет 0,3 0,6 мм. Втулка вала имеет винтовую нарезку с размерами: т, h — шаг и глубина нарезки; b — ширина выступов; α- угол наклона винтовой линии.

Взаимосвязь параметров определяют из безразмерных соот­ношений: (т -b)/т = 0,6 0,7; (h + δ)/ δ = 10 20. Угол а выбирают в пределах 5 10 °.

Число заходов нарезки не влияет на создаваемое импеллером давление, а подача возрастает пропорционально числу заходов на­резок. Расчеты и исследования показывают, что минимальный расход нефти через полость камеры торцевого уплотнения должен состав-лять 2 3 м³/ч. Расход зависит от мате­риала трущихся пар, контактного давления в парах, режима рабо­ты торцевого уплотнения. При перекачке нефтепродуктов расход жидкости через полость камеры торцевого уплотнения должен быть увеличен.

57. Определение оптимальной периодичности очистки

Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии

на транспорт нефти. При плановой производительности нефтепровода, оптимальной периодичности пропуска очистных устройств будет соответствовать минимум суммы затрат на очистку труб и на

транспорт нефти S₀:

, (4.72)

где A_е – годовые затраты электроэнергии на транспорт нефти, кВт час; C_е – стоимость электроэнергии, руб/(кВт час); С₀ – стоимость одной очистки, руб; п – количество очисток в году.

В этом случае А_Е определяется зависимостью , (4.77)

где N_i – мощность, потребляемая электродвигателем i-го насоса, КВт; _i – продолжительность i-го периода работы МН, час; r – количество работающих насосов на МН.

Мощность, потребляемая электродвигателем,

, где N_i – мощность, потребляемая электродвигателем, Вт; _н – к.п.д. насоса; _м – механический кпд; _ – к.п.д. электродвигателя

Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. После очистки МН будет иметь максимальную пропускную способность, превышающую плановую производительность. В дальнейшем, по мере засорения пропускная способность постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов необходимо добиться производительности МН, не намного превышающей плановую. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода плановой. Затем включением или переключением насосов вновь повышается производительность выше плановой и так далее. В результате такого регулирования будет обеспечена работа МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном кпд регулирования. Регулирование работы МН редуцированием может свести на нет эффект от очистки.

Необходимое количество насосов определяется из уравнения баланса напоров (4.18), при этом потери напора на трение определяются с учетом засорения участка:

, где Е_i – средняя эффективность работы участка в i-ом периоде,

где Е_1i и Е_2i – эффективность работы участка в начале и в конце i-го периода, принимаемые на основании исследования изменения Е в межочистной период.

В общем случае, эффективность работы участка в процессе эксплуатации экспоненциально снижается от начальной Е₀ после очистки до минимального значения. Дальнейшее изменение Е зависит от причин засорения участка, температуры нефти (сезона) и производительности.

Если снижение эффективности связано со скоплениями воды, то с понижением температуры и повышением производительности будет происходить частичный вынос воды, и Е будет стремиться к новому, более высокому значению.

При запарафинивании участка повышение эффективности связано с повышением температуры, что приводит к повышению растворимости парафина в нефти и, как следствие, к отмыву части отложений.

Так как все процессы засорения участка идут медленно, возможно интерпретировать изменение Е линейной зависимостью где а – коэффициент, характеризующий скорость изменения Е, 1/час. Величину а можно определить, зная два значение Е: , где Е – известное значение эффективности по прошествии  часов после пропуска очистного устройства.

58. Нормативно-техническая и законодательная база систем проектирования и организации строительства объектов

Реализация трубопроводных проектов в Российской Федерации осуществляется в соответствии с нормативными документами, которые включают в себя:

1. Законодательные акты правительственных органов Российской Федерации (Законы и кодексы Российской Федерации, постановления правительства и др.).

2. Нормативные акты, и распорядительные документы органов исполнительной власти Российской Федерации (Постановления, письма и др. министерств, комитетов и ведомств Российской Федерации).

3. Стандарты Российской федерации и нормативные документы, приравненные к ним (ГОСТы (межгосударственные стандарты), ГОСТ Р (российские стандарты), межотраслевые регламенты и др.).

4. Международные, европейские стандарты, стандарты зарубежных стран и нормативные документы, приравненные к ним (Европейские нормы, стандарты ИСО, стандарты МЭК, стандарты отдельных стран и организаций - ASME, API, NASE Standart и др.).

5. Нормативные документы по отраслям промышленности (СНиП, СП, СН, СанПиН, РД, R ВСН, ПБ, ППБ, НПБ, ОНТП, ВППБ, ВНТП, ТУ, ГЭСН, ТЕР и др.).

6. Отраслевые стандартизирующие и регламентирующие нормативные документы (Регламенты ОАО «АК «Транснефть», СТТ, ОТТ).

7. Методические, инструктивные и информационные нормативные документы по отраслям промышленности (МИ, МДС, ИД, инструкции, Перечни действующих НД (ФГУП ЦНС и ФГУП ЦПП), Указатель «Национальные стандарты», Указатель «Технические условия», и др.).

8. Отраслевые методические, инструктивные и информационные нормативные документы («Перечень законодательных актов и основных нормативно-правовых и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального нефтепроводного транспорта», методики, циркуляры, информационные письма и др.)

9. Стандартизирующие и регламентирующие нормативные документы организации (СТП, регламенты, положения, инструкции, памятки, порядки, руководства, справочники и др.).

10. Методические, инструктивные и информационные нормативные документы организации (методики, методические указания, информация по электронной почте, «Бюллетень новых поступлений и актуализации НД» и др.)

59. Особенности последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов.

Применение последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов позволяет использовать трубопровод большого диаметра при меньшей себестоимости транспорта. Раздельное поступление нефтей на переработку приводит к значительному удешевлению их переработки, что позволяет компенсировать дополнительные затраты на организацию последовательной перекачки. Дополнительные затраты связаны с необходимостью увеличения резервуарных парков на ГНПС и в конечном пункте и с образованием смеси. Необходимый объем резервуарного парка зависит от периодичности смены нефтепродуктов в трубопроводе – от числа циклов Ц.

, где V_p – суммарный объем резервуарного парка в данном пункте; q_i – производительность трубопровода при работе на i-том продукте; Т – календарное время работы трубопровода в году; T_i – время работы трубопровода на i-том продукте. Чем больше число циклов, тем меньше объем резервуарного парка. В соответствии с нормами технологического проектирования должно соблюдаться условие Увеличение числа циклов приводит к пропорциональному увеличению числа контактов между нефтепродуктами и к увеличению объема смеси, что ведет к убыткам от пересортицы нефтепродуктов. Исходя из вышесказанного, оптимальное число циклов определятся из условия минимума суммы затрат на строительство резервуарных парков и убытков от пересортицы.

При существующем резервуарном парке , где Q_i – объем транспорта i-го продукта за год. Объем смеси, образующейся при контакте нефтепродуктов, сильно зависит от гидравлического режима их течения. При ламинарном режиме объем смеси достигает 45 объемов трубопровода. При турбулентном режиме он составляет только 0,0050,01 объемов трубопровода. Исходя из этого, трубопроводы для последовательной перекачки нефтепродуктов работают при числах Рейнольдса более 10000. Благодаря тому, что нефтепродукты выпускаются с запасом качества, имеется возможность часть смеси принять в резервуары для чистых продуктов и тем свести к минимуму объем не кондиционного продукта, а иногда и исключить его полностью. Для достижения минимального объема некондиционной смеси контактирующие пары нефтепродуктов в цикле подбирают с близкими потребительскими качествами. Для избежания образования дополнительной смеси следует избегать остановок трубопровода при замещении одного нефтепродукта другим. В целях сокращения объема смеси находят применение разделители нефтепродуктов

1.Режим течения должен быть турбулентным

2.Исключение остановок ТП

3.Последовательность движения сред зависит от плотности и вязкости сред: вначале тяжелая жидкость, затем более легкая

4.Объем перекачиваемых сред должен быть соизмерим и быть не меньше объема резервуара, предусматривающего прием транспортируемых объемов

5.С целью снижения объема смесеобразования применяют разделители: -механические – простые с 2-3 манжетами, шаровые- полимерные гели – высоковязкие среды

60. 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.

61. Коэффициент гидравлической эффективности участка МН

Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка. Эффективность работы оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов

. где i – теоретическое значение гидравлического уклона: ;

i_p – фактическое значение гидравлического уклона: .

Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то

, ,

где – толщина отложений; V_от – объем отложений; V_тр – объем внутренней полости участка.

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. Окончательный вывод можно сделать исследовав состав отложений выносимых из трубопровода при очистке.

В соответствии с правилами эксплуатации МН очистку нефтепровода следует производить при снижении его пропускной способности на 3%.

Относительная ошибка определения Е при обработке одного режима работы участка обычно составляет от 3 до 10%, что соизмеримо с изменением эффективности работы участка в процессе эксплуатации. Для того чтобы сделать достоверный вывод о состоянии внутренней полости участка, необходимо определять Е с точностью – порядка (0,10,2)% . Такой точности можно добиться усреднением определенного количества режимов работы МН. Максимальное число режимов, обработка которых позволить получить среднее значение эффективности Е_ср с нужной точностью, определяется зависимостью .При определении эффективности работы следует производить выбор режимов из промежутка времени стационарной работы МН, и в этом случае необходимое количество режимов будет в несколько раз меньше максимального. Как показали расчеты, при корректном выборе режимов достаточно усреднить результаты 1220 режимов. Абсолютная ошибка определения Е_ср при принятом количестве режимов п оценивается следующим образом: , где  – среднее квадратическое отклонение n результатов: .

62. Особенности перекачки высоковязких и высокозастывших нефтей.

Условно к высоковязким нефтям можно отнести нефти с вязкостью более 2 Ст, а к высокозастывающим с температурой застывания t_з > 0°С. Эти их особенности и предполагают использование специальных технологий для трубопроводного транспорта. В настоящее время для транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей используют следующие методы:

1. Транспорт с разбавителями (нефть маловязкая, конденсат, нефтепродукты);

2. Транспорт с использованием присадок; 3. Транспорт термообработанных нефтей;

4.Транспорт подогретых нефтей. 5. Использование доп.средств для формирования характера истечения – гидроперекачка – в теле трубы 2 потока – вода и нефть (рисунки)

6. Изменение свойств высовязких нефтей: вибрационное воздействие (механический способ), введение присадок (химический)

Разбавители используются для транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей при наличии маловязких углеводородов вблизи добычи аномальных нефтей или при прохождении трубопровода с аномальными нефтями вблизи от нефтепровода с маловязкой нефтью.

В настоящее время при транспорте аномальных нефтей используется два вида присадок: ламинизаторы потока и регуляторы процесса кристаллизации парафина в нефти. Второй вид присадок используется только в случае высокозастывающих и, как правило, высокопарафинистых нефтей. В этом случае присадки адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина снижают эффективную вязкость нефти и улучшают другие реологические характеристики. В качестве присадок ламинизирующих поток используются высокомолекулярные соединения с длинными цепочками. В потоке молекулы, вытягиваясь вдоль потока, гасят пульсирующую составляющую скорости и тем снижают гидравлическое сопротивление движению нефти. Этот вид присадок имеет перспективу использования при транспорте даже маловязких нефтей и нефтепродуктов, так как позволяет на 40% снизить потери напора на трение. Присадки добавляются в количествах не превышающих 0,2% по отношению к транспортируемой нефти.

Процесс термообработки нефти заключается в разогреве ее до температуры выше температуры начала кристаллизации парафина и последующим охлаждении с темпом исключающим перенасыщение нефти парафином. В результате вырастают крупные и рыхлые кристаллы парафина, легко разрушающиеся в потоке, и нефть приобретает свойства позволяющие транспортировать ее как маловязкую. В процессе движения по трубопроводу нефть восстанавливает свои свойства. По этой причине транспорт термообработанных нефтей используется на расстоянии в несколько десятков километров.

Основным методом транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей является транспорт нефти с подогревом – «горячая» перекачка нефти. 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. Для попутного подогрева используются специальные ленточные подогреватели, наносимые на поверхность трубопровода.( “-“ большое энэргопотребление 4000кВт, длинна обогрева 13.2 км).или подача тока на трубу (от12 до 36 Вт) для одного источника длинна обогрева 1200м (“-” не выгоден) и индукционные печи разогрев поверхности труб вихревыми токами (скин-эффект). Для снижения тепловых потерь трубы могут быть теплоизолированны.

Особенностью работы «горячего» нефтепровода является переменная температура по длине участка между ТС. Температура нефти в трубе меняется вследствие теплообмена с окружающей средой и попутным подогревом за счет тепла трения потока и скрытой теплоты кристаллизации потока

Наличие парафина еще больше замедляет процесс охлаждения нефти.

При транспорте высокозастывающих нефтей температура в любой точке трубопровода должна превышать температуру застывания на 25°С. Температура в начале участка t₁, ограничивается температурой кипения нефти и опасностью пригорания на горячих поверхностях подогревателей.

При транспорте высоковязких нефтей температура определяется из условия максимума прибыли.

Снижение температуры по длине нефтепровода приводит к снижению вязкости нефти и увеличению гидравлического уклона. В этих условиях расчет нефтепровода как «изотермического» ограничено относительно небольшой длиной, увеличивающейся к концу участка между ТС. Общие потери напора определяются как сумма потерь на отдельных участках. Чем выше заданная точность расчета, тем на большее число подучастков должен быть «разбит» участок между ТС.

Существует методика расчета участка между ТС целиком. В этом случае

, (4.85)

где h₀ – потери напора в участке при начальной температуре нефти (режим изотермический); r – поправка на неизотермичность в радиальном направлении; l – поправка на неизотермичность по длине участка.

При турбулентном режиме течения нефти r = 1. Поправка на неизотермичность по длине участка и на неизотермичность в радиальном направлении рассчитываются по специальным формулам.