- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
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.
73. Перекачка нефтей с присадками
При вводе в поток нефти разбавителя изменяется вязкость перекачиваемой нефти, как уже указывалось выше, изменяется крутизна характеристик трубопровода и насосов (центробежных): с возрастанием вязкости она увеличивается, а с понижением — уменьшается. В связи с этим производительность нефтепровода, определяемая точкой пересечения характеристик трубопровода и насосных станций (рабочей точкой).
Рис. 1. Изменение характеристик трубопровода и насосных станций при изменении вязкости. Сплошные линии — без разбавителя, пунктирные — с разбавителем.
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.
74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
Рассмотрим движение вязкой парафинистой нефти по трубопроводу при неизотермическом установившемся режиме. Полагаем, что, если парафин кристаллизируется, то он уносится потоком, не оседая на стенках трубы.
В общем случае уравнение теплового баланса для элемента трубопровода длиной dx .отстоявшего на расстоянии x , будет
. (1)
Первое слагаемое-это потери в окружающую среду с элемента трубопровода длиной dx (k - коэффициент теплопередачи; D - внутренний диаметр трубопровода; Т - температура нефти в трубопроводе на расстоянии X от начала; Т0 - температура окружающей среды (грунта), постоянная, осредненная по длине).
Второе слагаемое представляет собой теплоту трения в рассматриваемом сечения (Q - объемный расход нефти ρ - плотность нефти, i - гидравлический уклон). Так как теплота трения частично компенсирует теплопотери, то перед вторым слагаемым поставлен знак минус.
Третье слагаемое - это тепло, выделяющееся при кристаллизации парафина (ε - массовое содержание парафина в нефти (в долях); χ - теплота кристаллизации; Тнп и Ткп - соответственно температура начала и конца выпадения парафина). Тепло кристаллизации также частично компенсирует теплопотери в окружающую среду. Но, имея ввиду, что dT отрицательное (температура по длине падает), то знак перед третьим слагаемым будет плюс (минус на минус дает плюс).
В правой части уравнения теплового баланса записано изменение теплосодержания (Ср - теплоемкость нефти). Так как градиент отрицательный, то принят знак минус.
Приняв среднее значение гидравлического уклона, разделяя переменные, интегрируя и имея в виду, что при X = 0, Т=Тн, получим
, (2)
или
, (3)
где ; ; .
Если парафин отсутствует, то положив ε=0, из (2) и (3) получим формулу Лейбензона. Если к тому же нефть маловязкая, то можно пренебречь теплотой трения (b= 0) и из (2) и (3) получим формулу Шухова. Для маловязкой, но парафинистой нефти в формуле (3) следует положить b=0.
Характер изменения температуры по длине трубопровода для различных нефтей показан на рис.1. Видим, что самые высокие темпы снижения температуры присущи формуле Шухова. Тепло трения и теплота кристаллизации снижают интенсивность охлаждения жидкости в трубопроводе.
Расчет теплового режима магистрального трубопровода является трудоемким, так как в общем случае могут быть участки, где парафин не выпадает (Тн>Тнп и Т>Ткп) и где он выпадает (Тнп≥Т≥Ткп). В области высоких температур можно не учитывать теплоту трения, а при низких температурах она составляет значимую долю в тепловом балансе. Кроме этого, в трубопроводе могут быть два режима течения: на начальном участке, где температуры высокие, возможен турбулентный режим течения, а на оставшейся длине - ламинарный. Трудность расчета заключается в согласовании условий на границах различных участков. Для упрощения изложения будем рассматривать случай наиболее интенсивного охлаждения, т.е. температура по длине трубопровода выражается формулой Шухова, которая получается из (7.8) при b=0, ε=0;
, (4)
Рис. 1. Изменение температуры нефти по длине трубопровода:
1 – по формуле Шухова, С*p=Ср , b=0; 2 – по формуле Лейбензона, ε=0;
3 – по формуле (7.9), С*p>Ср ,ε≠0 , b≠0; 4 – по формуле (7.9), С*p>Ср ,ε≠0 , b=0
Рис. 2. Течение нефти в трубопроводе при двух режимах
Применяя ее к турбулентному участку, надо положить К=Кт: (см. рис. 2). В конце турбулентного участка температура
, (5)
где ; 0 ≤ X ≤ L; Tн ≥ T ≥ Tкр (см. рис. 7.2)
В конце трубопроводного участка температура
, (6)
или
.
По аналогии для ламинарного участка можно записать (при К = Кл)
, (7)
где ; LТ ≤ x ≤ L; Tкр ≥ T ≥ Tк
В конце ламинарного участка температура
, (8)
или
.
На основании (6) и (8), исключая LТ, можно получить соотношение, связывающее все граничные температуры в трубопроводе с двумя режимами течения:
Критическую температуру Ткр, соответствующую переходу турбулентного режима в ламинарный (и наоборот), определяют следующим образом. Исходя из критического значения параметра Re≈2000, находим соответствующий ему коэффициент кинематической вязкости
. (9)
Затем по вискограмме для данной нефти находим Ткр. Ее можно найти и аналитически. Например, подставив в формулу (1) νкр и Ткр и решая совместно с (9), найдем
. (10)
Используя другие аналитические зависимости для вязкости, можно найти соответствующие им формулы для Ткр.
Коэффициент теплопередачи для трубопроводов зависит от внутреннего α1 и внешнего α2 коэффициентов тсплоотдатчи, а также от термического сопротивления стенки трубы, изоляции, отложений и т.п.
, (11)
где D - внутренний диаметр трубопровода; n - число слоев, учитываемых в термическом сопротивлении при расчете; λi коэффициенты теплопроводности слоев (отложений, стали трубы, изоляции и т.п.); Di, Dнi - соответственно внутренний и наружный диаметры каждого слоя; Dн - наружный диаметр трубопровода (диаметр поверхности, соприкасающейся с грунтом).
Для определения α1 при вынужденном движении жидкости имеются различные экспериментальные зависимости.
Теплофизические характеристики в приведенных зависимостях определяются при средних температурах потока и стенки трубы (индекс «СТ»), а за определяющий размер принят внутренний диаметр трубы. Теплофизические характеристики рассчитываются по формулам Крего.
В переходной области внутренний коэффициент теплоотдачи α1, можно определять приближенно интерполяцией.
Для внешнего коэффициента теплоотдачи α2 подземного трубопровода используют формулу Форхгеймера-Власова
, (12)
где λГ - коэффициент теплопроводности грунта; Н - глубина заложения трубопровода в грунт (до оси). При 2Н/Дн > 2 (с погрешностью до 1 %)
. (13)
При малых заглублениях (H/Dн<3-4) пользуются формулой Аронса-Кутателадзе
, (14)