Актуальное расписание поездов ищите на сайте TICKETSUA gd.tickets.ua

Аналитика



Глава 2 расчет трубопровода на прочность

Глава 2

РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ

2.1. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТРУБАМ И МАТЕРИАЛАМ

Утечки перекачиваемых нефти или газа даже через небольшие трещины, образующиеся в трубопроводе, загрязняют окружающую среду и приводят к экономическому ущербу. Разрывы трубопроводов больших диаметров могут нанести значительный экономический и социальный ущерб. Поэтому к трубам предъявляются жесткие требования (к качеству материала, поверхности, точности размеров труб, качеству сварных швов).

Качество материала характеризуется механическими свойствами: временным сопротивлением, пределом текучести, относительным удлинением, ударной вязкостью. Весьма существенное значение имеют пластичность и свариваемость. Для труб, соприкасающихся с агрессивной средой, имеет значение коррозионная стойкость. Стойкостью против коррозии отличаются трубы из алюминия или из неметаллических материалов. Но механические свойства этих материалов невысоки. Изготовленные из них трубы имеют ограниченное применение. Трубы магистральных газопроводов и нефтепроводов изготовляют из стали. Сталь — экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал. По способу изготовления трубы для магистральных трубопроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 426 мм. Обычная область применения сварных труб — трубопроводы диаметром 530 мм и выше. Трубы диаметром до 530 мм изготовляют из спокойных и по-луспокойных углеродистых сталей. Для изготовления труб диаметром до 1020 мм применяют спокойные и полуспокойные низколегированные стали. Трубы больших диаметров изготовляют из низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии.

Сталь должна удовлетворять требованиям СНиП. Например, отношение предела текучести к временному сопротивлению должно быть не больше 0,75 для углеродистых сталей, 0,8 —для низколегированных, 0,85—для термически упрочненной стали. Металл труб не должен иметь трещин, расслоений, закатов.

Серьезные требования предъявляются, как уже было сказано, к самим трубам. Так, согласно СНиП овальность труб не должна превышать 1 %, кривизна труб не должна быть больше 1,5 мм на 1 м длины. Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5—11,6 м. Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок под сварку. Сварные швы должны быть рав-44

Марка стали

Предел прочности, МПа, не менее

Предел текучести, МПа. не менее

Относитель

ное

удлинение,

. не менее

Наружный диаметр трубы, мм

14ХГС

500

350

19

530, 720, 1020

17ХГС

520

360

20

630, 720, 820

17Г1С

520

360

20

1020, 1220

17ГС

520

360

20

530, 720, 820

14Г2САФ

550

380

20

1020

14Г2САФ

570

400

20

1020; 1220

(для экспандиро-ваниых труб) 16Г2САФ

600

420

20

1020

10Г2СД (МК)

500

350

18

530, 630

нопрочными основному металлу трубы; переход от шва к телу трубы должен быть плавным.

Марки и прочностные характеристики сталей, применяемых для прямошовных труб, приведены в табл. 2.1.

2.2. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗГОТОВЛЕНИИ ТРУБ

Прокатка бесшовных труб состоит из следующих основных операций.

Сначала из раскаленной заготовки получают толстостенную трубу (гильзу). Эта операция называется прошивкой. Она осуществляется на стане винтовой прокатки, оснащенной расположенными под углом друг к другу конусными валками. Чтобы придать получающемуся отверстию правильную круглую форму, между валками устанавливают оправку. Затем следует операция раскатки: уменьшение толщины стенки до близкой к требуемой и одновременно удлинение трубы. Она выполняется на станах продольной прокатки с круглыми калибрами. Прокатка ведется на оправке. Следующая операция — калибровка. На калибровочном стане труба получает нужные размеры и форму правильного круга. Далее труба направляется на охлаждение и отделку.

Сварные трубы для магистральных трубопроводов изготовляют, как уже было сказано, с прямым продольным или спиральным швом. Для прямошовных труб заготовки — стальные листы, для спиральношовных — полосовая сталь, свернутая в рулон. Прямошовные трубы получают вальцеванием или холодным прессованием. Последний метод — более производительный. Сначала стальные листы очищают от окалины и ржавчины, обрабатывают кромки. Затем на специальном стане кромки подгибают, в результате чего заготовка приобретает корытообразный вид. Следующая операция — придание корытообразной заготовке U-образной формы. Эта операция выполняется на гидравлическом прессе при помощи круглого штампа, диаметр которого равен диаметру будущей трубы. Далее U-образная заготовка поступает в более мощный пресс, имеющий два штампа в виде полых полуцилиндров. При схождении штампов металл заготовки обжимается по периметру трубы. Затем окончательно сформованную трубу переводят на установку для сварки.

Сваренную трубу калибруют. В оба конца трубы вставляют заглушки — конусы силовых головок. Через одну головку в трубу подают воду, через другую выходит воздух. Под давлением воды труба расширяется и ее наружный диаметр становится равным диаметру обоймы. Процесс расширения трубы называется экспандированием. Степень экспандирования не должна быть слишком большой (не рекомендуется превышать 1,2 %), так как при экспандировании возникает наклеп и свойства стали ухудшаются.

После экспандирования каждую трубу подвергают гидравлическому испытанию (на прочность и герметичность). Качество сварных швов проверяют рентгенографически или другими неразрушающими способами.

Процесс изготовления спиральношовных труб протекает так. Стальная лента из рулона направляется (разматывателем) в правильную машину. Затем следует обработка кромок (вплоть до снятия фасок под сварку), после чего подающая машина вводит ленту в формовочно-сварочное устройство. Формовочный элемент этого устройства представляет собой втулку, продольная ось которой находится под углом (угол формовки) к оси поступающей стальной ленты. При прохождении через втулку лента сворачивается в спираль. При помощи сварочных головок, расположенных внутри и снаружи формовочной втулки, непрерывно смыкающиеся кромки ленты свариваются: получается спиральный шов. Диаметр выходящей из формовочно-сварочного устройства трубы зависит от угла формовки. Спиральношовные трубы имеют преимущества перед прямошовными. Стальная полоса, из которой изготовляют спиральношовные трубы, дешевле листов для изготовления прямошовных труб того же диаметра, так как ширина ее меньше. Спиральное расположение волокон в трубе более благоприятное, чем продольное. К недостаткам спиральношовных труб следует отнести большую протяженность шва, затрудненность контроля качества сварки, а также качества свернутой в рулон полосовой стали.

2.3. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ

Уложенный в грунт трубопровод испытывает вызванные целым рядом силовых воздействий напряжения: кольцевые, продольные и радиальные (рис. 2.1).

Кольцевые напряжения стк возникают от внутреннего давления и определяются котельной формулой ак = pD/(26), где р — давление; D—внутренний диаметр; S—толщина стенки трубопровода.

Продольные напряжения стпр создаются:

под действием внутреннего давления аГф = |лак = npD/(26), где ц — коэффициент Пуассона, для стали р = 0,3; если трубопровод может свободно перемещаться^вдоль оси, то апр = pD/(48);

при изменении температуры апр =

= —EaAt, где Е — модуль упругости; а — коэффициент линейного расширения; At = tty—температурный перепад; t и ty — температура стенки трубопровода соответственно в рассматриваемый момент времени и в момент укладки; для стали Е — 206 ООО МПа, а = 12-10-6 1/°С.

Рис. 2.1. Схема {напряжений, возникающих в трубопроводе


при изгибе сг„р = + EDJ{2р), где D„ — наружный диаметр трубопровода; р — радиус изгиба; знак плюс относится к растягивающим напряжениям, а знак минус — к сжимающим; напряжения изгиба возникают при укладке трубопровода на поворотах трассы, а также на переходах'через повышенные и пониженные точки.

Продольные напряжения различного происхождения складываются:

pD п 4 j , ED

-

-EaAt

-*пр


26


Радиальные напряжения ар малы и в расчетах не учитываются.

Не принимается во внимание при расчете трубопровода на прочность давление грунта, а также подвижные нагрузки, которые могут действовать на трубопровод (тракторы, сельскохозяйственные машины, автомобили). Эти внешние нагрузки незначительны и, кроме того, компенсируются внутренним давлением. Не принимаются в расчет также силовые воздействия случайного характера (от оползневых явлений, от массы трубопровода, при размыве основания, на котором он лежит). Определение усилий, которые может выдержать трубопровод, или, наоборот, определение толщины стенки трубопровода при заданной нагрузке — цель расчета на прочность.

Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний. Предельным состоянием называют такое, при достижении которого нормальная эксплуатация рассчитываемой конструкции становится невозможной. Различают первое, второе и третье предельные состояния. Первым предельным состоянием называется такое, при достижении которого рассматриваемая конструкция теряет несущую способность, или, что то же самое, способность сопротивляться приложенным к ней усилиям, т. е. разрушается. Второе предельное состояние характеризуется чрезмерными, недопустимыми при эксплуатации остаточными деформациями или колебаниями. Третье предельное состояние определяется чрезмерными, недопустимыми при эксплуатации трещинами. Ни при достижении третьего предельного состояния, ни при достижении второго конструкции не грозит разрушение, ее прочность и устойчивость сохраняются. По третьему предельному состоянию рассчитывают, например, железобетонные резервуары, по второму предельному состоянию — междуэтажные перекрытия зданий, расстояния между опорами для трубопроводов при надземной прокладке, когда регламентируется стрела прогиба и т. д. Уложенные в грунт магистральные трубопроводы рассчитывают по первому предельному состоянию, т. е. принимают, что наибольшее усилие, испытываемое трубопроводом, не должно превышать его несущей способности.

Для уложенного в грунт трубопровода достижение предела текучести не означает потерю работоспособности. Трубопровод может успешно эксплуатироваться до тех пор, пока напряжения в нем не достигнут предела прочности. При расчете, трубопровода на прочность считают, что он идеально круглый. Овальность труб не принимают во внимание, так как под действием внутреннего давления она выравнивается. Учитывают лишь внутреннее давление (основное воздействие). Таким образом, условие прочности может быть выражено в виде npD < ^]2б, где п — коэффициент надежности по нагрузке и Rx — расчетное сопротивление. В левой части этого выражения — действующее расчетное усилие (стремящееся разорвать трубопровод по образующей). В правой — несущая способность трубопровода.

Заменив в условии прочности D на Д,—26, получаем, что толщина стенки трубопровода

6 ¦:= npDJ{2 (Rx J пр)\.

Согласно СНнП 2.05.06—85 расчетное сопротивление Rl следует определять по формуле Rt = R'fm/(k1kn), где R” — нормативное сопротивление, принимается равным временному сопротивлению, Rni = ствр; т — коэффициент условий работы трубопровода; kx — коэффициент надежности по материалу; kn — коэффициент надежности по назначению трубопровода. Числовые значения этих коэффициентов надо брать по СНиП.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия S = = npDJ[2 (грг^! + пр)\, где — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб.

^ = лЛ^0.75(|<тпрЛ,|/Я,)2 —0,51 спр N HR,.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. Продольные осевые напряжения onp N определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. Расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода и его взаимодействие с грунтом.

В частности, для прямолинейных и упругоизогнутых участков при отсутствии продольных и поперечных перемещений

сгПр    -olEM-t \inpD/(2S„),

где At — расчетный температурный перепад; бн — номинальная толщина стенки трубы.

2.4. ТРУБОПРОВОДЫ С ПЕРЕМЕННОЙ ТОЛЩИНОЙ СТЕНКИ

Если толщина стенки будет переменная, изменяющаяся в соответствии с изменением давления по длине, то для нефтепроводов может быть достигнута существенная экономия металла. Для газопровода давление в конечной точке перегона может быть равно среднему (при остановке г.^рекачки). Поскольку различие между давлением в начале перегона и средним невелико, газопроводы обычно не сооружают с переменной толщиной стенки.

Рис .‘22. Схема раскладки труб на перегоне между станциямм


Уменьшение толщины стенки нефтепровода осуществляется ступенчато. Число ступеней для каждого перегона обычно принимают равным трем.

Размещение труб с различными толщинами стенок но длине перегона называется раскладкой труб. Она может быть осуществлена следующим образом: сначала надо на профиле трассы для каждого перегона построить линии гидравлического уклона. Эти линии должны соответствовать наименьшему расходу, возможному при эксплуатации (перекачка через станцию, начальный период при вводе в строи нефтеперекачивающих станций по очередям.) Далее измеряе\л расстояние от точки на профиле в конце перегона до линии гидравлического уклона (напор). На рис. 2.2 — это отрезок ВС. Затем вычисляем давление, соответствующее напору ВС, и определяем толщину стенки трубопровода. Округлив полученную величину в большую сторону до ближайшего значения по ГОСТ, получим наименьшую толщину стенки 6а, которая должна быть принята для раскладки труб на рассматриваемом перегоне. После этого определяем напор, который может выдержать труба с такой толщиной стенки. Отложим этот напор от точки А по вертикали вниз (отрезок АЗ). .Между толщинами стенок для начального участка (бх) и 6а выбираем по ГОСТ промежуточное значение 62. Определяем напор, соответствующий 62, и откладываем напор А2, соответствующий 62. От точек 3, 2 и 1 проводим линии 33, 22 и 11, параллельные линии гидравлического уклона АВ. В точках пересечения линии <33 с профилем напор будет равен АЗ. На участках, где линия профиля расположена выше линии 33, напор будет меньше АЗ. Здесь надо укладывать трубы с толщиной стенки бя. На участках, где линия профиля находится между линиями 33 и 22, толщина стенки должна быть равна 62. На участках, где линия профиля проходит ниже линии 22 (т. е. между линиями 22 и 11), должна быть наибольшая толщина стенки, т. е. б,.

ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА К ТРАНСПОРТУ1

Начальный период разработки нефтяных месторождений, как правило, характеризуется безводной добычей нефти из фонтанирующих скважин. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, затем все в больших количествах. Примерно 60—75 % всей нефти добывается в обводненном состоянии.

Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по составу и концентрации растворенных в них минеральных солей, содержанию газа и наличию микроорганизмов. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости. Присутствие в нефти даже 0,1 % воды приводит к интенсивному ее вспениванию в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем, из которого получают такие продукты, как спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь легких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта, для последующей их переработки.

Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в недалеком прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием минеральных солей (100—500 мг/л), то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (частиц песка и глины) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий. Наличие мине-

Показатель

1

Группа нефти II

III

Содержание воды, %, не более

0,5

1

1

» хлористых солей, мг/л, не бо

100

300

1800

лее

Содержание механических примесей, %,

0,05

0,05

0,05

не более

Давление насыщенных паров при темпера

66 650

66 650

66 650

туре нефти в пункте сдачи, Па, не более

ральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде вызывает усиленную коррозию металла как нефтеперерабатывающего, так и нефтеперекачивающего оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсий, затрудняет переработку нефти.

При соответствующих условиях часть хлористого магния и хлористого кальция, находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород, растворенный в воде также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты.

Причины, приведенные выше, указывают на необходимость подготовки нефтн к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее раз-газирование.

Качество подготовки нефти к транспорту регламентирует ГОСТ. Основные требования к качеству приведены в табл. 3.1.

Природный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок и окалину), конденсат тяжелых углеводородов, водяные пары и часто сероводород, углекислый газ и инертные газы. Присутствие твердых частиц в газе приводит к бы-строму износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопроводов и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение, ухудшают работу газо-горелочных устройств. Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.

Сероводород — весьма вредная примесь. В количествах, больших 0,01 мг на 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов. Углекислый газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа. Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей. Кроме того, газ подвергают одоризации, т. е. вводят в него компоненты, придающие ему резкий и неприятный запах. Одоризация позволяет более быстро обнаружить утечки газа.

Подготовка газа к транспортировке проводится на специальных установках, находящихся на головных сооружениях газопровода. Газ после подготовки к транспортировке должен соответствовать требованиям отраслевого стандарта (ОСТ 5140—83) на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, с учетом климатических условий.

3.1. ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ИХ ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА

Для правильного выбора способов обезвоживания нефти (деэмульса-ции) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины н продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т. е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая, в свою очередь, определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствами самой нефти. В настоящее время любое месторождение эксплуатируется одним из известных способов: фонтанным, компрессорным или глубиннонасосным.

При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости нз скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.

При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъемных трубах при возвратно-ностунательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса и в подъемных трубах.

В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальтосмолистых веществ.

В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу — жидкость, в которой размещаются мельчай-52

шие капли другой жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу — жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.

По характеру внешней среды и внутренней фазы различают эмульсии двух типов: нефть в воде (н/в) и вода в нефти (в/н). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз; внешней средой стремится стать та жидкость, объем которой больше. На практике наиболее часто (95 %) встречаются эмульсии типа в/н. Реже, чем эмульсии типа н/в, встречаются эмульсии третьего типа — вода в нефти в воде.

На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов, т. е. веществ, которые способствуют образованию эмульсии. Они понижают поверхностное натяженне на границе раздела фаз и создают вокруг частиц внутренней фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, способствуют созданию эмульсии нефть в воде. К таким гидрофильным эмульгатором относятся щелочные мыла, желатин, крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий типа в/н. К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы, мелкодисперсные частицы сажи, глины и других веществ, которые легче смачиваются нефтью, чем водой.

Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения количеств нефти и воды и температуры эмульсии.

Нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, при определенных условиях обладают аномальными свойствами, т. е. являются неньютоновскими жидкостями. Как и для всех неньютоновских жидкостей, вязкостные свойства нефтяных эмульсий характеризуются кажущейся (эффективной) вязкостью.

Аномалия вязкости эмульсий усиливается, если сами нефти обла-лают аномальными свойствами, особенно при низких температурах. Аномальность нефтяных эмульсий объясняется образованием пространственных структурных решеток из частиц внутренней фазы, которые могут состоять как из капель воды, так и из кристаллов парафина. Наличие структурной решетки в эмульсии вызывает появление как динамического, так и статического напряжения сдвига. Существование аномалии вязкости в нефтяных эмульсиях определяется температурными условиями и содержанием воды. Каждой нефтяной эмульсии соответствует свое предельное значение температуры, выше которой реологические характеристики эмульсий соответствуют ньютоновской жидкости, т. е. вязкость эмульсии становится постоянной величиной при всех градиентах скорости.

С повышением содержания воды в нефти увеличивается кажущаяся вязкость эмульсии, что наблюдается до перехода эмульсии из типа в/н в тип н/в, а затем резко снижается. Содержание воды в нефти, при которой вязкость эмульсии снижается, называется точкой инверсии.

Для измерения реологических параметров эмульсий применяют известные методы исследования неньютоновских жидкостей. Имеющиеся зависимости, полученные эмпирическим путем, для определения вязкости эмульсий в общем случае универсальными не являются:

уравнение Эйнштейна

|i0 = м- (1 +2,5ф),

где ц0—динамическая^вязкость эмульсии; р,—динамическая вязкость дисперсионной среды; ср — отношение объема диспергированного вещества к общему объему эмульсии;

уравнение Гатчека

[10 = ji л] A tsj А — 1 ,

где А — отношение объема эмульсии к объему внутренней фазы;

уравнение Тейлора

М-о = И- 11 + 25Ф [(Hi f 0,4р,)/(рх -f p.)J |,

где —динамическая вязкость внутренней фазы.

Дисперсностью эмульсии принято называть степень раздробленности капель внутренней фазы во внешней среде. Дисперсность характеризуется одной из трех взаимосвязанных величин: диаметром капель d\ обратной величиной диаметра капель D = 1 id, обычно называемой дисперсностью; удельной межфазовой поверхностью, которая является отношением суммарной поверхности частиц к их общему объему.

В зависимости от физико-химических свойств нефти и воды, а также от условий образования эмульсий размеры капель могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 мкм до нескольких десятых миллиметра. Критические размеры капель, которые могут существовать в потоке при данном термодинамическом режиме, определяются скоростью совместного движения воды и нефти, поверхностным натяжением на границе раздела фаз и масштабом пульсации потока.

Нефтяная эмульсия, проходя по промысловым коммуникациям, оказывается в различных гидродинамических условиях, при которых может происходить как дробление, так и укрупнение капель. Наличие дополнительных факторов (нагрев, введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях может привести к разделению фаз эмульсии, транспортируемой по трубопроводам.

Плотность нефтяных эмульсий определяется по формуле для смеси нескольких жидкостей

_1_

(I — 0,01^)/fiH + 0,01g'pB

где рэ, рв, Рп — плотность эмульсии, воды и нефти при заданной температуре соответственно; q — содержание воды и растворенных солей в нефти, q = qj( 1—0,01 qc), где qB — содержание чистой воды в эмульсии; qc — содержание растворенных в воде солей.

Электропроводность чистых нефтей колеблется от 10"9 до 10-14 См/м, а электропроводность воды в чистом виде — от 10° до 10~? См/м, т. е. смесь из этих двух компонентов является хорошим диэлектриком. Однако при растворении в воде незначительного количества солей или кислот резко увеличивается электропроводность воды, а следовательно, и эмульсии. Электропроводность нефтяных эмульсий увеличивается в несколько раз при нахождении их в электрическом поле. Это объясняется различной диэлектрической проницаемостью воды и нефти и ориентацией капель воды в нефти вдоль силовых линий электрического поля.

Стойкость (устойчивость) эмульсий, т. е. способность в течение определенного времени не разделяться на составные компоненты, является самым важным показателем для водонефтяных смесей. Чем выше устойчивость эмульсии, тем труднее процесс деэмульсации. Нефтяные эмульсии обладают различной стойкостью. На устойчивость водонефтяных эмульсий значительное влияние оказывают следующие факторы: дисперсность системы; физико-химические свойства эмульгаторов, образующие оболочки вокруг капель воды; наличие на глобулах внутренней фазы электрического заряда; температура эмульсии; состав пластовых вод.

При всех прочих равных условиях устойчивость эмульсий тем выше, чем больше дисперсность. Устойчивость эмульсий в большой степени зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку, которая образуется на поверхности капли. На поверхности капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. В дальнейшем этот слой препятствует слиянию капель, т. е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию стойкой эмульсии. В процессе существования эмульсий происходит упрочнение бронирующей оболочки, так называемое «старение» эмульсии. Установлено, что поверхностные слои обладают аномальной вязкостью, и со временем вязкость бронирующего слоя возрастает в десятки раз. Так, после суток формирования поверхностные слои эмульсий приобретали вязкость, соответствующую вязкости таких веществ, как битумы, которые практически по своим реологическим параметрам приближаются к твердым веществам.

Наличие электрических зарядов на поверхности глобул увеличивает стойкость эмульсий. Чем больше поверхностный заряд капель, тем труднее их слияние и тем выше стойкость эмульсии. В статических условиях дисперсная система электрически уравновешена, что повышает устойчивость эмульсии.

С повышением температуры уменьшаются вязкость нефти и механическая прочность бронирующего слоя, что снижает устойчивость эмульсии. Особенно резко прослеживается влияние температуры на устойчивость эмульсий высокопарафинистых нефтей. С понижением температуры в нефти выпадают кристаллы парафина, которые легко адсорбируются на поверхности капель воды, создавая высокопрочную бронирующую оболочку.

Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они могут быть разделены на две основные группы: первая группа — жесткая вода содержит хлоркальциевые или хлоркаль-циево-магниевые соединения; вторая группа—щелочная или гидро-карбонатно-натриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности воды достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бронирующих слоев.

Основными из указанных факторов, влияющих на устойчивость эмульсий, являются: соотношение плотностей фаз, вязкость нефти, а также прочность защитных слоев на каплях воды. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению, поэтому обезвоживание и обессолива-нне целесообразно производить на промысле.

3.2. ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ

Процесс обезвоживания нефти можно условно разделить на два этапа: первый — укрупнение капель, т. е. сближение и флокуляция капель, разрушение бронирующей оболочки на каплях воды и их коагуляция до размеров, достаточных для их дальнейшего слияния, и второй — осаждение укрупненных капель. Скорость оседания взвешенных частиц может быть определена по формуле Стокса и? = drв—()„)?/ (18 p,i), где иА — скорость оседания капель; d — диаметр оседающих капель; pD и р„ — плотность соответственно воды и нефти; fiH — динамическая вязкость нефти; g— ускорение свободного падения.

Формула Стокса не учитывает влняние стенок отстойника, а также вязкости осаждаемых частиц и характеризует осаждение или всплытие капель в неподвижной бесконечной среде.

Адамар и Бонд предложили поправку, учитывающую влияние вязкости жидкости внутренней фазы,

ug d2 (рв—рн) gK (18цн),

К 3 (р.,, -|- цв)/(2^ц -f- 3[хв).

Приведенные формулы применимы для движущейся капли с Re <L 2. Скорость осаждения при режимах 2 < Re <500 можно определять по формуле

при Re >500

число Рейнольдса Re = dugpj\in. Из приведенных формул очевидно, что скорость осаждения капель возрастает: с увеличением диаметра частиц; со снижением вязкости жидкостей, составляющих эмульсию; 56 с увеличением вязкости и плотности воды и нефти; с увеличением диаметра частиц; с увеличением ускорения движения частиц, которое в поле естественного тяготения равно ускорению свободного падения.

Однако чаще всего не скорость осаждения капель воды играет решающее значение при обезвоживании нефти, а время разрушения защитных оболочек и слияния капель в крупные, способные преодолеть вязкость внешней среды и осаждаться с образованием слоя свободной воды.

Выявление указанных факторов и характера их влияния позволяет наметить технические приемы повышения эффективности разделения эмульсий. Принципиальными основами этих приемов являются: повышение температуры обрабатываемых эмульсий, которое снижает вязкость жидкостей, составляющих эмульсию, и уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела фаз (на этом принципе основаны термические методы обезвоживания нефти);

увеличение размеров частиц выделяемой диспергированной жидкости за счет различных приемов деэмульсацип, в частности, деэмуль-сации при помощи химических реаген.. в и электрического поля (на этом принципе основаны химические и электрические методы обезвоживания нефти);

увеличение скорости движения частиц дисперсной фазы путем замены естественной силы тяжести более мощной центробежной силой; плотность воды и механических примесей выше плотности нефти, и частицы под действием центробежной силы прижимаются к стенке и, коагулируя, стекают вниз; метод центрифугирования низкопроизводителен, сложен, дорог и широкого применения на промыслах не нашел;

уменьшение высоты отстаивания без увеличения общей площадки отстойника; на этом основано применение параллельных пластин в горизонтальных отстойниках и разделительных дисков в сепараторах.

Эффективность разделения эмульсий снижается при наличии в них взвешенных частиц, плотность которых мало отличается от плотности сплошной фазы. Не поддаются очистке механическими методами стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Отрицательное влияние на разделение эмульсий оказывают неблагоприятные гидравлические условия отстаивания, такие, как турбулентность, конвекция потоков, перемешивание и др. Значительное повышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими, химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания.

При проектировании сооружений обезвоживания нефти для конкретных производственных условий необходимо иметь экспериментальные данные об обводненности, качественном и количественном составе примесей, ожидаемом состоянии эмульсии. Одновременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливание, поскольку вода отделяется от нефти вместе с растворенными в ней минеральными примесями. При необходимости, для более полного обессоливания, можно дополнительно в нефть подавать пресную воду, которая растворяет кристаллы минеральных солей, и при последующем отделении минерализованной воды происходит углубленное обессоливание нефти.

Механическое обезвоживание нефти

Основная разновидность приемов обезвоживания нефти — гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания — периодический и непрерывный, которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно применяют цилиндрические отстойники — резервуары (резервуары отстаивания). Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается и скапливается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть и вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.

Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия (рис. 3.1). Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые. В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости. На рис. 3.2 изображена принципиальная схема горизонтального цилиндрического отстойника непрерывного действия. Эмульсия жидкости В, диспергированная в жидкости Н, вводится в резервуар отстойника и расслаивается под действием силы тяжести. Разделившиеся жидкости выходят из отстойника по трубопроводам Я и В. На схеме рис. 3.2 заштрихована область эмульсии, которая разделяет зоны жидкостей Н (вверху) и В (внизу). Здесь а — уровень раздела фаз. При достаточной длине отстойника L в выходной его части происходит полное разделение фаз, составляющих эмульсию. Капля жидкости 5, движущаяся в однородной жидкости Н, находится под действием силы потока жидкости Я, которая увлекает каплю вдоль отстойника, it архимедовой силы, возникающей в результате различия плотности капли жидкости В п) и жидкости Н (р„).

Капля движется вдоль отстойника с постоянной скоростью потока Ui и опускается также с постоянной скоростью ug. Скорость падения капли ий может быть определена по закону Стокса, представленному в виде формулы Адамара. Капля, которая начинает движение с уровня г, находящегося выше поверхности раздела (уровня а), достигает этой поверхности в течение времени падения: tg = г!ий. Достигнув поверхности раздела, капля сохраняется у этой поверхности в течение времени tK, которое представляет собой время до коалес-

Рис. 3.2. Принципиальная схема горизонтального отстойника


Рис. 3.1. Отстойники непрерывного действия: а — горизонтальный; 6 — вертикальный; н — наклоненный; ft — конический;    /    —    поверхность

раздела; 2 — перегородка



ценции. В целом до коалесценции капля пройдет расстояние вдоль оси отстойника 2 ut (te ! tK) = uL (r/ug -f- Время коалесценции tк учитывать очень трудно. Задача решается относительно просто, если время коалесценции tK значительно меньше времени падения tgи им можно пренебречь.

Скорость потока определяется как uL -- Q/S, где Q — расход потока; 5 — площадь поперечного сечения потока. Если уровень раздела фаз Н и В находится посередине отстойника, то 5 -- л/?'2/2, где R — радиус цилиндрического отстойника.

При Rut/itf,L диаметр капель, выделившихся в отстойнике:

f_3G

я


do


(3.1)


r'Kp,\p RL


где К --- (3/2) [(|1в 4- |1и)/(2рн + 3[,iB) ] — поправка к закону Стокса по Адамару и Бонду;

Ар — рв р„

Если ввести понятие поверхности отстойника' Sg = 2RL, то формула (3.1) примет вид

я Kg&p Sg

Капли в отстойнике, для которых d ^dn, выделяются из эмульсии. Полученная формула имеет существенное ограничение из-за того, что не учитывается время коалесценции капель дисперсной фазы. Эта формула при заданной степени очистки, определяемой предельной крупностью отделяемых частиц d для заданного отстойника, который характеризуется площадью поверхности отстаивания в нем Sg, позволяет найти максимальную производительность отстойника Q. Для общего расхода Q0c очищаемой эмульсии требуемое число отстойников определяется из выражения N = QodQ.

Термическое обезвоживание нефти

Одним из основных современных приемов обезвоживания нефти является термическая, или тепловая, обработка, которая заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают. Вязкость вещества бронирующего слоя на поверхности частицы воды при повышении температуры уменьшается и прочность оболочки снижается, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, снижение вязкости нефти при нагреве увеличивает скорость оседания частиц при отстаивании. Термическая обработка нефти редко осуществляется только для отстаивания, чаще такая обработка применяется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и в некоторых других комбинированных методах обезвоживания.

Нагревание нефти осуществляется в специальных нагревательных установках, которые располагают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов, но ранее ввода нефти в отстойник. Температура нагревания устанавливается с учетом особенностей водонефтяных эмульсий и элементов принятой системы обезвоживания.

Химическое обезвоживание нефти

В нефтяной промышленности весьма широко применяют химические методы обезвоживания нефти, основанные на разрушении эмульсий при помощи химических реагентов. Эффективность химического обезвоживания нефти в значительной степени зависит от типа применяемого реагента. Выбор эффективного реагента, в свою очередь, зависит от вида водонефтяной эмульсии и свойств нефти, подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов в каждом конкретном случае производится на основе специальных лабораторных и промысловых исследований. Химическое обезвоживание, как и прочие комбинированные методы обезвоживания нефти, включает гравитационное отстаивание после обработки реагентов водонефтяной эмульсии. В эмульсию, подвергаемую разрушению, вводится реагент-деэмульгатор и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение эмульсий, но предпочтение отдается непрерывным процессам.

Существуют три метода химического обезвоживания нефти: обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтяной скважине («внутрискважинная деэмульсация»), когда реагент вводится в эмульсию непосредственно в скважине;

обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»), когда реагент вводится на начальном участке нефтесборного коллектора;

деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах, когда реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией, подвергаемой обработке.

Первые два метода имеют некоторые преимущества и являются более эффективными.

Фильтрация

Для деэмульсации нестойких эмульсий применяют метод фильтрации, основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя могут служить обезвоженный песок, гравий, битое стекло, стекловата, древесная стружка из осины, клена, тополя и других несмолистых пород древесины, а также металлическая стружка. Особенно часто применяют стекловату, которая хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты долговечны. Фильтрующие вещества должны обладать следующими основными свойствами: хорошо смачиваться водой, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности фильтрующего вещества, коагулируют и стекают вниз; иметь высокую прочность, которая обеспечивает длительную работу фильтра; иметь противоположный, чем у глобул, электрический заряд. Тогда при прохождении глобулами воды фильтра электрический заряд с поверхности капли снимается, чем снижаются отталкивающие силы между ними. Капли укрупняются и стекают вниз, а нефть свободно проходит через фильтр.

Фильтрующие установки обычно выполняют в виде колонн, размеры которых определяются в зависимости от вязкостных свойств эмульсии и объема обезвоживаемой нефти. Обезвоживание нефти фильтрацией применяют очень редко из-за малой производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Фильтрация более эффективна в сочетании с процессами предварительного снижения прочности бронирующих оболочек.

Теплохимические процессы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет разделение нефтяной эмульсии. В настоящее время более 80 % всей обводненной нефти проходит обработку на теплохимических установках. Такое широкое применение этот метод получил благодаря возможности обрабатывать нефти с различным содержанием воды без замены оборудования и аппаратуры, простоте установки, возможности менять деэмульгатор в зависимости от свойств поступающей эмульсии без замены оборудования. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков, например большие затраты на деэмульгаторы и повышенный расход тепла. На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температуре 50—100 °С.

По воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульгаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. Деэмульгаторами-электролитами могут быть некоторые органические и минеральные кислоты (серная, соляная и уксусная), щелочи и соли (поваренная соль, хлорное железо, нефтенат алюминия и др.). Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с солями эмульсии, снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать разрушению эмульгаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульгаторы применяют крайне ограниченно из-за их высокой стоимости или особой коррозионной активности к металлу оборудования. К неэлектролитам относятся органические вещества, способные растворять бронирующую оболочку и снижать вязкость нефти. Такими деэмульгаторами могут быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол и др. Неэлектролиты в промышленности не применяются из-за высокой их стоимости. Деэмульгаторы-кол-лоиды — это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку капли.

Существующие ПАВ делятся на анионоактивные, катионоактивные, неионогенные. Анионоактивные ПАВ в водных растворах диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части молекулы и положительно заряженные ионы металла или водорода, Представителями этой группы являются карбоновые кислоты и их солн, сульфокислоты, алкилсульфонаты и др. Катиопоактивные ПАВ в водных растворах распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. Как деэмульга-торы этп ПАВ в промышленности не применяются. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы. К этой группе относятся оксиэтилированные алкилфенолы (деэмульгаторы ОП-4, ОП-7, ОП-Ю, ДБ-4, УФЭ-8, Кауфэ-14 и др.), оксиэтилированные органические вещества с подвижным атомом водорода (дипроксамин-15,7, проксамин-385, проксанол-305 и др.).

Деэмульгаторы должны хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в воде или нефти), т. е. быть гидрофильными или гидрофобными, иметь поверхностную активность, достаточную для разрушения бронирующих слоев оболочек глобул, быть инертными по от-С2

ношению к металлам, не ухудшать качества нефти, быть дешевыми н, по возможности, универсальными по отношению к эмульсиям различных нефтей н вод. Чем раньше деэмульгатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче происходит дальнейшее разделение эмульсии. Однако для разделения эмульсии еще недостаточно одного введения деэмульгатора, необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией, что достигается интенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.

Электрическое обезвоживание

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность применения электрического способа в сочетании с другими способами (термическим, химическим) можно отнести к одному из основных его достоинств. Правильно выбранные режимы электрической обработки практически позволяют успешно провести обезвоживание и обессоливание любых эмульсий.

Рассмотрим механизм обезвоживания нефтяных эмульсий в электрическом поле.

В результате индукции капли воды вытягиваются вдоль цепи электрического поля с образованием в вершинах электрических зарядов. Под действием основного и индивидуального полей капли приходят в упорядоченное движение и сталкиваются, что приводит к их коа-лесценции. При прохождении эмульсии через электрическое поле, создаваемое переменным по величине и направлению током, так же как и при постоянном токе, капли, имеющие заряд, стремятся к электродам. Однако вследствие изменения напряжения и напряжения поля капли воды начинают двигаться синхронно основному полю и поэтому все время находятся в колебании. При этом форма капель непрерывно меняется. В связи с этим происходит разрушение адсорбированных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкновениях. Установлено, что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективней, чем деэмульсация при использовании постоянного тока.

На эффективность электродеэмульсации значительно влияют вязкость и плотность эмульсии, дисперсность, содержание воды, электропроводность, а также прочность адсорбированных оболочек. Однако основным фактором является напряженность электрического поля. В настоящее время электродеэмульсаторы в основном работают на токах промышленной частоты (50 Гц), реже — на постоянном токе и совсем редко — на токах высокой частоты. Напряжение на электродах деэмульсаторов колеблется от 10 ООО до 45 ООО В.

3.3. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Добываемые нефти могут содержать в различных количествах растворенные газы (азот, кислород, сероводород, углекислоту, аргон и др.) и легкие углеводороды. При движении нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающего завода из-за недостаточной герметизации систем сбора, транспорта и хранения часто полностью теряются растворенные в ней газы и происходят значительные потери легких нефтяных фракций. При испарении легких фракций, таких, как метан, этан и пропан, частично уносятся и более тяжелые углеводороды (бутан, пентан и др.).

Предотвратить потери нефти можно путем полной герметизации всех путей движения нефти. Однако некоторое несовершенство существующих систем сбора и транспорта нефти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяет доставить нефть на переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо газы и легкие фракции нефти отобрать в условиях нефтепромысла и направить их для дальнейшей переработки.

Основную борьбу с потерями нефти необходимо начинать с выхода ее из скважины. Ликвидировать потери легких фракций нефти можно в основном применением рациональных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности. Степень стабилизации нефти, т. е. степень извлечения легких углеводородов, для каждого конкретного месторождения зависит от количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возможности реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации из-за глубокого извлечения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый фактор нефти.

Существует два различных метода стабилизации нефти — сепарация и ректификация.

Сепарация—отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов одно- или многократным испарением путем снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).

Ректификация — отбор из нефти легких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с четким разделением углеводородов до заданной глубины стабилизации.

Процесс сепарации может начинаться сразу же при движении нефти, когда из нее отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения температуры. При резком снижении давления в сепараторе значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении нефти через сепаратор возрастает количество легких углеводородов в нефти.

Многоступенчатая система сепарации позволяет получить на первых ступенях метан, который направляется па собственные нужды или потребителям, а на последующих ступенях — жирный газ, содержащий более тяжелые углеводороды. Жирный газ отправляется на газобензиновые заводы для последующей переработки.

При наличии газобензинового завода (с учетом затрат на содержание и эксплуатацию установок многоступенчатой сепарации) экономически целесообразно применять двухступенчатую систему сепарации. При этом на первой ступени отбирается в основном метан, направляемый потребителям, а на второй ступени — жирные газы, идущие на газобензиновые заводы.

Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно подразделить на следующие основные типы: по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др.; по геометрической форме и положению в пространстве — сферические, цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; по рабочему давлению — высокого давления (более 2,5 МПа) среднего (0,6—2,5 МПа), низкого (0—0,6 МПа), вакуумные; по назначению — замерные и рабочие; по месту положения в системе сбора — I, II, концевой ступеней сепарации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции: I — основную сепарационную, в которой происходит отделение газа от нефти; II —осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепара-ционной секции, III — секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепаратора; IV — каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для отвода газа и улавливания капельной нефти, уносимой потоком газа.

Эффективность работы аппаратов характеризуется количеством жидкости, уносимой газом, и количеством газа, оставшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показатели, тем более эффективна работа аппарата.

Конструктивные особенности промысловых сепараторов

В вертикальном цилиндрическом гравитационном сепараторе (рис. 3.3) газонефтяная смесь через патрубок поступает в раздаточный коллектор и через щелевой выход попадает в основную сепарационную секцию. В осадительной секции из нефти при ее течении по наклонным плоскостям происходит дальнейшее выделение окклюдированных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию сбора нефти, из которой через патрубок отводится из сепаратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоскостях, попадает в каплеуловительную секцию, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неуспевающие осесть под действием силы тяжести, в жа-люзийных решетках прилипают к стенкам и стекают по дренажной трубке в секцию отбора нефти.

Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рис. 3.4) применяют на промыслах для работы на I ступени сепарации. Газонасыщенная

Рис .3 4 .Гидроциклонный двухъемкост-ный сепаратор:

1 — тангенциальный ввод газонефтяной смеси; 2 — головка гидроцнклона; 3 — отбойный козырек газа; 4 — направляющий патрубок; 5 — верхняя емкость сепаратора; 6 — перфорированные сетки для улавливания ка-пильной жидкости; 7 — жалюзийная насадка; 8 — отвод газа; 9 — нижняя емкость гидродиклона; 10 — дренажная трубка; 11 — уголковые разбрызгиватели; 12 — направляющая полка; 13 — перегородка; 14 — исполнительный механизм

Дитчпь 8

ООООО

ОоооО

ТО о о

ОоооО

о о о о

ОоооО

ООООО

иПирчиг

iemamiS •ЛААЛА--ЛЛЛЛЛ--ЛАЛАЛ- --ЛЛЛЛЛ-^\ДЛАЛ-

Рис. 3.3. Вертикальный сепаратор:


1 — корпус; 2 — поплавок; 3 — дренажная трубка; 4 — наклонные плоскости; 5 — патрубок для ввода газожидкостной смеси; 6 — регулятор давления «до себя»; 7 — выход газа; 8 — перегородка для выравнивания скорости газа; 9 — жалюзийная насадка; 10 — регулятор уровня; 11 — патрубок для сброса нефти; 12 — сброс грязи; 13 — раздаточный коллектор; 14 — люк; 15 — заглушка; секции: 1 — сепарационная; II — осадительная; 111 — отбора нефти; IV — каплеуловительнап

нефть через тангенциальный ввод поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил происходит разделение нефти и газа на самостоятельные потоки. В верхнюю емкость нефть и газ поступают раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на отдельные струи и происходит дальнейшее выделение газа. По сливной полке разгазированная нефть собирается в нижней емкости гидроциклона. При достижении определенного объема нефти в нижней емкости поплавковый регулятор уровня через исполнительный механизм, направляет дегазированную нефть в отводной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит в верхней емкости перфорированные перегородки, где происходит выравнивание скорости газа и частичное выпадание жидкости. Окончательная очистка газа происходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жидкость по дренажной трубке 10 стекает в нижнюю емкость 9.

Падение давления в сборных коллекторах в результате движения по ним газонефтяной смеси может приводить к частичному выделению газа из нефти. В этом случае в сепарационную установку можно подавать разделенными потоками газ и нефть. Такой принцип использован на блочных сепарационных установках с предварительным отбо-

Рис. 3.6. Технологическая схема установки УПС-3000/6

Рис. 3.5. Сепаратор с предварительным отбором газа и жалюзийными насадками:

Продукция

снбажин

Горячая


/ — подводящий трубопровод; 2 — вилка для предварительного отбора газа; 3 — каплеуловитель (сепаратор газа); 4 — жалюзийные насадки; 5 — газопровод с регулятором давления «до себя*; 6 — предохранительный клапан; 7 — корпус сепаратора; 8 — поплавок; 9 — пе-ногасители; 10 — наклонные пол* ни; // — диффузор


ром газа (рис. 3.5). Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, которое расположено на наклонном участке подводящего трубопровода. Устройство предварительного отбора газа представляет собой отрезок подводящего трубопровода значительно большего диаметра, чем основная подводящая линия, установленный под углом 3—4° к горизонту, с приваренной вертикально газоотводной вилкой, соединенной трубопроводом с каплеуловительной секцией. Предварительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой па диффузоре и наклонных полках скорость потока снижается и происходит интенсивное разга-зирование. Выделившийся в технологической емкости газ также проходит через каплеуловитель.

Разработано и применяется большое число аппаратов для разга-зирования и частичного обезвоживания нефти перед подачей ее на установку товарной подготовки нефти. Такие установки позволяют уменьшить объем воды, поступающей в сепараторы-деэмульгаторы, что приводит к снижению затрат на подогрев и обработку водонефтяной эмульсии.

Рассмотрим работу установок предварительного сброса воды на примере УПС-3000/6 (рис. 3.6). Продукция скважины поступает в отсек А через сопло 1, и на нефтеразливной полке 2 происходит выделение основного объема газа из жидкой фазы. Газ из отсека А через регулятор уровня 9 перепускается в отсек Б. С помощью регулятора давления 4 поддерживается перепад давления (до 0,2 МПа) между отсеками А и Б, благодаря которому водонефтяная эмульсия после смешения в каплеобразователе 8 с горячей водой поступает через входной распределитель 7 в отсек Б. Горячая вода поступает после установок термохимической подготовки нефти и содержит остаточный деэмульгатор. Из отсека Б газ отводится через каплеотстойник 3, нефть — через штуцер 5, вода — через перфорированный трубопровод 6.

3.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Сбор и подготовка нефти и попутного газа, начинающиеся вблизи устья скважин и заканчивающиеся на установках подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой. К системам сбора и подготовки предъявляются следующие основные требования: высокая экономичность, полная ликвидация потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки, возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений, надежность и эксплуатация, возможность автоматизации и телемеханизации всей системы в целом.

Существует^много технологических схем по подготовке нефти, которые следует рассматривать совместно с системами сбора нефти и газа. Рассмотрим две из них.

Рис. 3.7. Двухтрубная самотечная система сбора нефти, газа и воды:

/ -* регулятор давления на входе; 2 — замерный трап; 3 и 4 — трапы первой и второй ступеней соответственно; 5 — мерник; С — компрессорная; 7 — газобензиновый завод; 8 — установка подготовки нефти; 9 — сырьевой резервуар; 10 — сборный коллектор (вода и нефть); II — самотечный сборный коллектор (нефть и вода); 12 — у'/астковьсГг резервуар; 13 — центробежный насос; 14 — распределительная батарея; Ф и И — фонтанная н насосная скважины

Рис. 3.8. Напорная система сбора нефти, газа и воды:

J — выкидные линии; 2 — гидроциклоиные сепараторы; 3 — расходомеры жидкости; 4 — сборные напорные коллекторы; 5, 7, 8 — сепараторы ncpnofi, второй и третьей ступеней соответственно; 6 — центробежные насосы; 9 — сырьевые резервуары; КС — компрессорная станция; ГПЗ — газоперерабатывающий завод

Г Двухтрубная самотечная система сбора (рис. 3.7) наиболее распространена на промыслах Советского Союза. Нефть из скважин поступает в трап первой ступени, где поддерживается давление 0,6 МПа, затем в трап второй ступени. Газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции и далее на газобензиновый завод. Газ из второй ступени используется на собственные нужды или сжигается в факеле. Нефть с водой и оставшимся газом после трапа второй ступени через мерник поступает в резервуары участковых пунктов сбора, откуда подается насосом в сырьевые резервуары центральной установки подготовки нефти. Резервуары на участковых сборных пунктах и на центральной установке подготовки нефти не герметизированы. Распределительная батарея позволяет поочередно измерять дебит скважин в замерном трапе или мернике. В самотечной системе сбора транспорт нефти обеспечивается за счет перепада высот в начале (мерник) и конце нефтепровода. Следовательно, отсутствуют энергозатраты на транспорт нефти до участковых сборных пунктов. Однако, как и все самотечные системы трубопроводов, данную систему сбора требуется значительно реконструировать при повышении дебита скважин или при увеличении вязкости нефти. Для иредотвращення образования газовых пробок в трубопроводах необходима глубокая сепарация нефти и газа. Из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, что приводит к снижению пропускной способности системы. Потери легких фракций нефти и газа вследствие негерметичности резервуаров и мерников и невозможности доставки газа от трапов второй ступени достигают

2—3 % от общей добычи нефти. Самотечная система сбора нефти применяется ограниченно.

Напорная система сбора (рис. 3.8) действует следующим образом. Из скважины нефть под давлением поступает на автоматическую групповую замерную установку, где поочередно замеряется дебит всех скважин, а затем вся нефть подается на участковую сепарационную установку. Дебит скважины замеряется жидкостным расходомером с предварительным отделением газа в циклонном сепараторе. После прохождения расходомера нефть и газ снова смешиваются и подаются на участковую сепарационную установку, где на сепараторе первой ступени при давлении 0,4—0,5 МПа газ отделяется и подается на газоперерабатывающий завод. Нефть с пластовой водой и оставшимися растворенными газами насосами перекачивается на центральный сборный пункт, где проходит вторую ступень сепарации через кольцевые сепараторы и подается на установку комплексной подготовки или в сырьевые резервуары. Газ второй ступени сепарации компрессорной станцией направляется на газоперерабатывающий завод. Данная напорная система сбора полностью герметизирована, что исключает потери газа и легких фракций нефти. Она позволяет производить подготовку нефти на центральном пункте нескольких месторождений, расположенных на расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт нефти и воды может привести к созданию стойких эмульсий, и при высокой обводненности нефти могут увеличиться эксплуатационные расходы на транспорт. Тем не менее это одна из перспективных систем сбора нефти.

Существует сравнительно большое число технологических схем по подготовке нефти, газа и воды. Сами установки по подготовке могут размещаться в любом пункте системы сбора, начиная от скважины и кончая головными сооружениями магистральных нефтепроводов. Целесообразность размещения установок подготовки нефти в том или ином пункте определяется в каждом конкретном случае технико-экономическим анализом возможных вариантов. Установлено, что наименьшие капитальные вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти возможны при размещении установок в местах наибольшей концентрации нефти (сборные пункты, товарные парки, головные сооружения). Оптимальной технологической схемой подготовки нефти к транспорту следует считать такую, которая при наименьших затратах в отведенное технологическое время позволяет получать нефть с допустимым содержанием воды, солей и необходимой глубиной стабилизации.

В настоящее время проводят комплексную подготовку нефти в районах промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях созданы комплексные установки по подготовке нефти, которые объединяют процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации. На рис. 3.9 изображена принципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти. Нефть на скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ) 2, в которую через смеситель 1 поступает горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника 6 в КССУ 2, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки 20, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод. Нефть из КССУ 2 вместе с оставшейся водой насосом 3 прогоняется через теплообменники 4 и пароподогреватели 5, затем нагретая нефть поступает в от-

Рис. 3.9. Теплохимнческая установка по обезвоживанию, обессоливанию и ста* билизации нефти:

; — смеситель; 2 — КССУ; 3 — сырьевой насос; 4, 15 — теплообменники; 5 — пароподогреватель; 6, 7 — отстойники; 8 — электродегидратор; 9 — вакуумный сепаратор; 10 — холодильник; 11 — сепаратор; 12 — вакуумный компрессор; 13 — газовая линия на газофракв ционирующую установку; 14 — резервуар товарной нефти; 16 — емкости для обескислороживания воды; 17 — насос для подачи пресной воды; 18 — дозировочный насос для подачи деэмульгатора; 19 — емкость для деэмульгатора; 20 — нефтеловушка; 21 — насос для «ло-вушечной нефти»; 22 — пруд-отстойник для сточной воды; 23 — насос для подачи сточной воды на фильтры; 24 — фильтр; 25 — хранилища для промывания воды; 26 — емкость дли очищенной сточной воды; 27 — насос для промывки фильтров; 28 — поршневой насос дли подачи сточной воды в нагнетательные скважины


-------------^„п ц,:<


стойник 6 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 6 направляется на смешение с горячей пресной водой, которая подается насосом 17 с предварительным подогревом в теплообменнике 15 и обескислороживанием в емкости 16. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 7, где доводится до требуемой кондиции по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 7 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 8, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 8, подается прямо в вакуумный сепаратор 9. Вакуумные компрессоры 12 забирают из сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника

10 и гидроциклонного сепаратора 11 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 11 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником 4 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также вводится вместе с подачей пресной воды перед отстойником 7. Данной системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлам, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на следующие:®

работающие по принципу «сухого» отделения пыли; в таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции; к ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры (керамические, тканевые, металлокерамические и др.);

работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли; в этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат; к ним относятся вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители и др.;

использующие принцип электроосаждения; данные аппараты почти не применяют для очистки природного газа.

Наиболее широко используют аппараты «мокрого» и «сухого» пылеулавливания. Очистка газа по пути следования его от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. Для ограничения выноса из месторождения породы призабойную зону оборудуют фильтром.

Вторую ступень очистки газ проходит на промысле в наземных сепараторах, в которых сепарируется жидкость (вода и конденсат) и газ очищается от частиц породы и пыли. Промысловые очистные аппараты работают по принципу выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или по принципу использования действия центробежных сил при специальной закрутке потока. Поэтому промысловые аппараты очистки делятся на гравитационные и циклонные. Гравитационные аппараты бывают вертикальные и горизонтальные. Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа. На рис. 3.10 изображен гравитационный односекционный сепаратор. Он имеет тангенциальный подвод газа (скорость газа в нем достигает 15—20 м/с), что способствует выпадению в сепараторе твердой взвеси и капельной влаги. В основном он работает по принципу выпадения взвеси при малых скоростях восходящего потока газа. При выборе пулеуловителя оценивают допустимую скорость в свободном сечении по формуле

w = V4gd (рч — pr)/(3prfe),

где d — диаметр сепаратора, м; р„ и р, — плотность соответственно частицы и газа, кг/м3; k — коэффициент сопротивления среды.

Рис. 3.10. Гравитационный односек-    Рис. 3.11.    Схема движе-


циоиный сепаратор при рабочем да-    ния газов    в циклоне:

влении:    / — пыход    газа; 2 — пход

] — выходной патрубок для газа; 2 —    газа; 3 удаление продук-

входноп патрубок; 3 — люк; 4 — патрубок    тов очистки

для продувки сепаратора

При малых Re обычно принимают /е = 24/Re. Для горизонтальных сепараторов с жалюзийными насадками рекомендуется использовать газ со значительным количеством влаги.

Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400—1650 мм, горизонтальные—диаметром 400—1500 мм при максимальном давлении 16 МПа. При оптимальной скорости газа w0 эффективность сепарации достигает 70—80 %. Опыт эксплуатации показал, что wa не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6 МПа. При пересчете скоростей пользуются зависимостью w1^w2^P1/P2. Из-за большой металлоемкости и недостаточной их эффективности гравитационные сепараторы применяют редко.

На рис. 3.11 схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части имеется отверстие для отвода осадка из циклона.

При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и конусе вращательное движение, вследствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опу-

Рис. 3.12. Конденсатосборник типа «расширительная камера»:

J — газопровод; 2 — расширительная камера; 3 ребра жесткости; 4 — конД(;нсатоотвод-ная трубка

скаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через выходной патрубок.

Третья ступень очистки газа производится на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершенной сепарации на промысле газ может иметь жидкую фазу.

Наибольшее распространение получил конденсатосборник типа «расширительная камера» (рис. 3.12). Принцип работы основан на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести из-за местного снижения скорости газа при увеличении диаметра трубопровода. Длина траектории осаждения капелек жидкости, оценивается по формуле

/: w\z--1»------1.

L D\gt (1 — Рг/Рж) J

где

Т = d2 (Рж—Рг)/(18|х),

w — скорость газа на входе в конденсатосборник; D — диаметр газопровода; Du — диаметр расширительной камеры; рж — плотность жидкости; ц — вязкость газа.

При эксплуатации газопроводов с системой «расширительных камер» бывают затруднения, связанные с пропуском устройств для очистки внутренней полости трубопровода. Для этого необходимо предусматривать специальные направляющие для беспрепятственного прохождения через них очистного устройства. Для очистки газа от механических примесей на отечественных газопроводах применяют установки с масляными пылеуловителями (рис. 3.13). Природный газ Г, пройдя пылеуловители 1, направляется в компрессорный цех. Пылеуловители заполнены маслом. По мере загрязнения масло М3 передавливается из пылеуловителей 1 в отстойники 7. Свежее масло МС поступает в пылеуловители самотеком из масляного аккумулятора 2. Предварительно в аккумуляторе и пылеуловителях выравнивают давление. В масляный аккумулятор масло подается насосом 3 из мерного бака 5 или из бака свежего масла 4. При этом аккумуля*

Рис. 3.13. Схема установки пылеуловителей

тор отключают от пылеуловителей и находящийся в нем газ выпускают в атмосферу. В мерный бак масло поступает самотеком из отстойников 7. Отбросное масло МО вместе со шламом, накапливающимся в нижней части отстойников, спускают в сборную емкость 6.

Вертикальный масляный пылеуловитель (рие. 3.14) представляет собой вертикальный стальной цилиндр со сферическим днищем, рассчитанным на рабочее давление в газопроводе. Диаметр пылеуловителя 1080—2400 мм. Внутри пылеуловителя находятся устройства, обеспечивающие контактирование масла с газом и отделение частиц масла от газа при выходе его из аппарата. Газ поступает в пылеуловитель через входной патрубок 7. Благодаря отбойному козырьку 8 газ меняет свое направление и движется к поверхности масла, находящегося в нижней части аппарата. Крупные посторонние частицы при этом сразу же выпадают и оседают на дно. Уровень масла устанавливается на расстоянии 25—30 мм от концов вертикальных трубок 3. При этом газ устремляется вверх, захватывая е собой частицы масла. В трубках 3, а далее в средней свободной части пылеуловителя газ интенсивно перемешивается е маслом, которое поглощает содержащиеся в газе частицы, а также поступающий вместе с газом конденсат тяжелых углеводородов. При этом уровень масла повышается. По выходе газа из вертикальных трубок скорость его резко уменьшается. Более крупные частицы жидкости при этом выпадают и по дренажной трубке 4 стекают вниз. Из свободной средней части пылеуловителя газ и масляный туман поступают в верхнюю его часть, а оттуда в жа-люзийное сепарационное устройство 1, в которое отбирается мелкозернистая взвесь. Очищенный газ выходит через патрубок 2. Загрязненное масло удаляется из поддона через дренажную трубку 5. Полная очистка пылеуловителя производится 3—4 раза в год через люк 6. Количество заливаемого масла в пылеуловитель диаметром 2400 мм не превышает 1,5—2 м3.

Пропускная способность масляного пылеуловителя (м3/сут) может быть рассчитана по формуле

Рис. 3.15. Зависимость пропускной способности Q масляного пылеуловителя от давления р и диаметра D:

а — для одного пылеуловителя; б — дли нескольких пылеуловителей п


а

Q тыс. м з)ц


QtMb/C.

Рис. 3.16. Циклонный пылеуловитель пропускной способностью 20 млн. м^/сут и рабочим давлением 7,5 МПа:

1 — выходной патрубок для газа; 2 — входной патрубок;


3 — циклоны; 4 — люк; 5 — штуцеры контролирующих приборов; 6 — дренажный штуцер

где D — внутренний диаметр пылеуловителя, м; р—давление газа, МПа; рж и рг — плотность смачивающей жидкости и газа при рабочих условиях, кг/м:!; Т - -температура газа, К.

Для выбора пылеуловителей можно использовать графические зависимости, представленные на рис. 3.15.

Чтобы обеспечить нормальную работу пылеуловителей, необходимо поддерживать постоянный уровень масла. Пропускная способность вертикальных масляных пылеуловителей при заданном давлении ограничивается скоростью потока газа в контактных трубках, которая не должна превосходить 1—3 м/с.

Преимущество вертикального масляного пылеуловителя по сравнению с другими конструкциями пылеуловителей заключается в высокой степени очистки (общий коэффициент очистки достигает 97—98 %); недостатки —большая металлоемкость, наличие жидкости и ее унос (допускается не более 25 г на 1000 ма газа), большое гидравлическое сопротивление (0,035—0,05 МПа), чувствительность к изменениям уровня жидкости и др.

Циклонный пылеуловитель (рис. 3.16) представляет собой сосуд цилиндрической формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает через боковой верхний входной патрубок в распределитель, к которому приварены своими входными патрубками звездообразно расположенные циклоны, которые закреплены неподвижно на нижней решетке. Отсепарированная жидкость и твердые частицы по дренажному конусу циклона попадают в грязевик. Для автоматического удаления собранного шлама имеется дренажный штуцер. Качество очистки повышается с уменьшением диаметра циклона. Поэтому созданы батарейные циклоны, объединяющие в общем корпусе группу циклонов малого диаметра. Закручивание потока осуществляется в циклонах типа «розетка» или «улитка» (рис. 3.17).

При работе по системе «газ — твердая взвесь» пропускная способность батарейных циклонов обычно рассчитывается, исходя из допустимых скоростей газа, обеспечивающих достаточно полное удаление твердой взвеси из газового потока. При большом расходе газа наблюдаются чрезмерный эрозионный взнос и повышенный перепад

I_I_!-1-1-L-

263 273 293    313    333    3S3    Г,    К

OB «розетка» Рис. 3.18. График для определения поправочного коэффициента газа: з — уст в зависимости от температуры и

плотности газа


вность очистки газа батарейными циклонами 85—98 % и уменьшается с увеличением его

широко применяются циклонные пылеулови-на рабочее давление до 7,36 МПа. Пропускная > пылеуловителя Q при заданной степени min ДО Qmax (р = 0,65 кг/м3, Т = 283 к. ;обности при иных рабочих параметрах ве-ного коэффициента а, зависящего от темпера-а (рис. 3.18).

max


3.6. ГИДРАТЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ

Природные газы в определенных термодинамических условиях вступают в соединение с водой и образуют гидраты, которые, скапливаясь в промысловых и магистральных газопроводах, существенно увеличивают их гидравлическое сопротивление и, следовательно, снижают пропускную способность. Особое значение вопрос борьбы с образованием гидратов приобретает при разработке месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов в скважинах и газопроводах.

Гидраты представляют собой соединения молекулярного типа, возникающие за счет Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Молекулы воды при образовании гидратов как бы раздвигаются молекулами газа. Образующиеся при этом полости между молекулами воды полностью или частично заполняются молекулами газа. Гидраты природных газов представляют собой неустойчивые соединения, которые при повышении температуры или понижении давления разлагаются

Z?J 253    273    293    313

333 353 373 393 М3 4.TJ Т К


002

/ // ////// // / /////

/' //////

/ l V / t/f_L


001


l


Рис. 3.19. Номограмма влажности природных газов

на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Природные газы часто содержат углекислоту, сероводород, азот и редкие газы. Наличие кислых газов резко усиливает процесс гидратообразования.

Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ — вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Для прогнозирования места образования и интенсивности накопления гидратов в системах газоснабжения необходимо знать изменение влажности газа в различных термодинамических условиях.

В практике часто пользуются абсолютной влажностью w, выраженной массой паров воды в единице объема газа, приведенной к нормальным условиям (273 К (О °С) и 0,1013МПа). Относительная влажность — это выраженное в процентах или долях единицы отношение количества водяных паров, содержащихся в газовой смеси, к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же температуре и давлении при полном насыщении. На практике влажность газов чаще всего определяют по номограмме (рис. 3.19), которая получена в результате обработок большого числа измерений влажности природного газа относительной плотности по воздуху А = 0,6 прямыми методами. На номограмме нанесена равновесная кривая гидратообразования, ограничивающая определенную область, в которой влажность газов должна определяться из условия равновесия паров воды над гидратами. Из номограммы видно, что влажность природного газа растет с повышением температуры и снижается с увеличением давления. Влажность природных газов уменьшается также с увеличением их молекулярной массы р, и солености воды s. На рис. 3.19 приведены два вспомогательных графика для определения поправочных коэффициентов на молекулярную массу (плотность р0) газа ср и соленость воды cs. При определении влажности газа, проходящего по газопроводам, в которых газ находится в контакте с пресной водой, можно считать cs 1. Температура, при которой газ становится насыщенным при данных давлении и влажности, называется точкой росы газа.

Рис. 3.20. График изменения влажности газа по длине газопровода


Изменение влажности природного газа при его движении по газопроводу зависит от характера изменения давления и температуры и начальной влажности газа (рис. 3.20). Влажность газа в состоянии полного его насыщения w„ac меняется по длине газопровода I по кривой abed. На начальном участке газопровода температура газа Т быстро падает (при значительной разности температур газа и окружающего грунта), а давление р снижается весьма медленно (скорость движения газа сравнительно невелика). Поэтому влажность газа в состоянии полного его насыщения снижается. На конечном участке картина обратная. Температура газа приближается к температуре окружающего грунта и изменяется по длине газопровода весьма незначительно, а давление резко падает (вследствие расширения газа скорость его движения в трубопроводе возрастает). В связи с этим влажность газа, соответствующая состоянию насыщения при температуре и дав-80

268 273 Z7S 283 288 298 Г, К

Рис. 3.21. Кривые гидратообразования для природных газов различной плотности Д

DBS -

283 ГК,

' р.чс. 3.32. Графики „упругости пчрюв воды в равновесии с водой (1) и гидратами (2)


лении газа в газопроводе, увеличивается ио длине последнего. При поступлении в газопровод газа с начальной влажностью wt = wx нас на начальном участке будет происходить конденсация паров воды, а влажность газа будет изменяться по кривой ас. Количество воды, которая сконденсируется на этом участке газопровода, AW = = (и»! „ас — ^min) Q, где w± пас — влажность газа в состоянии насыщения при начальном давлении и температуре газа в газопроводе; K'min — минимальная влажность газа в состоянии насыщения при движении его по газопроводу в точке с\ Q —пропускная способность газопровода.

На конечном участке газопровода (после точки с) влажность газа остается неизменной и равной wmin (линия се). При этом относительная влажность газа (степень насыщенности его водяными парами) будет постепенно снижаться. При поступлении в газопровод газа влажностью tt>minwk < ш1Нас на начальном участке она остается постоянной, хотя степень насыщенности газа водяными парами будет возрастать и, наконец, достигнет максимума (точка Ь). После этого в газопроводе начнется конденсация влаги (линия Ьс). На конечном участке влагосодержание будет оставаться неизменным (линия се). Количество воды, которая сконденсируется в этом случае в газопроводе на участке Ьс, AW = (wh — aymin) Q-

Наконец, при поступлении в газопровод газа влажностью wf <.wmin конденсации влаги не происходит (линия fg).

Таким образом, во избежание конденсации водяных паров в газопроводе влажность подаваемого в него газа не должна превышать wmin.

Это условие является основным при проектировании установок осушки газа перед подачей его в газопровод.

Условия образования гидратов газа могут быть представлены равновесными кривыми гидратообразования в координатах температура Т—давление р (рис. 3.21). Графики гидратообразования получены из условия равновесия пар—жидкость. Упругость паров воды над гидратом при данной температуре ниже упругости насыщенного пара над водой. Эксперименты показывают, что условия образования и разложения гидратов неидентичны. Давление начала разложения гидратов значительно ниже давления начала образования гидратов при одной и той же температуре. Такое снижение равновесного давления разложения по отношению к давлению образования гидратов происходит в результате уменьшения упругости паров воды над образующимися гидратами. Для определения условий образования и разложения гидратов пользуются графиками, характеризующими упругость паров воды в равновесии с водой /?01 и гидратами р± (рис. 3.22). Так, при температуре 7\ гидраты могут образоваться только при влажности газа, соответствующей упругости паров воды р01, т. е. при р >poi- При образовании гидрата часть паров воды, соответствующая снижению упругости паров с р01 до ри переходит в гидрат. Таким образом, при образовании гидрата влагосодержание газа после гидратной пробки уменьшается в соответствии со снижением упругости паров воды до рх.

Рис. 3.23. Зона образования гидратов в магистральном газопроводе


В газопроводе очень важно определить место образования гидратов. Для этого необходимо знать (так же как и для определения самой возможности образования гидратов) состав и начальную влажность газа, а также изменение его давления и температуры в газопроводе. Пусть давление р в газопроводе (рис. 3.23) меняется по кривой АВ, а температура Т — по кривой CD. На основании равновесных кривых гидратообразования (см. рис. 3.21) и линии падения давления АВ строим кривую MN равновесной температуры гидратообразования ТГИдр для данного газопровода. Точки тип пересечения кривых, показывающих изменение в газопроводе температуры и равновесной температуры гидратообразования газа, определяют участок возможного образования гидратов при условии полного насыщения газа водяными парами (участок тп). Однако зона выпадения гидратов в газопроводе фактически будет зависеть от начальной влажности газа, подаваемого в газопровод, т. е. в конечном счете от точки росы газа. Если последняя оказывается выше температуры газа в точке, соответствующей, например, точке к, то гидратообразование начнется в точке т. Как отмечалось ранее, па конечном участке газ недонасы-щен парами воды, поскольку при практически неизменной температуре давление в газопроводе быстро падает и, следовательно, гидра-тообразование на этом участке невозможно (начало этого участка па рис. 3.23 отмечено точкой /). Таким образом, зона гидратообразования данного газопровода определяется участком mf. Однако гидраты могут образовываться не на всем протяжении участка inf. Это объясняется тем, что в результате образования гидратов в точке т упругость паров воды уменьшается, что соответствует снижению точки росы газа от т до tnl. В дальнейшем по мере снижения температуры газ все больше насыщается парами воды, и в точке г он будет снова полностью насыщен, что приведет к образованию второй гидратной пробки. После этого точка росы газа снижается до гг и оказывается ниже минимальной температуры газа в газопроводе, что исключает образование третьей гидратной пробки.

jTaKHM образом, в газопроводе в зависимости от характера изменения температуры н давления газа и его начальной влажности (точки росы) могут образоваться несколько локальных гидратных пробок.

Методы предупреждения образования гидратов

Предупреждение образования гидратов подогревом газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. В условиях транспорта газа по магистральному газопроводу этот метод неприменим, так как связан с большими затратами энергии. Как показывают расчеты, при больших объемах транспортируемого газа целесообразнее охлаждать его (с учетом увеличения затрат на более глубокую осушку газа), поскольку это позволяет заметно увеличить пропускную способность газопроводов, особенно газопроводов с большим числом компрессорных станций (КС). Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях (ГРС), где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяют и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время (от нескольких минут до нескольких часов) для разложения гидратов. Очевидно, что этот метод пригоден только для ликвидации гидратных пробок при положительных температурах. Иначе гидратная пробка перейдет в ледяную. Поскольку минимальная температура газа в магистральных газопроводах близка к нулю, а равновесное давление при этом для природного газа находится в пределах 1 —1,5 МПа, применение данного метода для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах оказывается неэффективным (оптимальное давление транспортируемого газа 5—7 МПа). Метод снижения давления применяется в аварийных

CK

Рис. 3.24. Зависимость коэффициента а от давления и температуры в точке образования гидратов

случаях для^разложения гидратов в газопроводе в сочетании с ингибиторами, так как в противном случае после повышения давления гидраты появляются вновь.

Рис. 3.25. График снижения температуры гидратообразования при вводе в газовый поток метанола


Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их, но при более низких температурах. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбитола (ЭК) и др. Удельный расход ингибитора для предупреждения процесса гидратообразования

qH = К -    ?».    _|_    io-»ctf2,

СуС'2

где wx и w2 — влажность газа в точке соответственно ввода и вывода ингибитора; сх, с.2 — массовая концентрация соответственно вводимого и выводимого ингибитора; а — коэффициент, определяющий отношение массового содержания ингибитора в газовой фазе к массовой концентрации ингибитора в водном растворе, контактирующем с газом (рис. 3.24). Величина с2 определяется по графику на рис. 3.25 в зависимости от требуемого снижения температуры гидратообразования АТ = Тр—7Y, где 7’р — равновесная температура гидратообразования газа; Тг — температура газа в газопроводе. Для уменьшения расхода метанола его необходимо вводить в начале зоны возможного гидратообразования в газопроводе. Экономически метанол выгодно применять при небольших расходах газа, когда из-за высоких капиталовложений нерационально использовать другие методы. Этот способ целесообразно применять также там, где гидраты образуются редко и в небольших количествах. Метанол можно вводить в сочетании с другими средствами, например с осушкой газа (при нарушении технологии осушки) или с понижением давления (с целью разложения уже образовавшихся в газопроводе отложений гидратов). Использование метанола для предупреждения образования гидратов в газопроводе при больших объемах транспортируемого газа экономически невыгодно. Ввод ингибиторов в газовый поток широко применяют на промыслах для предупреждения образования гидратов в сепараторах, теплообменниках и других дегидраторных аппаратах, а также в скважинах. При этом предпочтение следует отдать диэтиленгли-колю, так как возможность его регенерации и сравнительно небольшие потери и в большинстве случаев делают этот ингибитор наиболее экономичным.

При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. При промысловой подготовке газа к дальнему транспорту его осушают сорбционным способом или охлаждением газового потока. В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа (влажность должна составлять не более 0,05—0,1 г/м3).

3.7. СОРБЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ОСУШКИ ГАЗА

Осушка газа абсорбентами

Жидкие сорбенты — абсорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов, должны иметь высокую растворимость в воде, низкую агрессивность, стабильность по отношению к газовым компонентам, простоту регенерации, малую вязкость, низкую упругость паров при температуре контакта, слабое поглощение углеводородных компонентов газа, пониженную способность к образованию пены или эмульсий. Большинству этих требований наилучшим образом отвечают диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) и в меньшей степени этиленгликоль (ЭГ).

Диэтиленгликоль получают реакцией соединения двух молекул ЭГ с образованием молекулы воды. В химически чистом виде это бесцветная жидкость с молекулярной массой 106,12, относительной плотностью (по воде) 1,117 н температурой кипения при р = 0,1013 МПа, равной 518 К.

Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 308 К, что довольно часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой газовых месторождений с высокой пластовой температурой газа потребовался более сильный влагопо-глотитель — ТЭГ. Его получают соединением трех молекул ЭГ с образованием воды. Молекулярная масса ТЭГ — 150,17, относительная плотность (по воде) 1,1254 и температура кипения 560,4 К при р — = 0,1013 МПа.

Гликоли хорошо отбирают влагу из газов в большом интервале концентраций. Вследствие низкой упругости паров потери поглотителя незначительные (5—18 г на 1000 м3 газа у ДЭГ и 2—4 г на 1000 м3/газа у ТЭГ). Температура кипения и упругость паров воды и гликолей сильно различаются, что облегчает регенерацию поглотителя, а небольшая вязкость поглотителя облегчает работу циркуляционных насосов. Обводненные гликоли неагрессивны в коррозионном отношении. Растворимость природного газа в них незначительная: при давлениях до 15 МПа она не превышает 6 л на 1 л гликоля. При атмосферном давлении ДЭГ начинает распадаться при 437 К, а ТЭГ при 478 К- В соответствии с этим в производственных условиях степень их регенерации может достигать 96—99 %. ТЭГ имеет склонность к ценообразованию, для борьбы с этим применяют различные присадки, например моноэтаноламин.

Интенсивность процесса осушки газа гликолями находится в прямой зависимости от давления, температуры контакта газ — сорбент и концентрации сорбента.

Как было показано ранее, в газе при повышенном давлении уменьшается содержание влаги, что, естественно, приводит к снижению количества циркулирующего раствора сорбента, необходимого для осушки газа до заданной точки росы. Повышение температуры контакта газ —¦ сорбент приводит к увеличению парциального давления водяных паров над сорбентом, снижению поглотительной способности последнего и повышению точки росы осушки газа. Понижение температуры контакта газ — сорбент оказывает обратное действие, т. е. снижает точку росы осушенного газа. Однако при осушке газа жидкими сорбентами не рекомендуется применять температуру ниже 303 К в связи с повышением вязкости сорбентов и значительной трудностью их перекачки. При увеличении вязкости сорбента одновременно несколько снижается его поглотительная способность.

На поглотительную способность сорбента паров воды из газа большое влияние оказывает его концентрация: чем концентрация выше, тем ниже точка росы осушенного газа. Концентрация сорбента обычно колеблется в зависимости от требуемой степени осушки в пределах 90—99 %. Зависимость точки росы газа Тр.г от концентрации раствора сорбента сс и температуры контакта Т графически изображена на рис. 3.26.

При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа. Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше, чем потери ДЭГ, вследствие более низкой упругости паров ТЭГ.

На рис. 3.27 изображена схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая широкое распространение на газовых месторождениях. Поступающий с промысла газ проходит сепаратор /, где осаждается капельная влага, и поступает в нижнюю часть абсорбера 2. Сначала газ идет в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря большой поверхности контакта с насадками. Затем газ последовательно проходит через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4—12. Навстречу потоку газа протекает 95—97 %-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсорбер насосом 10. Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где освобождается от захваченных капель раствора и направляется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6—8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступает в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который идет на собственные нужды. Из выветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в выпарную колонну (десорбер) 12, где осуществляется регенерация раствора. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из насыщенного раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ; кипятильника-испарителя 11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и испарение воды. В кипятильнике поддерживается температура раствора гликоля в предела.. 423—433 К, а в верхней части выпарной колонны 378—380 К- Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой с температурой 303 К, что позволяет сконденсировать пары ДЭГ и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается в сепараторе 15. Отсюда газ отсасывается из конденсата вакуумным насосом 14 и направляется на сжигание. Часть полученной воды, содержащей ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания температуры 105—107 °С. Регенерированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура снижается, и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Если необходимо получить высокую концентрацию насыщенного раствора ДЭГ (98—99 %) для достижения более низких точек росы газа, то регенерацию гликолей производят под вакуумом, который создается вакуумным насосом 14.

Рис. 3.27. Схема установки осушки газа жидкими сорбентами


ГР.Г

333

322


Сг:=0%

300

277

273

255

233

______Г е

А

811.

N

сс ^

99 *!><

253

313

Рис. 3.26. Зависимость точки росы осушаемого газа от температуры контакта и концентрации водного раствора ДЭГ


Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степени зависит от потерь сорбента. Для их снижения в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тщательно сепарировать газ и водяной пар на выходе соответственно из абсорбера и десорбера и по возможности исключить пенообразование при контакте газа с абсорбентом за счет специальных добавок.

Количество концентрированного раствора абсорбента, подаваемого в поглотительную колонну, определяется из материального баланса по воде по формулам:

Wi = G(\—кг), Wi = (G + bW)(l — к2),    (3.2)

где — массовый расход воды в концентрированном растворе абсорбента; G — массовый расход концентрированного раствора абсорбента; kx — количество гликоля в концентрированном растворе; W2 — массовый расход воды в насыщенном растворе абсорбента; G + AW — массовый расход насыщенного раствора абсорбента; k2 — количество гликоля в насыщенном растворе; AW — массовое количество влаги, отбираемой из газа,

bW=Wi — W1 = Q(w1—wJ\    (3.3)

Q — объемный расход газа через абсорбер, приведенный к 273 К и 0,1013 МПа; и w2 — влажность газа соответственно на входе и выходе абсорбера.

Решая совместно уравнения (3.2) и (3.3), находим

G=Q(w1—w2) k2l{k!—&2).

Теоретическое число тарелок в абсорбере обычно определяется графическим методом путем построения ступенчатой линии между оперативной (рабочей) линией и кривой равновесия.

Для построения оперативной линии воспользуемся уравнением материального баланса всего абсорбера:

V(y1—yi) = L(x2—x1),    (3.4)

где V — число молей сухого газа, выходящего из абсорбера; уг и у2 — число молей воды на 1 моль сухого газа соответственно на входе в абсорбер и на выходе из него; L — число молей чистого сорбента, подаваемого в абсорбер; xt и х2 — число молей воды на 1 моль чистого сорбента соответственно на входе в абсорбер и выходе из него.

Из (3.4) следует

= (У\ — УЖХ* — *i)-

Это уравнение оперативной линии абсорбера; оно показывает, что наклон линии в координатах х—у определяется отношением количе-88 ства чистого абсорбента к количеству подаваемого сухого газа L/V. Таким образом, для построения оперативной линии (рис. 3.28) достаточно двух крайних точек с координатами: верхняя точка — выход насыщенного раствора абсорбента и вход влажного газа 2, уг) и нижняя точка — выход сухого газа и концентрированного раствора абсорбента (*bу2).

В то же время в абсорбере система газ—раствор абсорбента проходит через несколько равновесных состояний, число которых и будет определять необходимое теоретическое число тарелок абсорбера.

Рис.ЩЗ.28. График^ определения теоретического числа тарелок в абсорбере:

1 — оперативная прямая; 2 — кривая равновесия


В соответствии с законом Дальтона парциальное давление любого компонента в газовой фазе равно произведению его молярной концентрации на общее давление

Рв^У'Р,    (3.5)

где рй — парциальное давление водяных паров в газовой фазе; у' — молярная концентрация водяных паров в газовой фазе; р — общее давление над жидкостью.

Для жидкой фазы в первом приближении можно применить закон Рауля: рв = х'ру. в, где х' — молярная концентрация водяных паров в жидкой фазе (в долях единицы); руь — упругость паров воды в чистом виде при данной температуре.

При равновесном состоянии двухфазной системы у'р = х'ру, в. Для практических расчетов вводят понятие константы равновесия, представляющей собой отношение упругости паров ру. в к общему давлению р, т. е. k = ру. Jp. Константа равновесия k определяется в зависимости от температуры и давления по таблицам или графикам, составленным на основе экспериментальных данных. Тогда уравнение равновесия системы примет вид

y' = kx'.    (3.6)

Это уравнение позволяет по концентрации компонента в одной фазе равновесной системы определять его концентрацию в другой фазе. Чтобы получить уравнение кривой равновесия в координатах ху, переведем молярные концентрации х' и у' в долях единицы в концентрации х и у, выраженные в молях воды на 1 моль абсорбента и сухого газа соответственно: х = mjm^c, х =    +    тгвс), где

та — число молей воды; табс — число молей абсорбента.

Отсюда

х = х'1{\~х'У, х'=х/( 1+*).

Из (3.6), (3.7) и (3.8) получаем уравнение кривой равновесия

y = kx'l{\kx') = kx/[[ +л:(1—?)].

Для определения числа теоретических тарелок между оперативной линией и равновесной кривой (см. рис. 3.28) строят ступенчатую линию, изображающую переход смеси водяных паров, газа и абсорбента из состояния, характеризуемого начальными координатами (x2i */i)> к состоянию с координатами г, г/2)- Число теоретических тарелок птеор равно числу горизонтальных участков линии перехода (у ¦¦= idem). На рис. 3.28 это число равно 3,7. Рабочее число тарелок принимают равным праб = птсор/г], где т] — к. п. д. тарелок, зависящий от их конструкции.

Аналогичным образом рассчитывается десорбция (регенерация) раствора.

Диаметр абсорбера и размеры скрубберных секций назначают в зависимости от допустимой скорости в свободном сечении абсорбера и в скрубберных секциях, а также от расхода осушаемого газа. Указанные допустимые скорости газа определяются по данным опыта в зависимости от требуемой степени сепарации взвешенных капель раствора абсорбента. Они могут быть определены и по эмпирическим формулам. Так, допустимая скорость газа в свободном сечении абсорбера и = 0,82/д/р, где р — плотность газа в рабочих условиях, определяемая из уравнения состояния реального газа, р = p/(zRT). Насосы и диаметры трубопровода для циркуляции раствора, теплообменные аппараты и кипятильники подбирают и рассчитывают по известным формулам применительно к избранному режиму работы установки осушки газа.

Осушка газа адсорбентами

В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности широко применяют активированную окись алюминия и боксит, который на 50—-60 % состоит из А1203. Активизируется боксит при температуре 633 К в течение 3 ч без доступа воздуха. Поглотительная способность боксита составляет 4—6,5 % от массы. Преимущества метода: низкая точка росы осушенного газа; простота регенерации поглотителя; компактность, несложность и низкая стоимость установки. Боксит поставляется в зернах (гранулах) диаметром 2—4 мм. Насыпная масса равна 800 кг/м3. Глубина осушки зависит от степени насыщения боксита, уменьшаясь с увеличением последней. Продолжительность работы бокситовой загрузки больше года. Скорость прохождения газа через активированный боксит равна 0,5—0,6 м/с. Загрузка боксита определяется в зависимости от количества газа и содержания в нем влаги по формуле G = Qwr/a, где Q — объемный расход газа через адсорбер, приведенный к 273 К и 0,1013 МПа; х

Рис. 3.29. Схема осушки газа твердым поглотителем:

1 и Я — сепараторы; 2 и 3 — адсорберы; 4 — холодильник; 6 — газодупка; 1 — подогреватель; К — конденсат; ГВ — газ влажный; ГС — газ сухой; ГН — газ нагретый; ГНИ — газ нагретый насыщенный*, PJI — регулятор давления


влажность газа; т — продолжительность цикла поглощения; а — коэффициент активности боксита.

Схема осушки газа твердым поглотителем изображена на рис. 3.29. Влажный газ через сепаратор поступает в адсорбер, где проходит через несколько слоев активированного боксита, насыпанного на тарелки с перфорированным основанием (толщина одного слоя не превышает 60 см). Проходя через боксит, газ освобождается от влаги и направляется в газопровод. После определенного промежутка времени в зависимости от загрузки твердого поглотителя и объемной скорости газа (этот промежуток времени обычно равен 12—16 ч) адсорбер переводят на восстановление (регенерацию). Газ же переключают на второй адсорбер, который уже прошел регенерацию. Боксит регенерируют (осушают), продувая через него горячий газ. При этом из боксита выделяется вся влага, поглощенная им из газа в процессе осушки. Регенерацию боксита проводят следующим образом (на рис. 3.29 на регенерацию боксита переведен правый адсорбер 3). При пуске адсорбера на регенерацию определенное количество газа, требуемого для заполнения системы регенерации, отводят от линии сухого газа через регулятор давления РД (при давлении несколько более 0,1 МПа). Этот газ поступает сначала в холодильник и далее в сепаратор. Газодувкой под давлением не более 3 кПа газ подается в подогреватель, где он нагревается до температуры 473 К, и далее поступает в адсорбер, в котором регенерируется боксит. По выходе из адсорбера нагретый насыщенный газ поступает в холодильник, а затем в сепаратор, где отделяется влага, поглощенная в адсорбере. В результате повторных циклов регенерирующего газа (газодувка — подогреватель -адсорбер—холодильник—адсорбер—сепаратор — газодувка) боксит осушается и может снова поглощать воду из газа.

Осушка газа молекулярными ситами

Для глубокой осушки применяют молекулярные сита, обычно называемые цеолитами. Цеолиты представляют собой сложные неорганические полимеры с кристаллической структурой. Форма кристалла цеолита—куб. На каждой из шести сторон его имеются щели, через которые влага проникает во внутреннее пространство. Каждый цеолит имеет свой размер щелей, образованных атомами кислорода (от

3-10—7 до 10-10-7 мкм). Благодаря этому цеолиты способны резко избирательно сорбировать в основном мелкие молекулы, т. е. при адсорбции происходит как бы отсеивание более мелких от более крупных молекул. Мелкие молекулы проникают во внутреннее пространство кристалла и застревают в нем, а крупные молекулы не проходят и, следовательно, не будут адсорбироваться. Цеолиты, применяемые в виде порошка или гранул размером до 3 мм, обладают высокой пористостью (до 50 %) и огромной поверхностью пор. Их активность (поглотительная способность) достигает 14—16 г на 100 г цеолитов при парциальном давлении 50 Па и превышает активность силикагеля и окиси алюминия почти в 4 раза. Необходимо отметить высокую поглотительную способность цеолитов при низкой относительной влажности газа или при малом парциальном давлении водяных паров, что обеспечивает осушку газа до очень низкой точки росы (до 173 К).

Преимуществом молекулярных сит является их хорошая поглотительная способность при высоких температурах (до 373 К она уменьшается весьма незначительно). В то же время поглотительная способность силикагеля и боксита уже при температуре 311 К снижается в несколько раз, а при температуре 373 К практически равна нулю.

Для регенерации молекулярных сит используют сухой газ, нагретый до 473—573 К, который пропускают через слой цеолита в направлении, обратном движению газа при осушке. При глубокой осушке газа с большой начальной влажностью возможна двухступенчатая схема с применением обычных осушителей (гликолей и бокситов) и молекулярных сит. Цеолиты выдерживают до 5000 циклов, теряя при этом около 30 % своей поглотительной способности.

3.8. ОСУШКА ГАЗА ОХЛАЖДЕНИЕМ

Охлаждение широко применяется для осушки газа, выделения конденсата из газа газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также при получении индивидуальных компонентов газа, выделении из природного газа редких газов, сжижении газов и т. д. Низкотемпературный способ разделения газов позволяет в зависимости от глубины охлаждения извлекать от 80 до 100 % тяжелых углеводородов и осушать газ при транспортировке однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам. На практике применяют низкотемпературную сепарацию (НТС), при которой получают относительно невысокие перепады температур как за счет использования пластового давления (путем дросселирования газа), так и искусственного холода. Детандер (поршневой или турбинный) позволяет получить более глубокое охлаждение газа, а также продлить срок службы установок НТС. Применение искусственного холода (холодильных машин) в установках НТС позволяет обрабатывать газ до конца разработки месторождения, но прн этом капитальные вложения в обустройство промысла увеличиваются примерно в'1,5—2,5 раза.

Принципиальная технологическая схема НТС изображена на рис. 3.30. Сырой газ из скважины поступает на установку комплексной 92

подготовки, где после предварительного дросселирования (или без него) направляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения от капельной жидкости. Затем газ направляется в теплообменник 5 для охлаждения газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора 7. Из теплообменника газ поступает через эжектор 6 или штуцер в низкотемпературный сепаратор 7, в котором за счет понижения температуры в теплообменнике и на штуцере (эжекторе) выделяется жидкость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает продукцию скважины и направляется в промысловый газосборный коллектор. Нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора (например, диэтиленгликоля ДЭГ), предотвращающий гидратообразование, из сепаратора первой ступени 3 поступают в конденсатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разделение конденсата и водного раствора ДЭГа. Затем конденсат через теплообменник 9 подается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор ДЭГа направляется через емкость 11 и фильтр 12 для очистки от механических примесей в регенерационную установку 13, после чего регенерированный гликоль из установки с помощью насоса 19 подается в шлейфы для предотвращения образования гидратов в них. Поток нестабильного углеводородного конденсата и водного раствора ДЭГа направляется в разделительную емкость 15 через межтрубное пространство теплообменников, где охлаждает нестабильный конденсат, поступающий из емкости 10 для впрыскивания в газовый поток. Водный раствор гликоля через фильтр поступает в установку регенерации 14, после чего насосом 19 подается в газовый поток перед теплообменником 5. Конденсат из разделительной емкости 15 направляется через межтрубное пространство теплообменника 18 в деэтанизатор 16. Установка деэтанизации состоит из тарельчатой колонны, печи 17 и теплообменника 18. Заданная температура в нижней части деэтанизатора поддерживается с помощью теплообменника 18, в котором стабильный конденсат (нижний продукт деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры 433 К, отдает тепло насыщенному конденсату, поступающему из емкости 15. Охлажденный стабильный конденсат подается в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного нестабильного конденсата на верхнюю тарелку стабилизатора. В этом случае деэтанизатор работает в режиме абсорбционно-отпарной колонны.

Если предусматривается транспортировка конденсата в железнодорожных цистернах, то стабилизация его проводится в ректификационной колонне, работающей в режиме либо частичной, либо полной дебутанизации. Газ выветривания (дегазации) из емкости 15 и газ деэтанизатора 16 через штуцер поступает в общий поток. Если давление недостаточно, то предусматривают компрессор 8. Газ дегазации из емкости 10 также возвращается в общий поток. Периодический контроль за дебитами газа и жидкости осуществляется с помощью сепаратора 1, на выкидной линии которого установлены замерная диафрагма и конденсатосборник-разделитель 2 со счетчиками. Если на устье скважины температура газа достаточно высока и на его пути до газосборного пункта гидраты не образуются, то схеме подготовки газа упрощается. На период добычи, когда требуются дополнительные источники холода на установке НТС для обеспечения требуемой точки росы газа, в схеме вместо штуцера устанавливают турбодетандер, использование которого дает эффект по снижению температуры, больший в 3—4 раза, чем при обычном дросселировании. В этом случае в схеме предусматривается сепаратор второй ступени, предназначенный для отделения жидкости от газа, поступающего в турбодетандер. Осушенный газ из межтрубного пространства теплообменника 5 поступает на прием компрессора, установленного ¦ а одном валу с турбодетандером, и далее в промысловый коллектор.

Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями. В частности, дополнительно к теплообменнику 5 устанавливают воздушный или водяной холодильник. По мере снижения пластового давления для поддержания постоянной температуры сепарации газа на установках НТС требуется последовательное увеличение поверхности теплообменников, что приводит к необходимости перестройки установки. Однако наступает такой период, когда это становится нерациональным. В таком случае вводят холод извне либо применяют другие способы подготовки газа.

Эффективность работы НТС любого типа существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях принимается давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа определяется экспериментальным путем. Для обеспечения однофазного движения газа по магистральным трубопроводам температура сепарации выбирается с учетом теплового режима работы газопровода.

Природный газ, очищенный от сероводорода, не имеет ни цвета, пи запаха. Поэтому обнаружить утечку газа довольно трудно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и использования газа, его одорируют, т. е. придают ему резкий и неприятный запах. Для этой цели в газ вводят специальные одоранты, и продукты их сгорания должны быть физиологически безвредными, достаточно летучими (низкая температура кипения), не должны вызывать коррозию, химически взаимодействовать с газом, поглощаться водой или углеводородным конденсатом, сильно сорбироваться почвой или предметами, находящимися в помещениях. Одоранты должны быть недорогими. Этим требованиям в наибольшей степени удовлетворяет этилмеркаптан. Однако при использовании этилмеркаптана следует учитывать присущие ему недостатки. Так, по токсичности он равноценен сероводороду; если газ идет на химическую переработку, то необходимо очищать его от меркаптана, так как последний отравляет катализаторы. Этилмеркаптан химически взаимодействует е окислами металла, поэтому при транспорте одорированного газа запах его постепенно ослабевает.

Кроме этилмеркаптана также используют сульфан, метилмеркап-тан, пропилмеркаптан, калодорант, пенталарам и др. В качестве одоранта также применяют смесь меркаптанов, получаемых при очистке природного газа с высоким содержанием серы и сернистых соединений. Одоризацию газа проводят на головных сооружениях газопровода и газораспределительных стаициях.

Концентрация паров одоранта в газе должна быть такой, чтобы резкий запах ощущался при объемной концентрации газа, не превышающей 1/5 от нижнего предела взрываемости. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана составляет 16 г на 1000 м3 газа. В летнее время расход одоранта примерно в 2 раза меньше, чем зимой.

одоризатор с ди-

2 — фильтр-отс гоii • поплавковая каме-тон* У —


Рис. 3.31. Капельный афрагмой:

I    — бачок для одоранта; пик; «3 — поплавок; 4 — ра; 5, 8 — соединительные трубки; в -кая диафрагма; 7 — смотровое стекло; диафрагма в газопроводе; 10 — газопровод;

II    — ручной насос; 12 — запасная емкость


Рис. 3.32. Испарительный (фитильный) одоризатор:

1 — диафрагма; 2 — газопровод; 3 — рс-ЭсрВуНр! 4 — ВСрТИКаЛЬНО ПОДВбШСМПЫС фитили; 5— регулировочный вентиль; 6 — мерное стекло


Рис. 3.33. Барботажный одоризатор;

J — диафрагма; 2 — барботажиая камера; 3 — газопровод; 4 — трубка, подводящая газ под давлением; 5 — тарелка; 6 — клапан; 7 — питательная трубка; 8 — фильтр; 9 — трубка, подводящая газ в барботажную камеру; 10 —поплавок регулятора уровня; 11 — вентиль; 12 — этилмеркаптан; 13 — расходный бак; 14 — трубка, подводящая этилмеркап-тан со склада; 15 — манометр; 16 — стеклянная трубка указателя уровня; 17 — емкость одоризатора; 18 — отбойник брызг; 19 — регулировочный вентиль; 20 — сливноА кран; 21 — трубка, отводящая газ

?? Устройства, при помощи которых одорант вводится в поток газа, называются одоризаторами. Они бывают капельные, испарительные и барботажные. Капельными одоризаторами одорант вводится в газопровод каплями или тонкой струей (рис. 3.31). Одоризатор действует за счет перепада давления, создаваемого диафрагмой. Одорант из поплавковой камеры проходит через диафрагму, смотровое стекло и по трубке поступает в газопровод. В поплавковой камере все время сохраняется постоянный уровень. Расход одоранта можно изменять при помощи сменной диафрагмы.

Наибольшее распространение имеют испарительные (фитильные) и барботажные одоризаторы (рис. 3.32). В резервуар с одорантом частично погружены фланелевые полосы. Над поверхностью одоранта между полосами фланели проходит газ и насыщается одорантом. Резервуар снабжен подогревателем (на схеме не показан). Температура одоранта, от которой зависит интенсивность испарения (а следовательно, и степень одоризации), поддерживается терморегулятором.

Барботажный одоризатор изображен на рис. 3.33. Из газопровода 3 часть газа попадает в барботажную камеру 2, в которой происходит насыщение газа одорантом, поступающим из расходного бака 13. При помощи поплавкового регулятора в барботажной камере поддерживается постоянный уровень. Отсюда газ проходит через емкость одоризатора 17, входит в газопровод сзади диафрагмы 1, создающей перепад давления для прохождения газа через одоризатор. Капли не-испарившегося одоранта, захватываемые газом из барботажной камеры, оседают на дно емкости 17. Накапливающийся там одорант 96

о

сливается через кран 20. Регулирование степени одоризации осуществляется вентилем 19.


Однако для рассмотренных одоризаторов характерно отсутствие прямой пропорциональной зависимости расхода одоранта от расхода газа, так как ввод одоранта происходит под действием меняющегося столба жидкости, не зависящего от количества проходящего газа. При колебании расхода в течение суток часто приходится менять режим работы установки. Регулировку выполняют вручную игольчатым вентилем, поэтому точность дозирования зависит от опытности обслуживающего персонала.

На некоторых газораспределительных станциях внедрены полуавтоматические установки одоризации газа, которые просты по конструкции, надежны в работе и обеспечивают практически полную пропорциональную зависимость расхода одоранта от расхода газа. Установка работает следующим образом (рис. 3.34). На пути газового потока в газопроводе установлена диафрагма 9, на которой создается определенный перепад давления в зависимости от расхода газа. Газ с давлением рх до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создает давление на столб одоранта, равное ргH$g. Одорант из бачка 3 через фильтр 2 и калибровочное сопло 1 впрыскивается в газопровод за диафрагмой с давлением р2. Давление впрыскивания меняется в зависимости от количества газа, проходящего через диафрагму, н этим достигается пропорциональность расхода одоранта и газа. Уровнемерное стекло 4 используется для наблюдения за расходом одоранта. Емкость 8, предназначенная для заполнения бачка деодорантом, снабжена предохранительным клапаном 5. Давление заполнения бачка поддерживается редуктором 7 и контролируется по манометру 6. При монтаже фланец с соплом крепится к фланцу задвижки 10, что позволяет заменять и чистить сопла. Диаметр сопла подбирается по формуле

где G — расход одоранта на 1000 м3; <р — коэффициент истечения, Ф = 0,82; р„ — давление истечения одоранта.

Изменение степени одоризации достигается за счет изменения диаметра сопла. Степень одоризации определяется хроматографическими методами.

3.10. ОЧИСТКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ОТ СЕРНИСТЫХ СОЕДИНЕНИЙ И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Природные газы многих месторождений содержат в своем составе сернистые компоненты и углекислый газ, так называемые кислые газы. Сернистые соединения отравляют катализаторы в процессах переработки газа, при сгорании образуют S02 и S03, высокое содержание которых в воздухе опасно для человека и окружающей среды. Сероводород H2S и углекислый газ С02 в присутствии воды вызывают коррозию стальных труб, оборудования трубопроводов, компрессорных машин и пр. Их присутствие ускоряет гидратообразование. Требования к газу, подаваемому потребителям, по содержанию сернистых компонентов постоянно возрастают. В настоящее время допускается содержание H2S в природном газе не более 5,7 мг/м3, общей серы не более 50 мг/м3, углекислого газа С02 —до 2 %. Сернистые компоненты природного газа и в первую очередь H2S служат отличным сырьем для производства серы. Из сероводорода природного газа получается наиболее чистая и дешевая сера. Современные процессы очистки сернистого природного газа связаны с производством серы и обеспечением чистоты воздушного бассейна.

Ю YL i-lllllflllb

ж


ж

У


,С1

10

Т

ш

Ш

Рис. 3.35. Схема очистки природного газа методом химической абсорбции:

/ — сырьевой газ; 11 — очищенный газ; /// — насыщенный абсорбент; IV — регенериро^ ванный абсорбент; V — газ выветривания; VI — кислый газ; 1 — входной сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — гидравлическая турбина; 4 — насос; 5 — выветриватель; 6 — промежуточная емкость; 7 — теплообменник; 8 — фильтр; 9 — десорбер 10 — воздушный холодильник

11 — сепаратор рефлюкса

Рис. 3.36. Схема процесса физической абсорбции:

/ — исходный газ; // — насыщенный абсорбент; III — груборегенернрованный абсорбент; JV — тонкорегенерированный абсорбент; V — очищенный газ; VI — рецикловый газ; VII — газ выветривания среднего давления; VIII — кислый газ; IX — воздух или инертный газ; I — абсорбер; 2 — турбина снижения давления; 3 — холодильник; 4, 5 и 6 — первая, вторая и третья ступени выветривания соответственно; 7 — отпарная колонна; 8 — воздуходувка; 9 — насос; 10 — теплообменник

Традиционные схемы очистки больших объемов газа включают процессы извлечения кислых компонентов (производство очищенного газа), переработку кислых газов в серу, очистку или сжигание отходящих газов и очистку газов сгорания.

Для извлечения кислых компонентов из природного газа применяют главным образом абсорбционные регенеративные процессы. В процессе химической или физической абсорбции из газа извлекаются кислые компоненты. При регенерации насыщенного абсорбента получается поток кислого газа, направляемый на установку производства серы.

В процессах химической абсорбции применяют водные растворы поглотителей, которые вступают в обратимую реакцию с кислыми компонентами газа. В качестве химических поглотителей используют моноэтаноламин, диэтаноламин, диизопропаноламин, дигли-кольамин, растворы солей^щелочных металлов, растворы солей аминокислот и др. Схема процесса, типичная для химической абсорбции, изображена на рис. 3.35.

В частности, часто применяют моноэтаноламиновый процесс, характеризующийся высокой реакционной способностью поглотителя, его хорошей химической устойчивостью и небольшими капитальными вложениями. Реакцию взаимодействия моноэтаноламина с H2S и СОа можно представить уравнениями

2C2H5ONH2 + H2S^ [(QHbONFy Н|2 S,

2c2h6onhs + н2о+co2    [(c2h5onh2):hi3;co3.

Во избежание коррозии оборудования концентрация моноэтаноламина в растворе с водой не превышает 15—20 %.

При физической абсорбции кислых газов из потоков природного газа используются органические растворители: метанол, пропилен-карбонат, диметиловый эфир полиэтиленгликоля и др. Процессы физической абсорбции характеризуются высокой степенью насыщения

Рис. 3.37. Схема установки Клауса с однопоточным процессом:

/ — кислый газ; 2 — воздух; 3 — горелка и реакционная камера; 4 — котел-утилизатор; 5, 15 — пар (высокое давление); 6 — обводная линия горячего газа; 7, 12 — пар (низкое давление); 8, ft, 14 — конденсаторы; 9 — сера; 10 и /3 — первый и второй каталитические конверторы соответственно; 16 — «хвостовой* газ

абсорбента кислыми газами и соответственно низкими скоростями циркуляции поглотителя, низкими энергозатратами, небольшими габаритами оборудования и его простотой. Схема, типичная для процесса физической абсорбции, изображена на рис. 3.36.

Выбор растворителя основывается на составе, температуре и давлении исходного газа, последующей его обработке и требований к качеству очищенного газа.

Вторая операция при очистке природного газа — получение серы из сернистых соединений. При обработке больших потоков природного газа чаще всего используются различные модификации процесса Клауса, основанного на каталитической реакции кислорода воздуха с сероводородом, поступающим из регенерационной колонны абсорбционных процессов, при повышенной температуре. Реакция Клауса протекает в две стадии по уравнениям

2H2S + 302 ч=ь 2Н20 -f 2S03 + 520 кДж;

4H2S -f- 2S02    4Н20 -f- 6S + 105 кДж; 1

6H2S + 302    6Н40    +    6S    +    625    кДж.

Для увеличения выхода серы процесс проводится в соответствии с двумя стадиями реакции. Сначала в печи Клауса при высокой температуре сжигается часть H2S с получением S02. В результате очень высокой температуры и некаталитического сжигания H2S с воздухом получается непосредственно сера с выходом около 60 %. После высокотемпературного сжигания и утилизации теплоты продуктов горения устанавливается один или несколько каталитических конвертеров Клауса (рис. 3.37), где оставшийся H2S взаимодействует с S02. Снижение температуры каталитической реакции способствует повышению выхода серы. При очистке отходящих с установок Клауса газов возможны два варианта. В одном случае газы, отходящие с установок Клауса, подаются непосредственно в установку доочистки, в другом — они предварительно сжигаются до превращения всех сернистых соединений в S02 и только после этого поступают на установку доочистки.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных задач:

определения экономически наивыгоднейших параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и числе нефтеперекачивающих станций);

определения местонахождения станций на трассе нефтепровода;

расчета режимов эксплуатации нефтепровода.

Экономически наивыгоднейшие параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов нефтепровода по рекомендуемым для заданной пропускной способности диаметра трубопровода. При нескольких значениях диаметра выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, т. е. экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих станций определяют графически на сжатом профиле трассы. В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефтепровода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; решается вопрос о регулировании работы нефтепровода.

4.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДА

Для расчета нефтепровода необходимы следующие данные: пропускная способность; зависимость вязкости и плотности нефти от температуры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; механические свойства материала труб; технико-экономические показатели и чертеж сжатого профиля трассы.

Пропускная способность нефтепровода дается в задании на проектирование.

Пропускная способность—основной фактор, определяющий диаметр трубопровода и давление на станциях. В нормах технологического проектирования даются значения диаметра трубопровода и давления на нефтеперекачивающих станциях в зависимости от пропускной способности.

Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами. Плотность р измеряют обычно при 293 К. При других температурах Рт-= р—? —293), где ?— температурная поправка, ? = = 1,825—0,001317 р (плотность р должна быть выражена в кг/м3).

Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость vT при нужной (расчетной) температуре Т может быть определена по формуле

vT = v0exp f — и (Т—Т0)],

где v0 — кинематическая вязкость при температуре Т0; и — показатель крутизны вискограммы. Для определения величины и кроме v0 и Т0 достаточно иметь еще одно значение вязкости при какой-либо другой температуре.

Расчетной температурой считают наинизшую температуру, которую принимает поток нефти в трубопроводе. Эта температура определяется наинизшей температурой грунта на глубине заложения трубопровода с учетом самонагревания потока в результате трения. Температура грунта на глубине заложения трубопровода определяется по материалам изысканий.

Механические свойства материала труб указываются в соответствующем ГОСТе.

В капитальные затраты на линейную часть входит как стоимость труб, так и стоимость всех работ по сооружению трубопровода (сварка, изоляция, рытье траншей и т. д.). В капитальные затраты на станции входит стоимость оборудования, трубопроводных коммуникаций, зданий и т. д., а для головных станций, кроме того,— стоимость резер-вуарного парка. На линейную часть приходится около 80 % суммарных капитальных затрат. Около 45—50 % от капитальных затрат на линейную часть составляет стоимость труб.

Эксплуатационные расходы состоят из следующих основных статей: отчислений на амортизацию, текущий ремонт, расходов на электроэнергию, смазку, воду, отопление, электроэнергию на собственные нужды, зарплаты, содержания охраны, управления, прочих расходов. Первые три статьи расходов — главные. На амортизацию и текущий ремонт приходится 30—40 % всех расходов. Затраты на электроэнергию составляют 40—60 %.

Суммарные эксплуатационные расходы определяют себестоимость перекачки — важнейший показатель, характеризующий экономичность работы нефтепровода.

При определении эксплуатационных расходов для выбора экономически наивыгоднейшего варианта можно идти обратным путем: их можно вычислить по себестоимости перекачки, указанной в нормах технологического проектирования: Э = CQL, где С — себестоимость перекачки; Q — пропускная способность; L — протяженность нефтепровода.

Профиль трассы (рис. 4.1) используют при определении расчетной длины трубопровода и разности геодезических высот. На профиле ведется расстановка нефтеперекачивающих станций (НПС). Профиль— чертеж, на котором отложены и соединены между собой характерные точки трассы. Расстояния от начального пункта и геодезические высоты этих точек — их координаты. Таким образом, расстояние между какими-либо двумя точками определяется не длиной соединяющей

Рис. 4.1. Профиль трассы

их линии, а ее проекцией на ось абсцисс. Иными словами, расстояния на профиле откладываются по горизонтали. Это очень важно иметь в виду.

Профиль трассы вычерчивается сжатым: масштаб по вертикали крупнее, чем по горизонтали. Поэтому все возвышенности и впадины на трассе выступают резко, чертеж получается наглядным.

4.2. ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДА

Установившееся движение жидкости в трубопроводе описывается уравнением

где p —давление; p — плотность жидкости; X — коэффициент гидравлического сопротивления; х — длина; D — диаметр трубопровода; w — средняя скорость движения жидкости; g — ускорение свободного падения; г — нивелирная высота.

Величина dpiр представляет собой работу перемещения жидкости на участке dx, отнесенную к единице массы. Эта работа расходуется на преодоление сил трения [A, (dx/D) (w2/2) ], на изменение кинетической энергии жидкости (dw2l2) и на подъем жидкости на высоту dz. Учитывая, что р = idem (капельная жидкость) и что в этом случае при постоянном диаметре трубопровода dw2/2 = 0, после интегрирования получаем

где L — расстояние между точками 1 и 2, т. е. длина трубопровода; Аг = г2z! — разность геодезических высот конца и начала трубопровода.

В уравнении (4.3) каждый член представляет собой работу, отнесенную уже не к единице массы, а к единице веса жидкости, т. е. высоту. Величина ргg) представляет собой высоту Ни на которую жидкость поднимается в пьезометре под действием избыточного давления рх в начальной точке трубопровода, р2 (pg) — высоту Я.2. Произведя замену

1 — Нг=Н,

Р В

получим


(4.4)

H = hx + Az.


или


В общем случае величину Н (или pf(pg)) называют напором (единица напора — метр). Смысл этого уравнения такой. Разность напора в начальной и конечной точках трубопровода Н — общая (суммарная) потеря напора. Она складывается из потери напора на трение

(формула Дарси — Вейсбаха) и разности геодезических высот Дг.

Коэффициент гидравлического сопротивления X является функцией числа Рейнольдса Re = wD/v и относительной шероховатости k/D; k — эквивалентная абсолютная шероховатость, характеризует влияние состояния внутренней поверхности трубопровода на гидравлическое сопротивление.

При ламинарном и турбулентном течениях в зоне сравнительно небольших Re выступы шероховатости плавно обтекаются потоком жидкости, шероховатость не влияет на потерю напора и коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от числа Рейнольдса. С увеличением Re коэффициент X уменьшается. Область, в которой X — X (Re), называется областью гладкого трения. Увеличение числа Рейнольдса приводит к тому, что от бугорков шероховатости начинают отрываться вихри. Это явление наступает тем раньше, чем больше шероховатость. Теперь сопротивление течению жидкости зависит не только от числа Рейнольдса, но и от шероховатости.

Область, в которой X = X (Re, k/D), называется областью смешанного трения. Здесь с увеличением Re его влияние на X постепенно уменьшается, а влияние k/D возрастает (увеличивается интенсивность вихреобразования у выступов шероховатости).

При большом числе Рейнольдса коэффициент X перестает зависеть от него.

Область, в которой к = к (k/D), называется областью совершенно шероховатого трения или областью квадратичного режима движения, так как здесь к — постоянная величина и потеря напора прямо пропорциональна квадрату скорости.

При ламинарном течении (Re <2000) коэффициент гидравлического сопротивления находят по формуле Стокса: к = 64/Re. Ламинарный режим бывает при перекачке вязкой нефти. Для вычисления к при турбулентном режиме (Re >3000) в зоне гладкого трения служит

эмпирическая формула Блазиуса: к = 0,3164/>/Re. Обычно этой формулой пользуются при расчете нефтепроводов для нефти средней вязкости.

При расчете трубопроводов для перекачки светлых нефтепродуктов в ряде случаев приближенно можно считать, что режим течения квадратичный. При квадратичном законе трения А. Д. Альтшуль рекомендует пользоваться формулой Шифринсона: Я, = 0,11 (k/D)0'25.

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления в зоне смешанного трения применяют «универсальные» формулы. Их структура такова, что при малых числах Рейнольдса они обращаются в формулы к = к (Re), а при больших — переходят в формулы к = = к (k/D). Впервые такого типа формула была предложена Кольбру-ком и Уайтом:

ф. 1 X7D ReVT J

Результаты вычислений к по формуле Кольбрука и'Уайта хорошо совпадают с опытными данными, полученными на технических трубопроводах. Но эта формула имеет существенный недостаток: при вычислении к необходимо прибегать к методу последовательных приближений.

От этого недостатка свободны аналогичные формулы (дающие практически такие же результаты), предложенные Н. 3. Френкелем

И. А. Исаевым

—¦—=—1,8 igr(-JL_y-"+W-1-

LV 3,7D J T Re J

Особой простотой отличается формула Альтшуля

х=о,п (—+—У’25*

\D Re /

А. Д. Альтшуль указывает, что при Re k/D <10 она практически совпадает с формулой Блазиуса, а при Re k/D >500 — с формулой Шифринсона. Таким образом, Re k/D — 10 можно считать границей между областями гладкого и смешанного трения, Re k/D = 500 —

105

границей между областями смешанного и совершенно шероховатого трения.

А. Д. Альтшуль рекомендует следующие значения эквшзалентной шероховатости: для новых бесшовных стальных труб k = 0,01 — —0,02 мм, после нескольких лет эксплуатации k = 0,15—0,3; для новых сварных стальных труб k = 0,03—0,1, с незначительной коррозией после чистки — k = 0,1—0,2.

Для магистральных нефтепроводов диаметром до 377 мм принято, что k = 0,125 мм, а для труб большего диаметра k = 0,1 мм.

Формулы Стокса, Блазиуса и Шифринсона имеют следующий общий вид:

X=.4./Rem,    (4.6)

где А и т — постоянные величины, т называется показателем режима движения жидкости.

Поставив (4.6) в уравнение Дарси—Вейсбаха (4.5) и учитывая Re = 4Q/(nDv), получим обобщенную формулу Лейбензона

Л2—mvm

hx = р-5--— L,

т r D5-m

где

8 А


г 4тя2-mg

Формула Лейбензона применяется в тех случаях, когда зависимость hx от Q должна быть выражена в явном виде.

Величины т, А и р приведены в табл. 4.1.

На графике lg X = / (lg Re) зависимость (4.6) для указанных в таблице режимов течения выглядит в виде прямых линий, тангенс угла наклона которых к оси lg Re равен т. В области смешанного трения, где X зависит не только от Re, но и от относительной шероховатости kID, линия lg X — / (lg Re) оказывается плавной кривой. Показатель режима течения т в этой области — переменная величина. Последнее обстоятельство исключает возможность использования формулы Лейбензона в области смешанного трения. Это большой недостаток, так как область смешанного трения охватывает широкий

Таблица 4.1

Режим

т

А

0, С5

Ламинарный

1

64

128 -4,15 ng

Турбулентный в зоне Блазиуса

0,25

0,3164

0,241 - 0,026 g

Область квадратичного закона трения

0

X

- 0,0827b

n2g

Рис. 4.2. График зависимости lg А, =

= f (lg Re)


интервал чисел Рейнольдса, при которых обычно ведутся перекачки маловязких нефтей и светлых нефтепродуктов. Однако ценой некоторой потери в точности расчетов этот недостаток может быть устранен.

Отметим на графике lg к = f (lg Re) (рис. 4.2) цифрой 1 точку на прямой Блазиуса, где Rex = 10 (k/D)~l, и цифрой 2 точку на прямой Шифринсона, где Re2 = 500 (k/D)~l (границы области смешанного трения). Подставив Rej в формулу Блазиуса, a Re2 в формулу Шифринсона, найдем Ig^j и lg/Ц — ординаты точек 1 и 2. Теперь проведем через точки 1 и 2 прямую. Ее уравнение приводится к виду

lg к = 0,127 lg k/D—0,627 — 0,123 lg Re.

Приняв 100'127 */-0—0.627 = получим

к~- /4/Re0,123.    (4.7)

Очевидно, замена кривой lg к = / (lg Re) прямой 1—2 равносильна замене формулы Альтшуля формулой (4.7). Это дает возможность распространить формулу Лейбензона и на область смешанного трения. Для этой области в соответствии с (4.7) т — 0,123. Коэффициент fi будет зависеть от k/D (так как от k/D зависит Л).

Его нетрудно вычислить по формуле

8 =-—-= 0,0802 • 10°'1271* ыо-0,627

r 4mn2~mg

4.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ УКЛОН В МАГИСТРАЛИ И НА УЧАСТКАХ С ЛУПИНГАМИ И ВСТАВКАМИ

Отложим вверх по вертикали от начальной и конечной точек профиля трассы напоры Н1 = pJipg) и #2 = pt/(pg) (рис. 4.3). Концы полученных отрезков Нг и Я2 соединим прямой. Тангенс угла наклона этой прямой называется гидравлическим уклоном г. Предполагается, что диаметр трубопровода — одинаковый по всей длине, местных сопротивлений нет, расход по длине не изменяется. Из чертежа видно, что i = (HlH2—Az)/L. Но в соответствии с (4.4) Нг—Я2—Дг = /гт. Следовательно, физический смысл гидравлического уклона — по-

Рис. 4.3. Схема к определению Рис. 4.4. Гидравлический уклон на раз-гидравлического уклона    личных    участках трубопровода

теря напора на трение, приходящаяся на единицу длины трубопровода:


i = X-

D 2g

или по Лейбензону

q2-mvm

; = р


Удобно пользоваться следующей компактной формулой: i = /Q2""1, где / = $vm/Db~m.

Прямая, соединяющая концы отрезков Нt и //2, называется линией гидравлического уклона. Она показывает распределение напоров (а следовательно, и давлений) по длине трубопровода. Если на каком-либо участке трассы проложен параллельный трубопровод (лупинг) или трубопровод другого диаметра (вставка), то гидравлический уклон на нем будет отличаться от гидравлического уклона магистрали. Найдем соотношения между гидравлическими уклонами лупинга, вставки и магистрали. Будем считать, что режимы движения нефти в них одинаковы.

Пользуясь обозначениями рис. 4.4, имеем: гидравлический уклон магистрали

a‘Q2~mvm

1 ~ Р-— •

гидравлический! уклон луиингованного участка

g2-mvm    ^2-mvm

Р-

гл = ico,

[1 + (0л/0)5—m/2—m ]2—m

Если Бл = D, то со = 1/22_/п. В этом случае при ламинарном режиме со = 0,5, при турбулентном режиме в зоне Блазиуса и = 0,297, для квадратичной области и = 0,25.

Аналогично для вставки

Потеря напора на трение для трубопровода с лупингом будет складываться из потерь напора на одиночном и сдвоенном (лупингован-ном) участках: /ц = i (Lх) + i„x, где * — длина лупинга.

Учитывая (4.8), можно также написать, что hx = i [L—х (1—со)]. Полная потеря напора для трубопровода с лупингом

Н = i\Lx(l — со)] + Az.

(4.9)


Для трубопровода со вставкой выражение для потери напора имеет аналогичный вид.

Далее для краткости вместо (4.9) будем писать Н — iL + Дг, имея в виду, что при необходимости всегда L можно заменить на L—л; (1—со) или на L—х (1 — Q).

Если надо потерю напора выразить в зависимости от Q, то будем пользоваться формулой

|2—ni vm

\L + Az


(4.10)

или

H = fQ2~mL + Az.

(4.11)


Лупинги или вставки прокладывают в тех случаях, когда необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода. Очевидно, что для действующего нефтепровода реальной оказывается лишь прокладка лупинга. При проектировании же требуемый эффект может быть достигнут как при помощи лупингов, так и при помощи вставок. Наилучший вариант может быть определен сравнением капитальных затрат на сооружение. Специальные расчеты позволили сделать следующий вывод. По металлозатратам во всех имеющих практическое значение случаях вставки оказываются выгоднее лупингов. При этом расход металла на вставки уменьшается с уменьшением их диаметра.

4.4. ВСАСЫВАЮЩИЙ УЧАСТОК- ПЕРЕВАЛЬНЫЕ ТОЧКИ И РАСЧЕТНАЯ ДЛИНА НЕФТЕПРОВОДА

Участок нефтепровода, подводящий нефть к насосу, называется всасывающим. Основное требование, предъявляемое к всасывающему трубопроводу, состоит в том, что ни в одной его точке давление не должно быть ниже упругости паров перекачиваемой нефти. В противном случае в точках с низким давлением нефть закипает, образуются паровые пробки, сильно затрудняющие перекачку. Пониженное давление в конечной точке всасывающего трубопровода, т. е. во входном патрубке насоса, может вызвать кавитацию. При кавитационном режиме из протекающей в насосе жидкости выделяются пузырьки паров и затем разрушаются, схлопываются (закипание и затем конденсация). В результате появляется шум, возрастает износ, снижается к. п. д., уменьшается подача. Но повышение давления на всасывающей стороне насоса (насосной станции) приводит к возрастанию давления на нагнетательной стороне, т. е. к ничем не оправданному увеличению механической нагрузки на трубопровод. Из сказанного следует, что давление во всасывающем патрубке насоса должно быть предельно низким, но при этом обеспечивающим режим работы без кавитации.

Очевидно, что соответствующий этому давлению допускаемый напор во входном патрубке насоса (принято обозначать его Hs) может быть выражен в виде Hs = py/(pg) + ДhAon. Здесь ру — давление насыщенных паров перекачиваемой нефти (упругость паров); А/гдоп — допускаемый кавитационный запас; определяется экспериментально. Он включает в себя потерю напора от входного патрубка до области пониженного давления в насосе и напор в этой области, гарантирующий отсутствие кавитации. Кривые зависимости Д/гд0п от расхода совмещают с характеристиками насосов Н = Н (Q).

Возвышенность на трассе, от которой нефть приходит на конечный пункт нефтепровода самотеком, называется перевальной точкой. Таких точек может быть несколько (рис. 4.5). Расстояние от начального пункта нефтепровода до ближайшей из них л называется расчетной длиной нефтепровода Ьрасч. При гидравлическом расчете длина нефтепровода принимается равной расчетной, разность отметок Дz — равной превышению перевальной точки над начальным пунктом трассы. Для нахождения перевальной точки проведем от конечного пункта трассы К линию гидравлического уклона / до пересечения ее с профилем. Затем вычертим параллельную линию 2 с расчетом, чтобы она касалась профиля, нигде его не пересекая. Место касания линии гидравлического уклона 2 с профилем трассы — перевальная точка л, определяющая расчетную длину нефтепровода. Если линия гидравлического уклона, проведенная из конечной точки трассы, нигде не пересекается с профилем и не касается его (на рис. 4.5 — пунктир ная линия), перевальная точка отсутствует и расчетная длина равна полной длине нефтепровода. Перевальная точка может оказаться не только между последней станцией и конечным пунктом нефтепровода, но и на перегоне между промежуточными НПС. При соответст

вующем профиле перевальная точка может появиться при изменении режима работы нефтепровода: при отключении какой-либо станции или при изменении вязкости перекачиваемой нефти.

¦К

Рис. 4.6. Схема течения нефти за перевальной точкой


Рис. 4.5. Схема к определению перевальной точки


Рассмотрим движение нефти за перевальной точкой. В промежутке трассы от перевальной" точки до конечного пункта выделим два участка: пА длиной 11 и АК длиной /2 (рис. 4.6). На последнем из них самотечное движение нефти обеспечивается разностью высот точек А и К'.    = Агл_к. На участке пА, как видно из чертежа, Агя._л>г71

на величину я С. Но это противоречит условию баланса потерянного Иг и активного Аг„_л напоров. Следовательно, на участке я А гидравлический уклон должен быть больше i. Это возможно только в случае увеличения скорости движения нефти на участке пА. Из уравнения сплошности Q = wF видно, что с увеличением скорости живое сечение потока F должно уменьшаться. Следовательно, от перевальной точки до пункта А (см. рис. 4.6) нефть будет течь при частичном заполнении поперечного сечения трубопровода. При этом (Агл_кИг) Qpg представляет собой мощность, расходуемую непроизводительно. Пространство, свободное от нефти, будет занято выделившимися из нее парами и растворенными газами. Во избежание разрыва сплошности потока на конечном пункте (или на НПС, куда приходит нефть с перевальной точки) следует поддерживать давление, обеспечивающее некоторый запас напора на перевальной точке. Обычно этот запас принимают равным 10 м.

4.5. ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБОПРОВОДА.^

ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСА И НАСОСНОЙ СТАНЦИИ,

СОВМЕЩЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА 1

Характеристикой трубопровода называется зависимость потери напора от расхода. Уравнение (4.10) или (4.11) — аналитическое выражение этой зависимости. Характеристика трубопровода изображена

/ наго течения


/Область

"гпурбдлент


t:

Область

Ламинарного

течения

Q

на рис. 4.7. Начальная точка характеристики — конец отрезка Az, откладываемого по оси Я вверх, если z2>2г или вниз, если z2 <Zi. Величины v, L и D определяют крутизну характеристики. Чем больше вязкость перекачиваемой жидкости, протяженность трубопровода и чем меньше его диаметр, тем характеристика круче. При расчетах нет нужды вычерчивать характеристику от начальной точки, соответствующей Q = 0. Вполне достаточно построить характеристику трубопровода по трем или даже двум точкам, находящимся в узком диапазоне расходов, ожидаемых при эксплуатации рассчитываемого трубопровода.

Характеристикой насоса называется зависимость развиваемого им напора Я от подачи Q. Для центробежных насосов, применяемых на магистральных нефтепроводах, характеристики имеют вид пологопадающих кривых. Участок характеристики, соответствующий наиболее высоким значениям к. п. д.,— рабочая область. Для этой области зависимость Я от Q очень удачно аппроксимируется выражением

(4.12)


Я = аbQ2.

Однако, когда бывает необходимо совместно решать уравнения характеристик насоса (насосной станции) и трубопровода, целесообразно вместо (4.12) принять

Я = аbQ2~™.

(4.13)


В формулах (4.12) и (4.13) а и b — постоянные величины, определяемые обработкой координат точек, взятых в рабочей области характеристики. По смыслу в (4.12) или (4.13) а — напор при Q = 0; коэффициент b свидетельствует о крутизне характеристики. В формуле (4.13) величина т та же, что и в формуле Лейбензона для потери напора в трубопроводе.

Характеристики насосов получают опытным путем при работе на воде. При работе на нефти (вязкая жидкость) характеристика Q—Я снижается, становится более крутой. Методику пересчета характеристики «с воды на нефть» можно найти в специальных руководствах.

Плотность не влияет на характеристику Q—Я: напор, развиваемый насосом, не изменяется при изменении плотности перекачиваемой жидкости.

Изменением диаметра колеса насоса D, а также частоты вращения п изменяют характеристику. Известно, что

DJD = QJQ;    =    (4.14)

(При изменении частоты вращения — аналогичные равенства.) Звездочкой обозначены новые, измененные условия. При обточке колес (Z)# <.D) или при уменьшении частоты вращения (п* <п) характеристика Q—Н снижается.

Характеристика насоса после обточки колеса до диаметра D* может быть получена на основании прежней характеристики при помощи формул (4.14). При этом нельзя перестраивать характеристику, пользуясь лишь одной из этих формул.

Если необходимо, чтобы характеристика насоса проходила через точку с координатами Q+, Н*, находящуюся под характеристикой, соответствующей диаметру колеса D, то диаметр колеса после обточки может быть найден по формуле

VH 4-bQ2

-а    .    (4-15)

Эта формула выводится из (4.12) и (4.14). Входящие в нее а и b — те же, что и в формуле (4.12).

Характеристику группы соединенных между собой насосов (суммарную характеристику) получают сложением характеристик насосов, входящих в эту группу. При последовательном соединении складываются напоры при одинаковых расходах, а при параллельном — расходы при одинаковых напорах (рис. 4.8). Уравнение суммарной характеристики имеет такой же вид, как (4.12) или (4.13).

Теперь перейдем к основному технологическому элементу нефтепровода, включающему в себя нефтеперекачивающую станцию (НПС) и примыкающий к ней трубопровод (перегон). Для этого элемента характеристикой трубопровода принято считать зависимость напора в начальной точке трубопровода от расхода, а характеристикой нефте-


® б

Рис. 4.8. График построения суммарной характеристики двух насосов, соединенных последовательно (а) и параллельно (б)

»ст<

AHi

Н6

АН

1

il+Az

nIh

i^lgUflJLQl

НПС

Перегон

Рис. 4.9. Схема основного технологического элемента нефтепровода

перекачивающей станции —зависимость напора на выходе из блока регуляторов давления от расхода. Выход из блока регуляторов давления принимают за начальную точку трубопровода (перегона). Конечной точкой будем считать точку врезки в магистраль всасывающего участка, подводящего нефть к первому насосу следующей станции.

На рис. 4.9, изображающем схему НПС и перегона, указаны гидравлические сопротивления отдельных участков, а также напоры в характерных точках. Обозначено: hBC — потеря напора во всасывающем участке; кал — потеря напора в коллекторе, т. е. в трубопроводной обвязке насосов и блока регуляторов давления; А„ач — потеря напора на участке от блока регуляторов до магистрали;

il + Az — потеря напора на трение и преодоление разности геодезических высот для перегона между станциями; Яст — напор на выходе из блока регуляторов давления (в начальной точке перегона); Яв — напор во всасывающем патрубке первого насоса; АН — напор на входе в НПС (или в конечной точке перегона).

Очевидно, что

ДЯ = /гвс + Я„.    (4.16)

Напор Яв называют подпором. Этот же термин применяют и для АН.

В соответствии с рис. 4.9 и принятыми обозначениями для перегона между двумя промежуточными станциями

Нст Анач -j- il -)- Az АН.    (4,17)

Для перегона, на котором имеется перевальная точка,

Нет = Анач -Ь Ип “Н Azn -f- Яп.    (4.18)

Здесь 1п и Дz„ относятся к перевальной точке, а Нп — напор на перевальной точке, гарантирующий сплошность потока. Для перегона между промежуточной НПС и конечным пунктом

НСт = Аная “Ь il “Н Az -j- Як,    (4.19}

где Як = Лк + ЯРез — напор в конце магистрали, учитывающий потерю напора hK в трубопроводах конечного пункта и высоту уровня Ярез в заполненном резервуаре.

114

Рис. 4.10. Совмещенные характеристики

Формулы (4.17), (4.18) и (4.19) — аналитические выражения характеристики трубопровода; в них, за исключением Аг и Яя, все слагаемые являются функциями расхода.


Аналитическое выражение характеристики НПС напишем в виде

Яств + Яднф-АкоЛ    (4.20)

или, если учесть (4.16),

Яст = АЯ—hBc//диф—hKon,    (4.21)

где //диф — дифференциальный напор, развиваемый основными насосами; определяется по заводским характеристикам Я = Я (Q) (при необходимости пересчитанным «с воды на нефть»).

Для головной НПС Яв = Н„hn и поэтому

Яст Я п-^п“4“//диф-^кол»    (4.22)

где Нп — напор на выходе из подпорной насосной; /гп — потеря напора в трубопроводе, соединяющем подпорную насосную с основной.

Если на головной НПС подпор Яв создается подпорной насосной, то на промежуточной НПС его источником является предыдущая станция. И в том, и в другом случае подпор Яв не должен быть меньше допускаемого наименьшего значения Hs. В противном случае перекачка окажется невозможной (кавитация).

Характеристика НПС, построенная в соответствии с формулами (4.20), (4.21) или (4.22), называется полной. Характеристика НПС, построенная при условии, что при всех значениях расхода Яв = Я5, называется исходной. Полная характеристика располагается выше исходной на ЯвHs.

Полная характеристика НПС и характеристика трубопровода (примыкающего к НПС перегона), построенная на одном чертеже (рис. 4.10, линии / и //), образуют совмещенную характеристику. Координаты точки пересечения этих характеристик определяют пропускную способность системы НПС — перегон и напор на выходе из блока регуляторов давления. На совмещенной характеристике проводят горизонтальные линии, показывающие ограничения напора для магистрали //маг.доп и для коллектора //кол.доп- Высота расположения этих линий соответствует напорам, допускаемым из условия прочности. Точка пересечения характеристики НПС с линией ограничения давления для коллектора определяет наименьшую пропускную способность, с которой может работать станция. На рис. 4.10, а это точка 1. При меньшем расходе срабатывает защита и станция отключается. Точка пересечения характеристики НПС с линией ограничения давления для магистрали (точка 2 на рис. 4.10, а) определяет наименьшую пропускную способность, при которой станция может работать без регуляторов давления. При меньших расходах включаются регуляторы, поддерживающие после себя давление на постоянном допускаемом уровне. Таким образом, линия 12—3 на рис. 4.10, а представляет собой рабочий участок полной характеристики НПС (ограниченный расходами Qmin и Стах), а линия 4—2—3 — рабочий участок характеристики (учитывающий действие регуляторов давления). Если линия ограничения давления в магистрали 4—2 проходит ниже точки 3, как это показано на рис. 4.10, б, то максимальный расход будет определяться точкой пересечения этой линии с характеристикой трубопровода. Рабочий участок полной характеристики НПС в этом случае показан линией 12, а с учетом работы регуляторов давления—отрезком 42. Выражения (4.17), (4.18) и (4.19), представленные на графике в виде характеристики трубопровода, определяют «требуемый напор», т. е. необходимый для реализации заданного расхода. Разность между напором, определяемым полной характеристикой НПС, и требуемым напором, называют «свободным напором». На совмещенной характеристике он изображается вертикальным отрезком между полной характеристикой НПС и характеристикой трубопровода. Свободный напор полностью передается на следующую станцию, если давление на выходе из НПС меньше или равно допускаемому из условия прочности магистрали. Если линия ограничения давления для магистрали пересекает вертикальный отрезок, определяющий свободный напор, и, таким образом, делит его на две части, то на следующую НПС передается напор, соответствующий лишь нижней части этого отрезка. Остальная часть свободного напора (верхняя часть отрезка) подлежит дросселированию в блоке регуляторов.

4.6. УРАВНЕНИЯ БАЛАНСА НАПОРОВ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ|ЧИСЛА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Напор на выходе из нефтеперекачивающей станции и напор в начальной точке трубопровода (перегона между станциями) равны друг другу. Для головного (первого) участка нефтепровода, состоящего из НПС и примыкающего к ней перегона, это условие на основании (4.22) и (4.17) выражается в виде:

Нп —Ядиф — Ькол = ^нач "Ь Ml "t-

Приняв hn = Лв и обозначив hB+h

кол ~Н ^нач — ^ст

(гидравлическое сопротивление всех коммуникаций станции), получим

Нл Ядиф—Аст := (7Х-(- Azt -)- АЯ2.

Для второго участка, для участка, имеющего номер с, и для последнего п-го участка будем иметь

АЯ2 -f- Ядиф—Лстil2 -j- Az2 -f- АЯ3; A Hc -f- Ядиф1h„ = ilc -f- A zc 4"

(4.24)


АЯ„ -f- //дифАстiln Azn -f- Я к.

Сложив первые ? выражений, получим уравнение баланса напоров для участка от головной НПС до станции с + 1, а сложив все п — уравнение баланса напоров для всего нефтепровода:

Яп “Ь С (Ядиф — Act) ¦= l‘Lc+1 Azc+i -f- АЯ?+i>

Яп -f- /1 (Ядиф—Аст) = iL -f- Az -)- Я к.    (4.25)

Здесь Lc+1 — расстояние от начальной точки нефтепровода до станции с + 1, a L—длина всего нефтепровода. Разности геодезических высот Azc+1 и Az соответствуют /с+1    и    L.    Предполагается, что

все НПС однотипные, оборудование станций    одинаковое.    Принимается

также, что перекачка идет без регулирования.

Если считать, что границами НПС являются точки врезки в магистраль всасывающего трубопровода и трубопровода, идущего от блока регуляторов давления, то ЯДИф h будет представлять собой напор, развиваемый нефтеперекачивающей станцией (с учетом сопротивления внутренних коммуникаций /гст). Смысл уравнений (4.24) и (4.25) будет следующий: напор, развиваемый станциями, равен потере напора в трубопроводе. Очевидно, что зависимость ЯДИф h„ от расхода тоже можно считать характеристикой НПС. В ряде случаев ее удобно выражать в виде (4.13): ЯДИф— Лет = а—6Q2-m.

Уравнение баланса напоров (4.25) примет вид:

Яп -f n (abQ2~m) = iL + Аг + Як.

(4.26)


Здесь Q — конкретная величина.

Считая Яп и Як постоянными, из (4.26) можно получить:

q__ I / Яп -j- tin (Az -f- //к)

К    nb    + fL

где Q — расход в системе насосные станции — трубопровод.

Баланс напоров и равенство подачи насосов расходу в трубопроводе (материальный баланс перекачки) дают основание для следующего важного вывода: трубопровод и нефтеперекачивающие станции составляют единую гидравлическую систему.

Изменение режима работы какой-либо одной насосной станции (например, отключение части насосов) нарушит режим работы остальных станций и трубопровода. Работу трубопровода и насосных станций всегда надо рассматривать как совместную.

Уравнения (4.24) и (4.25) действительны, как уже было сказано, при однотипных станциях, работающих без дросселирования. В тех случаях, когда расход следует считать строго заданной величиной, согласование напора, развиваемого станциями, и потери напора в трубопроводе (соблюдение баланса напоров) регулируют подбором диаметров колес насосов и при необходимости при помощи дросселирования. Уравнение баланса напоров (4.25) позволяет получить формулу для определения числа станций п проектируемого нефтепровода.

Удобно, чтобы эта формула была связана с условием прочности трубопровода. Для этой цели введем в уравнение (4.25) напор Яст, соответствующий толщине стенки трубопровода. Имеем: ЯДИф = ~ Яст “f- Икол    Я В.

Приняв здесь Яв = Я8 и учитывая (4.23), напишем

Яд„ф—/гст= Яст—Д/г,    (4.27)

где

Ah — /гнач + /гвс + Я5.    (4.28)

Вместо (4.25) теперь получим

Ни т- пст — Д/г) = iL + Дг + Як.

Отсюда число НПС

Если на перегоне между последней НПС и конечным пунктом есть перевальная точка, то в этих формулах L — расстояние от начальной точки нефтепровода до перевальной точки и Az — соответствующая разность геодезических высот.

Перевальные точки на перегонах между промежуточными НПС не оказывают влияния на уравнение баланса напоров и, следовательно, на число НПС (если, разумеется, нет необходимости в дросселировании на участке между перевальной точкой и следующей станцией).

При вычислении п напор Яст следует находить по исходной характеристике НПС, построенной для роторов наибольшего диаметра. Если этот напор окажется больше допускаемого по условию прочности магистрали (Ятах). то расчетное значение Яст принимается равным Я max-

Величину Ah называют передаваемым напором. Это не совсем точно. На самом деле «передаваемым» (на следующую НПС) напором является /гвс + Hs, т. е. лишь часть Ah. Остальная часть (hHS4) от-118

носится к потерям напора на рассматриваемой НПС и, следовательно, не может считаться «передаваемой». Напор Ah можно назвать передаваемым лишь условно, если считать, что напор Яст относится не к выходу из блока регуляторов давления, а к начальной точке магистрали (перегона между НПС). Это все равно, что поднять линию гидравлического уклона на высоту h».

Дробное число станций п, полученное по формуле (4.29) или (4.30)г округляют в большую сторону. При этом баланс напоров соблюдается за счет соответствующего подбора диаметров колес насосов на станциях. Если число п округлить в меньшую сторону до целого л0, то недостаток напора, развиваемого станциями, равный    (пп0)

(//ст —A/i), должен быть компенсирован уменьшением гидравлического сопротивления трубопровода при помощи лупинга (или вставки). Лупинг длиной х уменьшает гидравлическое сопротивление на IX—inx — ix (1—со). Величина х может быть определена из равенства

(пп0)(Н ст — A h) = u(l-—о). Получаем

x-=(HCT—Ah) п~пл- .

[' (1 — (О)

4.7. РАССТАНОВКА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Задача о расстановке нефтеперекачивающих станций впервые была решена В. Г. Шуховым. Идея состоит в том, что станции должны находиться в точках, где линии гидравлического уклона пересекаются с профилем трассы. Будем учитывать, что, поскольку в комплект каждого насоса входит несколько (до четырех) рабочих колес различного диаметра, имеется возможность работы НПС с различными напорами (при одной и той же заданной пропускной способности). Возможность изменения напора дает свободу выбора мест нахождения НПС. Они могут находиться не в строго фиксированных точках трассы, а на некоторых участках, называемых зонами возможного расположения станций. Определение границ этих зон связано с выполнением следующего требования: напор на выходе любой НПС не должен выходить за пределы Ятах и Hmin, соответствующие наибольшему и наименьшему диаметру рабочего колеса и условию прочности трубопровода.

Процедура нахождения зон возможного расположения НПС может быть показана наиболее просто для трубопровода с горизонтальным профилем (рис. 4.11). От начальной точки профиля трассы, где должна быть расположена первая станция, откладываем по вертикали вверх напоры Ят,пAh и НтгхAh (напомним, что Ah включает в себя потерю напора в коммуникациях НПС от магистрали до первого насоса и от блока регуляторов давления до магистрали, а также минимально допускаемый напор на входе в первый насос). От концов отрезков НтХ„ —Ah и НтахAh проводим линии гидравлического уклона до пересечения с профилем. Получим точки а2 и Ь2. Если вторую

----icjj 2f

"1    d3~---' cj

п = Л

.-----lCi ---I „^4

¦*¦---i Cj    2    3    4    [*

Рис. 4.11. Схема расстановки нефтеперекачивающих станций

станцию поставить в точке а2, то напор на первой НПС будет равен Hmin. При перемещении второй НПС вправо напор на первой станции будет возрастать и по достижении точки Ь2 он станет равным Ятах. Очевидно, что ни слева от точки а2, ни справа от точки Ь% вторую станцию ставить нельзя. Далее от точки а2 откладываем по вертикали вверх напор #min —АЛ, а от точки Ь2 — напор Ятах—А Л. Затем снова проводим линии гидравлического уклона до пересечения с профилем, получаем точки а3 и Ь3, ограничивающие расположение третьей НПС, и т. д.

Нетрудно заметить, что индекс последней точки Ь, полученной на ¦профиле, означает наименьшее число станций п, при котором может быть обеспечена расчетная пропускная способность. Оно равно округленному в большую сторону числу НПС, полученному по приближенной формуле

n = (iL-\- Az)/(//maI— АЛ).    (4.31)

Наибольшее число НПС, обеспечивающее расчетную пропускную способность, соответствует индексу предпоследней точки а. Это число получается и по формуле (4.31), если вместо Ятах взять Нт1п и полученный результат округлить до целого числа в меньшую сторону. 120

При достаточной протяженности трассы наибольшее и наименьшее числа НПС могут отличаться друг от друга больше чем на единицу. Наилучший вариант определяется экономическим сравнением.

Для нахождения границ зон возможного расположения станций недостаточно получить точки а и Ь, откладывая напоры Нт\п —А к и Ятах —Д/г и вычерчивая линии гидравлического уклона, начиная от начальной точки трассы.

Необходимо также удовлетворить и другому требованию: линия гидравлического уклона от последней НПС должна прийти к конечному пункту и при этом напор последней станции не должен выходить за пределы #min и Ятах. Чтобы выполнить это требование, надо найти границы зон возможного расположения при построении линий гидравлического уклона и напоров от конечного пункта к начальному. Удобно эти построения выполнять «под профилем». От конечной точки профиля по вертикали вниз откладываем напоры Нт\п —Д/г и Ятах —АЛ и по-прежнему вычерчиваем линии гидравлического уклона до пересечения с профилем, как показано на рис. 4.11. Полученные точки —¦ границы зоны возможного расположения последней НПС удовлетворяют указанному второму требованию. Обозначим их буквами си d. Индексы — номер последней НПС. Далее аналогично описанному выше от точек с и d откладываем вниз напоры Нт\„Aft и НтлхAh, проводим линии гидравлического уклона, получаем точки cud для предпоследней станции и т. д.

Зонами возможного расположения станций будут части участков ab и cd, перекрывающие друг друга, т. е. оказавшиеся общими, имеющие одинаковые индексы. На рис. 4.11 по индексам у точек b и а находим, что наименьшее число станций равно трем, а наибольшее — четырем. Приняв п — 3, маркируем точки cud. Ближайшие к концу трассы будут иметь индексы 3, следующие — 2 и т. д. Для наглядности точки а, Ь, с и d перенесены вниз под профиль и попарно соединены горизонтальными отрезками. Оказалось, что участки а3Ь3 и c3d3, а также аф2 и c2d2 частично перекрывают друг друга. Отсюда находим, что третья станция может быть помещена между точками Ь3 и d3, а вторая — между точками Ь2 и d2¦ На рисунке эти зоны возможного' расположения показаны горизонтальными отрезками 3 и 2.

Если принять число станций п = 4, то индексы у точек cud надо-будет изменить. Так, точки с3 и d3 должны быть обозначены сх и d4, а точки Со и d2 будут теперь с3 и da. Зона возможного расположения четвертой НПС, как видно из рисунка, будет находиться между точками я4 и с.1, третьей — между точками а3 и с3 и второй — между точками а2 и с.,.

Число станций, полученное по формуле (4.31), округляется, как было сказано, в большую сторону. Поэтому вычисленный по этой формуле средний напор Яср, приходящийся на каждую из принятых п станций, оказывается меньше Ятах. От разности Ятах—Яср зависит протяженность зон возможного расположения. Чем эта разность, меньше, тем меньше протяженность этих зон. При Яср = Ятах, т. е. когда найденное по формуле (4.31) число станций п оказывается целым, протяженность зон возможного расположения равна нулю..

Станции должны будут располагаться в точках пересечения линий гидравлического уклона с профилем при напоре на станциях, равном Ятах (точки Ь). Аналогично получается и при Яср = Hmin. Места расположения станций в этом случае — точки а.

В зонах возможного расположения могут быть места или участки, на которых сооружение НПС нежелательно или даже запрещено. Нельзя, например, помещать станцию перед водной преградой, на болотистой местности и т. д. Протяженность зоны возможного расположения в таких случаях может резко сократиться.

После того как в зоне возможного расположения второй станции выбрано место, где она должна находиться, зоны возможного расположения остальных станций не могут оставаться прежними. Теперь вторую НПС считают первой и зоны возможного расположения остальных станций определяют заново. Процедура их определения такая же.

4.8. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СТАНЦИЙ

Расчет режимов работы станций выполняется после того, как выявлены зоны их возможного расположения и выбраны точки, где они будут находиться. Цель расчета — подбор диаметров рабочих колес насосов, определение напоров на входе и выходе НПС, а также напоров, подлежащих дросселированию.

Предварительно должны быть определены гидравлический уклон i, потери напора в коммуникациях НПС /гвс, Лнач и hK0л и напор в конечном пункте Як, а также дифференциальные напоры станций Ядиф при расчетном значении расхода для всех диаметров рабочих колес насосов, имеющихся в наборе. Расчет ведется по участкам (НПС и примыкающий к ней перегон). Удобно начинать с последнего участка.

Процедура расчета может быть следующей.

1.    Ищем перевальную точку на последнем перегоне. Для «подозреваемых» точек вычисляем напор Я' = Az'il', где Az' —¦ разность высот перевальной точки и конечного пункта и V — расстояние от перевальной точки до конечного пункта. Перевальная точка есть, если Я' >ЯК.

2.    Определяем требуемый напор на выходе из НПС. Если нет перевальной точки, то Я „тр = йнач + il + Az + Як. Если перевальная точка есть, то ЯСттР = Кгч + Ип + Агл + Я„.

3.    Определяем требуемый дифференциальный напор ЯДИф. Тр =

—    ЯСТТр 4- Лкол — Яв. Здесь подпор Яв на входе в первый насос, получаемый от предыдущей НПС, пока еще не известен. Примем его равным наименьшей допускаемой величине Я5.

4.    Для всех диаметров, имеющихся в наборе колес насосов по характеристике Q—Я, находим дифференциальные напоры ЯДНф, соответствующие расчетной пропускной способности. Выбираем из них наиболее близкий к ЯДИф. тр-

5.    Избыток напора подлежит дросселированию /гдр =

—    Ядиф Ядиф. тр.

6.    Если ЯДИф < Ядиф. тр, то подпор на входе в первый насос дол-

жен быть увеличен на    Ядн ф. тр—//ди ф.    Получим:    Нв    —

= Нs ~\- Ндиф. тр    ЯдИф.

7.    Этот подпор может оказаться еще большим, если на предыдущем (предпоследнем) перегоне имеется перевальная точка. Для выявления перевальной точки следует вычислить значение Н'. В рассматриваемом случае Н' = А г'il'— hBC, где А г' — разность геодезических отметок перевальной точки и последней НПС; V — соответствующая длина трубопровода. Если окажется, что Н' больше Нв, то-рассматриваемая точка — перевальная. В этом случае подпор на входе в первый насос последней НПС следует считать равным //', и все расчеты, начиная с п. 3, придется выполнить заново.

8.    Далее аналогичные расчеты выполняются для всех остальных участков.

4.9. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОВОДА

На совмещенной характеристике Н = Н (Q) (рис. 4.12) увеличение пропускной способности означает перемещение рабочей точки вправо. Чтобы это произошло, необходимо либо «поднять» характеристики НПС, либо сделать более пологими характеристики перегонов. Отсюда — два способа увеличения пропускной способности: сооружение дополнительных станций на перегонах между существующими (удвоение числа НПС) и прокладка лупингов. Очевидно, что коэффициент увеличения пропускной способности % = QJQ (отношение увеличенной пропускной способности к прежней) при удвоении числа НПС есть фиксированная величина, а при прокладке лупингов коэффициент % может иметь различные значения в зависимости от длины и диаметра лупинга. В обоих случаях напор на выходе из станции уменьшается (//ст* С Н„). Поэтому несущая способность трубопровода окажется недоиспользованной. Эффективность удвоения числа НПС или прокладки лупингов увеличится, если давление будет поднято до величины, близкой к допускаемой по условию прочности. Это может быть осуществлено подбором диаметров колес насосов, заменой


Рис. 4.12. Совмещенные характеристики Н = Н (Q):

— существующей НПС; 2 — существующей и дополнительной НПС; 3, 4 — трубопровода к после прокладки лупинга

существующих насосов на другие, параметры которых ближе к необходимым, установкой дополнительных подпорных насосов или даже сооружением на той же площадке второй магистральной насосной, включаемой параллельно.

Будем считать, что до и после увеличения пропускной способности давления на выходе из НПС одинаковые (ЯСТ;(. = Яст).

Определим коэффициент % = QJQ, получающийся при удвоении числа станций.

Для существующей станции с и примыкающего к ней перегона напишем следующие уравнения баланса напоров.

До увеличения пропускной способности в соответствии с (4.24) и (4.27) имеем:

АНс + (ЯстAh) == ilc -f Azc + ЛЯ,:+1.

После удвоения числа станций

АНс 4- 2 (ЯСт— АН) = i^lc -|- Azc -j- АЯс+1.

Разделим второе уравнение на первое. Приняв, что АНС == АЯс+1, получим

( Q* \*~т    2—т  2 ст ДА) — AZc    it оо\

*¦ “ V О )    ~    ~    (НСТ    -    ДА)    -    д2    *

Если пренебречь величиной Az, то ^ = 22-ni.

Теперь рассмотрим увеличение пропускной способности прокладкой лупинга.

Из уравнения баланса напоров для станции с и соответствующего перегона

АНс + (Яст— Ah.) =- ilc “Н Azc -)- AHc+i и уравнения

А Не + (Я ст— Ah.) -= i^ [1С—х (1 —со)] Azc -(- AHc+i, учитывающего прокладку лупинга длиной х, получаем

г* [/—дс(1—co)] = i7 (индекс с опущен) и далее

_. у2-m _    1_

i"    l    —    x(    1    —    ш)

Отсюда длина лупинга, обеспечивающего заданное увеличение пропускной способности

(4.33)

Нетрудно увидеть, что прокладка лупингов целесообразна при сравнительно небольшом увеличении пропускной способности (Х<21/(2~т'). Если требуется увеличить пропускную способность в число раз, близкое к 21/2_т (при турбулентном течении в зоне дейст-

вия формулы Блазиуса 2|/2~т    = 1,486), то это можно сделать удвое

нием числа станций. Но можно такой же эффект получить и прокладкой лупинга. Если же % >2|/2_т, то может оказаться выгодным комбинированный способ: удвоение числа НПС с одновременной прокладкой лупингов.

Вопрос о предпочтительности того или иного способа решается сравнением приведенных затрат П. Для участка нефтепровода, состоящего из одной НПС и примыкающего к ней перегона, выразим их в следующем виде:

при удвоении числа станций

/7 удв = Кст (Е н осст) 4~ Зудв 4" 3; при прокладке лупинга Пл = Кл (?н 4" ал) х 4~ Эл,

здесь Кст — капитальные затраты на вновь сооружаемую (дополнительную) станцию; Кл — капитальные затраты на единицу длины лупинга; Ен — нормативный коэффициент эффективности; аст и ал — отчисления на амортизацию и текущий ремонт для станции и линейной части; Зудв и Эл —расходы на электроэнергию; 3—другие эксплуатационные расходы на вновь сооружаемой НПС (зарплата, стоимость смазки, воды и т. д.).

Длина лупинга х и расходы Эудв и Эл подлежат специальному определению. Остальные величины справочные. Длина лупинга может быть найдена по формуле (4.33). Расходы на электроэнергию ЭУАВ и Эл определяются по формулам:

g _ о °^диф i О Д/ .

‘-'удв -- ‘Ээ    ^    JycT'V ,

Jb/T]

Q _ О ^^диф

Jjl--LJ3    *

367r]

где 5Э —стоимость электроэнергии, руб/(кВтч); G — требуемая пропускная способность, т/год; ЯДИф — дифференциальный напор (при вычислении Эл — это напор, развиваемый существующей станцией; при вычислении Эудв — напор, развиваемый двумя станциями, т. е. существующей и дополнительной); т) — к. п. д. насосных агрегатов; Sуст — плата за установленную мощность, руб/кВт в год; N — номинальная мощность, кВт.

Расчеты, определяющие наивыгоднейший способ увеличения пропускной способности, необходимо выполнять для каждого перегона между существующими станциями. После этого следует расчет режимов работы всех НПС.

4.10. ИЗМЕНЕНИЕ ПОДПОРОВ ПЕРЕД СТАНЦИЯМИ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ВЯЗКОСТИ ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ НЕФТИ

Вязкость перекачиваемой нефти в течение года не остается постоянной. Она изменяется вслед за сезонными колебаниями температуры грунта на глубине заложения трубопровода. Изменяется режим работы трубопровода, т. е. расход и напоры на выходе из станций и на приеме (подпоры). Рассмотрим физическую картину изменения подпора перед насосной станцией с + 1. Будем считать, что ни на одной из станций нет нужды ни в дросселировании, ни в других видах регулирования. Подпор перед насосной станцией с + 1 определим из следующего уравнения баланса напоров для участка 4+i (между первой и с + 1 станциями):

Яп + с(а— bQ ) = fQ lc+iAzc+i + AHC+1.

Учитывая (из уравнения баланса напоров для всего нефтепровода),

что

__Нп Ч~ па — (Ag ~Ь Д к)

nb + fL

получим

'AHc+1 = Ha + ca — Azc+1—[Hn + na—(Az + HK)\b +    .

п b-\-fL!n

(4.34)

В этом уравнении от вязкости нефти зависит лишь величина / = = Pvm/D6_m. Таким образом, изменение подпора АНс+1 при изменении вязкости определяется значением (b -f flc+1/c)/(b + fLlri), где lc+i/с представляет собой среднее расстояние между нефтеперекачивающими станциями на участке le+1, a L/n — то же для всего нефтепровода.

Если lc+1/oL/n, то при увеличении вязкости нефти дробь (b -f flc+1lc)l(b + fL/n)возрастает и, следовательно, уменьшается подпор АНс+1. Для случая lc+1/c<L/n—наоборот, при увеличении вязкости нефти подпор перед станцией АНс+1 увеличивается.

И наконец, если lc+1/c = L/n, то изменение вязкости нефти не оказывает влияния на подпор, так как при любом значении f в этом случае (b + flc+i/c)/(b -f fLlri) = 1.

Изменение подпоров перед станциями при изменении вязкости иллюстрируется рис. 4.13. Вертикальные пунктирные линии отсекают на профиле трассы одинаковые расстояния Lin (на чертеже L/3); L— расчетная длина нефтепровода. Сплошные и пунктирные линии гидравлического уклона i и i* соответствуют вязкостям v и v*; v* >v. Отрезки аАх = АгА 2 = А 2А3 и аАы = AXifA2i( = A2lfA.^ представляют собой напоры Яд„ф и Ядиф*, развиваемые насосными станциями при вязкости нефти v и v* соответственно; отрезок 1а — подпор перед первой станцией (Яп). Примем точку 1 за начало координат. Тогда линии гидравлического уклона, идущие от точек А и А#, будут описываться уравнениями

Я = Яп + сЯдИф—И и Н% = Яп -1- сЯдиф * —

где / — расстояние от начальной точки трассы I, а Я и Я, — соответствующие им ординаты.

В точках пересечения этих линий Н = Нт. е.

С//диф-/ I = С//диф *

Учитывая, что

;    - (Дг+//К)    •    Яп + ^Ядиф* - (A2 4"^k)

t = - И i* — -%

L    L

нетрудно убедиться, что линии гидравлического уклона при вязкостях v и v* пересекаются на расстояниях I = cLIn, где с — целое число, равное 1, 2, 3 и т. д.

Если бы третья станция находилась в точке В, над которой пересекаются линии I и I*, т. е. на расстоянии, кратном Lin, то при любом увеличении или уменьшении вязкости нефти подпор остался бы неизменным (условие lc+Jc = L/n). Но эта станция расположена дальше точки пересечения гидравлических уклонов i и i'*, для нее lc+1/c ~>Un. Поэтому подпор перед третьей станцией при увеличении вязкости понижается, что и показано на чертеже. Нефтеперекачивающая станция 2 находится левее точки пересечения линий i и i'*; для нее lc+1/c <LLln. Поэтому подпор перед ней при вязкости v* больше, чем при вязкости v.

4.11. НЕФТЕПРОВОДЫ СО СБРОСАМИ И ПОДКАЧКАМИ

Нередко для снабжения потребителей, расположенных вдоль трассы, производится отбор перекачиваемой нефти из нефтепровода (сброс). Сбросы бывают непрерывные и периодические. Непрерывный сброс может быть организован, например, для снабжения нефтью нефтеперерабатывающего завода, расположенного вблизи от трассы нефтепровода. Периодические сбросы обычно бывают на нефтепродукто-проводах (для пополнения запасов близлежащих нефтебаз). Если в каком-либо месте нефтепровод проходит близ промыслового района, то может быть организована подкачка; добываемую на этих промыслах нефть направляют в тот же нефтепровод. В зависимости от мощности месторождения подкачка также может быть непрерывной или периодической.

Расчет нефтепровода с непрерывными сбросами или подкачками можно вести по участкам, разграниченным пунктами сбросов или подкачек. При незначительных сбросах или подкачках нефтепровод рассчитывается без учета их. Но следует иметь в виду, что при периодических сбросах (подкачках) изменяется технологический режим перекачки; обычно эго ведет к необходимости регулирования работы насосных станций.

Рассмотрим режим работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках. Участок нефтепровода от начальной точки до пункта сброса (подкачки) будем называть левым, а от пункта сброса (подкачки) до конечной или перевальной точки — правым. При сбросе количество нефти, поступающей в правый участок нефтепровода, уменьшится. Насосные станции, работающие на этом участке, начнут «высасывать» нефть из трубопровода. В результате возрастет расход в левой части нефтепровода и уменьшатся подпоры перед всеми промежуточными станциями.

Из уравнений баланса напоров для левой части нефтепровода

АЯп -\~е (a bQ2—‘n) = flc+iQ*~m + Az,+1 + А Н(с+1и (индекс * означает «при сбросе») и уравнения

А Я п -f с (a-bQ*-’») = flc+lQ2~m + А гс+1 + А Я,+1 (перекачка без сброса) найдем уменьшение подпора

б Яс+1 = АЯс+1 АЯ((.+1)*

перед станцией с -f- 1 (где расположен пункт сброса):

6Hc+l = (cb + //,+]) (Q2_«_Q2-«).

Такой же формулой определяется изменение подпора перед станцией с' + 1, находящейся левее станции с + I:

бЯС'+1 = {cb + iU'+i)

(здесь Q* имеет прежнее значение).

Поскольку с'<е, 6ЯС-+ 1<6ЯС4.|. Следовательно, по длине левого участка нефтепровода подпоры перед станциями (начиная со второй) убывают: наименьший подпор — у станции с + 1, где ведется сброс. Подпоры по длине правого участка нефтепровода возрастают; это можно показать аналогичным рассуждением. Изменение подпоров перед станциями при сбросе иллюстрируется рис. 4.14. При подкачке расход в левой части нефтепровода Q, а расход в правой части Q* + q >Q. С увеличением подкачки q расход Q* убывает. Подпор перед станцией с + 1 с увеличением подкачки увеличивается. Распределение подпоров перед станциями будет следующим: у станции, расположенной близ пункта подкачки,— наибольший подпор; по мере удаления от нее (в обе стороны подпоры уменьшаются.

Сброс и расход в левой части нефтепровода, при которых подпор перед станцией с + 1 (у пункта сброса) достигает наименьшего допустимого значения АЯд = hBC + Я8, будем называть критическими:

<?кр И фкр-128

Я

Рис. 4.14. Линии изменения режима работы нефтепровода при сбросе

Напишем уравнение баланса напоров для левой части нефтепровода при критическом сбросе:

АЯП + ‘; (я—bQ2Kpm) = fU+iQup"1 + AZc+i + АЯД.

Отсюда находим критический расход

QKp = ( ЬН„ + са-Агс+1-ЬНл У/2~т    (4.35)

\    cb -f- //<7+1    /

Уравнение баланса напоров для правой части нефтепровода

АЯд + (п—с) [а—b (QKp—9кР)2_т] = / (L—lc+1) (QKp—<7кР)2т + Az позволяет получить формулу, определяющую критический сброс:

to=g.„-r д"*+(|,,т??~;+¦Г""' • «-зд

L    (n — c)b + l(L — lc+1)    J

(здесь Az — разность высот между конечным пунктом и станцией с + 1).

Если сброс q >(7кр, то появляется необходимость искусственно поднимать подпор перед станцией с + 1, для обеспечения бескавита-ционной работы он должен быть не меньше АЯд. Подпор может быть повышен увеличением гидравлического сопротивления правой части трубопровода или уменьшением напора, развиваемого расположенными там (после пункта сброса) станциями. Это осуществляется регулированием.

Выясним, каково должно быть увеличение сопротивления, или, что то же самое, какой напор Н' должен быть погашен регулированием. Поскольку при помощи регулирования перед станцией с + 1 поддерживается подпор АЯД| расход в левой части нефтепровода равен QKp; в правой — он будет равен QKpq. Напор Я', который должен быть поглощен регулирующим устройством, может быть определен из уравнения

АЯД + (л-с) [а—b(QKpqf~m\ - / (L-lc+1) (QKP-qf~m +

Az “Ь Як + Н'.

Если Я' = КНЛас + Л', где Я„ас — напор, развиваемый одним насосом при расходе QKpq, К — целое число и h' < Янас, то целесо-

образно отключить К насосов, а напор ti погасить дросселированием.

Критической подкачкой (<7«р) будем называть такую, при которой напор на станции с + 1 достигает максимально допустимого значения Яд. Расход в правой части нефтепровода при критической подкачке также будем называть критическим (QKp). Критический расход найдем из уравнения баланса напоров для правой части нефтепровода:

Яд -1 (п-с-\)(а - bQtpm) /(/. -1елл) (&~т + Az + Як

(подкачка по-прежнему перед станцией с 1).

Получим

Q = Г яд +    - 1*1 +/yJiL]1 2~m    (4.37)

Теперь напишем уравнение баланса напоров для левой части нефтепровода при критической подкачке:

АЯп-|-с[а— b (QKр — qKp)    ]=— [Ic+i{Qkp—<7кр)    Н-

-I- Azc+1 + Яд(а — bQlpm).

Отсюда находим, что критическая подкачка

- Q«p" I АН" + а~    - К - (^Д1 р

I    cb    +    flc+i    )

При подкачке q >qKp необходимо регулирование. Цель регулирования — снижение расхода в левой части нефтепровода до величины Qкр—<?¦ Это достигается тем же путем — отключением части насосных агрегатов или увеличением гидравлического сопротивления.

Напор Я', который должен быть снят регулированием в левой части нефтепровода, определяется из уравнения

АЯГ, + с [а—b(QKpqf~m\ = flc+1 {Q«P-q?~m + Azc+1 + Яд-

-(а-Ь<ЙЛ+Я'.

4.12. РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Временное отключение какой-либо станции может быть вызвано неполадками в системе энергоснабжения, аварией, необходимостью проведения ремонтных работ и т. д. Выход из строя насосной станции резко меняет режим работы нефтепровода (расход, давление, подпоры перед станциями). Чтобы лучше понять изменение режима перекачки, будем считать, что нефтепровод может работать при любых напорах и давлениях, возникающих в результате отключения станции. Независимо от того, какая станция вышла из строя — вторая, третья и т. д. или последняя, из уравнения баланса напоров для всего нефтепровода следует, что

q2—/Л Нц -f- (п 1) Д (Az -|- //к)

(л-1)М IL

Рис. 4.15. Линии изменения работы режима нефтепровода при отключении одной из станций

Расход Q* устанавливается автоматически, в результате саморегулирования. Очевидно, что он меньше расхода Q, который был до отключения станций.

Выясним, как изменяются подпоры перед станциями при отключении станции с. Из уравнений баланса напоров для левой части нефтепровода (участок lc+i)

Нп-\-(с—1) (а—bQt )    //,. iQ. 4 Azt4_i-I- Л//(C+1>

(станция с отключена) и

Н\\-\-с{а—bQ    ) = flc+1Q    Azc+i~\- hHc+i

(работают все станции) имеем, что при отключении станции с подпор перед станцией с + 1 уменьшится на величину

б Нс+1 = АНс+1-АН(с+т = (аbQ2~m)— (cb +flc+1)(Q2-m-(fm).

Из этого выражения видно, что чем ближе отключенная станция находится к головной, тем больше будет снижение подпора перед станцией с -Ь 1.

Аналогично из уравнений

Нп -f (с-2) (a-bQ2,-m) = fL^Ql-m + Az^ + AH<c_1)t

и

Нп + (с—2) {a-bQ2~m) = flc_iQ2~m + Azc^ АНс_хследует, что перед станцией с—1 подпор возрастает:

е_1 = АН_~АНС^ = 1(с-2)Ь + flc^\ (Q2__mQ2~m)-

Очевидно, что подпор перед станцией с—2 также возрастает, но в меньшей степени, перед станцией с—3 в еще меньшей и т. д.

Также можно показать, что в правой части нефтепровода иодпоры будут возрастать от станции к станции, но останутся меньшими, чем были до отключения станции с. Изменение подпоров перед станциями при отключении одной из них изображено на рис. 4.15.

Если окажется, что ЛЯ(С+и;|;-<ЛЯд, т. е. подпор в точке врезки всасывающего трубопровода в магистраль меньше допускаемого, (АЯд

— Лес

+ Я5), то на станции с + 1 возникает кавитация. Ка-5*    131

витации не будет, если подпор Аподнять до АЯд. Это может быть достигнуто регулированием работы станций (снижением развиваемого ими напора), находящихся в правой части нефтепровода, т. е. за вышедшей из строя.

Напор Я', который должен быть погашен регулированием, найдем из уравнения баланса напоров для правой части нефтепровода

АЯд + (п—с) (аbQ2~m) = / (L — lc+1) Q.2~m + Az + Як + Я',

где расход Q* определяется из уравнения баланса напоров для левой части нефтепровода:

Яп + (с— 1) (a-bQl~m) = flc+\Q2~m + Azc+1 + А Яд

(он будет меньше расхода, определяемого формулой (4.39)).

Поскольку подпоры перед станциями в левой части нефтепровода возрастут, давление нагнетания на станции с—1 может оказаться больше допустимого Яд. Снижение напоров до Яд достигается регулированием на станциях левой части нефтепровода. При этом расход Q* будет определяться из уравнения

Яд = flQl~m + А г + АЯд,    (4.40)

где I — расстояние между станциями с—1 и с + 1; Az— разность нивелирных высот конца и начала участка /.

Величина Я', на которую должен быть снижен напор, развиваемый станциями левой части нефтепровода, может быть найдена из уравнения

Яп -\~(с—1)(я—bQ,    )    ~/4-iQ,    -f-    Azc_i -f- Яд -f- Я

или

Яп + (с—1)(а—bQtm)= flc+iQ. + Azc+1АЯд + Я .

Если Я' превосходит напор Нтс, развиваемый одним насосом, то, округлив Я'/Янас До целого числа К (в меньшую сторону), найдем число насосов К, подлежащих отключению. Напор Я — Л7/„ас должен быть погашен дросселированием.

Режим работы нефтепровода при выходе из строя той или иной станции можно рассчитать графически, пользуясь профилем трассы и характеристикой насосной станции. Покажем это на следующем примере.

На нефтепроводе с горизонтальным профилем трассы расположены четыре станции 14, на каждой из них — по три рабочих насоса. Линии гидравлического уклона при нормальном режиме работы изображены сплошными (рис. 4.16). Пусть вышла из строя станция 3. Отложим от точки на профиле, где находится станция 2, напор Яд, а от точки расположения станции 4 — АЯд. Соединив концы этих отрезков (а, b), получим линию гидравлического уклона i*, соответствующую уравнению (4.40) и определяющую расход Q*, с которым должен работать нефтепровод после отключения станции 3. Теперь по характеристике насосной станции найдем напор Яднф* (с учетом потерь в коммуникациях) при расходе Q* и отложим его от началь-

Рис. 4.16. Схема для расчета режима работы нефтепровода при отключении станции

ной точки профиля после #„ (отрезок А^В^. Из точки Вх проводим линию гидравлического уклона L*. Отложив от точки А 2 напор Ядиф* (отрезок Л2В2), увидим, что на станции 2 необходимо отключить один насос и лишний напор ас снять дросселированием. Но лучше отключить один насос на станции 1, а на станции 2 погасить напор ас, тогда перегон между станциями 1 и 2 будет испытывать меньшее давление (см. линию гидравлического уклона ниже линии 8^%)- Далее, вычертив линию i* на последнем перегоне, найдем, что на станции 4 следует отключить один насос (отрезок bd равен напору, развиваемому двумя насосами при расходе Q*) и снять дросселированием напор ed. Графическим способом расчета режима удобно пользоваться для контроля аналитического расчета.

4.13. СПОСОБЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАБОТЫ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Изменения условий перекачки в процессе эксплуатации (изменения расхода, временный выход из строя какой-либо станции и т. д.) могут привести к нарушению нормального режима работы нефтепровода: к кавитации на одних станциях и давлениям, превышающим предельное, на других. Это означает, что пропускные способности отдельных участков нефтепровода окажутся неодинаковыми. Согласование работы насосных станций (или, что то же, выравнивание пропускных способностей участков нефтепроводов) достигается регулированием. В результате регулирования подпоры перед станциями должны быть не меньше допустимых АЯД, а напоры не должны превосходить предельного значения Яд.

При регулировании изменяется напор на насосной станции и одновременно расход. Регулирование может быть ступенчатое (отключение насосных агрегатов) и плавное, осуществляемое изменением частоты вращения двигателя или насоса, перепуском части потока нефти

Рис. 4.17. График к расчету регулирования работы насосной станции

? 2''


",



ИЛ Qo Q

из нагнетательного коллектора во всасывающий и дросселированием потока.

Регулирование отключением одного или нескольких агрегатов — наиболее экономичный способ. Он применяется в тех случаях, когда необходимо уменьшить напор на величину, близкую к напору, развиваемому по крайней мере одним насосом. Чтобы точно установить нужные напор и расход, ступенчатое регулирование должно быть дополнено плавным регулированием. Регулирование изменением частоты вращения двигателя не получило распространения, так как существующие схемы пока еще сложны, громоздки и дороги (имеются в виду электродвигатели). Регулирование изменением частоты вращения насоса может осуществляться при помощи специальных магнитных муфт или гидромуфт.

Рассмотрим способы регулирования дросселированием, перепуском и при помощи муфт и сравним их по к. п. д. Пусть расход должен быть равен Q* и по характеристике трубопровода этому расходу соответствует напор Я*. Напор Яст* на выходе из станции при расходе Q* больше Я* на величину Н' (рис. 4.17). Чтобы получить расход Q*, надо, очевидно, погасить напор Я'. Определим к. п. д. регулирования дросселированием. Выразим полезную и затраченную мощности в виде Q*H#Pg и @*^ст*Р? соответственно. Тогда к. п. д.

Т)др — Я*/Яст* ИЛИ Т)др — 1 Я'/Яст*.

(4.41)


При регулировании перепуском подача насосной станции равна Q0, поток нефти с расходом Q0Q* должен циркулировать по обводной линии. Следовательно, при перепуске к. п. д. г]п = QJQ0. Выразим т]п через величины Я' и Н„^. Если уравнение характеристики насосной станции написать в виде Я = а—bQ2, то сящиеся к валу двигателя, а /V* и п.? — соответственно мощность и частота вращения, относящиеся к валу насоса.

Q* = V(a—^ст*)/6 И Qo= V(aH*)lb •


Учитывая также, что Я# =¦ ЯСТ4. —Я', получим


(4.42)


При регулировании с помощью муфты крутящий момент на валу двигателя передается на вал насоса без изменения ,т .е. А^да/ядв=/V*/л*, где МцВ и ЛдВ — соответственно мощность и частота вращения, отно-134


Следовательно, к. п. д. при этом способе регулирования равен nJnAB. Это — полный к. п. д. (г]ПОЛн). Он включает к. п. д. при отключенном регулирующем устройстве муфты, т. е. максимальный к. п. д. t]max = njtiw, когда ведомый вал вращается с наибольшей частотой пъ и к. п. д. регулирующего устройства муфты r]M = njni-Таким образом, цПОдн n.JnAB = г|тахт|м.

_ Максимальный к. п. д. 1]тах для магнитных муфт находится в пределах 0,93—0,95, а для гидромуфт — в пределах 0,97—0,98; к. п. Д. г|м выразим в зависимости от Я' = //ст* —Я*. Из известных соотношений njn — Q*/Q и ti2ln2 -= II.JH имеем т]„ — QJQх и

H--^H*Q2/Ql    (4.43)

Уравнение (4.43) — уравнение параболы подобных режимов работы насоса (на рис. 4.17 — пунктирная кривая). Расход Qlt соответствующий частоте вращения пг, найдем совместным решением уравнения (4.43) и уравнения характеристики насосной станции. В результате будем иметь    ^ai{b -\-HJQl). Далее, произведя замену

Q2 = (аН„^)/Ь и Я* = Яет* — Я', получим

т|м = V1 — Я'/а .    (4.44)

Из формул (4.41), (4.42) и (4.44) следует, что i]M >r|Ap и rjM >г)п.

Однако это не означает, что регулирование при помощи муфт всегда выгоднее. При сравнении регулирования при помощи муфт с остальными способами надо пользоваться не к. п. д. rjM, а полным к. п. д. т|м полп, который учитывает потери энергии при регулировании и постоянные потери. Последние имеют место не только во время регулирования, но и при работе нефтепровода, когда регулирование не ведется. Чем меньше частота и продолжительность периодов регулирования, тем менее выгодным оказывается регулирование при помощи муфт.

Сравним теперь способы регулирования дросселированием и перепуском. Из формул г]др = С*Я*/«?*Яет*) и г)п = QtHJ(Q0H*) следует, что если Q0H* >ф*Я„*, то г|„ < т]др. Иными словами, если мощность, потребляемая насосом (насосной станцией), с увеличением расхода возрастает, то регулирование дросселированием выгоднее регулирования перепуском, и наоборот.

Насосы, применяемые на магистральных нефтепроводах, имеют пологие характеристики Q—Я; для них зависимость N — N (Q) — возрастающая функция. Поэтому на магистральных нефтепроводах регулирование дросселированием выгоднее регулирования перепуском.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

5.1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СВОЙСТВА ГАЗОВ

Количество газа, как и любого другого вещества, естественно выражать в единицах массы. Однако принято определять не массу газа, а его объем, приведенный к стандартным условиям. Стандартные условия— это давление, равное 0,1013 МПа, и температура 293 К (20 °С). Не следует путать стандартные условия с нормальными, (0,1013 МПа и 273 К).

Расход газа выражают как в единицах массы, так и в единицах объема. Массовый расход, если нет путевых отборов или подкачек, не изменяется по длине газопровода. Объемный расход возрастает, так как давление по длине газопровода снижается. Объемный расход на входе в газоперекачивающий агрегат, т. е. при условиях всасывания, называют объемной подачей. Объемный расход, приведенный к стандартным условиям, называют коммерческим. Коммерческий расход — аналог массового: по длине газопровода он остается неизменным.

Плотность газа р зависит от давления и температуры. Поэтому данные о плотности должны сопровождаться указанием условий (давление и температура). Однако, когда речь идет о плотности при стандартных условиях, указание на эти условия часто опускают.

Удельный объем — величина, обратная плотности:    v = 1/р.

Часто пользуются относительной плотностью газа по воздуху А =

= р/рвозд.

Вязкость газа — свойство, являющееся причиной внутреннего трения, а следовательно, и сопротивления при движении в трубопроводе. Вязкость газа динамическая определяется главным образом количеством движения, переносимым молекулами при переходе их из одного слоя в другой. При увеличении температуры возрастает скорость движения молекул и, следовательно, переносимое количество движения. Поэтому при повышении температуры вязкость возрастает. Зависимость динамической вязкости т} от температуры Т описывается формулой Сатерленда tj== т]0(77273)''5 (273 + С)/(Т + С), где т)0 — вязкость при 273 К; С — постоянная величина.

Теплоемкость (массовая удельная) есть количество тепла, необходимое для нагревания единицы массы газа на один градус: с =

= dq/dT. Теплоемкость зависит от природы газа и от происходящего процесса. Если газ нагревается изохорически, то подводимое тепло q идет на увеличение внутренней энергии и; теплоемкость при постоянном объеме cv ~ dqldT — du/dT. Е!сли же газ нагревается изобарически, то подводимое тепло идет также и на совершение работы; теплоемкость при постоянном давлении

с —    d{ld(u + pv) _ dt

p    dT    dT    dT

Функция i = w + pv называется энтальпией.

Эффект ДжоуляТомсона — это изменение температуры реального газа при дросселировании. Дросселированием в газопроводе можно считать распределенное по длине падение давления. При обычных для газопроводов давлении и температуре дросселирование сопровождается охлаждением газа. Снижение температуры газа при движении его по трубопроводу из-за эффекта Джоуля — Томсона можно объяснить так. Считается, что дроссельный процесс энергетически изолирован. В этом случае    внутренняя    энергия    остается    неизменной.    Внутренняя энергия    включает    в    себя    кинетическую    энергию

молекул и потенциальную энергию их взаимодействия. Газ при движении по газопроводу расширяется. В результате увеличивается расстояние между молекулами и, следовательно, возрастает потенциальная энергия их взаимного притяжения. Но поскольку внутренняя энергия, как было сказано, остается неизменной, увеличение потенциальной энергии сопровождается уменьшением кинетической энергии молекул, т. е. снижением температуры газа. Эффект снижения температуры газа при дросселировании характеризуется коэффициентом Джоуля—Томсона D-,    (дТ/др);.

Газовые смеси. Любой природный газ — смесь газов. Состав смеси может быть выражен в объемных, мольных и массовых долях. Объемная, мольная и массовая концентрации г-го компонента в смеси будут соответственно vt Кг/2Кг; у\ = Л/,/2Л/,; yt = mJ'Zm^ здесь t/; — объем г-го компонента; Nt — число молей в объеме Imt — масса г-го компонента. Учитывая, что VJNiy т. е. объем одного моля, согласно закону Авогадро, для всех газов одинаковый, из выражений для Vi и y'i находим, что у\ = vh т. е. мольные и объемные концентрации совпадают. Связь между мольной (объемной) и массовой концентрациями найдем из очевидных равенств: mt = р;Л/; и где р.; — молекулярная масса г-го компонента; р — молекулярная масса газовой смеси. Разделив первое равенство на второе, получим yt = (р^/р) y'i. Отсюда, если учесть, что 2г/г — 1, получается формула для определения молекулярной массы газовой смеси: р =    или,

поскольку у\ = vh р =

Уравнение состояния. Состояние газа определяется зависимостью между давлением р, объемом V и температурой Т. Графически эта зависимость может быть изображена семейством изотерм (рис. 5.1). Линии ТА (Т^!, Т^Аг и т. д.) показывают изотермическое сжатие в газовой фазе. По достижении объема vA начинается конденсация. Горизонтальные участки Аф^ А2Б2 характеризуют двухфазное состояние. В точках Би Б2 конденсация заканчивается; очень крутые ветви 5^!, Б2Т2 относятся к жидкой фазе. С увеличением температуры участок двухфазного состояния сокращается. Температура Ткр, при которой линии Б1А1 и Б2А 2 сливаются в точку К, называется критической. Давление ркр, объем Ккр и плотность ркр, соответствующие точке К, тоже называются критическими. Когда газ при по-

Рис. 5.1. График зависимости между р, V и Т


Рис. 5.2. График изобарического /—а и изотермического 2—в процессов


v


Р


стоянной температуре Ткр будет сжат до объема vKp (при этом давление будет равно ркр), его плотность достигнет плотности жидкости. Газ нельзя будет отличить от жидкости. Однородность вещества при этом не нарушится. Но малейшее уменьшение температуры вызовет расслоение на жидкую и паровую (газовую) фазы. При температуре выше критической газ не переходит в жидкость ни при каких давлениях. Аналитическая зависимость между р, V и Т (уравнение состояния) наиболее простой вид имеет для идеального газа, т. е. для газа, подчиняющегося законам Гей-Люссака и Бойля—Мариотта.

Представим себе некоторое количество газа при состоянии 1 и такое же количество газа при состоянии 2 (рис. 5.2, точки 1 и 2). Газ, находящийся в состоянии 1, начнем нагревать, сохраняя давление рхнеизменным. Газ будет расширяться и, согласно закону Гей-Люссака, его объем при температуре Т2 будет V = УгТ^Тг. Газ, находящийся в состоянии 2, будем сжимать при постоянной температуре Т2. Когда давление окажется равным р в соответствии с законом Бойля—Мариотта будем иметь V = V., р2х. Поскольку в обоих случаях V — одна и та же величина (на рис. 5.2 она соответствует точке пересечения изобары 1—а и изотермы 2в), получим VXT2ITX-- V«p<Jp\ и далее p1VlIT1 = p2VJT2 или pVIT = const. Постоянная величина зависит от количества газа, содержащегося в объеме V, и от его физической природы. Если взять один моль газа, то, поскольку объем его V для всех газов один и тот же, одинаковой для всех газов будет и величина R. Это — универсальная газовая постоянная. Так получается уравнение состояния для одного моля идеального газа (уравнение Клапейрона)

pV = RT.    (5.1)

Физический смысл универсальной газовой постоянной R — работа 138

изобарического расширения одного моля газа при нагревании его на один градус.

Подставив в (5.1) значения р, V и Т, соответствующие нормальным условиям, т. е. р0 = 101 325 Па, V0 = 22,4135 м3/кмоль и Т0= 273,15 К, получим, что R = 8314 Дж/(кмоль• К).

Если разделить (5.1) на молекулярную массу ц, то получим уравнение состояния для единицы массы газа. Поскольку V7[x = 1/р, это уравнение будет иметь вид р!р = RT, где R — газовая постоянная для единицы массы газа (Дж/(кг-К). Физический смысл R аналогичен физическому смыслу R. В отличие от R численное значение R зависит от состава газа. Таким образом, наряду с молекулярной массой р, газовая постоянная R есть, параметр, характеризующий физическую природу газа. К таким параметрам относятся также плотность газа р (при стандартных или нормальных условиях) и относительная плотность по воздуху Д.

Молекулярную массу определяют, как уже было сказано, по составу газа: р, =    остальные упомянутые параметры — по фор

мулам R Я/ц; р = [х/К; Д = ц/цВочД = р/рпо^.

Законы идеального газа не дают существенных ошибок лишь при небольших давлениях. При давлениях и температурах, обычных для магистральных газопроводов, заметное влияние на зависимость между р, р и Т оказывают Ван-дер-Ваальсовы силы: природный газ сжимается больше, чем это следует для идеального газа (силы притяжения между молекулами превосходят силы отталкивания). Эффект «сверхсжимаемости» усиливается при понижении температуры. В таких случаях уравнение состояния должно учитывать реальное поведение газа. Существует очень много уравнений состояния для реальных газов. Но использование их при расчетах газопроводов почти всегда приводит к весьма громоздким выкладкам. Поэтому обычно пользуются скорректированным уравнением Клапейрона: р!р — zRT, в котором отклонения от законов идеального газа учитываются множителем 2, называемым коэффициентом сжимаемости (или сверхсжимаемости, это точнее). Коэффициент z зависит от давления и температуры. При обычных для магистральных газопроводов условиях z <1 (сверхсжимаемость). Коэффициент сжимаемости зависит от состава газа: чем газ тяжелее, тем z меньше. Однако если г взять в зависимости от р/ркр и Т/Тцр, то влияние состава газа исчезает (закон соответственных состояний). Безразмерные давление и температура р/ркр и 77Ткр называются приведенными (рпр и Тпр). Для смеси газов они берутся по отношению к средним критическим давлению и температуре, которые определяются по формулам ркр = Еу,ркр1-; Гир ¦= = 2UjTVp j.

Коэффициент сжимаемости газа любого состава можно определять по графику г = 2 (р„Р, Тир) (рис. 5.3). В нормах технологического проектирования рекомендована следующая формула:    z    ~

= 1-0,4273 рпрГ-3-668.

5.2. ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ГАЗОПРОВОДА

Движение газа в трубопроводе описывается, как известно из газодинамики, уравнениями:

д (poi) _ _ф

дх    dt

(5.2)

(5.3)

Первое из них называется уравнением движения, второе — уравнением неразрывности.

Обозначения: х — координата, совпадающая с осью трубы и направленная по течению газа; р, w и рсоответственно плотность, скорость и давление газа в сечении х (средние значения); t — время; 1 -f р — поправочный коэффициент на неравномерное распределение скоростей по сечению; за малостью влияния его можно не учитывать (при турбулентном течении р = 0,02—0,03); z — высота, на которой находится центр сечения х\ g — ускорение свободного падения; X — коэффициент гидравлического сопротивления; D—диаметр трубопровода, принимаемый постоянным, не зависящим от х.

Уравнение движения выводится из закона изменения количества движения для потока сжимаемой среды. Первый член в левой части этого уравнения характеризует интенсивность изменения количества движения по длине трубопровода, определяется разностью между выносимым через сечение х + dx, и вносимым через сечение х количествами движения (через сечение х в единицу времени поступает количество движения Fpww = Fpw2, а через сечение х -f dx выносится Fpw2 + д/дх (Fpw2) dx\ F — площадь поперечного сечения трубопровода). Второй член характеризует скорость изменения количества движения в объеме Fdx во времени и указывает на нестационарность процесса.

Члены, стоящие в правой части уравнения, определяют проекции на ось х сил, действующих на элементарную массу газа рFdx: сил

давления --pFdxj, тяжести —pg~~Fdx^ и трения

|~--kpw j знак МИНуС у этих сил обусловлен тем, что градиент

давления dp/dx —отрицательная величина, так как давление по длине трубопровода уменьшается, а сила трения и проекции на ось х силы тяжести действуют в направлении, противоположном направлению оси х.

В левой части уравнения неразрывности представлена разность между количествами газа, прошедшего за единицу времени через сечения х + dx и х, а в правой — накопление газа за то же время в элементарном объеме Fdx. Если через сечение х -f dx вышло больше газа, чем поступило через сечение х, то накопление в объеме Fdx должно быть отрицательным. Этим объясняется знак минус в правой части уравнения неразрывности. К уравнениям (5.2) и (5.3) добавляется еще уравнение состояния / (р, р, Т) =¦¦= 0, где Т — температура. Решение этой системы уравнений, определяющее р, р, w и Т в зависимости от х и t, сопряжено с громадными трудностями. Поэтому прибегают к упрощениям, к линеаризации уравнений.

Рассмотрим установившееся течение газа в трубопроводе. Такой режим движения газа принимают при решении целого ряда практических задач, в том числе и при технологическом расчете магистрального газопровода. Для установившегося течения уравнения (5.2) и

(5.3) упрощаются, так как пропадают члены, содержащие время. Получим

dx    dx    ^    dx    2D    ’

(5.4)

d (pm) _ q dx

(5.5)


Из (5.5) видно, что рш — постоянная величина. Поэтому dw*) = = pwdw = pdw2/2. Учитывая это, приходим к известному уравнению

Это уравнение говорит о том, что падение давления в трубопроводе складывается из падения давления на трение, на подъем газа по вертикали и на возрастание скорости. Уравнение (5.6) — исходное для вывода основных формул гидравлического расчета газопроводов. Чтобы получить эти формулы, следует из (5.6) исключить переменные р и w. Это достигается при помощи уравнения неразрывности, которое запишем в виде

Fpw == М,    (5.7)

— массовый расход), и уравнения состояния

plp = zRT.    (5.8)

Температуру Т принимают постоянной. Коэффициент г, учитывающий отклонение от законов идеального газа, также считают постоянным, поскольку он в диапазоне обычных для газопроводов условий изменяется мало.

Заменив в (5.6) согласно (5.7) и (5.8) р на p/(zRT) и w на MzRTl(Fp) и пренебрегая членом рgdz (его следует учитывать лишь для газопроводов, проходящих по сильно пересеченной местности), получим

.^pdp=J^E2L(K^L-2-^-)

f 2Г'1 V D    р    )

и далее после интегрирования МЪЯТ /. L

21п^Л,

" к z72    \    D    рк    )

где L — длина расчетного участка газопровода, начало и конец которого обозначены индексами «н» и «к». Второе слагаемое в скобках (2 In pJpK) учитывает возрастание кинетической энергии по длине трубопровода. Для магистральных газопроводов эта величина по сравнению с XLID весьма мала. Пренебрегая ею и заменив F на nD2/4, получим

=    (5.9)

По этой формуле можно определить падение давления в трубопроводе, если задан массовый расход М.

Если расход М — искомая величина, то из (5.9) получаем

=-л/—

А \ zR


М=—Л/^—Db.    (5.10)

- Х/ zRTKL    v '

Здесь должны быть заданы давления ри и рк. Разумеется, что остальные величины, входящие в (5.9) или (5.10), также должны быть известны. Формулу (5.10) называют уравнением или формулой расхода, формулу (5.9) — формулой падения квадрата давления. В проектных и эксплуатационных организациях определяют, как уже было сказано, коммерческий расход Q, т. е. объемный расход, приведенный к стандартным условиям.

Заменим в (5.10) М на Q: М = Qp„. Плотность при стандартных условиях выразим в виде рст = pcJRTcr, а газовую постоянную R — через газовую постоянную воздуха и относительную плотность А : R = Rвоэд/А. После таких замен получим, что коммерческий расход

V-

<5Л'>


V

где

к = я_ у _

4 Рст

Формула для разности квадратов давлений примет вид

р2р1 =-.— гПХА Q2.    (5.12)

I и к Кг Dr,

Входящие в эти формулы г, Т п А, подлежат предварительному определению. Вычислим, чему равен коэффициент Л^. Имеем: температура Гст = 293 К, давление рст = 101,3-103 Па, газовая постоянная воз-духа /?[юзд 287 м2/(с2-К). Следовательно,

^ = 3,14-293 -sJW 0 0385 м2 с-A:0,5

4 101,3-103

5.3. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ГАЗОПРОВОДА

Температура движущегося в трубопроводе газа зависит от физических условий движения и от теплообмена с окружающей средой. Для решения задачи привлечем уравнение первого начала термодинамики. Имеем dq = da -f- pdv, где dq — количество подведенной теплоты; du — изменение внутренней энергии газа; р — давление; v —¦ удельный объем газа; pdv — работа, совершаемая газом. Количество теплоты dq складывается из подведенной теплоты извне (dqBn) и выделившейся в результате трения (dqTp). Для газа, движущегося в трубопроводе, теплота, подведенная извне на участке dx,

dqBn=knD(TT0)dx/M,

где k — коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду; D —диаметр трубопровода; Т — температура газа в сечении х; Т0 — температура окружающей среды; М — массовый расход.

Представив работу pdv в виде d (р/р) — dpiр, где р — плотность газа, получим

- J?9JT-To)dX_ +    = du { d/ _рч_ ор_

М    V р ) р

и далее, поскольку и + р!р = i (энтальпия), knD (Т — Т0) dx i_(Uhf = di_dp__

М    р

Заметим здесь, что теплота dqTР, выделившаяся на участке dx, равна Xdx/D (w2l2) и что этой же величине равно и — dp!р (если пренебречь изменением кинетической энергии и влиянием силы тяжести). Следовательно, dqTp и — dpiр сократятся. Это формально. Физический смысл здесь в том, что работа, затраченная газом на преодоление трения, тотчас же возвращается газу в виде теплоты dqTр. Компенсация работы трения выделившейся теплотой — внутренний процесс, а рассматриваемое уравнение выражает собой баланс энергии между газом и окружающей средой. Поэтому в нем не должно быть ни работы трения, ни теплоты трения. Итак, получим

knD(TT0)dx!M=-di.    (5.13)

Теперь учтем, что энтальпия — функция температуры и давления i ~ i (Т, р) и, следовательно,

di

Вспомним, что (дИдТ)рср — теплоемкость при постоянном давле-нии. Что представляет собой (дИдр)т, выясним, предположив, что i — постоянная величина. В этом случае

йгК + Ш/"- °-

Отсюда получаем, что

\ др )т V дТ )р \ др Ji

Но (dT/dp)i = Dt — коэффициент Джоуля — Томсона. Следовательно, (дИдр)т = —CpDi и, далее, di = cpdTcj^idp. Введем это в (5.13) и разделим (5.13) на ср:

knD (ТТв) dx

dT-Didp.

McD

Теперь представим dp в виде dx и примем, что градиент паде-

dx

ния давления dp/dx == — (рнpK)/L (линейный закон распределения давления). Затем, обозначив для краткости knD/(Mcp) = а, будем иметь

- а (Т — Т„)dx dT + Di Ри ~ Рк dx и далее

dT

После интегрирования получаем следующую формулу, определяющую температуру газа на расстоянии х от начальной точки газопровода:


Рис. 5.4. Кривые изменения температуры газа по длине газопровода:

/ — по Шухову; 2 — с учетом эффекта Джоуля — Томсона


.7


Т = Т0 + (Т„-Т0) ехр (ах)—?>, Рн ~'Рк [1—ехр (-ах)].    (5.14)

aL

Если здесь отбросить последнее слагаемое, то получим знаменитую формулу Шухова

Т=Т0 +(Г„ — Т0)ехр( —ах).    (5.15)

Формула Шухова описывает распределение температуры по длине трубопровода, обусловленное теплопередачей в окружающую среду. Согласно (5.15) при Тн0 температура газа Т в любой точке газопровода больше Т0. Лишь при х = оо Т = Т0. В формуле (5.14) последнее слагаемое учитывает понижение температуры из-за эффекта Джоуля —Томсона. Этой формулой следует пользоваться, когда требуется повышенная точность расчета.

На основании (5.14) и (5.15) получаются следующие формулы для вычисления средней температуры газа по длине трубопровода:

Тс р = Т0 + (Т„ - Т0) -L-exP(~aL)

aL

Рн — Рк Л    I    —    ехр    (    —    al)


— ^1--еХР^ )    (5.16)

¦D.


aL


Тср =: Т„ + (Т„- То) ' exp (.--^L- .    (5.17)

aL

Температура газа, входящая в формулы для гидравлического расчета газопровода, принимается равной Тср. На рис. 5.4 изображен график, показывающий характер изменения температуры по длине газопровода.

5.4. КОЭФФИЦИЕНТ ГИДРАВЛИЧЕСКОЮ СОПРОТИВЛЕНИЯ ДЛЯ ГАЗОПРОВОДОВ. КОЭФФИЦИЕНТ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Природа гидравлического сопротивления для газа и капельной жидкости одна и та же. Поэтому нет принципиальных различий между формулами, определяющими коэффициент гидравлического сопротивления для газопроводов и нефтепроводов. Однако при расчете магистральных газопроводов обычно пользуются специальными формулами. До 60-х годов весьма широко применялись эмпирические формулы, в которых коэффициент гидравлического    сопротивления    X выражен в зависимости от числа Рейнольдса    и    диаметра    трубопровода:

X = X (Re) и X = X (D). Число таких формул велико, и порой было трудно решить, какой из них следует отдать предпочтение. После появления универсальных формул X - - X (Re, k/D), учитывающих как число Рейнольдса, так и относительную шероховатость труб (k/D), стали пользоваться формулой

X = 0,067 (158/Re -| - 2 k/D)0-2,    (5.18)

аналогичной по своей структуре формуле Альтшуля

Я. = 0,11 (68/Re-! -k/D)°&.

При режиме гладкого трения, когда 158/Re ; - 2к/D, она переходит в X —- 0,1844/Re0-2, а при квадратичном режиме, когда 158/Re ^ 2k/D, переходит в

к = 0,067 (2/e/D)0'2    (5.19)

и в частном случае, когда к =¦--- 0,03 мм (по данным ВНИИгаза — среднее значение эквивалентной шероховатости для новых газопроводов) X = 0,03817/D0'2.

Квадратичный режим движения газа — обычный для магистральных газопроводов. Режим смешанного трения бывает при неполной загрузке газопровода. Режим гладкого трения характерен для распределительных газопроводов в населенных пунктах. Считается, что переход от режима смешанного трения к квадратичному происходит при числе Рейнольдса

Renep-U(2k/D)~'*.    (5.20)

Если Re >Reriep, то режим квадратичный. Число Рейнольдса удобно представить в следующем виде:

--    __    4    Аряолд(?

яОг|    п!)ц

и далее, выразив Q в млн. м:|/сут, D — в мм и г] — в Па-с,

Re — 17,75- 10я.    (5.21)

Di]

Из (5.20) и (5.21) получается выражение для расхода, соответствующего Re„cp: <?псг> “• 0,219-10~:,D2'5)]/(AI',’A) пли при k ^ 0,03 мм Qnep = 0,0422D2-5 г]/Д. Режим считается квадратичным, если Q >- 0„ер. Щ

Коэффициент гидравлического сопротивления с течением времени изменяется.

Если газ сухой и не содержит сероводорода, то находящиеся в нем твердые частицы шлифуют стенки трубопровода, шероховатость, а следовательно, и коэффициент гидравлического сопротивления постепенно уменьшаются. И наоборот, наличие в газе влаги и особенно сероводорода (внутренняя коррозия) приводит к постепенному возрастанию шероховатости и коэффициента гидравлического сопротивления. Сильное влияние па гидравлическое сопротивление оказывают скопления п пониженных точках трассы конденсата и влаги. К значительному увеличению гидравлического сопротивления приводит образование гидратов. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода по сравнению с проектным характеризуется коэффициентом эффективности    ф,    где    Хг    — теоретическое значение

коэффициента гидравлического сопротивления, определяемое обычно по формуле (5.19); Яф— фактический коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент находят из формулы, определяющей пропускную способность газопровода. Входящие в нее значения Q, рн, рк и А берут по фактическим, опытным данным, Т и 2 предварительно вычисляют, использовав средние значения давлений и температур, измеренных в начальной и конечной точках рассматриваемого участка трубопровода. Измерения делают в дни, когда режим наиболее близок к стационарному.

Коэффициент эффективности свидетельствует также об изменении пропускной способности трубопровода: Е = Qj,/Qr, где Q, — фактическая пропускная способность-, QT пропускная способность , вычисленная при коэффициенте гидравлического сопротивления Хт и при значениях рп, рк, А, Т и г, полученных по опытным данным. Коэффициент эффективности определяют периодически для каждого участка (перегона между станциями). По величине Е судят о загрязненности трубопровода. Низкие значения Е указывают на необходимость очистки трубопровода. Скопления конденсата и воды удаляют продувкой. Если это не приводит к нужному эффекту, то прибегают к очистке трубопровода специальными скребками.

5.5. ПАДЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ПО ДЛИНЕ ГАЗОПРОВОДА.

СРЕДНЕЕ ДАВЛЕНИЕ

Распределение давления по длине трубопровода можно получить из (5.12), заменив L на х:

,    ,    1 гТХД

р- == р„-------

у    п    к* D5

или

если принять для краткости 1 гТ). А К2 D6

Это уравнение падения квадрата давления.



Рис. 5.5. Кривые распределения давлений и квадратов давлений по длине газопроводов


Для магистральных газопроводов можно считать, что с не изменяется по длине трубопровода и, следовательно, зависимость р2 от х — линейная (рис. 5.5). Из (5.22) получаем уравнение распределения давления по длине газопровода

Р =    Vp2h-cQ2*.    (5.23)

Замечая, что согласно (5.11) cQ2 = 2нpfylL, представим уравнение 5.23) в другом виде:

р =    л/р'1—{р1—pI)xIL •    <5-24)

График    р = р (х) — отрезок ветви параболы, ограниченной точками

О, /?н и    L, рк (см. рис. 5.5).

Воспользовавшись формулой (5.24), найдем среднее давление в газопроводе:

Рср L\'\J Р

2 2

Рн-Рк xdx


L

После интегрирования получаем Рср -

2    Рн - Pi

3    Р2„-Р2к


или

Рср = ^-(р„ + —

з V    Ри    +    Рк    /

Среднее давление устанавливается в газопроводе после остановки перекачки. По среднему давлению находят коэффициент г, учитывающий отклонение от законов идеального газа, а также определяют количество газа, содержащегося в трубопроводе. Положив в (5.24) P — Рср, найдем расстояние, на котором давление равно среднему: , -Лео —

СР „2 _2

Рв-Рк

Из этой формулы видно, что расстояние хср зависит от отношения давлений pJpK. При изменении pJpK от 1 до оо xcpIL изменяется от 0,5 до 5/9.

Газопроводы, отличающиеся от простых, т. е. однониточных постоянного диаметра, будем называть сложными. Таковыми являются многониточные газопроводы, газопроводы с лупингами, газопроводы, состоящие из последовательно соединенных участков различного диаметра. К сложным будем относить также газопроводы, имеющие путевые отборы или подкачки. Цель расчета сложных газопроводов такая же, как и для простых: определение либо пропускной способности, либо давлений в узловых пунктах (начальная или конечная точки, точки отборов или подкачек).

Основные расчетные формулы — те же, что и для простых газопроводов, т. е. (5.11) и (5.12). Эти формулы можно применять либо для отдельных ниток рассчитываемого сложного газопровода, либо в том случае, когда газопровод приведен к простому.

Представим упомянутые формулы в более компактном виде. Входящие в них г, Т и Д определяются отдельно, и их можно считать заданными. Включив эти величины в состав постоянного коэффициента А0, получим

Pl-Pl- ВафШО\


(5.25)

(5.26)

где Ао~К/л/гТА-, Во—1/At.

При квадратичном режиме течения, если постоянные величины, содержащиеся в (5.19), ввести в коэффициент А0, формулы (5.25) и

(5.26) примут вид

(5.27)



(5.28)

Однониточный газопровод с путевыми отборами и подкачками

Пусть газопровод состоит из участков, границами которых служат пункты отборов (подкачек). Будем считать, что эти участки —простые трубопроводы (рис. 5.6). Отборы (подкачки) qlt q2, qa и т. д. заданы, известны, следовательно, расходы на участках будут Qx, Q2, Q3 и т. д. Требуется определить давления в узловых точках газопровода. В соответствии с (5.26) и рис. 5.6 имеем:

для первого участка pl—p\ =    Для второго участка

р\—р\ = B(lQp.2L2/Df, для т-го р2т_—р2т = B0Q2mXmLJD5m; для конечного pi-1—рк = B0QlKLJDl. Сложив эти уравнения, получим

k

1

*1

Чг

Ь

Jm- t

Jm

I K-t

Ь г

L3 Qj

Qm

Я ^

PH ft    Рг    Рз    Рт-1    Рт    /V/    Рк

Рис. 5.6. Схема сложного однониточного газопровода

Давление в конце участка т может быть найдено из формулы

т

' Pl-Pl-^QPlL.lD]    (5.29)

м

или

р1~р1 = во Z    (5-3°)

j=m+l

в зависимости от того, какое давление известно — рн или рк.

Предварительно, разумеется, должны быть определены коэффициенты гидравлического сопротивления X,-. Это не вызовет затруднений, поскольку Qi и Di известны. Если отборы (подкачки) невелики, то целесообразным оказывается трубопровод постоянного диаметра. Будем иметь

pS-p^Bo/^ZWr

1=1

Приняв, что режим течения газа квадратичный и, следовательно, коэффициенты гидравлического сопротивления на всех участках одинаковы, получим

п2_р2 ^ В _А_ у Q2L

“н г к    0 ?)й    i

откуда легко определяется диаметр D, поскольку коэффициент гидравлического сопротивления А, есть функция диаметра. При необходимости можно воспользоваться формулой (5.29) или (5.30) и определить давления в узловых точках.

Далее речь пойдет о сложных газопроводах, не имеющих путевых отборов или подкачек. Режим течения будем считать квадратичным.

Способы приведения сложного газопровода к простому

Сложный газопровод может быть приведен к простому заменой его на эквивалентный или при помощи специальных коэффициентов. Эквивалентным газопроводом называют однониточный постоянного диаметра, равноценный по пропускной способности рассчитываемому. Очевидно, что для любого газопровода можно подобрать целый ряд эквивалентных, различающихся по диаметру и длине. Их может быть столько, сколько существует значений внутренних диаметров труб, выпускаемых промышленностью. Чтобы задача была определенной, одна из указанных величин — либо диаметр, либо длина — должна быть задана. Вторая должна определяться специальным расчетом. Ясно, что эквивалентной может быть названа лишь эта вторая, т. е. подлежащая определению величина. Если считать заданной длину эквивалентного газопровода (естественно принять ее равной фактической длине L), то пропускная способность рассчитываемого газопровода будет определяться формулой, аналогичной (5.27):

(5.31)

А если заданным считать диаметр эквивалентного газопровода D0 (произвольная величина), то


(5.32)

В первом случае определению подлежит эквивалентный диаметр Д,, а во втором — эквивалентная длина L3. Привести сложный газопровод к эквивалентному — значит определить специальным расчетом либо D3, либо L3. Оба эти способа равноправны. Расчет состоит в том, чтобы выразить D3 или 1э сложного газопровода через D3 или L3 простых трубопроводов, входящих в его состав. Для простого трубопровода эквивалентный и фактический диаметры совпадают, т. е. D9 = D, а эквивалентная длина L3 = L (D0/D)52 следует из сопоставления формул (5.27) и (5.32). Приведение сложного газопровода к эквивалентному при помощи D3, как видно, несколько проще, чем при помощи L3. Отдадим ему предпочтение.

Теперь рассмотрим приведение сложного газопровода к простому при помощи специальных коэффициентов. Введем в рассуждение «эталонный газопровод». Диаметр эталонного газопровода (обозначим его D0) — произвольная величина. Удобно принять D0 = 1000 мм. Пропускная способность эталонного газопровода

(5.33)

Умножим и разделим правую часть (5.31) на D^6. Получим, что пропускная способность сложного газопровода

(5.34)

Сомножитель kp называется коэффициентом расхода газопровода: kv (D3/Z)0)26. Из сопоставления (5.34) и (5.33) следует, что kp =

- Q/Qo, откуда и происходит название этого коэффициента.

Для простого трубопровода диаметром D kp — (D/D0)2-6, поскольку в этом случае, как уже было показано, D3 = D.

При рг:счете сложных газопроводов, содержащих блоки с параллельными трубопроводами различной длины, весьма удобным оказывается коэффициент, включающий в себя не только эквивалентный диаметр D „ но и длину газопровода L. Обозначим этот коэффициент я и назовем его «коэффициентом приведения». Формула пропускной способности теперь будет иметь вид

Q = A Vph — Рк*-    (5-35)

Из формул (5.35), (5.34) и (5.31) следует связь к с Ар и Da:

к = Do,6Wr = DY/^L.

Как и D3, коэффициенты kp и и учитывают особенности конструкции рассчитываемого газопровода. Поэтому определение kp или х сложного газопровода, как и определение D3, означает приведение его (газопровода) к простому. Итак, чтобы рассчитать сложный газопровод (вычислить Q или pi—р^), необходимо прежде всего определить D3 или kp или и этого газопровода.

В большинстве случаев сложный газопровод можно представить состоящим из отдельных блоков трубопроводов, соединенных друг с другом параллельно или последовательно. В свою очередь, каждый из этих блоков может состоять из более мелких блоков, соединенных тоже параллельно или последовательно вплоть до отдельных ниток.

Рассмотрим, как определяются D3, kp и х при параллельном и последовательном соединении трубопроводов (или блоков).

Параллельные газопроводы

Пропускная способность газопровода любой конструкции, в том числе и системы параллельных трубопроводов, как уже было показано, может быть выражена формулами (5.31), (5.34) или (5.35).

Пропускная способность t'-ro трубопровода, входящего в эту систему, Qc выражается такими же формулами. Следует лишь D3, kp

П

или к приписать индекс i. Учитывая, что Q=?Qj, где п — число

1=1

параллельных трубопроводов, получаем

^•6 = iz?321; /fep = 2>Pi; * =    (5.36)

i=i i=i ;=i

Очевидно, что первые два равенства действительны лишь при условии, что L, = L, т. е. все параллельные трубопроводы имеют одну и ту же длину. Последнее равенство свободно от этого ограничения; оно справедливо также и при неодинаковых длинах параллельных трубопроводов. В этом — некоторое преимущество приведения сложного газопровода к простому при помощи коэффициента н.

Последовательно соединенные газопроводы Напишем формулы разности квадратов давления;

L

Df,’2kl

Р2 р2=Асз2-^.    (5-37)

и к    иi

Эти формулы пригодны для газопроводов любой конструкции, в том числе и для рассматриваемой.

Аналогично (5.37) напишем, чему равны разности квадратов давлений р2р\, р2р\, р\р2, .... р\_х—р2 для последовательно соединенных участков. Сложив эти равенства, будем иметь

к к ¦ р2 = BQ2 V ; Р2 — Р2 = —!— Q2V

р2-Г Н


k

и р^р2к = в<22?^г-    (5,38)

(=|

Теперь сопоставим (5.37) и (5.38). Получим, что при последовательном соединении трубопроводов (или трубопроводных блоков)

= \ _L_.    (5.39)

L ki L ki i *2 L *?

5,2


D


p

.=i [=j

Газопроводы, состоящие из параллельно и последовательно соединенных блоков

Процедура приведения таких газопроводов к простому или, что то же, определение их D3, kp или х прежде всего состоит в том, чтобы выделить (начала самые крупные блоки, из которых состоит газопровод, затем более мелкие блоки и так далее до отдельных ниток. Помня, что при параллельном соединении складываются D2&, kpi или хе, а при последовательном — LjD^, Ьс2 или 1/х2, составляются в той же последовательности выражения, определяющие эти параметры. Следующий этап — определение численных значений D3, kp или х отдельных трубопроводов (ниток) затем блоков и, наконец, всего газопровода Способы приведения сложного газопровода к простому при помощи D3, kp или х, очевидно, равноценны. Однако при неодинаковых длинах параллельных трубопроводов в каком-либо блоке коэффициент х оказывается предпочтительным.

Газопроводы с лупингами\ увеличение пропускной способности газопроводов

Лупинги предназначаются либо для увеличения пропускной способности, либо для повышения давления в конечной точке газопровода, либо для снижения давления в начальной точке. Цель расчета — определение длины лупинга, при которой обеспечивается требуемый эффект. Газопровод с лупингом — один из простейших видов сложных

газопроводов. При расчете газопроводов с лупингами удобно пользоваться коэффициентами расхода.

Определим коэффициент расхода газопровода, схема которого изображена на рис. 5.7. Газопровод состоит из участков L—х и х. Первый из них — однониточный, диаметром коэффициент расхода этого участка — kpl. Участок х —двухниточный; диаметры ниток— Dj и D2, коэффициент расхода kpi2. Участки L—х и х соединены последовательно. Поэтому в соответствии с (5.39) будем иметь

где kp — коэффициент расхода всего газопровода; коэффициент расхода kpi следует считать известной величиной; коэффициент расхода ?Р12 подлежит определению. Поскольку трубопроводы / и 2 соединены параллельно, согласно (5.36) kpl2 = kpl + kP2 (как и kpl, коэффициент kP2—тоже известная величина). Получим

L Lх    х

(V + V)2

откуда

(5.40)

Теперь сравним пропускную способность газопровода с лупингом (Q) с пропускной способностью газопровода без лупинга (Qx). При условии, что давления р„ и рк до и после прокладки лупинга одинаковые, на основании формулы (5.34) можно написать, что коэффициент увеличения пропускной способности х = Q/Qx = kp/kpi. Учитывая (5.40), получим, что

(5.41)

Из (5.41) находим, что длина лупннга, необходимая для увеличения пропускной способности в % раз,

Теперь найдем длину лупинга, для случая, когда необходимо повысить давление р.< до рк* (при неизменной пропускной способности Q).

В частном случае, когда диаметры магистрали и лупинга и D2 одинаковые, кр.г ----- kvl и формулы (5.41) и (5.42) примут вид


(5.43)


Из уравнений


(5.44)

а при одинаковых диаметрах лупинга и магистрали (Z)a = Dt)

Если же лупинг прокладывается для снижения давления ра до то, поступив аналогично, найдем

L

х

\-( fepl V Рн“Рк

V ^р1 Ч" k р2 )

и при D2 == Dv

Второй способ увеличения пропускной способности газопровода — удвоение числа компрессорных станций. Считая, что это равносильно сокращении) расстояний между станциями вдвое, напишем: до удвоения числа станций


и после удпоения



Отсюда следует, что коэффициент увеличения пропускной способности

x=Q*/Q = V2 .

Многониточный газопровод с лупингом

Рассмотрим n-ниточный газопровод с лупингом. Начальная точка лупинга соединена со всеми п трубопроводами (рис. 5.8). По-прежнему будем считать, что рассматриваемый газопровод состоит из двух последовательно соединенных блоков: L—х и х. Блок L—х составлен из л, а блок х — из n + 1 параллельно идущих ниток. Очевидно, что формулы для х и для х будут иметь вид, аналогичный (5.41) и (5.42).

п    я-}-1

Достаточно лишь заменить в них kpl на ?/гр* и kpl~\-kp2 на ^kpi.

i=i    i=i

Получим, что коэффициент увеличения пропускной способности при прокладке лупинга длиной л:

Х=--'    "    -:---.    (5.45)

'!М]

а длина лупинга при заданном значении %

Из трех последних формул видно: чем больше число ниток п, тем меньше эффективность лупинга — коэффициент увеличения пропускной способности % уменьшается, длина лупинга, обеспечивающая заданные х или Л**, возрастает.

Эффективность перемычек

Если лупинг соединен лишь с частью параллельных ниток (рис. 5.9) или лишь с одной из них, то линия падения квадратов давления у ниток, связанных с лупингом, будет с изломом (в точке подключения лупинга), а у «свободных» ниток — без излома. Давление в свободных нитках будет выше, чем в лупингованных. Если теперь соединить перемычкой все нитки, то давления сравняются и линия падения квадратов давления будет для всех ниток одна и та же (на рис. 5.9 — пунктирная). Произойдет перераспределение расходов, в результате чего пропускная способность газопроводной системы увеличится. Отношение пропускной способности газопровода с перемычкой к пропускной

156

J-4 -S


р,


Рис. 5.8. Схема многониточного газопровода с лупингом


Lх и х после соединения всех ниток    ь*------------------[-*---

способности до включения перемычки будем называть эффективностью перемычки. Перемычки эффективны не только в местах присоединения лупингов, но и в точках, где изменяются диаметры трубопроводов. В этих точках изменяется угол наклона линии падения квадрата давления, и соединение перемычкой таких ниток с другими приведет к перераспределению расходов и, следовательно, к увеличению пропускной способности. Очевидно, что с увеличением числа ниток эффективность перемычки уменьшается. Очевидно также, что эффективность перемычки уменьшается с уменьшением различия в диаметрах участков. Если диаметры параллельных ниток не изменяются по длине и если отсутствует лупинг, то перемычки как средство, увеличивающее пропускную способность газопровода, оказываются бесполезными (в этом случае линия падения квадрата давления будет одна, общая для всех параллельных ниток). Однако это не означает, что для таких газопроводов перемычки не нужны. Перемычки позволяют, например, уменьшить снижение пропускной способности при аварийных или планово-предупредительных ремонтах трубопровода. Эти работы ведутся не на всей поврежденной нитке, а на сравнительно небольшой ее части. При помощи кранов ремонтируемый участок отключается. Пропускная способность газопровода при этом снижается. Очевидно, что чем меньше длина ремонтируемого участка

и, следовательно, чем большее число перемычек имеет система трубопроводов, тем меньше будет снижение пропускной способности. Определим число перемычек, при котором пропускная способность уменьшается до заданного предела. Обозначив длину ремонтируемого участка Lх, получим, что число перемычек

(5.46)

Пусть общее число ниток газопровода равно п. Тогда при отключении на участка L—х одной нитки на ремонт газопровод можно считать

157

(п—1)-ниточным с лупингом длиной х. Далее поступим аналогично тому, как это было при определении коэффициента увеличения пропускной способности /2-ниточного газопровода прокладкой лупинга. Отличие состоит лишь в том, что сейчас требуется определить не коэффициент увеличения пропускной способности, а коэффициент ее уменьшения t|) = Q„_i/Qn, где Q„_j — расход при отключении участка L—х одной из ниток на ремонт и Qn — расход, когда все нитки загружены полностью. В результате будем иметь:

л —I

Отсюда находим относительную длину перемонтируемой части газопровода xlL и подставляем в (5.46). В результате получаем формулу, определяющую число перемычек в зависимости от заданного снижения пропускной способности:

и формула числа перемычек будет выглядеть проще:

т == ^(l+W - 1 .

1 — г|>2

5.7. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА С УЧЕТОМ РЕЛЬЕФА ТРАССЫ

Согласно нормам технологического проектирования газопроводов рельеф следует учитывать в тех случаях, когда на трассе имеются точки, расположенные выше или ниже начального пункта газопровода более чем на 200 м. Представим себе, что такой газопровод состоит из соединенных друг с другом прямолинейных наклонных участков. Начало и конец каждого из них — характерные точки трассы, геодезические отметки которых существенно различные. Микрорельефом участков пренебрегаем. Для любого из этих участков

| mlZ.    (5.47)

Привлечем сюда уравнение состояния piр — zRT и сделаем замены:

4 М    4MzRT . dz ,

где Az — р;зность высот конца п начала участка; 1 — длина участка. Кроме того, умножим (6.47) на р. В результате получим:

Az

J/)- ^M-h |-a—^-p^dx

где

11    л    aAz

(индексы «н» и «к» означают начало п конец наклонного участка).

Далее целесообразно индекс «п» присвоить началу первого участка, а индекс «к» концу последнего. Первый, второй, третий и т. д. участки, составляющие рассматриваемый газопровод, обозначим соответствующими цифрами. Этими же цифрами будем обозначать конечные точки участков. Таким образом, для первого участка

Умножим второе уравнение па ехр (aAz^, третье на ехр (Дг.2 I Az,) I, четвертое па ехр \а (Az3 I Аг3 + Дгх) 1 и т. д. и учтем, что

аД?! ~ о (z, — г„); а (Az3 -|- Az,) а (г,— z„); а (Лг3 f Лг2 | Дг,) ¦ a (z3 — ?„) и т. д.

Затем сложим уравнения для всех участков. Приняв гн = 0, получим

Pl~ р\чЩ) К) - М2Ь У /.    гх: (!г- :) .    (5.48)

V    ^    afa-Zi-j)

3

Теперь воспользуемся формулой

и примем exp (azt) ж 1 -f azi -f . Отсюда


(агг-х)8

2


]


a (21

“ 1 + ~(г1 +;ri-l)-


a (Zi2<_!)


1 + агг_ 1 +


Примем также exp (azK) ж 1 + azK. Подставив это в (5.48), получим


(5.49)


и далее

(5.50)


Здесь azK учитывает влияние разности высот конечной и начальной точек газопровода на его пропускную способность. Чем выше расположена конечная точка по отношению к начальной (чем больше zK), тем пропускная способность меньше, и наоборот.

а к

Слагаемое - У (Zj-fZj-i)/,- учитывает влияние на пропуск-

i=i

ную способность геодезических отметок промежуточных точек, т. е. влияние характера профиля трассы. Заметим, что

1    к

^(zt + zi_1)li = F представляет собой алгебраическую сумму

2    i=i

площадей, заключенных между линией профиля трассы и горизонтальной линией, проведенной из начальной точки трассы (рис. 5.10). Там, где линия профиля проходит выше горизонтальной линии, площадь F имеет знак плюс, а где ниже — минус. Пропускная способность, как это видно из (5.50), будет больше у того газопровода, у ко-160 торого при прочих равных условиях суммарная площадь /• меньше.

Например, пропускная способность топронодч / Я......3 4 меньше

пропускной способности горизонтального газопровода 1-5 такой же протяженности и такого же диаметра не только из-за того, что г4 _>zB, по и потому, что = 0, а /•'/_2...,;--/;>0. Влияние вида профиля трассы на пропускную способность обусловлено тем, что в начале трубопровода плотность газа больше, чем в конце. Если

а к

azK и —- (Zi -hzi-i)ti отбросить, то (5.49) и (5.50) обратятся в уже

известные нам формулы для расчета газопроводов, проходящих по равнинной местности.

5.8. ХАРАКТЕРИСТИКИ НАГНЕТАТЕЛЕЙ

Характеристикой центробежного компрессора называется зависимость отношения давлений (степени сжатия) г, политропического коэффициента мощности (к. п. д.) т)пол и внутренней мощности от расхода при различной частоте вращения ротора. Известно, что

ляяраь

Ппол) Ni — fit2, з (Qb> рв» Рв> w))    (5.51)

где Qa — расход; рв — давление; рв — плотность газа при условиях всасывания, называемых обычно начальными-, D ., —диаметр рабочего колеса; ш — угловая скорость.

На основании теории подобия зависимость (5.51) представляют в критериальной форме:

г, Лп,    -7^=V    (5'52>

PbD2u    V ®2и2    -\JzaRTв)

где и2 = Dto) —окружная скорость; QJ(D%ui) — коэффициент расхода; u^/^JzbRTв — число Маха.

Согласно (5.52) можно построить графики зависимости безразмерной мощности Ni/pBD'iul от безразмерного расхода QJ(D\u2) при различных числах Маха. Но поступают иначе. Поскольку D2 — заданная величина, заменяют окружную скорость иг частотой вращения ротора п и переходят к следующему выражению:

е, Л-«и., “ /i ,-2 ,з (^~ ,    V    (5    •    53)

Pb«j    V    п л/znRTu)

где AVpBrt3, Qb/п и h/'s/zbRTb -размерные величины, пропорциональные соответствующим безразмерным параметрам в (5.52).

Чтобы характеристики были пригодны для природных газов различного состава, их приводят к фиксированным, целесообразно выбранным условиям. Параметры приведения: Rllp = 490 Дж/(кг-К); Тъ. пр = 288 К; 2В. пр = 0,91 и ппр пи (номинальная).

В результате получаем

Е, т1пол, Г-^1 =/i,a,3rQ..p, f—) .    (5-54)

L Рв Jnp    L    \    tin    /пр

Рис. 5.11. Приведенные характеристики нагнетателя 370-14-1. Условия приведения: Тв. пр = 288 К; Rnp = 500 Дж/(кг-К); 2D.np =40.9i; n„= 5300 i/мин

где

п н п


pRunT


иpJ в. пр


(5.55)


ZbRT d


V; Qa

V    pH /пр Рв V П /

/_«_Ч    =_П_    /г^

V    п„ /пр п„ V


Такие характеристики, называемые приведенными, были разработаны во ВНИИгазе. В итоге широко поставленнв1х натурных испытаний центробежных нагнетателей ВНИИгазом изданы специальные альбомы приведенных характеристик.

На рис. 5.11, а изображены приведенные характеристики для нагнетателя 370-14-1. Порядок расчета следующий: по формулам (5.55) определяют приведенный объемный расход на всасывании Qnp и приведенную относительную частоту вращения («/«н)пР; при этом рабочий расход Qnp должен быть больше наименьшего, от которого начинаются кривые характеристики, не менее чем на 10 %; наименьший расход соответствует границе помпажа;

в зависимости от Qnp по соответствующим кривым находят поли-тропический к. п. д. т]ПОл и приведенную внутреннюю мощность 162

(AVp„)r,P, а в зависимости от Qnp и (п/и,,),,Р — степень сжатия; по найденной величине (AVpB)nP вычисляют согласно (5.55) и, прибавив сюда мощность jVMex, затрачиваемую на механические потери, получают мощность на муфте привода.

При расчете режимов работы нагнетателей можно пользоваться также характеристиками второго типа, построенными не по объемному, а по коммерческому расходу. Такие характеристики нагнетателя изображены на рис. 5.11,6.

Порядок расчета следующий:

вычисляют приведенный коммерческий расход QK. „р и приведенную относительную частоту вращения:

в нижнем поле кривых находят точку с координатами QK. щ>, ра\ от этой точки движутся по линии приведенного объемного расхода Qnp до пересечения с нужной линией (nlnu)uP; на шкале е находят, чему равна степень сжатия;

далее по вертикали переходят на верхнее поле кривых; в точке пересечения вертикали с (п/пн)ир — значение приведенной внутренней мощности A^jnp; по формуле

вычисляют внутреннюю мощность Л/,, и затем находят мощность на валу привода N ~ /V; -[- NMex.

Характеристики компрессоров могут быть представлены аналитически. Из известных зависимостей наилучшей считается

(5.56)

Это уравнение характеристики первого типа. Если заменить


получим уравнение характеристики второго типа

(5.57)

здесь

Ь = Ь0а2вТв1Т„),

(5.58)


а и Ь0 — опытные коэффициенты, зависящие от состава газа (R, гв), температуры газа перед входом в нагнетатель Тв и частоты вращения ротора (п).

Для поршневых компрессоров (станций) достаточно точным оказывается следующее эмпирическое уравнение характеристики: где а и Ь — коэффициенты, получаемые обработкой опытных кривых зависимости объемного расхода при условиях всасывания (QB) от степени сжатия е; а -= Qa (при е ----- 1, b — учитывает влияние мертвого пространства).

Если объемный расход Qu заменить коммерческим QK, то из (5.59) получается уравнение такого же вида, как и для центробежных компрессоров:

Это уравнение, как в (5.59), весьма удобно при совместном решении с уравнением характеристики трубопровода.

5.9. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ГАЗОПРОВОДА И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Режимы работы трубопровода и компрессорных станций (КС) связаны между собой: расход в трубопроводе равен подаче КС, давление нагнетания соответствует давлению в начале перегона между станциями, а давление всасывания следующей КС. равно давлению в конце перегона. Любые изменения режима работы КС приводят к изменениям режима работы трубопровода, и наоборот. Поэтому нельзя определить пропускную способность газопровода при помощи одной только формулы расхода. Пропускную способность газопровода также нельзя найти, пользуясь только характеристиками нагнетателей или только аналитическими выражениями этих характеристик.

Трубопровод и КС следует рассматривать как единое целое, и в технологическом расчете газопровода режимы работы трубопровода и КС должны быть согласованы. Это согласование может быть осуществлено совместным решением уравнений характеристик КС и характеристики перегонов между станциями. Уравнение характеристики КС возьмем в виде р*ар\bQ2, а уравнение характеристики трубопровода (перегона между КС) удобно выразить так: р\ = р2 + clQ2, где с — постоянный коэффициент; I - длина перегона.

Рассмотрим простейший магистральный газопровод с одной промежуточной КС (рис. 5.12). Требуется рассчитать режим работы газопровода как единой газодинамической системы, а именно определить пропускную способность газопровода Q и давления всасывания ря и нагнетания р,п КС при известных (и постоянных) значениях давления в начале и в конце рк газопровода. Это можно сделать, решив совместно уравнения характеристик двух перегонов и КС газопровода

V

кг.

А

Г»

\

......:

9

......h________

При этом предполагается, что коэффициент с, равный

|6Р стгсрГсри

(5.61)


rt2rLo5

практически одинаков для первого и второго перегонов. Для его определения необходимо задаться в первом приближении значениями zcp, ГСр и X. После определения Q, рв и ра1, а также в процессе теплового расчета перегонов их значения могут быть уточнены. Отметим, что принятие различных значений коэффициента с для каждого из перегонов газопровода не осложнило бы решение задачи.

Решая систему уравнений (6.50), находим

л/—

Q


(5.62)


+ Ь + с12

При неработающей КС уравнение (5.62) превращается в известное уравнение расхода участка газопровода

JAziL,

Q


V с (h + li)

поскольку в этом случае а = 1, а b 0. Из уравнения (5.62) следует очень важный практический вывод: при прочих равных условиях (неизменных значениях давлений в начале и конце газопровода и заданной характеристике КС) пропускная способность газопровода как системы тем больше, чем ближе КС будет размещена к началу газопровода. Очевидно, что при этом одновременно будут возрастать давления на входе и выходе КС. Увеличение пропускной способности газопровода при смещении КС к его началу объясняется повышением степени сжатия КС вследствие уменьшения объемной производительности на ее всасывании (растет давление рв), а также некоторым повышением среднего давления для обоих перегонов, что вызывает расход энергии на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу (снижается средняя скорость движения газа на перегоне).

Для газопровода с п компрессорными станциями имеем ph-aipli-bfi-2

PI2 = а2Р2в2 - b,fi2\ P2h2 - P% + c2/2Q2;    (5.63)

Pln^anPln-bnQ'2’ Pin /'к : c,irR2-

Обозначив ijt = bi + Ci lt и найдя из    первой    пары    уравнений pt2,

из второй р\-л и т. д., получим, что для    КС, номер    которой    равен х

Р{^ах • ¦ •    +!/x-i)Q2:

= • • • й2в. (!>, ¦ • • а^-1 -I й,)Q2-    (5-64)

Для конечной точки газопровода

Pi = ВД, - (? пЛ-14 «/„) Q2-

где П; =    .    .    .    ап.

Отсюда расход в системе КС — трубопровод

(5.65)

Если станции однотипные и перегоны между ними одинаковые (за исключением последнего, длина которого зависит от давления рк), т. е. если

то

аг = а2 = . .

а

II

с

в

II

bi = ь.г = . .

bn b\

1!

II

sj

¦ = cn = c\

|j

II

iH

¦I n -1 = U

II

II

ii

a

1

1

2 П/f/j—i —

п~{ + an~‘


. о , ч а" — а . . .+а? + а)уг=-—у

1=2    а    —    1

и формула (5.65) станет проще

Q= д/(anPS, —Рк)/(-7ТГу +    '    (566)

Если начальной точкой газопровода считать не всасывающий, а нагнетательный коллектор головной компрессорной станции, где дав-166 ление равно то из системы (5.63) надо будет исключить первое уравнение. Тогда

Q д/    У    Л    a*~'cl    -I Уп)-    (5-67)

Из (5.65), (5.66) и (5.67) видно, что пропускная способность газопровода в первую очередь зависит от давления в начальной точке газопровода (рВ1 или р,п)', даже незначительное снижение этого давления приводит к ощутимому уменьшению пропускной способности газопровода » !)¦

Давление в конечной точке газопровода, напротив, оказывает незначительное влияние на его пропускную способность; оно может изменяться в довольно большом диапазоне, и на пропускной способности газопровода это существенно не отразится. Влияние рл на Q тем меньше, чем больше число станций п; влияние начального давления на пропускную способность газопровода с увеличением п, наоборот, возрастает.

Из (5.65), (5.66) и (5.67) также следует, что на пропускную способность газопровода влияет расположение компрессорных станций: чем меньше расстояния между ними, тем меньше у и, следовательно, тем больше Q. Но при сближении станций возрастут давления рв и рн. Это — ограничение: давление в любой точке газопровода не должно превышать допустимого из условия прочности.

При однотипных станциях и одинаковых перегонах между ними упрощаются также выражения, определяющие давления всасывания и нагнетания: для произвольно взятой компрессорной станции х вместо (5.64) получаем

р:,    ;р;:    !<v-.

(5.68)

p'i, “'Pi.    ('*    b) <22-

Отсюда следует, что давления всасывания и нагнетания даже при однотипных КО и при перегонах одной и той же протяженности практически не бывают одинаковыми на всех станциях. Одинаковыми эти давления будут при расходе, который получается из первой пары уравнений (5.63):

Q = /)BiV(a—!)/«/¦    (5.69)

Если это подставить в (5.68), то на любой станции х окажется, что

Рв — Ръ\ и рн = Phi-

Из последней пары уравнений (5.63) нетрудно найти давление рк, при котором все это может быть обеспечено. Получается, что р^ =

= Pbi (1 —уп /у) + yjy 1-

Изменения давления рк вызывают изменения давлений всасывания и нагнетания (рв и р„) на КС. Рассмотрим, как это происходит. Пусть давление рк повысилось на Дрк. Если бы расход оставался

неизменным, то для перегона между последней КС и конечным пунктом газопровода р2пi A pi,)-    (р к i А/;к)-. Отсюда следует,

ЧТ('

(5.70)


АрнСАр,

т. е. прирост давления в начале перегона меньше величины, на которую повысилось давление в конце перегона.

На компрессорной станции повышение давления всасывания (Арв) по сравнению с повышением давления нагнетания (Д/;„) определяется из сопоставления отношений давления (степеней сжатия). При неизменном расходе а ч Ари)/(рв -(¦ Д/;и) -- pjpa. Отсюда следует, что

(5.71)


ApB<A/;„.

Однако в действующем газопроводе изменения давления рк связаны с изменением отбора газа в конечном пункте газопровода; увеличение рк происходит при уменьшении отбора. Если это учесть, то неравенства (5.70) п (5.71) усилятся.

Таким образом, на участке последняя КС — конечный пункт газопровода Арв <Д/?Н <Д/?к.

Такой же вывод следует и для остальных станций и перегонов между ними. Но заметными изменения р„ и рв при изменении рк бывают лишь на последних двух — трех станциях. На последней КС Арн и Арв — самые большие, на предпоследней они значительно меньше, а на остальных КС давления ра и рв практически не изменяются. Теперь рассмотрим, как будут изменяться давления рв и р„ на КС при изменении давления в начальной точке газопровода. Пусть давление pBJ возросло на АрВ1. Считая сначала, что расход не изменился, получим, как и прежде из сравнения степеней сжатия, что Л/?,,! > Арв1, а из равенства разностей квадратов давлений для перегона между первой и второй станциями Л/?в2^>Арн1.

Для второй станции окажется, что Арн2у>Арв2, для перегона между второй и третьей станциями Дрви > Д/?н2 и т. д. Но, как уже было сказано, изменение давления рвл сопряжено с изменением подачи газа в газопровод, при этом чем больше число КС, тем больше увеличивается расход при повышении давления рвХ. Увеличение расхода приведет к уменьшению степени сжатия, а это, как нетрудно понять,— к уменьшению Ари. В результате неравенства Арн >Арвокажутся либо ослабленными, либо знак у них переменится на обратный. То же получается и с неравенствами для перегонов между станциями. Таким образом, в общем случае нельзя сделать вывод о том, что больше — Ари или Арв и как эти величины будут изменяться от станции к станции — увеличиваться или уменьшаться. Можно лишь сказать, что при увеличении подачи газа в газопровод давления рв и рл повысятся, линии падения давлений поднимутся, а при уменьшении подачи газа — наоборот.

Для сравнения заметим, что при увеличении отбора газа давления рв и р„ уменьшатся и линии падения давлений на перегонах между станциями снизятся.

5.10. РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ИЛИ АГРЕГАТОВ

Нередко случается, что часть КС по тем или иным причинам не работает. Это бывает, например, в периоды слабого потребления газа (летом) на газопроводе, не имеющем подземных хранилищ, при авариях, в начальный период эксплуатации газопровода, когда станции вводятся в действие по очередям.

Рассмотрим сначала простейший случай: на газопроводе с однотипными и расположенными на одинаковых расстояниях станциями одна из них (х) вышла из строя. Очевидно, что пропускная способность их уменьшается. Ее можно найти из той же системы уравнений (5.63), но при этом надо учесть, что в точке х р„х = рвх и поэтому в уравнении plx = axplxbxQ2, входящем в систему (5.63), следует принять ах = 1 и Ьх = 0. Тогда получим

Qx==yil—^^LA--------------------(5.72)

—-— у + an~xcl + уп

а — 1

или, если первой станции нет и давление газа, поступающего в начальный пункт газопровода, обозначить р„Л, то

Q Л /-- —^—--------.    (5.73)

2 ~а у + (а«-> + fl»-*) cl + уп

а — 1

Формула (5.72) или (5.73) позволяет сделать вывод, что чем меньше номер вышедшей из строя станции (х), тем сильнее снижается пропускная способность газопровода. Больше всего она снизится при отключении первой станции. Разделив (5.67) на (5.72) при х = 1, найдем, во сколько раз уменьшится пропускная способность газопровода при отключении первой станции:

=    /    о" Ун|-Рк

Л

<?i


V аП~'р1\-р1

Если ап~1рвхрк, то Q/Qt « рн1в1 = ex.

Выход из строя последней КС не оказывает существенного влияния на пропускную способность газопровода. В этом нетрудно убедиться. Положив в (5.72) х — п, при достаточно большом п, когда an~lp2Biр2к

получаем, что Qrl ж рВ1 л/{а — 1 )1у. Это — расход при условии, что давления рв и р„ па всех станциях одинаковые. Помимо формального вывода, вытекающего из (5.72) или (5.73), можно дать следующее объяснение снижению пропускной способности газопровода в зависимости от номера отключенной станции. Будем считать, что станция х -f 1 делит газопровод на два участка: левый и правый. На левом участке снижение пропускной способности происходит из-за уменьшения числа действующих КС. При этом очевидно, что это уменьшение числа станций будет тем ощутимей, чем меньше их находится на рассматриваемом участке, т. е. чем меньше х.

Причина снижения пропускной способности газопровода на правом участке — уменьшение давления всасывания на станции х -|- 1. Влияние уменьшения давления всасывания на снижение пропускной способности газопровода согласно (5.66) возрастает с увеличением числа станций. В рассматриваемом случае (на правом участке) число станций увеличивается при уменьшении левого участка, т. е. при уменьшении х. Следовательно, как и для левого участка, пропускная способность газопровода снижается тем сильнее, чем меньше х.

При отключении двух станций хх и х2 по аналогии с (5.72)

Таким же путем получаются формулы, определяющие расход при выходе из строя любого числа станций. Если на какой-либо КС работают не все, а лишь часть компрессорных агрегатов, то, обозначив для этой станции аах и bЬх, из системы уравнений (5.63) можно получить

где ух — bx + с/.

Теперь рассмотрим, как после отключения части или всех агрегатов на станции х изменятся давления ръ и рп на предыдущих и последующих станциях. Примем всасывающий коллектор станции х (точка х) за конечный пункт левого участка газопровода. Линия падения давления, идущая от станции х—1, вследствие уменьшения расхода будет более пологой. Поэтому давление в точке х возрастет. Получается аналогия с рассмотренным выше увеличением давлений при уменьшении отбора газа. Поэтому давления рн и рв на станции л-—1 увеличатся; на станции х—2 они возрастут в меньшей мере и т. д. Для пра-ного участка, начинающегося от станции х |- 1, аналогия будет со случаем уменьшения подачи газа на головную станцию: линия падения давления будет более пологой, давления на станциях понизятся. Давления р„ и рв можно определить, переходя от станции к станции. Зная давление в конце газопровода, по формуле р\ — р\j + c/Q2 находим давление р„ на последней станции. Затем по формуле р1к= ар\—bQ или при помощи приведенных характеристик нагнетателей находим давление Далее таким же путем можно вычислить 170 давления на всех остальных станциях. Пели при нормальной работе газопровода давления рн близки к допустимому ра, то при отключении станции .V необходимо провести регулирование, снижающее давление рп на станции х—1 до допустимого давления рл.

Возьмем участок, начинающийся от станции х—1. Вторая станция на этом участке отключена. Расход при условии, что давление на первой станции х—1 равно рА, может быть определен по формуле (5.73), в которой сначала следует принять х = 2, а затем п надо будет заменить на п—2). Получим, что наибольшее допустимое значение расхода при отключении станции

/ZZ^E3H3ZI.

Д/ JL—ziiL у+п ~х а + Уп

у    а    —    1

После определения расхода QxPi решается вопрос о том, каким образом на станции х—1 может быть достигнуто давление ря т. е. решается вопрос о регулировании. Наиболее экономичные способы регулирования — отключение агрегатов и изменение частоты вращения роторов.

Число агрегатов, которые должны быть отключены на станциях от первой до х—1 включительно, и частоту вращения роторов можно определить по приведенным характеристикам. При этом возможен целый ряд режимов работы, обеспечивающих на станции х—1 давление, равное рд. Наилучшим из них будет тот, при котором давления поддерживаются на возможно более высоком уровне. В этом случае линии падения давления будут пологими, степени сжатия на станциях, а следовательно, и мощности, затрачиваемые на компримиро-вание,— наименьшими.

5.11. ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Определение экономически наивыгоднейших параметров магистрального газопровода (диаметр D, рабочее давление рг и степень сжатия компрессорных станций е) — одна из основных задач технологического расчета. В качестве критерия при выборе оптимальных параметров газопроводов принимаются приведенные затраты 5 ~

^ КЕ + Э , где 5 — приведенные годовые затраты; К — капитальные затраты; Е— нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (при расчете объектов транспорта и хранения нефти и газа он принимается равным 0,12 1/год); Э— эксплуатационные расходы. Для расчета наивыгоднейших параметров магистральных газопроводов используют методы графоаналитический, сравнения конкурирующих вариантов, а также аналитический. В практике проектирования наибольшее распространение получили первые два метода.

Этот метод расчета оптимальных параметров в конечном счете сводится к определению рациональной области применения труб различного диаметра и рабочего давления, а также к обоснованию области использования газоперекачивающих агрегатов (ГПА), выпускаемых промышленностью в данный период. С этой целью для каждого из вариантов с постоянным диаметром труб, рабочего давления, типа ГПА и степени сжатия строят графическую зависимость удельных приведенных затрат S от пропускной способности газопровода Q. Удельные затраты — затраты на единицу длины и пропускной способности газопровода. При построении такой зависимости для выбранного сочетания основных параметров (D, р и е), а также для определенного типа ГПА используют укрупненные нормативные технико-экономические показатели, разрабатываемые проектными институтами, в частности В НИПИтрансгазом.

Удельные приведенные затраты находят из следующего выражения: 5УД = SKC/(IQ) + Sj,. JQ, где SKC — приведенные затраты на одну КС, зависящие от ее типоразмера, т. е. от типа, числа и схемы работы ГПА; 5Л. ч — приведенные затраты по линейной части газопровода в расчете на единицу длины, зависящие от его диаметра и рабочего давления; / — расстояние между КС, зависящее от диаметра и рабочего давления газопровода, а также от степени сжатия КС. На рис. 5.13 приведено несколько подобных графических зависимостей 5уД = / (Q) для газопроводов диаметром 1020—1620 мм с рабочим давлением 5,6 МПа и двухступенчатым компримированием. Подобные графические зависимости, построенные для всех практически возможных и целесообразных сочетаний диаметра и рабочего давления газопровода и степени сжатия КС, позволяют при проектировании

Рис. 5.13. График рациональной области применения газопроводов различного диаметра

конкретного газопровода наметить сравнительно небольшое число конкурирующих вариантов для выбора его экономически иаивыгод-иейшнх параметров. При этом конкурирующие варианты назначаются с учетом стандарта па трубы, а также типов ГПА, выпускаемых промышленностью для магистральных газопроводов. Следует отметить, что подобные графические зависимости обычно строят для каких-то средних условий строительства газопроводов без учета таких важных показателей, как сроки ввода в эксплуатацию газопровода в целом, уровень замыкающих затрат на газ в районе строительства газопровода и т. д. Поэтому при проектировании конкретных газопроводов обычно используют метод сравнения конкурирующих вариантов.

Метод сравнения конкурирующих вариантов

В соответствии с этим методом и в зависимости от пропускной способности газопровода намечается ряд конкурирующих вариантов по диаметру, рабочему давлению газопровода и степени сжатия КС. При этом используют известные рекомендации о рациональной области применения труб различного диаметра и рабочего давления, а также различных типоразмеров КС. Применительно к газопроводам достаточно большой пропускной способности (более 5 млрд. м3/год) с учетом выпускаемого промышленностью оборудования для магистральных газопроводов для сравнения следует рассматривать варианты с рабочим давлением 5,6 и 7,6 МПа, а в отношении степени сжатия КС — схемы одно- и двухступенчатого компрнмирования. Для выбора оптимального диаметра обычно достаточно сравнить 2—3 варианта.

По каждому из намеченных вариантов проводят комплекс механических, тепловых, гидравлических и экономических расчетов для определения приведенных затрат на строительство и эксплуатацию газопровода. К строительству обычно принимается вариант с наименьшими приведенными затратами. Если какие-либо варианты оказываются по приведенным затратам примерно равноценными (разница приведенных затрат не превышает 5 %), то для выбора наивыгоднейшего варианта может быть использован дополнительный критерий, например величина металловложений, капитальных затрат и т. д.

Аналитический метод

При проектировании реальных газопроводов рассмотренные методы являются наиболее целесообразными и рациональными, вместе с тем при общем исследовании вопроса об оптимальных параметрах магистральных газопроводов, в частности при изучении зависимости оптимальных значений диаметра и рабочего давления газопровода и степени сжатия КС от его пропускной способности, более рациональным становится аналитический метод. Хотя этот метод и является менее точным в результате использования приближенных аналитических выражений для приведенных затрат, тем не менее он позволяет получить более четкую зависимость оптимальных параметров газопровода от его пропускной способности, применяемого оборудования, материа-

лов, условий строительства и т. д. Аналитический метод позволяет обеспечить научный подход к разработке стандарта на трубы н нормального ряда ГПА для магистральных газопроводов.

Аналитический метод расчета оптимальных параметров магистральных газопроводов предполагает использовать приближенные аналитические зависимости для приведенных затрат как функции пропускной способности газопровода, его диаметра и давления, а также степени сжатия КС. Выбор указанных аналитических зависимостей определяется требованиями достаточно точного совпадения расчетных значений экономических показателей с нормативными и необходимой простоты исследования поставленной задачи, поскольку в противном случае аналитический метод лишается всех своих преимуществ.

Исследуем сначала зависимость оптимальной степени сжатия КС от пропускной способности газопровода. Удельные приведенные затраты на КС газопровода в расчете на единицу его длины можно представить следующим образом 5уд. кс -= 5КС//. Величина SKC может быть достаточно точно представлена в виде

^кс ;= Ь AnQ. (е    0’

где А о — приведенные затраты на одну КС, не зависящие от ее мощности; An — коэффициент, характеризующий приведенные затраты на одну КС, зависящие от ее мощности; т — показатель политропы. Расстояние между КС газопровода определяется из уравнения расхода

РР5

I


cQ2

Тогда выражение удельных приведенных затрат на КС газопровода принимает следующий вид:

с    Uo+,4wQ(em    |т—    1)1    cQ2    к2    /к -7ЛЧ

-ЬУД КС    ^5    72—Г-    (5-74)

Оптимальную степень сжатия найдем, приравняв нулю частную производную от выражения удельных приведенных затрат по степени сжатия. После преобразований получаем

С


AnQ

Таким образом, оптимальная степень сжатия КС газопровода не зависит от его диаметра и рабочего давления. При увеличении пропускной способности газопровода правая часть стремится к двум, поэтому степень сжатия должна стремиться к единице. Это объясняется тем, что при повышении пропускной способности газопровода уменьшается доля приведенных затрат на КС, не зависящих от ее мощности, и, наоборот, увеличиваются затраты, пропорциональные рабочей мощности КС. Последние же с понижением степени сжатия уменьшаются. Значения отношения AJAN для КС с агрегатами ГТК-Ю

О 20    40    60    80    100    2    k    в    8    10

Q^ мг-ti M3/cij гл

Рис. 5.14. График зависимости оптимальной степени сжатия газотурбинных (а) и газомоторных (б) КС магистральных газопроводов от пропускной способности:

/ — при Л0Л4д'~ 1 млн. м'/сут; 2 — 0,8 мли. м:,/сут; 3 — 0,4 млн. м'/сут

и ГТК-16 соответственно равны (при m -- 1,31) 0,97 и 0,94 млн. м3/сут при рабочем давлении 5,6 и 0,8 МПа и 0,86 млн. м3/сут при давлении 7,6 МПа.

На рис. 5.14 изображена зависимость оптимальной степени сжатия е газотурбинных и газомоторных КС газопровода от его пропускной способности Q при m = 1,31 и различных значениях отношения А0Ы. Приведенные графические зависимости е0пт = / (Q) в определенной степени носят качественный характер, однако они дают достаточно четкое представление о характере изменения оптимальной степени сжатия КС при изменении их пропускной способности и определяют область, где необходимо искать оптимальную степень сжатия более точными методами.

При проектировании большинства магистральных газопроводов отдают предпочтение даже при больших расходах (15—20 млрд. м3/год) вариантам со степенью сжатия 1,4—1,5, хотя это менее выгодно как по приведенным затратам, так и по всем остальным экономическим показателям. Преимуществом такого решения можно считать несколько большую надежность, более широкий диапазон регулирования пропускной способности, большую устойчивость системы КС — газопровод вследствие более крутой газодинамической характеристики КС, возможность более быстрого ввода в эксплуатацию всех КС газопровода (меньшее число строительных площадок). Однако в каждом конкретном случае необходимо детально обосновать выбор той или иной схемы компримирования КС.

Перейдем к исследованию зависимости оптимального диаметра и рабочего давления газопровода от его пропускной способности. Анализ нормативных экономических показателей позволяет рекомендовать следующую интерполяционную формулу, аналитически выра-

жающуго зависимость приведенных затрат линейной части газопровода от диаметра и рабочего давления:

5ЛЧ-VKS>D2 + Sz>?2,

(5.75)


где S0 — приведенные затраты на единицу длины газопровода, не зависящие от его диаметра и рабочего давления; Sp — приведенные затраты на единицу длины газопровода, пропорциональные массе трубопровода; SD — приведенные затраты на единицу длины газопровода, зависящие только от диаметра трубопровода. Выражение (5.75) достаточно точно аппроксимирует нормативные приведенные затраты по линейной части газопроводов в широком диапазоне изменения диаметра (от 530 до 1420 мм) и рабочего давления. Максимальная погрешность расчетных данных по отношению к нормативным не превышает 3—4 %, что следует считать вполне допустимым для проводимых исследований.

Для приведенных затрат на одну КС с газотурбинным приводом весьма удобна следующая приближенная аналитическая зависимость:

5кс *^окс Н~ SqQ 4 Sp kcPiQ,

(5.76)


где 50КС — приведенные затраты на одну КС, не зависящие от ее типоразмера; SQ — приведенные затраты на одну КС, зависящие только от ее подачи; SpKC — приведенные затраты на одну КС, зависящие от ее рабочего давления и подачи.

С учетом выражений (5.74), (5.75) и (5.76) уравнение удельных приведенных затрат на единицу длины газопровода при фиксированной степени сжатия КС (считается, что выбор оптимальной степени сжатия КС уже сделан) принимает следующий вид:

(¦SqKC + SqQ -\- Sp KCPlQ) Q'

[ S0 + SpPiD* + SdD\


где

Оптимальные значения рабочего давления и диаметра газопровода найдем, приравняв к нулю частные производные от приведенных затрат по давлению и диаметру:

g (-SqKC 4- SqQ -|- Sp kcPiQ) Q2cp\D6

<)S

<)D


2SlplD -\ ‘2SuU - 0; (5.77)


2 ¦SqKC + SqQ___Sp kcQ3 |

cp\D5    cp^D1'


OS др l


1SpD* = 0;


Решая совместно два последних уравнения, находим


(5.78)


0 2 | ( Sqkc + sqq _2Sd_\р _л s_p__s0KC + SqQ ;Q ^5 80)

+ l SpKCQ    Sp    )Pl    Sp    SD kcQ

Анализ полученных уравнений позволяет сделать выводы.

1.    Оптимальное давление газопровода в основном зависит от соотношений SD/SP и SQ/SP кс, повышаясь с их ростом. Другими словами, оптимальное давление тем выше, чем меньше при прочих равных условиях составляющие приведенных затрат линейной части и КС, зависящие от рабочего давления. В частности, если SpKC = О, т. е. приведенные затраты на КС не зависят от рабочего давления, то оптимальное давление р1 = 4Sd/Sp.

2.    Применение высокопрочных сталей приводит к увеличению оптимального рабочего давления газопровода, так как при этом отношение SD/SP увеличивается.

3.    Оптимальное рабочее давление весьма слабо зависит от пропускной способности газопровода, особенно в области больших расходов, когда уравнение (5.80) принимает такой вид:

Sq _ 25р ^ п _ А Sд _Sq_ _ q

+    ---S )Pl_4'

SP SpKC


V jpKc    /

4.    Оптимальный диаметр газопровода, как видно из уравнения (5.79), в первую очередь зависит от пропускной способности газопровода. При больших значениях Q оптимальный диаметр газопровода примерно пропорционален пропускной способности в степени 7/3.

5.    Удельные приведенные затраты в расчете на единицу длины и пропускной способности газопровода уменьшаются с ее ростом. Поэтому удельные приведенные затраты однониточного газопровода всегда меньше, чем многониточного равной пропускной способности. Однако необходимо отметить, что существует другой подход к выбору оптимальных параметров магистральных газопроводов, составляющих вместе с газовыми промыслами и потребителями единую систему. Наличие сезонной неравномерности газопотребления и условие бесперебойной подачи газа потребителям накладывают отпечаток на экономику трубопроводного транспорта газа. В частности, обработка статистических данных об отказах на магистральных газопроводах показывает, что их общая продолжительность за год существенно возрастает с увеличением диаметра газопровода. Поэтому с увеличением диаметра газопровода возрастают (для обеспечения одного уровня надежности газоснабжения) затраты на создание необходимых резервов газообразного или другого вида топлива в районе газопотребления. В первую очередь это возможно за счет увеличения мощности подземных хранилищ газа. На случай перерыва подачи газа по газопроводу следует предусмотреть возможность увеличения суточного отбора газа из подземного хранилища, что даже при его неизменной полезной емкости приводит к значительному увеличению затрат на его сооружение и эксплуатацию. Поэтому с учетом обеспечения необходимой надежности двухниточный газопровод может оказаться более экономичным, чем однониточный газопровод большего диаметра с такой же пропускной способностью. Приведенные аналитические исследования оптимальных параметров в значительной степени носят качественный характер. В таком виде аналитический метод для проектной практики вряд ли представляет большой интерес. Однако в несколько упрощенном виде аналитическая методика может быть применена и к решению целого ряда задач в проектной практике. В частности, при определении рациональной области применения труб различного диаметра вместо графоаналитического метода более удобен следующий упрощенный аналитический метод.

Для заданных значений рабочего давления и диаметра газопровода, а также типа ГПА и схемы компримирования уравнение удельных приведенных затрат в расчете на единицу длины и пропускной способности имеет вид

(Sa -1- SqQ) Q

S


УД -


где 5Л. ч — удельные приведенные затраты па единицу длины газопровода диаметром D и рабочим давлением рг. Если, например, необходимо определить пропускную способность, выше которой трубопровод диаметром D2 будет выгоднее трубопровода диаметром Dj (при Dj <CD2), достаточно решить равенство

(Vi-SQ<?)C ,    _    (s„    I    SqQ)Q    s

л. 4


где 5л.ч и 5л! ч — удельные приведенные затраты на линейную часть газопроводов соответственно диаметром ?), и D 2, принимаемые по нормативным источникам.

Аналогичным образом может быть найдена пропускная способность, при которой, например, двухниточный газопровод будет выгоднее однониточного и т. д.

Для практики определенный интерес представляет оптимальная пропускная способность газопроводов различных диаметров, соответствующая минимальным удельным приведенным затратам.

Приравнивая к нулю производную от удельных приведенных затрат по расходу, получаем

dSya ___2SqQ Sa (| q

dQ    ср\оГз    QJ

о тсюда

2Q3 + Q2---cp\Dri ^ 0.

Sq    Sq

Из последнего уравнения определяется оптимальная пропускная способность газопровода заданного диаметра и рабочего давления.

5.12. РЕЖИМ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА ПРИ СБРОСАХ И ПОДКАЧКАХ

Характерной особенностью магистральных газопроводов является наличие значительного числа сбросов попутным потребителям. Эти сбросы могут производиться как в течение всего года (будучи, как правило, переменными по времени), так и периодически (например, сбросы буферным потребителям). Для протяженных магистральных газопроводов нередко также наличие подкачек газа по трассе. Эти поступления газа возможны из других магистральных газопроводов по специальным перемычкам или с недалеко расположенных газовых месторождений и подземных хранилищ газа.

В связи с созданием Единой системы газоснабжения страны любой крупный магистральный газопровод, как правило, имеет значительное число сбросов и подкачек, которые, будучи переменными во времени, могут существенно влиять на режим работы газопровода в целом. Расчет режима работы протяженного магистрального газопровода с переменными сбросами и подкачками представляет весьма сложную инженерную задачу, требующую применения совершенного математического аппарата и вычислительной техники.

Здесь даются лишь качественный анализ режима работы магистрального газопровода с переменными сбросами и подкачками и на основе этого некоторые общие рекомендации по регулированию его режима работы.

На рис. 5.15, а изображен график изменения режима работы газопровода при периодическом сбросе. Как видно из графика, при периодическом сбросе линия депрессии давления (пунктирная линия) снижается на всем протяжении газопровода, но особенно заметно на участке после сброса. Это объясняется тем, что при сбросе пропускная способность на участке после сброса уменьшается, а это, в свою очередь, при неизменных конечном давлении газопровода и характеристиках КС приводит к снижению линии депрессии давления за сбросом. Отсюда же следует, что на участке до сброса пропускная способность должна несколько возрасти. С увеличением пропускной способности степени сжатия КС, расположенных до сброса, уменьшаются, что приводит к снижению линии депрессии давления и на этом участке.

Очевидно, чем больше сброс, тем в большей степени снижается линия депрессии давления. На основе сделанного ранее анализа также следует, что чем ближе к началу газопровода будет расположен сброс, тем в большей степени при прочих равных условиях будет изменяться режим работы газопровода. Таким образом, при периодических сбросах давления на всех КС газопровода понижаются, а подача газа конечному потребителю уменьшается (при неизменных характеристиках КС). Такая же картина получается при увеличении сброса. Последнее очень характерно для зимнего периода работы газопровода, когда из-за сезонной неравномерности газопотребления сбросы газа попутным потребителям заметно увеличиваются. При этом давления на выходе последних станций заметно снижаются, а эффективность их работы падает вследствие снижения их степеней сжатия.

Рис. 5.15. Графики изменения режима работы газопровода при периодических сбросе (а) и подкачке (б):

2 — линии депрессии газопровода соответственно со сбросом и без сброса; 3 и 4 — линии депрессии газопровода соответственно с подкачкой и без подкачки

Снижение степеней сжатия на КС, расположенных за сбросом, объясняется увеличением объемной подачи, отнесенной к условиям всасывания КС этого участка. В некоторых случаях эта подача может снизиться настолько, что возникает необходимость регулирования, поскольку она не должна быть меньше минимально допустимой, указанной в паспорте нагнетателя (здесь рассматривается лишь КС с центробежными нагнетателями). Повышения рабочих давлений на участке за сбросом можно добиться за счет отключения части агрегатов на одной или двух последних КС газопровода или снижения частоты вращения ротора нагнетателей на тех же КС. При отключении части агрегатов на последней или двух последних КС пропускная способность протяженного газопровода с большим числом станций практически не изменяется, в то же время заметно повышается эффективность работы остальных КС за сбросом (повышаются их степень сжатия, мощность и к. п. д.).

График изменения режима работы газопровода при периодической подкачке изображен на рис. 5.15, б. Как видно из графика, при подкачке (пунктирная линия) наблюдается повышение давления на всех КС газопровода. Поэтому если давление на какой-либо КС превышает максимально допустимое, то возникает необходимость регулирования отключением части агрегатов или снижением частоты вращения ротора агрегатов на этой станции или на станциях, расположенных до нее.

Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как чисто технологических, так и экономических соображений. В частности, необходимо стремиться к тому, чтобы размещение КС отвечало требованиям удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того, следует помнить, что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность отдельных участков и газопровода в целом, а также на суммарную мощность КС. Как было показано ранее (см. уравнение (5.65)), при прочих равных условиях пропускная способность газопровода тем больше, чем ближе к его началу расположены КС. Физически увеличение пропускной способности газопровода при смещении КС к началу газопровода объясняется двумя причинами. Во-первых, при приближении КС к началу газопровода (рис. 5.16, а) увеличиваются давления на входе станций, а следовательно, уменьшается подача КС, отнесенная к условиям всасывания. Это, в свою очередь, приводит к увеличению степени сжатия КС, а значит, и пропускной способности газопровода. Во-вторых, при смещении КС к началу газопровода повышается среднее давление на участках между станциями, что приводит к уменьшению затрат энергии (при прочих равных условиях) на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу, так как снижается скорость движения газа. Максимально возможная пропускная способность газопровода при заданном числе КС с учетом ограничения давления нагнетания, следовательно, будет достигнута при таком расположении КС по трассе, когда на всех станциях давление нагнетания будет равно максимально допустимому ртах- Так, при однотипных КС и отсутствии сбросов и подкачек по трассе газопровода оптимальное расположение КС на трассе, обеспечивающее максимально возможную пропускную способность газопровода, может быть найдено из следующей системы уравнений характеристик участков трубопровода и КС:

-\- С (LП.1) Qmax

(5.81)

Отсюда находим максимально возможную пропускную способность газопровода Qmax при п промежуточных КС

а затем расстояние между КС

I = ~ 1} рах ~ ас^шах

и давление всасывания КС

Рис. 5.16. График изменения режима работы газопровода при смещении КС (а) и промежуточной КС (б) к началу газопровода:

1 \\ 2 ¦— линии депрессии газопровода еоотпететпенпо после смещения и до смещения КО

Давление нагнетания головной КС также принято равным ртах. Следует подчеркнуть, что давление нагнетания головной КС необходимо во всех случаях (в том числе и в процессе надения пластового давления на промысле) поддерживать на уровне    за    счет ввода

дополнительных мощностей (увеличения числа ступеней сжатия), так как это позволяет максимально использовать пропускную способность газопровода в целом и уменьшить затраты энергии на перекачку газа.

При строительстве крупных магистральных газопроводов в несколько очередей возникает задача определения очередности ввода в эксплуатацию КС газопровода. Минимально возможное число КС, которые должны быть введены в эксплуатацию на том или ином этапе развития газопровода с заданной пропускной способностью, может быть найдено из системы уравнений (5.81). При этом необходимо лишь учитывать, что на КС к этому времени могут быть в эксплуатации не все газоперекачивающие агрегаты, что отразится на коэффициентах а и b в уравнении характеристик КС.

В некоторых случаях размещение КС на трассе газопровода может проводиться из условия минимальных энергозатрат на перекачку заданного количества газа. Это, в частности, возможно в том случае, когда при расстановке КС в соответствии с системой уравнений (8.51) пропускная способность газопровода окажется больше необходимой подачи газа или возможностей промысла.

Так, при одной промежуточной КС и постоянном начальном давлении газопровода рН1 (рис. 5.16, б) мощность этой КС при неизменной (заданной) пропускной способности газопровода будет существенно зависеть от ее положения на трассе газопровода. Чем ближе она расположена к началу газопровода, тем меньше будет ее степень сжатия (при постоянной пропускной способности газопровода) и тем меньше будет ее рабочая мощность. Следовательно, для уменьшения энергозатрат на перекачку газа надо КС располагать как можно ближе к началу газопровода, т. е. размещать их на трассе таким образом, чтобы давления нагнетания на них были равны ртах.

С энергетической точки зрения при поэтапном вводе в эксплуатации протяженного газопровода с большим числом КС предпочтителен одновременный пуск возможно большего числа КС, что позволит при заданной пропускной способности на первых этапах развития газопровода уменьшить расход энергии на перекачку газа (за счет снижения степеней сжатия отдельных КС) по сравнению с вариантом, где та же самая пропускная способность обеспечивается строительством меньшего числа КС (с большей степенью сжатия и, следовательно, большим числам газоперекачивающих агрегатов). Так, если при полном развитии газопровода все его КС будут работать по схеме двухступенчатой) компримирования, то уже на первом этапе строительства, когда пропускная способность его будет меньше проектной, может оказаться целесообразным ввести в эксплуатацию большую часть КС (а возможно, и все КС) па режиме одноступенчатого компримирования, так как это может уменьшить энергозатраты на перекачку газа. Однако в этом случае увеличивается фронт строительно-монтажных работ, поскольку их необходимо вести на большем числе площадок, что имеет свои минусы. Очевидно, в каждом конкретном случае необходим детальный технико-экономический расчет для выбора оптимального варианта наращивания мощности газопровода в целом.

Характерной особенностью работы магистральных газопроводов является наличие сезонной и суточной неравномерности газопотребления. В частности, для покрытия часовых пиков газопотребления используется аккумулирующая способность самого газопровода и прежде всего его последнего участка. Аккумулирующая способность последнего участка зависит, очевидно, от его геометрических размеров (диаметра и длины) и рабочего давления, а следовательно, и от расположения последней КС.

Исследуем, как зависит аккумулирующая способность последнего участка газопровода от его длины. Для определения аккумулирующей способности последнего участка воспользуемся методом последовательной смены стационарных состояний, считая, что дважды в сутки, когда расход газа в начале и конце участка становится равным среднечасовому, режим движения газа и распределение давления на последнем участке близки к стационарному. Тогда в конце периода накопления газа в последнем участке среднее давление можно выразить следующим образом:

(5 82)


)•


где рутах—максимальное давление в начале последнего участка газопровода; оно определяется прочностью газопровода или возможностями последней КС-,р0_1тпх— максимальное давление в конце последнего участка.

С учетом сделанных допущений из уравнения для последнего участка

('о .83)

В конце периода выдачи накопленного в последнем участке, газа в нем будет среднее давление

Рис. 5.17. Зависимость аккумулирующей способности последнего участка (Vлкк!Уакк max) газопровода от его длины (/к//к тах)

Рсртт - 4- (Pimin Н--™--) ;    (5.84)


«J V    pi    min    “Г    Р2    min /

Pi min 1=7 д/р2 min Ч~ С1к Qcp t    (5.85)

где р2т\п — минимальное допустимое давление в конце последнего участка.

Тогда аккумулирующую способность последнего участка, приведенную к стандартным условиям, запишем таким образом:

Уакк -= Рср тах ~ Рср mil1 —1—L.    (5 .86)

4    рСТ    T’cpZcp

Подставив в уравнение (5.86) выражения (5.82), (5.84) и (5.85), после преобразования получим

т /    TtD"    Тс-т ( 3    2    j 2    /°»21    ,

^акк 7:т:;    ~    ~    \Plmax    Pi max \ Pi max CQ /к Ч~

о    рст1 Ср2Ср

i cQ /кЛ/pimax    /к    '[~P2min'    cQ    /к    д/ргт in cQ lK

¦—P2min д/р2т1П+cQ2/K ) CQ2    (5.87)

Оптимальную длину последнего участка газопровода, при которой обеспечивается максимальная аккумулирующая способность участка, найдем из условия dVaKJdlK = 0. После преобразования получим

2 2

I    Р Imax P2m\n    /Р ооч

I к — -—--¦    (о.оо)

2с(?2    V

Таким образом, максимальная аккумулирующая способность последнего участка достигается в том случае, если его длина будет равна половине максимально возможной:

2 2

/    _ РI mnx ~ ^2inin

fKinax

cQ*

Величину Какк max найдем из (5.87), подставив в него (5.88),

где k — постоянный коэффициент.

На рис. 5.17 изображена зависимость аккумулирующей способности последнего участка газопровода от его длины. При малой длине аккумулирующая способность мала, поскольку мал геометрический объем участка. При большой длине участка мала разность р ершах—Рсргпщ- Таким образом, чтобы использовать аккумулирующую способность последнего участка, КС газопровода необходимо несколько еднннуть к концу газопровода по отношению к оптимальной расстанопке, при которой обеспечивается максимальная пропускная способность газопровода, если режим потребления постоянный. Вопрос об оптимальной расстановке КС должен, следовательно, находиться в каждом конкретном случае с учетом всех перечисленных факторов, а также с учетом нестационарное™ работы последнего участка и газопровода в целом. Критерием выбора оптимального варианта расстановки КС, как уже говорилось, может быть максимум подачи газа или минимум энергозатрат при заданной пропускной способности.

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

6.1. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ И ПРЕИМУЩЕСТВА ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ

Магистральные трубопроводы широко применяются для транспорта нефтепродуктов массового потребления, главным образом автомобильных бензинов, дизельных и реактивных топлив от нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) до районов их потребления.

Метод последовательной перекачки позволяет решить проблему транспорта по одному и тому же нефтеиродуктопроводу с НПЗ до перевалочных и распределительных нефтебаз различных нефтепродуктов массового потребления, и в первую очередь бензинов и дизельных топлив различных сортов. При последовательной перекачке различные нефтепродукты поступают с НПЗ в резервуары начального пункта нефтепродуктопровода, а перекачка их происходит последовательно (отсюда и название метода) — в виде отдельных, следующих друг за другом партий разных нефтепродуктов. Так, вслед за партией бензина А-72 закачивается в нефтепродуктопровод партия бензина А-76, затем партия дизельного топлива и т. д.

В нефтепродуктопроводе большой протяженности при определенных условиях одновременно может находиться несколько партий различных нефтепродуктов. В период закачки в нефтепродуктопровод очередной партии нефтепродукта поступающие с НПЗ другие нефтепродукты принимаются в резервуары начального пункта нефтепродуктопровода. В период поступления из нефтепродуктопроводов на нефтебазы его конечного или промежуточных пунктов очередной партии определенного нефтепродукта снабжение потребителей нефтепродуктами других сортов осуществляется за счет созданных за это время запасов соответствующих нефтепродуктов в резервуарах нефтебаз.

Преимущества последовательной перекачки нефтепродуктов — это возможность использовать для перекачки различных нефтепродуктов один нефтепродуктопровод, а не сооружать несколько нефтепродуктопроводов для каждого нефтепродукта; обеспечить наиболее полную загрузку нефтепродуктопровода при перекачке по нему нескольких нефтепродуктов; применить для перекачки разных нефтепродуктов один более крупный нефтепродуктопровод (большого диаметра, большей пропускной способности) и тем самым снизить себестоимость перекачки, которая уменьшается с ростом диаметра и пропускной способности.

Применение последовательной перекачки на разветвленных нефте-продуктопроводах позволяет доставлять моторные топлива разных сортов от НПЗ непосредственно на распределительные нефтебазы дан-186

иого района. При этом отпадает необходимость в перегрузке нефтепродуктов на железнодорожный и автомобильный транспорт.

Особенностью последовательной перекачки является образование некоторого количества смеси в зоне контакта двух следующих друг за другом нефтепродуктов вследствие неравномерности осредненных местных скоростей по сечению трубопровода, а также при переключении системы задвижек перед резервуарами начального пункта при смене нефтепродуктов, закачиваемых в нефтепродуктопровод (смесь, образующуюся при таком переключении, называют первичной).

Количество смеси нефтепродуктов, образующейся при последовательной перекачке, при турбулентном режиме течения находится [1 пределах 0,5—1 от объема исфтопродуктокровода. Для контроля за прохождением зоны смеси и ее своевременного приема на конечном пункте нефтепродуктопровод оборудуют специальными приборами. Чтобы уменьшить количество смеси, иногда применяют различные разделители, помещенные в зону контакта разносортных нефтепродуктов и двигающиеся вместе с ними по нефтепродуктопроводу. При последовательной перекачке должны быть предусмотрены мероприятия но исправлению и реализации получающейся смеси нефтепродуктов, а объем резервуарных парков па начальном, промежуточном и конечном пунктах нефтепродуктопровода определяется с учетом создания необходимых запасов нефтепродуктов.

Последовательную перекачку очень вязких нефтепродуктов (масел, некоторых мазутов и др.) при ламинарном режиме течения без специальных разделителей (с непосредственным контактом нефтепродуктов) обычно не применяют, так как в этом случае количество смеси может в 4—5 раз превысить объем нефтепродуктопровода.

Последовательная перекачка бензинов и дизельных топлив разных сортов практически применяется на всех магистральных нефте-продуктоироводах. Г1о некоторым из них последовательно перекачиваются по 8—]0 различных сортов нефтепродуктопроводов, бензин А-72, А-76, дизельные топлива с температурой вспышки 40 и 65 °С и различным содержанием серы.

Большие преимущества имеет последовательная иерекачка различных нефтей по одному и тому же нефтепроводу. Очень часто в одном и том же районе добываются нефти разного состава. Обычно такие нефти перекачиваются на НПЗ по нефтепроводу совместно, в виде смеси, и перерабатываются по одной технологической схеме.

В ряде случаев при последовательной перекачке разных по составу нефтей и раздельной переработке их на НПЗ по различным схемам можно получить дополнительное количество очень нужных нефтепродуктов (масел, строительных битумов и т. и.) пли упростить процесс переработки.

В СССР имеется положительный опыт последовательной перекачки обессоленной и «сырой» нефти с наличием воды и солей по магистральному нефтепроводу. Освоена последовательная перекачка сернистой и малосернистой нефтей по нефтепроводу диаметром 1220 мм, протяженностью около 1000 км. Последовательная перекачка нефтей с различным содержанием солей, механических примесей или воды обычно имеет ряд отличий от последовательной перекачки таких нефтепродуктов, как бензины и дизельные топлива, обусловленных меньшими числами Рейнольдса, возможностью образования отложений солей или механических примесей на стенках труб при перекачке одной из нефтей и смыва этих отложений при перекачке другой нефти.

При последовательной перекачке возникает необходимость в определении конфигурации и гидравлическом расчете разветвленных нефтепродуктоироводов, оптимизации их параметров, выборе средств контроля последовательной перекачки, в определении количества ожидаемой смеси и выборе способа ее реализации. Важной проблемой является уменьшение количества смеси при последовательной перекачке.

6.2. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

Все системы нефтепродуктопроводов условно можно разделить на две основные группы. Первая группа включает магистральные нефтепро-дуктопроводы относительно больших диаметров (350—700 мм). Для таких трубопроводов характерно задание основного направления потока нефтепродуктов и сравнительно небольшое число промежуточных отводов. К трубопроводам первой группы относится большинство систем, построенных до 60-х годов. Вторая группа включает распределительные системы нефтепродуктопроводов с высокой степенью разветвленное™ (трубопроводы типа «дерева») и наличием большого числа подключенных потребителей (распределительных нефтебаз) с относительно небольшими объемами потребления. Такие разветвленные системы нефтепродуктопроводов сооружают в последние годы.

На первом этапе проектирования НПЗ как поставщиков прикрепляют к пунктам сосредоточенного потребления нефтепродуктов. В качестве критерия на этом этапе может быть использован минимум грузовой работы, который позволяет приближенно определить основные направления потоков нефтепродуктов на территории СССР или отдельных экономических районов страны. В масштабах всей страны в качестве сосредоточенных потребителей удобно рассматривать столицы союзных республик и областные центры. В пределах отдельного экономического района, при более детальной проработке, сосредоточенными потребителями являются распределительные или перевалочные нефтебазы. Исходными данными являются план производства нефтепродуктов (по объему и номенклатуре) на НПЗ и схема размещения пунктов сосредоточенного потребления. Данная задача решается при условиях, что каждый сосредоточенный потребитель был бы полностью обеспечен требуемыми нефтепродуктами (автобензином, дизельным топливом), а весь объем выработки каждого НПЗ был бы полностью распределен между потребителями.

Введем обозначения: п — число пунктов потребления; т — число поставщиков (НПЗ); х,-, yj — координаты пунктов потребления на карте (/ = 1, ri)\ 2[, Wi — координаты НПЗ на карте (i ~ 1, tn)\ bj — объем потребления /-го потребителя; а; — объем производства /-го НПЗ; VtJ — объем нефтепродуктов, планируемых к доставке от г-го 188

НПЗ к /-му потребителю. С учетом формулы, определяющей расстояние между двумя точками на плоскости, заданными координатами, задача ставится следующим образом. Найти минимум выражения

т п

? ? V(zi— XjY + iWi—у if V ц min

?= I / = 1

при ограничениях: объем нефтепродуктов, поставляемых с любых НПЗ к каждому потребителю, соответствует его объему потребления


Vtj= bj I и объем доставки нефтепродукта ко всем потребителям

сданного НПЗ не превышает его объема

Таким образом определяется приближенное распределение потоков нефтепродуктов по направлениям.

Следующим этапом проектирования является определение оптимальной конфигурации системы разветвленных нефтепродуктопрово-дов в данном экономическом районе, исходя из определенных ранее направлений потоков нефтепродуктов, расположения НПЗ и распределительных нефтебаз с известным объемом потребления для каждой из них.

Известно, что стоимость сооружения линейной части трубопроводов составляет до 80 % от общих капитальных затрат. Эксплуатационные затраты также зависят от длины трубопровода. Поэтому минимум суммарной длины трубопровода является важным критерием, характеризующим его экономическую эффективность, и используется при отыскании оптимальной конфигурации системы разветвленных нефтепродуктопроводов. Эта задача формулируется следующим образом: на карте местности заданы пункты производства и потребления нефтепродуктов, которые необходимо связать сетью нефтепродуктопроводов минимальной протяженности, чтобы приведенные затраты на ее сооружение и эксплуатацию были бы минимальными. Для этого на топографическую карту местности наносятся возможные трассы нефтепродуктопроводов, связывающих источники нефтепродуктов с их потребителями. При этом источники и потребители находятся в вершинах связанного графа, и возможные трассы трубопроводов являются его ребрами. Исходя из условий местности оценивается стоимость сооружения трубопровода по каждой такой трассе (по каждому ребру графа), и в результате получают цифровую модель местности (ЦММ). Топографические карты местности обновляются с интервалом в 10—15 лет, поэтому реальное состояние местности может не соответствовать зафиксированному на карте, кроме того, составление ЦММ по карте является трудоемкой ручной работой.

Существенно облегчить составление ЦММ с получением реального плана и вертикального профиля возможных трасс можно, используя космические фотоснимки, каждый из которых позволяет получить стереоскопическую модель участка земной поверхности размером до 100 X 180 км. Обрабатывая эти снимки на стереокомпараторах, снабженных ЭВМ и графопостроителями, можно получить вертикальный профиль и план возможных трасс со степенью точности 10—15 м.

Отыскание оптимальной трассы разветвленного нефтепродуктопровода формулируется как задача поиска кратчайшего пути на графе, соединяющем источники с потребителями, и осуществляется на ЭВМ с использованием алгоритмов, основанных на решении задачи Штейнера о кратчайшем пути, связывающем точки на плоскости, с учетом метода .Лаунгардта, учитывающего количество нефтепродукта, перекачиваемого от источника к каждому потребителю. В результате решения такой задачи путем направленного перебора получают схематическое изображение «дерева» разветвленной системы трубопроводов, координаты точек разветвления, характеристики участков (объем перекачки, диаметр трубопровода, длины участков) и другие необходимые данные для оптимального варианта с минимальными приведенными затратами и минимальной суммарной протяженностью. Затем по этой трассе может быть произведено аэрофотографирование с обработкой аэроснимков на стереокомпараторах, что позволяет сделать окончательную привязку трассы на местности с погрешностью определения планово-высотных координат не более 2—3 м.

Эксплуатационные затраты по каждому участку сети длиной /? определяют по формуле Эс = (Э„г + Qt /;), где ЭпД,ср постоянная и переменная части эксплуатационных расходов-,Q-,— расход по данному участку.

Суммарные приведенные затраты по рассматриваемому варианту системы нефтепродуктопроводов складываются из приведенных затрат на каждом участке их сети

S = ? (3, + EttKi),

1 = I

где Е„ — нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат; Kl — капитальные затраты.

Полученная система разветвленных нефтепродуктопроводов может быть сопоставлена с уже имеющимися видами транспорта в данном экономическом районе (железными и автомобильными дорогами), что позволит определить участки, где трубопроводный транспорт экономически более выгоден, исходя из соотношений приведенных затрат.

Все расчеты по определению оптимальной конфигурации разветвленных нефтепродуктопроводов производят на ЭВМ по специально разработанным программам.

6.3. ПРИБЛИЖЕННАЯ ТЕОРИЯ СМЕСЕОБРАЗОВАНИЯ В ТРУБОПРОВОДЕ ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

При последовательной перекачке в зоне контакта двух нефтепродуктов образуется некоторое количество из смеси. Предположим, что в начальный момент времени перекачиваемые последовательно нефтепродукты соприкасаются по плоскости, перпендикулярной к оси трубы, 190

Рис. 6.1. График изменения концентрации замещающего нефтепродукта и зоне смеси

Рис. 6.2. Эпюра вклинивания замещающего нефтепродукта Б п замещаемый нефтепродукт А при ламинарном режиме последовательной перекачки


а концентрация замещающего нефтепродукта Б в этой плоскости изменяется скачкообразно от единицы до нуля (рис. 6.1, линия /). После начала последовательной перекачки в процессе движения нефтепродуктов по трубопроводу будет происходить перемешивание обоих нефтепродуктов в месте их контакта, в результате чего образуется зона смеси этих нефтепродуктов. Концентрация нефтепродуктов по длине зоны смеси при этом будет изменяться от сБ = 0 в ее начале до сБ 1 в конце (см. рис. 6.1, линия 2). Причиной образования зоны смеси в месте первоначального контакта нефтепродуктов при ламинарном режиме последовательной перекачки является неравномерность местных осредненных скоростей по поперечному сечению трубы, а при турбулентном режиме перекачки — неравномерность местных осредненных скоростей и турбулентное перемешивание жидкости в поперечном сечении трубы. Вблизи оси трубопровода скорость течения жидкости больше, чем около стенок. Поэтому при ламинарном режиме последовательной перекачки замещающий нефтепродукт Б будет вклиниваться в замещаемый нефтепродукт А в соответствии с профилем скоростей (рис. 6.2, а). Одновременно с этим из-за различия плотностей этот клин нефтепродукта Б будет всплывать к верхней образующей трубы, если рл > ps, или опускаться к нижней образующей, если Рл<Рб> а на всей поверхности раздела этих нефтепродуктов будет взаимная молекулярная диффузия (рис. 6.2, б, в).

При ламинарном режиме последовательной перекачки замещающий нефтепродукт Б будет вклиниваться в замещаемый нефтепродукт А в соответствии с профилем местных осредненных скоростей и в некоторый момент этот клин подойдет к конечному сечению трубопровода и начнется «вымывание» нефтепродукта А из трубопровода, при котором в приемный резервуар будет поступать смесь нефтепродуктов А и Б (рис. 6.2, г). Этот процесс «вымывания» достаточно длительный. В результате объем смеси, образующейся при ламинарном режиме последовательной перекачки, достигает 4—5 объемов всего нефтепровода. Вследствие значительного объема смеси последова-

Рис. 6.3. Схема смесеобразования при турбулентном режиме последовательной перекачки

тельная перекачка при ламинарном режиме с непосредственным контактом перекачиваемых нефтепродуктов не применяется. Для уменьшения образования смеси при последовательной перекачке высоковязких нефтепродуктов (масел, мазутов) при ламинарном режиме необходимо проводить ее с разделительными устройствами, помещаемыми в зону контакта перекачиваемых нефтепродуктов и препятствующими «вклиниванию» нефтепродукта Б в нефтепродукт А, что позволит существенно уменьшить количество смеси.

При турбулентном режиме последовательной перекачки одновременно с вклиниванием нефтепродукта Б в нефтепродукт А в соответствии с профилем местным осредненных скоростей происходит турбулентное перемешивание этих нефтепродуктов по поперечному сечению трубы и это уменьшает количество образующейся смеси. В связи с этим механизм образования смеси при турбулентном режиме последовательной перекачки, обусловленный неравномерностью скоростей по сечению трубопровода и турбулентным перемешиванием, можно упрощенно представить в следующем виде.

В момент времени t = О, соответствующий началу последовательной перекачки, нефтепродукты А и Б соприкасаются по плоскости, перпендикулярной к оси трубопровода (рис. 6.3, а). За первую се-кунду (/ = 1 с) нефтепродукт Б вклинивается в нефтепродукт А в соответствии с профилем местных осредненных скоростей, а первоначальная плоскость раздела этих нефтепродуктов переместится на расстояние, равное средней (по расходу) скорости потока иср (рис. 6.3, б). Одновременно с этим за тот же промежуток времени под воздействием турбулентной диффузии будет происходить перемешивание вклинившейся части нефтепродукта Б с нефтепродуктом А в поперечном направлении, и к исходу первой секунды в трубопроводе образуется

некоторый объем, занятый смесью нефтепродуктов А и Б примерно в равных количествах (рис. 6.3, в). В течение второй секунды (t = 2 с) часть уже образовавшейся смеси (а не чистый нефтепродукт Б) будет вклиниваться в чистый нефтепродукт А, одновременно перемешиваясь с ним под воздействием турбулентной диффузии. В головной части зоны смеси она будет смешиваться с чистым нефтепродуктом А и в хвостовой части — с чистым нефтепродуктом Б, а плоскость первоначального раздела этих нефтепродуктов, двигаясь со средней скоростью потока, будет оставаться примерно в середине зоны смеси (рис. 6.3, г).

Таким образом, по мере продвижения зоны смеси по трубопроводу ее объем будет увеличиваться, причем влево от плоскости первоначального раздела нефтепродуктов, где их концентрации примерно одинаковы, увеличивается концентрация замещающего нефтепродукта Б, а в право от этой плоскости концентрация уменьшится.

При турбулентном режиме последовательной перекачки в результате турбулентного перемешивания вклинившийся нефтепродукт Б будет перемешиваться с нефтепродуктом А и будет происходить выравнивание концентраций смеси по поперечному сечению трубы. В результате воздействия турбулентного перемешивания (турбулентных пульсаций) «вытягивания» жидкостного клина не происходит. В результате количество смеси при турбулентном режиме значительно меньше, чем при ламинарном, и находится в пределах от 0,5 до 1 % от объема нефтепродуктопровода. При этом по мере увеличения числа Рейнольдса распределение скоростей по сечению трубы становится более равномерным и объем смеси в результате последовательной перекачки уменьшается. В результате такого перемешивания по мере движения зоны контакта нефтепродуктов по трубопроводу будет происходить продольное распространение зоны смеси по обе стороны от первоначальной границы их раздела. При этом протяженность зоны смеси будет увеличиваться с течением времени пропорционально величине (Dt)0'5, где D — эффективный коэффициент диффузии, характеризующий интенсивность распространения зоны смеси под воздействием конвективной диффузии при ламинарном режиме течения и под воздействием конвективной диффузии в сочетании с турбулентным перемешиванием в поперечной плоскости при турбулентном режиме.

Эффективный коэффициент диффузии имеет различную величину для разных режимов течения: большую при ламинарном режиме и меньшую при турбулентном режиме. Интенсивность продольного распределения смеси (скорость ее диффузии в продольном направлении) можно определить в соответствии с законом Фика по формуле

IJ dC,i ,    (6.1)

dx

где v — скорость диффузии; D —эффективный коэффициент диффузии; dCE/dx — градиент концентрации замещающего нефтепродукта.

Чтобы получить уравнение, описывающее процесс образования смеси нефтепродуктов, поместим начало координат в середину зоны смеси, двигающейся по трубопроводу со средней скоростью потока

Рис. 6.4. График распределения концентраций относительно подвижного начала координат

(рис. 6.4), где концентрации замещающего и замещаемого нефтепро-дуктов равны: СА = СБ = 0,5. Тогда продольная координата х в подвижной системе координат будет связана с той же координатой xt в неподвижной системе (с началом координат в начале трубопровода) соотношением хт-= ххucpt. Двумя сечениями 1 и 2 на расстоянии х и + dx) от подвижного начала координат выделим в трубопроводе элементарный объем Fdx и составим уравнение бгланса замещающего нефтепродукта Б в этом объеме в процессе последовательной перекачки. Пусть средняя по поперечному сечению концентрация замещающего нефтепродукта в сечении 1 равна СБ, а в сечении 2 (на расстоянии dx) она составит

Cs + -^-dx.

ах

Тогда на основании зависимости (6.1) можно записать, что через сечение 1 за промежуток времени dt в выделенный объем в процессе продольного распространения смеси войдет нефтепродукт Б в количестве

В (6.2) и (6.3) берутся частные производные    потому,    что    концен

трация СБ изменяется не только вдоль зоны смеси, но и во времени. Вследствие переноса через сечения 1 и 2 в выделенном объеме за время dt накопится следующее количество нефтепродукта Б:

Aq ^J^Fdxdt.    (6.4)

tl* Вполне очевидно, что уравнение баланса нефтепродукта Б    в вы

веденном объеме имеет вид

Подставим в (6.5) значения слагаемых из (6.2), (6.3) и (6.4)

п дСв с At I п ( дСв . дгСк

Fdxdt =—D Fdt + D(    dx)    Fdt

дх    V    дх    дхг    J

dt


и после упрощения получим дифференциальное уравнение, описывающее изменение концентрации нефтепродуктов в смеси вдоль зоны смеси и во времени с постоянным эффективным коэффициентом диффузии

асБ    D _дЧ^_    (6

dt    дх3

Уравнение (6.6) — линейное уравнение второго порядка в частных производных, часто называемое уравнением теплопроводности.

Рассмотрим решение уравнения (6.6) на трубопроводе условно бесконечной длины с известным начальным условием в месте контакта нефтепродуктов (см. рис. 6.1): при t = О

Cs=/«)=j ' ЮЯХ<°

( 0 для л: > 0.

Решение уравнения (6.6) на бесконечной прямой имеет вид

оо

СБ(х, t) =-±— Г / (?) ехр Г — (* -п;)2 1 fifS,    (6.7)

2 л/nDt    L 4Dt J

где / (?) — начальное распределение концентраций замещающего нефтепродукта.

Чтобы убедиться, что при t = 0 выполняется начальное условие

I/=о = / (*). достаточно в (6.7) произвести замену

(х— ?)!2^Ш = ц,    (6.8)

тогда

r    1    “     

Б~ /— j f{х—2ri^/D^)exp( — r\2)dr\

V ТС —оо

и при t — 0 из этого выражения следует

оо

С в I /=о = l— f (х) | exp (— if) dr] f (х).

л/п

В соответствии с начальным распределением концентрации (см. рис. 6.1, линия /) интеграл (6.7) будет отличаться от нуля лишь на отрезке — оо <0, где f (х) = 1, и примет вид

о

СБ(х, t)=-Г ехр Г -    1    (6.9)

2 л/nDt    ^    ADt    -*

2 VDt

—~    j'    ехр (— r\2)dr\ =

¦\ Л    0

S

(6.10)

2 л/Dt



Функция

называется интегралом вероятности, и для нее составлены подробные таблицы, поэтому решение (6.10) можно записать в виде (имея в виду, что переменная ? — аналог координаты х)

(6.11)

Поскольку рассматривается изменение концентрации в конечном сечении трубопровода длиной хх = L, можно записать я = Lucpt, где uCpt — путь, который прошла подвижная система координат за время t со средней скоростью «ср. Следовательно,

Lucpt

2 л/Dt    2-yjDt

Обозначим через t0 время, в течение которого середина зоны смеси с концентрацией СА = СБ = 0,5 дойдет до конца трубопровода длиной L. Тогда L = ucpt0 и


(6.12)

где т = tlt0.

Величина под знаком радикала в (6.12) является безразмерной и получила название диффузионного параметра Пекле, Ре</ = == UcpL/D.

Поскольку протяженность зоны при турбулентном режиме не превышает 1 % от длины трубопровода L, моменты прохождения смеси через концевое сечение трубопровода t мало отличаются от ta

и, следовательно, величина л/х ж 1. Поэтому в интересующем ин-

Рис. 6.6. Схема к определению объема смеси в пределах граничных концентраций Свх (для z,) и СБ2 (для 2 г)

тервале времени, определяемом продолжительностью прохождения зоны смеси через концевое сечение трубопровода, можно принять

Рис. 6.5. Вид функции Св (г) при различных значениях числа Пекле

(Ре<*)


±-LsJj&L = J_(i— т)д/Ре^ =2.    (6.13)

2'У'С

При условии (6.13) уравнение, определяющее изменение мгновенной концентрации замещающего нефтепродукта в концевом сечении трубопровода, может быть записано в виде

•¦[l-erf^-l^-PeS’5)]    (6.14)

сБ= 2


ИЛИ

СБ ;=-L(l_erfz).

График функции (6.14) при разных значениях числа Пекле изображен на рис. 6.5. Формула (6.14), выражающая зависимость мгновенной концентрации смеси от времени, позволяет получить методику определения количества смеси, образовавшейся в трубопроводе. Объем смеси, прошедшей через концевое сечение трубопровода в промежуток от tr до 12, определяется выражением

Vcm = Q(/2-*i),    (6.15)

где Q — пропускная способность, которая предполагается постоянной в период прохождения зоны смеси.

На основании (6.15) относительный объем смеси (отнесенный к объему трубопровода Утр можно записать следующим образом:

1'С“ - Q (t^U) ^    :=-—(ti-t1)    =    T2~-X1.    (6.16)

^тр ^тр    LF    t О

Но из соотношения (6.12) следует, что

СБ 1

СБ2

2

СБ1

СБ2

г

0,01

0,99

1,645

0,1

0,9

0,906

0,02

0,98

1,452

0,15

0,85

0,733

0,03

0,97

1,33

0,2

0,8

0,595

0,04

0,96

1,238

0,25

0,75

0,477

0,05

0,95

1,163

0,3

0,7

0,371

0,06

0,94

1,099

0,35

0,65

0,272

0,07

0,93

1,044

0,4

0,6

0,18

0,08

0,92

0,994

0,45

0,55

0,089

0,09

0,91

0,948

0,5

0,5

0

Примечание. Для всех С ^ < 0,5 значения erf z и г положительные, а для осох С ? > 0,5 — отрицательные.

поэтому, подставив в (6.16) значения тх и т2 в соответствии с (6.17) получим формулу для определения объема смеси

VcM/Vxp-2(21-22)Pe7°'5.    (6.18)

Значения г1 и z2 в (6.18) можно определить следующим образом. На основании формулы (6.14) для заданных значений концентраций СБ1 (для zj и СБ2 (для z2), в пределах которых определяют искомый объем смеси (рис. 6.6), находят соответствующие значения интеграла вероятностей erf и erf z2 из соотношений erf zx = 1—2 СБ1, erf z2= == 1—2 СБ2 и затем по таблицам интеграла вероятностей определяют соответствующие значения аргументов гх и z2. Значения аргумента z для некоторых значений концентраций смеси приведены в табл. 6.1. Если объем смеси определяют в пределах симметричных концентраций, дающих в сумме единицу, например, СБ1 = 0,01 и СБ2 = 0,99, то Zj—z2 = 2z и формула для объема смеси (6.18) упрощается:

VcuIVTp = 4z Ре7°'5’    (6.19)

где знак аргумента z всегда положительный, а само значение одинаково для любого из двух симметричных пределов концентраций СБ1 и СБ2. Если заданы граничные концентрации не замещающего СБ, а замещаемого нефтепродукта СА, то формула (6.19) не изменяется, а в формуле (6.18) аргументы zx и z2 поменяются местами.

Для эффективного коэффициента смещения в уравнении одномерной линейной диффузии (6.6). Тейлор аналитически получил следующее выражение (без учета различия вязкостей и плотностей смешивающихся жидкостей):

-i

di]


(6.20)


D = 2 Я2


Т)е (11)


х&)-иср


где R — радиус трубы; их (?) — функция распределения местных ско-198

ростей по I оперечному сечению трубы; е (т]) — радиальный коэффициент турбулентной диффузии,

«д—динамическая скорость, ия = иср -\Д/8; X— коэффициент гидравлического сопротивления; duldr\ — градиент скорости; иср— средняя скорость потока.

Эффективный коэффициент диффузии D на порядок больше коэффициента радиальной турбулентной диффузии е (т]), так как неоднородность поля скоростей по сечению трубы является основной причиной увеличения длины зоны смеси.

Формула (6.20) позволяет при известном распределении скоростей их (?) вычислить эффективный коэффициент диффузии D. Так, для ламинарного режима течения с распределением скоростей

М?) = 2«ср(1-?2).

где t = r!R; г — переменный радиус; R — радиус трубы.

Принимая радиальный коэффициент диффузии е (г|) равным коэффициенту молекулярной диффузии х, из (6.20) получим

Д1ам=--/?2ис Р/(48х).    (6.21)

Для турбулентного режима течения Тейлор в 1954 г. в результате обработки опытов Никурадзе по измерению профиля скоростей по поперечному сечению трубы на основе выражения (6.20) получил следующую формулу для эффективного коэффициента диффузии:

D - Ю.ЫцЯ = 3,57ысрЛ л/Т.    (6    22)

Формулы (6.21) и (6.22) позволяют сравнить эффективные коэффициенты диффузии при ламинарном и турбулентном режимах перекачки. Принимая R = 0,25 м, иср = 1 м/с, X = 0,02, % = 10~8 м2/с, получим

Dj,aMiDryvc = Rucp/(\72%X) та 10е.

Из формулы (6.18) и полученного соотношения эффективных коэффициентов диффузии при ламинарном и турбулентном режимах последовательной перекачки следует

Уем лам/V,m турб -- л]DjjaMIDTyp6 та 103 .

Таким образом, если при турбулентном режиме Ус ~ 0,005 Утр, что подтверждается опытными данными и расчетами, то при ламинарном режиме следует ожидать объема смеси, достигающего 5 Утр, т. е. в 5 раз большего, чем объем всего трубопровода. Это означает, что надо прокачать пять объемов трубопровода, чтобы вытеснить оставшийся вблизи стенок замещаемый нефтепродукт А вследствие вклинивания замещающего нефтепродукта Б. Это подтверждает, что последовательная перекачка при ламинарном режиме с непосредственным контактом нефтепродуктов нецелесообразна из-за очень большого количества смеси. В формуле (6.22) для эффективного коэффициента диффузии при турбулентном режиме использовано распределение скоростей однородного потока в трубе, и эта формула не всегда подтверждается опытными данными по последовательной перекачке разносортных нефтепродуктов. В связи с этим предложен ряд других формул для вычисления эффективного коэффициента диффузии при турбулентном режиме, полученных в результате экспериментальных данных:

формула Асатуряна

D/v —- 17,4 Re2/3; формула Нечваля—Яблонского D/v = 28,3 (Re

Кинематическую вязкость в этих формулах следует вычислять для смеси с 50 %-ной концентрацией по формуле

¦v5o = ("Vi + 3v2)/4,

где и v2 — кинематическая вязкость компонентов смеси (всегда

vi >v2).

Удобной для вычислений является формула Съенитцера


Используя это выражение, можно получить формулу для подсчета объема смеси в нефтепродуктопроводе в пределах симметричных концентраций в виде



где Ях, Я2 — коэффициенты гидравлического сопротивления в потоке соответственно менее вязкого и более вязкого нефтепродуктов; СБ1 — концентрация отсечки смеси в нефтепродуктопроводе (СБ1 + СБ2 =1); d, L — соответственно диаметр и длина нефтепродуктопровода; A (Cbi) — коэффициент для разных значений концентраций отсечки.

Изменение концентрации СБ в концевом сечении трубопровода при этом описывается, по В. С. Яблонскому, формулой

о

где QB — расход жидкости Б в концевом сечении.

Для объема смеси при ламинарном режиме В. С. Яблонский предложил формулу

где tx и t2 — моменты времени, соответствующие прохождению через концевое сечение смеси с концентрациями СА1 и СА2¦ Из этой формулы следует, в частности, что в пределах граничных концентраций СА1СА 2 = 0,99—0,01 объем смеси при ламинарном режиме составит

Уем =    (0,01-0.5-о,99-0,5) = 4j5i/Tp,

а при СА1СА2 = 0,991—0,009 объем смеси VCM = 4,8 VTp.

Как это было найдено позднее (В. И. Черникиным, В. Ф. Новоселовым, В. И. Харламенко и др.), различие вязкостей существенно влияет на объем смеси и продолжительность фазы вытеснения при ламинарном режиме последовательной перекачки. Однако при турбулентном режиме расчет объема смеси только по различию местных осредненных скоростей и без учета турбулентного перемешивания дает чрезмерно завышенные результаты по сравнению с наблюдаемым на практике.

6.4. ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ПРОЦЕСС СМЕСЕОБРАЗОВАНИЯ ПРИ ТУРБУЛЕНТНОМ РЕЖИМЕ

Влияние первичной смеси. При смене нефтепродукта, закачиваемого в трубопровод на его начальном пункте, перекачка не прекращается. Поэтому закрытие задвижки у резервуара с нефтепродуктом А и открытие у резервуара с нефтепродуктом Б производится одновременно при работающем трубопроводе. Таким образом, в трубопроводе в течение некоторого периода времени, определяемого быстрым действием задвижек, поступают нефтепродукты одновременно и на его начальном участке образуется так называемая первичная смесь нефтепродуктов А и Б.

Концентрация нефтепродуктов СБ по длине первичной зоны смеси изменяется от 0 до 1 по произвольному закону, определяемому интенсивностью открытия и закрытия задвижек, уровнем нефтепродукта в резервуарах и пропускной способностью трубопровода.

При продолжительности переключения задвижек всего лишь 5 мин и скорости перекачки 2 м/с протяженность зоны первичной смеси составляет 600 м, что при диаметре трубопровода 0,5 соответствует 120 м3 смеси.

При наличии первичной смеси первоначальный скачок концентрации (см. рис. 6.1, линия 1) отсутствует и смесеобразование нефтепродуктов Л и ? при их движении по трубопроводу, обусловленное различием местных осредненных скоростей и турбулентного перемешивания, начинается при наличии между ними первичной смеси с некоторым распределением концентраций замещающего нефтепродукта / (х) по ее длине (рис. 6.7). Подсчитать общее количество смеси, образующейся в трубопроводе, с учетом первичной смеси можно следующим образом.

Условно увеличим длину данного трубопровода на величину LAon, на которой в результате последовательной перекачки тех же нефте-

Рис. 6.7. График влияния первичной смеси на распределение концентраций и общее количество образующейся смеси:

/ — без учета первичной смеси; 2 — с учетом первичной смеси


продуктов образуется то же самое количество первичной смеси Vn, что и в результате переключения задвижек. Тогда формулу (6.19) для этого объема первичной смеси можно записать в виде

V-


V-


DLa


D


= 4 Ftdz


uLn


V п — 4 F xpiLnonZ


откуда эта дополнительная длина определяется в виде Vn и

(6.23)


D


1 ^ с > >

16/V~

Чтобы определить общий объем смеси (с учетом первичной Vu), достаточно в формуле (6.19) увеличить длину трубопровода L на величину ?доп и записать ее в виде

VCM = 4 -FTpz откуда получаем

L


доп ,


sV'+


= 4г Ре


" тр


Подставляя в (6.24) значение Адоп отношение объемов смеси:


(6.24)

из (6.23), получим следующее


V’+ |6г' (<)

Vn,


где Упем и Vm —объем смеси в данном трубопроводе с учетом и без учета первичной смеси соответственно.

Из последнего выражения видно, что влияние первичной смеси сильно сказывается лишь на коротких трубопроводах. Поэтому мероприятия по уменьшению первичной смеси наиболее эффективны на коротких трубопроводах.

Смесеобразование при переменной скорости перекачки

Скорость перекачки может изменяться скачкообразно в местах изменения диаметра трубопровода и в местах промежуточного отбора части нефтепродуктов или изменяться плавно вследствие регулирования расхода и его постепенного изменения в процессе замещения нефтепродуктов, различающихся по вязкости и плотности. Кроме того, в местах изменения диаметра трубопровода зона смеси будет «сжиматься», если <C.d2, и «вытягиваться», если dj >d2 (рис. 6.8). Таким образом, скорость перекачки в процессе движения зоны смеси может меняться с течением времени.

\

J,

\

\

\

_b

s.

dZ

.


Рис. 6.8. Схема деформации зоны смеси в трубопроводе с участками разного диаметра


Уравнение, описывающее процесс смесеобразования при произвольном изменении скорости перекачки и (t) и зависящего от нее эффективного коэффициента диффузии D (t), будет иметь вид (при условии, что неподвижное начало координат расположено в начальном пункте трубопровода)

_2?в_ + и(*)    (6.25)

dt    dxi    дх*

После перехода к подвижной системе координат по условию х =

= хг—и (t) t и замены независимой переменной по условию г| = г

= | D(t)dt уравнение (6.25) примет вид дСБ/дк] = д2СБ/дх2. Ре-

о

шение этого уравнения для трубопровода с п участками разного диаметра и, кроме того, с монотонным изменением скорости перекачки будет следующим:

tj, t2, . . . , tn —моменты подхода зоны смеси к tn границам соответствующих участков трубопровода.

Предположим х = L и записав L для рассматриваемого случая в виде

h    Ц

L= \ щ    (t) dt + \ ux(t) dt + .    .    . + \ un(t) dt,

о    i,    tn

/о    t

Хп = I un(t) dt —j un (t) dt.

ln    ln

Объем смеси в конце трубопровода в пределах граничных концентраций СБ1 и СБ 2 для рассматриваемого случая можно определить по формуле

Усм = ^-(212)УЛ7,

4

где dn — диаметр последнего участка трубопровода; г± и г, — аргументы интеграла вероятности для граничных концентраций СБ j и СБ2.

Влияние различия вязкостей на процесс смесеобразования

При последовательной перекачке нефтепродуктов, существенно отличающихся по вязкости, вязкость смеси по ее длине будет изменяться в соответствии с изменением концентрации в ней нефтепродуктов.

Вследствие изменения вязкости смеси будет происходить деформация профиля местных осредненных скоростей и это, в свою очередь, приведет к изменению эффективного коэффициента диффузии D по длине зоны смеси. Эффективный коэффициент диффузии D можно считать пропорциональным коэффициенту гидравлического сопротивления, также определяемого профилем местных осредненных скоростей.

При последовательной перекачке нефтепродуктов, существенно отличающихся по вязкости, количество смеси увеличивается, а концентрация СБ = 0,5 не совпадает с координатой z -= 0. Расчеты и практические наблюдения свидетельствуют о том, что на количество смеси и распределение концентраций по ее длине влияет порядок следования нефтепродуктов разной вязкости: если замещающий нефтепродукт имеет меньшую вязкость, чем замещаемый, то объем смеси на 10—15 % больше, чем при обратном порядке следования этих же нефтепродуктов. Физически это можно объяснить трудностью «смывания» высоковязкого нефтепродукта, например дизельного топлива, маловязким нефтепродуктом, например бензином, вблизи стенок трубы, где интенсивность турбулентного перемешивания снижается. Объем смеси при последовательной перекачке различающихся по вязкости нефтепродуктов в пределах симметричных концентраций можно определить по формуле

Кс„/Ктр=2г РеБ°'5[\ +{DA/DBf%

где D4, Об, Рев — соответственно эффективные коэффициенты диффузии и числа Пекле для нефтепродуктов А и Б.

Влияние плотностей и остановок последовательной перекачки

Различие плотностей последовательно перекачиваемых нефтепродуктов оказывает гораздо меньшее влияние иа объем смеси, чем различие вязкостей, и им можно пренебречь при нормальных условиях перекачки. Однако в случае остановки зоны смеси в трубопроводе при аварийном прекращении последовательной перекачки различие плотностей может привести к существенному увеличению количества смеси, особенно если рельеф местности пересеченный и нефтепродукт большей плотности находится выше по склону нефтепродукта меньшей плотности. Если при остановке перекачки нефтепродукт большей плотности находится выше по склону нефтепродукта меньшей плотности (наиболее опасный случай), то происходит существенное увеличение смеси вследствие растекания более плотного нефтепродукта вниз по склону.

Заметное увеличение количества смеси происходит и в том случае, если остановка зоны смеси происходит в горизонтальном трубопроводе большого диаметра. Если же при остановке перекачки более плотный нефтепродукт находится ниже по склону, чем менее плотный нефтепродукт, то заметного увеличения смеси не происходит. На количество смеси оказывают также влияние тупиковые ответвления от основного трубопровода и лупинги на его трассе, например, при пересечении рек. Тупиковые ответвления остаются заполненными замещаемым нефтепродуктом А, который постепенно вымывается замещающим нефтепродуктом Б и ухудшает его качество. При наличии большого числа тупиковых ответвлений на трубопроводе ухудшение качества нефтепродукта Б вследствие вымывания из этих ответвлений нефтепродукта А может оказаться заметным.

При наличии на трубопроводе лупинга поток на этом участке раздваивается и при несовпадении скоростей в основной магистрали и лупинге уже образовавшаяся смесь попадает в поток чистого нефтепродукта в месте соединения лупинга с магистралью. При одинаковом диаметре и скорости течения в лупинге и основной магистрали оценка влияния лупинга на увеличение смеси вследствие раздваивания потока может быть приближенно определена ио формуле

VfM.JVm = ^/l +7LJL,'

где 1/См. л и — соответственно объем смеси с учетом лупингов и длина лупингов; УСм и L — объем}|смеси без лупингов и длина трубопровода.

6.5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКЕ

Предполагаются заданными количество и номенклатура нефтепродуктов, получаемых от «источника» — НПЗ, и годовая потребность потребителей — распределительных нефтебаз для разветвленной системы трубопроводов или конечного пункта «стволового» магистрального трубопровода. На основе этих данных определяют среднегодовую пропускную способность отдельных расчетных участков нефтепродуктопровода Gr:

П

Gr = I Gri,

где Gri — годовое количество г'-го нефтепродукта; п — число перекачиваемых последовательно нефтепродуктов.

Для найденного значения Gr по табл. 6.1 для разветвленных или по нормам технологического проектирования для «стволовых» нефтепродуктопроводов определяют рекомендуемый диаметр данного участка, берут для расчета еще два соседних диаметра и ведут дальнейший расчет по этим трем вариантам. При расчете «стволового» нефтепродуктопровода определяют расчетную часовую пропускную способность по формуле

П

8400

i = l

Затем для всех рассматриваемых вариантов выполняется гидравлический расчет с определением потерь напора на всех расчетных участках, определением числа насосных станций, подбором насосов. Если на нефтепродуктопроводе по расчету должны быть промежуточные насосные станции, то расчет потерь напора следует вести по нефтепродукту с наибольшей вязкостью, так как при последовательной перекачке партия наиболее вязкого нефтепродукта на участке между двумя соседними насосными станциями будет «лимитировать» пропускную способность всего нефтепровода. Если нефтепродуктопровод по расчету не имеет промежуточных насосных станций, то его пропускная способность будет плавно меняться по мере замещения нефтепродукта одной вязкости нефтепродуктом другой вязкости. Поэтому при подборе насосов в этом случае должна быть обеспечена возможность их работы при перекачке каждого нефтепродукта в зоне максимального коэффициента полезного действия. По совмещенным характеристикам для каждого варианта определяют фактическую часовую пропускную способность Q4 i и продолжительность (в сутках) перекачки каждого из нефтепродуктов Nt:

где Гр — расчетное число суток работы нефтепродуктопровода в течение года. Если это условие не выполняется, то подбирают насосы с большей подачей.

В качестве оптимального принимают вариант нефтепродуктопровода с минимальными приведенными затратами (на сооружение и эксплуатацию линейной части и насосных станций), определяемыми по 206 нормативным показателям в соответствии с нормами технологического проектирования.

Для оптимального варианта «стволового» нефтепродуктопровода определяют оптимальное число циклов исходя из следующих соображений. На начальный пункт нефтепродуктопровода с НПЗ практически одновременно поступает несколько разных нефтепродуктов. Поэтому в период закачки в нефтепродуктопровод одного из нефтепродуктов все остальные должны поступать в предназначенные для них резервуары.

Снабжение потребителей на конечном пункте нефтепродуктопровода разными нефтепродуктами также практически происходит одновременно. Поэтому в период поступления на конечный пункт из нефтепродуктопровода одного из перекачиваемых последовательно нефтепродуктов для бесперебойного снабжения потребителей нефтепродуктами других сортов должны быть созданы запасы их в выделенных для этого резервуарах конечного пункта. Если нефтепродукты перекачивать последовательно очень большими по объему партиями, то в течение года на конечный пункт нефтепродуктопровода поступит небольшое количество смеси этих нефтепродуктов. Следовательно, затраты на исправление смеси и убытки от пересортицы окажутся незначительными. Однако при этом на начальном и конечном пунктах нефтепродуктопровода потребуется соорудить резервуарные парки большого объема, что приведет к большим капиталовложениям и расходам на их эксплуатацию. Если перекачивать нефтепродукты большими по объему партиями, то расходы на сооружение и эксплуатацию резервуаров окажутся небольшими, зато значительно увеличится количество смеси на конечном пункте и, следовательно, возрастут затраты на исправление смеси и убытки от пересортицы. Таким образом, по мере увеличения числа циклов последовательной перекачки и уменьшения объема партий нефтепродуктов затраты на резервуары будут снижаться, а затраты на исправление и реализацию смеси возрастать, поэтому должно существовать некоторое оптимальное число циклов, которому соответствует минимум суммарных затрат на резервуары и исправление смеси.

Число разных нефтепродуктов, перекачиваемых последовательно по существующим магистральным нефтепродуктопроводам, колеблется от 3 до 10 видов и более. При этом сами нефтепродуктопроводы могут иметь путевые сбросы и подкачки нефтепродуктов, а объем потребления отдельных нефтепродуктов претерпевает сезонные изменения.

Оптимальное число циклов последовательной перекачки для рассматриваемого случая может быть определено из условия минимума приведенных затрат на резервуары для создания запасов нефтепродуктов и на реализацию получаемой смеси.

В настоящее время по отечественным магистральным нефтепродуктопроводам последовательно перекачиваются в основном бензины и дизельные топлива различных марок.

Если в каждом цикле необходимо последовательно перекачивать разные по своим свойствам и назначению нефтепродукты, то число отдельных партий в цикле и число зон контакта разных нефтепродук-

1    2    .    п-1    п    п-1    .    2    1

'    Цикл

Рис. 6.9. Схема к определению числа партий нефтепродуктов в цикле последовательной перекачки (с учетом совместимости нефтепродуктов)

тов, т. е. зон образования смеси (как это следует из рис. 6.9), при соблюдении условия наименьшего различия физико-химических свойств будет п = 2 —I). Если /; — продолжительность закачки в нефте-продуктопровод i-го нефтепродукта, а в каждом цикле перекачиваются т нефтепродуктов, то общая продолжительность одного цикла составит

т—1

+ 21-2    2tm—i + tm -- t% + 2 У] Ui 4~ tm-

i=2

Предположим, что нефтепродуктопровод имеет г сосредоточенных путевых отборов в определенных пунктах трассы с суточными расходами ^сут 1, Чсут 2. • • • . <7сутг и s подкачек нефтепродуктов от расположенных вдоль трассы нефтеперерабатывающих заводов с суточным расходом qni, qn2, . . . , qns- При перекачке всех нефтепродуктов

ТП—\

в цикле, кроме первого, в течение времени Tll — t1 = 2    ti + tm на

i=2

начальном пункте и в местах подкачки будет накапливаться первый нефтепродукт, а на конечном пункте и в пунктах сброса тот же первый нефтепродукт из созданных ранее запасов, который будет поставляться потребителям. Если q1H — суточное поступление нефтепродукта с завода на начальный пункт, то необходимый для его хранения объем резервуаров будет V = <7m (Tatj, а в местах подкачек на трассе необходимо иметь объем

^1П / + Л <?1П / (Тц /ц),

/=1    /=1

где 71П/- — суточное поступление первого нефтепродукта на /-м пункте подкачки.

Объем резервуаров для создания необходимых запасов первого нефтепродуктопровода на конечном пункте составит VK = qjh ц -tx), а в местах отбора (сброса) на трассе

?    Z <7ю i(Tu-/Л,

1=1    i=i

где q 1С1- — суточное потребление первого нефтепродукта на i-м пункте отбора; 9 — суточное потребление первого нефтепродукта на конечном пункте нефтепродуктопровода.

Таким образом, для создания необходимых запасов перекачиваемых нефтепродуктов всех сортов требуется следующий объем резервуаров:

Общий объем резервуарных парков всего нефтепродуктопровода определится из суммы этих выражений

V0=~\?qP»(Na-Np) +

Ц Lp=l

-S /71    Г ГП

+ ? Е?рп/(^о-^)+Е Е<7рс^0-лд +

/=1 р==1    i=l р=1

+ ? <7„к(лг0-лд1 = -?-.    (6.26)

р = 1    J ц

где ip -- Np/Ц] Тц = Nq/Ц-, Np — число дней в году для перекачки р-го нефтепродукта; yv0 — число дней работы нефтепродуктопровода в течение года; Ц — число циклов последовательной перекачки в году.

Суммарные приведенные затраты П на сооружение и эксплуатацию резервуаров и на реализацию смеси можно представить в виде соотношения

П = (ЕЛ\-3)(Va-Vat) + AIi,

где Ей — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для нефтяной промышленности; /( и Э — соответственно удельные капиталовложения и эксплуатационные расходы на единицу полезного объема резервуара; А — убытки от смешения нефтепродуктов

П

за цикл, Л = ? ait п — число контактов разных нефтепродуктов

i = 1

в одном цикле; УСм — объем резервуаров для приема смеси нефтепродуктов на конечном пункте.

Необходимый объем резервуаров для смеси Усм можно определить из следующего соотношения: Усм = (Ус. цVp. ц) //, где 1/с. ц — объем смеси, принятый на конечном пункте за один цикл; Vp. „ — объем смеси, реализованный в течение одного цикла.

Для определения минимума функции ее первую производную по числу циклов приравняем к нулю с учетом (6.26)

[т    s    т

йП

ЛЦ


I q^Wo-NJ+'Z ^qpniiNo-N,)-]-р = \    /    =    1    р== I

г т    т    т

+ 1 ? 17г /( V,,    .V..)    •    ZqpK(N0-Np)    \ ^—+ А+

.¦=1р=‘    р-i    J ^пт

+ (^с.ц-^р.и)(?,Л+Э) ч.

Решая это уравнение относительно оптимального числа циклов Z/опт, получаем следующую расчетную формулу

В (ЕиК + Э)

I__yj.5

нК + Э) J


А -{-(Усц-Ури) (Е

Зная Z/опт, можно по формуле (6.26) определить оптимальный объем резервуарных парков всего нефтепродуктопровода и распределение этого объема между начальным, конечным и промежуточным пунктами нефтепродуктопровода. Затем определяют продолжительность перекачки каждого нефтепродукта в период одного цикла, а с учетом формулы рассчитывают объем партий нефтепродуктов в каждом цикле.

Гидравлический расчет разветвленного нефтепродуктопровода (типа «дерево») при большом числе отводов производится при помощи ЭВМ для различных сочетаний включений отводов. Методика гидравлического расчета разветвленных нефтепродуктопроводов разработана в отраслегой лаборатории гидродинамических исследований кафедры

транспорта и хранения нефти и газа а    [    МИНГ    им. И. М. Губкина.

На рис. 6.10 изображены две схемы разветвленных нефтепродуктопроводов, имеющих структуру простого а и сложного б дерева. Из комбинаторики известно, что для трубопровода с п отводами, имеющего структуру простого дерева, число N возможных способов включения отводов равно 2П. Если разветвленный трубопровод имеет структуру сложного дерева, каждое из ответвлений которого характеризуется Nu N г ... Nn способами включений, то общее число N возможных сочетаний включения отводов будет равно произведению этих чисел: N = N3 . . . Nn. Рис. 6.10. Схемы разветвленных Для схемы, изображенной на рис. нефтепродуктопроводов    6.10, а, число возможных включений составляет 8, а для случая рис. 6.10, б— 1024. Поэтому разветвленный нефтепродуктопровод будет иметь не одну, а N гидравлических характеристик «расход — напор», каждая из которых относится к определенному варианту включения отводов. Вначале выполняется гидравлический расчет системы для всех возможных комбинаций включения отводов для определения расходов в отводах и основной магистрали при различных вариантах. Для этого решается система уравнений баланса напоров и расходов в каждом узле системы нефтепродуктопроводов. Эти уравнения для г-го узла варианта включения отводов имеют вид


тг    11    ikhk    г\ 2 .гг    lt    klia,    k    2 ,

Н i — 1, k H i, к—    , r    n    Ik    H io    K    4ikt

nzikg    я    d^g

Qik =- -; Qik~Q(i+l)k + Qik^

4

где Hik — напор в i-м узле; со* — максимально допустимая скорость потока жидкости в отводе; Xlk, hi0y k — коэффициенты гидравлического сопротивления г-го участка и г-го отвода; lik, dik — соответственно длина и диаметр г-го участка; Qik — расход на участке между (г—1) и i-м включенными отводами; g— ускорение свободного падения; Hi0 — расчетный напор в конце каждого отвода; li0, di0 — соответственно длина и диаметр г-го отвода; qlk — расход в i-м отводе.

В результате такого расчета определяют расходы qlk, qik, . . . . . . , qnk при всех «?» вариантах включения, а также транзитные расходы qok.

Запланированные объемы поставки нефтепродуктов на i-ю нефтебазу Vi за время Т, продолжительность работы tk при k-м варианте включения отводов связаны с расходами qt выражениями:

п    N

'L 4iktk==V1-,

i=0    k = \

Решение этой системы ищут при условии, что транзитный расход

N

через рассматриваемый участок будет равен плановому ^ q^kh

k=i

— У план-

Задачу решают на ЭВМ подбором различных сочетаний расходов в отводах, диаметров магистрали, отводов и напоров. В результате уточняют параметры разветвленного нефтепродуктопровода, размещение насосных станций и оптимальную схему включения отводов, обеспечивающую доставку нефтепродуктов на нефтебазы в минимальные сроки. Число циклов и объем партий нефтепродуктов для разветвленных нефтепродуктопроводов определяют исходя из мощности НПЗ, потребности нефтебаз, наличия резервуарной емкости на нефтебазах с учетом принятой схемы эксплуатации разветвленной системы. При этом может оказаться, что на отдельных нефтебазах потребуется установка дополнительного числа резервуаров, чтобы обеспечить снабжение потребителей при соблюдении оптимального числа циклов последовательной перекачки.

6.6. РАСЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ С РАЗНОЙ ВЯЗКОСТЬЮ

В трубопроводе большой протяженности с промежуточными насосными станциями обычно находится несколько чередующихся партий нефтепродуктов, так как объем каждой партии в несколько раз меньше объема всего трубопровода. Так, в магистральном нефтепродуктопроводе протяженностью 1000 км могут одновременно находиться 5—6 партий разнородных нефтепродуктов, например бензин и дизельное топливо. Пропускная способность такого трубопровода будет ограничиваться (лимитироваться) пропускной способностью одного из участков, занятого партией более вязкого нефтепродукта. И хотя на участках, занятых менее вязким нефтепродуктом, будет при этом оставаться неиспользуемый напор, передать его на участки с более вязким нефтепродуктом полностью не удается из-за ограничения максимального давления в трубопроводе прочностью труб. По мере перемещения партий нефтепродуктов по трубопроводу лимитирующая пропускная способность может изменяться.

Определить максимальную пропускную способность трубопровода с промежуточными насосными станциями в этом случае можно методом последовательных приближений, который заключается в следующем. При известном расположении партий нефтепродуктов, полагая включенными все насосы на насосных станциях, из уравнения баланса давлений определяют пропускную способность трубопровода (нулевое приближение). Затем при найденной таким образом пропускной способности проверяют выполнение ограничений по максимальному давлению нагнетания после каждой насосной станции и по минимальному давлению подпора перед каждой насосной станцией, начиная с первой.

При первом же невыполнении этих ограничений давление на данной насосной станции принимают равным предельно допустимому и определяют новое значение пропускной способности, после чего повторяют процедуру проверки ограничений. В результате расчета определяют «лимитирующий» участок трубопровода, где давления нагнетания и подпора равны предельно допустимым и определенная для этого случая пропускная способность всего трубопровода будет максимально возможной при данном расположении партий нефтепродуктов.

Предлагаемая методика расчета максимальной пропускной способности нефтепродуктопровода путем последовательных приближений позволяет определить «лимитирующую» пропускную способность и «лимитирующий» участок на каждом шаге перемещения партий нефтепродуктов.

Продолжительность движения Т по нефтепродуктопроводу любой «отмеченной» границы раздела нефтепродуктов в этом случае может быть определена суммированием продолжительности замещения на каждом шаге расчета Att при известной и постоянной на этом шаге максимальной пропускной способности Q*.

При последовательной перекачке бензина, дизельного топлива разных сортов можно ограничиться рассмотрением двух групп нефтепродуктов, существенно различающихся по вязкости и плотности. Если перекачивается один нефтепродукт или несколько нефтепродуктов с одинаковыми вязкостями и плотностями или нефть одного сорта по нефтепродуктопроводу, то эта методика позволяет определить его максимальную пропускную способность.

Пропускную способность на каждом шаге расчета при известном расположении партий нефтепродуктов с разными вязкостями определяют из уравнения баланса давления для «стволового» трубопровода с п насосными станциями, на которых установлено по kt насосов, включенных последовательно:

О

+ Z cQ7/4 (aQ + p,)i;i IrP, + cQ7/i («Q 4- pK)1/4Lp, +

П

+ ? РдР i ~Г P2 + Put

(6.27)


4=1

где ац, btj — коэффициенты; р„ — соответственно протяженность начальной партии нефтепродукта, закачиваемого в трубопровод, и его плотность; /к, рк — соответственно протяженность конечной партии нефтепродукта, принимаемой из трубопровода в резервуар, и его плотность; рдрj—дросселируемое давление на t-м участке; с — = 0,88l(n2d6); а = kjd, Р == ndv, къ — эффективная шероховатость труб.

Потерю давления на преодоление разности геодезических отметок для участка трубопровода с равномерным уклоном при перекачке двух нефтепродуктов с разными плотностями можно записать следующим образом (рис. 6.11):

Pz=-- Ipб1б + Рл (L — h)] g tg сс — рAgSz + (рв — Рл) Az/b/L.

Если профиль трассы трубопровода более сложный, то он может быть условно разделен на участки с примерно равномерными уклонами и величина р2 такого трубопровода при известном расположении партий нефтепродуктов определится суммой потерь давления на отдельных участках.

Ограничения на давления до и после Уе-й насосной станции можно записать в следующем виде:

k—l

Ри + ? Рст i ? Pn i ' ? Рдр i S? Pmim

= 1

ft    ft—I    ft

Pn + ? Per i ? Pn i ? Рдр i ^ Ртах>

(6.28)


где i — давление, развиваемое t-й насосной станцией; рni— потери давления на t-м участке трубопровода.

Рис. 6.11. Схема, иллюстрирующая вычисление величины р2

0    Р 5

В качестве нулевого приближения принимается пропускная способность Q0, определяемая по уравнению (6.27) при давлении в начале первого линейного участка ри, при давлении в конце трубопровода (в конце последнего линейного участка) pn+i == Рк и при отсутствии дросселирования давления. Затем при определенной таким образом пропускной способности Q0 проверяют выполнение ограничений (6.28) по давлению перед &-й насосной станцией и давлению после k-ii насосной станции, начиная с первой насосной станции. Если давление подпора перед какой-либо насосной станцией pt <Срт\п и не удовлетворяет ограничению (6.28), то оно принимается равным pmin(р{ = ртin) и вновь определяется пропускная способность на участке от первого линейного участка до этой насосной станции. Если давление нагнетания после k-й станции больше ртах, то оно принимается равным ртаи и по уравнению (6.27) определяется новое значение пропускной способности Qr для участка от этой насосной станции до конца трубопровода и в дальнейших расчетах учитывается лишь меньшее значение.

Если нефтепродуктопровод без промежуточных насосных станций, то различие вязкостей нефтепродуктов будет влиять на изменение пропускной способности в период замещения нефтепродуктов и продолжительность этого замещения (рис. 6.12). Когда нефтепродукт вязкостью и плотностью рл замещается в начале нефтепродуктопровода с одной насосной станцией, оборудованной центробежными насосами, другим нефтепродуктом вязкостью vB и плотностью QB, то по мере перемещения зоны раздела этих нефтепродуктов пропускная способность последовательной перекачки будет изменяться от QA в момент начала замещения до QB в момент окончания замещения (рис. 6.13). Такое изменение пропускной способности будет происходить из-за неодинаковых потерь напора на преодоление гидравлического сопротивления на участках, занятых перекачиваемыми нефтепродуктами. При этом если vA >vfi, то пропускная способность перекачки будет увеличиваться, а если vA Од — уменьшаться. Уравнение баланса давлений для этого случая (только одна головная насосная станция) имеет вид

k

Рн+ Е (aj — bjQ7li)psg = cQ7/*(a0Q \-$s)'/-ip5lB +

+cQ7/4 (a0Q + Рл)1/4 Рл (L—1Б) + рдр + р2 + рк

где рл = l7ndvA; = 17ndvE. 214

режимов перекачки бензина и дизельного топлива ошибка в определении пропускной способности последовательной перекачки и продолжительности замещения достигает 15 %.

6.7. ПРИЕМ И РЕАЛИЗАЦИЯ СМЕСИ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА КОНЕЧНОМ ПУНКТЕ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА

Образующаяся в нефтепродуктопроводе смесь перекачиваемых последовательно нефтепродуктов принимается, как правило, в конечном пункте нефтепродуктопровода и реализуется одним из следующих способов: добавляется в допустимых количествах к соответствующим нефтепродуктам; отправляется на ближайший НПЗ в качестве сырья для переработки совместно с нефтью.

Нефтепродукты, поступающие с НПЗ, имеют, как правило, некоторый «запас качества» по отдельным показателям, например, по температуре конца кипения и октановому числу для бензинов, по температуре вспышки для дизельного топлива и т. п. Этот «запас качества» необходим для компенсации возможного ухудшения качественных характеристик топлив при их транспорте и хранении.

Поскольку с конечного пункта нефтепродуктопровода нефтепродукты поступают в большинстве случаев к потребителям, оказывается возможным использовать имеющийся у них «запас качества» для добавления к ним смеси соответствующих нефтепродуктов в небольших количествах, определяемых допустимыми концентрациями примеси одного нефтепродукта к другому, которые предполагаются известными в результате проведенных анализов нефтепродуктов и их смесей или в результате предварительных расчетов.

Технология приема смеси из нефтепродуктопровода в резервуары конечного пункта определяется свойствами компонентов смеси, запасом качества и количеством нефтепродуктов в резервуарах.

При большом объеме резервуаров с нефтепродуктами и значительном «запасе качества» у них иногда можно всю смесь прямо из нефтепродуктопровода распределить по резервуарам с перекачиваемыми нефтепродуктами.

Смесь разносортных нефтепродуктов, например бензина и дизельного топлива, обычно делят на две части и принимают в два отдельных резервуара (рис. 6.15). Та часть смеси, в которой меньше бензина, получила название легкого дизельного топлива, а другая часть смеси, в которой больше бензина,— тяжелого бензина.

Тяжелый бензин добавляют затем в допустимых количествах к товарному бензину за счет запаса качества у него по концу кипения и другим показателям. Легкое дизельное топливо добавляют к дизельному топливу, используя запас качества у него по температуре вспышки и другим показателям. При этом в зависимости от состава смеси и запаса качества в резервуарах соответствующих товарных нефтепродуктов составляется карта смешения с указанием, сколько и какой смеси можно добавить в резервуар с конкретным нефтепродуктом. При подходе зоны смеси к конечному пункту ее головная часть направляется в резервуар с замещаемым нефтепродуктом, хво-

Рис. 6.14. Графики для сопоставления расчетов продолжительности замещения по уравнениям (6.31) (/) и (6.32) (2) при перекачке бензина и дизельного топлива в трубопроводе диаметром 359 мм

Начальное условие для уравнения (6.31) имеет вид у (0) = 0. Уравнение (6.31) позволяет определить изменение расхода в трубопроводе без промежуточных насосных станций и продолжительность замещения в нем нефтепродуктов с разными вязкостями и плотностями. Уравнение (6.31) допускает параметрическое решение, так как не зависит в явном виде от аргумента т. Если замещаемый и замещающий нефтепродукты перекачиваются в зоне гидравлически гладких труб по горизонтальному трубопроводу (Дг = 0), то (6.31) принимает более простой вид

(6.32)

где

т = 0,25; р --Х

Уравнение (6.32) имеет аналитическое решение

откуда следует


I —1/(3—т)


Из сопоставления расчетов по «точному» уравнению (6.31) и упрощенному уравнению (6.32) для случая последовательной перекачки бензина и дизельного топлива по трубопроводу диаметром 359 мм и длиной 170 км (рис. 6.14) видно, что при расчете без учета различия 2)6


Рис. 6.12. Схема замещения нефтепродуктов в трубопроводе без промежуточных насосных станций

Рис. 6.13. Совмещение характеристик насосной станции и трубопровода при последовательной перекачке:


/ — насосной станции; 2 —• трубопровода при перекачке нефтепродукта Б\ 3 — трубопровода при перекачке нефтепродукта А: 4 — переменная характеристика трубопровода при замещении нефтепродуктов

Перейдем в (6.29) к относительному расходу с/ и времени т по условиям

QaHV


(6.30)


тр-


q~QIQA\


С учетом (6.30) величину 1Б (/) в уравнении (6.29) представим в виде

VT

Q (t) dt


q( т) dx =Ll/(t),

h(t)


nd'2 b

а относительный расход

4(t) =^~-=y' (t).

dr

С учетом этих замен исходное уравнение (6.29) запишем в виде

at — а2у    П4/7

г b

У’ = \— L a.i

(6.31)


+ а4 (ау' + ря)1/4 у + аъ (ay' + Рл)1/4 (1У) J где у' (т) — относительный расход в трубопроводе;

f}F*

Р Л<?Л


h - Г Рн + Z а/Р?

L    / = 1


-(Агрл + р к)


q AzF-Р А® А


а3==

0,11/-2 QUM


а г, - ¦


ai ~ (Рв —Рл) О, llp?L


2р


Рб^2 Е Ь,

_ /=1


ап


Функция г/ (т) в уравнении (6.31) представляет собой относительный объем трубопровода, заполненный к моменту времени т замещающим нефтепродуктом, и изменяется в пределах 0 < у < 1.

Рис. 6.15. Схема приема смеси разносортных нефтелродук-_ тов — бензина и дизельного топлива:

1 — дизельное топливо; 2 — «легкое» дизельное топливо; 3 — «тяжелый» бензин; 4 — бензин (^бенч — концентрация бензина в смеси; г,, t2 — моменты начала и конца приема смеси соответственно; tQ — момент разделения смеси)


стовая часть — в резервуар с замещающим нефтепродуктом, а остальная основная часть смеси принимается в отдельный резервуар. Допустимое количество нефтепродукта Б, которое можно принять вместе со смесью в резервуар с нефтепродуктом А, определяется исходя из «запаса качества» замещаемого нефтепродукта и его количества в резервуаре с нефтепродуктом А. Момент переключения задвижек у резервуаров для отсечки головной части смеси от остальной ее части определяют по графику изменения концентрации смеси по ее длине, измеряемой прибором контроля. Аналогично поступают и при отсечке хвостовой части смеси в резервуар с нефтепродуктом Б.

На конечном пункте устанавливают обычно два прибора контроля, измеряющих концентрацию нефтепродуктов в зоне смеси: первый в 10—15 м от конечного пункта, а второй — на конечном пункте. Зная допустимые количества примеси в резервуарах с нефтепродуктами А и Б, по графику изменения концентрации по длине зоны смеси, измеренной первым прибором, определяют графическим интегрированием моменты отсечки головной и хвостовой частей смеси и соответствующие им значения мгновенной концентрации смеси. Как только второй прибор контроля в момент прихода смеси на конечный пункт зарегистрирует эти значения концентраций отсечки, переключают задвижки перед соответствующими резервуарами и ведут прием смеси в соответствии с принятой схемой ее реализации. Если режим перекачки соответствует расчетному и можно ожидать, что распределение концентраций по длине зоны смеси будет следовать формуле (6.27), то концентрации отсечки головной и хвостовой частей смеси можно определить следующим способом.

Если известно время (t2—/2), в течение которого в резервуар с нефтепродуктом А будет поступать головная часть смеси, то количество нефтепродукта Б, попавшего в этот резервуар вместе со смесью, определится интегралом

VB=Q\ C5(t)dt,    (6.33)

л

где Q — пропускная способность трубопровода, принимается постоянной в период приема смеси.

Подставив в (6.33) значения СБ (t) из формулы (6.27) и проинтегрировав, получим

f erf г] ~ z erf zexP ( ~f_)1 t

и    у    Jl

после интегрирования получим для концентрации нефтепродукта Б в резервуаре с нефтепродуктом А следующие выражения:

СБра=    [Ф (Zl)Ф (Za)1 ’    (6'34)

VPA    VpAPe0.5

где VPA — количество нефтепродукта в резервуаре А;

Ф(21,2) = = 2ll2(l— erf zlt 2)--^ ехр ( —z?i2);

V л

ix — момент начала прохождения смеси, определяемый точностью прибора; t., — момент отключения резервуара с нефтепродуктом А.

Поскольку СБ (zx) близко к нулю, по абсолютной величине функция Ф (Zj) < Ф (z.,) и ею можно пренебречь. Так, при СБ (Zj) = = 0,5 % и СБ (z2) = 10 % Ф (Zj) = 0,0001 и погрешность при ее отбрасывании составляет всего лишь 0,1 %. При этом допущении получим

Г ехр ( — г?)    1

СБРл=?л[---z2(l — erf z2)j ,    (6.35)

где

Ia^VtAV рдРе0'5).

Если известно время (/4—/3), в течение которого в резервуар с нефтепродуктом Б будет поступать хвостовая часть смеси, то количество нефтепродукта А , попавшего в этот резервуар вместе со смесью, определится интегралом

VV=Qf[l-CB(t)\dt,    (6.36)

t:

где t:i — момент отсечки хвостовой части смеси в резервуар с нефтепродуктом А\ /4 — момент окончания прохождения смеси по показанию прибора контроля.

Произведя в (6.36) интегрирование по аналогии с (6.33), получим

Сд Р ? ^    № (Zs) 'Ф (Z4)].

где

?B = VTP/(VPBPe°-s);

3,4) == г3,4 (1 + er f z3,4)-J--p^exp ( —Z3,4);

V л

VPB — количество нефтепродукта Б в резервуаре.

Поскольку в момент окончания прохождения смеси величина СБ (z4) близка к единице, по абсолютному значению гр (z4) гр (za) и ею можно пренебречь. При этом

С л р в =    + 2з (1 + erf га)] •    (6.37)

Из формулы (6.27) следует, что

СБ (z2) =-^-{\—^\z2)\ С б (гя) =-у (1—erf za).

Функции (6.35) и (6.37) представлены на рис. 6.16 в виде семейства кривых с параметрами t,A и ?,Б. Зная допустимые концентрации примеси к нефтепродуктам СБРА и САрБ, а также параметры Z,A и можно с помощью графика на рис. 6.16 определить значения мгновенных концентраций смеси в трубопроводе СБ2 и Свя, при которых следует переключать резервуары. На оси    ординат    находят    точки,

соответствующие заданным значениям СБРА    и    САРБ,    и    проводят го

ризонтальные линии до пересечения с соответствующими кривыми

ДЛЯ ЪА И 1Б.

Затем из точек пересечения проводят вертикальные прямые до пересечения с кривой СБ (г) и сносят эти точки пересечения на ось

ординат, находят точки, соответствующие концентрациям смеси в трубопроводе СБ2 и СБа, при достижении которых следует переключать резервуары. Если окажется, что СБ2<.СБа, то часть смеси между этими концентрациями не может быть принята в резервуары с нефтепродуктами А и Б и ее следует принимать в резервуары для смеси. При этом объем смеси можно подсчитать по формуле VcJVjp = = 2 (z,2zs) Ре-0'5, а значения z2 и 23 определить по графику на рис. 6.16 путем сноса точек пересечения на ось абсцисс. Если окажется, что С б г >?/;?, то вся смесь может быть принята в резервуары с нефтепродуктами А и Б, а переключать эти резервуары МОЖНО гри любом значении концентрации смеси в трубопроводе в диапазоне СБ2СБа. В этом случае СБ2 = СБЗ = СБ и г2 = z4 = г. Если равны и объемы резервуаров 220

СБ' САрб 'L fipA

Рис. 6.16. Обобщенный график для расчета приема смеси


Урб ~ VPA, то t,A — и система расчетных уравнений упрощается

С а р и ~ р А ----- 2?z;

С с : - ~ (1— erf г)

и может быть преобразована в одно уравнение, связывающее допустимые концентрации примеси в резервуарах и концентрацию смеси в трубопроводе в момент ее разделения по резервуарам с нефтепродуктами Ли Б:

СБ j- [ 1 - erf ( ^р_б_БрА .

При разделении смеси разносортных нефтепродуктов на две части, например на тяжелый бензин и легкое дизельное топливо, при последовательной их перекачке в расчетах иногда учитывается относительное количество одного нефтепродукта, попавшего в другой, при помощи критерия качества смеси /.

Критерии качества смеси / определяется суммой двух интегралов (рис. 6.17)

1 (z0) = ~Va\1~ Vh = .1 t1сб (г)] dz-4- J СБ (г) dz,

*тр    —оо

где VА и VB — объем нефтепродуктов соответственно А и Б, попавших в смесь; г„ — координата сечения деления смеси на две части.

Если г0 ¦= 0 и СБ0) = 0,5, то критерий качества смеси имеет минимальное значение

/ . —     Dp-о..ч

1 mi л —    /— ГС

V л

Критерий качества позволяет оценивать по характеру кривой распределения концентраций по длине зоны смеси влияние количества примеси одного нефтепродукта к другому при разделении всей смеси на две части. Он также позволяет сравнивать количества товарных нефтепродуктов, необходимое для реализации смеси. Так, из рис. 6.18 видно, что критерий качества смеси для распределения концентраций для случая 1 меньше, чем для случая 2, хотя суммарный объем смеси 17см в обоих случаях одинаков. Поэтому для реализации смеси, разделенной на дне части, путем подмешивания в случае 1 потребуется меньше товарных нефтепродуктов, чем в случае 2. Допустимые концентрации примеси одного нефтепродукта к другому определяются, как правило, по результатам анализа нефтепродуктов и их смесей в лаборатории конечного пункта. Ориентировочные значения допустимых концентраций для некоторых нефтепродуктов приведены в табл. 6.2.

Рис. 6.17. Схема, иллюстрирующая критерий качества смеси

Рис. 6.18. Схема сопоставления критериев качества смеси при различном характере распределения концентраций по длине зоны смеси

Примесь бензина к дизельному топливу ограничивается допустимым снижением его температуры вспышки, а примесь дизельного топлива к бензину — допустимым повышением конца кипения бензина.

Определить допустимую концентрацию примеси бензина к дизельному топливу по температуре вспышки можно по эмпирической формуле

Р    (16,7/jo-

'-'бенз -

~ 32) jg in. ф

tn, ф + 55    tв

где tl0 — температура выкипания 10 % бензина; U. ф —фактическая температура вспышки чистого дизельного топлива; tBCп — минимально допустимая температура вспышки дизельного топлива.

Определить допустимую концентрацию примеси дизельного топлива к бензину по температуре конца кипения можно из эмпирического соотношения

с    (<к-    124)»-(<к.ф- 124)2

Д Т ~ (Рас — 0,753) 28 10:)где tK — максимально допустимое значение конца кипения бензина; tv., ф — фактическая температура конца кипения чистого бензина; р20 — плотность дизельного топлива.

Таблица 6.2

Товарный нефтепродукт

Ориентировочные максимально допустимые концентрации примеси.

Бензин

А-72

Топливо

ТС-1

Дизельное топливо

Керосин

трактор

ный

Л

3

Бензин А-72

ЛК

3

0,5

1

1

Топливо ТС-1

0

лк

1

5

0

Дизельное топливо летнее (Л)

0

1

лк

0,5

0,6

Дизельное топливо зимнее (3)

0,5

6

55

лк

16

Керосин тракторный

3

лк

1,5

3

лк

Примечание. ЛК — любое количество примеси.

6.8. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УМЕНЬШЕНИЮ КОЛИЧЕСТВА СМЕСИ ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКЕ

Количество смеси, образующейся в каждой зоне контакта последовательно перекачиваемых нефтепродуктов, составляет 0,5—1 % от объема трубопровода при турбулентном режиме перекачки, а для трубопровода большой протяженности достигает нескольких сотен кубических метров. При остановках перекачки, большом объеме первичной смеси и малой скорости перекачки количество смеси может в 2—,3 раза превысить номинальное ее количество для конкретного трубопровода.

Для уменьшения количества смеси на магистральных нефтеиро-дуктопроводах предусматривают организационные мероприятия, а также применяют разделители для полного или частичного разобщения последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.

Организационные мероприятия по уменьшению количества смеси предусматривают перекачку при нормальных и повышенных скоростях турбулентного потока нефтепродуктов (при Re >10 ООО), чтобы уменьшить эффективный коэффициент диффузии; правильный выбор порядка следования партии нефтепродуктов, обеспечивающего меньшие затраты на прием и реализацию смеси: максимально возможное увеличение партий нефтепродуктов (исходя из возможностей резер-вуарного парка), что позволяет уменьшить общее количество физических смесей в течение квартала, года; применение быстродействующих задвижек для уменьшения количества первичной смеси; предотвращение остановок последовательной перекачки, особенно при неблагоприятном рельефе местности.

Перечисленные организационные мероприятия следует применять при проведении последовательных перекачек, так как они позволяют свести количество смеси к некоторому минимуму, определяемому гидродинамикой процесса смешения контактирующих жидкостей в процессе перекачки.

Дальнейшее уменьшение количества смеси ниже этого минимума можно обеспечить, лишь применяя разделители, помещаемые в зону последовательно перекачиваемых нефтепродуктов. Разделители могут быть жидкостные и твердые. Жидкостный разделитель представляет собой буферную жидкость, помещаемую между последовательно перекачиваемыми нефтепродуктами. В качестве жидкого разделителя применяют какой-либо нефтепродукт или образовавшуюся ранее смесь последовательно перекачиваемых нефтепродуктов. Так, между бензином и дизельным топливом можно поместить буферную партию реактивного топлива (или керосина). В этом случае бензин и дизельное топливо будут смешиваться с реактивным топливом, и эту смесь легче реализовать, чем смесь бензина с дизельным топливом. Объясняется это тем, что допустимые концентрации реактивного топлива к бензину и дизельному топливу в несколько раз больше (см. табл. 6.2) и для реализации смеси потребуется меньше «чистых» нефтепродуктов. В качестве разделителей стали чаще применять загущенные жидкости (так называемые полужидкие или гелеобразные разделители). Полужидкие разделители получают загущением некоторого количества одного из перекачиваемых нефтепродуктов или с помощью специальных студнеобразных полимеров. Применение полужидкого разделителя особенно целесообразно в том случае, если эффективный коэффициент диффузии его материала на несколько порядков меньше, чем у последовательно перекачиваемых нефтепродуктов. Расчеты показывают, что при последовательной перекачке бензина А-72 и дизельного топлива по трубопроводу диаметром 350 мм и длиной 180 км для надежного их разделения при помощи жидкой пробки требуется 20 м3 реактивного топлива ТС-1 или 3,2 м3 полужидкого разделителя.

Твердые разделители представляют собой механические устройства, которые находятся между перекачиваемыми нефтепродуктами и перемещаются вместе с ними по трубопроводу. Эти устройства должны касаться внутренней поверхности стенок труб и предохранять тем самым перекачиваемые нефтепродукты от смешения. Эффективность действия твердых разделителей в значительной степени зависит от надежности такого контакта с поверхностью трубопровода в течение всего времени движения.

Хотя конструкций твердых разделителей к настоящему времени предложено много, их можно разделить на два основных вида: манжетные и сферические. Манжеты у разделителей первого типа и сами разделители второго типа изготовляют из эластичного износостойкого материала, в основном из маслобензостойкой резины или полимерных материалов.

При последовательной перекачке нефтепродуктов широко применяют шаровые резиновые разделители, а при последовательной перекачке нефтей — манжетные (рис. 6.19). Внутренняя полость шарового разделителя заполняется водой (зимой антифризом) до определенного давления, чтобы обеспечивать достаточно плотный контакт с внутренней поверхностью трубопровода. Запуск шаровых разделителей в трубопровод и прием их из трубопровода производятся при помощи специальных устройств (рис. 6.20). Камера запуска разделителей 4 приподнята под углом до 20° и заканчивается концевым затвором 3. Второй конец камеры 4 соединен с тройником 1. Последовательный ввод шаровых разделителей в тройник 1 осуществляется отсекающим механизмом 5, после чего они под действием силы тяжести (или под напором жидкости из линии, показанной пунктиром) попадают в основной трубопровод и их проход в него фиксируется сигнализатором 2. Приемная камера 6 опущена под углом 10° и имеет одну или две отводящие линии. Жидкость из камеры 6 после поступления туда разделителя откачивается насосом 7. Приход разделителя в камеру фиксируется сигнализатором.

На промежуточных насосных станциях производится смена разделителей: прием перед станцией и запуск после станции другого разделителя. Для более лучшего разделения нефтепродуктов в одну и ту же зону их контакта помещают до трех разделителей, в том числе чтобы отделить зону первичной смеси от чистых нефтепродуктов.

Опыт применения шаровых разделителей при последовательной перекачке показал, что они позволяют уменьшить количество смеси 224

о - сферически'!,' С> млпл'отиыл; 1 -'•>л;1стн‘л1ия сф'ра; 2 - штуцер; 3 ни у трен м 'л 'л полость; -I -- эластичные уилитп птсуьиы манжеты1. 5 —octoii разделителя; 6 трубопровод

Рис. 6.20. Устройство для запуска и приема сферических разделителей

Рис. 6.19. Механические разделите л и:


J


на 20 -40 %. Износ разделителей от трепня о стенки труб, а также, наличие в трубопроводе участков с разной толщиной стенок труб, поперечных сварных стыков и нервнчной смеси являются причинами неполного разделения перекачиваемых нефтепродуктов.

Эффективность перекачки с разделителями может быть определена по формуле

•^р ’    1    Iрачд/Л| . к |

где /ралд — критерий качества смеси при перекачке с разделителями; /н. к — критерий качества при перекачке с непосредственным контактом нефтепродуктов.

Целесообразность последовательной перекачки с разделителями определяется в каждом конкретном случае путем сопоставления приведенных затрат при перекачке с разделителями и с непосредственным контактом нефтепродуктов.

6.9. ОСОБЕННОСТИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕЙ

Количество смеси при последовательной перекачке нефтей обычно бывает несколько увеличенным но сравнению с количеством смеси при перекачке светлых нефтепродуктов вследствие большой вязкости нефтей и увеличенного эффективного коэффициента диффузии. При последовательной перекачке нефтей с разным содержанием воды, а также механических примесей или солей объем смеси дополнительно увеличивается из-за смывания солей, отложений или механических примесей со стенок трубопровода партией нефти с меньшим содержанием этих примесей. Например, при последовательной перекачке обессоленной и сырой нефтей головная часть партии обессоленной нефти будет насыщаться солями, смываемыми со стенок трубопровода, где они скопил): сь в период прохождения партии сырой нефти.

Вследствие значительного объема смеси последовательную перекачку сыры ( и обессоленных нефтей проводят с твердыми разделите

лями. При^последовательной перекачке нефтей применяются манжетные разделители с манжетами из полиэтилена. Диаметр и форма манжет подобраны таким образом, что между ними^и^стенкой трубы остается пленка нефти и^онн работают в зоне полужидкостного трения, что позволяет существенно уменьшить износ манжет. В^пастоящее время применяют манжетные разделители подобного типа диаметром 500—1200 мм. Использование разделителей при последовательной перекачке сырых и обессоленных нефтей позволяет уменьшить в 5 раз (с 15 до 3 % объема нефтепровода) количество потерь обессоленной нефти.

Имеется опыт последовательной перекачки сернистых и малосернистых нефтей по одному из отечественных магистральных нефтепроводов большого диаметра на расстояние около 1000 км. Контроль последовательной перекачки в этом случае осуществляется но содержанию серы при помощи специальных приборов, основной частью которых является датчик содержания серы. Работа датчика серы основана на различии характеристик поглощения радиоактивного излучения в зависимости от содержания серы. Радиоактивное у-излуче-ние от источиика проходит через поток нефти, содержащей серу, и попадает в ионизационную камеру. Сила тока ионизационной камеры зависит от количества серы и плотности жидкости. Для компенсации изменения плотности в приборе имеется вибрационный плотномер. Как показал опыт последовательной перекачки сернистой и малосернистой нефтей, отложения серы на поверхности трубы и связанного с этим значительного увеличения объема смеси не наблюдается.

6.10. КОНТРОЛЬ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

При последовательной перекачке надо иметь надежные средства контроля за прохождением зоны смеси через определенные пункты нефтепродуктопровода и для определения концентраций нефтепродуктов по длине зоны смеси. Это необходимо, чтобы своевременно принимать меры для приема чистых нефтепродуктов и их смеси в разные резервуары на конечном пункте нефтепродуктопровода, определять заранее ожидаемое количество смеси.

Эффективное управление процессами транспорта, приема и распределения по резервуарам разносортных нефтепродуктов и их смесей зависит от точности, чувствительности и быстродействия применяемых методов и приборов аналитического контроля, которые должны обеспечивать: автоматический контроль границ раздела смеси для исключения возможности попадания смеси в резервуары с товарными нефтепродуктами; непрерывное измерение концентрации одного нефтепродукта в другом во всей зоне их смешения.

Большинство известных методов и приборов контроля последовательной перекачки нефтепродуктов основано на различии их физических свойств: плотности, вязкости, диэлектрической постоянной, цвета, скорости распространения ультразвуковых колебаний и т. п. По изменению физических свойств нефтепродуктов, определяемых соответствующими приборами, судят о составе (концентрации) емееи и определяют границы раздела последовательно перекачиваемых нефтепродуктов

Приборы контроля размещают как правило, на конечном пункте нефтепродуктопровода, где принимают смесь нефтепродуктов. При этом используют два однотипных прибора, один из которых размещен непосредственно на конечном пункте перед приемными резервуарами, а второй в виде выносного блока — в 10—15 км от конечного пункта. Это необходимо для получения предварительной информации о подходе емееи и распределении концентраций нефтепродуктов по ее длине, чтобы можно было за 1,5—2 ч до подхода емееи выполнить необходимые расчеты по ее приему.

Наибольшее распространение на нефтепродуктопроводах получили методы и приборы, основанные на измерении плотности, скорости распространения ультразвуковых колебаний, диэлектрической постоянной п оптической плотности в ультрафиолетовой области спектра. Представляется возможным и применение вискозиметров непрерывного действия, производство которых освоено в настоящее время промышленностью. Для повышения селективности и точности методов контроля последовательной перекачки продуктов возможно использование и комбинированного метода, когда измеряются два физических показателя нефтепродуктов и их смесей (например, плотность и цвет или диэлектрическая постоянная и цвет).

Рассмотрим принцип действия отечественных промышленных ана -литических приборов, наиболее перспективных для применения на нефтепродуктопроводах, в системах контроля последовательной перекачки нефтепродуктов.

Приборы контроля плотности по принципу измерения подразделяются на поплавковые, весовые, гидростатические, вибрационные, радиоизотопные и ультразвуковые плотномеры.

Действие плотномеров е погруженным поплавком основано на непрерывном уравновешивании выталкивающей силы, действующей на чувствительный элемент — поплавок, помещенный в специальной камере, в которой находится контролируемая жидкость. К плотномерам с погруженным поплавком относится датчик удельного веса етемпературной компенсацией типа ДУВ-П-ТК-104. Датчик представляет собой пневматический компенсационный прибор, предназначенный для непрерывного на потоке измерения удельного веса жидкости. Контролируемой жидкостью могут быть светлые нефтепродукты.

Принцип действия радиоизотопных плотномеров основан на изменении интенсивности пучка -\>-лучей после прохождения их через измеряемую жидкость в зависимости от изменения плотности этой жидкости. Интенсивность Jy однородного пучка у-лучей, прошедшего через слой жидкости, определяется соотношением Jv - J0v ехр (— up/) где /„v — интенсивность ^-излучения на поверхности слоя; — массовый коэффициент ослабления пучка у-лучей; р — плотность емееи нефтепродуктов; I — толщина слоя жидкости.

Основное преимущество радиоактивного метода измерения плотности — беоконтактность, что позволяет применять его при опреде-

!/


=шга



J 2

/

Tltn


Щ

X3=

F=\_


/-/


4    5    в    7    8    0 10

Рис. 0.21. Принципиальная схема плотномера АИП

лении плотности агрессивных и вязких сред, а также жидкостей, находящихся при высоких давлениях и температурах, где использование приборов других типов практически невозможно.

Значительное повышение точности измерения плотности достигается при использовании вибрационных плотномеров. Их действие основано на зависимости собственной частоты колебаний механических резонаторов от плотности жидкости, находящейся внутри них. Наиболее распространенными являются проточные вибрационные датчики плотности с трубчатыми резонаторами, внутри которых протекает контролируемая жидкость.

Жидкость, помещенная внутри колеблющейся трубки, движется вместе с ней практически как единое целое. В этом случае влияние вязкости очень незначительно и им можно пренебречь. Таким образом, поперечные колебания заполненной жидкостью трубки постоянного сечения можно рассматривать как колебания упругого тела с массой, зависящей от плотности жидкости. В СССР3 выпускается автоматический измеритель плотности типа ЛИП (рис. 6.21). Контролируемый продукт поступает на вход вибрационного преобразователя 1 и через распределитель 4 разветвляется на два потока, проходя по трубкам 9 чувствительного элемента. На распределителях установлены платиновые термометры сопротивления 5, введенные в поток распределителя 4 для коррекции показаний при изменении температуры контролируемого продукта. Между распределителями и трубками расположены сильфоны 2, устраняющие температурный напряжения и влияние вибрации корпуса 1 на вибратор. На корпусе вибрационного преобразователя предусмотрен влагопоглотитель 6, предотвращающий конденсацию влаги на трубках при понижении температуры продукта. Трубки соединены между собой системой упругих перемычек 7,8 и образуют вместе с ними механическую колебательную систему — вибратор. Механическая колебательная система вибрацион-228

I_______!

Рис. 6.22. Структурная схема ультразвуковой системы контроля типа УК.П-2

вых волн в нефтепродуктах влияют изменение температуры и давления анализируемой среды, содержание механических примесей, свободной воды и газовых включений в нефтепродуктах. Скорость распространения ультразвуковых волн в нефтепродуктах уменьшается при повышении их температуры, а повышение давления среды вызывает рост их скорости приблизительно по линейному закону.

Для повышения точности ультразвуковых приборов необходимо включать в схему системы контроля соответствующие устройства коррекции показаний по температуре и давлению.

Принцип действия диэлькометрнческих приборов контроля основан на зависимости диэлектрических свойств от концентрации смеси. Измерение концентрации смеси нефтепродуктов при использовании этого метода сводится к определению емкости конденсатора, между обкладками которого протекает смесь нефтепродуктов, выполняющая роль диэлектрика.

В СССР разработан диэлькометрический прибор СК-2, позволяющий контролировать границы раздела смеси и измерять концентрацию нефтепродуктов в зоне их смешения (рис. 6.23). Он состоит из двух вмонтированных в трубопровод / емкостных датчиков 2 и 3. Измерительный датчик 2 имеет форму цилиндра с кожухом. Благодаря отверстиям в кожухе датчик имеет хороший контакт с анализируемым нефтепродуктом. Компенсационный датчик 3, имеющий герметический кожух-стакан, заполнен очищенным трансформаторным маслом, служит для коррекции показаний прибора при измене-230 нии температуры анализируемого нефтепродукта. С повышением температуры нефтепродуктов значениями.* диэаектрической проницаемости уменьшаются. Датчики соединены с блоком сопоставителя емкостей 4, состоящего из двух генераторов. Сопоставитель емкостей 4 осуществляет непрерывное сравнение частот двух генераторов, формируя на выходе разностный частотный сигнал, который зависит ОТ значении электрических емкое- Рис. (i.23. Принципиальная схема тей измерительного и компенсаци- диэлькометрического прибора типа онного датчиков. Сигнал сопостави-теля емкости 4 поступает на частотно-аналоговый преобразователь 5, соединенный с вычислительным блоком 6 и регистрирующим прибором 7.

Достоинством диэлектрических и ультразвуковых приборов является то, что их чувствительные элементы могут встраиваться непосредственно в нефтепродуктопровод, исключая устройства отбора пробы с использованием насосов.


Ограничением для широкого применения на нефтепродуктопровода х приведенных методов и приборов контроля являются их недостаточная селективность и разрешающая способность при контроле пар нефтепродуктов с близкими характеристиками по химическому составу (например, смеси различных марок бензинов и разных сортов дизельных топлив).

В этих условиях представляют интерес спектрофотометрический и индикаторный методы контроля последовательной перекачки нефтепродуктов. Спектрофотометрический метод контроля основан на связи между поглощением оптического излучения и концентрацией, определяемой законом Бугера—Ламберта—Бера Jx = J ох, ехр (— Н\с1), где Jx — интенсивность излучения, прошедшего через слой вещества толщиной I и концентрацией с\ Jох — интенсивность падающего на вещество излучения; — молярный коэффициент поглощения, определяемый свойствами молекул растворенного вещества и длиной волны света Я оптического излучателя.

На практике чаще пользуются не понятием интенсивности, а понятием оптической плотности D = lg    которая    прямо

пропорциональна концентрации.

Спектрофотометрический метод измерения концентрации нефтепродуктов для различных парных сочетаний последовательно перекачиваемых продуктов (бензин—бензин, бензин—дизтопливо, дизтопливо—дизтопливо) построен на различии оптических плотностей D разных марок нефтепродуктов, измеренных в ультрафиолетовой области спеетра, где D является параметром, с помощью которого можно различать близкие по составу нефтепродукты.

нкп

MKfl

menc-mlmti' '    \    СмсГь    1'! | Н !i i* ' Н^твпроЗуктм    ¦

__ 'j-J |—Jj liii-н [jj,'.    b||i» j_¦ j-—

Рис. 6.24. Структурно-функциональная схема ИИС «Компаунд»:

хтсктропрпиодом; .? фильтр самоочищающийся ФС; 4 — фо-6 — устройство телемокамики TM-800 li; 7 - устронстпи контроля управления, обработки информации н индикации марок нефтепродуктом УКУ

1 — насос; ‘2 падпнжкл тоабеорбциометр ФА* I

«Компаунд», в которую входят: два ультрафиолетовых абсорбционных фотометра 3 типа ФА-1, разнесенных по нефтепродуктопроводу на расстояние 10—15 км, т. е. превышающее удвоенную длину потока смеси нефтепродуктов, и устройство контроля, управления и обработки информации 7 типа УКУ. На выносном и местном контролируемых пунктах (ВКП и МКП) устанавливаются фотометры ФА-1, элементы отбора и подготовки пробы 1, 2,3, а в операторной резервуар-ного парка — устройство контроля, управления, и обработки информации. Управление и получение информации с ВКП осуществляются по каналам связи через устройство телемеханики 5, 6 типа ТМ-800В.

Определение концентраций СЛ и Сп нефтепродуктов производится следующим образом: при прохождении смеси нефтепродуктов через кюветы фотометра ФА-1 (ВКП) на диаграмме регистрирующего прибора типа КСП-4 записывается график, показывающий качественный характер изменения концентрации смеси. Значения оптической плотности снимаются оператором с графика смеси на В К ГТ и вводятся в блок обработки информации 7, что приводит к установлению в устройстве 7 диапазона измерения по массовой концентрации 0—100 %. При прохождении этой смеси через кюветы фотометра ФА-1, установленного на М1<П, происходят автоматическое измерение оптической плотности смеси DCM и вычисление СЛ и СГ/ с записью их значений на диаграмме прибора.

ОСОБЫЕ СЛУЧАИ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕЙ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА ПО ТРУБОПРОВОДАМ 3

В настоящее время добывается значительное количество высоковязких и высокопарафинистых нефтей, застывающих при сравнительно высоких температурах. Перекачка таких нефтей обычным способом нерациональна, так как при температуре окружающей среды велико гидравлическое сопротивление трубопроводов. Снижение гидравлического сопротивления трубопроводов обеспечивается различными способами повышения текучести нефтей: смешение вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов с маловязкими и совместная их перекачка, смешение и перекачка с водой, термическая обработка застывающих парафинистых нефтей и нефтепродуктов и последующая их перекачка, перекачка газонасыщенных нефтей, использование при-садок-депрессаторов в нефти и др. В каждом случае выбор способа перекачки должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

7.1. РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВЯЗКИХ И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ

Реология —- наука, занимающаяся изучением текучести жидких, газообразных и пластических веществ, а также процессов, связанных с остаточными деформациями твердых тел. Свойства жидкости, от которых зависит характер их течения, называются реологическими. В трубопроводном транспорте реологические характеристики нефтей оцениваются следующими параметрами: вязкостью (ньютоновской), пластической вязкостью, эффективной вязкостью, начальным (статическим) напряжением сдвига, предельным динамическим напряжением сдвига и температурой застывания.

Характер течения жидкости определяется видом зависимости напряжения сил трения на поверхности соприкосновения слоев жидкости или напряжения сдвига т от градиента скорости по радиусу или скорости сдвига dw/dr. Графическое напряжение этой зависимости называется кривой течения жидкости.

Для светлых нефтепродуктов, нефтей с низким содержанием парафина и парафинистых нефтей при высокой температуре справедлива полученная Ньютоном зависимость, которую он сформулировал следующим образом: «Сопротивление, которое возникает из-за недостаточного проскальзывания частиц жидкости, при прочих равных

Рис. 7.1. Зависимость напряжения сдвига т от скорости сдвига dw/dr для различных жидкостей

условиях, пропорционально скорости, с которой частицы жидкости перемещаются друг относительно друга», или

D    dm

dr


т= —(X

47.1)


dr


где р. — коэффициент динамической вязкости.

Жидкости, для которых справедлива приведенная зависимость т от dw/dr при постоянной величине р,, называются ньютоновскими, а вязкость таких жидкостей — ньютоновской.

Поведение многих жидкостей, в частности парафинистых нефтей и нефтепродуктов, при температурах, близких к температуре их застывания, не подчиняется закону Ньютона. Такие жидкости называются неньютоновскими. Существует несколько классов неньютоновских жидкостей, различающихся по виду кривой течения (рис. 7.1). Кривые течения описывают поведение жидкостей: пластичных, или бин-гамовских /, псевдопластичных 2, ньютоновских 3 и дилатантных 4. Как видно из рис. 7.1, кривые течения псевдопластичных, ньютоновских и дилатантных жидкостей проходят через начало координат, следовательно, их течение начинается при малейших перепадах давлений. Течение бингамовских жидкостей начинается только после создания определенного напряжения т0. При меньших, чем т„, напряжениях такие жидкости ведут себя как твердые тела, а при больших — как жидкости. Реологическое уравнение бингамовской жидкости было получено из сочетания двух уравнений — уравнения Ньютона и реологического уравнения пластического тела (т = т0) — и может быть записано следующим образом:

dr

Оно содержит два коэффициента: предел текучести т0 и вязкость г)пл, которая называется пластической вязкостью.

Для псевдопластичных и дилатантных жидкостей в широком диапазоне изменения скорости сдвига в технических расчетах можно применять степенную зависимость напряжения от скорости сдвига

dw \п- I dm

dr | dr

где | dw/dr — безразмерный модуль скорости сдвига; п и k — постоянные для данной жидкости коэффициенты. Коэффициент п называется индексом течения, а коэффициент к — характеристикой кон-систентности. Для ньютоновской жидкости п — 1 и k == |х,для псев-допластичных жидкостей п <С 1 и для дилатантных 1.

Течение парафинистых нефтей и нефтепродуктов при температурах, близких к температуре их застывания и ниже, может быть описано кривыми / или 2 (см. рис. 7.1). Иначе говоря, они могут быть отнесены к пластичным или 'лсевдопластичным жидкостям, а при достаточно высоких температурах — к ньютоновским жидкостям. Эта особенность связана с высоким содержанием парафина в таких нефтях. При высокой температуре основное количество парафина, содержащегося в нефти, находится в растворенном состоянии. В этих условиях нефть является ньютоновской жидкостью.

При снижении температуры из нефти начинает выкристаллизовываться парафин, что влечет за собой изменение структуры жидкой фазы нефти. Сущность этого изменения заключается в упорядоченности расположения молекул растворенного вещества за счет снижения их теплового движения. По мере охлаждения раствора способность молекул растворителя удерживать в рассеянном и изолированном состоянии молекулы парафина снижается, т. е. снижается растворяющая способность растворителя. При дальнейшем снижении температуры концентрация парафина в углеводородной среде достигает такого уровня, при котором раствор становится насыщенным. Однако кристаллизация парафина при этом не начинается, и необходимо некоторое перенасыщение раствора, которое создает возможность появления достаточно крупных кристаллов парафина.

При приближении температуры охлаждения к температуре застывания Та число и размеры кристаллов настолько увеличиваются, что они образуют пространственную структурную решетку по всему объему нефти, иммобилизуют жидкую фазу нефти. Нефть приобретает свойства псевдопластичных, а затем и пластичных жидкостей.

Некоторые высокопарафинистые нефти (например, мангышлак-ские) обладают еще и свойствами тиксотропных жидкостей. Тиксот-ропия — это свойство тел, благодаря которому отношение касательного напряжения к скорости деформации (сдвига) временно уменьшается за счет предшествующих деформаций. Иными словами, тиксот-ропия — это способность жидкости с течением времени восстанавливать разрушенную ранее структуру.

Вязкость (ньютоновская). При перекачке вязких жидкостей влияние вязкости на гидравлические потери весьма существенны, поэтому в каждом реальном случае надо определять вязкость с наиболее возможной точностью. Если нет возможности получить в лаборатории вязкостно-температурную кривую нефти, то ее вязкость при интересующей температуре можно рассчитать по эмпирическим формулам. Наибольшее распространение получили следующие формулы:

Американского общества испытания материалов (ASTM) кретном случае начальное напряжение сдвига тн определяется экспериментальным путем.

Предельное динамическое напряжение сдвига. Одним из реологических параметров, характеризующих пластические свойства парафинистых нефтей, является предельное динамическое напряжение сдвига т0.

Для определения т0 необходимо снять реологическую кривую нефти; продление прямолинейного участка реологической кривой до оси т отсекает на ней отрезок, который характеризует предельное динамическое напряжение сдвига данной нефти (см. рис. 7.1). Следует отметить, что на реологические параметры как ньютоновских, так и неньютоновских нефтей большое влияние оказывает то, каким температурным воздействием подвергалась нефть перед определением того или иного реологического параметра.

7.2. ПЕРЕКАЧКА ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С РАЗБАВИТЕЛЯМИ

В последнее время все шире применяется перекачка высоковязких нефтей, обладающих высокой температурой застывания, в смеси с углеводородными разбавителями. Введение в парафннистую нефть углеводородного разбавителя позволяет в некоторых случаях добиться значительного улучшения ее реологических свойств.

В качестве разбавителей целесообразнее всего использовать маловязкие нефтн. Если в одном районе добываются парафинистые и маловязкие нефти, то целесообразно смешивать их на головных сооружениях нефтепровода и совместно транспортировать. При разбавлении вязкой нефти увеличивается объем перекачиваемой жидкости, но вязкость смеси уменьшается. Это обстоятельство позволяет решать различные оптимизационные задачи. В результате исгользования разбавителя может быть увеличена загрузка нефтепровода, перекачано дополнительное количество вязкой нефти, минимизирован расход электроэнергии и т. д. Смешение высокопарафинистых нефтей с маловязкими позволяет не только удешевить перекачку, но и эффективнее использовать добываемые нефти. Смешивая нефти в разных соотношениях, можно получить нефтяные смеси заранее определенного состава, что позволит стабилизировать работу нефтепровода и установок нефтеперерабатывающих заводов. Кроме того, смешение нефтей позволяет иногда значительно улучшить их качество. Так, например, смешение высокопарафинистых, но малосернистых нефтей с малопарафинистыми, но высокосернистыми нефтями дает возможность получить смесь с умеренным содержанием парафина и серы. Примером этому может служить высокопарафинистая мангышлакская нефть, которая с п-ова Мангышлак перекачивается в подогретом состоянии в район г. Куйбышева, где часть ее перерабатывается, а часть смешивается с маловязкими сернистыми нефтями 11оволжья п поступает в систему нефтепровода «Дружба».

Механкзм действия углеводородного разбавителя можно объяснить следующим образом. Во-первых, при добавлении разбавителя к парафинистой нефти уменьшается концентрация парафина в смеси и понижается "смпература насыщения раствора и появления кристаллов парафина. Следовательно, снижается температура застывания системы, Во-вторых, при использовании в качестве разбавителей маловязких нефтей, содержащих асфальтосмолистые вещества, последние препятствуют образованию парафиновой структурной решетки в нефти и тем самым снижают температуру застывания и эффективную вязкость civecn. Следует иметь в виду, что растворимость парафинов в большой степени зависит от свойств разбавителя. Как правило, чем меньше плотность и вязкость разбавителя, тем эффективнее его действие. Кроме того, чем ниже температура смеси, тем лучше реологические свойстза парафинистой нефти при добавлении разбавителя.

7.3. ПЕРЕКАЧКА ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ С ПРИСАДКАМИ

Перспективным способом трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов является перекачка их с полимерными денрессорнымн присадками, незначительная добавка которых существенно улучшает (снижает) их реологические характеристики. Известно много соединений, обладающих в той или иной мере депрес-сорной активностью. Особенно часто применяют соединения полимерного типа, среди которых найдены наиболее эффективные депрессор-ные присадки к парафинсодержащим нефтепродуктам, газовому конденсату и нефтям.

Депрессорные присадки эффективно использовать при температурах ниже температуры застывания нефти. Температура помутнения (температура массовой кристаллизации парафинов) считается наивысшей, при которой заметно воздействие присадки на высокопарафи-нистую нефть. Депрессоры пе являются растворителями кристаллического парафина и не уменьшают его количества в нефти. Они изменяют размеры, форму и строение частиц дисперсной фазы. Эффективность действия присадок зависит от физико-химических свойств парафинистых нефтей пли их смесей с маловязкими нефтями, и в первую очередь от содержания в них парафинов и естественных поверхностно-активных веществ —смол и асфальтенов.

Необходимая концентрация депрессора в нефти зависит от цели и конкретных условий применения. Так, для успешной перекачки нефти по магистральному трубопроводу в нее достаточно ввести присадку с массовой концентрацией 0,1—0,2 %. В случае транспорта смеси высокозастывающей нефти с маловязкими эта концентрация может быть снижена. Хранение парафинистой нефти с массовой концентрацией присадки до 0,03 % в значительной мере уменьшает пара-финизацию оборудования и может исключить дорогостоящую ручную зачистку резервуаров нефтебаз, танкеров и т. д. Рассмотрим влияние депрессорной присадки, представляющей собой 20 %-ный раствор сополимера этилена с виинлацетатом в дизельном топливе на нефти, содержащей до 10 % парафиновых углеводородов. Присадка вводилась в нефти при температуре 50 "С.

Рис. 7.3. Зависимость т — т (dw/dr) при постоянной скорости деформации г const:

/ — ДЛЯ ИСХОДНОЙ П.'Д рафии ИСТОМ

/,: Г


нефти при температуре зпетыплиия;

2 - • для нефти, обработанной стимулятором потока при roii (же температур?

О механизме воздействия присадок для высокопарафииистых нефтей можно судить но изменению деформационно-прочностных свойств структуры парафиновых углеводородов нефти в зависимости от условия ее формирования (в присутствии добавки или без нее). Изучение кинетики развития напряжений сдвига при постоянной скорости деформации в дисперсных системах позволяет исследовать механизм возникновения и характер структуры. Физико-химическая обработка системы, изменяющая условия возникновения частиц и число контактов между ними, проявляется в изменении хода деформационного процесса.

На рис. 7.3 изображена диаграмма, характеризующая развитие течения‘гв высокозастывающей нефти, предварительно нагретой до 323 К (50 °С). Процесс разрушения структуры парафиновых углеводородов включает в себя собственно разрушение кристаллической решетки, высвобождение жидкой среды, находящейся внутри структурной сетки, изменение ориентации частиц. Нисходящая ветвь кривой 1 (см. рис. 7.3) отражает завершение сложного процесса изменения структуры и перехода на установившийся режим течения. По характеру разрушения структуры парафина высокозастывающие нефти относятся к упругопластическим телам.

В присутствии депрессора, массовая концентрация которого составляет 0,2 %, коренным образом изменяется картина развития деформации в парафиннстой нефти. Здесь имеет место пластическое течение при напряжениях значительно меньших, чем к исходной нефти (кривая 2 на рис. 7.3).

Снижение прочности и увеличение пластичности нефти с депрессором следует объяснить образованием комплексов из молекул присадки и парафина, создающих пространственное препятствие формированию контактов кристаллического геля и уменьшающих их упорядоченность.

Основным в механизме действия добавки является сокристаллиза-ция молекул присадки и парафинистьгх углеводородов нормального строения нефти в период их выкристаллизовывания. В этом случае образуются смешанные кристаллы депрессор -парафин , что мешает объединение частиц в пространственную сетку.

Присадки необходимо вводить в нефть при температурах, при которых ее парафиновые углеводороды растворены и она представляет собой истинный раствор. Обычно депрессоры вводятся в нагретую до 323—333 К (50—60 °С) нефть. Для обеспечения нормальной перекачки парафинистой нефти при изотермическом режиме по трубопроводу значительной длины достаточно ввести добавку лишь один раз, например на головных сооружениях нефтепровода. Способы ввода присадок потока могут быть различными. Основным условием является обеспечение высоком степени перемешивания депрессора и нефти. Нели присадка представляет собой пасту или твердые гранулы, то она предвари'елыго растворяется в заданном соотношении в нефти или другом углеводородном растворителе в специальном резервуаре и уже в виде концентрата впрыскивается через форсунку дозировочным насосом в нефтепровод. В месте ввода депрессора режим течения нагретой нефти должен быть турбулентным, что создает хорошие условия для распределения присадки по всему объему перекачиваемой нефти.

Реологические свойства нефтей с присадкой определяются струк-турообразованием несвязанными молекулами депрессора и парафиновых углеводородов. Это подтверждают реометрические исследования, которые показали, что высокопарафинистые нефти, обработанные депрессорами, сохраняют неныотоновский характер течения.

Депрессорнаа активность присадки увеличивается с уменьшением содержания в нефтях парафиновых углеводородов, а степень улучшения их текучести зависит от концентрации добавки. Наиболее эффективными являются первые доли добавки. Максимальное снижение реологических характеристик достигалось при массовой концентрации депрессора, равной 0,2 %. Применение депрессорной присадки наиболее эффективно при изотермическом ламинарном режиме течения высокопарафинистых нефтей. В области турбулентного течения нефти с присадкой наблюдается снижение коэффициента гидравлического сопротивления по сравнению с необработанной в среднем на 20 %.

Для уменьшения расхода депрессора предложена другая технология его применения, при которой присадка вводится только в пристенный кольцевой нагретый слой нефти. Основные количество нефти не нагревается, и она течет при ламинарном (структурном) режиме. На трубопроводах с несколькими нефтеперекачивающими станциями присадка вводится после каждой промежуточной станции, так как после прохождения насосов депрессор распределяется по всему объему нефти. Эта технология позволяет при практически неизменных гидравлических характеристиках нефтепровода сократить в 7—10 раз расход присадки и энергозатраты на нагрев нефти при ее добавлении. Однако приведенный способ их использования ограничен структурным режимом течения высокопарафинистых нефтей. К настоящему времени имеется опыт по применению депрессорных присадок в промышленных условиях. Различные присадки использовались при пуске в эксплуатацию нефтепровода Узень—Куйбышев, при перекачке африканских нефтей по европейским трубопроводам. С их помощью можно увеличить пропускную способность без дополнительных капитальных вложений на расширение основного оборудования или на усиление тепловой изоляции; облегчить пуск трубопровода и перекачку нефти пр i температурах ниже температуры ее застывания; уменьшить или полностью исключить смешение с низкозасчитываю-240 щими нефтями и тем самым повысить использование на перерабатывающих заводах парафинистых нефтей.

В случае применения присадок на горячих нефтепроводах возможно снизить температуру подогрева или вообще от него отказаться. Последнее особо важно при прокладке нефтепроводов в вечной мерзлоте, где подогрев отрицательно влияет на внешнюю среду и требуются специальные мероприятия по сохранению несущей способности грунта.

7.4. ПЕРЕКАЧКА ТЕРМИЧЕСКИ ОБРАБОТАННЫХ НЕФТЕЙ

При нагревании нефти до определенной температуры и последующем охлаждении реологические параметры нефти претерпевают значительные изменения. Термообработка — один из способов улучшения реологических свойств нефти с целью повышения эффективности трубопроводного транспорта парафинистых нефтей и нефтепродуктов. Термообработка позволяет получить нефть с непрочной парафиновой структурой, не способной удерживать в своих ячейках весь объем нефти.

Процесс термообработки заключается в нагреве нефти до температуры, при которой растворяются содержащиеся в ней твердые парафиновые углеводороды, и охлаждении с заданной скоростью в определенных условиях (в движении или покое). Степень снижения реологических характеристик термически обработанной нефти зависит от температуры нагрева, содержания^парафииов и асфальто-смолистых веществ и условий охлаждения.

Исследования вопросов термообработки парафишстых нефтей и нефтепродуктов позволили выявить ряд закономерностей.

1. Для парафинистых нефтей существует оптимальная температура подогрева, при которой эффект термообработки наибольший. Эта температура всегда выше температуры плавления парафинов, находящихся в нефти. С ростом температуры нагрева (рис. 7.4) температура застывания сначала увеличивается, затем уменьшается, становясь минимальной при определенной температуре термообработки. Эти особенности влияния температуры термообработки на реологические параметры можно объяснить следующим образом. На поверхности кристаллов парафина адсорбированы асфальтосмолистые вещества, входящие в состав нефти. При нагреве нефти до невысокой температуры часть кристаллов парафина растворяется и освободившиеся асфальтосмолистые вещества адсорбируются на поверхности нераст-воренных кристаллов парафина. Последующее охлаждение приводит к образованию из выпадающего парафина прочной мелкокристаллической структуры, повышающей эффективную вязкость и температуру застывания нефти. Следовательно, термообработка высокозастывающих парафинистых нефтей при температуре подогрева 3S3—333 К (несколько ниже температуры плавления парафинов) резко ухудшает реологические свойства нефти. При повышении температуры подогрева увеличивается количество растворенного в жидкой фазе нефти парафина и остающиеся кристаллы тугоплавких парафинов адсорбируют все меньшее количество асфальтосмолистых веществ. При охлаждении за счет достаточного количества неадсорбированных асфальтосмолистых веществ, являющихся повер хностно-активными веществами, способствующими дендритной кристаллизации, образуется небольшое число крупных кристаллов парафина. При подогреве до температуры 363—368 К, когда весь парафин растворен, создаются наиболее благоприятные условия для дендритной кристаллизации парафина с образованием наименее прочной структуры. При еще большей температуре термообработки содержащиеся в нефти асфальтосмолистые вещества, которые благоприятно влияют на образование крупнозернистой структуры, необратимо разрушаются, тем самым снижается эффект термообработки.

2.    На свойства термообработанных нефтей большое влияние оказывают условия охлаждения нефти. Размер, число и форма кристаллов парафинов зависят от соотношения двух скоростей: скорости возникновения центров кристаллизации парафиновых углеводородов и скорости роста уже выделившихся кристаллов. Если скорость возникновения центров кристаллизации выше скорости роста кристаллов, то получается система с большим числом мелких кристаллов, в противном случае в системе образуются крупные кристаллы и прочность такой структуры значительно меньше мелкокристаллической. Для высокопарафинистой нефти Мангышлака оптимальный темп охлаждения в статических условиях составляет 10—20 °С/ч. При этой скорости создается благоприятное соотношение скорости возникновения центров кристаллизации и скорости роста образовавшихся кристаллов парафина, и большая часть парафина идет на построение небольшого числг крупных кристаллов, образующих рыхлые скопления. В результате достигается значительный эффект улучшения свойств текучести нефти. Так, например, при 293 К начальное напряжение сдвига узеньской нефти снижается до нуля.

Рис. 7.4. Характер влияния температуры термообработки Тх на температуру застывания Т3 высокопарафинистой нефти


3.    С увеличением содержания асфальтосмолистых веществ по отношению к содержанию парафиновых углеводородов нефти эффект термообработки увеличивается. При недостатке асфальтосмолистых веществ они полностью адсорбируются на поверхности первых порций появившихся кристаллов парафина. Образовавшиеся впоследствии кристаллы парафинов создают прочный гель. При относительно большом содержании естественных поверхностно-активных веществ — смол и асфальтенов в нефти их хватает на блокирование значительного числа образующихся кристаллов и процесс протекает по пути дендритной кристаллизации. Исследование реологических характеристик термообработанных нефтей показали их нестабильность. Повторный нагрев до температуры 303—323 К снимает в значительной сте-242 пени эффект термообработки. Реологические параметры нефти, улучшенные в результате термообработки, со временем принимают свои первоначальные значения. Срок восстановления реологических параметров нефти необходимо учитывать при эксплуатации трубопроводов, перекачивающих термообработанную нефть.

Таким образом, если термообработка высокопараоинистой нефти дает хорошие результаты и термообработанная нефть имеет длительный срок восстановления реологических свойств, то такую нефть после термообработки можно перекачивать, как обьчную маловязкую.

7.5. ГИДРОТРАНСПОРТ ВЫС0К03АСТЫВАЮЩИХ И ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Существенного улучшения транспортабельности вязких или высоко-застывающих нефтей можно достичь добавлением в поток нефти воды. При совместной перекачке воды и нефти потоку можно придать разные структуры, например, коаксиальную, эмульсионную, раздельную и т. п. Коаксиальная структура получается, когда вода образует вокруг нефти, у внутренней поверхности трубы, концентрическое кольцо. Чтобы нефть не всплывала в воде и не прилипала к верхней стенке трубы, в трубе делают нарезку, которая придает потоку вращательное движение. При этом вода, как более тяжелая жидкость, отбрасывается к стенке трубы. При работе по такой технологии на экспериментальном трубопроводе длиной в 40 км и диаметром 200 мм было получено увеличение пропускной способности в 12 раз. Разделение воды и нефти производится на конечном пункта трубопровода одним из известных способов (отстой, термический способ и др.). Широкого распространения гидротранспорт высоковязких нефтей по трубопроводам с внутренней нарезкой не получил по следующим причинам:

при остановке перекачки происходит расслоение воды и нефти; нефть прилипает к верхней образующей трубы, забивает спираль и из-за этого резко снижается эффективность гидротранспорта;

применение этого метода возможно только при передачке нефти по трубопроводу без промежуточных насосных станций; эри попадании воды и нефти в насос образуется стойкая эмульсия, которая за насосной станцией уже не распадается и препятствует образованию водяного кольца у стенок трубы;

сложность изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб.    :    <

При образовании эмульсии нефть в воде (н/в) происходит значительное снижение вязкости системы. Такая система состоит из частиц нефти, окруженных пленкой воды, и контакта нефти с поверхностью трубы практически не происходит. В результате этого по всей внутренней поверхности трубы образуется водяное кольцо, по которому скользит нефть. Однако при транспорте водонефтяных эмульсий по трубопроводам при некоторых скоростях перекачки, температурах и концентрациях воды в нефти образуется эмульсия воды в нефти (в/и).

Вязкость таких эмульсий может быть больше вязкости чистой нефти. Для улучшения условий образования и повышения стабильности эмульсий типа н/в в водонефтяную смесь добавляют различные поверхностно-активные вещества (IIAB).

Поверхностно-активное вещество, растворенное в воде, гидрофи-лизирует стенки трубопровода, значительно уменьшает силы прилипания нефти к стенкам, создает условия для образования дисперсной системы типа и/в. Все это приводит к резкому уменьшению гидравлического сопротивления при перекачке. Технология совместной перекачки нефти с водным раствором ПАВ направлена на создание в трубопроводе устойчивой системы типа и/в и на предотвращение инверсии фаз, т. е. перехода системы из прямой в обратную (в/н). На устойчивость системы типа н/в в значительной степени влияют вид и концентрация Г1АВ, температура, интенсивность перемешиваиия, соотношения фаз.

Используемые для приготовления водонефтяных эмульсий Г1АВ должны отвечать следующим основным требованиям: хорошо эмульгировать нефть — создавать оболочку на поверхности глобул нефти, достаточно прочную и способную легко восстанавливаться при ее прорывах; быть нетоксичными; не вызывать коррозии трубопровода и резервуаров. Одним из I1AB, наиболее отвечающим перечисленным требованиям, является сульфанол HI 1-1.

Увеличение концентрации воды в смеси улучшает устойчивость эмульсии, но снижает экономические показатели данного вида гидротранспорта. В результате экспериментальных исследований было установлено, что оптимальное содержание воды должно составлять около 30 % общего объема транспортируемой смеси.

7.6. НЕФТЯНОЙ ГАЗ. ПЕРЕКАЧКА ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЕЙ

Газ, который выделяется из нефти в процессе ее добычи и промысловой подготовки, называется нефтяным. В пластовых условиях вследствие высоких давлений легкие углеводороды и сопутствующие газы N2, H2S, Не, СО2 И другие находятся в нефти в растворенном состоянии. Однако при снижении давления сопутствующие газы и отдельные парафиновые углеводороды полностью или частично переходят в газообразное состояние. Поскольку при движении нефти в пласте по стволу скважины и в нефтепромысловых коммуникациях давление падает постепенно, количество и состав выделяющегося газа непрерывно изменяются.

Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Содержание головных (СН4—С6Н12) парафиновых углеводородов в нефтях различных пластов и месторождений изменяется в широких пределах, в соответствии с этим изменяется и молекулярная масса пластовой нефти. Содержание в пластовой нефти головных углеводородов и определяет потенциальные ресурсы нефтяного газа, а также его углеводородный состав.

Ресурсы нефтяного газа определяются как произведение объема добытой нефти на газовый фактор. Под газовым фактором понимается объем выделившегося газа, отнесенный к 1 т или 1 м3 добытой нефти.

Разгазирование (дегазация) — это процесс выделения газа из нефти посредством изменения термодинамических условий. Процесс разделения двухфазной смеси на два самостоятельных потока (сепарация) — жидкостный и газовый осуществляется в сепараторах.

Существенное влияние на газовый фактор и углеводородный состав нефтяного газа, отделившегося в сепараторах, оказывает характер разгазирования пластовой нефти (контактное, ступенчатое, дифференциальное). При контактном разгазировании газ, выделившийся из нефти, не удаляется из системы, а все время остается в контакте с жидкой фазой. Идеального контактного разгазирования можно достичь только в лабораторных условиях. Именно такое разгазирование применяют при определении полного пластового газового фактора нефти. Выделившийся при этом газ отделяют только после полного разгазирования нефти. В промышленных условиях контактным разгазирова-нием с достаточной точностью можно считать разгазирование нефти при движении ее в трубопроводных коммуникациях системы «бора. При ступенчатом разгазировании разделение газожидкостной смеси на две самостоятельные фазы происходит в несколько лриемов по мере разгазирования системы. В качестве примера ступенчатого разгазирования можно привести разгазирование на промыслах с двух-, трех-и четырехступенчатой сепарацией нефти. Давление на каждой последующей ступени сепарации снижается. Отделившийся на каждой ступени газ отводится по газопроводу потребителю. При ступенчатом разгазировании нефти правомерно говорить о газовом факторе на каждой ступени сепарации. При дифференцированном разгазировании газ по мере его выделения отводится от нефти. Дифференциальное разгазирование является предельным случаем ступенчатого, когда число ступеней стремится к бесконечности.

В промысловых условиях приходится встречаться с контактным и ступенчатым разгазированием нефти. Контактное разгазирование нефти происходит в трубопроводах между ступенями сепарации, ступенчатое разгазирование — в целом на месторождении с двумя и большим числом пунктов отбора газа со ступенчатым изменением давления от пластового до атмосферного.

Опыт эксплуатации показал, что в течение первых десяти лет разработки нефтяных месторождений нефтяной газ в основном не утилизируется (сжигается в факелах). Это обусловлено следующим. С одной стороны, нефтяной газ, являясь неизбежным спутником нефти, извлекается из недр земли в объемах, пропорциональных объемам добытой нефти, независимо от возможностей использования его в народном хозяйстве. С другой стороны, отсутствие потребителей газа на местах его добычи и отставание строительно-монтажных работ по сооружению объектов сбора и подготовки газа осложняют подачу газа в индустриальные центры, где он может быть испэльзован. Дело

Рис. 7.5. Принципиальная схема КСП:

/ — узел нерпой ступени сепарации, 2 — каплеуловитель для тонкой очистки газа; 3 — технологический насос; 4 — УПН; 5 — насос внешнем перекачки; 6 — замерный узел; 7 — аварийная сепарациониая установка; 8 — аварийные резервуары. Технологические линии: I — сырая нефть (газожидкостная смссь) с промысла; II — газ потребителю; III — газ па факел; IV — раэгазироваплая нефть; V — газонасыщенная нефть на головные сооружения магистрального нефтепронода; V! пода па очистные сооружения

в том, что транспортировка сырого (неотбензиненного и неосушенного) газа по газопроводам сопровождается интенсивным выпаданием конденсата, а при компримировании — и образованием кристаллогидратов, которые приводят к частичной или полной закупорке газопровода, увеличивают гидравлические сопротивления, ведут к потерям пропан-бутановых и пентановых фракций, резко снижают транспортабельность газа и сокращают дальность его подачи.

Одним из перспективных направлений в успешном решении проблемы полного и рационального использования нефтяного газа в народном хозяйстве является его транспортировка совместно с нефтью в однофазном (растворенном) состоянии на большие расстояния к пунктам газопотребления.

Получение газонасыщенных нефтей должно идти за счет сохранения газа в нефти в процессе ее добычи и промысловой подготовки. В соответствии с этим дальнейшее совершенствование герметизированных схем сбора и подготовки нефти должно идти по пути создания таких технологических схем, которые позволяют перекачивать нефть в газо-насыщенном состоянии ие только по внутрипромысловым, но и по межпромысловым и магистральным нефтепроводам. Промышленная реализация такой схемы в настоящее время уже осуществлена на многих месторождениях Западной Сибири.

В состав комплексного сборного пункта (КСП) (рис. 7.5) входят первая ступень сепарации нефти, установка подготовки нефти (УПН), на которой газснасыщенная нефть обезвоживается, аварийная сепара-ционная установка и узел учета нефти. Давление на первой ступени сепарации выбирается исходя из возможности бескомпрессорной подачи выделившегося газа потребителю. Для обеспечения однофазно-сти потока газонасыщенной нефти на всем пути движения через установку подготовки и создания бескавитационного режима работы насосов внешней перекачки следует использовать технологические насосы, развивающие давление, необходимое для предотвращения раз-газирования нефти при нагреве в печах. При обосновании выбора давления на первой ступени сепарации следует также исходить из того факта, что от этого давления существенно зависят количество и состав свободного и растворенного в нефти газа.

Растворенный газ существенно влияет на физические свойства нефти, которые должны учитываться в технологии ее перекачки на большие расстояния, а также при выборе технологаеского оборудования насосных станций. При фиксированной температуре давление, при котором начинается процесс выделения свободного газа, называется давлением насыщения газонасыщенной нефти. Это давление определяется экспериментально с помощью прибора, позволяющего при плавном снижении давления улавливать момент появления первого пузырька газа в объеме пробы нефти. Давление насыщения можно принимать с некоторым приближением, равным давлению сепарации нефти. Хотя эти давления в общем случае могут быть различными.

Вязкость и плотность газонасыщенной нефти должны определяться экспериментально на специально разработанных приборах, в которых исследуемая проба нефти находится под давлением, обеспечивающим ее однофазное состояние. Эти параметры можно описать эмпирическими зависимостями.

Для плотности газонасыщенной нефти справедливо выражение

Р* Р„(1-6ГР),    (7.2)

где (>0 плотность дегазированной нефти при фиксированных температуре и давлении; b — эмпирическая константа; — количество растворенного в нефти газа.

Для аналитического описания динамической вязкости газонасыщенной нефти р,* можно предложить эмпирическую зависимость

Н-* , ГР) = р-о ехр [(Гд — Т)и--(сdT) Гр],    (7.3)

где fi0 —динамическая вязкость дегазированной нефти при температуре Т0; и, с, dэмпирические константы. Константа ихарактеризует крутизну вискограммы дегазированной нефти.

При фиксированном значении количества растворенного газа выражение (7.3) позволяет получить зависимость вязкости газонасыщенной нефти от температуры:

М-* (7') = Р* п) ехр [и* 0—Г)1,    (7.4)

где ц* (Г0) — вязкость газонасыщенной нефти при температуре Т„; и* — крутизна вискограммы газонасыщенной нефти.

'При постоянной температуре Т и переменном значении Гр выражение (7.3) принимает простой вид:

ц* = цгехр(—аГр),    (7.5)

где (хг вязкость дегазированной нефти при температуре Т', а =

с Td. Влияние растворенного газа на вязкость неоти можно проследить но графику на рис. 7.6. При построении графгка использовалась безразмерная вязкость и (отнесенная к вязкости дегазированной

Рис. 7.6. Зависимость вязкости газонасыщенной нефти ц от количества растворенного газа Гр при разных температурах Т

Рис. 7.7. Схема сооружения нефтепровода при перекачке газонасыщенной нефти:

гнс


/ — аварийная сепарационная установка; 2 — резервуарный парк; 3 — фильтр; 4 — замерный узел; 5 — подпорная насосная; 6 — перекачивающая насосная; 7 — узел регулятора давления; 8, 9, 12 — узлы пуска, пропуска и приема скребка соответственно; 10 — буферная емкость; И — установка сглаживания волн давления; 19 — концевая сепарационная установка

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о


Нефть С промысла


о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

нефти при температуре 293 К). Степень влияния растворенного газа различна в зависимости от температуры и его количества. С уменьшением температуры эффект снижения вязкости возрастает. Именно поэтому перекачка газонасыщенных нефтей, кроме решения проблемы доставки потребителю нефтяного газа низкого давления, в ряде случаев позволяет увеличить пропускную способность нефтепровода. Особенно перспективна эта перекачка в условиях месторождений Крайнего Севера с участками вечной мерзлоты, где возникает новая проблема — предотвращение растепления грунта. В этих условиях такие способы, как горячая перекачка, термообработка, и другие могут оказаться неприемлемыми. При низких же температурах даже легкие нефти имеют высокую вязкость и становятся плохотранспортабельными.

Трубопроводный транспорт нефти в газонасыщенном состоянии предполагает осуществлять на территории промысла только первую ступень сепарации. Конечные ступени сепарации (одна, а при необходимости и несколько) переносятся с промысла на концевые сооружения (рис. 7.7), которые должны содержать концевую сепарацион-ную установку, узел замера количества газа и резервуарный парк, объем которого выбирают исходя из требования обеспечения надежности нефтеснабжения потребителя, например, нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) на случай остановок нефтепровода. Площадки концевых сооружений следует располагать вблизи к потребителю нефтяного газа для обеспечения более полной утилизации его. Подача газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) может осуществляться как вакуум-компрессорами, так и эжекторами.

Технологические схемы перекачивающих станций и используемое на них оборудование должны обеспечивать перекачку нефти с высоким давлением насыщения. Это возможно только при полной герметизации пути движения газонасыщенной нефти с промысла до концевых сооружений магистрального нефтепровода и при поддержании в любой точке_системы давления, обеспечивающего однофазность потока нефти. Поэтому при перекачке газонасыщенной нефти технологические схемы как головной, так и промежуточных насосных станций будут отличаться от соответствующих схем, применяемых при перекачке дегазированных нефтей. При перекачке газонасыщенной нефти головная насосная станция (ГНС) должна иметь следующие дополнительные сооружения: аварийную сепарационную установку, буферную емкость, установку сглаживания волн давления, систему аварийного сброса газа на факел. При ГНС должен быть резервуарный парк, основное назначение которого — обеспечение бесперебойной работы нефтепромысла при аварийных и плановых остановках нефтепровода. При нормальном режиме работы нефтепровода наполнение резервуар-ных емкостей парка должно быть минимальным. При прекращении перекачки поступающая на головные сооружения газонасыщенная нефть подается в аварийные сепараторы для полного разгазирования, а затем самотеком поступает в резервуары. Отделившейся в сепараторах газ подается на факел. Для обеспечения самотечного движения дегазированной нефти сепараторы устанавливают на эстакадах. Высоту поднятия сепараторов определяют в результате гидравлического расчета отводящего трубопровода.

Основное назначение буферной емкости — предотвратить попадание свободного газа на прием центробежных насосов, тем самым обеспечить бескавитационный режим их работы. Буферная емкость может одновременно выполнять функции резервуара-сборника для сброса нефти при появлении гидравлического удара.

Появление свободного газа в трубопроводе возможно при его остановках, связанных с нарушением герметичности линейной части. Падение давления в трубопроводе приводит к разгазированию нефти. Выделившийся газ скапливается в повышенных участках трассы. После устранения аварии поднятием давления в трубопроводе удается только уменьшить объем газовой пробки, которая выносится потоком нефти в буферную емкость. В соответствии с этим должен определяться объем буферной емкости

V6 ^ nD'2l,J(4k),

где D —диаметр нефтепровода; /п —длина газовой пробки; к — коэффициент наполнения буферной емкости = 0,3 -т-0,8).

Давление в буферной емкости задается, исходя из бескавитацион-ного режима работы насосов:

Р ~Ps 4' А рК з -)- А Ряс “Ь Л Рдоп,    (7-6)

где ps—давление насыщения нефти; Арк з — кавитационный запас магистральных насосов; Дрйс — потери давления в подводящих коммуникациях насосной станции; Дрдоп — дополнительный запас давления, учитывающий возможные колебания температуры (можно принять равным 0,1—0,2 МПа).

Поддержание этого давления обеспечивается регулятором давления — «до себя», установленным на газоотводящий линии буферной емкости. Необходимый уровень нефти в буферной емкости обеспечивается автоматически с помощью регулируемой задвижки на выходе насосной станции.

При пуске магистрального нефтепровода или при возобновлении перекачки после его остановки должны выполняться операции в следующей последовательности. Сначала пускают головную насосную станцию, для чего стравливают газ из мест возможного его скопления (из насосов, всасывающего коллектора) открытием кранов на газоотводящей линии. Включают подпорные насосы, которые забирают дегазированную нефть из резервуаров товарного парка или из сепараторов и поднимают давление в системе трубопроводов, подводящих нефть к магистральным насосам, до значения, обеспечивающего беска-витационный режим их работы на газонасыщенных нефтях. Затем включают в работу основные насосы. Далее производится напрессовка трубопровода до тех пор, пока давление в буферной емкости на следующей насосной станции не достигнет величины в соответствии с формулой (7.6). После этого аналогичным способом пускают промежуточную насосную станцию (ПНС). После выхода на нормальный режим все насосные станции, в том числе и головная, переводятся на работу по схеме «из насоса в насос», минуя буферные емкости. Подпорные насосы на ГНС подкачивают дегазированную нефть из резервуарного парка. После высвобождения резервуаров они отключаются. Таким образом, подпорные насосы на ГНС необходимы только в моменты пусков нефтепровода и для откачки дегазированной нефти из резервуаров.

В случае перекачки газонасыщенной нефти очень важным становится отыскание перевальных точек. При этом понятие «перевальная точка» можно обобщить на случай нестабильной нефти. Под перевальной точкой понимается такая точка трассы нефтепровода, давление в которой равно или меньше давления насыщения нефти. Если такая точка существует, то в ней происходит разгазирование нефти. Поскольку процесс растворения в нефти газа происходит значительно хуже, чем разгазирование, и требует высоких давлений и времени, то за перевальной точкой имеет место двухфазный поток. Существование перевальной точки снижает пропускную способность нефтепровода, а в отдельных случаях и ведет к прекращению перекачки. Это объясняется тем, что потери давления на участке двухфазного потока резко возрастают и может случиться, что запаса давления окажется недостаточно для преодоления гидравлических сопротивлений конечного участка трубопровода. Для обеспечения условий пуска нефтепровода и нормального режима его работы необходимо выявить наличие перевальных точек и устранить их путем поднятия давления в этих точках выше давления насыщения нефти.

При гидравлическом расчете трубопровода, предназначенного для транспортировки газонасыщенной нефти, а также пря построении напорной линии можно пользоваться формулой Лейбензона, в которой плотность и вязкость следует брать в соответствии с формулами (7.2)—

(7.5).

7.7. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ КОНДЕНСАТА И ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Продукция газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений рассматривается как комплексное сырье для многих отраслей народного хозяйства. Поскольку природный и нефтяной газы представляют собой широкую гамму углеводородов, рациональное их использование предусматривает их переработку, которая осуществляется на ГПЗ. Основной продукцией ГПЗ является сухой отбензиненный газ, состоящий в основном из метана, который используется в качестве высокоэффективного топлива, и жидкие продукты—этан, пропан, бутан, пропан-бутановая смесь. В зависимости от условий сбыта и требований потребителя на ГПЗ можно получать и смеси различных компонентов, таких, как нестабильный и стабильный газовые бензины, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). Если перерабатываемый газ содержит редкие и ценные химические элементы, то на ГПЗ должно предусматриваться и их извлечение.

Отдельные жидкие продукты ГПЗ образуют так называемые сжиженные углеводородные газы (СУГ), которые используются в качестве энергетического топлива и сырья для нефтехимических производств.

Кроме жидких углеводородных смесей, получаемых в процессе переработки нефтяных и природных газов, следует особо рассмотреть конденсат, который добывается вместе с газом из газоконденсатных месторождений. Этот продукт является высокоэффективным аналогом нефти, содержащим значительное количество жидких углеводородов. Фракционный состав конденсата может существенно отличаться для различных месторождений. Температура конца кипения большинства конденсатов составляет 420—570 К. Под сырым (нестабильным) конденсатом подразумевается смесь углеводородов, находящихся при давлениях выше давления насыщенных паров компонентов в виде жидкости. Его компоненты при понижении давления ниже давления насыщенных паров выделяются в виде газов и конденсат переходит в двухфазное состояние.

После специальной подготовки, в том числе деметанизации и де-этанизации, можно получить стабильный конденсат, который практически состоит только из жидких углеводородов.

Рассмотрим основные параметры конденсатов и смеси жидких углеводородов, характеризующие их физические свойства.

Плотность жидких углеводородных смесей можно определять экспериментально или, если известен их компонентный состав (по данным хроматографического анализа), по формуле

Yj yrfPi i = l

где — массоЕ;ая концентрация i-й компоненты, имеющей соответствующую плотность р;.

Вязкость можно также определять экспериментально. Для продуктов с повышенными значениями давления насыщения необходимо при этом пользоваться вискозиметрами высокого давления. Если известен компонентный состав, то можно подсчитать динамическую вязкость

П

(температура фиксирована) по формуле lgfx = ? (*ilgM-;)> гДе xi

t=i

объемная концентрация г-й компоненты, имеющей вязкость р,;.

Динамическая вязкость г-й компоненты при любой температуре Т вычисляется по уравнению Андраде

г = а{ехр(сг/Т),

где at и С; — змпирические константы [5].

Давление насыщенных паров жидких углеводородных смесей определяется экспериментально в бомбе pVT. Для приближенного вычисления можно пользоваться формулой ps = Exipsi, где xt — объемная концентрация i-й компоненты в смеси; psi—давление насыщенных паров t'-й компоненты. Для расчета psi можно применять формулу Антуана

lg Psi = Ai — Bi/(t + Ci),

где ЛBh С,- — коэффициенты для индивидуальных углеводоро дов [5].

Особенности технологических расчетов трубопроводов для транспортировки нестабильного конденсата и широкой фракции легких углеводородов обусловлены способностью продукта переходить в газообразное состояние. Если в процессе эксплуатации давление в какой-либо точке трубопровода упадет ниже давления насыщенных паров, соответствующего данной температуре, то перекачиваемая среда переходит в газообразное состояние. Последнее приводит к резкому возрастанию гидравлических сопротивлений, тем самым ухудшая условия перекачки, а в отдельных случаях влечет за собой и полную остановку перекачки. Поэтому необходимость создания условий, при которых давление в любой точке трубопровода обеспечивает однофазное состояние перекачиваемой среды, является одним из главных отправных положений при гидравлическом расчете трубопроводов, р Минимальное давление pmin в трубопроводе должно удовлетворять условию pminps + рлоп. Дополнительное давление pRon принимается равным 0,5 МПа. Давление насыщенных паров транспортируемой среды определяется для максимально возможной по длине трубопровода температуры перекачки. Потери давления на гидравлические сопротивления можно определять по формуле Дарси— Вейсбаха.

7.8. ОСОБЕННОСТИ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ ПО ТРУБОПРОВОДАМ

Совместное движение жидкости и газа ио трубопроводу значительно сложнее движения однофазных сред и характеризуется наличием различных структурных форм течения, а именно двухфазных потоков. К двухфазности потока может привести падение давления в трубопроводе ниже давления насыщенных паров компонентов перекачиваемой жидкости (например, нестабильного конденсата, газонасыщенной нефти). Под структурой газожидкостного потока понимается характер распределения по объему каждой из фаз. Структурные формы течения и границы их существования могут изучаться только экспериментально с использованием визуальных методов. М югочисленные исследования показали, что структурные формы потокое весьма разнообразны и зависят от соотношения расходов жидкой и газовой фаз, их физических свойств, а также от диаметра и угла наклона трубопровода. Все многообразие структурных форм сводят к нескольким, характерным для вертикальных (рис. 7.8) и горизонтальных (рис. 7.9) потоков.

Пузырьковая структура. При таком характере те-тени я газовая фаза в виде отдельных пузырьков распределена по все? массе жидкости более или менее равномерно. Однако при горизонтальном и малонаклонном течении наблюдается тенденция концентрации пузырьков в верхней части трубы. Это объясняется действием сил гравитации. Пузырьковая структура наблюдается при малых концентрациях газа, например, когда давление в системе снижается до давления насыщения, и по всему объему нестабильной жидкости происходит зарождение газовой фазы.

Пробковая структура. По мере дальнейшего снижения давления ниже давления насыщения (в случае транспорта нестабильной нефти или конденсата) происходит увеличение объема газовой фазы как за счет перехода из растворенного состояния, так и за счет расширения объема выделившегося ранее газа. При этом отдельные лузырьки сливаются, образуя пробки. Пробковая структура характеризуется последовательным чередованием пробок газа и жидкости. В случае вертикальных потоков газовые пробки имеют пулеобразную форму и занимают почти все поперечное сечение, располагаясь практически осесимметрично, поэтому эту структуру (для вертикальных течений) часто называют еще снарядной или четочной. В случае горизонтальных потоков газовые пузырьки концентрируются в верхней части трубы. При пробковой структуре наблюдается пульсация давления, характеризующаяся тем, что давление в любом фиксированном течении трубы колеблется. Амплитуда этих колебаний зависит от разных факторов, например от соотношения объемных расходов жидкой к газовой фаз, абсолютного давления, профиля трубопровода и т. д.

Расслоенная структура. Эта структура газожидкостного потока может встречаться только в трубах горизонтальных или с относительно небольшими значениями угла наклона, когда под действием сил гравитации поток расслаивается: жидкость течет в нижней части,

Рис. 7.8. Структурные формы газожидкостных потоков в вертикальных трубах:

а — пузырьконаи; 6 — пробковая или снарядная; в -- вспененная , :• --- кольцевая или дисперсно-кольцевая

Рис. 7.9. Структурные формы газожидкостных потоков в горизонтальных и слабонаклонных трубах:

а — пузырьковая; б — пробковая; л — расслоенная с гладкой границей раздела', г — расслоен -пая с волновой границей раздела; д — расслоенная со шквальными волнами; е — ггробкопо-вспе-пепная; ж — мелкодиспергироваиная или эмульсионная; ч — кольцевая или дисперсно-кольцевая структуры потоков

смачивая только часть поверхности трубы, а газ — в верхней. При этом граница раздела жидкость — газ может быть гладкой и плоской, может иметь небольшую рябь или волны значительной длины и амплитуды. Расслоенная структура может быть получена из пробковой посредством увеличения объемного расходного содержания газа, когда отдельные пробки газа сливаются. Дальнейшее увеличение расхода газа приводит к образованию сначала небольших, затем больших и, наконец, шквальных волн, которые могут перекрывать все сечение трубы, и, следовательно, создавать пробковую структуру, но уже на другом уровне — резко выраженными пульсациями давления, появлением пены и т. д.

Вспененная или мелкодиспергироваиная структура. В вертикальных восходящих потоках увеличение скорости двухфазной смеси приводит к смене пробковой (снарядной) структуры на вспененную. Эта структура является переходной от пробковой к кольцевой. Причем с уменьшением диаметра трубы переход от пробковой к кольцевой структуре происходит более плавно и область существования вспененной структуры уменьшается. Появление вспененной структуры объясняется распадом пробок на более мелкие из-за турбулентных пульсаций скорости и давления. Иными словами, происходит диспергирование газовой фазы до очень малых размеров. Отдельные глобулы газа разделяются между собой тонкой пленкой жидкости, прочность которой зависит от физических свойств жидкости, в том числе и от поверхностного натяжения. В случае горизонтальных течений вспененную структуру часто называют еще мелкодиспергированной или эмульсионной.

Кольцевая или дисперсно-кольцевая структура. Такое течение, газожидкостного потока характеризуется тем, что на стенках трубы имеется слой жидкости, в центральной же части движется газ, содержащий мелкие капли жидкости. Кольцевая структура существует при очень больших содержаниях газа и высоких скоростях движения газожидкостной смеси. Граница раздела жидкость — газ представляет собой волнистую поверхность, с которой происходит отрыв и унос капель жидкости. С ростом скорости смеси количество распыленной жидкости в газовом ядре потока и степень дисперсности увеличиваются.

Особенность течений двухфазных смесей заключается в том, что они всегда имеют не только фиксированные внешние ограничивающие поверхности (стенки труб), но и внутренние поверхности раздела фаз, положение которых меняется во времени и в пространстве. Через поверхности раздела происходит взамодействие фаз (гидродинамическое, тепловое, фазовые переходы, химические реакции и т. д.). Все это осложняет математическое описание и изучение двухфазных потоков, относит их к классу неустановившихся движений. При расчете газожидкостных потоков вводятся специфические понятия и определения, которые так или иначе характеризуют движение и рассматриваются как осредненные величины по пространственно-временным координатам. Принято считать движение газожидкостной смеси установившимся, если массовые (Сж, Gr) и объемные (QM, Qr) расходы жидкой и газовой фаз постоянны. Постоянными будут также массовый и объемный расходы смеси: GCM = Сж + Gr; Qcu = Q*. + Qr.

Одним из определяющих критериев двухфазных потоков является объемное расходное газосодержание р, под которым понимается отношение объемного расхода газа Qr к объемному расходу смеси QCM:

Р = Qp/Qcm -<2г/(<2ж -h Qr).

Следует подчеркнуть, что объемный расход газа пересчитывается на те термодинамические условия (давление и температуру), которые имеют место в рассматриваемом сечении потока. Если рассматривать достаточно длинный трубопровод, в котором давление заметно изменяется, то Qг, а следовательно, и р не являются постоянными величинами.

В соответствии с объемным расходным газосодержг нием вводится понятие плотности газожидкостной смеси

рем = GCM/QCM = рж (1    —    р)    -|-    ргр,

где рж, рг — плотности соответственно жидкости и газа в условиях трубы.

Другим важным критерием подобия газожидкостнь х потоков является число Фруда смеси FrCM, определяемое формулой

FrCM= w2cJ(gD), где wcм — средняя по сечению скорость смеси,

wCM = QCJF = 4 (Q,- + Q*)/(nD2),

F — площадь сечения трубопровода; D — диаметр трубы.

Число Фруда представляет собой отношение сил инерции газожидкостного потока к силе тяжести.

При течении газожидкостных смесей, как правило, наблюдается относительное движение фаз, которое приводит к изменению объемного соотношения фаз на рассматриваемом участке трубопровода. Так, при восходящем течении газожидкостной смеси происходят торможение и задержка жидкой фазы, что ведет к увеличению плотности смеси. При нисходящем течении — наоборот, происходит торможение газовой фазы. Чтобы учесть это явление, вводится понятие истинного (объемного) газосодержания <р, которое связано с расходным газосо-держанием р соотношением

Ф =    -- FJF —: Fr/[ Fr - j Fк),

где wc — истинная скорость движения газа, представляющая собой отношение объемного расхода газа к площади сечения, занятого им, т. е. wT -- Qr/Fe; FK, Fr —доля сечения трубы, занятая жидкой и газовой фазами соответственно.

Физический смысл истинного газосодержания — это отношение доли сечения трубы, занятого газовой фазой, ко всему сечению трубы.

В соответствии с явлением относительного движения фаз вводится понятие истинной плотности газожидкостной смеси ри, которую определяют но формуле ри -¦ рж (1—ф) I ргф-

Многолетний опыт эксплуатации промысловых трубопроводов показал, что при движении газонефтяных и газоконденсатных смесей по трубопроводам диаметром более 0,2 м в практическом диапазоне скоростей течения основными структурами являются расслоенная и пробковая. Причем при нисходящих и горизонтальных потоках может быть как расслоенная, так и пробковая структуры. При восходящих газожидкостных потоках с углом наклона более 2° всегда наблюдается пробковая структура. Каждая структура потока характеризуется своими значениями относительной скорости движения фаз, своими закономерностями гидравлических сопротивлений. Именно поэтому важно правильно определить структуру газожидкостного потока. При этом определяющим критерием подобия является число FrCM. Если FrCM < FrKp, то течение газожидкостной смеси расслоенное, если FrCM > Fri(p, то течение пробковое.

Критическое значение числа Фруда вычисляется по формуле

(7.7)


(1 _р)([ -1-72 Ю-4^*)2 [1 +210-4(pD/o)0,bj

где а — угол наклона трубопровода к горизонту; р.ж — относительная вязкость; р,ж = (Хж/Нч-; и рг — динамическая вязкость соответственно жидкой и газовой фаз; р -- среднее давление на рассматриваемом участке трубопровода; а поверхностное натяжение на границе жидкость — газ.

Из формулы (7.7) видно, что на границу перехода из расслоенной структуры потока в пробковую существенно влияют объемное расходное газосодержание, угол наклона трубопровода, давление в нем, а также вязкость жидкой фазы.

ВНИИгаз рекомендует определять критическое значение числа Фруда по формуле

где кж — коэффициент гидравлического сопротивления безнапорного течения жидкости в наклонном трубопроводе под действием сил тяжести. Значение Кж определяется методом последовательных приближений. Сначала по заданному значению геометрического уклона Az/Al = sin а и приближенному значению Яж,*о (принятому по интуиции) определяется скорость безнапорного течения жидкости    ^

ш* = ^2gD sin а/кж< 0.

Полученное в первом приближении значение скорости используется для определения числа Рейнольдса течения жидкости с последующим вычислением значения Хж' в первом приближении по одной из известных формул, например по формуле Аль'чпуля Хж = = 0,11 (68/ReK-b K/D)025. Далее процесс вычислений повторяется, но уже за исходное значение принимается новое значение. И так до тех пор, пока значения Яж, полученные в двух последующих вычислениях, не окажутся достаточно близкими.

Гидравлический расчет при пробковой структуре потока. В основе гидравлического расчета трубопровода при пробковой структуре потока лежит обобщенное уравнение Дарси—Вейсбаха

где Ар — перепад давления на участке длиной А/; Ясм — коэффициент гидравлического сопротивления для газожидкостной ;меси;


(7.8)


истинный динамический напор газожидкостного потока.

Входящие в (7.8) параметры ducm, |3, рг, рж находятся в соответствии с приведенными формулами с учетом термодинамических условий и Т) на рассматриваемом участке трубопровода /диной А1. Угол наклона а имеет положительное значение для восходящего и отрицательное — для нисходящего потоков.

Для вычисления Ясм используется эмпирическая зависимость

^СМ г

ap^(ReCM, k), где    ^

1 — 0,78ft [ 1 — схр ( — 2,2 VFpl — 0,22 [l — ехр ( — I5p)] ft

1-Р

р — относительная плотность газа, р = ргж. Коэффициент X (ReCM, k) вычисляется как для однофазного потока, но с условными параметрами

ReCM = ьУсм f — -+¦ -^—1 D; V vr v* J

vr и v* — кинематическая вязкость соответственно газовой и жидкой составляющих потока.

Для истинного газосодержания <р, входящего в (7.8), существует несколько формул, каждая из которых справедлива при определенных условиях газожидкостного потока с пробковой структурой. В случае восходящих и горизонтальных потоков, когда вязкость жидкой фазы находится в пределах 1 • 10_e < v ==с 25 ¦ Ю, справедлива формула

Ф^= 0,8р [l —ехр (—2,2 д/FrrM )1 1 + *’5 Vp .

1 + Vp

Для нисходящих потоков ф определяется по формуле ф — 0,81 р.

Основные расчетные зависимости при расслоенной структуре потока. Расслоенная структура представляет собой два самостоятельных гомогенных потока (жидкостный и газовый), имеющих подвижную границу разде/а. Поскольку давление представляет собой непрерывную функцию координат, в любом фиксированном сечении оно имеет одинаковое значение как для жидкой, так и газовой составляющих потока. Поэтому перепад давления Ар = ргр2 в трубопроводе на участке длиной АI равносилен перепаду давления в каждом из составляющих потока, например в газовом потоке

—~г — V Рг + Prg sin а,    (7.9)

ДI    2 L'p

где — коэффициент гидравлического сопротивления газового потока; Dr — гидравлический диаметр газового потока.

Если учесть, что истинное газосодержание связано с центральным углом 0 соотношением

Ф = (0 — sin 0 cos 0)/л, а гидравлический диаметр DT выражается через ф, 0 и D формулой

D -= г 0 -)- sin (я — 0)

то равенство (7.9) можно представить в виде Др    я    [0    + sin (я — 0)1 Q?

~ТГ - гРг---— ---[ Prg sin а.    (7.10)

М    n3(f3D-‘

Значение А,г определяется по одной из известных формул гидравлики (например, по формуле Альтшуля), в которой при вычислении числа Рейнольдса для газового потока необходимо использовать понятие гидравлического диаметра.

258

Для вычисления потерь давления на гидравлические сопротивления при расслоенной структуре газожидкостного потока требуется правильно определять истинное газосодержание. В :лучае нисходящих потоков с углом наклона а от 1 до 10° можно воспользоваться следующими эмпирическими зависимостями, полученными во ВНИИгазе:

<р= 1— X0,4 при 0< х< 0,18;    (7.11)

Ф === 0,615(1 — х) при 0,18<х< 1-

Если расслоенное течение неустойчивое, приближается к пробковому, что наблюдается в области изменения параметров |3 и FrCM'-

0 Ср <10,16; [(1 —sin а) ехр (—9,4sin a) I2 <С FrCM/ FrKp <1, то истинное газосодержание определяется по формулам

ф= —7— (1— X0'4) при 0г? х < 0,18;    (7.12)

0,18

ф-~- —77--(l— X)0,615 при 0,18 <х<1-

0,1 о

Значение параметра %, входящего в выражения (7.11), (7.12), находится по формуле

% = 0l705-^^--    (7-13)

л    2sina

Следует отметить, что при малых значениях а (от 0 до 1°) выражениями (7.11) и (7.12) пользоваться нельзя. При а = 0 (случай горизонтального трубопровода) параметр % вообще теряет смысл, так как стоящий в знаменателе sin а обращается в нуль. Поэтому в диапазоне изменения а от 0 до 1° производить гидравлический расчет по методике ВНИИгаза не представляется возможным. Однако в указанном диапазоне изменения а можно применять другой мето;,, который основан на том, что расслоенное течение представляет собой два гомогенных потока, для каждого из которых можно записать уравнение движения. Для газового потока им является выражение (7.10). Для жидкостного потока, если воспользоваться понятием гидравлического диаметра, можно записать аналогичное уравнение

Др    8<&(я-в)    .

— -^Рж^г^г^г+Р^зша-    (7Л4)

где Хж — коэффициент гидравлического сопротивления по длине жидкостного потока, определяемый по известным формулам гидравлики однофазных потоков, в которых вместо диаметра трубы следует подставить значение гидравлического диаметра Ож

Рж = —(¦' ~ ф)D. п — 0

Рассматривая (7.10) и (7.14) как систему алгебракческих уравнений с двумя неизвестными, можно в результате решения ее одновременно найтн истинное газосодержание гр и перепад давления А/?. Указанная система уравнений имеет единственное решение.

Следует отметить, что приведенные методы определения Ар при расслоенном газожидкостном потоке в случае значительного волнообразования на границе раздела фаз дают заниженные значения перепада давления. Объясняется это тем, что одна из фаз, движущаяся с большей скоростью, представляет поток, частью границы которого является подвижная волновая поверхность с эквивалентной шероховатостью большей, чем шероховатость внутренней поверхности трубы. Этот факт никак не учитывается при определении Я по известным фор-мулзм.

заложения (hJDN >2) коэффициент си можно вычислять по формуле Форхгеймера

&2 ~ %Kp/(DNa0).

Коэффициент теплоотдачи от нефти к стенке трубы представляет собой отношение теплового потока в данном сечении трубы к разности между средней температурой нефти и температурой внутренней стенки трубы. Для определения коэффициента теплоотдачи от движущейся нефти (нефтепродукта) используют критериальные уравнения М. А. Михеева:

при ламинарном режиме (Ref <2000)

Nu = 0,17 Ref033 Pr?-43 Gr?’1 (Pr,/ PrJ0'25; при турбулентном режиме (Re^ > 104)

Nu = 0,021 Re/’8 Pr°’43 (Prf/PrJ°'25.

В области 2000 <Re <104 коэффициент теплоотдачи находят интерполяцией. В приведенных формулах величины с индексом / определяют при средней интегральной температуре нефти, а с индексом w— при средней интегральной температуре внутренней стенки трубы. Средняя интегральная температура внутренней стенки трубы связана со средней интегральной температурой нефти соотношением

гр _ Т    O'    - Т'ср f) 1 /®1

/=1

где /?,, — внутренний радиус трубопровода; Rj — наружный радиус /-го слоя.

.. Параметры Рейнольдса (Re), Прандтля (Рг), Грасгофа (Gr) и Нус-сельта (Nu) равны соответственно

К

где ш — средняя по сечению скорость течения нефти; v — коэффициент кинематической вязкости нефти; g — ускорение свободного падения; р„ — коэффициент объемного расширения нефти.

При учете сопротивления теплоотдачи на границе групт — воздух можно применять формулу

принята равной 2,1 кДж/(кг-К). Удельная теплоемкость углеродистых сталей и отложений парафина равна 0,5 и 2,9 кДж/(кг-К) соответственно.

Коэффициент теплопроводности нефти X в зависимости от параметров перекачки—0,1—0,16 Вт/(м2-К). Для уточненных расчетов применяют формулу Крего—Смита

_0Л37_ (J —0,54. 10-37).

р!5

Средние значения коэффициентов теплопроводности стали и парафина составляют соответственно 46—50 и 2,5 Вт/(м2-К).

Полный коэффициент теплопередачи К от нефти в окружающую среду зависит от режима движения жидкости и ее теплофизических свойств, термического сопротивления передаче теплоты в окружающую среду через антикоррозионную тепловую изоляцию, стенку трубы, отложения парафина и т. д.:

KDa oti^i / i    Di—i    a.2Dj\:

/=i

где D0 и DN — внутренний и наружный диаметр трубопровода соответственно; otj — внутренний коэффициент теплоотдачи (от нефти к внутренней поверхности отложений или трубы); X-t — коэффициент теплопроводности /-го цилиндрического слоя (отложений, металла трубы, изоляции и т. д.); Z), — наружный диаметр /-го цилиндрического слоя; а2 — коэффициент теплоотдачи от внешней поверхности нефтепровода в окружающую среду. Для трубопроводов большого диаметра (DN >500 мм) величину К можно определить приближенно по формуле

К <*!    ?_i A j    а.,

/=1

где 8 j — толщина /-го цилиндрического слоя.

Коэффициент теплоотдачи от внешней поверхности подземного трубопровода в окружающую среду характеризует термическое сопротивление грунта и теплоотдачу от его поверхности в атмосферу

Ф ___Гр В ij__

D n (1 «о В i 2)

где Ягр — коэффициент теплопроводности грунта; Bi2 = ан c/krp — критерий Био; ав — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта

в воздух; с^дАо -(0,5DW)2 ; h0 — глубина заложения трубопровода до его оси;

ae=In[2VDw + y(2V0w)-I ]¦

В условиях высокой интенсивности теплоотдачи с поверхности грунта (большие значения Bia), а также при значительной глубине

ПЕРЕКАЧКА ВЫСОКОЗАСТЫБАЮЩИХ И ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ПОДОГРЕВОМ

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов с подогревом является самым распространенным способом трубопроводного транспорта этих продуктов. Трубопроводы, по которым перекачиваются подогретые нефти, называются горячими. Нефть подогревают на станциях или вдоль всей трассы трубе провода.

В первом, наиболее распространенном варианте гоэячих трубопроводов на них устанавливают станции трех видов: насосно-тепловые (НТС)—для подогрева и перекачки продукта, тепловые (ТС) — только для подогрева и насосные (НС) — только для перекачки продукта. Подогрев продукта производится как в резервуарах (на головной станции), оборудованных змеевиковыми или секционными паровыми подогревателями, так и в подогревателях (на станциях), которые могут быть паровыми или огневыми (печи).

Во втором варианте рядом с нефтепроводом укладывают греющий трубопровод-спутник, по которому перекачивается теплоноситель; этот же вариант подогрева можно осуществить с помощью электроэнергии.

Сокращение потерь теплоты на горячих трубопроводах может быть достигнуто нанесением теплоизоляционного покрытия на трубы.

8.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА ГОРЯЧИХ НЕФТЕПРОВОДОВ

При проведении теплового расчета нефтепровода неоСходимы следующие исходные данные: физические и теплофизические характеристики нефти, тепловой изоляции, грунта, климатические данные.

Сведения о климатических данных (средние месячные температуры воздуха, грунта на глубине заложения трубопровод^ в естественном тепловом состоянии, уровень солнечной радиации, толщина снежного покрова) принимают по климатическим справочникам для района прохождения трассы трубопровода. Физические и теплофизические характеристики нефти, тепловой изоляции, грунта определяют опытным путем или рассчитывают по соответствующим эмпирическим формулам.

Удельную теплоемкость нефти определяют по формуле Крего c=r. -L__ (1,687+ 3,39-10-3/).

V p!s

где р‘б — относительная плотность нефти по воде при i - 288 К. Удельная теплоемкость нефти и нефтепродуктов лежит в пределах от 1,6 до 2,5 кДж/(кг- К) и для ориентировочных расчетов может быть

где an — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух, равный 10—18 Вт/(м2-К).

Чаще всего высокозастывлющие нефти перекачивают при турбулентном режиме. Для подземных магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся при турбулентном режиме, коэффициент оц изменяется от 50 до 300 Вг/(м2-К). Он значительно превышает коэффициент а2, который изменяется от 1,5 до 7 Вт/(м2-К). Следовательно, с малой погрешностью величиной i/(ctj) можно пренебречь. Если трубопровод не имеет тепловой изоляции, то для турбулентного режима можно принять, что К та ссо.

Определение теплофизических характеристик грунта является наиболее сложной и ответственной задачей, так как их значения изменяются и по глубине массива, и по длине трассы трубопровода. Кроме того, значения теплофизических характеристик грунта меняются в течение года в результате сезонной миграции влаги в грунте , вызываемой весенними паводками, дождями, колебанием температур. Свойства верхних слоев почвы, кроме того, могут изменяться даже на протяжении суток из-за конденсации влаги в порах грунта в ночные часы и ее испарения с повышением температуры днем. Наряду с этими факторами на теплофизические свойства грунта значительное влияние оказывает тепловое действие самого трубэпровода. Эго связано с перемещением влаги в области теплового влияния трубы, возникающим из-за температурного градиента между стенкой трубопровода и близлежащими слоями грунта. Теплофизические характеристики грунта — коэффициент теплопроводности ЯГр, коэффициент температуропроводности avp и удельную теплоемкость сгр — определяют в результате специальных изысканий в полевых условиях или в лаборатории. Число точек измерения теплофизических характеристик грунта по трассе трубопровода и их повторяемость определяются требованиями к точности нахождения ЯГр> агр, сгр.

Для ориентировочных расчетов на стадии технико-экономического обоснования средние значения коэффициента теплопроводности грунта Хгр при температуре 273 К можно принимать но табл. 8.1.

Таблица 8.1

Грунт

Степень н;п жпос.ти

¦

П t/(mj 'К)

Грунт

Степень пла жностн

V

Вт/(М-- К)

Глина

Сухая

1

1

Песок

Сухой

0,4

Умеренно

1,9

Умеренно

1,6

влажная

1 влажный

Влажная

2,7

Влажный

2

Суглинок

Сухой

0,8

Грунт насып

Сухой

0,2

Умеренно

1,8

ной

влажный

Грунт скалfa

По сухой пес

0,35

Влажный

2,4

il ый

чаной подуш

Супесь

Сухая

0,6

ке

У мерен но

1,7

Грунт на под

Сильно обвод

3

влажная

водных пере

пенный

Влажная

2,2

ходах

Теплофизические характеристики тепловой изоляции определяют опытным путем или принимают по паспортным данным. В тепловых расчетах используют значение теплофизических характеристик теплоизоляции, равное полусумме значений, соответствующих температуре внутренней и внешней поверхности теплоизоляционного покрытия. Значения коэффициента теплопроводности для некоторых изоляционных материалов, используемых при сооружении горячих нефтепроводов, следующие (в Вт/(м2-К): 0,018—0,022 для пенополиуретана, 0,03 для пенополистирола, 0,033 для стекловолокна, 0,051 для пеностекла.

8.2. ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Цель теплового расчета при проектировании магистральных трубопроводов — определить распределение температуры по его длине и оценить тепловые потери. С учетом данных теплового расчета определяют пропускную способность трубопровода, шаг насосных (тепловых) станций, рассчитывают трубопровод на прочность и устойчивость, выбирают тип и толщину теплоизоляции.

В процессе эксплуатации нефтепроводов результаты теплового расчета используют для оперативного диспетчерского управления работой трубопровода: нахождения безопасного времени остановки горячей перекачки высоковязких нефтей, выбора способа выталкивания застывшей нефти из остановленного трубопровода, оценки оптимального варианта пуска горячего нефтепровода в эксплуатацию, определения безопасного времени отключения тепловых станций.

Режимы работы горячего нефтепровода в условиях пуска в эксплуатацию, остановок перекачки, изменения пропускной способности и температуры подогрева нефти называются переходными. Они характеризуются изменением пропускной способности и температуры нефти при переходе от одного стационарного состояния к другому. Процесс течения нефти по трубопроводу и его тепловой режим в этих условиях являются неустановившимися. Причиной возникновения переходных режимов работы горячих нефтепроводов может явиться плановое или аварийное отключение отдельных насосных агрегатов или НС, тепловых печей или теплообменников ТС, заполнение трубопровода нефтью при его пуске, остановка перекачки и ее возобновление, последовательная перекачка нефтей с различными физическими свойствами, подключение или отключение отборов и подкачек нефти по трассе трубопровода, сезонное колебание температуры воздуха и теплофизических характеристик грунта. Указанные причины приводят к изменению параметров перекачки: температуры, давления, пропускной способности. Причем отклонение любого из этих параметров от стационарного состояния, если не производится специального регулирования системы, приводит к соответствующему изменению всех остальных. Так, например, при аварийном отключении станции подогрева в трубопровод начинает поступать холодная нефть, имеющая более высокую вязкость по сравнению с подогретой нефтью. По мере заполнения участка трубопровода холодной нефтью и вытеснения подогретой повышается потеря напора на трение. Для трубопровода с НС, оборудованными центробежными насосами, это автоматически приводит к уменьшению подачи и росту давления, причем последнее может превысить допустимое давление, назначаемое из условия прочности труб. Одновременное изменение температуры, давления и пропускной способности происходит из-за изменения тепловых потерь трубопровода в окружающую среду, возникающего на участках, заполненных холодной нефтью. Всякое изменение скорости перекачки, в свою очередь, влияет на распределение температуры нефти по длине трубопровода и во времени. Переходный режим работы нефтепровода продолжается до тех пор, пока теплообмен в системе «трубопровод — грунт» не достигнет нового установившегося состояния. Продолжительность переходных тепловых процессов может достигать нескольких месяцев. Принимая во внимание сезонное колебание температуры воздуха и грунта, необходимо отметить, что горячие нефтепроводы практически всегда работают в условиях переменных режимов. Однако, поскольку число и характер переходных процессов носят случайный характер, проектирование горячих нефтепроводов ведут для средних условий стационарных режимов эксплуатации. Для этих условий производится выбор основных технико-экономических показателей, строительных и технологических решений. Результаты расчетов переходных режимов работы учитывают в процессе эксплуатации при определении безопасного отклонения параметров перекачки от номинальных значений, выборе оптимальных условий транспортировки нефти при выходе из строя отдельных насосных агрегатов и печей и т. д.

В связи с разработкой и внедрением автоматизированных систем управления работой магистральных трубопроводов (АСУТ) расчеты переходных режимов эксплуатации горячих нефтепроводов все чаще проводят на стадии проектирования. В данном случае результаты таких расчетов используют для определения параметров системы автоматики и телемеханики нефтепроводов, являющейся составной частью АСУТ, при определении алгоритма управления работой насосных и тепловых станций.

Рассмотрим порядок теплового расчета нефтепроводов при стационарных гидравлическом и тепловом режимах. Пусть в трубопровод через его начальное сечение поступает нефть, подогретая до температуры Тп- Тогда на некотором расстоянии х от начала трубопровода вследствие теплообмена с окружающей средой температура нефти понизится до Т (рис. 8.1). Для определения температуры в сечении л: выделим элементарный участок длиной dx и рассмотрим его тепловой баланс. Согласно основным законам теплопередачи, количество теплоты, теряемой нефтью, заключенной в данном элементарном объеме

0,25 nD20dx, прямо пропорционально температурному перепаду АТ = = ТТ0, поверхности теплообмена лD0dx и обратно пропорционально термическому сопротивлению окружающей среды. Следовательно, количество теплоты, получаемое окружающей средой с температурой Тп от элементарного объема нефти составит

(kh KnD0(T—T0) dx.

(8.2)

(8.3)


Потеря нефтью части теплоты в окружающую среду dq., -¦GcdT,

где G — массовый расход.

Если пренебречь теплотой трения и не учитывать фазовые переходы, связанные с кристаллизацией парафина в нефти, то, согласно закону сохранения энергии, величины dql и dq% должны быть равны между собой, т. е.

KnD0 (Т- 7'0) dx - -Gcdt.    (8.4)

Разделяя переменные и интегрируя, получаем KkDq | Т н Tq

Gc

ИЛИ

(8.5)

При * — L значение температуры нефти в конце трубопровода

КпРд

Gc


)


L


7V -То-l (7Y-¦ Го) ехр ( ¦


При значительной протяженности нефтепровода (теоретически при х -* оо) согласно (8.5) температура нефти приблизится к температуре окружающей среды, равной температуре грунта на глубине заложения трубы в естественном тепловом состоянии в случае подземной прокладки и температуре воздуха при надземной прокладке. Это уравнение впервые получено В. Г. Шуховым и носит его имя. Оно дает практически удовлетворительные результаты для значительного диапазона режимов работы трубопроводов, и поэтому его широко используют при тепловых расчетах. Точность расчетов по формуле (8.5) в значительной степени зависит от достоверности определения полного коэффициента теплопередачи.

В. Г. Шухов предлагал определять значение К экспериментально на действующих трубопроводах и эти результаты распространить на проектируемые системы. Такой подход допустим, если К определяют непосредственно для уже эксплуатирующегося трубопровода или проектируемого трубопровода, находящегося в аналогичных с эксплуатирующимся трубопроводом условиях, например, при укладке его параллельно действующему трубопроводу на небольшом расстоянии от него. Тогда., используя эксплуатационные данные, коэффициент теплопередачи можно определить но выражению, которое следует из (8.5):

К =-    1п    —i •

nD0L 7’к - То

В общем же случае К следует определять по формуле (8.1).

При транспортировке нефти с высоким содержанием парафина необходимо учитывать эффект кристаллизации парафина. От начальной температуры 7’,, до температуры начала кристаллизации парафина Тн.п охлаждение нефти происходит по закону Шухова. При дальнейшем охлаждении потери теплоты частично компенсируются выделяющейся теплотой кристаллизации парафина. Если принять, что количество кристаллизующегося парафина пропорционально снижению температуры, то количество теплоты, выделяющейся за счет кристаллизации, для элементарного участка dx

где в — концентрация парафина (в долях единицы), выделяющегося из нефти при понижении температуры от 7Y п до Те; Те — любая температура, для которой известно е; к — скрытая теплота кристаллизации парафина.

Тогда, записывая тепловой баланс для элементарного участка и решив исходное уравнение, получим для /] < х L (1Х — плина участка на котором нефть охлаждается от температуры Тп до 7„. п)

Т—Т0 { (7\,п0)ехр    -/*)],

где сх — с + ех/(Тпл—Те).

При перекачке вязких нефтей в подогретом состоянии возможны случаи, когда на начальном участке трубопровода имеет место турбулентный режим, а на конечном из-за остывания нефти — ламинарный.

Переход из одного режима в другой происходит при критическом числе Рейнольдса ReKp. Установлено, что для подогретых нефтей, ReKp = 1000 -^2000, причем для высокопарафинистых нефтей ReKp ближе к нижнему значению, а для вязких нефтей с малым содержанием парафина ближе к верхнему пределу. Так как ReKp-^ 4Q/(nD0vKp), то vKp = 4QAtD0ReKp. Величина vKp определяет критическую температуру Ткр, при которой происходит смена режима течения. Используя формулу Филонова—Рейнольдса, получаем

Ш Ут Ткр —Г„

Следовательно, на участке 0 < х ^ хкр режим течения нефти турбулентный, а при хКр < хL — ламинарный. Температуру на обоих участках рассчитывают по формуле (8.5), в которой величину К определяют соответственно для условий ламинарного и турбулентного режимов течения.

Зная длины участков с различными режимами течения жидкости, можно оценить потерю напора в трубопроводе суммированием потерь напора hs == hT f- h„, где hT и h„ — потери напора при турбулентном и ламинарном режимах.

При учете выделения теплоты за счет трения тепловой баланс участка трубопровода запишется в виде

KnD0 (ТТ0) dx =- GcdT [- Gidx,

где i — гидравлический уклон.

Разделяя переменные, получим

1 ТнTqь

In —----= ах

Т-Та

или

Т = Т0 + Ь + Л Т0 — 6) ехр ( — ах),    (8.8)

где а = KnD0/(GcM)\ b — Gi/(KnD0).

Сравнивая полученное выражение с формулой В. Г. Шухова, видим, что при учете теплоты трения прирост температуры нефти А = Ь (1—ехр (— ах)). Максимальный прирост при х -> оо Дта1С = ь.

Для нефтепровода с разными значениями коэффициентов теплопередачи Ki на отдельных участках длиной можно на основании

(8.5) записать

In    -я0Kill-

TKt-T0 Gc

Замечая, что Тщ+i "= TV* и Тн; == Тk;_i, и складывая почленно, получаем

In TH1-_r_=jtPo_ ? Kilt,

Т к n — То GcM i =i

Где i — порядковый номер участка; п —¦ число участков.

Гидравлический режим горячих нефтепроводов в значительной степени определяется условиями его теплообмена с окружающей средой. С увеличением температуры транспортируемой нефти снижается ее вязкость и уменьшается потеря напора. При понижении температуры наблюдается обратная картина. Температурный режим нефтепровода зависит от пропускной способности, условий передачи тепла от нефти в окружающую среду и других факторов. Используя зависимость изменения температуры нефти, а следовательно, и ее вязкости по длине трубопровода, можно найти распределение давления по длине нефтепровода, транспортирующего высоковязкие нефти в подогретом состоянии, и оценить потери напора на ее перекачку.

Для определения потерь напора используем уравнение Дарси— Лейбензона в дифференциальной форме

cLH = Р—--Ardx\-dz,    (8.9)

D 5—71 u0

откуда

Q2-m?    L

H=^ ~гл5-~т    j ¦v'” (х) А г (х) dx + Az,    (8.10)

ио L о

где Az — разность геодезических отметок начала и конца трубопровода.

Величина Аг представляет собой поправку на неизотермичность потока в радиальном направлении. Если коэффициент Аг считать постоянным по всей длине трубопровода, то интеграл в правой части последнего выражения имеет смысл средней интегральной вязкости нефти

. l

vm =-( vm (х) dx.

ср Li w

Тогда потери напора составят

02-mvra

Н = Р—--- ArL + \z.

nb-m

иа

Это выражение при Ar = 1 совпадает с формулой Дарси—Вейсбаха для определения потерь напора на перекачку нефти с вязкостью vcp в изотермических условиях.

Значение vcp определяется температурными условиями транспорта и вязкостно-температурной зависимостью данной нефти. Примем распределение температуры нефти по формуле В. Г. Шухова, а зависимость v = v (Т) по формуле Филонова—Рейнольдса. Тогда

Vm L

v'?p = —— f ехр (— umT0) ехр [ — ит (ТнТ0) ехр (— ах)\ dx.

L о

Г ехр(^)_=Ё|Ы

J У

*1

получим

ут

vcp = —— ехр [ит (Т„ — Т0)\ {Е i [ — um(TH— Т0)| — aL

—    Ei [¦— urn (Tн — Т0) ехр (— aL)\\,

где Ei (х) — интегральная показательная функция.

Умножим правую часть последнего выражения на vH/[v0exp (— иТн)] = 1, найдем

vm

v"1 = —-ехр [um(TH—T0)\ (Ei [ —um(TH —T0)J —

Lp aL

—    Ei \ — um(T„ — TK)]\,

где v„ — вязкость нефти при начальной температуре подогрева. Обозначим

Д / = ехр (Г., - _д)Х j Еj ( _шп (Тн_ То)( _ Ej { _ ит (Гн _ Тк)]( t

O.L

тогда V™ = v™At. Коэффициент At характеризует отклонение вязкости нефти, а следовательно, и гидравлических потерь от значений, соответствующих изотермическим условиям при Т = Тп. С учетом полученных результатов потери напора на перекачку подогретой высоковязкой нефти составят

02~mvm

Я=В —-H—LArAt + Az.    (8.11)

п 5-т и0

Анализ последней формулы показывает, что график распределения напора по длине нефтепровода имеет вид параболы, в то время как в изотермических условиях он линейный. Отклонение от линейного распределения связано с повышением вязкости нефти из-за ее охлаждения. Темп падения напора возрастает на конечном участке. При больших величинах (Т„—Т0) и малых (Тк—Т0)

Ei [ — ит(ТЛ — Т0)] «0.

В этом случае основное сопротивление движению потока создается на холодном конце трубопровода.

У капельных жидкостей не все физические свойства зависят от температуры одинаково. Наиболее сильно зависит вязкость, гораздо слабее — плотность, теплопроводность и теплоемкость. Изменение температурных напоров (twtf) в сечении трубопровода в первую очередь приводит к изменению профиля скоростей, так как наиболее сильно меняется вязкость и, как следствие этого, к дополнительному изменению профиля температур. Изменения профиля скоростей будут большими в ламинарных потоках и меньшимн в турбулентных. Обычно зависимость потери напора от неоднородности потока по диаметру сводят к учету изменения вязкости и искажение полей температур и скоростей вследствие теплопередачи учитывают множителем ЛЛ. Для Аг принимают зависимость

Ar = e (vJvf)Z,

где е и ? — коэффициенты (при практических расчетах принимают для ламинарного потока е = 0,9 и ? = 1/3 ч-1/4, а для турбулентного потока е == 1 и ? == 0);    — вязкость нефти при средней тем

пературе стенки трубопровода Тш ср, Тш ср = 7)ср — (7)ср—Т0) аХ//С; vI — вязкость нефти при средней температуре потока 7)с.р,

Гр    Т1 I    Гц    ^к

/ f cd“ -* о i---»

f Р    In    [(Гн - То) (Гк - Го)]

Гк определяют по формуле (8.5).

Учитывая изменение температуры нефти по длине трубопровода по В. Г. Шухову, а изменение вязкости по Филонову—Рейнольдсу, получим

Л, =    = ехр J JL (Г„ - 70) [ 1 4- ехр (— aZ)}) =

vcp    18а!    I

= ехр(т ~ КГ.-Т.) I (Тк - То)]} ¦

Ранее коэффициент ЛЛ определялся для средней по длине нефтепровода температуры. Если величину Аг относить к элементарному участку, то в соответствии с (8.10) получим

Л _ д,д, -    jEi    [ _ „ _L i) (Г. - Т.)] -

_Ei[-u(/n--^-^-)(7\«-7’0)]}.    (8.12)

В тех случаях, когда в трубопроводе наблюдаются два режима течения — турбулентный в начале и ламинарный в конце, определяют отдельно потери для обоих участков. Длины участков находят по формулам, приведенным ранее.

Достоверность расчетных данных в значительной степени зависит от точности аппроксимации вязкостно-температурной зависимости v (t). Поэтому для расчетов повышенной точности наиболее обоснованным является численный метод определения потерь напора на перекачку подогретых нефтей. В этом случае трубопровод разбивают на М участков (/ = 1, 2, . . . , М), в пределах которых вязкость нефти

272

Рис. 8.3. Напорная характеристика горячего трубопровода

с заданной точностью считается постоянной и равной ее среднему значению. Тогда можно записать

Рис. 8.2. Кривые падения напора и температуры по перегонам



м

1=1


п2-т т

Pi--- C?J-/|A,H -Az,

где индекс i означает, что данная величина относится к /-му участку

ДЛИНОЙ /j.

При решении технико-экономических задач целесообразно использовать аналитические зависимости, например, для исследования гшия-ния различных факторов на технологические и энергетические показатели систем транспортировки нефти.

Кривые падения температуры и напора изображены на рис. 8.2. При этом каждой температуре нефти соответствует вполне определенный гидравлический уклон. Число насосных станций лимитируется максимальным напором, который могут выдержать трубы и перекачивающие насосы, а число подогревательных станций — максимальной допустимой температурой подогрева.

Графическая напорная характеристика горячего трубопровода, описывающая зависимость Q—Н согласно полученной формуле потерь напора на трение, изображена на рис. 8.3. Напорную характеристику можно разделить вертикальными прямыми на три зоны. В зоне малых расходов / медленно движущаяся нефть успевает охладиться еще на начал!:,ном участке трубопровода до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и на оставшейся большей части трубопровода движется холодная нефть с практически постоянной высокой вязкостью. Графически в этой зоне напорная характеристика имеет вид прямой линии с большим углом наклона к оси абсцисс из-за высокой вязкости. В зоне больших расходов III нефть, двигаясь с большой скоростью, успевает пройти до конца трубопровода, сохранив еще высокую температуру. Поскольку средняя температура потока в этой зоне высока, напорная характеристика близка к прямой линии (ламинарный режим), с гораздо меньшим углом наклона к оси абсцисс, чем в зоне /, из-за малой вязкости нефти. Как в /, так и в /// зоне потери напора с увеличением расхода возрастают. В зоне II потери напора возрастают с уменьшением расхода. Это объясняется тем, что с уменьшением расхода в этой зоне (зоне средних расходов), а следовательно, и с уменьшением скорости движения нефти каждая ее порция дольше находится в трубопроводе и успевает остыть. В результате снижается средняя температура и возрастает средняя вязкость нефти, причем относительный рост вязкости в этой зоне больше, чем относительное уменьшение расхода, что приводит к росту потери напора при уменьшении расхода. Рабочей является только III зона со сравнительно большими расходами; / зона является нерабочей, так как при тех же напорах на станции расходы здесь будут в несколько раз меньше, чем в третьей зоне. Если потери напора в точке перехода из зоны I в зону III превышает максимальный напор, развиваемый насосной станцией, то при попадании рабочей точки системы насосная станция — трубопровод во II зону, являющуюся неустойчивой, расход будет самопроизвольно сокращаться и в конце концов рабочая точка перейдет в / зону. Это означает практически остановку трубопровода, поскольку расход становится очень малым. Если по каким-то причинам рабочая точка горячего трубопровода приблизилась к границе зоны II или уже перешла в эту зону, то возвратить ее в рабочую III зону можно одним из следующих способов: быстро повысить температуру нагрева нефти; быстро увеличить напор на станциях подключением дополнительных насосов; начать закачку в трубопровод менее вязкого продукта, не снижая температуру нагрева нефти. Если насосная станция может развивать напор, превышающий максимальные потери напора на границе / и II зон, причем эти потери не превышают допустимый напор из условий прочности трубопровода и оборудования на станции, то возвращение из / зоны в III не представляет трудностей.

8.4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДОГРЕВА НЕФТИ

Для подогрева нефти и нефтепродуктов на насосно-тепловых и тепловых станциях используют подогреватели различных конструкций. Резервуары головной станции оборудуют трубчатыми подогревателями (змеевиковыми или секционными) для предварительного подогрева нефти. Цель этого подогрева — снизить вязкость нефти до уровня, достаточного для выкачки ее из резервуара с заданным расходом; на-274 грев в резервуаре до температуры перекачки по трубопроводу нецелесообразен из-за больших потерь тепла от стенок резервуара в окружающую среду и увеличения потерь легких фракций за сче