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

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

Продольные напряжения ст_пр создаются:

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

при изменении температуры а_пр =

= —EaAt, где Е — модуль упругости; а — коэффициент линейного расширения; At = t—t_y—температурный перепад; t и t_y — 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

- -р

-EaAt

-*пр

26

2р

Радиальные напряжения а_р 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 R_x — 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 (R_x J пр)\.

Согласно СНнП 2.05.06—85 расчетное сопротивление R_l следует определять по формуле R_t = R'fm/(k₁k_n), где R” — нормативное сопротивление, принимается равным временному сопротивлению, Rⁿi = ст_вр; т — коэффициент условий работы трубопровода; k_x — коэффициент надежности по материалу; k_n — 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 (гр_г^! + пр)\, где — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб.

^ = лЛ^0.75(|<т_прЛ,|/Я,)² —0,51 с_{пр N} HR,.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. Продольные осевые напряжения o_{np 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

сг_Пр    -olEM-t \inpD/(2S„),

где At — расчетный температурный перепад; б_н — 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 6_а, 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 (б_х) и 6_а 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 б_я. 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-

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 + ²’⁵Ф [(Hi f 0,4р,)/(р_х -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^)/fi_H + 0,01g'p_B

где р_э, р_в, Рп — плотность эмульсии, воды и нефти при заданной температуре соответственно; q — содержание воды и растворенных солей в нефти, q = qj( 1—0,01 q_c), где q_B — содержание чистой воды в эмульсии; q_c — 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_? = dr (р_в—()„)?/ (18 p,i), где и_А — скорость оседания капель; d — диаметр оседающих капель; p_D и р„ — плотность соответственно воды и нефти; fi_H — 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,

u_g d² (рв—р_н) gK (18ц_н),

К 3 (р.,, -|- ц_в)/(2^ц -f- 3[х_в).

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 = du_gpj\i_n. 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 (р_п) и жидкости Н (р„).

Капля движется вдоль отстойника с постоянной скоростью потока Ui и опускается также с постоянной скоростью u_g. Скорость падения капли и_й 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: t_g = г!и_й. Достигнув поверхности раздела, капля сохраняется у этой поверхности в течение времени t_K, 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 u_t (t_e ! t_K) = u_L (r/u_g -f- Время коалесценции tк учитывать очень трудно. Задача решается относительно просто, если время коалесценции t_K значительно меньше времени падения t_gи им можно пренебречь.

Скорость потока определяется как u_L -- 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) [(|1_в 4- |1_и)/(2р_н + 3[,i_B) ] — поправка к закону Стокса по Адамару и Бонду;

Ар — р_в р„

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

я Kg&p S_g

Капли в отстойнике, для которых d ^d_n, 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 S_g, 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 ncpno^fi, 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 (р_ч — p_r)/(3p_rfe),

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 w_a 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; р_ж — 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

Q_tMb/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; р_ж и р_г — 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 м^а 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 с_р и соленость воды c_s. При определении влажности газа, проходящего по газопроводам, в которых газ находится в контакте с пресной водой, можно считать c_s — 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 w_t = w_x 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 w_min (линия се). При этом относительная влажность газа (степень насыщенности его водяными парами) будет постепенно снижаться. При поступлении в газопровод газа влажностью tt>_min < w_k < ш_1Нас 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 = (w_h — ay_mi_n) Q-

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

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

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 р_и переходит в гидрат. Таким образом, при образовании гидрата влагосодержание газа после гидратной пробки уменьшается в соответствии со снижением упругости паров воды до р_х.

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 Т_ГИдр 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 tn_l. 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 г_г 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

q_H = К -    ?».    _|_    io-»ctf₂,

Су — С'2

где w_x и w₂ — влажность газа в точке соответственно ввода и вывода ингибитора; с_х, 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 = Т_р—7Y, где 7’р — равновесная температура гидратообразования газа; Т_г — 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 Т_р._г от концентрации раствора сорбента с_с 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

С_г:=0%

300

277

273

255

233

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

где — массовый расход воды в концентрированном растворе абсорбента; G — массовый расход концентрированного раствора абсорбента; k_x — 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=W_i — 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—y_i) = L(x₂—x₁),    (3.4)

где V — число молей сухого газа, выходящего из абсорбера; у_г 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; x_t и х₂ — число молей воды на 1 моль чистого сорбента соответственно на входе в абсорбер и выходе из него.

Из (3.4) следует

= (У\ — УЖ^Х* — *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 (х₂, у_г) 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 р_й — 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: р_в = х'ру. _в, где х' — молярная концентрация водяных паров в жидкой фазе (в долях единицы); р_уь — упругость паров воды в чистом виде при данной температуре.

При равновесном состоянии двухфазной системы у'р = х'р_у, _в. Для практических расчетов вводят понятие константы равновесия, представляющей собой отношение упругости паров р_у. _в к общему давлению р, т. е. k = р_у. 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 х—у, 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 =    +    т_гв_с), где

т_а — число молей воды; т_абс — 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 (х_г, г/₂)- Число теоретических тарелок п_теор равно числу горизонтальных участков линии перехода (у ¦¦= idem). На рис. 3.28 это число равно 3,7. Рабочее число тарелок принимают равным п_раб = п_тсор/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 р_х до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создает давление на столб одоранта, равное р_г—H$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 СО_а можно представить уравнениями

2C₂H₅ONH₂ + H₂S^ [(QHbONFy Н|₂ S,

2c₂h₆onh_s + 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—? (Т—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 v_T при нужной (расчетной) температуре Т может быть определена по формуле

v_T = 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 = г₂—z! — 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 р_г (рg) представляет собой высоту Н_и на которую жидкость поднимается в пьезометре под действием избыточного давления р_х в начальной точке трубопровода, р₂ (pg) — высоту Я.₂. Произведя замену

=Н₁ — Нг=Н,

Р В

получим

(4.4)

H = h_x + 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 i_gr(-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./Re^m,    (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—m_vm

h_x = р-5--— L,

^{т r} D^5-m

где

8 А

^г 4^тя^2-mg

Формула Лейбензона применяется в тех случаях, когда зависимость h_x 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

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 Re_x = 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/Re^0,123.    (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 4^mn²~^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 = p_t/(pg) (рис. 4.3). Концы полученных отрезков Н_г 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 = (H_l—H₂—Az)/L. Но в соответствии с (4.4) Н_г—Я₂—Дг = /г_т. 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-m_v^m

; = р

Удобно пользоваться следующей компактной формулой: i = /Q²""¹, где / = $v^m/D^b~^m.

Прямая, соединяющая концы отрезков Н_t 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~^mv^m

¹ ~ Р-— •

гидравлический! уклон луиингованного участка

g2-m_vm    ^2-m_vm

Р-

г_л = ico,

[1 + (0_л/0)^5—m/2—m ]^2—m

Если Б_л = D, то со = 1/2^2_/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 (L—х) + i„x, где * — длина лупинга.

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

Н = i\L —x(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 H_s) может быть выражен в виде H_s = p_y/(pg) + Дh_Aon. Здесь р_у — давление насыщенных паров перекачиваемой нефти (упругость паров); А/г_доп — 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/г_д0п 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 Ь_расч. 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'.    = Аг_л__к. На участке пА, как видно из чертежа, Аг_я.__л>г7₁

на величину я С. Но это противоречит условию баланса потерянного И_г 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 (Аг_л__к—И_г) 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>2_г 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 = а—bQ².

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

Я = а—bQ²~™.

(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)

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: h_BC — потеря напора во всасывающем участке; /г_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; Я_ст — напор на выходе из блока регуляторов давления (в начальной точке перегона); Я_в — напор во всасывающем патрубке первого насоса; АН — напор на входе в НПС (или в конечной точке перегона).

Очевидно, что

ДЯ = /г_вс + Я„.    (4.16)

Напор Я_в 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 А_нач -j- il -)- Az АН.    (4,17)

Для перегона, на котором имеется перевальная точка,

Нет = Анач ^-Ь Ип “Н Az_n -f- Я_п.    (4.18)

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

Н_Ст = Аная “Ь il “Н Az -j- Я_к,    (4.19}

где Я_к = Л_к + Я_Рез — напор в конце магистрали, учитывающий потерю напора h_K 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 Я_я, все слагаемые являются функциями расхода.

Аналитическое выражение характеристики НПС напишем в виде

Я_ст=Я_в + Яднф-Ако_Л    (4.20)

или, если учесть (4.16),

Я_ст = АЯ—h_Bc//диф—h_Kon,    (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 Я_в = Н„—h_n и поэтому

Я_ст — Я п-^п“4“//диф-^кол»    (4.22)

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

Если на головной НПС подпор Я_в создается подпорной насосной, то на промежуточной НПС его источником является предыдущая станция. И в том, и в другом случае подпор Я_в не должен быть меньше допускаемого наименьшего значения H_s. 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 Я_в = Я₅, называется исходной. Полная характеристика располагается выше исходной на Я_в—H_s.

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 1—2—3 на рис. 4.10, а представляет собой рабочий участок полной характеристики НПС (ограниченный расходами Q_min 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 1—2, а с учетом работы регуляторов давления—отрезком 4—2. 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 h_n = Л_в и обозначив h_B+h

кол ~Н ^нач — ^ст

(гидравлическое сопротивление всех коммуникаций станции), получим

Нл Ядиф—А_ст := (7_Х-(- Az_t -)- АЯ₂.

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

АЯ₂ -f- Ядиф—Л_ст — il₂ -j- Az₂ -f- АЯ₃; A H_c -f- Ядиф¹—h„ = il_c -f- A z_c 4"

(4.24)

АЯ„ -f- //диф—А_ст — il_n Az_n -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:

Я_п “Ь С (Ядиф — Act) ¦= l‘Lc+1 Az_c+i -f- АЯ_?+i>

Я_п -f- /1 (Ядиф—А_ст) = iL -f- Az -)- Я к.    (4.25)

Здесь L_c+1 — расстояние от начальной точки нефтепровода до станции с + 1, a L—длина всего нефтепровода. Разности геодезических высот Az_c+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 Я_ДИф —h_cт будет представлять собой напор, развиваемый нефтеперекачивающей станцией (с учетом сопротивления внутренних коммуникаций /г_ст). Смысл уравнений (4.24) и (4.25) будет следующий: напор, развиваемый станциями, равен потере напора в трубопроводе. Очевидно, что зависимость Я_ДИф — h„ от расхода тоже можно считать характеристикой НПС. В ряде случаев ее удобно выражать в виде (4.13): Я_ДИф— Лет = а—6Q^2-m.

Уравнение баланса напоров (4.25) примет вид:

Я_п -f n (a—bQ²~^m) = iL + Аг + Я_к.

(4.26)

Здесь Q — конкретная величина.

Считая Я_п и Я_к постоянными, из (4.26) можно получить:

q__ I / Я_п -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 Я_ст, соответствующий толщине стенки трубопровода. Имеем: Я_ДИф = ~ Я_ст “f- Икол    Я В.

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

Яд„ф—/г_ст= Я_ст—Д/г,    (4.27)

где

Ah — /г_нач + /г_вс + Я₅.    (4.28)

Вместо (4.25) теперь получим

Н_и т- п (Я_ст — Д/г) = iL + Дг + Я_к.

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

Величину Ah называют передаваемым напором. Это не совсем точно. На самом деле «передаваемым» (на следующую НПС) напором является /г_вс + H_s, т. е. лишь часть Ah. Остальная часть (h_HS4) 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 Я_ст 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»_aч.

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    (п—п₀)

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

(п—п₀)(Н ст — A h) = u(l-—о). Получаем

x-=(H_CT—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 Я_тах и H_min, 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 Я_т,_п —Ah и Н_тгх —Ah (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 Н_тХ„ —Ah и Н_тах—Ah проводим линии гидравлического уклона до пересечения с профилем. Получим точки а₂ и Ь₂. Если вторую

----_{icjj 2}^f

"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 H_min. При перемещении второй НПС вправо напор на первой станции будет возрастать и по достижении точки Ь₂ он станет равным Я_тах. 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 #_mi_n —АЛ, а от точки Ь₂ — напор Я_тах—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 Я_тах взять Н_т1п 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 Н_т\_п —А к и Я_тах —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 Я_тах. 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 Н_т\_п —Д/г и Я_тах —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 Н_т\„ —Aft и Н_тлх —Ah, 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 с_х и d₄, а точки Со и d₂ будут теперь с₃ и d_a. 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 Я_ср, приходящийся на каждую из принятых п станций, оказывается меньше Я_тах. От разности Я_тах—Я_ср зависит протяженность зон возможного расположения. Чем эта разность, меньше, тем меньше протяженность этих зон. При Я_ср = Я_тах, 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 Я_тах (точки Ь). Аналогично получается и при Я_ср = H_min. 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 /г_вс, Лнач и h_K0л и напор в конечном пункте Я_к, 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' >Я_К.

2.    Определяем требуемый напор на выходе из НПС. Если нет перевальной точки, то Я „тр = йнач + il + Az + Я_к. Если перевальная точка есть, то Я_Стт_Р = Кгч + И_п + Аг_л + Я„.

3.    Определяем требуемый дифференциальный напор Я_ДИф. _Тр =

—    Я_СТТр 4- Лкол — Я_в. Здесь подпор Я_в 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 Я_ДНф, соответствующие расчетной пропускной способности. Выбираем из них наиболее близкий к Я_ДИф. тр-

5.    Избыток напора подлежит дросселированию /г_др =

—    Ядиф Ядиф. тр.

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

жен быть увеличен на    Я_{дн ф}. _тр—//_{ди ф}.    Получим:    Н_в    —

= Н_s ~\- Нд_иф. тр    Яд_Иф.

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'— h_BC, где А г' — разность геодезических отметок перевальной точки и последней НПС; V — соответствующая длина трубопровода. Если окажется, что Н' больше Н_в, 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 (Я_СТ;(. = Я_ст).

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:

АН_с + (Я_ст—Ah) == il_c -f Az_c + ЛЯ,_:+1.

После удвоения числа станций

АН_с 4- 2 (Я_Ст— АН) = i^l_c -|- Az_c -j- АЯ_с+1.

Разделим второе уравнение на первое. Приняв, что АН_С == АЯ_с+1, получим

( Q* \*~^т    2—т  2 (И_ст ДА) — AZ_c    it оо\

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

Если пренебречь величиной Az, то ^ = 2^2-ni.

Теперь рассмотрим увеличение пропускной способности прокладкой лупинга.

Из уравнения баланса напоров для станции с и соответствующего перегона

АН_с + (Я_ст— Ah.) =- il_c “Н Az_c -)- AH_c+i и уравнения

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

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

_. у^2-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<2^1/(2~^т'). Если требуется увеличить пропускную способность в число раз, близкое к 2^1/2_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 ос_ст) 4~ Зудв 4" 3; при прокладке лупинга П_л = Кл (?н 4" ал) х 4~ Э_л,

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

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

g _ о °^диф i О Д/ .

‘-'удв -- ‘Ээ    ^    JycT'V ,

Jb/T]

Q _ О ^^диф

Jjl--LJ3    *

367r]

где 5_Э —стоимость электроэнергии, руб/(кВтч); G — требуемая пропускная способность, т/год; Я_ДИф — дифференциальный напор (при вычислении Э_л — это напор, развиваемый существующей станцией; при вычислении Э_удв — 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):

Я_п + с(а— bQ ) = fQ l_c+i -Ь Az_c+i + AH_C+1.

Учитывая (из уравнения баланса напоров для всего нефтепровода),

что

__Нп Ч~ ^па — (A^g ~Ь Д к)

nb + fL

получим

'AH_c+1 = H_a + ca — Az_c+1—[H_n + na—(Az + H_K)\ — ^{b +}    .

п b-\-fL!n

(4.34)

В этом уравнении от вязкости нефти зависит лишь величина / = = Pv^m/D^6_m. Таким образом, изменение подпора АН_с+1 при изменении вязкости определяется значением (b -f fl_c+1/c)/(b + fLlri), где lc+i/с представляет собой среднее расстояние между нефтеперекачивающими станциями на участке l_e+1, a L/n — то же для всего нефтепровода.

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

И наконец, если l_c+1/c = L/n, то изменение вязкости нефти не оказывает влияния на подпор, так как при любом значении f в этом случае (b + fl_c+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 аА_х = А_гА ₂ = А ₂А₃ и аА_ы = A_XifA_2i( = A_2lfA.^ представляют собой напоры Яд„ф и Я_диф*, развиваемые насосными станциями при вязкости нефти v и v* соответственно; отрезок 1а — подпор перед первой станцией (Я_п). Примем точку 1 за начало координат. Тогда линии гидравлического уклона, идущие от точек А и А#, будут описываться уравнениями

Я = Я_п + сЯд_Иф—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 l_c+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 l_c+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

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

А Я _п -f с (a-bQ*-’») = fl_c+lQ²~^m + А г_с+1 + А Я,₊₁ (перекачка без сброса) найдем уменьшение подпора

б Я_с+1 = АЯ_с+1 АЯ₍₍.₊₁)*

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

6H_c+l = (cb + //,_+]) (Q2_«_Q2-«).

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

бЯ_С'₊₁ = {cb + iU'+i)

(здесь Q* имеет прежнее значение).

Поскольку с'<е, 6Я_С-+ 1<6Я_С4.|. 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 АЯ_д = h_BC + 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:

АЯ_П + ‘^; (я—bQ²_Kp^m) = fU+iQup"¹ + AZc+i + АЯ_Д.

Отсюда находим критический расход

Q_Kp = ( ЬН„ + са-Аг_с+1-ЬН_л У^/2~^т    (4.35)

\    cb -f- //<7+1    /

Уравнение баланса напоров для правой части нефтепровода

АЯ_д + (п—с) [а—b (Q_Kp—9к_Р)^2_т] = / (L—l_c+1) (Q_Kp—<7к_Р)²“^т + Az позволяет получить формулу, определяющую критический сброс:

to=g.„-r ^д"*^+(|,,т??~^(д;⁺¦Г""' • «-зд

L    (n — c)b + l(L — l_c+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 АЯ_д. 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 АЯ_Д| расход в левой части нефтепровода равен Q_Kp; в правой — он будет равен Q_Kp—q. Напор Я', который должен быть поглощен регулирующим устройством, может быть определен из уравнения

АЯ_Д + (л-с) [а—b(Q_Kp—qf~^m\ - / (L-l_c+1) (Q_KP-qf~^m +

Az “Ь Я_к + Н'.

Если Я' = КН_Лас + Л', где Я„_ас — напор, развиваемый одним насосом при расходе Q_Kp—q, К — целое число и h' < Я_нас, 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 (Q_Kp). Критический расход найдем из уравнения баланса напоров для правой части нефтепровода:

Я_д -1 (п-с-\)(а - bQt_p^m) /(/. -1_елл) (&~^т + Az + Я_к

(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:

АЯ_п-|-с[а— b (Q_Kр — q_Kp)    ]=— [I_c+i{Qkp—<7кр)    Н-

-I- Az_c+1 + Я_д — (а — bQlp^m).

Отсюда находим, что критическая подкачка

- Q«p" I ^АН" ^{+ а}~    - К - (^Д1 р

I    cb    +    flc+i    )

При подкачке q >q_Kp 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

АЯ_Г, + с [а—b(Q_Kp—qf~^m\ = fl_c+1 {Q«_P-q?~^m + Az_c+1 + Я_д-

-(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 l_c+i)

Н_п-\-(с—1) (а—bQ_t )    //,. iQ. 4 Az_t4_i-I- Л//(_C+1>

(станция с отключена) и

Н\\-\-с{а—bQ    ) = fl_c+1Q    Az_c+i~\- hH_c+i

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

б Н_с+1 = АН_с+1-АН_(с+т = (а—bQ²~^m)— (cb +fl_c+1)(Q²-^m-(f^m).

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

Н_п -f (с-2) (a-bQ²,-^m) = fL^Ql-^m + Az^ + AH_<c__1)t

и

Н_п + (с—2) {a-bQ²~^m) = fl_c_iQ²~^m + Az_c^ АН_с__хследует, что перед станцией с—1 подпор возрастает:

6Я_е__{1 =} АН_<С__1Н~АН_С^ = 1(с-2)Ь + fl_c^\ (Q^2__m—Q²~^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 АЯ_д. 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

АЯ_д + (п—с) (а — bQ²~^m) = / (L — l_c+1) Q.²~^m + Az + Я_к + Я',

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

Яп + (с— 1) (a-bQl~^m) = flc+\Q²~^m + Az_c+1 + А Я_д

(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 Я_д. Снижение напоров до Я_д достигается регулированием на станциях левой части нефтепровода. При этом расход Q* будет определяться из уравнения

Я_д = 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

Я_п -\~(с—1)(я—bQ,    )    ~/4-iQ,    -f-    Az_c_i -f- Я_д -f- Я

или

Я_п + (с—1)(а—bQ_t^m)= flc+iQ. + Az_c+1АЯд + Я .

Если Я' превосходит напор Н_тс, 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 1—4, 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 Я_д, а от точки расположения станции 4 — АЯ_д. 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 Я_днф* (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 В_х 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 АЯ_Д, а напоры не должны превосходить предельного значения Я_д.

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 Я_ст* 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*/Я_ст* ИЛИ Т)др — 1 Я'/Яст*.

(4.41)

При регулировании перепуском подача насосной станции равна Q₀, поток нефти с расходом Q₀—Q* 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(^a—H*)lb •

Учитывая также, что Я_# =¦ Я_СТ4. —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 Мц_В и Лд_В — соответственно мощность и частота вращения, отно-134

Следовательно, к. п. д. при этом способе регулирования равен nJn_AB. 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 п_ъ и к. п. д. регулирующего устройства муфты r]_M = njni-Таким образом, ц_ПОд_н n.Jn_AB = 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]„ — QJQ_х и

H--^H*Q²/Ql    (4.43)

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

Q² = (а—Н„^)/Ь и Я* = Я_ет* — 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 rj_M >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. rj_M, 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*/«?*Я_ет*) 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 c_v ~ dqldT — du/dT. Е!сли же газ нагревается изобарически, то подводимое тепло идет также и на совершение работы; теплоемкость при постоянном давлении

_с —    ^d{l — ^d(^u + p^v) _ dt

^p    dT    dT    dT

Функция i = w + pv называется энтальпией.

Эффект Джоуля — Томсона — 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 v_t — К_г/2К_г; у\ = Л/,/2Л/,; y_t = mJ'Zm^ здесь t/_; — объем г-го компонента; N_t — число молей в объеме Im_t — масса г-го компонента. Учитывая, что VJN_iy т. е. объем одного моля, согласно закону Авогадро, для всех газов одинаковый, из выражений для Vi и y'i находим, что у\ = v_h т. е. мольные и объемные концентрации совпадают. Связь между мольной (объемной) и массовой концентрациями найдем из очевидных равенств: m_t = р_;Л/_; и где р.; — молекулярная масса г-го компонента; р — молекулярная масса газовой смеси. Разделив первое равенство на второе, получим y_t = (р^/р) y'i. Отсюда, если учесть, что 2г/_г — 1, получается формула для определения молекулярной массы газовой смеси: р =    или,

поскольку у\ = v_h 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^А_г и т. д.) показывают изотермическое сжатие в газовой фазе. По достижении объема v_A начинается конденсация. Горизонтальные участки Аф^ А₂Б₂ характеризуют двухфазное состояние. В точках Б_и Б₂ конденсация заканчивается; очень крутые ветви 5^!, Б₂Т₂ относятся к жидкой фазе. С увеличением температуры участок двухфазного состояния сокращается. Температура Т_кр, при которой линии Б₁А₁ и Б₂А ₂ сливаются в точку К, называется критической. Давление р_кр, объем К_кр и плотность р_кр, 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 Т_кр будет сжат до объема v_Kp (при этом давление будет равно р_кр), 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 р_хнеизменным. Газ будет расширяться и, согласно закону Гей-Люссака, его объем при температуре Т₂ будет V = У_гТ^Т_г. Газ, находящийся в состоянии 2, будем сжимать при постоянной температуре Т₂. Когда давление окажется равным р_1г в соответствии с законом Бойля—Мариотта будем иметь V = V., р₂1р_х. Поскольку в обоих случаях V — одна и та же величина (на рис. 5.2 она соответствует точке пересечения изобары 1—а и изотермы 2—в), получим V_XT₂IT_X-- V«p<Jp\ и далее p₁V_lIT₁ = 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/ц_Воч_Д = 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/р_кр и 77Т_кр называются приведенными (р_пр и Т_пр). Для смеси газов они берутся по отношению к средним критическим давлению и температуре, которые определяются по формулам р_кр = Еу,р_кр1-; Г_ир ¦= = 2UjTVp j.

Коэффициент сжимаемости газа любого состава можно определять по графику г = 2 (р„_Р, Т_ир) (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 р — соответственно 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 з_{нак МИН}у_С 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 d (рw*) = = 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)

(М — 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

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

^f 2Г'¹ V D    р    )

и далее после интегрирования МЪЯТ /. L

₂1п^Л,

" ^к z⁷²    \    D    р_к    )

где L — длина расчетного участка газопровода, начало и конец которого обозначены индексами «н» и «к». Второе слагаемое в скобках (2 In pJp_K) 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/^——D^b.    (5.10)

- ^Х/ zRTKL    ^v '

Здесь должны быть заданы давления р_и и р_к. 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 р_ст = pcJRT_cr, 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 2Т

где

_{к =} я_ у _

4 Рст

Формула для разности квадратов давлений примет вид

р² — р¹ =-.— ^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 Г_ст = 293 К, давление р_ст = 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 (dq_Bn) и выделившейся в результате трения (dq_Tp). Для газа, движущегося в трубопроводе, теплота, подведенная извне на участке dx,

dq_Bn= —knD(T—T₀)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?9J^T-To)d_X_ _{+    = 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 dq_TР, 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, dq_Tp и — dpiр сократятся. Это формально. Физический смысл здесь в том, что работа, затраченная газом на преодоление трения, тотчас же возвращается газу в виде теплоты dq_Tр. 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(T — T₀)dx!M=-di.    (5.13)

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

di

Вспомним, что (дИдТ)_р — с_р — 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 = D_t — коэффициент Джоуля — Томсона. Следовательно, (дИдр)_т = —CpDi и, далее, di = c_pdT—cj^idp. Введем это в (5.13) и разделим (5.13) на с_р:

knD (Т — Т_в) dx

dT-Didp.

Mc_D

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

dx

ния давления dp/dx == — (р_н—p_K)/L (линейный закон распределения давления). Затем, обозначив для краткости knD/(Mc_p) = 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 Т_н >Т₀ 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 Т_ср. 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 >Re_riep, 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- 10^я.    (5.21)

Di]

Из (5.20) и (5.21) получается выражение для расхода, соответствующего Re„_cp: <?псг> “• 0,219-10~^:,D²'⁵)]/(A^I'^,’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    Х_г    — 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, р_н, р_к 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,/Q_r, где Q, — фактическая пропускная способность-, Q_T — пропускная способность , вычисленная при коэффициенте гидравлического сопротивления Х_т и при значениях р_п, р_к, 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„-------Qх

^{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 =    Vp²_h-cQ²*.    (5.23)

Замечая, что согласно (5.11) cQ² = (р²_н—pfylL, 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, р_к (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 х_ср зависит от отношения давлений pJp_K. При изменении pJp_K от 1 до оо x_cpIL 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- В_афШО\

(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) q_lt q₂, q_a и т. д. заданы, известны, следовательно, расходы на участках будут Q_x, 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 р²_т_—р²_т = B₀Q²_mX_mLJD⁵_m; для конечного pi-1—рк = B₀QlKLJDl. Сложив эти уравнения, получим

k

P^H ft    Рг    Рз    Рт-1    Рт    /V/    Р_к

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 — р_н или р_к.

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 Q2_L

“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 1_э 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)⁵’² 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 k_p называется коэффициентом расхода газопровода: k_v — (D₃/Z)₀)²’⁶. Из сопоставления (5.34) и (5.33) следует, что k_p =

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

Для простого трубопровода диаметром D k_p — (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 А_р и D_a:

к = Do^,6Wr = DY/^L.

Как и D₃, коэффициенты k_p и и учитывают особенности конструкции рассчитываемого газопровода. Поэтому определение k_p 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 k_p 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, k_p 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, k_p

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 р²—р\, р²—р\, 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^р²_к = ^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, k_p 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&, k_pi или х_е, а при последовательном — LjD^, Ь_с/к² или 1/х², составляются в той же последовательности выражения, определяющие эти параметры. Следующий этап — определение численных значений D₃, k_p или х отдельных трубопроводов (ниток) затем блоков и, наконец, всего газопровода Способы приведения сложного газопровода к простому при помощи D₃, k_p 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 — k_pl. Участок х —двухниточный; диаметры ниток— Dj и D₂, коэффициент расхода k_pi2. Участки L—х и х соединены последовательно. Поэтому в соответствии с (5.39) будем иметь

где k_p — коэффициент расхода всего газопровода; коэффициент расхода k_pi следует считать известной величиной; коэффициент расхода ?_Р12 подлежит определению. Поскольку трубопроводы / и 2 соединены параллельно, согласно (5.36) k_pl2 = k_pl + k_P2 (как и k_pl, коэффициент k_P2—тоже известная величина). Получим

L L — х    х

(V + V)²

откуда

(5.40)

Теперь сравним пропускную способность газопровода с лупингом (Q) с пропускной способностью газопровода без лупинга (Q_x). При условии, что давления р„ и р_к до и после прокладки лупинга одинаковые, на основании формулы (5.34) можно написать, что коэффициент увеличения пропускной способности х = Q/Qx = k_p/k_pi. 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 р_к* (при неизменной пропускной способности Q).

В частном случае, когда диаметры магистрали и лупинга и D₂ одинаковые, к_р._г ----- k_vl и формулы (5.41) и (5.42) примут вид

(5.43)

Из уравнений

(5.44)

а при одинаковых диаметрах лупинга и магистрали (Z)_a = D_t)

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

L

х

\-( ^fepl V Рн“Рк

V ^р1 Ч" k р2 )

и при D₂ == D_v

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 k_pl на ?/г_р* и k_pl~\-k_p2 на ^k_pi.

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

L — х 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 L—х, 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/Q_n, где Q„_j — расход при отключении участка L—х одной из ниток на ремонт и Q_n — 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

| _ml_Z.    (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 [а (Дг.₂ I Az,) I, четвертое па ехр \а (Az₃ I Аг₃ + Дг_х) 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 г_н = 0, получим

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

^V    ^    afa-Zi-j)

3

Теперь воспользуемся формулой

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

(агг-х)⁸

2

]

a (21 —

“ 1 + ~(^г1 +^;ri-l)-

a (_Zi — _2<_!)

1 + аг_г_ 1 +

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

(5.49)

и далее

(5.50)

Здесь az_K учитывает влияние разности высот конечной и начальной точек газопровода на его пропускную способность. Чем выше расположена конечная точка по отношению к начальной (чем больше z_K), 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

— ^(z_t + z_i_₁)l_i = 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 _>z_B, 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

az_K 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 — fi_t2, з (Qb> рв» Рв> w))    (5.51)

где Q_a — расход; р_в — давление; р_в — 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_0л,    -7^=V    (⁵'⁵²>

P_bD₂^u    V ®2^и2    -\J^zaRTв)

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

Согласно (5.52) можно построить графики зависимости безразмерной мощности Ni/p_BD'iul от безразмерного расхода QJ(D\u₂) при различных числах Маха. Но поступают иначе. Поскольку D₂ — заданная величина, заменяют окружную скорость и_г 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 AVp_Brt³, 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: R_llp = 490 Дж/(кг-К); Т_ъ. пр = 288 К; 2_В. пр = 0,91 и п_пр — п_и (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: Т_в. _пр = 288 К; R_np = 500 Дж/(кг-К); ²_D._np =40.9i; n„= 5300 i/мин

где

п н п

pRunT

иp^J в. пр

(5.55)

ZbRT _d

V_; Q_a

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 Q_np и приведенную относительную частоту вращения («/«н)п_Р; при этом рабочий расход Q_np должен быть больше наименьшего, от которого начинаются кривые характеристики, не менее чем на 10 %; наименьший расход соответствует границе помпажа;

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

(AVp„)r,_P, а в зависимости от Q_np и (п/и,,),,_Р — степень сжатия; по найденной величине (AVp_B)n_P вычисляют согласно (5.55) и, прибавив сюда мощность jV_Mex, 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 Q_K. „_р и приведенную относительную частоту вращения:

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

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

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

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 = Ь₀(р_а2_вТ_в1Т„),

(5.58)

а и Ь₀ — опытные коэффициенты, зависящие от состава газа (R, г_в), температуры газа перед входом в нагнетатель Т_в 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 (Q_B) от степени сжатия е; а -= Q_a (при е ----- 1, b — учитывает влияние мертвого пространства).

Если объемный расход Q_u заменить коммерческим Q_K, 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 р_я и нагнетания р,_п КС при известных (и постоянных) значениях давления в начале и в конце р_к газопровода. Это можно сделать, решив совместно уравнения характеристик двух перегонов и КС газопровода

При этом предполагается, что коэффициент с, равный

^|6Р ст^гср^Гср^и

(5.61)

rt²rLo⁵

практически одинаков для первого и второго перегонов. Для его определения необходимо задаться в первом приближении значениями z_cp, Г_Ср и X. После определения Q, р_в и р_а1, 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 р_в), 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 = а₂Р²_в2 - b,fi²\ P²_h2 - P% + c₂/₂Q²;    (5.63)

Pln^^anPln-^bnQ'²’ Pin /'к : ^c,irR²-

Обозначив ijt = bi + Ci l_t 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:

= • • • ^й,р²в. (!>, ¦ • • ^а^-1 -I ^й,)Q²-    (⁵-⁶⁴)

Для конечной точки газопровода

Pi = ВД, - (? ^пЛ-14 «/„) Q²-

где П_; =    .    .    .    а_п.

Отсюда расход в системе КС — трубопровод

(5.65)

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

то

. о , ч а" — а . . .+а? + а)уг=-—у

1=2    ^а    —    ¹

и формула (5.65) станет проще

Q= д/(aⁿPS, —Рк)/(-7ТГ^{у +}    '    ⁽⁵’⁶⁶⁾

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 У_п)-    (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 (р_В1 или р,_п)', даже незначительное снижение этого давления приводит к ощутимому уменьшению пропускной способности газопровода (а » !)¦

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 р_л 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 р_в и р_н. 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 р_н = Phi-

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

= Pbi [а (1 —у_п /у) + yjy 1-

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

неизменным, то для перегона между последней КС и конечным пунктом газопровода р²_пi 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 (Ар_в) по сравнению с повышением давления нагнетания (Д/;„) определяется из сопоставления отношений давления (степеней сжатия). При неизменном расходе (р_а ч Ар_и)/(р_в -(¦ Д/;_и) -- pjp_a. Отсюда следует, что

(5.71)