Заполнение трубопровода высоковязкой нефтью

Заполнение вновь построенного трубопровода горячей высоковязкой нефтью - одна из самых ответственных операций при эксплуатации “горячих” трубопроводов. Перед началом закачки высоковязкой нефти трубопровод заполнен холодной водой после опрессовки.

Если вытеснять эту воду горячей высоковязкой нефтью, для которой предназначен трубопровод, нефть будет быстро (особенно в месте контакта с холодной водой) остывать, вследствие чего, вязкость ее сильно повысится или она застынет и закупорит нефтепровод.

Вновь построенный трубопровод, предназначенный для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей или нефтепродуктов с предварительным подогревом, можно пустить в работу двумя способами:

1. После предварительного прогрева трубопровода и окружающего

грунта маловязким низкозастывающим нефтепродуктом или водой.

2. Без предварительного прогрева.

Магистральные трубопроводы пускают в эксплуатацию, как правило, с предварительным подогревом. Наиболее целесообразно прогревать систему трубопровод-грунт водой, т.к. это требует в 3...4 раза меньше времени, чем при прогреве системы нефтью или нефтепродуктами (у воды больше теплоемкость, выше скорость течения). Другое дело, если достаточного количества воды нет - тогда выбирать не приходится.

Прогрев системы труба-грунт производится до такого состояния, при котором напора, развиваемого насосами, будет достаточно, чтобы высоковязкая нефть дошла до следующей насосной станции.

При прогреве трубопровода необходимо стремиться поддерживать температуру греющей жидкости на выходе из тепловой станции равной или, если позволяют теплообменники, несколько большей, чем начальная температура нефти. Это дает возможность проверить технологическое оборудование на термические напряжения и своевременно устранить возможные неисправности на стадии прогрева.

Применяют различные способы прогрева системы трубопровод-грунт:

1. Прямой прогрев.

2. Обратный прогрев.

3. Челночный прогрев.

4. Встречный прогрев.

При прямом прогреве(рис. 2.21, а) нагретаядо необходимой температуры маловязкая жидкость закачивается в трубопровод насосами головной перекачивающей станции. Температура трубы и окружающего ее грунта постепенно повышается. В результате новые порции маловязкой жидкости приходят на конечный пункт со все более высокой температурой. По истечении некоторого времени температура системы трубопровод-грунт станет достаточной для закачки высоковязкой нефти в трубопровод без опасения его “замораживания”.

При таком способе прогрева требуется значительное количество маловязкой жидкости на головной перекачивающей станции.

Обратный прогрев (рис. 2.21, б) применяют в тех случаях, когда в начале трубопровода отсутствуют источники воды или другой маловязкой жидкости, а также тогда, когда технологическая обвязка насосных станций позволяет вести перекачку с конечного пункта на головную станцию.

В этом случае конечные участки трубопровода будут иметь более высокую температуру, чем начальные. При последующей закачке в трубопровод горячей высоковязкой жидкости могут возникнуть значительные термические перенапряжения, способные привести к авариям на технологических трубопроводах перекачивающих станций (обвязка теплообменных аппаратов и насосов) и на линейной части трубопровода.

Подобное явление наблюдалось, при пуске нефтепровода Гурьев-Куйбышев. Его прогревали водой, которую закачивали со стороны Куйбышева. Все системы и обвязки в результате температурных расширений при обратном прогреве приняли вполне определенное положение.

Когда в трубу начали закачивать горячую мангышлакскую нефть со стороны Гурьева вся система в результате прогрева в прямом направлении начала занимать новое положение. При перемещении участков трубопровода некоторые врезки подводов к огневым подогревателям и насосным станциями были порваны. Заполнение трубопровода прекратили. За время ликвидации аварий (их было несколько) нефть в трубопроводе остыла, и произошло его “замораживание”. Выталкивание застывшей нефти в земляные амбары заняло значительное время.

Повторный пуск трубопровода в эксплуатацию был произведен летом при относительно высоких температурах грунта, окружающего трубопровод, и прошел нормально.

Объем греющей жидкости и темп прогрева системы при обратном прогреве примерно такие же, как и при прямом прогреве.

Челночный прогрев (рис. 2.21, в) заключается в том, что греющую жидкость закачивают сначала в прямом, затем в обратном направлении, снова в прямом и т.д. Поэтому он требует наименьшего объема теплоносителя. Начальный объем греющей жидкости составляет около двух объемов прогреваемого участка трубопровода (между тепловыми или насосными станциями).

Время челночного прогрева больше, чем прямого, за счет обратных перекачек. Однако при этом способе средняя по длине температура системы получается значительно выше, чем при прямом прогреве.

Сущность встречного прогрева (рис. 2.21, г) заключается в том, что греющую жидкость закачивают одновременно с двух сторон - с начала и с конца прогреваемого участка трубопровода. Где-то около его середины производят сброс греющей жидкости. Если это вода, то ее можно сбрасывать на грунт, в водоем и т.п. Иначе надо сооружать специальную резервуарную емкость.

Выбор того или иного способа прогрева системы “труба-грунт” должен быть обоснован технико-экономическими расчетами и технической возможностью его осуществления, например, все способы за исключением прямого прогрева, осуществимы только в том случае, если технологическая обвязка насосных агрегатов и оборудование позволяют вести обратную перекачку.

Экономическое сравнение вариантов проводят по стоимости прогрева, которая складывается из стоимости топлива для теплообменников, затрат на электроэнергию для привода насосов, стоимости греющей жидкости, а также затрат на ее доставку, хранение, восстановление качества после использования. Необходимо также учитывать сроки прогрева трубопровода каждым из способов и ущерб, который может быть причинен сбросом греющей жидкости по трассе трубопровода или возможной аварией из-за недостаточного прогрева системы труба-грунт.

Вопросы прогрева трубопроводов перед пуском в эксплуатацию исследованы П.И. Тугуновым и Н.А. Гаррис. В табл. 2.1 приведены результаты расчетов по применению различных способов прогрева участка трубопровода длиной 80 км и диаметром 426 мм. При этом показатели прямого прогрева приняты за единицу. Как видно, минимальные время прогрева и стоимость потребляемой электроэнергии характерны для встречного прогрева, а наименьшие объем теплоносителя и стоимость его подогрева будут при челночном прогреве. Наихудшим является обратный прогрев: он самый длительный, требует наибольшего объема теплоносителя и самый дорогой. Поэтому обратный прогрев следует применять только тогда, когда применение других способов прогрева исключено.

Таблица 2.1

Эффективность различных способов прогрева (L = 80 км, D=426х8 мм) ,(стоимость теплоносителя - 5 руб/м³, стоимость электроэнергии - 0,03 руб/кВт×ч)

Способы	Время	Объем	Стоимость прогрева
прогрева	прогрева	теплоносителя	потребляемой электроэнергии	теплоноситля	подогрева
Прямой
0,46 0,46 Встречный		0,92		0,92	0,81
0,58 0,73 0,59 Челночный	1,16		1,17
Обратный	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5

При всех выбранных способах прогрева последним этапом, завершающим прогрев трубопровода, должен быть прямой прогрев, (т.е. прокачка теплоносителя в прямом направлении), за которым следует вытеснение греющей жидкости непосредственно разогретой высоковязкой нефтью.

Существуют и другие способы пуска трубопроводов в эксплуатацию, когда предварительный прогрев системы “труба-грунт” не производится. Так, известен способ пуска нефтепроводов с применением разбавителя или депрессорных присадок, снижающих вязкость первой порции нефти, с помощью которой производится предварительный прогрев нефтепровода.

Для коротких теплоизолированных трубопроводов предварительный прогрев системы иногда можно не делать. Так, например, трубопровод НУНПЗ-ТЭЦ-2 в Уфе (L= 6,2 км, D = 273х9 мм) с теплоизоляцией из битумовермикулита толщиной 90 мм был пущен в эксплуатацию в марте 1979 г. без предварительного прогрева.

После испытаний работы трубопровода на воде и дизельном топливе в него закачали мазут марки 40 с расходом 60 м³/ч и начальной температурой 333 К. На конечный пункт мазут пришел с температурой 313 К.

При заполнении трубопровода высоковязкой нефтью необходимо обеспечивать такую подачу, при которой к моменту полного вытеснения теплоносителя из трубы потери на трение не превышали бы возможностей насосных станций. Оптимальная подача и температура подогрева вязкой нефти должны определяться на основании технико-экономических расчетов. При заполнении трубы высоковязкой жидкостью подачу нельзя снижать ниже минимальной. В период пуска не должны допускаться даже кратковременные остановки перекачки, т.к. все это может привести к “замораживанию” трубопровода.

Характер изменения потерь напора (давления на выходе станций) и конечной температуры вязкой жидкости при пуске изображен на рис. 2.22.

Рис. 2.22. Изменение потерь на трение и температуры нефти в конечном сечении трубопровода при его заполнении

высоковязкой жидкостью в процессе пуска

В процессе заполнения трубопровода высоковязкой нефтью происходит увеличение площади ее контакта со стенкой и потери напора на трение постепенно возрастают. В момент t_з достижения фронтом заполняющей жидкости конечного сечения трубопровода потери напора (давление на выходе станций) достигают максимума. При дальнейшей перекачке новые порции нефти приходят на конечный пункт со все более высокой температурой, т.к. система “трубопровод-грунт” постепенно прогревается. В результате этого потери напора на трение уменьшаются. Величины Т_к(t) и Н_t(t), изменяясь во времени, постепенно приближаются к своим значениям Т_к¥ и Н_t¥ при стационарных условиях перекачки.

Остановки перекачки

При эксплуатации “горячего” нефтепровода неминуемы его остановки. Они могут быть вызваны аварией на одном из участков, необходимостью выполнения ремонтных работ, перебоями в подаче нефти на головную нефтеперекачивающую станцию и др. причинами.

Остановки перекачки могут быть связаны и с характером эксплуатации “горячего” нефтепровода. Трубопроводы проектируются для работы в течение не менее 30 лет. Так как в первые и, наоборот, последние годы разработки месторождений объемы добычи нефти обычно меньше, чем при полном развитии промыслов, то в это время нефтепроводы работают с пониженной производительностью. При “горячей” перекачке эта производительность не может быть меньше некоторой минимальной величины. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации “горячих” трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается. В данном случае под циклом понимается период времени, включающий длительность одного интервала непрерывной перекачки и одного интервала простоя.

Чем больше число циклов перекачки, тем меньше должна быть вместимость резервуаров для накапливания нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит потребуется меньше затрат на них. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефтепровода (вытеснение остывшей нефти и прогрев системы труба-грунт). При уменьшении числа циклов картина обратная. Оптимальным является число циклов, соответствующее минимуму суммарных затрат.

При остановках перекачки высоковязкая нефть, оставленная в трубопроводе, постепенно остывает, вязкость ее повышается, а потери напора при возобновлении перекачки резко возрастают. Они максимальны в момент пуска трубопровода (рис. 2.23), когда весь он заполнен остывшей нефтью.

По мере замещения остывшей нефти разогретым продуктом потери на трение в трубопроводе быстро уменьшаются. После вытеснения из трубы всей остывшей нефти темп снижения потерь напора на трение снижается, а само уменьшение Н_t связано с прогревом системы “труба-грунт” горячей нефтью. По мере снижения величины Н_t происходит ее асимптотическое приближение к потерям напора при стационаром режиме перекачки.

Продолжительность остановки “горячего” нефтепровода должна быть такой, чтобы максимальные потери напора при пуске не превышали напора, развиваемого насосными агрегатами, и давления, которое может выдержать труба. В противном случае произойдет “замораживание” трубопровода, ликвидация которого связана со значительными потерями нефти и большими денежными затратами.

Время, по истечении которого возобновление перекачки высоковязкой нефти происходит без осложнений, т.е. потери на трение не превышают возможностей насосной станции, называется безопасным временем остановки “горячего” трубопровода. Для расчета безопасного времени остановки “горячих” трубопроводов используются зависимости, полученные П.И. Тугуновым.

Если фактическое время остановки превышает безопасное, то вязкая нефть должна быть вытеснена из трубопровода маловязкой жидкостью (нефтью, нефтепродуктом, водой).