Реологические свойства высоковязких

Реологические свойства высоковязких

И высокозастывающих нефтей

Реологическиминазываются свойства жидкостей, от которых зависит характер их течения.

До сих пор мы говорили только о ньютоновских жидкостях. К ним относятся вода, светлые нефтепродукты, нефти с низким содержанием парафина и смол, парафинистые нефти при высокой температуре. Объединяет их в один класс ньютоновских жидкостей одинаковый вид зависимости напряжения сдвига t (напряжение сил трения на поверхности соприкосновения слоев жидкости) от градиента скорости по радиусу (скорости сдвига). Графическое изображение этой зависимости называется кривой течения жидкости (рис. 2.1).

Для ньютоновских жидкостей кривая течения имеет вид прямой, выходящей под углом из начала координат, и описывается уравнением Ньютона

, (2.1)

где коэффициент пропорциональности m, характеризующий угол наклона кривой течения, есть ни что иное как динамическая вязкость жидкости.

Модуль скорости сдвига в данном уравнении появляется из-за того, что отсчет текущего радиуса r ведется от оси трубы и поэтому величина

< 0, тогда как t - величина только положительная.

Пользуясь этими зависимостями легко получить характер распределения касательных напряжений по сечению трубопровода: t = 0 на оси и t = t_max на стенке трубы. Для характеристики реологических свойств ньютоновских жидкостей достаточно знать их вязкость, плотность и температуру застывания (замерзания).

Значительно большое количество жидкостей отнесено к классуненьютоновских. В него объединены все те жидкости, кривая течения которых отличается от кривой 1.

Неньютоновские жидкости, в свою очередь, делятся на

- пластичные (или бингамовские);

- псевдопластичные;

- дилатантные.

Кривые их течения обозначены индексами соответственно 2, 3, 4.

Как видно из рисунка, течение бингамовских жидкостей начинается только после создания определенного напряжения t_о, называемого начальным напряжением сдвига. При меньших, чем t_о, напряжениях такие жидкости ведут себя, как твердые тела, а при больших - как ньютоновская жидкость, для которой напряжение сдвига равно t - t_о. Из характера кривой течения нетрудно видеть, что для бингамовского пластика зависимость напряжения от скорости сдвига, описывается уравнением

. (2.2)

Это уравнение Шведова-Бингама. Здесь h - так называемая пластическая вязкость (аналог динамической вязкости при ).

Для псевдопластичных и дилатантных жидкостей в широком диапазоне изменения скорости сдвига можно применять степенную зависимость напряжения от скорости сдвига

или , (2.3)

где К и n - постоянные для данной жидкости коэффициенты. Коэффициент К называется характеристикой консистентности, а n -индексом течения.

Из характера кривых течения нетрудно видеть, что для псевдопластиков n < 1, а для дилатантных жидкостей n > 1. Кроме того, видно, что уравнение кривой течения ньютоновских жидкостей представляет собой частный случай уравнения (2.3) когда К = m, а n = 1. Отсюда становится ясным физический смысл коэффициентов: К - коэффициент, характеризующий вязкость жидкости; n - показатель степени, характеризующий меру отклонения поведения жидкости от ньютоновского.

Обобщает все вышеназванные зависимости реологическая модель Балкли-Гершеля

. (2.4)

Кривые течения 2 и 3 характерны для парафинистых нефтей и нефтепродуктов при температурах, близких к температуре их застывания или замерзания. При высоких температурах они ведут себя как ньютоновские жидкости. Так исследования реологического поведения топочного мазута М-100 и ряда вязких масел показало, что они сохраняют ньютоновское поведение при следующих температурах: мазут - выше +35 ^оС, трансмиссионные масла летнее и зимнее, авиационное масло МС-20 - выше +10 ^оС, цилиндровое 52, компрессорное масло КС-19 и автомобильное АС-10 - выше 0 ^оС.

Изменение характера кривых течения при изменении температуры связано с происходящими в жидкостях внутренними преобразованиями. При высоких температурах парафин полностью растворен в жидкости и не оказывает влияние на ее реологическое поведение. При снижении температуры - он начинает выкристаллизовываться из жидкости. Этот процесс идет сначала на молекулярном уровне и заключается в упорядочении расположения молекул растворенного вещества. Затем появляются очень мелкие кристаллики парафина. При приближении температуры к температуре застывания t_з число и размеры кристалликов настолько увеличиваются, что они образуют пространственную решетку по всему объему жидкости.

Итак, для характеристики реологических параметров неньютоновских нефтей надо дополнительно знать величины начального напряжения сдвига, пластическую вязкость, характеристики консистентности и индекса течения.

Во многих случаях бывает целесообразно рассматривать неньютоновскую жидкость как условную ньютоновскую с динамической вязкостью равной эффективной вязкости

. (2.5)

С геометрической точки зрения эффективная вязкость (рис. 2.1)равна тангенсу угла наклона линии, проведенной из начала координат в точку на кривой течения, соответствующую расчетному градиенту скорости сдвига . Благодаря этому приему, многие расчеты трубопроводов можно вести по формулам, справедливым для ньютоновских жидкостей.

2.2. Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей

Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов затруднен из-за их повышенной вязкости, высокой температуры застывания и других реологических особенностей. Высокая величина коэффициента гидравлического сопротивления при температуре окружающей среды вызывает необходимость сооружения большого числа насосных станций, что экономически не всегда целесообразно. Поэтому наряду с обычной изотермической перекачкой применяют и другие методы транспорта таких нефтей:

1. Гидроперекачку.

2. Перекачку с предварительным улучшением реологических свойств (путем механического воздействия, с помощью добавления жидких разбавителей, газонасыщения, присадок, термообработки).

3. Перекачку с подогревом.

Поясним причину уменьшения гидравлического сопротивления при их применении. Для жидкости, заполняющей трубопровод диаметром D и длиной L, условие равномерного движения под действием перепада давления DР имеет вид

где t_w - касательные напряжения на стенке.

Откуда

,

т.е. связь между DР и t_w - прямопропорциональная.

Из уравнения кривой течения

видно, что касательные напряжения на стенке прямопропорциональны величине эффективной вязкости жидкости, контактирующей со стенкой трубопровода. В способе гидроперекачки вместо высоковязкой нефти со стенкой контактирует вода. А в способах перекачки с предварительным улучшением реологических свойств и с подогревом эффективная вязкость высоковязких нефтей понижена.

Гидроперекачка

Гидроперекачкойназывают совместную перекачку высоковязких нефтей с водой. Известно несколько способов гидроперекачки:

1. Перекачка нефти внутри водяного кольца.

2. Перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа “нефть в воде” (н/в).

3. Перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока.

Первый способ заключается в том, что в трубопровод одновременно закачивают воду и вязкую нефть так, чтобы последняя двигалась внутри водяного кольца. Создание подобного кольца достигается различными путями - применением винтовой нарезки заводского изготовления (аналог: ствол нарезного оружия) или приваренных по спирали металлических полос (проволоки) необходимых размеров и с заданным шагом (рис. 2.2 а), подачей воды через кольцевые муфты с тангенциальными отверстиями, расположенными перпендикулярно потоку нефти (рис. 2.2 б), прокладкой нефтепровода с перфорированными стенками внутри трубопровода большего диаметра и прокачкой воды между ними (рис. 2.2 в).

Некоторое распространение получили лишь первые два способа создания кольцевого слоя воды.

Еще в 1906 г. Т.Д. Исаакс осуществил в США совместную перекачку тяжелой асфальто-смолистой калифорнийской нефти (r = 980 кг/м³; n = 20×10^-4... 30×10^-4 м²/с) с водой по трубопроводу ( D = 0,076 м, L = 804 м), к внутренней стенке которого была приварена спирально свернутая проволока, обеспечивающая винтовое движение потока. Возникающие при этом центробежные силы отбрасывают более тяжелую воду к стенкам трубы. Максимальная производительность трубопровода с постоянным перепадом давления была достигнута при соотношении нефти и воды 9:1.

Рис. 2.2. Гидроперекачка нефти внутри водяного кольца

а- с применением винтовой нарезки; б- с применением кольцевых муфт; в- с использованием перфорированного трубопровода

Результаты эксперимента впоследствии были использованы для строительства промышленного трубопровода D = 0,203 м и L = 50 км. Винтовая дорожка в нем имела высоту 0,024 м и шаг 3,05 м.

Теоретически такой способ гидротранспорта высоковязких и парафинистых нефтей был изучен В.И. Черникиным и его учениками. В результате расчетов было показано, что производительность трубопровода по нефти увеличивается при гидроперекачке в 14...16 раз по сравнению с изотермической перекачкой одной нефти. Однако широкого распространения данный способ гидротранспорта не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб, их засорения. При отсутствии же нарезки вследствие разности плотностей нефти и воды последняя занимает положение у нижней образующей трубы и эффект от гидроперекачки резко снижается.

Перекачку высоковязкой нефти по схеме, приведенной на рис. 2.2 б, применяет компания Shell Oil Co.: по трубопроводу диаметром 150 мм и длиной 39 км транспортируют нефть вязкостью 50000 мм²/с при 38 ^оС. Поток содержит 70 % нефти и 30 % воды. Производительность перекачки 4300 м³/сутки. Установлено, что структура потока, в котором вязкая нефть движется внутри воды сохраняется при скорости потока не более 0,92 м/c.

С увеличением дальности перекачки неизбежно произойдет гравитационное расслоение нефти и воды, что приведет к резкому увеличению перепада давления в трубопроводе.

Сущность другого способагидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа “нефть в воде”. Частицы нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти с внутренней поверхностью трубы не происходит (рис. 2.3 а).

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Устойчивость эмульсии типа “нефть в воде” зависит от характеристики и концентрации ПАВ, температуры, режима течения, соотношения воды и нефти в потоке.

Уменьшение объема воды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. При увеличении объема транпортируемой воды устойчивость эмульсии повышается, но возрастают энергозатраты на перекачку балласта (воды). В результате экспериментов было установлено, что минимальное количество воды должно составлять около 30 % от общего объема транспортируемой смеси.

Недостатком данного способа гидроперекачки является опасность инверсии фаз, т.е. превращения эмульсии типа “нефть в воде” в эмульсию типа “вода в нефти”(рис. 2.3 б), при изменении скорости или температуры перекачки. Транспортирование водонефтяных эмульсий по трубопроводам с промежуточными насосными станциями также нежелательно, поскольку в насосах происходит диспергирование фаз и такие эмульсии затем трудно разрушить.

Эмульсии типа “н/в” транспортируются только по промысловым трубопроводам: от скважины до установок подготовки нефти. В учебниках, как пример такого способа гидроперекачки, приводится магистральный нефтепровод Танджунг-Баликпапан в Индонезии (D = 500 мм, L = 238 км, годовая производительность 3,7 млн.т, число перекачивающих станций - 3). Однако нефть и вода смешиваются в смесителе перед закачкой в этот трубопровод при температуре грунта (301...302 К), которая значительно ниже температуры застывания нефти (318,8 К). В результате в смесителе образуется не эмульсия, а суспензия, т.к. частицы такой нефти при температуре смешения представляют собой твердые гранулы. Видимо этим и объясняется длительная успешная работа данного магистрального нефтепровода.

Наконец, третий способ гидроперекачки - это перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока (рис. 2.4).

Рис. 2.4. Структурные формы водонефтяного потока при

послойной перекачки нефти и воды

а- линзовая; б- раздельная с плоской границей; в- раздельная с

криволинейной границей; г- кольцевая экоцентричная;

д- кольцевая концентричная

Обычно его иллюстрируют так: нефть и вода, движущиеся в трубопроводе, имеют плоскую границу раздела. За счет того, что часть периметра трубы контактируется с менее вязкой водой увеличивается производительность трубопровода или при том же расходе нефти уменьшается перепад давления. На самом деле совместное течение нефти и воды без искусственного вмешательства характеризуется несколькими структурными формами течения, переходящими одна в другую по мере изменения скорости.

Каждая структурная форма течения устанавливается самопроизвольно как только достигаются условия для ее существования.

Любопытна связь структурных форм водонефтяного потока с величиной гидравлического уклона. Согласно экспериментальным исследованиям Ф.М. Галина, она такова (рис. 2.5).

Смена структурных форм происходит тогда, когда у системы есть возможность за счет внутренних изменений занять положение с меньшей внутренней энергией (2-й закон термодинамики).

Такой способ гидроперекачки применяется только на коротких трубопроводах. Нефтепровод Коштар-Ляльмикар в Узбекистане (D = 200 и 168 мм, L = 26 км) был пущен в июне 1974 г для обычной перекачки коштарской нефти (r = 959 кг/м³, Т_заст. = 298 К). Однако в августе того же года, несмотря на жаркие климатические условия южного Убекистана, он был “заморожен”. Гидроперекачка по нему со свободным вводом фаз в трубопровод оказалась весьма эффективной. За 2 года эксплуатации был получен экономический эффект в размере 100 тыс.руб. по сравнению с перекачкой чистой нефти.

Для перекачки высоковязкой смеси нефтей месторождения Камышлджа и Окарем (Туркмения) институтом ВНИИСПТнефть опробована технология гидроперекачки с использованием воды Каспийского моря).

2.2.2. Перекачка с предварительным улучшением реологических

С депрессорными присадками

Применение депрессорных присадок (депрессаторов) - веществ, уменьшающих температуру застывания, вязкость и предельное напряжение сдвига высокозастывающих парафинистых нефтей - один из перспективных способов их транспорта.

Депрессорные присадки уже давно применяются для снижения температуры застывания масел. Однако для нефтей эти присадки оказались малоэффективны.

Типичным природным депрессатором являются асфальто-смолистые вещества, содержащиеся в нефти. Поэтому одним из способов улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей является добавка к ним продуктов, богатых асфальто-смолистыми веществами - гудрона, битума и др.

Значительно больший эффект улучшения реологических свойств достигается при применении специально полученных присадок. Для высокопарафинистых нефтей эффективными депрессаторами являются созданные в нашей стране присадки ДН-1 и ВЭС – 503, представляющие собой полимерные поверхностно-активные вещества. За рубежом получили распространение присадки типа “Paramins”, разработанные фирмой “Эссо Кемикл”. Их добавляют к нефтям в количестве 0,02...0,15% масс. По внешнему виду они представляют собой парафинообразную массу, приобретающую подвижность лишь при 50...60 ^оС.

Полимерные присадки вводятся в нефть при температуре 60...70 ^оС, когда основная масса твердых парафинов находится в растворенном состоянии. Если это сделать при температурах ниже температуры кристаллизации парафина, то эффект от обработки нефти присадкой будет низким. Однако последующий нагрев нефти до температуры выше температуры плавления парафинов вновь повышает эффективность депрессатора.

Замечено, что на эффективность действия присадок существенно влияют также интенсивность перемешивания и темп охлаждения нефти. Если охлаждение обработанной депрессатором нефти происходит при турбулентном режиме течения ее реологические свойства несколько хуже, чем при охлаждении в ламинарном режиме. Влияние условий охлаждения связано, по-видимому , с эффектом термообработки, а не с действием присадки.

Механизм действия присадок (депрессаторов) в настоящее время не совсем ясен. Предполагается, что молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту. В результате образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти.

Положительный опыт применения депрессаторной присадки ДПН – 1 накоплен в АО «Северные магистральные нефтепроводы». Благодаря ее введению в диапазоне температур перекачки предельное направление сдвига уменьшается в 10 раз, пластическая вязкость в 1,8…2,2 раза, а температура застывания снижается с + 6…8 до – 8…-12 ^оС. В целом по своему воздействию на перекачиваемую нефть ДНП – 1 превосходит зарубежные аналоги, но стоит значительно дешевле.

Уменьшение затрат на обработку присадкой достигается тем, что она вводится в еще неостывшую нефть, поступающую с установок ее подготовки в НГДУ.

Применение присадки ДПН – 1 в зимний период позволило увеличить пропускную способность отдельных участков нефтепровода Уса – Ухта – Ярославль до 87,5 %. При этом одновременно произошло уменьшение перепада давления на перекачку.

Положительно сказалось применение присадки и на величине давления, необходимого для возобновления перекачки после остановок нефтепровода. Так, до обработки присадкой, пуск трубопровода после остановки зимой на 2…3 сут происходил при значении пускового давления, в 1,8…2 раза превышающем рабочее давление при стационарной перекачке, а выход его на прежний режим составлял 1…2 сут. Пуск же нефтепровода, заполненного нефтью, обработанной происходит, при той же длительности простоя происходит при давлении, практически равном рабочему давлению стационарного режима, а выход трубопровода на режим происходит всего за 2…3 ч. Это говорит о том, что высокозастывающая нефть, обработанная депрессорной присадкой, становится ньютоновской жидкостью, длительное время сохраняет эффект обработки и при остановке нефтепровода в ней не образуется кристаллическая решетка.

Нефти, обработанные присадками, перекачиваются в настоящее время по западно-европейским трубопроводам Роттердам-Рейн, Иль-де-Франс, Финнар-Гринжемаут. Благодаря введению присадок в количестве 0,12...0,15 % масс., удалось снизить величину пластической вязкости в 2...4 раза и динамическое напряжение сдвига в 50...70 раз (при температуре перекачки 277...288 К). Наличие в нефти присадок существенно облегчает пуск нефтепровода после остановок. Так даже после 13 суток простоя нефтепровода Финнар-Гринжемаут его удалось пустить без каких-либо осложнений.

При введении присадок в нефть, в основном, стараются обеспечить их равномерное распределение по всему объему. Однако при этом расход присадок велик и затраты на них значительны. Известны разработки, когда в целях удешевления транспортировки высокопарафинистой нефти присадкой обрабатывают не всю нефть, а только кольцевой пристенный слой, устойчивость которого необходимо поддерживать. такие работы выполнялись во ВНИИСПТнефть О.В. Сазоновым и Ю.А. Сковородниковым.

Трубопроводе

Поскольку в “горячих” трубопроводах в результате изменения температуры по длине непрерывно изменяется вязкость нефти, то пользоваться формулами по расчету потерь напора, полученными для случая изотермической перекачки, можно лишь на бесконечно малом участке длиной dx (где температуру нефти можно считать постоянной), то есть

, (2.20)

где n(x) - кинематическая вязкость нефти на расстоянии х от пункта

подогрева;

D_r(х) - поправка на неизотермичность потока в радиальном

направлении в том же сечении.

Интегрируя левую часть данного выражения от 0 до h_t, а правую - от 0 до х, получим

. (2.21)

Интеграл в правой части данного выражения, деленный на х, есть среднеинтегральная вязкость нефти в степени m на участке длиной х, т.е.

. (2.22)

Следовательно, мы можем переписать (2.21) в виде

,

что совпадает с уравнением для расчета потерь напора при изотермической перекачке нефти с температурой Т_ср.

Таким образом, задача определения потерь напора в “горячем” трубопроводе сводится к вычислению среднеинтегральной вязкости нефти.

Примем для простоты D_r(х) = D_r = const по всей длине участка с одним режимом течения. Тогда, используя формулу Филонова-Рейнольдса, можем переписать (2.22) в виде

.

Величина Т(х) описывается формулой (2.14). Однако для простоты примем, что g » 0. Такое допущение возможно по двум причинам. Во-первых, величина g, как правило, невелика. А во-вторых, допущение о том, что g » 0, идет в запас расчета величины h_t. Соответственно получим

. (2.23)

Чтобы решить данный интеграл сделаем замену переменной, обозначив е^-ах = y. Тогда и .

С учетом этого

. (2.24)

Полученный интеграл является табличным - это интегральная показательная функция, или функция Эйлера Е_i. Подставляя пределы интегрирования находим

. (2.25)

Выражая n_о через кинематическую вязкость нефти при начальной температуре и принимая во внимание, что произведение ах есть число Шухова Ш_у для участка трубопровода длиной х, после подстановки (2.26) в (2.21) получаем

, (2.26)

где h_t(Т_н) - потери напора при изотермической перекачке нефти с

температурой Т_н;

D_l - поправка на неизотермичность потока по длине трубопровода

. (2.27)

Если в трубопроводе имеет место только один режим течения, то в формулу (2.27) вместо Т(х) надо подставить Т_к. Если же режим течения смешанный, то общие потери напора на участке между пунктами подогрева находятся как сумма потерь на участках с турбулентным и ламинарным режимами, что дает

, (2.28)

где i(Т_н) - гидравлический уклон при изотермическом течении нефти с температурой Т_н;

, - поправки на неизотермичность потока по радиусу

соответственно при турбулентном и ламинарном режимах,

» 1 и » 0,9;

- поправки на неизотермичность потока по длине при этих же режимах ; (2.29)

;

- числа Шухова для участков соответственно с турбулентным и ламинарным течением, и .

С учетом местных сопротивлений потери напора между пунктами подогрева составят

.

Характер изменения напора и температуры нефти между перекачивающими станциями горизонтального “горячего” трубопровода показан на рис. 2.15. Пусть напор на выходе из насосной станции (без учета подпора) равен Н_ст. На каждом перегоне между пунктами подогрева ТС он уменьшается на величину h. Поскольку нефть, движущаяся в трубопроводе, постепенно остывает, гидравлический уклон с удалением от ТС становится все больше. После нагрева нефти на следующем пункте подогрева характер изменения напора по длине трубопровода повторяется.

Как определить гидравлический уклон в “горячем” трубопроводе? По определению, это потери напора на единице длины, т.е.

.

Следовательно, гидравлический уклон численно равен первой производной от потерь напора по х. Геометрический смысл производной, как известно из курса высшей математики, это тангенс угла наклона касательной к кривой H(x). Следовательно, для определения гидравлического уклона в “горячем” трубопроводе надо провести касательную к кривой Н(х) в интересующем течении и найти тангенс угла ее наклона.

Трубопроводе

Расчетное число пунктов подогрева равно отношению полной длины трубопровода L к расчетному расстоянию между ними , т.е. . Если принять для простоты К_л » К_т = К (что идет в запас расчета), то

и соответственно

. (2.30)

Из данного выражения следует, что расчетное число пунктов подогрева при прочих равных условиях прямопропорционально полному коэффициенту теплопередачи и площади поверхности трубопровода pDL, а также обратнопропорционально массовому расходу нефти M.

Расчетное число насосных станций n¢ находится как отношение полных потерь напора к напору одной станции, т.е.

. (2.31)

Алгоритм расчета n¢ следующий:

1) определяют расчетное число пунктов подогрева ;

2) находят критическую температуру нефти Т_кр при проектном расходе;

3) вычисляют протяженность участков с турбулентным l_т и ламинарным l_л режимами течения нефти;

4) определяют потери напора на этих участках и в целом на перегоне между пунктами подогрева;

5) находят n¢.

Найденное число насосных и тепловых станций округляется до целых чисел (N_тс и n соответственно). Округление числа станций лучше производить в большую сторону, т.к. это ведет к повышению надежности работы “горячих” трубопроводов в особых случаях (остановка станций, пуск трубопровода и др.).

Теперь рассмотрим, как выполнить расстановку насосных и тепловых станций по трассе “горячего” трубопровода.

Пусть по расчету получено, что n = 4 и N_тс = 8. Поскольку изменение температуры нефти не зависит от профиля трассы, то пункты подогрева предварительно распределяем по трассе равномерно, через равные расстояния (рис. 2.19).

При расстановке насосных станций мы могли бы воспользоваться методом Шухова, заменив гидравлический треугольник фигурой с параболическим характером изменения напора. Однако построить точно такую фигуру мы не можем, т.к. не знаем мест расположения насосных станций, а значит протяженности участков с турбулентным и ламинарным течением.

Таким образом, решение задачи расстановки насосных станций необходимо производить методом последовательных приближений. Однако даже после этой трудоемкой работы нам придется заняться уточнением мест размещения пунктов подогрева. Дело в том, что их по возможности стараются совмещать с насосными станциями, чтобы уменьшить затраты в социально-культурную сферу.

Рис. 2.19. Расстановка насосных станций и пунктов подогрева по трассе “горячего” трубопровода с использованием величины среднего гидравлического уклона

А после перемещения пунктов подогрева придется соответственно уточнять начальную и конечные температуры нефти, чтобы напора станций хватило на ведение перекачки. Стоило ли столько мучиться, определяя местоположение насосных станций?

Профессор Новоселов В.Ф. предложил упростить расстановку насосных станций, применив понятие среднего гидравлического уклона l_ср, который получается соединением концов параболы падения напора. Определяется он по формуле

.

В горизонтальном или проложенном по слабопересеченной местности трубопроводе применение i_ср не приводит к погрешностям в определении мест расположения насосных станций.

Основываясь на предложении В.Ф. Новоселова, соединим начальную А и конечную F точки трубопровода прямой линией и разделим ее на число насосных станций (в нашем случае 4). В начальной точке трубопровода откладываем напор станции Н_ст. Соединив полученную точку с точкой В, в месте пересечения с профилем получаем место расположения насосной станции № 2. Аналогично находим месторасположение остальных насосных станций.

Как видно, совпадают места расположения только головной насосной станции и первого пункта подогрева. Их объединяем в насосно-тепловую станцию НТС1. Аналогично и другие насосные станции целесообразно объединить с пунктами подогрева.

Как произвести расстановку остальных пунктов подогрева? Простейшее решение - распределить равномерно пункты подогрева на каждом перегоне между насосными станциями.

Для каждого перегона между насосными станциями справедливо уравнение баланса напоров

,

где - число пунктов подогрева на i-том перегоне.

Отсюда потери напора на участке между пунктами подогрева равны

,

а расстояние между пунктами подогрева

,

где l_i - длина i-ого перегона между насосными станциями.

Для уточнения температур Т_н и Т_к для каждого участка между пунктами подогрева необходимо решить систему уравнений

.(2.32)

Найденные значения Т_н и Т_к должны удовлетворять неравенствам

Т_н £ [Т_н] и Т_к ³ [T_к],

где [Т_н], [T_к] - соответственно максимально допустимая начальная и ми

нимально допустимая конечная температуры нефти в трубопроводе.

Из рис. 2.19 видно, что, если превышать первоначальное значение Т_н нельзя, такой метод приводит к некоторому увеличению числа пунктов подогрева.

Трубопроводов

Эксплуатация “горячих” трубопроводов сопряжена со значительными трудностями.

При выводе формулы Шухова, потерь напора в “горячем” трубопроводе, определении толщины тепловой изоляции и решении других задач, мы полагали режим перекачки стационарным, т.е. расход, температурный режим и др. параметры постоянным. неизменными во времени. На самом деле значительную часть времени “горячие” нефтепроводы работают в нестационарном тепловом и гидравлическом режимах.

Одной из причин нестационарности является сезонное изменение температуры грунта, окружающего трубопровод. При сохранении неизменной начальной температуры нефти характер изменения ее конечной температуры такой же, как и температуры грунта (сдвиг по фазе равен нулю), но амплитуда колебаний Т_к меньше, чем у Т_о. Изменение температурного режима, в свою очередь, приводит к изменению расхода в трубопроводе, т.е. к гидравлической нестационарности.

Другая причина нестационарности связана с остановками перекачки. Такие остановки могут быть плановыми (при циклической эксплуатации “горячего” трубопровода, при проведении плановых ремонтов и т.д.) и внеплановыми (аварии, прекращение энергоснабжения, переполнение резервуарной емкости в конце нефтепровода и др.). В обоих случаях нефть в остановленном трубопроводе и грунт вокруг него постепенно остывают. При последующем пуске “горячего” трубопровода происходит вытеснение остывшего продукта разогретым (аналог последовательной перекачки) и увеличение расхода в трубопроводе. Однако даже после завершения замены остывшей нефти на разогретую выход трубопровода на стационарный режим не произойдет. Расчеты показывают, что только через несколько суток (около 10) температура перекачиваемой жидкости становится близкой к стационарной величине (80...90 % от температуры стенки). Все это время одновременно с прогревом трубопровода идет процесс прогрева окружающего грунта. При этом следует иметь в виду, что прогревается не весь массив грунта, окружающего трубопровод, а только кольцо грунта толщиной 10...20 см вокруг трубы. Для поддержания примерно постоянного температурного режима перекачки достаточно, чтобы вокруг трубы был прогрет небольшой слой грунта. Однако этот режим очень далек от стационарного. Трубопровод в таком состоянии нельзя останавливать на значительное время, не опасаясь его “замораживания”. По этой же причине нельзя снижать температуру подогрева и расход перекачиваемой жидкости.

Для полного прогрева грунта вокруг трубопровода требуется 2000...3000 часов. Так что стационарного режима работы “горячие” трубопроводы практически не достигают. Можно говорить лишь об условностационарном режиме.

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, п