Технологические особенности эксплуатации газонефтепроводов

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Технологические особенности эксплуатации газонефтепроводов



1. Основные понятия и определения

Области применения различных видов транспорта нефти, нефтепродуктов и газа

Различные виды транспорта энергоносителей применяются как в чистом виде, так и в комбинации друг с другом.

Транспортировка нефти

Нефть доставляют всеми видами.

Возможных схем доставки нефти на НПЗ всего пять:

1) использование только магистральных нефтепроводов;

2) использование только водного транспорта;

3) использование только железнодорожного транспорта

4) сочетание трубопроводного транспорта нефти с водным, либо железнодорожным

5) сочетание водного и железнодорожного транспорта друг с другом.

Транспортировка газа

В нашей стране практически весь газ транспортируется потребителям по трубопроводам. Исключение составляют сжиженные гомологи метана (этан, пропан, бутаны), транспортируемые танкерами, а также в цистернах или баллонах.

Транспортировка нефтепродуктов

Перевозки нефтепродуктов осуществляются железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным транспортом. Причем, по трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят все виды нефтепродуктов.

При использовании трубопроводного транспорта нефтепродукты поступают с НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются по магистральному нефтепродуктопроводу. В конце МНПП находится крупная нефтебаза откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичная реализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этого производятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожных цистерн, либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений на дальность перевозок.

Другой способ - налив нефтепродуктов в автоцистерны непосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этом случае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а, следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки, тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтому автомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальности перевозок.

Что относится к оборудованию линейной части магистрального трубопровода

Трубопровод магистральный - единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя здания, сооружения, его линейную часть, в том числе объекты, используемые для обеспечения транспортировки, хранения и (или) перевалки на автомобильный, железнодорожный и водный виды транспорта жидких или газообразных углеводородов, измерения жидких (нефть, нефтепродукты, сжиженные углеводородные газы, газовый конденсат, широкая фракция легких углеводородов, их смеси) или газообразных (газ) углеводородов, соответствующих требованиям законодательства Российской Федерации.

Линейная часть магистрального трубопровода включает в себя собственно трубу с линейной арматурой, переходы через естественные и искусственные препятствия - реки, овраги, горы, железные и автомобильные дороги, линии связи.

Оборудование линейной части - задвижки, краны, вантузы, редукционные устройства и др.

Арматура запорная - арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.

Запорные краны могут устанавливаться на любых трубопроводах. Все краны подразделяются на две основные группы -- шаровые и пробковые.

Запорная заслонка представляет собой трубопроводную арматуру, в которой запорный орган выполнен в виде диска, вращающегося вокруг своей оси.

Задвижки нужны для периодического перекрытия потока рабочей среды.

Запорный вентиль является разновидностью запорной арматуры и предназначен для полного перекрытия потока рабочей среды, движущейся по трубопроводу.

Кран трубопроводный - тип трубопроводной арматуры, у которого запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды.

Краны могут представлять собой запорные, регулирующие или распределительные устройства и предназначены для работы с газообразными и жидкими средами, в том числе вязкими и загрязнёнными, суспензиями, пульпами, шламами.

Редукционный клапан-это устройство, которое пропускает газ или жидкость из полости высокого давления в полость более низкого, поддерживая постоянное давление.

Вантуз - устройство заводского изготовления, присоединенное к трубопроводу с помощью тройника заводского изготовления, предназначенное для откачки-закачки продукта (вода, нефть, нефтепродукт) и для впуска в трубопровод воздуха и/или для выпуска из трубопровода газовоздушной смеси при выполнении плановых и аварийных работ.

Объекты и сооружения НПС

Нефтеперекачивающая станция - это один из главных элементов магистрального нефтепровода. Нефтеперекачивающая станция представляет собой комплекс сооружений, а также оборудования для обеспечения приема, накопления, а также перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. Основная функция любой нефтеперекачивающей станции - забрать нефть из трубопровода, где низкий напор, насосами увеличить его и ввести в трубопровод с уже высоким напором.

Все объекты на нефтеперекачивающих станциях делят на первую и вторую группу. Первая группа таких объектов включает в себя объекты технологического назначения. Вторая- это объекты вспомогательного, а также подсобно-хозяйственного значения.

На нефтеперекачивающей станции, как правило, размещается следующее оборудование:

насосы с подпорными и магистральными агрегатами;

система фильтров;

резервуарный парк;

системы для обеспечения водо- и теплоснабжения;

системы электроснабжения, пожаротушения, телемеханики, связи и автоматики;

узел учёта;

печи, где осуществляется подогрев нефти;

технологический трубопровод;

а также различные сооружения, здания, которые предназначены для удовлетворения бытовых и производственных нужд.

Нефтеперекачивающие станции бывают двух типов - головными и промежуточными. Головная станция предназначена для приемки нефти с установок её подготовки на промысле, а также из других источников, для последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные нефтеперекачивающие станции требуются для создания высокого напора в трубопроводе для обеспечения перекачки нефти.

Головная нефтеперекачивающая станция представляет собой сооружения, которые размещены в начале магистрального нефтепровода или его отдельного участка. Промежуточные нефтеперекачивающие станции располагаются по трассе трубопровода через определённое расстояние.

Технологические схемы НПС, ГНПС

Технологической схемой НПС называют безмасштабный рисунок, на котором представлена схема размещения ее объектов, а также внутристанционных коммуникаций (технологических трубопроводов) с указанием диаметров и направлений потоков.

Сооружения НПС могут быть разделены на две группы: производственного и вспомогательного назначения. К объектам первой группы относятся: подпорная насосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, емкость сбора утечек с погруженным насосом.

Объектами второй группы являются: системы энерго-, водо- и теплоснабжения, водоотведения, автоматики, телемеханики, узел связи, лаборатория, мех мастерские, пожарное депо, гараж, административное здание и т.д.

Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода:



Рис. 1. I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV, VII - узел учета; V - резервуарный парк; VI - подпорная насосная; VIII - магистральная насосная; IX - узел регуляторов давления; X - камера пуска средств очистки и диагностики; XI - емкость сбора утечек с погружным насосом; XII - байпасная (обводная) линия

Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных устройств, узел учета и направляется в резервуарный парк. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики - в магистральный нефтепровод.

Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры X периодически производится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:

прием нефти с промыслов;

ее оперативный и коммерческий учет;

хранение нефти;

запуск очистных и диагностических устройств;

внутристанционные перекачки.

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС магистрального нефтепровода:

Рис. 2. I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV - емкость для сброса ударной волны; V - емкость сбора утечек с погружным насосом; VI - магистральная насосная; VII - узел регуляторов давления; VIII - камера пуска средств очистки и диагностики

Она отличается от изображенной на рисунке выше тем, что не содержит узлов учета, резервуарного парка и подпорной насосной. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти.

Системы перекачки

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки:

постанционная;

через резервуар станции;

с подключенными резервуарами;

из насоса в насос.

При постанционной системе перекачки нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.

Система перекачки «через резервуар станции» исключает учет нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной системе перекачки.

Более совершенна система перекачки «с подключенными резервуарами». Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос». В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Выход из строя одной из станций на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками.

На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

Перекачка высоковязкой и высокозастывающей нефти

Для ее транспортировки применяют специальные методы:

перекачку с разбавителями;

гидротранспорт высоковязкой нефти;

перекачку термообработанной нефти;

перекачку нефти с присадками;

перекачку предварительно подогретой нефти.

Перекачка высоковязкой и высокозастывающей нефти с разбавителями является одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей. В качестве углеводородных разбавителей используют газовый конденсат и маловязкие нефти.

Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, так как часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавителе асфальто-смолистых веществ последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решетки.

Гидротранспорт высоковязкой и высокозастывающей нефти может осуществляться несколькими способами:

перекачка нефти внутри водяного кольца. Однако широкого распространения данный способ транспорта не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется и водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудшает параметры перекачки;

перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде». Сущность этого способа состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде». В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит. Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т. е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ);

послойная перекачка нефти и воды. В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть -- у верхней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть применен на трубопроводах с промежуточными насосными станциями, так как это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

Перекачка термообработанной нефти, как и перекачка с разбавителями, осуществляется при температуре окружающей среды. Такой способ транспортировки возможен потому, что перед закачкой в трубопровод нефть подвергается термообработке -- тепловой обработке, предусматривающей ее нагрев до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, и последующее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических параметров. Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообработке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения -- в статике.

Перекачка с присадками предусматривает введение в поток высокомолекулярных веществ, улучшающих реологические свойства высоковязкой нефти. Присадки вводятся в нефть при температуре 60--70 °С, когда основная масса парафинов находится в растворенном состоянии. При последующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту.

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти в настоящее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»). В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насосами. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием основных насосов. Ими нефть закачивается в магистральный трубопровод. По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25--100 км устанавливают пункты подогрева.

Виды и типы насосов НПС

По выполняемым основным функциям насосы для магистрального трубопроводного транспорта нефти делятся на:

- магистральные;

- подпорные.

Магистральные насосы делятся на:

- полнопоточные;

- полнонапорные секционные одно- или двухкорпусные.

Подпорные насосы по расположению оси вращения ротора делятся на:

- вертикальные;

- горизонтальные.

Магистральный полнонапорный насос (НМПН) - насос, конструкция которого не допускает последовательной работы с другими магистральными насосами, предназначенный для перекачивания нефти по магистральному нефтепроводу.

Магистральный полнопоточный насос (НМПП) - насос, допускающий последовательное соединение с однотипными НМПП, количество которых ограничено предельным давлением насоса, предназначенный для перекачивания нефти по магистральному нефтепроводу.

Подпорный вертикальный насос (НПВ) - насос с вертикальным расположением оси вращения ротора, предназначенный для обеспечения бескавитационной работы установленного за ним по потоку НМПП или НМПН и других целей.

Подпорный горизонтальный насос (НПГ) - насос с горизонтальным расположением оси вращения ротора, предназначенный для обеспечения бескавитационной работы установленного за ним по потоку НМПП или НМПН и других целей.

Секционный однокорпусный насос - насос многоступенчатый с торцовым разъемом каждой ступени.

Секционный двухкорпусный насос - насос многоступенчатый с торцовым разъемом каждой ступени и дополнительным внешним корпусом, рассчитанным на предельное давление насоса.

Нефтяные насосные установки делятся на два основных вида: винтовые и центробежные.

Нефтяные винтовые насосные установки способны функционировать в более суровых условиях эксплуатации, чем центробежные.

Выделяют следующие виды нефтяных центробежных насосных установок:

Консольные насосы могут быть оснащены упругой/жесткой муфтой. Существуют модификации без муфты. Такие насосы монтируются горизонтально/вертикально на лапах либо по центральной оси. Температура перекачиваемого вещества составляет не более 400°С.

Консольный одноступенчатый нефтяной насос оснащен рабочими колесами одностороннего хода. Данные агрегаты используются в процессе перекачки нефти, а также жидкостей с высокими температурами .

Вертикальные полупогружные (или подвесные) насосы изготавливаются в однокорпусной или двухкорпусной модификации, с раздельным сливом или сливом, который осуществляется через колонну.

Согласно уровню температуры перекачиваемой жидкости, нефтяные насосы можно разделить на следующие типы:

для перекачки жидкостей при температуре 80°С (нефтяные полупогружные, нефтяные магистральные горизонтальные многоступенчатые секционные чугунные насосы, оснащенные рабочими колесами одностороннего входа, а также нефтяные горизонтальные одноступенчатые стальные насосы);

для перекачки жидкостей при температуре 200°С (нефтяные консольные чугунные насосы, а также нефтяные горизонтальные многоступенчатые чугунные насосы);

для перекачки жидкостей при температуре 400°С (нефтяные консольные стальные насосы, оснащенные рабочими колеса одностороннего/двустороннего действия).

В соответствии с областью применения насосных установок, агрегаты делятся на насосы, использующиеся в процессе добычи и транспортировке нефти, а также насосы, использующиеся в процессе подготовки и переработки нефти.

К первой группе относятся агрегаты, подающие нефть на автоматизированные групповые замерные установки, на центральный пункт сбора, в резервуары товарной нефти, на головную станцию магистрального нефтепровода, а также насосы, перекачивающие нефть на нефтеперерабатывающих заводах и агрегаты для дожимной станции. Вторая группа включает агрегаты для подачи нефти на сепараторы, центрифуги, теплообменники, в печь и колонны.

Порядок проектирования магистральных нефтепроводов

Проектирования магистральных нефтепроводов должно выполняться в соответствии с «Нормами технологического проектирования магистральных нефтепроводов».

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортирования товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться с максимальным внедрением новых технических решений:

блочное исполнение оборудования;

установка оборудования па открытых площадках;

автоматизация и телемеханизация технологических процессов;

кооперирование основных и вспомогательных систем и средств обслуживания;

использование изобретений и научно-исследовательских работ в области технологии транспортирования, оборудования, строительства и эксплуатации.

При проектировании должны быть использованы типовые проекты отдельных объектов и узлов, входящих в состав магистральных нефтепроводов, а также имеющиеся экономичные ращения для повторного применения.

В проектах следует предусматривать наибольшую технически оправданную блокировку зданий и максимальное использование их площадей и объемов с учетом категорий производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и размещения на территории по зонам.

К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций и рабочее давление на них.

Задание на проектирование должно также содержать:

наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

производительность нефтепровода в млн. тонн в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу, с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условия перекачки, упругость паров и плотность;

перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сбросов по годам (по этапам) и по сортам, а также по величине максимального расхода;

условия поставки, приема;

рекомендации по организации управления нефтепроводами;

необходимость обратной перекачки.

Порядок проектирования предусматривает проведение предварительных исследований и проработок, а также две стадии проектных работ: предпроектную и проектную.

В ходе предварительных исследований должны быть собраны сведения о ранее выполненных инженерных изысканиях.

Целью инженерных изысканий является комплексное изучение местных природных условий трассы проектируемого трубопровода для разработки экономически целесообразных и технически обоснованных решений с учетом рационального использования и охраны природной среды.

На основании инженерных изысканий производится анализ данных об осложнениях, наблюдавшихся ранее в районе строительства трубопровода.

Предпроектная стадия реализуется в 2 этапа. Целью первого из них является подготовка декларации о намерениях (ДОН), второго - обоснование инвестиций (ОИ).

Декларация о намерениях (ДОН) разрабатывается на основании:

схем развития трубопроводного транспорта на ближайшую перспективу;

перспективной потребности и мощности сырьевой базы учетом разведанных и утвержденных запасов;

возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке.

В декларации о намерениях должно содержаться:

наименование инвестора (заказчика);

наименование трубопровода, его производительность;

предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию;

намечаемая трасса трубопровода;

ориентировочная потребность в трубах и материалах;

экологическое обоснование;

ориентировочная стоимость, источники финансирования.

По результатам положительного рассмотрения органами исполнительной власти ДОН заказчик принимает решение о разработке ОИ в строительство.

В состав ОИ входят:

основные технологические и строительные решения по трубопроводу;

потребность в необходимых ресурсах для строительства и источники их получения;

анализ вариантов трасс трубопровода с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика;

сроки и очередность строительства, его организация;

потребность в трудовых ресурсах;

стоимость строительства по укрупненным показателям;

оценка эффективности инвестиций и уточнение возможных источников их финансирования.

На основании материалов ОИ производятся:

предварительные согласования выбора земельных участков;

Государственная экспертиза;

утверждение ОИ заказчиком и тендер на проектные работы

В проектной стадии разрабатывается основной проектный документ - технико-экономическое обоснование ТЭО (проект), в котором детализуются решения, принятые в ОИ:

протяженность трассы трубопровода и её плановое положение;

продольный профиль трассы, позволяющий установить окончательное местоположение промежуточных перекачивающих станций;

створы подводных переходов, переходов автомобильных и железных дорог, их техническая характеристика;

геологические свойства грунтов;

ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода.

На основании материалов ОИ производятся:

предварительные согласования выбора земельных участков;

Государственная экспертиза;

утверждение ТЭО заказчиком и тендер на проектные работы.

После утверждения и одобрения Государственной экспертизой ТЭО (проекта) составляется тендерная документация, на основе которой на конкурсной основе определяется подрядчик строительства трубопровода.

Далее разрабатывается рабочая документация по согласованному с заказчиком графику с учетом установленной утвержденным проектом очередности строительства.

На основе утвержденной рабочей документации производится отвод земель под строительство трубопровода (для постоянного и временного пользования). Рабочая характеристика насосных агрегатов и станций

Повышение давления насосом называется напором.

Под напором насоса (H) понимается удельная механическая работа, передаваемая насосом перекачиваемой жидкости.

H = E/G

E = механическая энергия [Н*м]

G = вес перекачиваемой жидкости [Н]

Графики зависимостей напора, мощности, КПД, высоты всасывания называют графическими характеристиками насоса. Эти характеристики позволяют определить режим и параметры работы насоса в гидравлической системе, том числе и на этапе проектирования. Характеристики насоса позволяют правильно выбрать насос для конкретной гидравлической системы.

Характеристики насоса изменяются при изменении частоты вращения приводящего вала, соответственно для каждой частоты вращения существует свое семейство характеристик насоса.

Наиболее важной и распространенной является напорная (рабочая, основная) характеристика - зависимость напора от расхода. Эта характеристика может быть рассчитана с помощью теоретических зависимостей или измерена на специальном испытательном стенде.

В паспортах существующих насосов, как правило, приводятся напорные характеристики, для соответствующей частоты вращения вала насоса. Внешний вид основной характеристики центробежного насоса показан на рисунке.



Рис. 3

нефтяной насос магистральный трубопровод

Как видно по графику характеристики, чем большее сопротивление насос вынужден преодолевать, тем меньшую подачу он может обеспечить. Максимальный напор насос создает при нулевом расходе.

Характеристика сети определяется совокупностью гидравлических потерь, при заданном расходе. Строится характеристика сети следующим образом: задаются расходом и рассчитывают потери в сети и ставят точку на графике, затем создаются следующим расходом и строят новую точку, и так далее.

Для того, чтобы определить расположение рабочей точки нужно нанести характеристики насоса и сети на один и тот же график. Точка пересечения этих графиков и будет являться рабочей точкой насоса, спроецировав ее на оси координат можно определить напор насоса и его подачу при работе в данной трубопроводной системе.



Рис. 4

В основе выбора режимов эксплуатации нефтепровода лежит определение рабочей точки каждой насосной станции, расположенной на трассе. Рабочая точка характеризуется подачей и давлением, развиваемыми НПС. Определение рабочей точки сводится к отысканию точки пересечения рабочих характеристик pf (Q) насосной станции и участка нефтепровода, на котором работает эта НПС.

2. Магистральные нефтепроводы

Исходные данные для технологического расчета магистральных нефтепроводов

В технологический расчет магистрального нефтепровода входит решение следующих основных задач:

определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся: диаметр трубопровода, давление нефтеперекачивающих станций, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций;

расстановка станций по трассе нефтепровода;

расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Для определения оптимальных параметров нефтепровода обычно задаются несколько значений его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Результатом этих расчетов является определение этого числа НПС и толщины стенки трубы для каждого конкурирующего варианта. Наилучший вариант находят из сравнительной оценки эффективности инвестиций, т.е. экономическим расчетом.

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

годовая пропускная способность трубопровода в целом и по отдельным его участкам;

начальный и конечный пункты трубопровода;

чертеж профиля трассы нефтепровода;

размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

сведения о свойствах перекачиваемой нефти;

сроки ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства.

На основании данных о начальном, конечном и промежуточных пунктах нефтепровода выбирается его трасса. Эта информация в свою очередь является основой для определения в ходе изысканий температур грунта (при подземной прокладке) вдоль трассы и построения ее профиля.

Профиль трассы - это графическое изображение рельефа местности вдоль оси трубопровода.

По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода и разность геодезических (нивелирных) отметок. По нему также выполняют расстановку нефтеперекачивающих станций.

Расчетная температура транспортируемой нефти принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Обычно самые низкие температуры бывают в марте-апреле месяце. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями.

В задании на проектирование плотность перекачиваемой нефти указывается при температуре 293 К, а ее кинематический коэффициент вязкости - при некоторых двух значениях температуры (например, при 273 К и 293 К). Эти данные необходимы, чтобы произвести расчет свойств нефти на расчетную температуру.

Расчетная плотность нефти при температуре Т = Тр определяется по формуле

где с293 - плотность нефти при 293 К, кг/м3; о - температурная поправка, кг/(м3·К),

Расчетный кинематический коэффициент вязкости нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

- формула Вальтера (ASTM)



где нT - кинематическая вязкость нефти при температуре Т, мм2/с; Ан и Bн - постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости н1 и н2 при двух температурах Т1 и Т2,

- формула Филонова - Рейнольдса

где u - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К,

Величина пропускной способности нефтепровода, указанная в задании на проектирование, используется при определении расчетной часовой производительности трубопровода, а сведения о сроках ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства - для определения возможных режимов его работы.

Кроме данных, указанных в задании на проектирование, для выполнения технологического расчета необходимы также сведения о трубах, выпускаемых промышленностью (наружный диаметр, номинальная толщина стенки, марка стали и ее прочностные характеристики).

Расчет производительности нефтепровода

Величина пропускной способности нефтепровода, указанная в задании на проектирование, используется при определении расчетной часовой производительности трубопровода.

Расчетная часовая производительность нефтепровода определяется по формуле

где Gгод - годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн т/год; с - расчетная плотность нефти, кг/м3; Nр - расчетное число рабочих дней в году, Nр = 350 суток; kнп - коэффициент неравномерности перекачки.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование нефтеперекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы).

Режимы течения нефти и формулы для определения гидравлического сопротивления

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами нефтеперекачивающих станций, расходуется на преодоление трения hф, преодоление местных сопротивлений hмс статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок ДZ а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода hост. Таким образом, суммарные потери напора в нефтепроводе равны



Рис. 5. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности

С достаточной, для практических расчетов, точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1…3 % (в среднем 2 %) от линейных потерь. Тогда выражение примет вид

Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода ДZ = Zк - Zн Величина ДZ может быть как положительной (перекачка на подъем), так и отрицательной (под уклон).

Остаточный напор hост необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнение резервуаров конечного пункта (а также промежуточных нефтеперекачивающих станций, находящихся на границе эксплуатационных участков).

Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха



где л - коэффициент гидравлического сопротивления; Lp - расчетная длина нефтепровода; D - внутренний диаметр трубы; w - средняя скорость течения нефти по трубопроводу.

Значение л в общем случае зависит от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности трубы. Число Рейнольдса, характеризующее соотношение сил инерции и вязкости в потоке, вычисляется по формуле

где Q - объемный расход нефти в трубопроводе; v - расчетный кинематический коэффициент вязкости нефти.

При значениях Re< 2320 имеет место ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:

Значение переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам



где k - относительная шероховатость трубы, k = kЭ/D; kЭ - эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ = 0,2 мм, для новых стальных сварных и чистых труб kЭ = 0,05.

Расчет коэффициентов гидравлического сопротивления л выполняется по формулам, приведенным в таблице.

Формула неудобна для анализа влияния различных факторов на потери напора в трубопроводе, так как величина коэффициента l также зависит от средней скорости потока и диаметра магистрали.

Табл. 1. Значения коэффициента гидравлического сопротивления для различных режимов течения жидкости

Применяемые для расчета л формулы Стокса, Блазиуса и Шифринсона можно записать в общем виде



где Aтр, т - числовые коэффициенты, постоянные для каждой зоны трения.

Подставляя зависимости и учитывая, что

Получаем

где в - числовой коэффициент, величина которого зависит от режима течения и зоны трения (если режим течения турбулентный),

Формула называется обобщенной формулой Лейбензона. Ее достоинством является то, что зависимость потерь напора на трение от расхода и вязкости нефти, а также от диаметра трубопровода выражена в явном виде. Значения коэффициентов Aтр, т, в в обобщенной формуле Лейбензона приведены в таблице.

Табл. 2. Значения коэффициентов Aтр, т, в обобщенной формулы Лейбензона для разных режимов течения жидкости

Режим течения	m	Атр	в, с2/м
Ламинарный	1	64	128/(рg)=4,15
Турбулентный:
- в зоне Блазиуса	0,25	0,3164	0,242/g =0,0247
- область смешанного трения	0,125
- область квадратичного трения	0	л	8л/(р2g)=0,0826l

Потери напора и гидравлический уклон в простом нефтепроводе

Гидравлическим уклоном называют потери напора на трение, отнесенные к единице длины трубопровода

С геометрической точки зрения гидравлический уклон равен тангенсу угла a, характеризующего наклон линии изменения напора по длине трубопровода: i = tg б = hф / Lp.

Уравнение принимает вид

Графическое представление выражения показано на рисунке.

Рис. 6. Графическое представление линии гидравлического уклона



Линия гидравлического уклона показывает распределения остаточного напора по длине трубопровода. В любой точке трассы величина напора определяется вертикальным отрезком, отложенным от линии профиля до пересечения с линией гидравлического уклона.

Трубопроводы с лупингами и вставками

На практике, в ряде случаев, трубопроводы оборудуются параллельными участками (лупингами), а также участками другого диаметра (вставками). В этом случае гидравлический уклон на таких участках будет отличаться от гидравлического уклона основной магистрали. Согласно уравнению неразрывности для трубопроводов без сбросов и подкачек

где w1...wn - скорость течения жидкости в сечениях F1...Fn.

Таким образом, чем больше площадь сечения трубопровода F, тем меньше скорость течения, следовательно, меньше и значение гидравлического уклона. Определим соотношение между гидравлическими уклонами лупинга (вставки) и магистрали.

Будем при этом полагать, что режим течения нефти на этих участках одинаков (m, в = idem).

Рис. 7. Гидравлические уклоны на различных участках трубопровода



Запишем гидравлический уклон на участке lл для основного диаметра и лупинга используя формулу Лейбензона

откуда после сокращения одинаковых сомножителей получаем

Так как Q = Q1 + Q2, то можно записать

Откуда

Подставим и найдем гидравлический уклон на участке трубопровода с лупингом



где щ - поправка, учитывающая изменение гидравлического уклона на участке трубопровода с лупингом,

Как видно из формулы, величина w зависит от соотношения диаметров лупинга и основной магистрали, а также от режима перекачки и зоны трения (если же режим турбулентный). Если D = Dл, то щ = 1/22-m и ее величину несложно подсчитать: при ламинарном режиме щ = 0,5; при турбулентном режиме в зоне гидравлически гладких труб щ = 0,293; в зоне смешанного трения щ = 0,2726; в зоне квадратичного трения щ = 0,25.

Рассуждая аналогично, получим соотношение гидравлических уклонов для участка со вставкой и без нее. На участке со вставкой величина гидравлического уклона равна

на основной магистрали

Разделим и получим



где Щ - поправка, учитывающая изменение гидравлического уклона на участке со вставкой, Щ = (D / Dв)5-m.

Следует отметить, что применение вставки другого диаметра в магистральной части трубопроводов нежелательно, так как это затрудняет ее очистку и диагностику.

Потери напора в трубопроводе с лупингом (вставкой) находятся сложением аналогичных величин по его отдельным участкам

Можем переписать в виде

Аналогично выполняется расчет потерь напора в трубопроводе со вставкой.

Определение перевальной точки

Перевальной точкой называется такая возвышенность на трассе нефтепровода, от которой нефть приходит к конечному пункту нефтепровода самотеком. Таких вершин в общем случае может быть несколько. Расстояние от начала нефтепровода до ближайшей из них называется расчетной длиной нефтепровода.

Прежде чем приступить к расстановке перекачивающих станций по трассе нефтепровода, необходимо исследовать трассу на наличие перевальной точки. Для этого на сжатом профиле трассы в соответствии с выбранными масштабами длин и высот строится прямоугольный треугольник, изображающий потери напора на некотором участке трубопровода. Построения выполняются в следующем порядке:

В горизонтальном масштабе откладывается отрезок ab, соответствующий участку нефтепровода длиной l;

Определяется значение потерь напора на трение (с учетом надбавки на местные сопротивления) для участка длиной l.

Из точки a перпендикулярно вверх откладываем отрезок ac, равный величине hl в масштабе высот.

Соединив точки b и c, получим треугольник abc, называемый также гидравлическим треугольником. Его гипотенуза bc определяет положение линии гидравлического уклона в выбранных масштабах.

Рис. 8. Графическое определение перевальной точки и расчетной длины нефтепровода

Из конечной точки трассы с учетом требуемого остаточного напора hОТ параллельно гипотенузе bc проведем линию гидравлического уклона 1. Ее пересечение с линией профиля указывает на наличие перевальной точки. Для ее определения проведем параллельно линию гидравлического уклона 2, с расчетом, чтобы она касалась профиля и нигде его не пересекала. Место касания линии 2 с линией профиля обозначает положение перевальной точки, определяющей расчетную длину нефтепровода.

Это говорит о том, что достаточно закачать нефть на перевальную точку, чтобы она с тем же расходом достигла конечного пункта трубопровода. Самотек нефти обеспечен, так как располагаемый напор больше напора, необходимого на преодоление сопротивления на участке от перевальной точки до конечного пункта.

Если пересечение линии гидравлического уклона с профилем отсутствует, то расчетная длина трубопровода равна его полной длине.

Следует отметить, что перевальная точка не всегда является самой высокой точкой на трассе.

Рис. 9. Течение жидкости за перевальной точкой

На интервале между перевальной точкой и конечным пунктом выделим два участка: АС длиной l1 и AK длиной l2. Самотечное движение нефти на участке AK обеспечивается напором AE= i•l2.

На первом участке располагаемый напор CM превышает требуемый напор BM=i•l1 на величину BC. Следовательно, на участке АС гидравлический уклон должен быть больше i. Это возможно лишь в случае увеличения скорости течения нефти на участке АС. Как следует из уравнения неразрывности Q = w•F, с возрастанием скорости w площадь живого сечения потока F должна уменьшаться. Это говорит о движении жидкости на участке АС неполным сечением трубопровода. Давление жидкости на этом участке ниже, чем в любой точке трубопровода и равно давлению насыщенных паров нефти (то есть абсолютное давление в трубопроводе меньше атмосферного). Пространство над свободной поверхностью жидкости будет заполнено выделившимися из нее парами и растворенными газами. При значительной длине самотечного участка вследствие высокой скорости потока происходит отрыв и унос парогазовых пузырьков в нижней части газовой полости. По мере удаления от самотечного участка давление жидкости возрастает, что приводит к кавитационным процессам из-за резкого схлопывания пузырьков. В свою очередь это может привести к значительной вибрации трубопровода и сопровождается повышенным уровнем шума.

Длительная работа нефтепровода на пониженных режимах перекачки является причиной продолжительного существования газовой полости за перевальной точкой. Повышенное содержание в нефти сернистых соединений может вызвать ускоренное протекание коррозионных процессов на внутренней поверхности стенки трубы над свободной поверхностью жидкости.

При увеличении расхода перекачиваемой нефти перевальная точка может исчезнуть, однако процесс растворения парогазового скопления продолжается длительное время. Если скорость течения достаточно велика, скопления газа выносятся потоком жидкости и могут достичь резервуара на конечном пункте нефтепровода. Сопровождающий это явление гидравлический удар приводит к повреждению резервуаров и их оборудования.

Если на конечном пункте нефтепровода поддерживать повышенный напор, то появления перевальных точек на трассе можно избежать.

Характеристика нефтепровода

Характеристикой нефтепровода называется зависимость между потерями напора и расходом. Для трубопровода постоянного диаметра уравнение его характеристики имеет вид

(1)

где NТ - число технологических участков.

При аналитическом решении задач трубопроводного транспорта удобно представить величину гидравлического уклона в виде

(2)

где f - гидравлический уклон при единичном расходе,

Тогда выражение (1) можно переписать в виде

(3)

Выражения (1) и (3) являются уравнениями характеристики нефтепровода в аналитической форме. График характеристики нефтепровода представлена на рисунке при двух значениях кинематического коэффициента вязкости.

Рис. 9. Характеристика нефтепровода

При Q = 0 характеристика трубопровода отсекает на оси ординат отрезок ДZ + NT * hост.

В диапазоне расходов от 0 до Qкр = р * D * н * Reкр/4 (область ламинарного режима течения) зависимость H от Q линейная. При Q > Qкр характеристика трубопровода имеет вид параболы вида Q2-m.

Величины v, D и Lp определяют крутизну характеристики трубопровода. Чем меньше диаметр D, а также чем больше вязкость нефти v и расчетная длина нефтепровода Lp , тем круче его характеристика.

При практических расчетах нет необходимости в построении характеристики H = f(Q), от начала координат, где Q = 0. Вполне достаточно построить характеристику по нескольким точкам, соответствующим узкому интервалу расходов, ожидаемых при эксплуатации рассчитываемого нефтепровода (рабочая зона).

Уравнение баланса напоров

При перекачке нефти по трубопроводу постоянного диаметра с одной головной перекачивающей станцией уравнение баланса напоров имеет вид

Левая часть уравнения - это суммарный напор, развиваемый подпорной и магистральной насосными, а правая - суммарные потери напора при перекачке с проектным расходом Q. В магистральном нефтепроводе с n перекачивающими станциями и NТ технологическими участками, подпорные насосные устанавливаются в начале каждого эксплуатационного участка. А в конце каждого эксплуатационного участка требуется поддерживать остаточный напор hост для преодоления сопротивления технологических трубопроводов и закачки нефти в резервуары. Соответственно, для магистрального нефтепровода в формулу необходимо вместо hп подставить NТ * hп, вместо Нст - величину n * Hст и вместо hост - величину NТ * hост, после чего формула примет вид



Формула также называется уравнением баланса напоров. Оно говорит о том, что расход в трубопроводе устанавливается сам собой (автоматически) таким образом, чтобы суммарный напор, развиваемый всеми работающими насосами, был равен суммарным потерям в трубопроводе. По своей сути формула является математической записью закона сохранения энергии в трубопроводном транспорте нефти.

Графической интерпретацией уравнения баланса напоров является совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. Пусть кривая 1 на рисунке изображает характеристику трубопровода, а кривая 2 - суммарную напорную характеристику всех работающих на НПС насосов. Точка пересечения характеристик называется рабочей точкой (A), которая характеризует требуемый напор HA и пропускную способность QA нефтепровода при заданных условиях перекачки. Равенство создаваемого напора и суммарных потерь напора, а также равенство подачи насосов и расхода нефти в трубопроводе приводят к важному выводу: трубопровод и перекачивающие станции составляют единую гидравическую систему. Изменение режима работы НПС (отключение части насосов или станций) приведет к изменению режима нефтепровода в целом. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода или отдельного его перегона (изменение вязкости, включение резервных ниток, замена труб на отдельных участках трассы и т.п.), в свою очередь, окажет влияние на режим работы всех перекачивающих станций.

Уравнение балансов напоров позволяет аналитически находить расход, устанавливающийся в трубопроводе. Если пренебречь (в силу того, что NТ*hn<<n*Hст) зависимостью напора подпорных насосов от подачи, а суммарный напор магистральных насосов представить формулой Hст = А - В * Q 2-m, то уравнение можно записать в виде

Рис. 10. Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций 1 - характеристика трубопровода; 2 - характеристика нефтеперекачивающих станций

Решая его относительно расхода, получим

Из формулы видно, что при прочих равных условиях расход нефти в трубопроводе тем больше, чем меньше гидравлический уклон при единичном расходе f и крутизна суммарной характеристик магистральных насосов НПС (n B), а также чем больше их напор при нулевой подаче (n A) .

Формула справедлива при установке на НПС однотипного насосного оборудования и работе станций без дросселирования.

Определение числа НПС

На этапе проектирования нефтепроводов, когда требуемая (плановая) производительность нефтепровода Qпл задана, уравнение баланса напоров используется для определения расчетного числа нефтеперекачивающих станций nо. Предположим, что n = nо и получим

В формуле напор станции определятся при использовании роторов наибольшего диаметра из предусмотренных для данного типа насосов.

Как правило, значение nо оказывается дробным и его следует округлить до целого числа.

Рассмотрим вариант округления числа ПС в меньшую сторону.

Рис. 11. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа НПС в меньшую сторону1 - характеристика трубопровода постоянного диаметра; 2 - характеристика трубопровода с лупингом; 3 - характеристика нефтеперекачивающих станций (n < nо)

При n < nо напора станций для обеспечения плановой производительности Qпл недостаточно, поэтому необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга (устройством вставки большого диаметра) или применением противотурбулентной присадки. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка A1 сместится до положения A2.

Необходимую длину лупинга lл, для обеспечения проектной производительности числом станций n < nо определим следующим образом. Запишем уравнение баланса напоров для расчетного nо и округленного n числа перекачивающих станций

Вычитая из первого уравнение, второе, получим

Откуда

Аналогичное выражение можно получить и для длины вставки большого диаметра

При округлении числа перекачивающих станций nо в большую сторону, в трубопроводе установится расход Q > Qпл. Если нет возможности обеспечить такую производительность, требуется снизить напор нефтеперекачивающих станций. Уменьшить напоры НПС можно следующими способами: отключением части насосов, установкой сменных роторов, уменьшением числа оборотов вала насоса, а также обточкой рабочих колес.

Рис. 12. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа НПС в большую сторону 1 - характеристика трубопровода; 2 - суммарная характеристика n НПС без регулирования (n > nо); 3 - то же с регулированием напора H0ст на станциях

Наиболее рациональным является обеспечение плана перекачки при числе станций n > n0 путем переменного включения и отключения части насосов на НПС.

...