Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 [ 96 ] 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

Приближенно безопасное время т остановки трубопровода можно вычислить по формуле

а \ Dh J

где Н - глубина заложения трубопровода; р = {Т~Т)1{Т»-Т; Тн - начальная температура стенки трубы (сразу после прекращения перекачки); Т - температура стенки трубы, при которой еще возможно без каких-либо осложнений возобновление перекачки.

В некоторых случаях горячий трубопровод обладает пропускной способностью, значительно превышающей количество поступающей для транспортировки нефти. Так бывает в начальный период разработки месторождения, когда объем добычи еще недостаточен для загрузки рассчитанного па полное развитие промысла магистрального трубопровода, или в период падающей добычи на истощающемся месторождении. В этих случаях возможны два варианта эксплуатации трубопровода: с непрерывной перекачкой при пониженных расходах и с циклической перекачкой, при которой часть времени трубопровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается.

Для выявления, какой из вариантов эксплуатации выгодней, надо предварительно определить оптимальное число циклов (циклом называется в данном случае период времени, включающий длительность одного интервала непрерывной перекачки и одного интервала простоя) при циклической перекачке.

Чем больше циклов перекачки, тем меньше должны быть вместимость дополнительных резервуаров для накапливания нефти на обоих концах трубопровода и связанные с ними затраты, но зато больше будут затраты на разогрев и замещение маловязким продуктом основного транспортируемого продукта на время простоев трубопровода. И обратно - сокращение числа циклов вызывает увеличение затрат на дополнительную емкость и уменьшение затрат на замещение нефти в трубопроводе маловязким продуктом. Задаваясь разными числами циклов, можно определить сумму приведенных затрат на дополнительную емкость и вытеснение нефти для каждого варианта. Оптимальным будет число циклов, соответствующее варианту с минимальными приведенными затратами.

Теперь сопоставим варианты с непрерывной и циклической перекачкой. При непрерывной перекачке с пониженным расходом температура нефти между тепловыми станциями будет падать больше, чем при номинальном расходе, что может привести к чрезмерному увеличению потери напора или застыванию нефти. Следовательно, при уменьшении расхода по сравнению с нормальным проектным придется построить определенное число дополнительных ТС, что связано с дополнительными затратами на их строительство и эксплуатацию. При циклической же перекачке возникнут дополнительные затраты на резервуары и вытеснение нефти маловязким продуктом при останов-

ках перекачки. Вариант с минимальными приведенными затратами будет лучшим.

При остановке перекачки нефти по горячему трубопроводу на длительный срок для предотвращения его замораживания нефть должна быть вытеснена маловязкой нефтью или нефтепродуктом. В некоторых случаях нефть к началу вытеснения успевает застыть. Если вытесняемая нефть является ньютоновской, т. е. у нее нет статического напряжения сдвига, то вытеснение ее из всего перегона между насосными станциями возможно насосами станции. Если же нефть неньютоновская, то такое выталкивание возможно, если давление р, развиваемое станцией, достаточно для преодоления статического напряжения сдвига Тст, т. е. если удовлетворяется условие (для горизонтальных трубопроводов)

pnDV4 < nD/тст, откуда

р > 4/tct/D,

где D я I - соответственно диаметр и длина перегона трубопровода между станциями. Если это условие не удовлетворяется, то вытеснение нефти надо производить меньшими участками.

Рассмотрим поршневой процесс вытеснения нефти, который реализуется при размещении разделителя перед вытесняющим продуктом или при структурном течении вытесняемой нефти.

Для ускорения процесса вытеснения нефти его целесообразно вести при максимально возможном расходе. Ограничениями в этом случае являются либо максимально допустимый из условия прочности трубопровода и оборудования напор на выходе из насосной станции, либо максимальная подача насосов станции. В общем случае процесс вытеснения нефти можно разбить на два периода (рис. 8.12, а). В течение первого периода (/) напор насосов ограничивают максимально допустимым значением Amai, а расход Q по мере увеличения длины участка, занятого маловязким продуктом, возрастает. Наконец, расход достигает максимально возможной подачи насосов при данных условиях, т. е. ограничение напора к этому времени полностью снято. Тогда наступает второй период ( ) - в связи с дальнейшим увеличением длины участка, занятого маловязким продуктом, потеря напора, а с ней и напор на станции снижаются, а расход в трубопроводе медленно возрастает за счет перемещения точки пересечения напорных характеристик центробежной насосной станции и трубопровода в направлении увеличения расходов (при оборудовании сташщй поршневыми насосами расход в течение второго периода будет постоянным).

Возможны два частных случая. Если при полной подаче насосов в самом начале вытеснения развиваемый насосами напор равен или меньше максимально допустимого (рис. 8.12, б), то напор на станции будет все время снижаться, а расход будет медленно расти. Если же потери напора в трубопроводе, соответствующие максимальной подаче насосов станции при достижении выталкивающим продуктом конца перегона между насосными станциями, превышают максимально

Рис. 8.12. Графики вытеснения застывшей нефти из трубопровода

допустимый на станции напор /imax, то напор на станции все время надо поддерживать равным /imax, а расход будет все время увеличиваться (рис. 8.12, в).

Для первого периода (см. рис. 8.12, а) при вытеснении ньютоновской нефти потери напора в трубопроводе в любой момент выражаются так:

+ P»-+Azpcp, (8.36)

где индексы 1 и 2 относятся соответственно к вытесняющей и вытесняемой жидкостям; Дг - разность отметок конца и начала перегона; рср - средняя плотность жидкостей в трубопроводе.

Разбив трубопровод на участки небольшой длины, подставляем соответствующие значения х в (8.36) и определяем значения Q при разных режимах течения двух жидкостей. По значениям Q на участках определяем время прохождения границей раздела каждого участка и, суммируя их, находим время - длительность первого периода вытеснения.

При ламинарном режиме течения обеих жидкостей выражение (8.36) упрощается:

1280

Лтв1р1= -ГТ-Кр1л;4 V2p2(Z-х)]-1-Агрср, (8.37)

откуда

Q ngP* (рдйщах - Дгрср) 128 [vipi:-v-iPa {L-x)\

(8.38)

Подставив в уравнение неразрывности Qdx --dx

(8.39)

значение Q из (8.38), после интегрирования получим длительность первого периода вытеснения

-(v,L.,p,--i.). (8.40)