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

не указывается, нами были построены огибающие функции, позволяющие рассчитывать коэффициенты местных сопротивлений конических диффузоров с некоторым запасом

0,148Re/(Re-4660) npnd/dj-l,! 0,132Re/(Re-l6520) при d/d=\,2 0,147Re/(Re-l6700) d2/d,=l,4

Для конфузоров ориентировочно можно принять

(5.72)

(5.73)

где „ф - коэффициент местного сопротивления диффузора при тех же условиях.

Для выхода из резервуара с хлопушкой = 0,92, а для полностью открытой задвижки . = 0,15 .

Наконец, для ряда местных сопротивлений в силу недостаточности изученности приходится пользоваться приближенными значениями:

§5.9. Удаление газовых и водяных скоплений из нефтепроводов

Причиной образования газовых скоплений является попадание воздуха в полость трубопровода при проведении ремонтных работ или вьщеление растворенных газов на участках с пониженным давлением (в том числе на самотечных). Водяные скопления формируются из капель воды, которые всегда есть в нефтяном

потоке, оседающих в пониженных участках профиля при низких скоростях перекачки. ,

Наиболее простым и технологичным методом удаления скоплений является их вынос потоком перекачиваемой нефти.

Газовое скопление выносится потоком нефти целиком в виде единой пробки, если выполняется неравенство

Рг>РГр.

(5.74)

где Fr - фактическое число Фруда, Fr = u/gd; (5.74а)

РГр - число Фруда, соответствующее скорости потока, при которой газовое скопление находится в неустойчивом равновесии в нисходящем участке трубопровода

Frp=0,082Eo°"-N°"-f(a„f Ео-число Этвеша

Eo = gd (рр-р,)/а; Nf - безразмерная обратная вязкость

Nf =

7gd(pp-p,)/pp

(5.75)

(5.76)

(5.77)

f(a„)-поправка, зависящая от угла наклона а„ нисходящего участка трубопровода к горизонту I

f("..) = (Vsi"a„ +Vcosa„) exp(0,721-sina„); (5.78)

Рр, Pr - плотность соответственно нефти и газа при условиях перекачки; v - кинематическая вязкость нефти; а - поверхностное натяжение на границе «нефть - газ».

Скорость движения газовой пробки в нисходящем участке трубопровода составляет

(5.79)

В большинстве случаев скорость потока в нефтепроводах недостаточна для выноса газовых скоплений целиком. Поэтому более реальным является их постепенный размыв за счет отрыва газовых пузырьков в кормовой части скопления. Интенсивность размыва ха-

рактеризуется газовым числом р, равным отношению среднего расхода уносимого газа к расходу нефти. Величина р вычисляется по одной из формул

6,023• 10- • Ео"" • (Fr-Fr,)" • (sina„y" при Fr, <Fr <l,05Fr,

0,217.(Fr-Fr,f" -(sinaf "P" l05Fr, <Рг<РГр Д5.80)

где Fr,, Fr - характерные числа Фруда

Fr,=2615-Eo--(sma„f; Fr, =3,106-Eo-. (5.81)

Скорость течения нефти, при которой обеспечивается вынос скопления воды целиком из восходящего участка нефтепровода определяется через число Фруда

2sina„

(р»-рр)

(5.82)

где к - поправочный коэффициент, вычисляемый по формуле

kw=0,l

/„. 4-0,33

(Sma) ;

(5.83)

- угол наклона восходящего участка трубопровода к горизонту; p,v-соответственно плотность и кинематическая вязкость воды; А, - коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим удаления водяных скоплений при их постепенном размыве потоком перекачиваемой нефти в настоящее время изучен недостаточно.

Для целей учета нефти и нефтепродуктов важно знать, когда полость трубопровода будет полностью очищена от скоплений. Пока эта задача решена только для скоплений газа.

При их выносе целиком общая продолжительность удаления газовых пробок составляет

п, / ..2

"2 £

(5.84)

где , u„i - длина i - нисходящего участка профиля и скорость движения газовой пробки в нем; i, u„j - то же для j - го восходящего участка профиля; п,, - число соответственно нисходящих и

восходящих участков.

Величина и в (5.84) рассчитывается по формуле (5.79), а величину u3j с запасом можно принять равной средней скорости потока в трубопроводе.

Для расчета продолжительности полного удаления газовых скоплений из «рельефного» трубопровода путем их размыва необходимо располагать профилем трассы и сведениями о начальном объеме скоплений в них v£° при рабочем давлении.

Полная очистка первого элемента профиля (от 1 до 2 вершины по ходу потока) от газовой фазы произойдет за время равное сумме продолжительностей размыва скопления в вершине № 1 и движения пузырьков между вершинами № 1 и № 2 (рис. 5.7)

т1-2

(5.85)

где Q - расход нефти (нефтепродукта) в трубопроводе; р, - среднее газовое число для вершины № 1; V, 2 - объем трубы между вершинами № 1 и № 2.

За время х, объемы скоплений в остальных вершинах также изменятся и составят

vi:i=vi:i+(p,-p,)Q.x, v:Nvi:+(P2-P3)Qx,

vi:!,=vi:i+(p„ ,-p„)Qx,

(5.86)

где р2, Рз,... р„ - среднее газовое число для вершин № 2, 3,... п .

Аналогично находится время очистки от газовой фазы участка трубопровода между вершинами № 2 и № 3.

Искомое время полной очистки полости трубопровода от газовых скоплений в этом случае равно

(5.87)

где х- - продолжительность полной очистки от газовой фазы i - того элемента профиля трассы.

§ 5.10. Примеры расчетов

Пример 5.1. Выполнить гидравлический расчет трубопровода для перекачки 8 млн. т. нефти в год. По гипсометрической карте и сжатому профилю трассы имеем следующие данные: оптиманьная длина трассы 425 км, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода Az = - 125,5 м, перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода Н„ = 1,6 м до оси, минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода соответствует средней температуре марта и составляет 272 К, кинематическая вязкость нефти при этой температуре равна 0,997-10-" мУс, плотность 878 кг/мК Трубопровод И категории.

Решение

1.По табл. 1.3 выбираем диаметр нефтепровода, равный 530 мм. Для трубы дан1Юго диаметра и протяженностью 425 км расчетное число дней работы в соответствии с табл. 5.1 равно 356.

2.По формуле (5.2) находим расчетную производительность нефтепровода

0.,=

= 1066 м/ч.

24-356-878

З.В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: подпорные - НПВ 1250-60 и основные - НМ 1250-260.

По табл. 3.4, 3.8 выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора.

Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответствии с формулой (3.1) составляет

Hj = 74,8 - 0,95 • 10" -1066 = 64,0м ;

=316,8-41,9-10"-1066 = 269,2м .

4.Полагая число основных насосов тмн=3, по формуле (5.4) рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции

р = 878-9,81-(3-269,2+ 64) = 7,5-10 Па.

Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление Рд=6,4МПа. Поэтому условие (5.5) не выполняется. Необходимо принять к применению ротора меньшего диаметра.

Излишний напор составляет

Р-Р (7,51-6,4)-10

878-9,81

= 128,9 м.

Так как допустимый кавитационный запас насосов НМ 1250-260 составляет 20 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. Принимая к использованию ротор с наименьшим диаметром (445 мм), находим

Н = 64,2 -13,27 -10"* • 1066 = 49,1 м . С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет

Р-Р.

= 128,9-(б4-49,1) = ]14м.

т.е. избыточный напор одного основного насоса составляет 38 м. Полагая, что будет использован ротор с диаметром 395 мм, находим

h„„ =271,0-43,9 10--1066=221,1 м.

Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на

269,2 - 221,1 = 48,1 м > 38 м.

Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него

h„„ =289,8-34,8-10--1066 =250,3м.

Уменьшение напора одного основного насоса составляет 250,3 - 221,1 = 29,2 м, что недостаточно.

Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет

р = 878-9,81 (3-221,1+ 49,1) = 6,14-10 Па.

5.Полагая, что нефтепровод строится из труб Харцызского трубного завода (ТУ 322-8-10-95) по табл. П 1.1 находим, что для стани 13 ГС =510 МПа; о, =353 МПа; к, = 1,34; 5„ =8,9 и 10 мм. Так как < 1 м, то к„ = 1, а поскольку трубопровод II категории, то т„ = 0,75.

По формуле (4.2) вычисляем расчетное сопротивление металла труб

R, =5]0-- = 285,5МПа. 1,34-1

6. Расчетная толщина стенки нефтепровода по формуле (4.1) 1,15-6,14-530

5 = -

= 6,4 мм.

2(1,15-6,14 + 285,5)

Округляем найденное значение до ближайшего большего стандартного значения 5 = 8 мм. Предположим, что после проведения всех проверок (гл. 4) окончательная толщина стенки 5„ = 9 мм.