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

значения, показанные на рисунке. Застывшая в трубопроводе пробка по мере закачки нефти в трубу будет деформироваться. Прп этом длина перемещения составит

2 = -

(7.2-70)

где Eg - модуль упругости геля. Это уравнение справедливо до тех пор, пока напряжение сдвига вдоль стенки трубы не достигнет значения предела текучести Хе- Соответствующее перемещение будет равно критическому 2кр. В этом случае

1 кр бкр (7 2-71)

Eg Tide т;

где Ёкр - критическая деформация, отнесенная к внутреинему диаметру трубы (екр = 2кр/ёв}.

Из вышеприведенных соображений, если Тст/tel,

(7.2-72)

Значения 2,ф и Хе определяются в лаборатории на U-образных трубках. Эффективная сжимаемость системы, учитывающая упругость трубопровода и сжимаемость геля, характеризуется коэффициентом с. Относительная деформация из-за давления р составит

=рс. (7.2-73)

Градиент давления определяется по уравнению (7.2-68). Из уравнений (7.2-68), (7.2-72) и (7.2-73)

j2 ЁкрОв

(7.2-74)

В конце трубопровода р = Р2, Тст = Тст2 и / = 0, тогда уравнение (7.2-74) можно решить относительно длины участка трубы l = lg, в которой нефть остается застывшей:

( Р2

-f ТсТ2

(7.2-75)

Из этого уравнения видно, что при минимальном значении Тст 2 участок трубопровода, заполненный застывшей нефтью, будет наибольшим. Давление в конце трубопровода будет близко атмосферному. Поэтому с целью уменьшения Ig давление в конце трубопровода должно быть равным давлению страгивания застывшей нефти. Кроме того, рекомендуется закачка нефти в концевой участок трубопровода. По уравнению (7.2-75) можно правильно определить длину участка застывшей нефти только в том случае, если заполняющая трубу нефть не имеет каверн. В этом случае коэффициент сжимаемости нефти приблизительно равен 7,5-10-° Па". Эффективный коэффициент сжимае-

мости возрастает намного, если каверны заполняются газом, высвободившимся из нефти. При объеме каверн, равном 2%, коэффициент сжимаемости может возрасти до 250. В результате этого значительно уменьшается длина застывшей пробки. Это подтверждает, что требуется меньший объем дополнительно закачиваемой нефти при охлаждении трубопровода.

Отметим, что параметры застывшей нефти, влияющие на пуск трубопровода, в значительной степени зависят от механической и термической предыстории образования геля. Крохме того, температура геля, как правило, не бывает постоянной по длине трубопровода (она будет снижаться, как было показано в предыдущем разделе). Однако до сих пор еще мало известно о количественных воздействиях этих факторов.

7.2.8. ТРУБОПРОВОДЫ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ГОРЯЧЕЙ НЕФТИ

Для снижения перепада давления нефть подогревают. Подогрев нефти может быть местным или по всей длине трубопровода. При местном нагреве нефть нагревается перед закачкой в нефтепровод или в перекачивающих насосных станциях. По мере удаления от подогревателя температура будет снижаться даже при установившемся тепловом режиме. Подогрев по всей длине трубопровода обычно осуществляется на трубопроводах небольшой протяженности. Для трубопроводов значительной протяженности обычно применяют местный нагрев нефти.

На рис. 7.2-20 показана одна из возможных схем нагрева. Нефть в резервуаре / нагревается при помощи змеевиков до температуры Тн, которая ниже температуры Ti, необходимой для страгиваиия нефти, но достаточной для поступления нефти на прием насоса 3. Последний подает нефть в теплообменник 4 и далее в трубопровод 6. За счет нагрева в теплообменнике 4 нефть подогреется до температуры Ти Котел 5 служит для выработки пара, который поступает в паровую обвязку резервуаров и теплообменник 4. В конце трубопровода нефть поступает в резервуар 7. Здесь же при помощи насоса 3 из резервуара 2 1П0дкачи-вается легкая нефть для улучшения отделения газа из высоковязкой нефти. При остановке трубопровода последний заполняется иезастыва-ющей нефтью. Запуск трубопровода осуществляется подогретой легкой нефтью, поступающей из резервуара 2 и подогреваемой перед подачей в трубопровод. При перерывах в перекачке высоковязкой нефти легкая нефть перекачивается насосом по трубопроводу 6 в резервуар 2.

Перерывы в перекачке нефти сильно влияют на экономические показатели транспортирования горячей нефти. Причин перерыва перекачки может быть несколько. При проектировании таких трубопроводов необходимо учитывать ожидаемые объемы их загрузки. Обычно часто перекачка нефти по трубопроводу уже начинается, хотя месторождение еще полностью не разрабатывается. В таком случае объем добычи нефти меньше максимального. Рассмотрим случай влияния снижения пропускной способности трубопровода на перепад давления (см. рис. 7.2-16). Например, по кривой для трубопровода длиной 24,1 км видно, что при пропускной способности 150-350 т/ч давление на выки-

де насоса остается почти без изменения. Для трубопровода длиной 32,2 км, наоборот, при перекачке 150 т/ч нефти требуется давление в два раза меньше, чем при перекачке 350 т/ч нефти. Если максимально допустимое рабочее давление трубопровода при расходе 150 т/ч ожидается меньше 8,8 МПа, тогда непрерывную перекачку нефти невозможно осуществить. Более высокая пропускная способность трубопро-

Рис. 7.2-20. Система транспортирования нефти с местным нагревом

Рис. 7.2-21. Зависимость давления страгивания нефти от времени (Элле и Браун, 1971)

вода при пониженном перепаде давления может быть обеспечена только периодической откачкой нефти.

Необходимо предусмотреть меры, позволяющие с минимальными затратами запустить трубопровод после непредвиденных остановок или повреждений. Из семейства кривых, приведенных на рис. 7.2-15, легко определить, что при любых перерывах в перекачке нефти требуемое давление для запуска трубопровода тем меньше, чем быстрее вязкая нефть в трубопроводе замещается легкой нефтью. По рис. 7.2-21 видно, как для данного случая изменяется давление во времени, если замещение легкой нефтью началось немедленно после остановки трубопровода (кривая /) и с опозданием на 6 ч (кривая 2).

Выбор оборудования и процесс перекачки нефти с местным нагревом должны быть запроектированы так, чтобы затраты на перекачку данного объема нефти по данному трубопроводу были по возможности минимальными. Число технически приемлемых вариантов настолько велико, что до настоящего времени не разработана необходимая теория, которая позволяла бы учитывать все факторы, влияющие на выбор оптимального решения. Однако существуют отдельные методики, позволяющие оптимизировать отдельные параметры. Например, Тугунов (1968 г.) обосновал условия нанесения теплоизоляции на трубопровод. Им были заданы: температуры потока в начале трубопровода, его длина и диаметр. Предполагалось также, что нефть относится к ньютоновским жидкостям. Кроме того, учитывались: материал теплоизоляции, а также число промежуточных станций подогрева.

Вестфалем в (1952 г.) приведены экономические сопоставления работы трубопроводов данного диаметра как теплоизолированных, так и без теплоизоляции при различных пропускных способностях. Он считает, что для рассмотренного им случая при сравнительно низких про-