Трассе нефтепровода постоянного диаметра

 

1. По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода, то есть Q₂ (рис. 3).

2. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

3. Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции Н_ст1. Из вершины отрезка Н_ст1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.

4. Из вершины отрезка Н_ст1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный h_п в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины Н_ст1 + h_п, показывает распределение напора на первом линейном участке.

5. Аналогично определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.

6. Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка BC, который проводится из вершины отрезка CN = Н_ст1 + h_п – h_ост.

 

 

2.16. УЧЕТ ПЕРЕКАЧИВАЕМЫХ НЕФТИ И ГАЗА

Магистральные трубопроводы как наиболее современный вид тран­спорта нефти, нефтепродуктов и газа должны обеспечить нормальный производственный режим работы нефтегазопромыслов, нефтеперера­батывающих заводов, систем снабжения нефтепродуктами промышлен­ного и городского газоснабжения. В обязанности дежурного диспет­чера трубопровода входит непрерывное наблюдение за приемом нефти и газа от промыслов и нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих и газобензиновых заводов для перекачки их по трубопроводам.

Подготовленные к подаче в трубопровод среды принимает оператор трубопровода, который следит, чтобы качество принимаемого продукта соответствовало условиям поставок, действующим ГОСТам и их тех­ническим условиям. Обеспечение ритмичной работы трубопровода с минимальными энергетическими условиями требует четкой работы диспетчерской службы и невозможно без точного учета количества перекачиваемых нефти, нефтепродуктов и газа.

Расходом вещества обычно называют количество вещества (массы или объема), проходящее через определенное сечение канала (трубо­провода) в единицу времени, а приборы или комплекты приборов, определяющие расход вещества в единицу времени, называют расхо­домерами. Расходомер может быть снабжен интегратором, показы­вающим массу или объем вещества, прошедшего через прибор за ка­кой-либо промежуток времени, в этом случае он называется счетчиком количества,

В зависимости от принципа действия наиболее часто применяемые в промышленности приборы для измерения расхода перекачиваемой среды можно разделить на следующие группы.

1. Расходомеры переменного перепада давления, принцип дейст­вия которых основан на зависимости от расхода вещества перепада давления, создаваемого неподвижным устройством, устанавливаемым в трубопроводе. Наибольшее распространение получили расходомеры с сужающим устройством, работа которых основана на зависимости от расхода перепада давления, образующегося на сужающем устрой­стве в результате частичного перехода потенциальной энергии потока в кинетическую.

2. Расходомеры постоянного перепада давления, принцип дейст­вия которых основан на зависимости от расхода вещества вертикаль­ного перемещения тела (поплавка), изменяющего при этом площадь проходного отверстия прибора так, что давление по обе стороны по­плавка остается постоянным. Из расходомеров постоянного давления наибольшее распространение получили^-.

ротаметры с поплавком, перемещающимся вдоль длинной кониче­ской трубки; характерными признаками большинства конструкций ротаметров являются значительная длина трубки, обычно не менее чем в 10 раз превышающая его диаметр, и значительный ход поплавка и связанного с ним стержня;

поплавковые расходомеры с поплавком обычно конической формы, перемещающимся внутрь' отверстия; характерными признаками боль­шинства конструкций поплавковых расходомеров являются дистан­ционная (электрическая или пневматическая) передача положения поплавка, незначительный ход поплавка, обычно не превосходящий его диаметр.

3. Тахометрические расходомеры и счетчики количества, действия которых основаны на измерении частоты вращения тела в потоке из­меряемой среды. Тахометрические расходомеры бывают вертушечные, камерные объемные, шариковые. Для измерения количества жидко­сти широкое применение получили турбинные и объемные счетчики количества. Тахометрический способ измерения является одним из наиболее точных методов измерения расхода в широких диапазонах от 5- 10^-1 до 2 м³/с, они обладают малой инерционностью.

4. Электромагнитные (индукционные) расходомеры, принцип дей­ствия которых основан на измерении з. д. с., возникающей при дви­жении электропроводной жидкости в магнитном поле.

Существует также большое число расходомеров, действие которых основано на других принципах: например, тепловые, ультразвуковые парциальные и др.

_Л При приеме нефти и нефтепродуктов в трубопровод, сдаче на ко­нечном пункте и передаче из одного управления в другое требуется определять их количество. В предыдущие годы количественный учет осуществлялся по резервуарам, резервуар заполняли продуктом, от­стаивали, измеряли уровень и температуру и по калибровочным таб­лицам рассчитывали количество нефти и нефтепродуктов. Такая си­стема учета требовала больших затрат ручного труда, плохо поддава-лась механизации и автоматизации, не обеспечивала требуемой точ­ности и достоверности измерения. Применение счетчиков дает возмож­ность осуществить учет нефти непосредственно на потоке, повысить точность измерения, автоматизировать получение результатов изме­рения, сократить персонал, выполняющий приемно-сдаточные опера­ции. В настоящее время счетчики являются основным средством коли­чественного учета и исходным звеном внедрения автоматизированных систем управления технологическими процессами.

Широкое распространение нашли объемные счетчики. Для изме­рения количества жидкости поток разделяется на отдельные порции механическим способом при помощи эксцентрично укрепленных вра­щающихся лопастей или шестерен, движимых ротором. В процессе движения в определенный момент создается измерительная камера, размер которой вымерен с достаточной точностью. Количество порции в единицу времени, пропущенное через камеру, определяется частотой вращения ротора. Построенные на этом принципе шестеренчатые) и лопастные объемные счетчики повсеместно применяют для учета нефтепродуктов при малом расходе. Большие размеры корпуса, высокое гидравлическое сопротивление, увеличение протечек из-за истирания стенок корпуса ограничивают их применение для трубопро­водов с большой пропускной способностью.

Для измерения количества нефти и нефтепродуктов в трубопрово­дах с большой пропускной способностью применяют турбинные счет­чики. Поскольку вращение создается за счет передачи энергии по­тока на лопасти ротора, счетчики называются турбинными. Частота вращения турбинки счетчика непосредственно зависит от скорости потока, что позволяет определить расход в трубопроводе. Для преоб­разования частоты вращения ротора в потоке используют магнитные или магнитоиндукционные преобразователи. В последнем случае при прохождении лопасти турбинки вблизи магнитоиндукционного дат­чика в соленоиде наводится э. д. с. и изменение количества перека­чиваемой среды сводится к подсчету электрических импульсов с по­мощью счетчика импульсов.

 

2.17. Комплекс работ по очистке полости и гидравлическому испытанию газопроводов, сооружаемых в обычных условиях, включает:

• промывку газопровода по участкам, протяженность которых равна или больше расстояния между соседними линейными кранами, со сбором загрязнений в конце очищаемого участка;

• испытание газопровода на прочность давлением, создающим напряжения в металле трубы до минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;

• удаление воды после гидроиспытания газопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом в окружающую среду;

• обеспечение экологической безопасности при производстве работ;

• осушку полости газопровода;

• проверку газопровода внутритрубными диагностическими устройствами.

 

2.18. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА нефтей и нефтепродуктов (а. pumping-over in sequence; н. aufeinanderfolgendes Umpumpen von Erdol und Erdolerzeugnise; ф. pompage succesif; и. bombeo sucesivo) — транспортировка разносортных нефтепродуктов и нефтей с различными физико-химическими свойствами по одному магистральному трубопроводу последовательно (один продукт непосредственно за другим). Продукты поступают в трубопровод на головной станции из отдельных резервуаров и принимаются в резервуары на конечном пункте трассы отдельно один от другого так, чтобы жидкости не перемешивались.
Последовательная перекачка позволяет максимально загрузить магистральный трубопровод и обеспечить промышленность и сельское хозяйство различными видами нефтепродуктов. Последовательная перекачка уменьшает нагрузку на другие виды транспорта (железнодорожный, водный и т.д.). Кроме того, транспорт разносортных нефтей кнефтеперерабатывающим заводам методом последовательной перекачки позволяет избежать смешения нефтей в резервуарах на головной станции трубопровода и упростить технологию их переработки.
При циклической последовательной перекачке нефтепродукты, близкие по своим свойствам, группируются в партии. Например, в одну группу могут быть объединены карбюраторные, а в другую — дизельные топлива. Две партии нефтепродуктов, принадлежащих к различным группам, образуют цикл. Перед началом перекачки для каждого цикла составляют технологическую карту расположения нефтепродуктов в партии, где указывают порядок следования нефтепродукта данного сорта и его объём. Формирование партий и цикла на головном пункте трубопровода осуществляется согласно этой технологической карте. При этом партии нефтепродуктов формируются так, чтобы не было резкого изменения физико-химических свойств при переходе внутри цикла от одной партии нефтепродуктов к другой и наиболее ценные нефтепродукты (например, бензин с высоким октановым числом) оказались в середине партии. На магистральных нефтепродуктопроводах за год осуществляется последовательная перекачка с 30-50 циклами.
Последовательная перекачка имеет ряд существенных особенностей по сравнению с транспортом однородной жидкости (смесеобразование в зоне контакта разносортных нефтепродуктов и одновременное движение жидкостей с различными плотностями и вязкостями в трубопроводе). Процесс смесеобразования при последовательной перекачка методом прямого контактирования обусловлен структурой потока жидкости в трубопроводе. Скорость жидкости у внутренней поверхности трубопровода меньше, чем в центральных областях потока, поэтому идущий сзади нефтепродукт как бы "вклинивается" в нефтепродукт, идущий впереди. Одновременно с этим процессы диффузии перемешивают разносортные жидкости, создавая более или менее равномерное распределение вещества по сечению трубопровода, в результате чего в месте контакта разносортных жидкостей возникает область смеси, объём которой зависит от режима течения жидкостей, их вязкости, плотности, состояния линейной части трубопровода и т.п. В турбулентном потоке распределение скорости по сечению более равномерное, чем в ламинарном, поэтому меньше смесеобразование. Особенно существенное увеличение размеров области смеси наблюдается при остановках перекачки. В этом случае происходит подтекание слоев более тяжёлого нефтепродукта под слой более лёгкого. Для уменьшения смесеобразования нефтепродукты внутри цикла могут быть отделены друг от друга с помощью механических разделителей. Для осуществления последовательной перекачки с механическими разделителями (рис. 1) трубопровод оборудуется камерами запуска и приёма разделителей. Механические разделители выполняются в виде экранов, эластичных шаров и поршней. Смесь разносортных нефтепродуктов имеет физико-химические свойства, отличные от свойств перекачиваемых нефтепродуктов, и не может быть реализована как полноценный продукт.
Пропускная способность магистрального нефтепродуктопровода, по которому ведётся последовательная перекачка, ограничивается пропускной способностью одного из участков между соседними насосными станциями, заполненного в данный момент наиболее вязким нефтепродуктом. Поэтому при последовательной перекачке нефтей и нефтепродуктов поддерживают давление не выше максимально допустимого из-за прочности труб и не ниже минимально допустимого из-за кавитации в центробежных насосах. С этой целью предусматриваются два технологических режима либо с "подключёнными резервуарами", либо "из насоса в насос". Разветвлённые магистральные нефтепродуктопроводы имеют отводы от основные трассы к нефтебазам, раздаточным пунктам. При последовательной перекачке по таким системам отводы подключают так, чтобы избежать увеличения смесеобразования. В связи со смесеобразованием и цикличностью перекачки очень важен контроль за движением зон контакта и положением партий вдоль трассы. С этой целью ведётся график движения зон контактов на основе данных приборов контроля за прохождением смеси через перекачивающую станцию и выполняются расчёты положения зон контактов. Всё это позволяет диспетчеру давать команды на подготовку смесевых резервуаров, включение и отключение отводов к нефтебазам и раздаточным пунктам (рис. 2). Смесь нефтепродуктов принимают обычно на конечном пункте нефтепродуктопровода и реализуют путём подмешивания к соответствующим нефтепродуктам с учётом запаса качества последних или направляют на нефтеперерабатывающий завод как сырьё для переработки вместе с нефтью.

2.19. Высоковязкая нефть (нефтепродукт) – это нефть, в состав которой входит большое количество тяжелых углеводородов. Вязкость ВВН быстро увеличивается при снижении температуры, однако застывает при сравнительно низких температурах. Высокозастывающая нефть (нефтепродукт) – это нефть, в состав которой входит большое количество парафинов. ВЗН при высоких температурах являются маловязкими жидкостями, однако при снижении температуры ниже начала кристаллизации парафина в них начинают выделятся кристаллы парафина количество которых увеличивается по мере снижения температуры нефти.

Обычным способом перекачка таких нефтей нерациональна т.к. или велико гидравлическое сопротивление течению для ВВН или невозможна перекачка из-за отсутствия текучести нефти для ВЗН. Способы перекачки ВВН и ВЗН:

1. Перекачка нефти с разбавителями (разбавители: маловязкая нефть, нефтепродукт; конденсат; природный газ). Введение разбавителя в парафинистую нефть улучшает ее реологические свойства, т.е. уменьшается концентрация парафина в смеси, а также понижается температура насыщения раствора и появления кристаллов парафина. В следствии снижается температура застывания нефти. Маловязкие нефти содержат асфальтосмолистые вещества которые препятствуют образованию парафиновой структурной решетки в нефти. Чем меньше плотность и вязкость нефти – тем эффективнее ее добавлять. Достоинства: не надо греть, улучшается реология. Недостатки: нужно иметь разбавители.

2. Перекачка с присадками (стимуляторами потока). Незначительная добавка присадок существенно улучшает характеристики нефтей.

Присадки могут быть двух видов: 1 – полимеры с длинными молекулами; 2 – присадки – регуляторы кристаллизации. Длинные и прочные молекулы присадок задерживают развитие вихрей в потоке, улучшают прокачиваемость ВЗН в области низких температур. Депрессорные присадки эффективно использовать при температурах ниже температуры застывания нефти. Эффективность действия присадок зависит от физико-химических свойств парафинистых нефтей или их смесей с маловязкими нефтями. Необходимое количество депрессора в нефти зависит от конкретных условий применения. Присадки эффективны при очень небольшой концентрации. Недостаток: высокая стоимость присадок.

3. Перекачка термически обработанных нефтей. Термообработка – это подогрев нефти до температуры выше температуры плавления с последующим охлаждением в определенном режиме. Для парафинистых нефтей существует оптимальная температура подогрева, при которой эффект термообработки наибольший. Эта температура всегда выше температуры плавления парафинов, находящихся в нефти. На свойства термообработанных нефтей большое влияние оказывают условия охлаждения нефти. С увеличением содержания асфальтосмолистых веществ по отношению к содержанию парафиновых нефти эффект термообработки увеличивается.

4. Гидротранспорт нефти. При совместной перекачке воды и нефти потоку можно придать разные структуры, например, коаксиальную (вода образует вокруг нефти у стенки трубы кольцо), эмульсионную (система состоит из частиц нефти, окружённых плёнкой воды, и контакта нефти с поверхностью трубы практически не происходит; для улучшения условий образования и повышения стабильности эмульсий в неё добавляют ПАВ).

5. Перекачка нефти с подогревом (горячая перекачка). Нефть подогревается в резервуарах до температуры, при которой она может перекачиваться подпорными насосами и подается ими в огневые печи, где её температура увеличивается до начальной температуры перекачки. Ограничивается температура подогрева разгонкой нефти и нагарообразованием ТОА. Затем подогретая нефть основными насосами закачивается в трубопровод. По мере движения она охлаждается и давление падает. Периодически ее нужно подогревать и сообщать ей нужное давление.

 

3.