Последовательная перекачка нефти

Сходная ситуация, обусловленная  образованием смеси, возникает при  последовательной перекачке нефтей. Однако при транспорте сырой нефти  проблемы, связанные с образованием смеси, не носят столь острого характера, как при перекачке нефтепродуктов. В этом смысле между последовательной перекачкой нефтей и нефтепродуктов имеются существенные отличия. Яблонский первым в мире открыл важность и необходимость разработки способа последовательной перекачки нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу, разработал теоретически, обосновал экономически и довел эту задачу до практической реализации.

Книга посвящена исследованию основных вопросов, связанных с теорией  и практикой последовательной перекачки  нефтей и нефтепродуктов по магистральным  трубопроводам. В ней рассмотрена  технология последовательной перекачки, изложены теоретические основы смесеобразования, особенности последовательной перекачки  нефтепродуктов, существенно различающихся  по своим физико-химическим свойствам, смесеобразование при неизотермических условиях. Дан анализ различных факторов, влияющих на увеличение объема смеси, предложены рекомендации по выбору режимов  работы насосных станций. Рассмотрены  вопросы проектирования и эксплуатации трубопроводов для последовательной перекачки. Описаны современные  методы определения, приема и раскладки  смеси, приборы контроля за продвижением зоны смеси и установки по распределению  смеси по резервуарам

Одним из основных способов повышения технико-экономической  эффективности нефте - и нефтепродуктопроводов является последовательная перекачка разносортных нефтей и нефтепродуктов по одному трубопроводу, значительно увеличивающая коэффициент использования магистральных трубопроводов и снижающая себестоимость перекачки.

В 1960 г. гамма-плотномеры намечено установить на многих трубопроводах  Гдавнефтеснаба РСФСР, по которым ведется  и намечается последовательная перекачка  нефтей и нефтепродуктов.

При транспортировании по магистральным нефтепроводам допускается  последовательная перекачка нефтей различной степени подготовки в  соответствии с нормами и требованиями по последовательной перекачке нефти. В связи с тем, что гудрон растворим в нефтях и нефтепродуктах, его применение может быть оправдано только для коротких трубопроводов при последовательной перекачке нефтей. В настоящее время найдены достаточно эффективные методы по разделению различных сортов нефтепродуктов. Последовательную перекачку нефтей и нефтепродуктов следует осуществлять с применением разделителей. В ряде случаев до окончательной проверки работы разделителей могут использоваться буферные партии вспомогательных нефтепродуктов, близких по своим свойствам к основным видам нефтепродуктов.

Рассмотрены вопросы физико-химического  воздействия на перекачиваемые среды  в магистральных трубопроводах. При последовательной перекачке  нефти и нефтепродуктов использование  разделительных пробок как вязкоупругих, на основе специальных химических соединений, так и с магнитными наполнителями  позволяет значительно снизить  смесеобразование в зоне контакта.

На головных НПС при  перекачке одного сорта нефти  или нефтепродуктов предусматривается  строительство резервуаров в  размере от двух - до трехсуточной подачи трубопровода. При последовательной перекачке нефтей пли нефтепродукта  вместимость резервуаров определяется размерами накопления каждого сорта  в соответствии с принятой в проекте  цикличностью перекачки и графиком поступления нефти или нефтепродуктов. При использовании резервуаров  одновременно для магистрального трубопровода и сборного промыслового пункта или нефтеперерабатывающего завода вместимость резервуаров определяется с учетом совмещенного графика работы На промежуточных НПС, расположенных на границе1 эксплуатационных участков, в пределах которых обеспечивается независимость работы насосного оборудования, Предусматриваются резервуары вместимостью в размере 0 3 - 0 5 суточной подачи трубопровода. На промежуточных НПС, расположенных па разветвлении или соединении магистральных трубопроводов, должны предусматриваться резервуары вместимостью в размере 1 0 - 1 5 суточной подачи основного трубопровода.  Механические разделители. Устройство для запуска и приема сферических разделителей.

Количество смеси при  последовательной перекачке нефтей обычно бывает несколько увеличенным  но сравнению с количеством смеси  при перекачке светлых нефтепродуктов вследствие большой вязкости нефтей и увеличенного эффективного коэффициента диффузии. При последовательной перекачке  нефтей с разным содержанием воды, а также механических примесей или  солей объем смеси дополнительно  увеличивается из-за смывания солей, отложений или механических примесей со стенок трубопровода партией нефти  с меньшим содержанием этих примесей. Например, при последовательной перекачке  обессоленной и сырой нефтей головная часть партии обессоленной нефти  будет насыщаться солями, смываемыми со стенок трубопровода, где они скопливаються в период прохождения партии сырой нефти. Резервуарные парки на НПС сооружают в случаях если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления (соединения) нефтепроводов. При последовательной перекачке разносортных нефтей резервуарные парки обеспечивают накопление партии каждой нефти в объеме, достаточном для перекачки ( см. гл. Резервуарными парками в конце нефтепровода служат сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов, парки перевалочных нефтебаз или наливных пунктов.

 

2. Технологический расчет магистрального нефтепровода

Гидравлический  расчет

Параметры режимов транспортировки  нефти по трубопроводу определяются главным образом, плотностью и вязкостью  нефти, а также зависимостью этих ее характеристик от температуры  и давления.

Зависимость плотности ρ (кг/м³) нефти от температуры Т (С) определяется формулой:

ρ(єΤ)=ρ20(1+ξ(20Т))=868(1+0,000782(20-2)=880,2кг/мі (1)

где ρ₂₀ – плотность нефти при температуре 20єC;

ξ (1/єC) – коэффициент объемного  расширения.

k=ln(ϑ₀/ϑ₁)/T-T₀= 0,756

ν(T)= ν₀*e^-k(T-T)=30*2,71^0,0756*2=25,8*10^-6(м²/c)

 

Таблица 1 Значения коэффициента ξ объемного расширения.

Плотность кг/м3	ξ , 1/єC	Плотность кг/м3	ξ , 1/єC
800-819	0,000937	900-919	0,000693
820-839	0,000882	920-939	0,000650
840-859	0,000831	940-959	0,000607
860-879	0,000782	960-979	0,000568
880-899	0,000738	980-999	0,000527
		1000-1020	0,000490

 

Определение массовой пропускной способности

G=Qхρ_t=15(млн.т./год) (2)

 

Согласно пропускной способности по таблице 3 выбираем диаметр  трубопровода и рабочее давление

Диаметр наружный = 720мм, рабочее  давление = 6,1 МПа

 

Таблица 2 Определение диаметра и рабочего давления трубопровода

Грузопоток, млн. т/год	Диаметр наружный, мм	Рабочее давление, МПа(атм.)
0,7-1,2 1,1-1,8 1,8-2,2 2,2-3,4 3,2-4,4 4-9 7-13 11-19 15-27 23-50 41-78	219 273 325 377 426 530 630 720 820 1020 1220	8,8-9,8(90-100) 7,4-8,3(75-85) 6,6-7,4(67-76) 5,4-6,4(55-65) 5,4-6,4(55-65) 5,3-6,1(54-62) 5,1-5,5(52-56) 5,6-6,1(58-62) 5,5-5,9(56-60) 5,3-5,9(54-60) 5,1-5,5(52-56)

 

Определение толщины  стенки магистрального трубопровода

Толщину стенки магистрального трубопровода берем ориентировочно согласно СНиП 2.05.06.-85 «Магистральные трубопроводы».

По сортаменту выбираем трубу  изготовленную по ТУ(тех.усл.)

Волжский  трубный завод ТУ 14-3 – 1976 - 99

Марка стали: К – 60

Врем. сопротивление: 588МПа

Предел текучести: 441МПа

Коэф. надежности: 1,4

Коэф. усл. раб: 0,75

Коэф. по назначению: 1

Коэф. по нагрузке: 1,15

Коэф. над. По материалу: 1,4

 

R₁=R₁⁴*m/ k_m*k_l= 588*0.75/1.4*1= 315(МПа)

 

 

Полученное значение т/с  округляем до ближайшего большего по сортаменту 12 мм

 

Определение часовой  подачи

 

Q_ч=G/350*24*ρ=15000000000/354*24*880,2=2017,23(м³/ч) (3)

 

где 354- годовая продолжительность (в сутках) работы магистральных  нефтепроводов, берется из таблицы 3

 

Таблица 3 Определение годовой  продолжительности трубопровода в  сутках в зависимости от протяженности  и диаметра

Протяженность ,км	Диаметр нефтепровода,мм
	До 820 (включительно)	Свыше 820
До 250	357	355
Свыше 250 до 500	356 (355)	353 (351)
Свыше 500 до 700	354 (352)	351 (349)
Свыше 700	352 (350)	349 (345)
Примечание. В скобках указаны значения параметров для сложных условий прохождения нефтепроводов ( заболоченная местность, горные участки), если только в этих условиях находится не менее 30 % общей протяженности трубопровода.

 

Определение секундной  подачи

 

_=0,56(м³/с) (4)

 

Определение средней  скорости движения нефти по трубопроводу

 

_(м/с) (5)

D_в= D_н- 2δ=720-2*9=702(мм)

 

Определение режима потока

 

 (6)

 

Определение коэффициента гидравлического сопротивления λ

 

Для расчета коэффициента λ = λ (Re, ε) гидравлического сопротивления можно использовать следующие формулы:

Если число Рейнольдса то течение нефти ламинарное, для него

 

 ( формула Стокса) (7)

 

если 2320≤Re<10⁴, то режим течения нефти – переходный турбулентный

 

 (8)

 

где γ=1-е^{-0,002 (Re- 2320)} - так называемый коэффициент перемежаемости;

если 10⁴< Re< 27/ε^1,143 (∆ - абсолютная шероховатость;

ε=∆/d – относительная  шероховатость внутренней поверхности  трубопровода ), то течение нефти  происходит в развитом турбулентном режиме, в зоне так называемых гидравлически  гладких труб (коэффициент λ не зависит от шероховатости)

 

= 0,0224 (формула Блазиуса) (9)

 

если  то течение нефти происходит в зоне так называемого смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления можно вычислить формулой

 

 (формула Альтшуля), (10)

 

если Re› 500/ε, то течение нефти происходит в зоне квадратичного трения ( так как если λ не зависит от скорости течения, то потери напора, пропорциональны квадрату скорости течения) и

λ= 0,11ε^1/4 (формула Шифринсона) (11)

 

 

Определение гидравлического уклона

 

Гидравлический уклон  – это безразмерная величина, характеризующая быстроту падения напора в рассматриваемом нефтепроводе, т.е. на определенном участке. Величина 1000і дает падения напора в метрах на 1 км пути.

 

_=0,0484*1,47²_{/0,696*2*9,81=0,0035} (12)

 

Определение потерей  напора

 

Потери напора h_1-2 на участке 1-2 нефтепровода состоят из двух частей:

 

h_1-2=h_r+h_м.=2099 (13)

 

Первая из них называется потерей напора на трение, ( оно выражает потери механической энергии за счет сил внутренного трения слоев  вязкой нефти друг о друга), вторая – потерей напора на преодоление  местных сопротивлений (сужений, поворотов, задвижек и т. п.).

Потери напора h_r (м) на трение рассчитывает по формуле:

 

_{=0,0224*580000*1,47}²_{/0696*2*9,81=2058} (формула Дарси –Вейсбаха). (14)

 

Потери напора h_м (м) на преодоление местных сопротивлений рассчитывают по формуле:

 

_{=0,0224*2058=41,16} (15)

 

где ζ – коэффициенты местных сопротивлений, а суммирование осуществляется по всем сопротивлениям, имеющихся на участке 1-2.

Иногда потери напора на местных сопротивлениях, принимают 2% от потерь напора на трение, т.е. принимают , что h_м= 0,02 h_r