Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах — КиберПедия 

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...

Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...

Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах



64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе
(см. п.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)

 

Рассмотрим трубопровод с жидкостью под давлением Р0, имеющий отверстие в стенке.

Жидкость вытекает в воздушное пространство с давлением Р1. Струя, отрываясь от кромки отверстия, несколько сжимается. Такое сжатие обусловлено движением жидкости от различных направлений, в том числе и от радиального движения по стенке, к осевому движению в струе.

Степень сжатия оценивается коэффициентом сжатия.

где Sс и Sо - площади поперечного сечения струи и отверстия соответственно; dс и dо - диаметры струи и отверстия соответственно.

Скорость истечения жидкости через отверстие такое отверстие

где Н - напор жидкости, определяется как

φ- коэффициент скорости

где α - коэффициент Кориолиса; ζ- коэффициент сопротивления отверстия.

Расход жидкости определяется как произведение действительной скорости истечения на фактическую площадь сечения:

 


Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина

 

В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды, парафина, паров, механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода, что и может служить показателем состояния внутренней полости.

Фактическая величина гидравлического уклона определяется следующим образом

, (1)

где P1 и P2 – давление в начале и в конце исследуемого участка, Па; Dz – разность геодезических отметок этого участка, м; l – длина исследуемого участка, м.

Однако в общем случае гидравлический уклон на различных участках нефтепровода может быть не одинаковым из-за изменения толщины стенок труб и наличия лупингов или переходов через препятствия.

Теоретический гидравлический уклон в этом случае будет определяться с использованием

. (2)

Как правило iф > i. В противном случае следует искать ошибку в технологии участка, физических свойствах нефти или Q.

В настоящее время для оценки состояния внутренней полости используют понятия эффективного диаметра трубопровода и эффективности работы трубопровода.

Эффективный диаметр показывает каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка

. (3)

Если Dэф не меняется в процессе эксплуатации и отличается от Dэк, то это может быть связано с загрязнением трубопровода после очистки, повышенной шероховатостью труб при работе в зоне смешанного трения и с наличием не полностью открытых задвижек или других местных сопротивлений на участке, или загрязнение участка достигло максимального значения.



Величина Dэф позволяет качественно оценить состояние внутренней полости.

Более информативным является понятие эффективности работы участка

. (4)

Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то

, (5)

, (6)

где – толщина отложений; Vот – объем отложений; Vтр – объем внутренней полости участка.

Следует помнить, что обработкой одного режима диспетчерских данных невозможно получить Е с точностью более 5%, то есть даже для чистого трубопровода будут получаться Е от 0,95 до 1,05. Сделать какой либо вывод по такому результату невозможно. Чтобы получить Е с точностью порядка 0,1%, необходима статистическая обработка 20¸30 диспетчерских данных (двое суток стабильной работы), либо проведение специальных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности.

Предварительные причины засорения нефтепровода могут быть определены по характеру изменения Е во времени. Если в зимнее время снижение Е замедляется или даже эффективность начинает расти, то полость засоряется водой. Повышение эффективности работы при повышении температуры грунта говорит о наличии процесса отложения парафина на стенках труб. Окончательный вывод можно сделать исследовав состав отложений выносимых из трубопровода при очистке.

В соответствии с правилами эксплуатации МН очистку нефтепровода следует производить при снижении его пропускной способности на 3%.

Учитывая, что

. (7)

Снижение фактической производительности Qф на 3% по отношению к производительности чистого нефтепровода Q произойдет при снижении Е до 0,948 при работе в зоне Блазиуса и до 0,944 при работе в зоне смешанного трения.



Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти. При плановой производительности нефтепровода, оптимальной периодичности пропуска очистных устройств будет соответствовать минимум суммы затрат на очистку труб и на транспорт нефти S0:

, (8)

где Aе – годовые затраты электроэнергии на транспорт нефти, кВт час; Cе – стоимость электроэнергии, руб/(кВт час); С0 – стоимость одной очистки, руб; п – количество очисток в году.

Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. После очистки МН будет иметь максимальную пропускную способность, превышающую плановую производительность. В дальнейшем, по мере засорения пропускная способность постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов необходимо добиться производительности МН, не намного превышающей плановую. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода плановой. Затем включением или переключением насосов вновь повышается производительность выше плановой и так далее. В результате такого регулирования будет обеспечена работа МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном кпд регулирования. Регулирование работы МН редуцированием может свести на нет эффект от очистки.

Необходимое количество насосов определяется из уравнения баланса напоров, при этом потери напора на трение определяются с учетом засорения участка:

, (9)

где Еi – средняя эффективность работы участка в i-ом периоде,

, (4.74)

где Е1i и Е2i – эффективность работы участка в начале и в конце i-го периода, принимаемые на основании исследования изменения Е в межочистной период.

В общем случае, эффективность работы участка в процессе эксплуатации экспоненциально снижается от начальной Е0 после очистки до минимального значения. Дальнейшее изменение Е зависит от причин засорения участка, температуры нефти (сезона) и производительности.

Если снижение эффективности связано со скоплениями воды, то с понижением температуры и повышением производительности будет происходить частичный вынос воды, и Е будет стремиться к новому, более высокому значению.

При запарафинивании участка повышение эффективности связано с повышением температуры, что приводит к повышению растворимости парафина в нефти и, как следствие, к отмыву части отложений.

Так как все процессы засорения участка идут медленно, возможно интерпретировать изменение Е линейной зависимостью

, (10)

где а – коэффициент, характеризующий скорость изменения Е, 1/час. Величину а можно определить, зная два значение Е:

, (11)

где Е – известное значение эффективности по прошествии t часов после пропуска очистного устройства.

В этом случае АЕ определяется зависимостью

, (12)

где Ni – мощность, потребляемая электродвигателем i-го насоса, КВт; ti – продолжительность i-го периода работы МН, час; r – количество работающих насосов на МН.

Мощность, потребляемая электродвигателем,

, (13)

где Ni – мощность, потребляемая электродвигателем, Вт; hн – к.п.д. насоса; hм – механический кпд; hE – к.п.д. электродвигателя.


66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений

 

Транспортируемая в настоящее время по МН Западной Сибири нефть содержит в своем составе от 2,5 до 5% парафина. При температурах 25¸35°С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации Тнк парафин выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта. Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст, и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе – Тнк > Т > Т0. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости Vм. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости V0 образование отложений прекращается.

Образующиеся на стенках труб отложения только на 40¸60% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений. Отложения в нефтепроводах Западной Сибири представляют собой высоковязкую жидкость типа консистентных смазок.

В настоящее время, несмотря на достаточно большое количество исследований, механизм образования парафиновых отложений окончательно еще не выяснен. Существуют две гипотезы:

1) отложения образуются путем кристаллизации парафина на стенках труб;

2) отложения образуются за счет осаждения на стенках кристаллов парафина, образовавшихся в потоке нефти.

Вполне вероятно, что имеют место оба этих процесса и их соотношение зависит от конкретных условий работы трубопровода.

Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс образования отложений следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже Тнк из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках, труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке и к увеличению толщины отложений. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравняются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю. Описанный процесс можно представить следующим уравнением:

(1)

где VП – объем парафиновых отложений, м3; Vп¢ – объем кристаллов парафина, м3:

; (2)

у – интенсивность осаждения парафина, 1/м; RН, R – содержание (растворимость) парафина в нефти начальное и при температуре Т, % ; Q – производительность нефтепровода, м3/с; rн, rп – плотность нефти и парафина, кг/м3; t – время работы нефтепровода, с.

Растворимость парафинов в нефти описывается уравнением Пула:

, (3)

где А и К – постоянные коэффициенты для данной пары «Парафин-растворитель».

А и К можно определить, зная содержание парафина в нефти и температуру начала кристаллизации Тнк:

, (4)

. (5)

Решив совместно (4.61), (4.62) и (4.81), получаем

, (6)

, (7)

где l – расстояние от места начала парафинизации до места, где определяется толщина отложений, м; Vп – объем отложений в участке длиной 1, м3.

Показатель интенсивности отложения парафина зависит от диаметра трубопровода, физических свойств нефти и скорости ее течения:

, (8)

где AY , bП – постоянные для данной системы показатели,

. (9)

Для нефтей Тюменской области ориентировочные значения показателей следующие: , с/м; ; , м-1.

Уравнения (4.67) и (4.68) позволяют определить место максимальных отложений в трубопроводе lmax и значение скорости течения нефти, при которой отложения парафина невозможны – V0:

, (10)

. (11)

 

Удаление газовых и водных скоплений из трубопровода

 

В процессе эксплуатации нефтепроводов приходится решать проблемы выпадения воды в пониженных и скопления «газовых шапок» в повышенных участках трассы МН. Проблема их стравливания через дренажные вентили, вантузы и определение мест их расположения на трассе МН связана с определенными технологическими трудностями. Для предотвращения выделения воды в свободном виде или газа технологией перекачки предусмотрено поддержание определенного режима по минимально допустимому давлению, а также подготовка нефти к транспорту(обезвоживание, дегазация, стабилизация). Однако, эти меры не предотвращают попадание в МН воды, которая затем расслаивается в силу разности плотностей и скапливается в пониженных по рельефу участках. А в повышенных участках накапливаются пузырьки воздуха или легких углеводородов, содержащиеся в нефти в растворенном или окклюдированном состоянии и выделяющиеся при повышенных температурах или снижении давления перекачки. Вынос и скопление газа и воды происходит при фактических скоростях перекачки, превышающих критические значения, соответствующие условиям их выноса. Скопления воды или газов сужают живое сечение МН, создавая большое гидравлическое сопротивление и увеличивают затраты энергии на перекачку продукта. Удаление воздуха и воды из МН (кроме использования дренажных устройств и вантузов) осуществляют путем создания определенной скорости перекачки или пропуском очистных устройств.

Определение вероятных мест скопления газовоздушных или водяных пробок может быть выполнено по расчётным формулам в соответствии со свойствами продукта и рельефом местности, определенном по сжатому профилю трассы через соотношение длин катетов на отдельных участках, соответствующих подъёмам или спускам (т.е. по тангенсу угла наклона).

Основные расчётные формулы представлены работами И.А. Чарного, А.К. Галлямова и др.

Вынос воды осуществляется при фактической скорости перекачки ( ), превышающей критическую ( ).

, (1)

где ; (2)

– угол наклона восходящего участка к горизонту; – коэффициенты кинематической вязкости, соответственно, нефти и воды; – плотности, соответственно, воды и нефти; Д – диаметр трубопровода; – коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости полным сечением

, (3)

где – эквивалентная шероховатость труб; – число Рейнольдса

, (4)

где Q – объёмная секундная производительность нефтепровода.

Критическую скорость выноса газовоздушной пробки определяют как:

, (5)

где ; (6)

– коэффициент кинематической вязкости для газа; – угол наклона нисходящего участка к горизонту.

 

 


 






Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...



© cyberpedia.su 2017 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав

0.02 с.