21) Эквивалентные нефтепроводы.
Современные нефтепроводные системы имеют сложную структуру, так как включают в себя участки параллельно работающих ниток или участки со сменным внешним диаметром или разной толщиной стенки труб.
Для упрощения расчетов трубопроводов со сложной структурой его заменяют эквивалентным нефтепроводом постоянного диаметра по длине, который имеет такую же пропускную способность, как и сложный нефтепровод с лупингами и вставками разного диаметра.
Нефтепровод переменного диаметра
Рассмотрим сложный нефтепровод, который имеет участки с различными диаметрами. Необходимо определить размер эквивалентного ему нефтепровода (рис. 4.4).
Объем нефти в сложном и эквивалентном трубопроводе одинаковы и равны Q.
Потери напора на трение и в местных сопротивлениях на первом участке длинною l1 и диаметром D1
Параллельные нефтепроводы
Суммарный объем нефти для системы параллельных нефтепроводов (рис. 4.5)
22) Определение рабочих режимов насосов при работе на трубопровод.
Режим работы центробежного насоса всегда следует рассматривать в связи с гидравлической характеристикой трубопровода. Наиболее целесообразно определять режимы работы насоса графически – путем построения на одном чертеже и в одинаковом масштабе кривой QН насоса и кривой, характеризующей гидравлический режим (гидравлическая характеристика) трубопровода. Рабочий режим определяет точка пересечения обеих кривых.
Гидравлическая характеристика трубопровода представляет собой графическое изображение зависимости полного напора h, необходимого для перекачки жидкости по трубопроводу, от расхода Q.
Полный напор складывается из геодезической высоты hг, напора hп, необходимого для преодоления гидравлических потерь, и напора hи, определяющего избыточное давление в концевом сечении трубопровода h = hг + hп + hи.
Причинами изменения режима работы насоса могут быть смена перекачиваемой жидкости, влияние сезонных колебаний температуры жидкости, различная технология перекачки.
23) Определение состояния полости магистрального нефтепровода.
В процессе эксплуатации в полости трубопровода накапливаются различные отложения, которые приводят к снижению его пропускной способности и увеличения затрат на перекачку.
С целью определения пропускной способности и количества отложений проводится оценка состояния полости нефтепровода.
Состояние полости нефтепровода оценивается сравнением эффективного диаметра с эквивалентным.
Эквивалентный диаметр – это внутренний диаметр простого однониточного нефтепровода, равноценного (эквивалентного) по гидравлической характеристике рассматриваемому сложному нефтепроводу без отложений.
Эффективный диаметр – это такое значение внутреннего диаметра нефтепровода, которое соответствует фактическим потерям напора и учитывает влияние различных отложений на его гидравлическую характеристику. Эффективный диаметр рассчитывается по фактическим параметрам перекачки для участков нефтепровода между НПС
24) Виды отложений. Способы и средства удаления отложений из магистрального трубопровода.
В полости магистральных нефтепроводов могут быть:
1. Посторонние предметы, попавшие при строительстве, например,
грунт, камни и др.;
2. Скопления воды;
3. Скопления газа;
4. Отложения парафина.
Посторонние предметы остаются в полости нефтепровода при некачественной его очистке в процессе строительства и сдачи в эксплуатацию.
Скопления воды и газа имеют место в полости нефтепровода из-за неполного удаления их в процессе испытания и пуска нефтепровода в эксплуатацию.
Образование скопления воды происходит также за счет выделения ее из транспортируемой нефти.
Парафиновые отложения представляют собой многокомпонентную углеводородную смесь, находящуюся в твердой фазе.
В зависимости от состава и содержания твердых углеводородов прочность отложений существенно отличается.
Образование отложений является результатом двух процессов: закрепления частиц на стенках труб и отрыва их потоком жидкости. В зависимости от интенсивности этих процессов может иметь место парафинизация, размыв или состояние динамического равновесия. В свою очередь, величина интенсивности парафинизации зависит от:
– физико-химических свойств нефти;
– температуры потока;
– гидродинамических условий перекачки.
Способы и средства удаления отложений из магистрального трубопровода
Удаление посторонних предметов, оставшихся в полости после строительства, производится калибровочными аппаратами или очистными устройствами, снабженными в передней части жесткими калибрующими дисками.
Удаление скоплений воды и газа из нефтепровода осуществляется:
– через дренажные устройства;
– потоком перекачиваемой нефти;
– механическими средствами.
Дренажное устройство устанавливается на нефтепроводе в местах регулярного скопления воды и газа. При этом необходимо иметь в виду, что наибольшее количество воды скапливается в нижней части восходящего участка, а газа – в его верхней части. Вода дренируется преимущественно во время остановок нефтепровода.
Эффективным способом удаления скоплений воды и газа из полости магистральных нефтепроводов является их вытеснение с помощью разделителей различного типа и очистных устройств.
Разделители и очистные устройства при движении должны достаточно плотно перекрывать сечение нефтепровода на всем протяжении очищаемого участка.
Удаление парафиновых отложений производится с помощью механических средств очистки.
В качестве средств удаления парафиновых отложений используются:
– эластичные разделители различной конструкции (сферические, цилиндрические и манжетные);
– скребки-разделители, имеющие очистные элементы;
– щеточно-скребковые устройства.
Применение этих средств в каждом конкретном случае определяется в зависимости от конструкции нефтепровода и физико-механических свойств парафиновых отложений.
Очередная очистка нефтепровода производится при снижении его пропускной способности не более чем на 3 %.
Периодическая очистка магистральных нефтепроводов производится с целью поддержания пропускной способности и снижения затрат на перекачку.
Периодичность очистки нефтепроводов определяется отдельно для каждого его участка между перекачивающими станциями.