Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование особенностей обеспечения и контроля бескавитационной работы магистральных нефтяных насосов 10
1.1. Обзор существующих рекомендаций и методов кавитационного расчета насосов, перекачивающих углеводородные смеси нефтяного происхождения 10
1.2. Исследование критического давления кавитации в товарной нефти 15
1.3. Особенности экспериментального определения критического давления кавитации товарной нефти на неподвижной модели 21
1.4. Способы и устройства для измерения кавитационного запаса насоса 29
1.5. Разработка метода оперативного расчета истинного давления насыщенных паров нефти 35
1.6 Теоретический анализ и разработка полуэмпирического метода расчета уменьшения допустимого кавитационного запаса насоса при 28
работе на нефти 38
Выводы 51
2. Выбор и обеспечение технологических решений эффективной эксплуатации резервуарного парка нефтеперекачивающей станции . 52
2.1 Расчет текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти 52
2.2 Разработка рекомендаций по зачистке днища резервуара от донных отложений с помощью теплоносителя 57
2.3 Разработка рекомендаций по защите внутренней поверхности резервуара от коррозии 68
Выводы 70
3. Разработка метода диагностирования утечек нефти из магист-ральных нефтепроводов с самотечными участками на основе штатных измерений режимных параметров 71
3.1 Особенности диагностирования утечек нефти в трубопроводах с самотечными участками 71
3.2 Разработка метода диагностирования утечек нефти из трубопровода с самотечными участками 77
3.3 Разработка конструкции, обеспечивающей контроль утечек из нефтепровода на подводных переходах 84
Выводы 87
4. Совершенствование технологии трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей 88
4.1 Подготовка высокопарафинистой нефти к трубопроводному транспорту 88
4.2. Способ улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей 89
4.3. Модель расчета потребляемой мощности и коэффициента полезного действия нефтепровода, транспортирующего нефть
с подогревом 94
4.4. Опорожнение дефектного участка трубопровода от нефти и нефтепродуктов 95
4.5 Методика расчета экономической эффективности увеличения пропускной способности нефтепровода за счет использования при садки 99
Выводы 103
Основные выводы и рекомендации 105
Список использованных источников
- Исследование критического давления кавитации в товарной нефти
- Разработка рекомендаций по зачистке днища резервуара от донных отложений с помощью теплоносителя
- Разработка метода диагностирования утечек нефти из трубопровода с самотечными участками
- Способ улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей
Введение к работе
Известно, что значительную роль в системе народного хозяйства играет трубопроводный транспорт углеводородного сырья. Особое внимание специалистов направлено на поиск и решение задач, которые позволили бы решать вопросы, связанные с разработкой и внедрением ресурсосберегающих технологий, сокращением энергозатрат и надежности работы оборудования.
В этой связи создание новой техники и технологии, эффективная эксплуатация действующих объектов будут определяться состоянием и уровнем разработок теоретических основ техники и технологии, исследований, направленных на изучение и интенсификацию физических процессов.
Большое значение в нефтяной отрасли имеют исследования физических явлений, связанных с фазовыми превращениями в жидкостях углеводородного происхождения, в частности, исследование кавитации в связи с интенсивным развитием нефтепроводного транспорта и вводом в эксплуатацию энергоемких насосных станций, систем автоматизации и телемеханизации.
Опыт эксплуатации нефтепроводных систем, представляющих одну из энергоемких подотраслей народного хозяйства, решение проблем кавитации в нефтях, связанных с обеспечением бескавитационной работы гидравлических звеньев этой системы, становится актуальной задачей. Следовательно, определение и техническое обеспечение бескавитационных режимов - одним из основных факторов бескавитационной эксплуатации технологического оборудования магистрального нефтепровода.
Решение названных проблем должно базироваться на изучении физических закономерностей возникновения и развития кавитации в нефтях, теоретических основ и современных методов расчета кавитирующих потоков, обеспечивающих правильный выбор технических средств и технологических параметров, их надежное и эффективное функционирование.
Кавитация в нефтях заключается в том, что транспортируемые по магистральным нефтепроводам нефти по своим физическим свойствам, влияющим на кавитацию, существенно отличаются от холодной воды - характерной рабочей среды, используемой при отработке конструкций технологического
оборудования и определяющих его рабочих характеристик. Так коэффициент теплопередачи от нефти к паровому пузырьку, а также теплоемкость и теплопроводность значительно ниже, чем для воды. Кроме того, у нефтей по сравнению с холодной водой более высокие кинематическая вязкость и давление насыщенных паров. Давление же насыщенных паров нефти как многокомпонентной жидкости зависит для заданной температуры, в отличие от воды, от соотношения объемов, занимаемых жидкой и паровой фазами. Значения поверхностного натяжения нефти по сравнению с водой значительно меньше, что делает их менее прочными с точки зрения разрыва. С другой стороны, вследствие специфики промысловой подготовки товарных нефтей в ней может содержаться большее, чем в воде, количество растворенных газов.
Особые повышенные требования к условиям обеспечения однофазности потока нефти, например, при эксплуатации турбинных расходомеров, возникают в технологических процессах трубопроводного транспорта. Применительно к таким процессам большое практическое значение приобретают исследования кавитационных свойств нефтей как при квазистатическом, так и при динамическом воздействии.
В последнее время возросла практическая целесообразность исследования кавитации в нефтях. Это связано с тем, что насосные станции стали оснащаться агрегатами, для которых характерным гидродинамическим признаком является относительно высокий уровень скоростей в межлопастных каналах, что естественно требует учета влияния на механизм кавитационных процессов не только теплофизических свойств нефти, но и неравновесности кавитирова-ния нефти в проточной части насоса.
Наиболее перспективным направлением в решении проблем сокращения потерь и рационального использования нефтяного газа - это транспортировка его вместе с нефтью в однофазном состоянии по магистральным трубопроводам в районы предприятий - потребителей углеводородного сырья. Необходимо отметить, что специфичные особенности, отличающие газонасыщенные нефти от дегазированных, обусловленные характерными физическими явлениями, предъявляют определенные требования к технике и технологии трубо-
проводной системы. В этом случае наиболее характерным явлением при динамике газонасыщенных нефтей, определяющим условия работы технологического оборудования, будет газовая кавитация, при которой, в отличие от паровой кавитации, присутствует процесс диффузии газа из нефти в пузырек. Безусловно, большое практическое значение приобретают исследования, связанные с определением функциональной зависимости давления в газовой каверне - критического давления кавитации - от газосодержания, гидродинамических режимов системы.
В работе представлены исследования влияния кавитационных процессов на экономичность трубопроводного транспорта нефти.
В итоге можно отметить, что для специалистов, занятых эксплуатацией нефтепроводов, исследование кавитационных явлений в нефтях представляет научный и практический интерес.
В процессе эксплуатации нефтепроводов производится постоянный контроль за его рабочим состоянием на основе текущего измерения ряда параметров, характеризующих работу его элементов. По отклонению этих параметров от нормативных может быть выполнена оценка возникновения нештатных ситуаций.
В диссертации рассмотрен ряд вопросов при возникающих нештатных ситуациях в процессе эксплуатации нефтепровода и установленного оборудования. В частности, рассмотрены такие вопросы как:
выбор и обеспечение технологических решений эксплуатации резерву-арного парка нефтеперекачивающей станции;
приведен расчет текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти;
разработаны мероприятия по зачистке донных отложений и по защите внутренней поверхности резервуара от коррозии.
В связи с глубоким интересом нефтяной отрасли Республики Казахстан к транспорту высокопарафинистых нефтей, автор ставит ряд задач, касающийся этой проблемы, и приводит их решение. В частности, рассматривается совершенствование технологии трубопроводного транспорта высокопарафи-
нистых нефтей, путем улучшения реологических свойств перекачиваемой нефти.
Как разработка новых эффективных мероприятий, направленных на ликвидацию нештатных ситуаций, возникающих на нефтепроводах, так и транспорт высокопарафинистых нефтей являются актуальным не только для Республики Казахстан, но и других нефтедобывающих стран.
Цель работы - прогнозирование нештатных ситуаций при эксплуатации магистральных нефтепроводов и разработка мероприятий по их предупреждению.
Основные задачи работы
На основе существующих рекомендаций и методов кавитационного расчета насосов исследовать критическое давление кавитации в товарной нефти.
Разработать способы и устройства для измерения кавитационного запаса насоса. Разработать метод расчета кавитационного запаса насоса при работе на нефти
Разработать метод расчета текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти.
Разработать мероприятия, включающие технические решения и технологические приемы, обеспечивающие поддержание рабочего состояния резервуаров.
Разработать метод диагностирования утечек нефти из нефтепровода с самотечными участками на основе штатных измерений режимных параметров.
Разработать математическую модель и алгоритм определения местонахождения утечки в трубопроводе.
Исследовать возможность совершенствования технологии трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей путем улучшения их реологических свойств.
t Методы решения поставленных задач
При решении поставленных задач использовались аналитические и численные методы решения дифференциальных уравнений.
Для подтверждения выводов и реализации, предложенных в диссертации расчетных методов, использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.
Научная новизна работы заключается в следующем:
f 1. Впервые при расчете допустимого давления на входе насоса, перека-чивающего углеводородную смесь, установлена необходимость учитывать физические свойства этой жидкости.
Предложено для обеспечения однофазности и бескавитационной работы насосных агрегатов учитывать равновесность фазовых превращений при кавитации, и приведена расчетная математическая зависимость.
Разработан алгоритм расчета текущих и минимально допустимых уровней взлива нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти.
Предложена методика диагностирования утечек нефти из нефтепровода на основе штатных измерений режимных параметров.
Построена математическая модель и алгоритм определения местонахождения утечки жидкости из нефтепровода.
Разработана методика расчета экономической эффективности, получаемой при увеличении пропускной способности нефтепровода за счет снижения энергозатрат.
' 7. Предложены два технических решения, защищенные авторскими сви-
детельствами, для замера кавитационного запаса насоса.
Практическая ценность
Полученные в работе результаты позволили с высокой эффективностью осуществлять эксплуатацию объектов нефтепроводного транспорта.
На основе проведенных исследований разработаны новые технологические принципы, способы определения и устройства для измерения кавитационного запаса насоса, диагностирования утечек нефти из нефтепровода и ал-
горитм определения местонахождения утечки, которые легли в основу для ряда руководящих документов.
Апробация работы
Результаты работы докладывались и обсуждались на:
заседании секции Ученого Совета и семинарах Института химии и нефти и природных солей Республики Казахстан;
методическом совете института проблем транспорта энергоресурсов;
международном конгрессе нефтегазопромышленников в Уфе в апреле 1998 года;
международной специализированной выставке «Нефть. Газ. Технологии 2004 г. в Уфе, 19 мая 2004 года.
Публикации.
Основные результаты диссертации опубликованы в 15 научных статьях, в том числе в трех патентах Российской Федерации.
Объем работы.
Диссертационная работа общим объемом 114 страниц машинописного текста состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, 8 таблиц, 19 иллюстраций. Список литературы включает 99 наименований.
Исследование критического давления кавитации в товарной нефти
В подавляющем большинстве случаев на практике, как правило, учитывают лишь изменения плотности и давления насыщенных паров нефти перед входом в насос, т.е. считают, что независимо от рода перекачивающей жидкости с2 Рвх.кр- = Рн-ДЬКр.н- + Р5-Рн 2 ВХ- , (1.10)
Опыты показывают, что при определенных сочетаниях физических и термодинамических свойств перекачиваемой жидкости их влияние приводит к тому, что явление кавитации протекает при более низком давлении в зоне кавитации, чем давление насыщенных паров Ps, отнесенное к начальным условиям потока [1, 2, 3, 4]. Поэтому в эксплуатации допустимое давление будет завышенным (меньшим) и более правильной запись уравнения (1.10) будет иметь вид С2 "вх.кр.э = Р н Ah кр.н. + "кр.к I (1-11)
Здесь в уравнениях (1.10) и (1.11) Рвх.кр - критическое давление на входе в насос, при котором имеет место кавитация в насосе (например, соответствующая 2 3 % снижению дифференциального напора); рн - плотность нефти; ДЬкрн-критический кавитационный запас насоса, принимаемый равным критическому кавитационному запасу, полученному при испытаниях на воде и приводимый в паспортных данных насоса; Ps - давление насыщенных паров жидкости, определяемое по условиям входа в насос (начальным условиям потока); Ркр.к - критическое давление в проточной части насоса в зоне кавитации; Свх. -скорость потока на входе в насос.
Вычитая уравнение (1.10) из (1.11) получим величину ошибки в определении допустимого давления на входе в насос в эксплутационных условиях для маловязких товарных нефтей "вх.кн " "вх.к.э ArKpt = rs — rKp к (112)
С учетом (1.12) допустимое давление на входе насоса, перекачивающего товарную маловязкую нефть в условиях эксплуатации можно записать в следующем виде С2 Рвх.кР.э. =Рн Allкр. + Ps - PiL_J»L_ApKpt (1.іЗ)
Увеличение вязкости рабочей жидкости с одной стороны увеличивает гидравлическое сопротивление от входа в насос до зоны кавитации, а с другой способствует замедлению роста паровых каверн, т.е. приводит к снижению давления в зоне кавитации.
Наличие газовой фазы в перекачиваемой жидкости приводит к увеличению критического давления кавитации Ркр.к по сравнению с давлением насыщенных паров Ps [10-13,17,24].
На процесс кавитации в вязкой жидкости, как было указано выше, значительную роль может оказать время нахождения жидкости в зоне кавитации, т.е. неравновесность процесса фазового перехода.
Исследования показывают, что в быстротекущих потоках имеет место "запаздывание" процесса фазового превращения, в результате которого будет иметь место дополнительное снижение давления в зоне кавитации Ркрк по сравнению с давлением насыщенных паров Ps [8,13,20-22,27].
С учетом влияния указанных факторов формулу (1.13) следует записать в следующем виде: С2 Рвх.кр.э =Рн -AhKp. +PS - y --APKp.t ±APV +APr -АРТ, (1.14) где APKp.t - термодинамическая поправка, связанная с влиянием теплофизиче-ских свойств перекачиваемой жидкости; APV - поправка, связанная с влиянием вязкости перекачиваемой жидкости; АРГ - поправка, связанная с влиянием наличия газовых включений в перекачиваемой жидкости; ДРТ - поправка, связанная с эффектом неравновесности кавитирования в перекачиваемой жидкости.
Опыты и расчеты показали [4,5], что при работе магистральных насосов на маловязкой нефти с малым содержанием в ней растворенных газов величины поправок ДРГ, APV, настолько малы по сравнению с величиной pB-AhKp., что ими можно пренебречь.
В формулах (1.10) и (1.11) величина критического кавитационного запаса на нефти AhKp.H может быть принята равной величине критического кавита ционного запаса на воде Дпкр.нго
Разработка рекомендаций по зачистке днища резервуара от донных отложений с помощью теплоносителя
При эксплуатации резервуаров на днище их откладывается большое количество твердых и вязких осадков, которые снижают полезный объем и осложняют нормальную эксплуатацию емкостей. Удаление осадков представляет собой сложную и трудоемкую операцию. Как указано в [31], эффективные методы борьбы с накоплением осадков в резервуарах еще не созданы. Применяющиеся способы очистки днища резервуаров основаны на гидравлическом и физико-химическом воздействии струй различных моечных машин РАМ-1, ММ-3, ГМС-2, ГМ, а также применение ручного труда. Размягченный взвешенный осадок удаляется из резервуара зачистньши насосами. Зачистка днища резервуаров большого объема требует нескольких моечных машинок, большого количества людей для обслуживания. В [31] указывается, что на зачистку днища резервуара емкостью 5000 м3 требуется 6 человек. При отсутствии размывающих машинок резервуар чистят вручную, лопатой.
В промышленности известен способ удаления осадков из резервуаров, железнодорожных цистерн с помощью разогрева осадка стационарными или переносными шаровыми теплообменниками, открытым паром и последующей откачки осадков или слива. Этот способ хорошо зарекомендовал себя при разогреве осадков небольшого объема (в цистернах, РВС 2000), когда время разогрева сравнительно небольшое и поэтому тепловые потери невелики. Известно использование установок типа НПУ-ЗМ для разогрева, удаления осадков из резервуара, однако использование их эффективно только для резервуаров небольшого диаметра. Для РВС 20000 шесть установок ППУ-3 (и четыре для РВС 10000) не могут обеспечить разогрев осадков, т.к. их теплопроизво-дительность пойдет только на компенсацию тепловых потерь в воздух.
Известен способ переработки осадка, образующегося в нефтяном резервуаре, заключающийся в том, что в процессе удаления осадка осуществляют принудительную циркуляцию нефти, используя насос и нагревательную печь ректификационной установки [32].
Нагретую в печи до температуры 110 С нефть подают в ректификационную колонну, где происходит отделение от нефти веществ с низкой температурой кипения, затем при 90 С эта жидкость поступает в резервуар, из которого необходимо удалить осадок. Циркуляция осуществляется до тех пор, пока температура осадка не поднимается до 60 С. После этого осадок смешивают с нефтью, и смесь откачивают из резервуара. Такая технология удаления осадка позволяет сократить время очистки до 6 суток.
Указанная продолжительность очистки днища резервуара обуславливается тем, что откачиваемая из резервуара жидкость в основном состоит из только что внесенного теплоносителя. В целом такая продолжительность очистки представляется неудовлетворительной. Кроме того нефть, нагретая до 90С и циркулирующая в резервуаре 5-6 суток сопровождается значительными энергозатратами.
Совместно с сотрудниками Института проблем транспорта энергоресурсов разработан способ удаления донных отложений из резервуара [73].
Суть способа заключается в том, что в качестве теплоносителя используют легкие фракции углеводородов, выделенные из нагретой до 90 С нефти, путем гидроциклонирования с последующей их конденсацией. В результате получают смесь с вязкостью, обеспечивающей надежную работу насоса откачки, а количество легких углеводородов определяют по зависимости: (1 + 2)(ТС - Т0)(9 + 10К) + hoc уос С0С(Тср - Т0) GT = G0C - , (2.11) -тор Tocv с — ос/ "ос где GT - количество теплоносителя; Goc - количества осадка в резервуаре; Н - высота стенки резервуара; R - радиус резервуара; Тс -температуратеплоносителя; Т0 - температура окружающей среды; К - коэффициент, учитывающий неравномерность перемешивания; К = 0,023 8 + 5,768(ТсТ/Ю0)4-(То/100)4, R до Тст - Т0 XQ - теплопроводность осадка; до _ вязкость осадка; со - скорость воздуха, обдувающего резервуар; Т +Т Тст = ——- - температура стенки резервуара; hoc- высота осадка; уос - плотность осадка; Сое - теплоемкость осадка; Тср - средняя температура по высоте осадка; С гор - теплоемкость теплоносителя; угор - плотность теплоносителя.
В качестве теплоносителя мы используем легкие фракции углеводородов, из нагретой до 90 С нефти. Разогрев осадка путем его выдержки под слоем теплоносителя позволяет заменить сложный и небезопасный процесс разогрева с помощью циркуляции теплоносителя на более простой и экономичный. Продолжительность разогрева и удаления донных отложений в резервуаре в предлагаемом способе сокращается с (4 суток до 12-14 часов) (6-7 часов на разогрев плюс 6 часов на перемешивание и удаление осадка), а кроме того, отсутствие движущегося потока теплоносителя позволяет сократить накопление статического электричества.
Выдержка под слоем теплоносителя в течение 6-7 часов позволит наиболее эффективно использовать тепловую энергию теплоносителя, т.к. через 6-7 часов температура теплоносителя значительно снижается на (30-40 С) и темп подогрева осадков падает (рисунки 2.3, 2.4, 2.5).
Разработка метода диагностирования утечек нефти из трубопровода с самотечными участками
Представленный в разделе 3.1 алгоритм расчета дебаланса объемов нефти є дает возможность построить метод диагностирования утечек нефти из трубопровода с самотечными утечками.
Метод основан на постоянстве мгновенного и интегрального значений объемов перекачиваемой жидкости в начале и конце контрольного участка трубопровода с учетом объема жидкости в напорных (полностью заполненных) и безнапорных (самотечных) участках трубопровода при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.
Для реализации метода на входе и выходе контрольного участка трубопровода устанавливаются турбинные или ультразвуковые счетчики измерения количества перекачиваемой нефти. Информация от счетчиков непрерывно поступает по линии связи на вход ЭВМ центрального диспетчерского пункта. В
ЭВМ через определенные равнозначные промежутки времени (в условиях штатного режима через 2 часа) производится расчет дебаланса объемов нефти є с учетом температуры, давления, вязкости, плотности, давления насыщенных паров перекачиваемой жидкости
Методическая основа определения и сравнения порогового и шумового дебаланса базируется на статистической обработке данных по дебалансу нефти на рассматриваемом участке за контрольный период времени Т, вычисляемому согласно алгоритму, изложенному в разделе 3.1 [81,84].
Определение дебаланса є объемов необходимо производить для п случаев. Полученные результаты представляются в виде ряда из п статистических данных: Єї, г2, Єз... єп.
Вычисление дебаланса є производится с целью определения поля допуска, которое характерно для данного технологического процесса и дает вероятность риска (в нашем случае утечки) не более некоторого наперед задаваемого числа. Эту вероятность обозначим через 2р.
Для статической обработки данных по дебалансу є желательно иметь количество данных п 20. Алгоритм статистической обработки данных состоит в следующем.
1. Определяется среднее арифметическое значение дебаланса из п измерений: п 1 ч є = Ь! n (3.13) где Ej - результат і - го измерения, п - число измерений.
2. Определяется средняя квадратичная ошибка единичного результата измерения при п измерениях: -0,5 Sn = (n-0 (3.14)
3. Задается надежность определения поля допуска Р для дебаланса объемов є и величина а = 1 - 2р (2Р - вероятность - задаваемое числовое значение).
4. По методике статистической обработки эмпирических данных [81] для выбранной надежности определения поля допуска Р и вероятности а находим коэффициент С, используемый при определении поля допуска [81] (таблица 3.2).
3. Определяется число степеней свободы к = п-1 = 12-1=11; задается надежность определения поля допуска Р - положим, что Р = 0,9; задается ве роятность а = 1 - 2J3 = 1 - 2-0,025 = 0,95. По таблице 3.2 для Р = 0,9; 1 - 2р = 0,95 и к = 11 определяем коэффициент в формуле для границы поля допуска: 6= 2,94.
4. Определяются границы и величина поля допуска t1=--Sn =-4,64-2,94-33,986 = -104,559, t2 = є + t- Sn = -4,64 + 2,94 33,986 = 95,279. t2i=199,838 С физической точки зрения найденное значение поле допуска означает, что контролируемой системе, эксплуатируемой в штатном режиме (т.е. без утечки), все последующие контролируемые наблюдения дебаланса объемов нефти с вероятностью 0,95 должны находиться в этом интервале (- 104,559 95,279). Разумеется и обратное. Если в процессе последующих наблюдений за состоянием дебаланса объемов нефти будет получено значение, не укладывающееся в поле допуска, то это будет свидетельствовать о возможности утечки.
5. Производится оценка возможности утечки при є = 90 и є = 200.
В первом случае (є = 90) величина дебаланса входит в поле допуска (-104,559 90 95,279), поэтому решение принимается однозначное - утечки нет.
Во втором случае (є = 200) величина дебаланса не входит в поле допуска. Следовательно, дебаланс объемов нефти є= 200 должен быть сигналом обслуживающему персоналу о возможности утечки.
Основное преимущество предлагаемого метода диагностирования утечек из магистральных нефтепроводов с самотечными участками состоит в том, что он основан на использовании диспетчерских данных, определяемых с помощью обычного и характерного для любого трубопровода набора датчиков давления, расхода и температуры. Кроме того, преимущество метода заключается в том, что контроль за состоянием трубопровода может осуществляться непрерывно в течение всего периода эксплуатации (а не периодически как, к примеру, диагностическими снарядами), в том числе при эксплуатации с неполным заполнением сечения трубопровода.
При эксплуатации нефтепроводов, проходящих по сильно пересеченной местности, перекачивающих нефть с остаточным содержанием остаточной влаги, в наиболее низких участках в местах наибольшего прогиба трубопроводов вследствие коррозии возможны аварийные ситуации с утечкой нефти и нефтепродуктов. Особенно опасны нарушения целостности при эксплуатации подводных трубопроводов, когда до обнаружения утечки в реку или водоем может вылиться значительное количество нефти или нефтепродукта, что естественно отрицательно повлияет на экологическую обстановку
В настоящее время конструкция подводного трубопровода выполняется по схеме «труба в трубе», т.е. когда рабочий трубопровод размещается в трубопроводе большего диаметра на опорах различного типа [99]. Необходимо отметить, что в такой конструкции отсутствует контроль за повреждением подводного трубопровода. Известная конструкция подводного трубопровода на первый взгляд позволяет исключить попадание нефти в реку или водоем. Но не исключен случай, когда наружная труба, в которой размещен рабочий трубопровод, может быть повреждена. И в этом случае выход нефти в водоем неминуем.
Нами разработано устройство, которое позволяет осуществлять контроль за повреждением трубопровода (см. рисунки 3.1,3.2). Действие его показано на примере подводного трубопровода [85].
Предлагается в подводном трубопроводе, выполненном по схеме «труба в трубе», в месте максимального прогиба по нижней образующей наружной трубы выполнить «карман», внутри которого расположить предлагаемое уст ройство. Устройство представляет собой коромысло установленное на шарни ре с поплавком и ограничителем хода коромысла, при этом коромысло и огра ничитель подсоединены к источнику питания с наличием в электросети сиг нального устройства. Сигнальное устройство включается при подъеме коро мысла до контакта с ограничителем. «Карман» приваренный к нижней обра II зующей наружной трубы, снабжен Г - образным патрубком с задвижкой для подсоединения насоса откачки скапливающейся в «кармане» жидкости.
Способ улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей
При выполнении плановых ремонтных работ на трубопроводах, транспортирующих нефть и нефтепродукты, возникает необходимость опорожнения дефектного участка трубопровода от нефти и нефтепродуктов.
При замене дефектного участка трубопровода или линейных задвижек подготовка участка трубопровода к выполнению ремонтных работ производится путем опорожнения участка трубопровода, заключенного между линейными задвижками, причем нефть откачивается в земляные амбары, а нефтепродукты - в автоцистерны с последующим вывозом с места производства плановых ремонтных работ. Применяемые для этих целей технические средства представляют собой или эластичные манжеты [38], или уплотнения, связанные друг с другом гибким тросом [39], или поршень, устанавливаемый внутри трубопровода с последующей его фиксацией. Перечисленным механическим средствам присущи недостатки: так, например, одни не позволяют производить замену катушек или линейной арматуры; другие сложны в применении и для своего фиксирования и расфиксирования в трубопроводе требуют наличия исполнительного механизма. В связи с этим была поставлена задача - разработать простой и надежный метод опорожнения дефектного участка трубопровода, исключающий откачку нефти в земляные амбары и откачку нефтепродуктов в автоцистерны [67].
Коллективом авторов было предложено эффективное техническое решение, заключающееся в пропуске разделителя по трубопроводу с последующей его остановкой, причем разделитель останавливают посредством клина частично закрытой задвижки, расположенной за дефектным участком по потоку. Затем полностью закрывают задвижку и перемещают разделитель в обратном направлении закачиваемым через отвод инертным газом, например азотом, до частично закрытой задвижки, расположенной перед дефектным участком, с последующим закрытием последней [40]. В Западном филиале ЗАО «КазТрансОйл» было использовано данное техническое решение по опорожнению дефектного участка трубопровода. На рисунке приведена схема опорожнения дефектного участка трубопровода. - трубопровод; 2 - дефектный участок; 3 - отвод; 4, 5 - задвижки; 6 - разделитель; 7 - манометр
На трубопроводе 1 за дефектным участком 2 врезают отвод 3 в непосредственной близости от задвижки 4, а из камеры пуска и приема скребка по трубопроводу пропускают разделитель 6, скорость перемещения которого уменьшают по мере приближения к дефектному участку регулированием расхода жидкости. Задвижку 4 частично закрывают с целью использования ее клина в качестве упора (стопора) для разделителя. Контакт разделителя с клином задвижки 4 контролируется сигнализатором, установленным в отводе, а также с помощью установленного манометра 7 впереди (по потоку) отвода в трубопровод, закачивают инертный газ и под давлением последнего перемещают разделитель в обратном направлении к частично закрытой задвижке 5. При обратном движении разделитель опорожняет дефектный участок от нефтепродукта и задвижка полностью закрывается. Через отвод инертный газ выпускается из трубопровода и участок готов к производству ремонтных работ.
Методика расчета экономической эффективности увеличения пропускной способности нефтепровода за счет использования присадки
Результатом ввода присадки в нефтепровод является снижение гидравлического сопротивления на лимитирующем участке и, как следствие, увели 100 чение его пропускной способности [75]. Указанное оценивается соответствующим экономическим эффектом, который образуется за счет дополнительной выручки, получаемой за счет дополнительного объема перекачки, а также за счет разности себестоимости перекачки одного и того же количества тонно-километра нефти соответственно без присадки (базовый вариант) и с присадкой: 3v =(GnTO-G6)w+(m6-mnTO)-GnTO-L (42Q) где Grrm, G6 - соответственно новая и базовая годовая производительность нефтепровода, т; tyA-тариф за перекачку 1 т нефти, руб./т; гпб = — - се G6-L бестоимость перекачки 1 ткм нефти до ввода присадки (птп), руб./ткм; тптп = :— то же после ввода птп, руб./ткм; L - длина трубопровода, GnTn -L км; 2Сб, SCrrm - затраты производства на перекачку, руб.. Условно затраты производства для базового и нового вариантов можно записать как: Сб,п =СП +(-бЭН -птп.п = 2- -п + птп,эн + птп где СП - постоянные затраты производства, независящие от величины производительности (амортизация основных средств - для реального нефтепровода 45 %, зарплата 12 %, прочие расходы (содержание зданий и т.п.) 11 %; Сб,эн, Сптп, эн - затраты на электроэнергию в базовом и новом вариантах, руб./год; Сптп - затраты на присадку, руб./год. Из уравнений (4.20), (4.21) следует
Похожие диссертации на Исследование особенностей и прогнозирование нештатных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов
