Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов

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 асфальто-смолистые 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). 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. Присадки эффективны при очень небольшой концентрации. Недостаток: высокая стоимость присадок. 3. Перекачка термообработанных нефтей. Термообработка – это подогрев нефти до температуры выше температуры плавления с последующим охлаждением в определенном режиме. 4. Перекачка нефти с подогревом (горячая перекачка). Суть: нефть подогревается в резервуарах до температуры, при которой она может перекачиваться подпорными насосами и подается ими в огневые печи для подогрева, где ее температура поднимается. 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.

24. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.

Целью теплового расчета является определение тепловых потерь по длине н/пров. и оценка этих потерь. С учетом данных теплового расчета определяют пропускную способность, шаг НТС, рассчитывают трубопровод на прочность и устойчивость. выбирают толщину и тип изоляции. В процессе эксплуатации результаты теплового расчета используются для оперативного диспетчерского управления за работой трубопровода.

Целью теплового расчета при проектировании м.н., особенно горячего: определить распределение температуры по его длине и оценить тепловые потери. График 1 дает распределение тем-ы по длине труб-да. Пусть в труб-де ч|з его нач.сечение поступает нефть, подогретая до темпер-ры Тн. Тогда на некотором расстоянии x от начала т|да в следствии теплообмена с окр средой темп-ра нефти понизится до Т. Для определения Т в сечении x выделим элементарный участок длиной dx и рассмотрим его тепловой баланс (см. ф-у 1). КПД(T-Tо)dx - потери нефти в окр-ю среду с эл-та т|да длиной dx. К- общ. Коэф-т теплопередачи (Вт|м2К)-он показывает какое кол-во тепла теряется с 1м2 площади ч|з стенку в окр.среду при изменении темп-ы на 1К;

Д- внутр диаметр тр|а, м, Т- тем-ра нефти в т|п, То- темп-ра окр. Среды; Qrgidx - теплота трения потока в рассматриваемом сечении.. Q-объемный расход нефти. Т.к. теплота трения компенсирует, т.е. ум-ет теплопотери, то перед 2-ым слагаемым стоит знак “-”, QrexdT - тепло, выделяющееся при кристаллизации парафина. e- массовое содержание парафина в нефти в долях ед, выделяющегося из нефти при понижении тем-ры от Тнп до Ткп. Тнп - тем-ра начала парафинизации, Ткп- тем-ра конца парафиниз-ии, x - скрытая теплота кристаллизации парафина.. Тепло кристаллизации парафина также частично компенсирует теплопотери в окр.среду. Но имея в виду, что dT величина отриц-ая, т.к. тем-ры по длине падает, два минуса дают + перед слагаемым. В правой части ур-ия теплового баланса - QrCpdT - изменение теплосодержания, Cp- теплоемкость нефти, т.к. в выражении есть dT, то знак отрицательный. Приняв среднее значение гидр.уклона, разделяя переменные и интегрируя, имея в виду, что при х=0, Т=Тн, получим: ax=ln Тн-То-b| Т-То-b (2), где b=Qrgi|КПД (4) или

Т=То+b + (Тн-То-b)exp (-ax) (3)- з-н падения тем-ры или ур-е Лейбензона, ax- показатель Шухова a=КПД| QrCp* (5) - характ-ет ск-ть изменения темпер-ы в трубе, Cp*=Cp(1+ex|Cp(Тнп-Ткп)) (6), если e=0, то Cp*=Cp Если Cp*=Cp, то получится чистая ф-ла Лейбензона. А если еще нефть маловязкая или труба маленького диаметра и маленького расхода, и мы пренебрегаем теплом трения потока (b=0), то получим ф-лу Шухова Т=То+(Тн-То)e^-ax (7) ф-ла Шухова Горячие труб-ы чаще всего считают по Шухову. График изменения тем-ры горячего т-да по разным формулам.

Из графика 2 видно, что теплота трения и теплота кристаллизации снижают интенсивность охлаждения ж-ть в тр-де. Сравнивая ур-я Лейбензона и Шухова, видим, что, при учете тепла трения потока прирост темп-ы D=b(1 - exp(-ax)) (8). А Max прирост будет равен. Определение режима течения горячего н|провода.

Тнач£ Ткр - ламинарный Ткон ³ Ткр - турбулентный, Тнач>Ткр>Ткон - 2 режима

В горячем нефт-де могут быть 2 режима течения: 1. На уч-ке, где тем-ры высокие, возможен турбул-ый режим. 2. А на оставшейся длине ламинарный. График 3 показывает з-н падения тем-ры при 2-х режимах течения. В горячем труб-де при определ-и Re этой формулой непользуются. Режим течения в горячем тр-де определяют с учетои Ткр - это тем-ра, которая соот-ет переходу турбулентного режима в ламинарный и нооборот. Ткр опред-ся по ф-ле 9 Ткр= Т*+1|u lnn* ПDReкр|4Q Reкр =2000 Режим определяют с Ткр, сравнивая ее с Тнач и Ткон, Re1,Re2 потери напора на трение по длине H=bQ^2-mn^mL|D^5-m.

Ннеизот=hизотD h изот-потери напора при начальной температуре или температуре подогрева D- множитель который говорит об увеличении потерь напора по длине и в радиальном направлении за счет неизотермичности потока. D- величина >1

Характеристика горячего нефтепровода: H=f(q)

При малых расходах нефть быстро остывает и тем-ра ее приближается к То поэтому в начале характеристика Q-H близка к линии То=const, т.е. к харак-ке изотермического труб-да. При больших расходах за время движения м|у пунктами подогрева нефть не успевает остыть, поэтому хар-ка близка к линии изображ-ей хар-ку изотермич-го труб-да при Тнач=const, наличие горба на харак-ке связано с харак-ом изменения напора, т.о. при увеличении - вязкость уменьшается, а на потери напора во второй зоне изменение вязкости сказывается больше чем рост производительности. Первая зона - не рабочая т.к. малы расходы, 2 зона- зона неустойчевой работы- при уменьшени Qпотери могут возрасти настолько что установленное обору-ие не сможет их преодолеть. 3 зона- зона больших расходов, или устойчевая зона, она рекомендуется в качестве рабочей7 нельзя допустить снижение производ-и вывод-их нефт-д из 3 зоны во вторую. Если труб-д по каким-то причинам оказался во 2 зоне, то в 3 зону его можно перевести следующими способами: 1. Увеличить Тнач подогрева нефти не снижая Q2. Увеличить напор насоса 3. Перейти на перекачку менее вязкой нефти.

27. Особые режимы работы горячих н/пров.

1. Запуск горячего нефт-да. Как показывает опыт пуска горячего неф-да к (коэффициент теплопередачи)холодного т-да в несколько раз превышает к т-да после прогрева. В связи с этим прямой пуск протяженного тр-да практически невозможен. Пуск возможен после предварительного прогрева трубы. Прогрев возможен: 1. Горячей маловязкой нефтью или н|продуктом. 2. Горячей водой. Существуют 4 возможных способа прогрева: 1 прямой прогрев (при прямом прогреве маловязкий теплоноситель прокачивается от начала до конца участка н|да. Степень прогрева контролируется по температуре нефти в конце участка. Т\д считается прогретым при достижении тем-ры нефти = Ткон стенки трубы.); 2. Обратный (Теплоноситель перекачивают в направлении от конца к началу уч-ка. Обратный прогрев прим-ют в случае, когда на головных пунктах отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также технологическая обвязка НС позволяет обратную перекачку. При таком прогреве Тк>Тнач стенки трубы. Но при этом возможна термическое перенапряжение в технологич. трубах НПС, в обвязке ТО, а также на линейной части. Тепловой режим пуска более благоприятен. Как при прямом, так и при обратном подогреве значителен расход теплоносителя.); 3. Челночный (Чтобы уменьшить расход теплоносителя применяют челночный прогрев или чтобы уменьшить время прогрева. При челночном прогреве сокращается объем греющей жидкости, сред температура сис-мы становится выше, труба прогревается более равномерно.); 4 Встречный ( Встречный прогрев: применяют для ускорения времени прогрева. Теплоноситель закачивается одновременно с начала и конца т|да а сброс произ-ся в середине уч-ка.). 2. Безопасное время остановки г.н. Остановки т|да м.б. связаны с необходим-ю планово-предупредительных или аварийных ремонтов и с цикличностью работы т|да. Естественно при остановке происходит снижение тем-ры и ув-ие вязкости нефти в трубе осюда следует чем дольше будет стоять т|д, тем больше будет величина напора для обеспечения достаточного расхода. Время, по истечению к-го возможно возобновление перекачки нефти без осложнений наз-ся безопасным временем остановки. В случае недостатка надлежащей производительности возможны след варианты работы т|а: 1. работа с пониженным расходом (Это бывает в начальный и заключительный этапы разработки месторождений. Работа с пониженной производительностью связана с необх-ю дополнительного подогрева нефти и с работой насосов на пониженном КПД.); 2. циклическая перекачка (состоит из периодов работы т|да с Qопт и прекращение работы (Q=0). Циклическая работа связана с необходимостью строительства дополнительных рез-ов и при времени остановки> времени безопасной ост-ки замещением вязкого продукта маловязким.) 3. Вытеснение застывшей ж-ти. При остановке тр-да на время > чем время безопасной остановки запуск т|да становится невозможным. Для запуска т|да необх-мо освободить его от застывшей Ввн производится маловязкой нефтью. Давление, необх-ое для вытеснения опр-ся из условия P πD² /4 ≥ πD lt_ст ; Р≥ 4 lt_ст/ D≤[ Р_доп] Р-давление развиваемое станцией t_ст- статическое напряжение сдвига, D,l - диаметр и длина перегона м|у станциями, Рдоп- давление к-ое может выдержать труба при дан.толщине стенки. Если Р>Р_доп - вытеснение нефти из всего уч-ка невозможно- вытеснение можно производить отд участками, длину которых можно определить l_i= P_дD/4 t_ст В этом случае время замещения можно разбить на 2 периода: 1. Когда напор НПС>напора допустимого. Замещение идет при напоре в т\п Ндоп=const 2. Когда напор НПС< Нд. Полное время замещения определяется суммой 2-х времен.