Увеличение пропускной способности горячего нефтепровода.

Как и на изотермических трубопроводах увеличения пропускной способности горячих трубопроводов можно достичь тремя способами: прокладкой лупинга, увеличением числа станций, комбинацией этих двух способов. Но поскольку на горячем трубопроводе можно установить станции всех трех видов, соответственно увеличивается и число способов: 1) прокладка лупинга, 2) увеличение числа НТС, 3) увеличение числа ТС, 4) увеличение числа НС. Кроме того, увеличить пропускную способность можно комбинированием упомянутых способов. Рассмотрим каждый из этих способов.

1. Увеличение пропускной способности прокладкой лупинга. При разных диаметрах лупинга и основного трубопровода тепловые режимы в этих двух нитках на параллельных участках будут неодинаковы, что окажет влияние на распределение расходов. Поэтому формулы изотермической гидравлики для расчетов лупингов на горячих

трубопроводах неприменимы. Для определения длины лупинга, необходимой для достижения заданного увеличения пропускной способности, составляют систему уравнений: а) баланс напоров на перегоне между станциями: б) условие равенства потерь напоров в лупинге и параллельном

ему участке основного трубопровода:

в) уравнения падения температуры по длине трубопровода:

г) уравнения баланса длим и расходов:

В этих уравнениях: L, l₁ и l_л — соответственно длины всего участка, участка до лупинга и лупинга; Q_л , Q₁ и Q_*соответственно расходы в лупинге, в параллельной лупингу нитке и суммарный; Т_н, Т_н1, Т_кл, Т_к1 - соответственно температуры в начале перегона, в начале лупинга, в конце лупинга и в конце параллельной лупингу нитке трубопровода.

Совместным решением приведенных уравнений определяется длина лупинга l_л заданного диаметра D_л, обеспечивающего увеличение пропускной способности трубопровода до заданного значения Q_*.2. Увеличение числа НТС (рис. 8.9Графики распределения напоров Н и температур Т по длине горячего нефтепровода до удвоения НТС (1) и после (2)).

Рассмотрим перегон между двумя НТС с равномерным подъемом или спуском трассы и одинаковыми теплофизическими характеристиками грунтов вдоль трассы. Тогда вторую НТС с тем же напором и температурой подогрева, что на первой НТС, надо устанавливать в середине перегона, и напор Н каждой НТС будет расходоваться на преодоление сопротивления в 1/2 длины перегона, т. е. Н =f / (Q_*, L/2). Следовательно, получим(8):

где К_* и ∆r_*—значение коэффициентов K и ∆r после увеличения пропускной способности. Методом последовательных приближений или графическим интерполированием из (8) определяется значение Q_*.3. Увеличение числа ТС (рис. 8.10. Графики распределения напоров Н и температур Т по длине горячего нефтепровода до удвоения ТС (1) и после (2)). При одинаковых теплофизических свойствах грунтов вдоль трассы и одинаковом режиме потока на всем перегоне дополнительную ТС надо устанавливать в середине перегона. Напор насосов Н будет расходоваться на преодоление со-

противлений двух одинаковых по тепловому режиму участков длиной L/2, где L — длина перегона между НТС, т. е. Н = 2f (Q_*, L/2). Получим

4. Увеличение числа НС (рис. 8.11). При установке дополнительной насосной станции на преодоление сопротивлений на перегоне между НТС будет расходоваться удвоенный напор станции, т. е. 2Н == f/ (Q_*, L) или Дополнительную НС надо располагать ближе к концу перегона, чтобы преодолеваемые каждой станцией потери напора были одинаковы. Местоположение дополнительной НС можно определить аналитически, но удобнее это сделать графоаналитически.

42. Особые режимы работы «горячих» нефтепроводов.

1. Запуск горячего нефтепровода.

Как показывает опыт пуска горячего нефтепровода k (коэффициент теплопередачи) холодного трубопровода в несколько раз превышает k трубопровода после прогрева. В связи с этим прямой пуск протяженного трубопровода практически невозможен. Пуск возможен после предварительного прогрева трубы. Прогрев возможен горячей маловязкой нефтью или нефтепродуктом или горячей водой. Существуют 4 возможных способа прогрева:

1. Прямой прогрев: маловязкий теплоноситель прокачивается от начала до конца участка трубопровода. Степень прогрева контролируется по температуре нефти в конце участка. Трубопровод считается прогретым при достижении Т_кон стенки трубы=температуры нефти;

2. Обратный: теплоноситель перекачивают в направлении от конца к началу участка. Обратный прогрев применяют в случае, когда на головных пунктах отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также технологическая обвязка НС позволяет обратную перекачку. При таком прогреве Т_кон>Т_нач стенки трубы. Но при этом возможно термическое перенапряжение в технологических трубопроводах НПС, в обвязке оборудования, а также на линейной части. Тепловой режим пуска более благоприятен. Как при прямом, так и при обратном подогреве наблюдается значителен расход теплоносителя;

3. Чтобы уменьшить расход теплоносителя применяют челночный прогрев. При челночном прогреве сокращается объем греющей жидкости, средняя температура системы становится выше, труба прогревается более равномерно, но увеличивается время прогрева по сравнению с прямым способом за счет обратных перекачек;

4 Встречный прогрев применяют для ускорения времени прогрева. Теплоноситель закачивается одновременно с начала и конца нефтепровода, а сброс производится в середине участка.

2. Безопасное время остановки «горячего нефтепровода».Остановки трубопровода могут быть связаны с необходимостью планово-предупредительных или аварийных ремонтов и с цикличностью работы трубопровода. Естественно при остановке происходит снижение температуры и увеличение вязкости нефти в трубе. Отсюда следует, чем дольше будет стоять нефтепровод, тем больше будет величина напора для обеспечения достаточного расхода. Время, по истечению которого возможно возобновление перекачки нефти без осложнений называется безопасным временем остановки.

В случае недостатка надлежащей производительности возможны след варианты работы трубопровода:

1. работа с пониженным расходом. Это бывает в начальный и заключительный этапы разработки месторождений. Работа с пониженной производительностью связана с необходимостью дополнительного подогрева нефти и с работой насосов на пониженном КПД;

2. циклическая перекачка состоит из периодов работы трубопровода с Q_опт и прекращение работы – цикл. Чем больше число циклов перекачки, тем меньше должна быть вместимость резервуаров для накопления нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит, затрат на них потребуется меньше. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефтепровода. При уменьшении числа циклов картина обратная: необходимость строительства дополнительных резервуаров и временя остановки может превысить время безопасной, следовательно, нужно вытеснить вязкий продукт.

3. Вытеснение застывшей жидкости. При остановке нефтепровода на время большее, чем время безопасной остановки запуск трубопровода становится невозможным. Для его запуска необходимо освободить его от застывшей нефти с помощью маловязкой нефти. Давление, необходимое для вытеснения определяется из условия:

PπD²/4≥πDlt_ст; Р≥4lt_ст/D≤[ Р_доп],

где Р – давление развиваемое станцией;

t_ст– статическое напряжение сдвига;

D,l – диаметр и длина перегона между станциями;

Р_доп – давление, которое может выдержать труба при данной толщине стенки.

Если Р>Р_доп – вытеснение нефти из всего участка невозможно. Вытеснение можно производить отдельными участками, длину которых можно определить:

l_i=P_допD/4t_ст

В этом случае время замещения можно разбить на 2 периода:

В течение первого периода напор нефти ограничивается максимально допустимым значением Н_доп, а расход Q по мере увеличения участка, занятого маловязким продуктом, возрастает. Наконец, Q достигает Q_max. Тогда наступает второй период. В связи с дальнейшим увеличением длины участка, занятого маловязким продуктом, полные потери напора и напор станции уменьшается, а расход немного возрастает. Полное время замещения определяется суммой 2-х времен.