Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

Характер изменения величины τ в зависимости от градиента

скорости сдвига S=32Q./(πД

) в трубопроводе показан на рис. 12.4.

Как видно из рисунка, по характеру зависимости τ от S (ее

называют кривой течения) все типы жидкостей (в том числе и не-

фти) делятся на два класса: ньютоновские 1 и неньютоновские

(пластичные 2, псевдопластичные 3 и дилатантные 4). Мы привыкли

иметь дело с ньютоновскими жидкостями (вода, светлые нефтепро -

дукты, маловязкие нефти и т.п.), для которых зависимость т от S имеет

вид прямой линии, выходящей из начала координат. Тангенс угла на-

клона этой прямой, определяемый как отношение τ/S, есть

динамическая вязкость µ,. Для ньютоновских жидкостей она не зави-

сит от градиента скорости сдвига.

Применительно к неньютоновским жидкостям введено поня-

тие эффективной динамической вязкости µ

. Определяют ее

следующим образом. Вычисляют градиент скорости сдвига S для условий

перекачки (по заданным Д и Q), восстанавливают перпендикуляр до

пересечения с соответствующей кривой течения, соединяют точку

пересечения с началом координат и вычисляют величину x/S при

данном градиенте скорости сдвига.

Делением µ. (или µ

) на плотность жидкости р при данной тем-

пературе находят ее кинематическую v (или эффективную

кинематическую v

) вязкость. Все гидравлические расчеты обычно ведут

с использованием этой величины.

Для ньютоновских жидкостей величина кинематической вяз-

кости может быть определена непосредственно, например, с

использованием капиллярного вискозиметра Пинкевича (рис. 12.5).

Вискозиметр представляет собой U-образную стеклянную конструк-

цию, в которой колено А является измерительным-, а колено Б -

вспомогательным. Колено А состоит из капилляра 1 и двух расширений

2, 3, а колено Б из трубки 4 с соском 5 и расширения 6. Вискозиметр

заполняется исследуемой жидкостью под вакуумом, создаваемым с

помощью резиновой груши, присоединяемой к соску 5. Затем, создавая

той же грушей давление на свободную поверхность жидкости в

расширении 6, заполняют расширения 2, 3. После этого вискозиметр

готов к работе. Для определения кинематической вязкости с помощью

секундомера измеряют время t, в течение которого свободно текущая

жидкость опускается от сечения М, до сечения М

, а затем это время

умножают на величину K(g/g

), где к-постоянная вискозиметра,

определяемая на эталонной жидкости, см

/с

; g - ускорение силы тяжести

в месте измерения вязкости (для Уфы g = 981,56 см/с

); g

- нормальное

ускорение силы тяжести, g

= 980,7 см/с

294

295

Рис. 12.5. Капилярный вискозиметр

Пинкевича:

1 - капилляр; 2,3 - расширения; 4 - трубка;

5 - сосок; 6 - расширение

Капиллярные вискозиметры Пинкевича выпускаются с различ-

ными диаметрами капилляра (мм): 0,4; 0,6; 0,8; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0;

2,5; 3,0; 3,5; 4,0. Для определения кинематической вязкости нефти

при заданной температуре выбирают вискозиметр с таким расчетом,

чтобы время истечения нефти было не менее 15 с.

На рис. 12.6 приведены вискограммы нефтей различной

вязкости. Как видно, зависимость v от Т имеет экспоненциальный

характер.

Вязкость нефтей России при 20 °С в 1.3-310.3 раз

превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ

транспортировки нефтей по трубопроводам. Маловязкие нефти

перекачивают при температуре окружающей среды без

предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают

одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями,

после предварительной механической или термической обработки, с

предварительным подогревом и др. (подробнее эти способы

рассмотрены ниже).

Температура застывания имеет существенное значение для

транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней факти-

ческой температуры жидкости затрудняется или становится

невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного

состояния в другое совершается не при одной постоянной температу-

ре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура

застывания является условной величиной. Она зависит главным обра-

зом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и

смол.

Температурой застывания нефти принято считать температу-

ру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров,

остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки

под углом 45 °.

Температура застывания маловязких нефтей составляет до

-25 °С и поэтому их можно транспортировать при температуре

окружающей среды. С увеличением содержания парафина

температура застывания увеличивается. Для нефтей полуострова

Мангышлак она доходит до +30 "С. Их можно перекачивать только

специальными методами.

Испаряемость - свойство нефтей и нефтепродуктов

переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре

меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных

жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока

газовое пространство над ними не будет

полностью насыщено углеводородами.

Скорость испарения нефтей и

нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них легких

фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

297

Пожаровзрывоопасность нефтей и нефтепродуктов ха-

рактеризуется способностью смесей их паров с воздухом

воспламеняться и взрываться.

Пожароопасность нефтей и нефтепродуктов определяется

величинами температур вспышки, воспламенения и

самовоспламенения. Под температурой вспышки паров понима-

ют температуру, при которой пары жидкости, нагретой при

определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхиваю-

щую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные

жидкости с температурой вспышки 61 °С и ниже относятся к лег-

ковоспламеняющимся, выше 61 °С- к горючим. Под температурой

воспламенения понимают температуру, при которой жидкость при

поднесении открытого пламени горит. Обычно температура вос-

пламенения на 10-50 °С выше температуры вспышки. Под

температурой самовоспламенения понимают температуру нагрева

жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения

открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения

установлено пять групп пожароопасных смесей: Т, > 450 "С; Т

300 - 450 °С; Т

= 200 - 300 °С; Т, = 135 - 200 °С; Т

= 100 -

135 °С.

Взрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характери-

зуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости.

Нижний предел взрываемости - это концентрация паров жидко-

сти в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за

избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горя-

щего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой

концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше ко-

торой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров

между нижним и верхним пределами взрываемости называют ин-

тервалом взрываемости. Для нефтей и нефтепродуктов интервал

взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их

высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими

свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопро-

водов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического

электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для

воспламенения же достаточно разряда с энергией 4 - 8 кВт.

Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов ста-

тического электричества: заземление токопроводящих элементов

оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10

м/с).

Токсичность нефтей и нефтепродуктов заключается в том,

что их пары оказывают отравляющее действие на организм

299

человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость ор-

ганов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной

системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.

Предотвращение отравлений персонала обеспечивается

усиленной вентиляцией производственных помещений, а также

применением изолирующих или фильтрующих противогазов при

работе в опасной для здоровья атмосфере.

12.3. Классификация нефтепроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, назы-

вается нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внут-

ренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: про-

мыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые),

нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность

их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элемен-

ты транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию

магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива желез-

нодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных

нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких де-

сятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам

(МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и

диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для

транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потреб-

ления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы

подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм

включи

тельно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учи-

тываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного

давления, а также при определении доли монтажных сварных соеди-

нений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся

к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к Ш-ей. Однако

отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях,

могут

иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы

нефтепроводов через водные преграды имеют категории В и I,

переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под

автомобильными и железными дорогами -1 и III и т.д.

Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов нео-

динакова по длине.

12.4. Основные объекты и сооружения

магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из сле-

дующих комплексов сооружений (рис. 12.7):

- подводящие трубопроводы;

- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции

(НПС);

- конечный пункт;

- линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с

головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыс-

лов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки

из резервуаров в трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС при-

ведена на рис. 12.8. Она включает подпорную насосную 1,

площадку фильтров и счетчиков 2, магистральную насосную 3,

площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и

резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку

2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от

посторонних предметов, а затем проходит через турбинные

расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее

количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где

производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также

осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в

трубопровод используются подпорная 1 и магистральная 3

насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и

счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку

регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном

нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для

запуска в нефтепровод очистных устройств - скребков.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, зат-

раченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения

дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по

301

трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 12.9. Она включает магистральную насосную 1, площадку

регуляторов давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из

магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей

перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная

электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотве-дения, подсобные и административные помещения и т.д.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между

эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного

участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка - «конечным пунктом» для него.

Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков.

Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов

протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3)

средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и

искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома об ходчиков; 8) вертолетные площадки; 9)

грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку»,

оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.