Введение
Только при организации грамотно продуманной системы доставки нефти добыча и переработка нефтепродуктов становится возможной. Нефтепровод (трубопровод для перемещения сырья) является одним из основных способов транспортировки нефтепродуктов.
Нефтепровод — это трубопровод, с помощью которого перекачивается не только нефть, но также и нефтепродукты, такие как керосин, мазут или бензин. В зависимости от того, какое именно сырье будет транспортироваться, трубопровод классифицируется так: бензиновый, мазутный, керосиновый и так далее. Поэтому очень важно в процессе проектирования этого сооружения знать, для чего именно оно будет предназначено. Ведь в зависимости от назначения трубопровода в большей степени будут зависеть требования к нему, в частности — изоляция.
Целью исследования является дать оценку состояния внутренней полости нефтепровода, это достигается путем решения следующих задач:
- изучить способы оценки состояния внутренней полости нефтепровода;
- изучить способы оценки состояния внутренней полости магистрального нефтепровода.
В данном исследовании используются следующие методы: изучение и анализ научной литературы по вопросу оценки внутренней полости нефтепровода, а также анализ, синтез.
В ходе написания реферативной работы автор изучил фундаментальные научные исследования отечественных ученых по обозначенной теме.
Оценка состояния внутренней полости нефтепровода
В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды, парафина, паров, механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода, что и может служить показателем состояния внутренней полости[1].
Фактическая величина гидравлического уклона определяется следующим образом
где P1 и P2 – давление в начале и в конце исследуемого участка, Па; z – разность геодезических отметок этого участка, м; l – длина исследуемого участка, м.
Однако в общем случае гидравлический уклон на различных участках нефтепровода может быть не одинаковым из-за изменения толщины стенок труб и наличия лупингов или переходов через препятствия.
Теоретический гидравлический уклон в этом случае будет определяться с использованием
.
Как правило iф > i. В противном случае следует искать ошибку в технологии участка, физических свойствах нефти или Q.
В настоящее время для оценки состояния внутренней полости используют понятия эффективного диаметра трубопровода и коэффициент эффективности работы трубопровода.
Эффективный диаметр показывает каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка
.
Если Dэф меняется в процессе эксплуатации и отличается от Dэк, то это может быть связано с загрязнением трубопровода после очистки, повышенной шероховатостью труб при работе в зоне смешанного трения и с наличием не полностью открытых задвижек или других местных сопротивлений на участке, или загрязнение участка достигло максимального значения.
Величина Dэф позволяет качественно оценить состояние внутренней полости.
Более информативным является понятие коэффициента эффективности работы участка
.
Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то
, ,
где– толщина отложений; Vот – объем отложений; Vтр – объем внутренней полости участка.
Следует помнить, что обработкой одного режима диспетчерских данных невозможно получить Е с точностью более 5%, то есть даже для чистого трубопровода будут получаться Е от 0,95 до 1,05. Сделать какой либо вывод по такому результату невозможно. Чтобы получить Е с точностью порядка 0,1%, необходима статистическая обработка 2030 диспетчерских данных (двое суток стабильной работы), либо проведение специальных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности.
Предварительные причины засорения нефтепровода могут быть определены по характеру изменения Е во времени. Если в зимнее время снижение Е замедляется или даже эффективность начинает расти, то полость засоряется водой. Повышение эффективности работы при повышении температуры грунта говорит о наличии процесса отложения парафина на стенках труб. Окончательный вывод можно сделать, исследовав состав отложений выносимых из трубопровода при очистке[2].
В соответствии с правилами эксплуатации МН очистку нефтепровода следует производить при снижении его пропускной способности на 3%. Учитывая, что:
.
Снижение фактической производительности Qф на 3% по отношению к производительности чистого нефтепровода Q произойдет при снижении Е до 0,948 при работе в зоне Блазиуса и до 0,944 при работе в зоне смешанного трения.
Оценка состояния внутренней полости магистрального нефтепровода
В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется водой, парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и как следствие – к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отразится на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода.
Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра de или по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН Е. Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка.
Эффективный диаметр определяется из уравнения:
.
Эффективность работы оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов:
,
где i – теоретическое значение гидравлического уклона:
;
ip – фактическое значение гидравлического уклона:
.
Таким образом, для оценки состояния внутренней полости участка необходимо собрать следующие данные: длина участка, длины подучастков с различной толщиной стенок и с лупингами или резервными нитками, внутренние диаметры всех подучастков, разность геодезических отметок участка, производительность участка, давление в начале и в конце участка при данной производительности, температура нефти в начале и в конце участка, вязкость и плотность нефти, характеристика всех измерительных приборов.
Все собранные величины определены с определенной точностью, в соответствии с возможностью измерительных приборов или других объективных и субъективных причин, что влечет за собой ошибку определения эффективности работы участка:
,
,
,
где¶ E,¶ i и т.д. – относительная ошибка измерения данного параметра.
Относительная ошибка определения Е при обработке одного режима работы участка обычно составляет от 3 до 10%, что соизмеримо с изменением эффективности работы участка в процессе эксплуатации. Для того чтобы сделать достоверный вывод о состоянии внутренней полости участка, необходимо определять Е с точностью – порядка (0,1¸0,2)% . Такой точности можно добиться усреднением определенного количества режимов работы МН. Максимальное число режимов, обработка которых позволить получить среднее значение эффективности Еср с нужной точностью, определяется зависимостью
.
При определении эффективности работы следует производить выбор режимов из промежутка времени стационарной работы МН, и в этом случае необходимое количество режимов будет в несколько раз меньше максимального. Как показали расчеты, при корректном выборе режимов достаточно усреднить результаты 12¸20 режимов. Абсолютная ошибка определения Еср при принятом количестве режимов п оценивается следующим образом:
,
где s – среднее квадратическое отклонение n результатов:
.
При известном значении коэффициента эффективности легко определяется эффективный диаметр
Приняв, что отложения равномерно распределены по длине участка, можно в первом приближении оценить объем скоплений в нем Vot:
,
где Vтр – геометрический объем труб участка.
Заключение
В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды, парафина, паров, механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода, что и может служить показателем состояния внутренней полости.
В настоящее время для оценки состояния внутренней полости используют понятия эффективного диаметра трубопровода и коэффициент эффективности работы трубопровода.
Следует помнить, что обработкой одного режима диспетчерских данных невозможно получить Е с точностью более 5%, то есть даже для чистого трубопровода будут получаться Е от 0,95 до 1,05. Сделать какой либо вывод по такому результату невозможно. Чтобы получить Е с точностью порядка 0,1%, необходима статистическая обработка 2030 диспетчерских данных (двое суток стабильной работы), либо проведение специальных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности.
Предварительные причины засорения нефтепровода могут быть определены по характеру изменения Е во времени. Если в зимнее время снижение Е замедляется или даже эффективность начинает расти, то полость засоряется водой. Повышение эффективности работы при повышении температуры грунта говорит о наличии процесса отложения парафина на стенках труб. Окончательный вывод можно сделать, исследовав состав отложений выносимых из трубопровода при очистке.
Список использованных источников
- Трубопроводный транспорт - 2015 : Материалы X Международной учебно-научно-практической конференции, Уфа, 21–22 мая 2015 года. – Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2015. – 502 с. – ISBN 9875783112638.
- Эксплуатация механо-технологического оборудования. Курс лекций; под общей ред. Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: ТИУ, 2019. – 257 с.
Сноски
- Эксплуатация механо-технологического оборудования. Курс лекций; под общей ред. Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: ТИУ, 2019. – 257 с.
- Эксплуатация механо-технологического оборудования. Курс лекций; под общей ред. Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: ТИУ, 2019. – 257 с.