Пусть расход нефти, ее начальная температура на входе в трубопровод и условия теплообмена не меняются во времени. При этих предположениях тепловой и гидравлический режимы перекачки можно считать установившимися.

При установившемся режиме течения температура в сечении трубопровода остается постоянной и меняется только от сечения к сечению трубы. Обозначим потери полного напора на участке между двумя близкими сечениями трубопровода через dH. Тогда гидравлический уклон на этом участке трубопровода будет равен:

.                                 (2.33)

Гидравлический уклон можно вычислить по формуле Дарси — Вейсбаха с учетом поправки на различие температуры нефти в потоке и на внутренней поверхности трубы:

.                               (2.34)

Для вычисления гидравлического уклона используется формула Лейбензона с учетом отличия температуры в ядре потока от температуры внутренней поверхности трубы. Это различие температур приводит к тому, что вязкость потока вблизи поверхности трубопровода будет отличаться от вязкости нефти, движущейся в центральной части потока:

             (2.35)

где  — кинематическая вязкость нефти, вычисленная для температуры на внутренней поверхности трубы.

Множитель в скобках учитывает неравномерность распределения температуры по сечению трубопровода. Температура вблизи поверхности трубы меньше, чем в ядре потока, соответственно вязкость нефти вблизи поверхности будет максимальной в сечении, поэтому величина поправки в формуле (2.35) будет больше единицы.

Уравнение (2.33) представим в виде:

.        (2.36)

Полагая для простоты ε=γ=0 получим:

       (2.37)

В турбулентном потоке из-за интенсивного переноса тепла температуры ядра потока и металла трубы практически равны друг другу, поэтому в формуле Лейбензона можно не учитывать поправку на неравномерность профиля температуры.

Тогда уравнение (2.37) запишем в виде:

       (2.38)

Проинтегрируем это уравнение по переменной T от температуры в начале участка трубопровода T_н до температуры в конце участка Tk.

      , (2.39)

Найденная величина определяет потери полного напора на рассматриваемом участке при турбулентном режиме течения в зоне Блазиуса.

При ламинарном режиме течения профиль температуры более вытянутый вдоль оси трубопровода, чем в турбулентном потоке, поэтому при вычислении потерь напора следует учесть неравномерность распределения температуры в сечении трубы.

С помощью (2.30) вычисляем отношение вязкостей в формуле (2.35)

     , (2.40)

где - температура внутренней поверхности стенки трубы.

При установившемся теплообмене потоки на границах стенки трубы равны (стенка не накапливает тепло):

,                            (2.41)

Выражение для гидравлического уклона имеет вид:

       (2.42)

Отметим, что из формулы для вычисления коэффициента теплопередачи K следует, что всегда выполняется неравенство .

Интегрируем это уравнение по температуре от начального ее значения до конечной температуры:

    , (2.43)

Характер изменения напора и температуры нефти между перекачивающими станциями горизонтального “горячего” трубопровода показан на рис. 2.16. Пусть напор на выходе из насосной станции (без учета подпора) равен Н_ст. На каждом перегоне между пунктами подогрева ТС он уменьшается на величину h. Поскольку нефть, движущаяся в трубопроводе, постепенно остывает, гидравлический уклон с удалением от ТС становится все больше. После нагрева нефти на следующем пункте подогрева характер изменения напора по длине трубопровода повторяется.

Рисунок 2.16 - Характер изменения напора и температуры нефти между перекачивающими станциями «горячего» трубопровода.

Гидроперекачка

Гидроперекачкой называют совместную перекачку высоковязких нефтей с водой. Известно несколько способов гидроперекачки:

1. Перекачка нефти внутри водяного кольца.

2. Перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа “нефть в воде” (н/в).

3. Перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока.

Первый способ заключается в том, что в трубопровод одновременно закачивают воду и вязкую нефть так, чтобы последняя двигалась внутри водяного кольца. Создание подобного кольца достигается различными путями - применением винтовой нарезки заводского изготовления (аналог: ствол нарезного оружия) или приваренных по спирали металлических полос необходимых размеров и с заданным шагом (рис. 2.17 а), подачей воды через кольцевые муфты с тангенциальными отверстиями, расположенными перпендикулярно потоку нефти (рис. 2.17 б), прокладкой нефтепровода с перфорированными стенками внутри трубопровода большего диаметра и прокачкой воды между ними (рис. 2.17 в).

Рис. 2.17  Гидроперекачка нефти внутри водяного кольца:

а- с применением винтовой нарезки; б- с применением кольцевых муфт;

в- с использованием перфорированного трубопровода

С увеличением дальности перекачки неизбежно произойдет гравитационное расслоение нефти и воды, что приведет к резкому увеличению перепада давления в трубопроводе.

Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа “нефть в воде”. Частицы нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти с внутренней поверхностью трубы не происходит (рис. 2.18 а).

Рисунок 2.18- Гидроперекачка в виде эмульсии: а- типа ²нефть в воде²; б- типа ²вода в нефти²

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Поверхностно-активные вещества (ПАВ) — химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела фаз, вызывают снижение поверхностного натяжения (мыло. алкилбензосульфонат, сульфаты и сульфоэфиры жирных кислот).

Устойчивость эмульсии типа “нефть в воде” зависит от характеристики и концентрации ПАВ, температуры, режима течения, соотношения воды и нефти в потоке.

Уменьшение объема воды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. При увеличении объема транпортируемой воды устойчивость эмульсии повышается, но возрастают энергозатраты на перекачку балласта (воды). В результате экспериментов было установлено, что минимальное количество воды должно составлять около 30 % от общего объема транспортируемой смеси.

Недостатком данного способа гидроперекачки является опасность инверсии фаз, т.е. превращения эмульсии типа “нефть в воде” в эмульсию типа “вода в нефти”(рис. 2.18 б), при изменении скорости или температуры перекачки. Транспортирование водонефтяных эмульсий по трубопроводам с промежуточными насосными станциями также нежелательно, поскольку в насосах происходит диспергирование фаз и такие эмульсии затем трудно разрушить.

Третий способ гидроперекачки - это перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока (рис. 2.19).

Рисунок 2.19. Структурные формы потока при послойной перекачки нефти и воды:

а- линзовая; б- раздельная с плоской границей; в- раздельная с криволинейной границей;

г- кольцевая экоцентричная; д- кольцевая концентричная

Обычно его иллюстрируют так: нефть и вода, движущиеся в трубопроводе, имеют плоскую границу раздела. За счет того, что часть периметра трубы контактируется с менее вязкой водой увеличивается производительность трубопровода или при том же расходе нефти уменьшается перепад давления. На самом деле совместное течение нефти и воды без искусственного вмешательства характеризуется несколькими структурными формами течения, переходящими одна в другую по мере изменения скорости.

2.9 Перекачка с предварительным улучшением реологических свойств нефтей

Механическая обработка

Сущность данного метода перекачки состоит в том, что высокопарафинистую нефть охлаждают до образования в ней парафинистой структуры, а затем механическим путем разрушают последнюю. Содержащиеся в нефти смолы и асфальтены обволакивают “осколки” парафиновой структуры, препятствуя их повторному соединению. Обычных скоростей перекачки достаточно, чтобы полученная суспензия парафина в нефти сравнительно длительное время сохраняла необходимую подвижность.

Разрушение парафиновых структур может выполняться с помощью специальных мешалок, путем виброобработки, с помощью диафрагм и т.д.

Устройства для виброобработки нефтей (рис. 2.20) состоят из сита, которое контактирует с нефтью, вибратора, приводящего сито в колебательное движение, и трубопроводов.

Устройство для откачки вязких высокопарафинистых нефтей из резервуаров (земляных амбаров) состоит (рис. 2.20 а) из сита 1 в виде полусферы, которое жестко, с помощью пояса 2 укрепляется на вибраторе 3. Вибратор 3 трубопроводом 4 соединяется с насосом для откачки нефти.

Рисунок 2.20. Устройства для выработки высокопарафинистой нефти:

а) - в резервуарах и земляных амбарах; б)- в трубопроводе

1 - сито; 2 - пояс; 3-вибратор, 4 - трубопровод для откачки суспензии ;

5 - каркас; 6 - кольца с сетками.

Разрушение парафиновой структуры нефти можно производить и непосредственно в трубопроводе. Для этой цели используется устройство (рис. 2.20 б), состоящее из каркаса 1, внутри которого укреплены кольца с сетками (плоскими или вогнутыми) 2. Размеры ячеек и частота виброоработки та же, что и в устройстве, рассмотренном ранее. Разрушение формирующейся структуры происходит в результате возвратно-поступательного движения каркаса вдоль направления движения потока.

С течением времени структура парафина в нефти восстанавливается (в зависимости от состава нефти для этого требуется от нескольких часов до нескольких суток). Установлено, что высокопарафинистые нефти, не содержащие асфальтенов практически не изменяют своих свойств после механического разрушения, т.к. решетка парафина после прекращения ее разрушения восстанавливается очень быстро. По мере увеличения содержания асфальтенов в высокопарафинистой нефти продолжительность восстановления структуры увеличивается. Это связано с тем, что молекулы асфальтенов адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и препятствуют образованию прочной парафинистой структуры. Вместе с тем превышение некоторого оптимального содержания асфальтенов в нефти настолько загущает ее, что вязкость снова начинает расти.

Метод виброобработки используется в незначительных масштабах, т.к. установки малопроизводительны. Основная область его применения - это откачка застывшей нефти из резервуаров, земляных амбаров и технологических трубопроводов. Разрабатываются методы снижение вязкости нефти методом гидродинамической кавитации.