Успех последовательной перекачки достигается при условии тщательного контроля за технологическим процессом. Правильно организованный контроль позволяет диспетчеру достаточно точно знать местонахождение партий нефтепродуктов и зоны смеси, организовывать сбросы на попутные нефтебазы и наливные пункты, подготовиться к четкому приему и распределению смеси на конечном пункте трубопровода.

Для контроля за последовательной перекачкой разработан ряд методов и средств, основанных на фиксации изменения одного из физических параметров последовательно перекачиваемых жидкостей (плотности, диэлектрической проницаемости, скорости прохождения ультразвука и др.), а также на контроле за каким-либо индикатором (радиоактивные изотопы, флуоресцентные красители и т.д.).

   1. Контроль смеси по изменению плотности - контроль за прохождением смеси по изменению плотности производят в том случае, когда разность плотностей контактирующих жидкостей достаточно велика.

Для непрерывного (автоматического) измерения плотности перекачивающей жидкости создан ряд приборов- поплавковый плотномер; приборы, основанные на принципе взвешивания исследуемого продукта и сравнения с эталонной жидкостью, а также приборы, в которых измеряется частота колебаний специальных вибраторов в зависимости от плотности перекачиваемой жидкости.

Еще один метод контроля плотности перекачиваемой среды - это применение гамма-плотномеров (ПЖР). В основу метода измерения плотности положено свойство поглощения перекачиваемой жидкостью гамма-квантов радиоактивного излучения. Ослабление интенсивности гамма-излучения при прохождении через жидкость находится в прямой зависимости от ее плотности.

   2. Контроль смеси по скорости распространения ультразвука - скорость распространения ультразвука в различных нефтях и нефтепродуктах существенно различна (в дизтопливе - от 1375 до 1390 м/с, в керосине - от 1320 до 1335 м/c, в бензине - от 1175 до 1190 м/с), что и позволило создать соответствующие приборы контроля за последовательной перекачкой (например, УКП-2).

   3. Контроль смеси по оптической плотности - спектрофотометрический метод измерения концентрации нефтепродуктов для различных парных сочетаний последовательно перекачиваемых нефтепродуктов (бензин – бензин, бензин – дизтопливо, дизтопливо – дизтопливо) построен на различии оптических плотностей разных марок нефтепродуктов, измеренных в ультрафиолетовой области спектра.

   4. Контроль смеси с помощью индикаторов. Сущность индикаторного метода заключается в том, что в зону контакта двух последовательно перекачиваемых жидкостей помещается вещество-индикатор, которое распределяется по длине зоны смеси в соответствии с законами распределения примеси .

По мере продвижения по трубопроводу зона распространения индикатора увеличивается в обе стороны, совпадая по размерам с зоной смеси перекачиваемых жидкостей.

В качестве веществ-индикаторов могут применяться радиоактивные изотопы, красители, галлоидированные углеводороды и др.

Прием и реализация смеси на конечном пункте трубопровода

Образующаяся в нефтепродуктопроводе смесь перекачиваемых последовательно нефтепродуктов принимается на конечном пункте трубопровода одним из следующих способов:

1) добавляется в резервуары с чистыми нефтепродуктами;

2) принимается в отдельный резервуар (но затем все равно добавляется в резервуары с чистыми нефтепродуктами).

 В основу расчета раскладки смеси по резервуарам с чистыми нефтепродуктами положено понятие допустимой концентрации одной жидкости в другой. Эти величины определяются в результате лабораторных анализов. Для бензинов, например, контролируют, как изменяется их октановое число в зависимости от добавки примеси. Для дизтоплива контролируют изменение температуры вспышки.

Вопрос №6 Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов

Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов затруднен из-за их повышенной вязкости, высокой температуры застывания и других реологических особенностей. Высокая величина коэффициента гидравлического сопротивления при температуре окружающей среды вызывает необходимость сооружения большого числа насосных станций, что экономически не всегда целесообразно. Поэтому наряду с обычной изотермической перекачкой применяют и другие методы транспорта таких нефтей:

1. Гидроперекачку.

2. Перекачку с предварительным улучшением реологических свойств (путем механического воздействия, с помощью добавления жидких разбавителей, газонасыщения, присадок, термообработки).

3. Перекачку с подогревом.

 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 (проволоки) необходимых размеров и с заданным шагом, подачей воды через кольцевые муфты с тангенциальными отверстиями, расположенными перпендикулярно потоку нефти, прокладкой нефтепровода с перфорированными стенками внутри трубопровода большего диаметра и прокачкой воды между ними.

Установлено, что структура потока, в котором вязкая нефть движется внутри воды сохраняется при скорости потока не более 0,92 м/c.

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.

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). 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 транспортируемой 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.

Эмульсии типа “н/в” транспортируются только по промысловым трубопроводам: от скважины до установок подготовки нефти.

Наконец, третий способ гидроперекачки - это перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока. 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. Каждая структурная форма течения устанавливается самопроизвольно как только достигаются условия для ее существования. Такой способ гидроперекачки применяется только на коротких трубопроводах.

Перекачка с предварительным улучшением реологических свойств нефтей за счет механического воздействия

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 состоят из сита, которое контактирует с нефтью, вибратора, приводящего сито в колебательное движение, и трубопроводов. В отдельных случаях вибратор может воздействовать на трубопровод без применения сит.

Виброобработка производится виброситом с размером ячеек от 1,5 до 8 мм в течение 1...5 минут при частоте колебаний 20...250 Гц. Объясняется это тем, что при частотах колебаний менее 20 Гц разрушение структуры парафина в нефти до мелкодисперсного состояния не происходит, а при частотах свыше 250 Гц вибросито вырывает застывшую нефть кусками и разбрасывает по поверхности не успевая разрушить структуру в ней.

Устройство работает следующим образом. Включают вибратор и при температуре нефти на 5...10 градусов ниже температуры застывания погружают его в нефть. Нефть проходит через ячейки вибросита, парафинистая структура в ней разрушается и образующаяся суспензия через отверстия в корпусе вибратора попадает во всасывающий трубопровод .

Однако 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.

Перекачка высоковязких нефтей в смеси с жидкими углеводородными разбавителями

Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких нефтей и нефтепродуктов является применение углеводородных разбавителей-конденсатов и маловязких нефтей.

Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, т.к. часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, если в маловязкой жидкости, используемой в качестве разбавителя, содержатся асфальтосмолистые вещества, последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решетки.

Перекачка высоковязких нефтей в смеси с разбавителями распространена достаточно широко. Так, в нашей стране на самарской базе смешения часть высокопарафинистой мангышлакской нефти смешивается с маловязкими нефтями Поволжья и закачивается в нефтепровод “Дружба”.

Разбавление вязких нефтей и нефтепродуктов бензинами и керосинами для облегчения перекачки практически не осуществляется, т.к. их доставка на месторождения требует больших капитальных и эксплуатационных затрат. Для мазутов и гудронов такие разбавители также нецелесообразны поскольку на конечных пунктах нужны установки по разгонке смеси.

Целесообразнее всего в качестве разбавителей использовать маловязкие нефти. Если на месторождении добываются нефти разных свойств - высоковязкие, высокопарафинистые и маловязкие, то разбавляя вязкие нефти маловязкими, можно добиться резкого снижения вязкости и температуры застывания смеси и, таким образом, облегчить их перекачку.

Интересен также такой факт: на реологические свойства нефтяной смеси оказывает влияние температура смешиваемых компонентов. Гомогенная смесь получается если смешение производится при температуре на 3...5 градусов выше температуры застывания вязкого компонента.

 Перекачка термически обработанных нефтей

Термообработкой нефти называется ее тепловая обработка, предусматривающая нагрев нефти выше температуры плавления парафинов и последующее охлаждение с заданной скоростью для улучшения реологических параметров.

Исследования позволили выявить ряд закономерностей, связанных с термической обработкой нефтей:

1. Термообработка позволяет улучшить реологические свойства только парафинистых нефтей, содержащих асфальто-смолистые вещества.

2. Термообработка вясокозастывающих парафинистых нефтей при температуре подогрева меньшей, чем температура плавления парафинов, резко ухудшает реологические свойства нефти.

3. Для парафинистых нефтей существует оптимальная температура подогрева, при которой эффект термообработки наибольший. Эта температура всегда выше температуры плавления парафинов, находящихся в нефти.

4. Чем больше в нефти отношение содержания парафинов к содержанию асфальтосмолистых веществ, тем меньше эффект термообработки.

5. На свойства термически обработанных нефтей большое влияние оказывают способ (в статике или динамике) и скорость охлаждения нефти.

Степень улучшения реологических параметров термообработанной нефти зависит от температуры ее нагрева и условий последующего охлаждения.

Поскольку у разных нефтей состав парафинов различен, то оптимальную температуру термообработки определяют экспериментально для каждой парафинистой нефти. Например, оптимальной температурой термообработки жетыбайской нефти является 90 ^оС.

Скорость охлаждения нефти влияет на процесс роста кристаллов парафина. При оптимальной температуре охлаждения образуются крупные конгломераты парафино-смолистых веществ, которые неравномерно распространяются по всему объему. В нефти, не подвергавшейся термообработке или термообработанной при неоптимальных температурах и охлажденной с неоптимальной скоростью кристаллы парафина мельче, число их больше, они более равномерно распределены по всему объему нефти и в отсутствие движения могут соединяться между собой, образуя достаточно прочную структурную решетку, в ячейках которой располагается жидкая нефть. Оптимальной является скорость охлаждения 10...15 градусов в час.

На результаты термообработки оказывает влияние также состояние нефти в процессе охлаждения. Если нефть охлаждать в движении (например, подогретую до оптимальной температуры нефть сразу закачивать в трубопровод), то ее реологические свойства хотя и улучшаются, но значительно меньше, чем при охлаждении в покое. В то же время охлаждение в динамике дешевле. Вместе с тем, исходя из того, что охлаждение в статических условиях призвано повлиять на структуру кристаллизующегося парафина, можно принять комбинированный метод охлаждения: от оптимальной температуры термообработки (~ 90 ^оС) до 40...60 ^оС нефть можно охлаждать в движении (почти весь парафин еще растворен), а начиная с 40...60 ^оС до эксплуатационной - с заданным темпом в статических условиях.

Необходимо отметить, что реологические параметры термообработанной нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достигают значений, которые нефть имела до термообработки. Если термообработка высокопарафинистой нефти дает хорошие результаты, т.е. получаются низкие температуры застывания, эффективная вязкость и статическое напряжение сдвига, а также нефть имеет длительный срок восстановления реологических свойств, то ее можно транспортировать как обычную маловязкую. При этом надо учитывать, что потери на трение для каждого последующего перегона будут возрастать.

Перекачка высокозастывающих парафинистых нефтей с депрессорными присадками

Применение депрессорных присадок (депрессаторов) - веществ, уменьшающих температуру застывания, вязкость и предельное напряжение сдвига высокозастывающих парафинистых нефтей - один из перспективных способов их транспорта.

Депрессорные присадки уже давно применяются для снижения температуры застывания масел. Однако для нефтей эти присадки оказались малоэффективны.

Типичным природным депрессатором являются асфальто-смолистые вещества, содержащиеся в нефти. Поэтому одним из способов улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей является добавка к ним продуктов, богатых асфальто-смолистыми веществами - гудрона, битума и др.

Значительно больший эффект улучшения реологических свойств достигается при применении специально полученных присадок. Для высокопарафинистых нефтей эффективными депрессаторами являются созданные в нашей стране присадки ДН-1 и ВЭС – 503, представляющие собой полимерные поверхностно-активные вещества. За рубежом получили распространение присадки типа “Paramins”, разработанные фирмой “Эссо Кемикл”. Их добавляют к нефтям в количестве 0,02...0,15% масс. По внешнему виду они представляют собой парафинообразную массу, приобретающую подвижность лишь при 50...60 ^оС.

Полимерные присадки вводятся в нефть при температуре 60...70 ^оС, когда основная масса твердых парафинов находится в растворенном состоянии. На эффективность действия присадок существенно влияют также интенсивность перемешивания и темп охлаждения нефти. Уменьшение затрат на обработку присадкой достигается тем, что она вводится в еще неостывшую нефть, поступающую с установок ее подготовки.

Высокозастывающая нефть, обработанная депрессорной присадкой, становится ньютоновской жидкостью, длительное время сохраняет эффект обработки и при остановке нефтепровода в ней не образуется кристаллическая решетка.

 Перекачка нефти с подогревом

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом. Существует несколько вариантов перекачки высокозастывающих нефтей с подогревом. Для коротких (чаще нефтебазовых) трубопроводов используют методы электроподогрева:

- путем пропуска электрического тока по телу трубы;

- применением электронагревательных элементов в виде специальных кабелей и лент.

Прямой электроподогрев трубы заключается в подсоединении источника переменного тока напряжением не выше 50В к изолированному участку трубопровода. При прохождении по нему электрического тока согласно эффекту Джоуля выделяется тепло и происходит равномерный нагрев стенок трубопровода и находящегося в нем продукта. В качестве источника питания, как правило, применяются однофазные трансформаторы. С учетом требований техники безопасности и незначительного сопротивления труб напряжение источника питания составляет 12...36 В. Максимальная длина трубопровода, обогреваемого от одного источника питания, равна 1200 м. При большей длине обогреваемый трубопровод разбивается на несколько самостоятельных участков и питание подводится к каждому из них в отдельности.

Более распространены электронагревательные элементы в виде кабелей и лент. Кабели высокого сопротивления имеют термостойкую электроизоляцию и защиту от механических повреждений. Монтируются в основном с наружной поверхности трубы. Энергопотребление нагревательного кабеля составляет около 100 Вт на 1 м трубы. Прокладка нагреваемого кабеля внутри трубы более эффективна, чем снаружи, так как все тепло идет на разогрев нефти. Недостатком греющих кабелей является неравномерность нагрева трубы по периметру, что приводит к необходимости поддерживать на кабеле высокую температуру. Мощность, потребляемая греющим кабелем, достигает 4000 кВт, а обогреваемая длина 13,2 км.

Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ “горячей” перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод и периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе движения. Принципиальная схема такой перекачки следующая: Нефть с промысла по трубопроводу подается в резервуарный парк головной перекачивающей станции. Резервуары оборудованы подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти, позволяющая выкачать ее подпорными насосами. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием магистральных насосов. Магистральными насосами нефть закачивается в магистральный трубопровод. По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25...100 км устанавливают пункты подогрева. Далее нефть попадает на промежуточную насосную станцию, где также установлены подогреватели и все повторяется снова.

 Данный способ перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов получил наибольшее распространение.

Для “горячей” перекачки высоковязких нефтей и нефтепродуктов применяют поршневые и центробежные насосы. Поршневые насосы приводятся в действие от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания. Они используются для проталкивания застывшей нефти в трубопроводе.

Через подогреватели можно пропускать весь поток транспортируемой нефти или только часть ее. На магистральных “горячих” трубопроводах применяются паровые и огневые подогреватели.

Вопрос №7 Основные расчетные параметры газопроводов

Целью расчета газопровода является решение следующих задач:

q Определение диаметра газопровода;

q Определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;

q Расчет режимов работы КС;

q Уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы и промежуточных КС до конечного пункта газопровода.

Для выполнения технологического расчета газопровода необходимы следующие исходные данные:

§ Состав транспортируемого природного газа;

§ Годовая производительность газопровода Q_Г, млрд.м³/г;

§ Протяженность газопровода, рельеф, климатические данные по трассе.