Особености перекачки высоковязких и застывающих нефтей

Как было уже сказано, некоторые нефти обладают высокой вязкостью. Если попытаться транспортировать такие нефти без уменьшения вязкости, то для некоторых из них такая перекачка практически невозможна, для других — сильно затруднена. По­этому применяют различные меры для уменьшения вязкости. В настоящее время наиболее распространены такие методы, как подогрев, смешение с маловязкими нефтепродуктами или во­дой, добавление различных присадок.

Подогрев нефти («горячая» перекачка)

Подогрев проводится на специально сооружаемых тепловых станциях. Таким образом, в отличие от изотермических нефте­проводов при расчете «горячих» нефтепроводов необходимо оп­ределять и расстанавливать не только насосные, но и подогре­вательные станции. Схема такого нефтепровода изображена на рис. 2.14. Нефть с промыслов поступает в резервуары /, оборудованные подогревателями (обычно паровыми), далее на­сосами 2 нефть пропускается через подогреватель 3 и далее в насосную станцию 4. На перегоне между НС 4 и 8 с подогре­вателем 7 может потребоваться установка подогревательных станций 5 и 6.

Основной особенностью гидравлического расчета горячего трубопровода является то, что линия гидравлического уклона не прямая, как при изотермическим режиме, а кривая. В каж­дой точке по длине трубопровода гидравлический уклон (ха­рактеризуется тангенсом угла между горизонталью и касатель­ной к кривой гидравлического уклона) можно определить по формуле

где Q — объемный расход; v_j — коэффициент кинематической вязкости при средней температуре нефти t_Ср= 1/2*(t_н+t_к), t_н, t_k — температура нефти в начальном и конечном сечениях рассматриваемого участка; D_ВШ — внутренний диаметр; U_ct — ки­нематическая вязкость при температуре нефти, равной темпера­туре стенки трубы; m — коэффициент, характеризующий режим течения; B =128 (П /g) при m=1 и B = 0,214/g при m = 0,25.

Интегрируя (2.20), можно получить падение напора на тре­ние на рассматриваемом участке.

При изотермическом режиме U _ct = u_f и

р — плотность нефти; с_H — теплоемкость нефти; и — коэффи циент, определяемый экспериментально; t_o— температура окру­жающей трубу среды; k — коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду (грунт); l — длина трубопровода между тепловыми станциями; Ei — обозначение интегральной показа­тельной функции; а₁ — внутренний коэффициент теплопередачи, а₁ = 50 - 400 Вт/(см² * °С).

Для определения Л необходимо знать изменение темпера­туры по длине трубопровода. Температура t для любого сече­ния х можно найти по формуле Шухова

где D_H — наружный диаметр труб.

При расстановке НС и тепловых станций (ТС) расчет начи­нают от начального участка, где известна начальная темпера­тура нефти. По (2.23) рассчитывают падение температуры по длине, а по (2.22) — падение напора. В результате получают кривые падения температур t и напоров Н (рис. 2.15). На вы­ходе из ГНС известны температура нефти t_h1 и напор Н_CT. Сна­чала рассчитывают падение температуры; в сечении, где t до­стигнет

предельно допустимого значения t_k, устанавливают ТС с подогревом нефти до t_h2. Определяют падение напора h_r1 на участке l₁. Далее определяют падение температуры на втором и третьем участках и рассчитывают падение напоров на участках l ₂ и l з. В сечении х=l, где линия падения

напоров пересе­чет рельеф, необходимо ставить насосную и тепловую станции, если нефть будет транспортироваться дальше. В сечениях х=l₁ , x= l ₁ + l ₂ ставят только тепловые станции.