Эксплуатация МН (МНПП) и оборудования НПС (стр. 3 )

Найденный расход q должен удовлетворять условию

.

Критический (минимально допустимый) расход в отводе qкр лимитируется условием начала расслоения потока и соответственно существенным увеличением объема смеси. Его находят по формуле

,

где a - коэффициент, зависящий от режима течения, для турбулентного режима a = 1,2;

j - угол наклона трубопровода к горизонту;

rт, rл, rв - плотность соответственно тяжелого, легкого и вытесняющего нефтепродукта; наихудшему случаю соответствует вариант, когда rв = rл.

Минимально требуемый расход сброса qтреб. определяется из технических соображений, а именно: общая продолжительность сброса нефтепродуктов не должна превышать 30 % от времени их перекачки по МНПП, т. е.

,

где Vсбр. - годовой объем сброса нефтепродукта на нефтебазу;

t - продолжительность перекачки по МНПП рассматриваемого

нефтепродукта.

Алгоритм решения задачи определения диаметра отвода следующий:

1)  по известным расходу сброса q и проектной производительности магистральной части нефтепродуктопровода QП находится ориентировочная величина относительного сброса φ0=1-q/QП;

2)  вычисляется безразмерный комплекс

;

3)  находится гидравлический уклон в отводе при единичном расходе

;

4)  вычисляется расчетный внутренний диаметр отвода

.

В ходе расчетов рассматривается два случая: m=0,123 и m=0.25. После выбора стандартного диаметра отвода в каждом случае проверяется правильность выбора m.

Технологические ограничения на режимы работы линейной части трубопровода

Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения

Существует множество причин, приводящих к нарушению целостности трубопроводов, сопровождаемых утечками нефти. К числу наиболее распространенных причин относятся:

-  механические повреждения трубопровода;

-  коррозия труб (внешняя и внутренняя);

-  дефекты швов;

-  заводской брак, допущенный при изготовлении труб;

-  эксплуатационные ошибки;

-  стихийные явления (землетрясения, наводнения, оползни и т. п.).

Статистика показывает, что на действующих нефтепрово­дах вероятность аварий увеличивается вместе со «старением» трубопроводов.

Механические повреждения трубопроводов и линейного оборудования составляют весомую часть аварий на нефте­проводах. Наезды автотранспорта на трубопровод на откры­тых его участках, повреждение трубопровода при производ­стве земляных работ, неаккуратное обращение с трубой при ремонтных работах и тому подобные случаи часто становятся причиной повреждения трубопроводов.

Коррозия металлов оказывает особенно пагубное влияние на состояние труб. Металл разрушается с образованием пя­тен и каверн значительной глубины, иногда поражающих всю глубину стенки. При образовании в трубопроводе коррозионных каверн покрытие по его периферии интенсивно раз­рушается, так как продукты коррозии - главный разрушитель металлов.

Внешняя коррозия образуется также под действи­ем блуждающих токов. Изоляционные покрытия не всегда обладают высокими диэлектрическими свойствами, что спо­собствует проникновению в трубопровод блуждающих токов. Несмотря на катодную защиту, при некачественной изоляции или ее повреждении возникает внешняя коррозия, которая впоследствии становится причиной утечек.

Существуют также причины возникновения внутренней коррозии трубопровода. В нефтях, представляющих собой смесь углеводородов, как правило, содержатся и неуглеводо­родные компоненты. Если первые инертны по отношению к металлам, то неуглеводородные компоненты вступают с ме­таллами в сложные химические реакции, снижая прочность стенок трубопровода. Особенно опасны сернистые соедине­ния, которые являются причиной от 3 до 20 % случаев корро­зионного повреждения внутренней поверхности трубопрово­дов. Заводнение нефтяных пластов, применяемое при добыче нефти для поддержания пластового давления, приводит к значительному обводнению продукции скважин. Несмотря на то, что в процессе подготовки нефти к транспорту на про­мыслах осуществляют ее обезвоживание и обессоливание, некоторое количество минерализованной воды все же попа­дает в магистральные нефтепроводы, что также способствует внутренней коррозии.

Скрытые дефекты труб, из которых состоит нефтепровод, служат одной из распространенных причин возникновения утечек. Эти дефекты могут возникнуть в результате низкока­чественного про ката при изготовлении труб или плохой свар­ки стыков при монтаже трубопровода и ремонтных работах. Обнаружить сразу такие дефекты, как правило, не удается, хотя для этого и принимаются меры. И только после длитель­ной эксплуатации нефтепроводов скрытые дефекты могут проявить себя и стать причиной повреждения трубопровода и утечки соответственно.

Нарушение технологических правил эксплуатации неф­тепроводов также составляет одну из причин возникновения утечек нефти. Частые пуски и остановки нефтеперекачи­вающих агрегатов, быстрые открытия и закрытия задвижек, всевозможные вибрации и другие причины приводят к воз­никновению в трубопроводах нестационарных (переходных) процессов, сопровождаемых резкими колебаниями давления. Нефть, текущая в трубопроводе, имеет значительную плотность (870-920 кг/м3) и, следовательно, инерцию, поэтому бы­стрые изменения скорости потока ведут к значительным ко­лебаниям давления, распространяющимся в виде волн вниз и вверх по потоку. В низинах профиля, в подводных переходах, в переходах под глубокими оврагами и других местах, где статическое давление и без того выше, чем в других сечениях трубопровода, могут возникать перегрузки, приводящие к разрыву трубы.

Наконец, стихийные бедствия и всевозможные природ­ные катаклизмы становятся зачастую причиной разрыва трубопроводов.

Из опубликованной информации следует, что механиче­ские повреждения нефтепроводов являются причиной около 33 % всех аварий; коррозия (как внешняя, так и внутрен­няя) - 53 % аварий; дефекты труб - 4 %; дефекты сварки - 3 %; эксплуатационные ошибки - 6 %; прочие - 1 %.

Основные причины аварий - механические повреждения трубопровода и линейного оборудования техники, коррозия, заводской брак, некачественная сварка, Т. е. те причины, о которых уже говорилось.

Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе

При нарушении герметичности трубопровода истечение нефти из отверстий в его стенке происходит, как правило, при переменном напоре.

Для преодоления жид­костью отверстия требуется не которая разность давлений (Рвнут - Рвнеш) внутри трубопровода и вне него, или в терминах напоров - разность напоров 𝛥Н = (Рвнут - Рвнеш)/(ρg). Если при этом размеры отверстия много меньше 𝛥Н, то говорят о «ма­лом» отверстии. Расход q нефти через отверстие выражается формулой:

, (1.1 )

в которой s - площадь отверстия, а μ - так называемый ко­эффициент расхода. для отверстий в тонких стенках обычно принимают μ = 0,62. Таким образом, для малых отверстий особенности его формы не играют существенной роли, а важна лишь площадь отверстия.

Если по нефтепроводу ведут перекачку, то давление Рвнут есть давление в том сечении трубопровода, в котором нахо­дится отверстие, а если истечение происходит в остановлен­ном трубопроводе (самотеком), то возможны три случая.

Первый случай. Площадь s отверстия настолько мала, что вытекающая жидкость не создает в трубе сколько-нибудь за­метного движения и нефть в трубе можно считать покоящей­ся. Тогда для распределения давления в нефтепроводе спра­ведлива гидростатическая формула:

Рвнут = Ру + ρg(z – z*),

где z - высотная отметка зеркала жидкости в трубопроводе, а z*- высотная отметка сечения, в котором расположено сквозное отверстие; если при этом внешнее давление считать равным атмосферному, то:

Рвнут - Рвнеш = ρg(z – z*) - Рвак.

Здесь Рвак = Ратм - Ру - вакуумметрическое давление в полос­ти, насыщенной парами перекачиваемой нефти [3].

Последнее уравнение можно представить в виде

( 1.2)

n. е. разность напоров, заставляющая вытекать жидкость через отверстие в стенке трубопровода, равна высоте «давя­щего» столба жидкости над отверстием за вычетом вакуум­метрической высоты, создаваемой

разряжением, образую­щимся в парогазовой полости трубы над зеркалом опускаю­щейся нефти.

Подставляя выражение 1.2 в формулу 1.1, получаем:

, (1.3)

На практике формулу (1.3) используют следующим обра­зом. На профиле нефтепровода отмечают сечение, в котором находится отверстие, и сечение, в котором профиль имеет максимальную высоту. Разность (z – z*) высот этих сечений дает значение, которое входит в формулу (1.3). По мере вы­текания жидкости высота максимального сечения изменяет­ся, так что z есть функция времени: z = z(t). Помимо этого, нужно учитывать, что длина столба опускающейся жидкости может уменьшаться как непрерывно, так и скачками - из нее могут исключаться целые участки трубопровода, имеющие V-образную форму. Это случается всякий раз, когда зеркало жидкости сравнивается по высоте с лежащей по ходу движе­ния местной вершиной профиля (рис. 1.2). Например, после достижения опускающимся зеркалом сечения В, происходит мгновенная остановка жидкости в V-образном колене АВ. В сечении А столб жидкости разрывается и в этом месте обра­зуется очередная парогазовая полость. Далее зеркало жидко­сти (нефти) продолжает опускаться, начиная с сечения А.

Второй случай. Площадь s отверстия в стенке трубы на­столько велика, что можно пренебречь разностью напоров 𝛥H внутри и вне трубы в этом сечении (например, имеет ме­сто крупный или полный разрыв нефтепровода). В этом слу­чае предположение о гидростатическом распределении дав­ления в трубопроводе неверно; в нем возникает интенсивное течение нефти к месту аварии, так что значительная часть движущего напора теряется на преодоление сил внутреннего трения. Иными словами, в нефтепроводе имеют место гид­равлические потери напора на трение. Поэтому для отверстий больших размеров разность 𝛥H напоров, входящая в формулу (1.1), не выражается формулой (1.2) через высотные отметки сечений трубопровода.