Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ

• Название: Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
• Анкор: Эксплуатация скважин
• Дата: 24.05.2022
• Размер: 2.57 Mb.
• Имя файла: Учебное пособие Эксплуатация.docx
• Тип: Документы; #546464
• страница: 2 из 20

2.ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДОВ
2.1. Гидравлический расчет нефтепровода
Целью гидравлического расчета является определение потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу.Полные (общие) потери напора складываются из потерь напора на трение и на преодоление разности высот трубопровода

, (2.1)

где Н – полные потери напора в трубопроводе, м; h – потери напора на трение, м; z – разность геодезических отметок между концом и началом трубопровода, м.

, (2.2)

где z₁ – геодезическая отметка начала трубопровода; z₂ – геодезическая отметка конца трубопровода.

Потери напора на трение представляются двумя составляющими

, (2.3)

где h_л – потери напора по длине нефтепровода; h_м – потери напора на местных сопротивлениях.

Потери напора являются функцией скорости движения нефти

, (2.4)

, (2.5)

где  – коэффициент гидравлического сопротивления; g – ускорение свободного падения, м/с²; l – длина трубопровода, м;  – коэффициент местного сопротивления; – скорость течения нефти, м/с; Q – объемная производительность нефтепровода, м³/с; F – площадь поперечного сечения трубопровода, м².

Для линейной части нефтепровода h_м=(0,010,02)h_л, поэтому ими можно пренебречь или принять

. (2.6)

В общем случае, коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и от относительной шероховатости 

, (2.7)

где е – абсолютная шероховатость труб; R и D – радиус и диаметр труб.

Так как гидравлическое сопротивление трубопровода зависит не только от высоты неровностей е, но и от их формы, абсолютная шероховатость не может полностью характеризовать течение нефти в трубе. В настоящее время вместо абсолютной шероховатости пользуются эквивалентной k_э. Эквивалентная шероховатость определяется на основании гидродинамических испытаний. При расчетах нефтепроводов рекомендуется использовать k_э= 0,10,2 мм

. (2.8)

Если Re < 2000 в трубопроводе наблюдается ламинарный режим течения и  является функцией только Re. В этом случае используется формула Стокса

. (2.9)

При Re 3000 ламинарный режим переходит в турбулентный. В пристенном слое нефти, однако, сохраняется ламинарный подслой, покрывающий шероховатость труб. С увеличением Re толщина подслоя уменьшается и при Re=Re_I толщина подслоя становится равной е. Таким образом, при 3000 ReRe_I =f(Re) и эта зона турбулентного режима получила название зоны гидравлически гладких труб




. (2.10)

 определяется в этой зоне по формуле Блазиуса (зона Блазиуса)

. (2.11)

Далее до Re_II = 500· , имеет место зона смешанного трения, где Re = f(Re, ). В настоящее время в этой зоне определяется из формулы Альтшуля

. (2.12)

При ReRe_II влияние числа Рейнольдса становится незначительным и  = f(), трубопровод переходит в квадратичную зону. По формуле Шифринсона

. (2.13)

Реально МН работает в зонах смешанного трения и гидравлически гладких труб (Блазиуса).
Если в формулу Дарси-Вейсбаха (4.4) подставить обобщенную формулу

, (2.14)

то получим обобщенную формулу Лейбензона

, (2.15)

где Ламинарный режим m= 1 = 4,15, с²/м;

Зона Блазиуса m= 0,25 = 0,0246, с²/м;

Зона смешанного трения m= 0,123 = 0,0802·10^{0,127lg(k/D)-0,627}, с²/м;

Квадратичная зона m= 0 = 0,0826·, с²/м;

Графическая зависимость полных потерь напора в трубопроводе от производительности получила название характеристики Q-H. Аналитически характеристика Q-H описывается уравнением

. (2.16)

По данным эксплуатации нефтепровода полные потери напора могут быть определены следующим образом

, (2.17)

где P₁ – давление в начальной точке участка, Па; P₂ – давление в конечной точке участка, Па;



2.2. Определение числа НПС и их расстановка по трассе
Необходимое для обеспечения заданной пропускной способности нефтепровода число НПС определяется из уравнения балансов между полными потерями напора в трубопроводе и напором развиваемым насосами НПС. Для эксплуатационного участка оно может быть записано следующим образом

, (2.18)

где h_н – начальный напор в участке (напор развиваемый подпорными насосами); n₀ – теоретическое число НПС; H_ст= kH_n-h_ст – напор развиваемый НПС; k – количество рабочих магистральных насосов на, НПС; H_n– напор развиваемый одним насосом; h_ст=1520м – внутристанционные потери напора; h_к=2040м – остаточный напор в конце участка.

Из (4.18) теоретическое число НПС будет равно

. (2.19)

Практически всегда n₀ будет получаться в виде неправильной дроби и возникает необходимость округления числа НПС.

При округлении в большую сторону суммарный напор всех НПС будет превышать необходимый для обеспечения заданной пропускной способности. Если характеристику НПС представить аналитически

, (2.20)

где а и b – коэффициенты позволяющие описать характеристику НПС, то уравнение баланса напоров можно записать в следующем виде

. (2.21)

В этом случае


(4.30)

(4.30)
. (2.22)

Если повышение пропускной способности не желательно, напор развиваемый всеми НПС необходимо снизить на величину

. (2.23)

Это возможно выполнить заменой рабочих колес на части насосов или обточкой рабочих колес. Во избежание снижения к.п.д. насосов обточка не должна превышать 10%.

Если суммарный напор НПС не снизить, то величина H будет потеряна не дросселирование.

При округлении в меньшую сторону (n  n₀) пропускная способность нефтепровода снизится. Для повышения ее до заданного уровня используют прокладку лупинга для снижения потерь напора в трубопроводе на величину

, (2.24)

где i – гидравлический уклон нефтепровода, представляющий собой потерю напора на трение на единице длины нефтепровода

; (2.25)

i_л – гидравлический уклон лупингованного участка

. (2.26)

При одинаковых диаметрах лупинга и магистрали

, (2.27)

 = 0,296 – для зоны Блазиуса, = 0,272 – для зоны смешанного трения.

Принятые НПС надо расставить по трассе МН таким образом, чтобы давление за НПС не превышало допустимого по прочности трубопровода или насоса, а на входе в НПС не было меньше допустимого гарантирующего бескавитационный режим работы насосов.

, (2.28)

, (2.29)

где h – напор на входе в НПС; P_ – допустимое давление труб МН; h_ – допустимый кавитационный запас насоса; P_s – давление насыщения нефти, Па; P_a – атмосферное давление, Па; h_вст – потери напора в трубопроводах от магистрали до входа в первый работающий насос

м. (2.30)

Для горизонтального нефтепровода давление в любой точке участка может быть определено следующим образом

,

где P₀ – давление в любой точке гидравлического участка нефтепровода, Па; P₁ – давление на выходе НПС, Па; x – расстояние от начала участка, м

. (2.31)

Таким образом в горизонтальном трубопроводе давление снижается равномерно по длине участка.

Линия показывающая изменение давление по длине нефтепровода получила название линии гидравлических уклонов. Из (4.31) видим, что гидравлический уклон геометрически является тангенсом угла наклона линии гидравлических уклонов по отношению к горизонтальной линии трубопровода.

Для реального трубопровода изменение давления по длине участка будет зависеть от z

, (2.32)

где P – давление в любой точке участка реального МН, Па; – разность геодезических отметок участка, м.

Разность геодезических отметок может значительно повлиять на распределение давления по длине участка. Для облегчения задачи определения положения НПС используется графический метод их расстановки. Для этого на сжатом профиле трассы, начиная с головной НПС, по вертикали от отметки трассы откладывают, с учетом вертикального масштаба, напор на выходе НПС. Из полученной точки строят линию гидравлических уклонов. Расстояние между профилем трассы и линией гидравлически уклонов дает напор в любой точке участка. Выбрав точку трассы, где напор равняется желаемому напору на входе в НПС, принимают ее за место возможной установки очередной НПС. Далее анализируют возможность и целесообразность сооружения НПС в выбранном месте. Место строительства может быть сдвинуто влево до максимального значения давления на входе НПС.

. (2.33)

Вправо НПС может быть сдвинута до выполнения условия

. (2.34)

Если желаемое место строительства НПС выходит за пределы этих границ, то это может быть реализовано используя прокладку лупинга и изменение диаметра рабочих колес насосов.

2.3. Расчет сложных трубопроводов
Ранее изложенная методика гидравлического расчета предполагает, что диаметр нефтепровода по длине не меняется. Такой трубопровод принято называть простым.

В действительности при постоянной величине внешнего диаметра труб нефтепровода внутренний диаметр меняется с изменением толщины стенок труб. Кроме того, на отдельных участках прокладываются параллельные трубопроводы (лупинги и резервные нитки). Такой трубопровод принято называть сложным.

В общем случае сложный трубопровод можно рассчитывать по отдельным участкам. Далее общие потери напора определяются как сумма потерь напора последовательно соединенных участков. На участках с параллельными нитками потери напора принимаются равными потерям напора в одной из них.

Для облегчения расчета используется замена расчета сложного трубопровода расчетом простого трубопровода использованием понятий эквивалентного диаметра и коэффициента расхода.

Эквивалентным диаметром принято называть диаметр простого трубопровода, пропускная способность которого равна пропускной способности реального нефтепровода при прочих равных условиях.

Эквивалентный диаметр определяется последовательным упрощением сложного трубопровода, используя формулы определения эквивалентного диаметра при параллельном и последовательном соединении участков.

При параллельном соединении nучастков

, (2.35)

где D_эк – эквивалентный диаметр; D_i – диаметр каждой из ветвей сложного участка.

При последовательном соединении nучастков

, (2.36)

где D_i – диаметр каждого из n последовательно соединенных участков; l_i – длина участка одного диаметра; L – суммарная длина последовательно соединенных участков.

Коэффициентом расхода K_р называют отношение пропускной способности нефтепровода данного диаметра Q к пропускной способности эталонного нефтепровода Q₀, при прочих равных условиях.

. (2.37)

Эталонный диаметр D₀ выбирается произвольно исходя из удобства расчетов. Обычно в расчётах принимают D₀ = 1 м.

Коэффициент расхода простого трубопровода диаметром D_i

. (2.38)

Для участка с параллельными нитками

(2.39)

Для последовательно соединенных участков

. (2.40)
В этом случае потери напора на трение в нефтепроводе будут определяться выражением

. (2.41)
2.4. 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.

Фактическая величина гидравлического уклона определяется следующим образом

, (2.42)

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

. (2.43)

Как правило i_ф> 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 эффективности работы трубопровода.

Эффективный диаметр показывает каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка

. (2.44)

Если D_эф не меняется в процессе эксплуатации и отличается от D_эк, 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 D_эф позволяет качественно оценить состояние внутренней полости.

Более информативным является понятие эффективности работы участка

. (2.45)

Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то

, (2.46)

, (2.47)

где – толщина отложений; V_от – объем отложений; V_тр – 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 2030 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.

В соответствии с правилами эксплуатации МН очистку нефтепровода следует производить при снижении его пропускной способности на 3%.

Учитывая, что

. (2.48)

Снижение фактической производительности Q_ф 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.