Материал: 2143

потери напора при возобновлении перекачки резко возрастают. Они максимальны в момент пуска трубопровода, когда весь он заполнен остывшей нефтью. По мере замещения остывшей нефти разогретым продуктом потери на трение в трубопроводе быстро уменьшаются. После вытеснения из трубы всей остывшей нефти темп снижения потерь напора на трение снижается, а уменьшение потерь связано с прогревом системы трубопровод – грунт горячей нефтью. По мере

давление упругих паров нефти до разбавления.

Из неравенства (6.1) следует, что при перекачке разбавленной нефти подпорные давления на головной перекачивающей станции и

81

промежуточных станциях должны быть больше, чем при перекачке исходной нефти.

Это обстоятельство и различие вязкостей и плотностей (последнее можно не учитывать в расчетах из-за малой разности плотностей по сравнению с различием вязкостей) приводит к

Сзаметному различию совмещенных характеристик (рис. 6.4).

Видно, что гидравлические характеристики трубопровода пересекаются в некоторой точке, которой соответствует расход смеси Q*. Для расходов меньших этого значения напоры при

исходной нефти з-за большего подпора необходимого при перекачке

смесиперекачке разбавленной нефти будут больше, чем при перекачке

. Для Q > Q* нао орот напор при перекачке разбавленной нефти

всегда будет меньше напора при перекачке исходной нефти.

конденсата, нефть.

Давлендобавленныхупруг х паров разбавленной нефти и ее вязкость зависят от температуры и количества маловязкой нефти или

А Д

Рис. 6.4. СовмещенныеИ(Q – Н) - характеристики участка трубопровода и перекачивающейстанции:1 – для исходной нефти; 2 – для разбавленной нефти

Практика "горячей" перекачки показала, что можно снизить вязкость высокопарафинистой нефти путем ее термообработки, которая подразумевает нагрев нефти до определенной температуры выше температуры плавления парафина (порядка 363 К) с последующим охлаждением в дина-

82

мическом и статическом режимах с заданной скоростью (10 – 20 К/ч). Термообработка позволяет улучшить реологические свойства только тех парафинистых нефтей, в которых имеются асфальтосмолистые вещества.

При нагреве нефти в процессе термообработки твердые парафиновые углеводороды растворяются. При ее охлаждении начинают образовываться кристаллы парафинов, которые вступают в контакт с асфальтосмолистыми веществами. При этом изменяется форма параф новых кристаллов, и в результате этого уменьшается температура застыван я нефти.

горячую нефть через теплоо менники. Последующее охлаждение ведется в статических условиях с заданной скоростью. Магистральный

трубопровод для перекачки термоД-обработанной нефти отличается от

обычного изотермического только наличием пункта термообработки на головной насосной станции.

Основные недостатки этого метода состоят в том, что повторный нагрев термообработанной нефти (до 300 – 320 К) в значительной

Перспективным способом перекачкиИпо трубопроводам высокопарафинистых нефтей является их обработка депрессорными присадками, незначительное количество которых существенно улучшает реологические свойства этих нефтей. В настоящее время известен ряд соединений в той или иной степени снижающих температуру застывания и улучшающих реологические свойства

степени снижает эффект термообработки. Кроме того реологические характеристики термообработанной нефти ухудшаются при хранении [1].

высокозастывающих нефтяных систем. Это природные асфальтосмолистые вещества, некоторые углеводороды, и полимерные соединения. Наибольшей депрессорной активностью обладают

83

полимеры с высокой молекулярной массой.

Лидирующее положение среди депрессорных присадок занимают добавки на основе сополимеров этилена, имеющие молекулярную массу 20000 – 22000 при содержании звеньев винилацетата 25 – 27 %,

блюдается там, где соотношение процентных содержаний смол к парафинам меньше 2. Для обеспечения работы магистрального трубопровода при перекачке высокопарафинистой нефти достаточно обработать депрессорной присадкой ее объем один раз, например, на головной насосной станции.

Депрессорные присадки должны вводиться в

высокозастывающую нефть, нагретую выше температуры начала кристаллизации парафинов (60 – 70 °С). В месте ввода нагретой нефти в трубопровод режим течения должен быть турбулентным, что

84

создает благоприятные условия для равномерного перемешивания присадки и нефти. Присадка подается в нефтепровод через форсунку с помощью насоса-дозатора.

Технологическая схема установки для подготовки депрессорной присадки к вводу ее в магистральный нефтепровод зависит от товарной формы присадки, и здесь возможны различные варианты. Депрессорная присадка поставляется в виде пасты с содержанием сополимера (акт вной части присадки) 20 – 30 % в таре (например, в

крышиконцентрата, насосы-дозаторы для его подачи в нефтепровод. Все резервуары установки о орудованы секционными подогревателями

[1].

Процесс приготовления раствора происходит при температуре 50 – 60°С и циркуляционном перемешивании в резервуарахсмесителях, которое осуществляется путем подачи нефти через сопла, установленные на дне резервуаров. Резервуары работают поочередно: в одном из них готовится раствор, а из другого в это время ведутся его дозировка и впрыск в поток нефти. Затем резервуары меняются

ролями.

бА

Активная часть депрессорной присадки может поставляться в

узел приготовления и ввода присадки в нефтепровод состоит из смесителей – аппаратов с рамными перемешивающими устройствами и терморубашками, помещения с насосными агрегатами, операторной, обогреваемых емкостей с растворителем и холодного склада для хранения сополимера.

Типичное оборудование узла приготовления и ввода депрессорной присадки в нефтепровод делится на основное (технологическое) и вспомогательное. К основному относится оборудование растворения сополимера и подачи присадки в

85