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
, (4.42)
где P1 и P2 – давление в начале и в конце исследуемого участка, Па; Dz – 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
. (4.43)
Как правило iф > 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
. (4.44)
Если Dэф не меняется в процессе эксплуатации и отличается от Dэк, 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 Dэф позволяет качественно оценить состояние внутренней полости.
Более информативным является понятие эффективности работы участка
. (4.45)
Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то
, (4.46)
, (4.47)
где 
– толщина отложений; Vот – объем отложений; Vтр – 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
. (4.48)
Снижение фактической производительности Qф 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.
Дата добавления: 2016-04-19; просмотров: 2514;