ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ

САМАРА

Рис.I. Схема лабораторной установки.

3.5.3.    Порядок проведения экспериментов: нефть в установке нагревается до температуры при которой она становится ньютоновской системой и выдерживается при температуре нагрева 30 минут, после пего нагрев отключается и нагревательный кожух снимается. Проводится охлаждение, изменение температуры по сечению фиксируется на потенциометре.

3.5.4.    Для определения П используются эпюры температур, начиная с времени охлаждения, когда температура нефти на оси становится на 1°С выше ее температуры застывания.

Показатель а определяется методом наименьших квадратов из уравнения:

За начальную температуру Т_н нефти принимается температура, ниже которой охлаждение происходит за счет теплопроводности (свободная конвекция отсутствует). Момент достижения этой температуры принимается за начало отсчета времени охлаждения. Окончанием конвективною охлаждения считается момент, когда разность между показанием термопары, расположенной у стенки, и среднеарифметическим по показаниям остальных термопар составляет две погрешности потенциометра по температуре. Среднеарифметическое по показаниям термопар (исключая термопару, расположенную у стенки) для этого момента принимаем за Т_н .

3.5.5. Размеры установки для определения показателя степени параболы П могут быть иными, лишь бы выполнялось условие ^ > 2. Количество термопар для определения распределения температуры нефти по радиусу трубы должно быть не менее пяти.

3.6. Определение показатели крутизны тензограммы А и коэффициента тиксотропного восстановления В

3.6.1. Минимальное начальное напряжение сдвига в зависимости от температуры опыта и времени тиксотропного восстановления определяется соотношением:

0пй--АГГз-ТЯ1-«р(-в*,>

3.6.2. Прибор и способ определения минимального начального напряжения сдвига описаны в /1*2,3/. Капилляр произвольной длины L и радиуса R_Qll заполняется исследуемой нефтью и термо-сталируется при температуре опыта. На концах капилляра устанавливаются’ манометры. Один конец закрывается, а к другому прикладывается давление, которое поддерживается постоянным в течение всего эксперимента. Эксперимент проводится до установления постоянных величин давления на манометрах. Минимальное начальное напряжение сдвига рассчитывается по формуле:

где:

аР - перепад давления на контрольном участке капилляра после установления постоянных величин давления на манометрах.

3.6.3. Определение минимального начального напряжения сдвига проводится ниже температуры застывания нефти на двух температурных уровнях при одном и том же времени термостатиро-вания (время термостатирования должно быть не менее 4 часов) -Показатель крутизны тензограммы А рассчитывается по Формуле:

. ет;_п(г^)-ешп(тл_г)

(4)

3.6.4. Для определения коэффициента тиксотропного восстановления 6 проводится эксперимент при температуре и времени термостатирования не менее 4 часов, но отличном от вре мени, при котором определялся коэффициент А . Коэффициент б рассчитывается по формуле:

(5)

3.7. Определение критерия Био

3.7.1.    Для подземных трубопроводов критерий Био не является величиной постоянной. Изменение его связано с измененени-ем внешнего коэффициента теплоотдачи за время остановки.

3.7.2.    Для расчета давления сдвига критерий Био берется отвечающим времени остановки и рассчитывается согласно /4/ по формуле:

(6)

3.7.3. Для наземных и подводных трубопроводов

(7)

где о(_нар вычисляется согласно /5/:

(8)

Индексы "в” и V относятся соответственно к воздуху и воде, а коэффициенты £ и U зависят от произведения

( (?%, * Рг) :

Таблица I

СП.	6	и
1СГ3 г 5 Ю3	1,18	1/8
5 • I03r2 I07	0,54	1/4
2 • ТО7 f I018	0,135	1,3

4. РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ СДВИГА "ЗАСТЫВШЕЙ"

В ТРУБОПРОВОДЕ НЕФТИ

4.1.    После остановки перекачки можно выделить две зоны охлаждения нефти в трубопроводе: конвективную и неконвективную, где в связи с началом структурообразования и высокой вязкостью конвективные процессы в нефти прекращаются. По мере увеличения времени остановки температура нефти на оси в сечении х~ Ь снижается и становится равной температуре застывания. Начиная с этого момента, в трубопроводе появляется участок, возобновление перекачки на котором может быть осуществлено только после сдвига " застывшей " на нем нефти.

На рис.2 приведена схема "горячего" трубопровода после его длительной остановки.

4.2.    Минимальное давление сдвига "застывшей" в трубопроводе нефти определяется с учетом изменения температуры нефти по длине и в сечении трубопровода, а также с учетом увеличения длины участка, где необходимо осуществить сдвиг.

давления

4.3.    Метод расчета величины^v, необходимого для сдвига "застывшей" в трубопроводе нефти, определяется соотношением

г»

значений обобщенного критерия Фурье г₀ , отвечающего заданному времени остановки, и обобщенного критерия Фурье отвечающего моменту прихода температуры нефти, равной ее температуре застывания, на ось трубы в сечении х-Ь .

(9) с. Fa - F* Гв* < . i ПО)

26с

Возможны два случая: с¹ г¹

а)    Пэ > го^ - расчет давления сдвига производится

согласно данной "Методики".

б)    Fo < Foj - расчет пускового давления проводится

по методикам, разработанным в институте ВНИИСПТнефть.

4.4. Расчет давления сдвига для заданного времени остановки i производится на ЭВМ по формуле:

_п    2Л (Т¹сТоЬ'вхр (-dt_r)]n(n-'l) ^а \ f/f-y

^Рс'-Г"„71-у!~~'    (II)

exp(~hl(i~Fo)

здесь Bi - критерий Био, определяемый по ф.6 или

по ф.7;

Fo' - обобщенный критерий Фурье, определяемый по ф.Ю;

А, В₇П - коэффициенты, определяемые экспериментально согласно разделу 3;

Т*₇ т₀₇ Rg* J L,%, Ej Рдсп, я_м, Fo" -параметры, расшифровка которых

приведена в разделе 2.

Рис.2. Схема "горячего" трубопровода после его длительной остановки

Рис.З. Зависимость давления сдвига от времени остановки перекачки.

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЬПШЕННОСТИ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ПАРАФИНОВЫЕ НЕФТИ

РД 39-0I483II- 329- 88

1988

условий остановок трубопроводов и полученные результаты иметь в виде графиков. Пример построения такого графика и пользование им приведен в приложении.

6. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

6.1. Пример I. Рассчитать давление, необходимое для возобновления перекачки на участке трубопровода ф 720x10, уложенного в грунт на глубину 1,1 м до оси, после НО часов оста' новки.

Исходные данные: а) параметры трубопровода:

(j= 330 кг/с

R_K = о,зб м

R₈₄ =0,35 м L = 200ООО м Н = 1,1 м

б) параметры нефти: =. 2090

кг «С

Т_ч' = 58°С 6 =0,67 1/ч

П = 1,7

МИНИСТЕРСТВО НВДЯНОЙ ПРОМЫШЯЕННОСТИ

НачальшМЖ'о научно-технического управления

^с'&^r"°-М Довжок os 8 Si. "

Методика определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти

РД 39-0I483II - 329    -88

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Государственным институтом по проектированию й исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть"

Директор института    Б.П.Усачев

Ответственный исполнитель:    г

Зав.лаб.сбора и сепарации нефти,к.т.нл^5^^В.Н.Дегтярев

Исполнители:

Младший научный сотрудник, к.т.н.    0.Я.Гилева

Младший научный сотрудник    Cca&ci^tJ>    А.Н.Раевская

СОГЛАСОВАНО:

Заместитель директора института письмо ВНИИСПТнефть по научной работе № I5-3-30/II

от II.02.88

Главный инженер Главтранснефти

Руководящий документ

Методика определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти.

РД 39-0I483II- 329 - 88

Вводится взамен РД 39-30-648-81 "Методика определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти"

Срок введения установлен с I января 1989 г.

Срок действия до I января 1992 г.

Методика определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти, позволяет ппреде-лить минимальное давление, необходимое для сдвига "застывшей" в трубопроводе нефти при заданном времени остановки, время безопасной остановки трубопровода при известном допустимом давлении на насосной станции.

Методика составлена на основании теоретических и экспериментальных работ, проведенных в институте "Гипровостокнефть*

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Методика расчета пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти, позволяет рассчитать мгаимальное давление сдвига "застывшей" нефти для магистральных трубопроводов, технологических коммуникаций насосно-перекачивающих станций, узлов подогрева и резервуарных парков после остановки перекачки.

1.2.    Методика расчета пускового давления предназначена для наземных трубопроводов; трубопроводов, проложенных в воде; подземных трубопроводов, для которых процесс охлаждения

можно считать осесимметричным.

1.3. Методика расчета пускового давления предназначена для участка трубопровода, на котором можно пренебречь процес сами конвекции (из-за высокой вязкости нефти) и считать, что охлаждение нефти идет только за счет теплопроводности.

2. ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

2.1. Параметры трубопровода:

£> - производительность перекачки, кг/с;

R_H - наружный радиус трубопровода, м;

R_6H- внутренний радиус трубопровода, м;

L - длина участка, на котором осуществляется пуск трубопровода, м;

Н - глубина заложения трубопровода до оси,м;

г - текущий радиус, м;

£ - текущая длина , м;

f_KK- длина участка трубопровода до сечения, в котором прекращаются процессы свободной конвекции, м;

— длина участка трубопровода до сечения, в котором температура нефти на оси трубы равна температуре застывания, м;

д* - элемент длины, расположенной на участке трубопровода, где температура нефти на оси трубы равна или ниже температуры застывания, м.

2.4. Дополнительные параметры:

Р_с - давление сдвига "застывшей" нефти, Па;

Р_Аоа_ - допустимое давление на насосной станции , Па;

i - время остановки перекачки, ч;

t_s>or время безопасной остановки трубопровода, ч;

t_T - время тиксотропного восстановления,ч;

Т_НДр7 температура на наружной поверхности трубы, °С;

К - полный коэффициент теплопередачи,    —    ;

м²'М. С

о<_м_- внешний коэффициент теплоотдачи, -25-_t

^h    ш²    .    с    .    С    ’

ускорение силы тяжести,м/с².

(n4)(n+&)Bi    2n(n+J)    2B«(nH)(a+a)    Зп(п.ч)(а*г)~

VnjB;²    j<^#)    - критерий Фурье, отвечающий вре

мени начала снижения температуры нефти на оси трубопровода в любом сечении на участке, где в момент остановки конвекцией можно пренебречь;

с * Fo - Fo Го-—

2(0*2) 261

Fo₄ -обобщенный критерий Фурье, отвечающий моменту прихода температуры нефти, равной температуре ее застываний, на ось трубы в конечном сечении участка трубопровода, на котором осуществляется сдвиг:

т;-т₀

3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЕ

3.1.    Параметры трубопровода:

-    производительность перекачки,

-    внутренний и наружный радиус трубопровода,

-    длина участка, на котором осуществляется пуск трубопровода,

-    глубина заложения трубопровода до оси.

3.2.    Параметры перекачиваемой нефти:

-    теплофизические свойства нефти

-    температура застывания нефти;

-    температура нефти в момент остановки в начальном сечении участка трубопровода, на котором осуществляется пуск;

-    коэффициент тиксотропии;

-    показатель крутизны тензограммы;

-    показатель степени параболы, описывающий эпюру температур по радиусу трубы.

3.3.    Параметры окружающей среды:

-    теплофизические свойства окружающей среды С,/?, а

-    температура окружающей среды в ненарушенном тепловом состоянии (для заглубленных трубопроводов Т₀ берется на уровне оси трубопровода).

3.4.    Дополнительные параметры:

-    допустимое давление на насосной станции;

-    время остановки перекачки;

-    полный коэффициент теплопередачи.

3.5.    Определение показателя степени параболы, описывающий эщру температур по радиусу трубы.

3.5.1.    Показатель степени параболы, описывающей эпюру температур по радиусу трубы, связан с теплофизическими свойствами нефти и для каждого .сорта нефти должен определяться экспериментально в лабораторных условиях.

3.5.2.    Установка для определения П (рис.1) представляет собой вертикально установленную металлическую трубу I внутренним диаметром 0,31 м, длиной 0,6 м и толщиной стенок 0,01 м. На концах трубы устанавливаются заглушки 2 из теплоизолирующего материала.

Температура по сечению трубы определяется шесть-ю термопарами, смонтированными на одно плато 3 и соединенными с самопишущим потенциометром 4 (точность определения температуры ± О,25°С). Термопары располагаются в нефти перпендикулярно оси трубы. Нагрев нефти до температуры опыта осуществляется электроспиралями 5, размещенными в съемном кожухе 6. Заданная температура нагрева поддерживается контактным термометром 7. Охлаждение нефти осуществляется или на воздухе, или с помощью одеваемой на трубу разъемной ’'рубашки” с проточной водой заданной температуры.

Температура воздуха у стенки грубы в процессе охлаждения фиксируется термопарой 8.