Нефтепроводы

Нефтепроводы, инженерные сооружения, служащие для перекачки нефтепродуктов. К этим сооружениям относятся трубопроводы, насосные станции, нефтехранилища (см )и различные вспомогательные сооружения (конторы, жилые помещения, сторожевые посты, телефон и прочие). В зависимости от назначения II. разделяются на: 1) Н. общегосударственного значения, 2) промысловые, 3) складские и 1) фабрично-заводские. В

то время, как Н. первой категории имеют обыкновенно большие протяжения (до 822 км в СССР и 2 750 км в США) и большую производительность (до 1,6 млн. т/год в СССР и 4 млн. т/год в США), Н. остальных категорий служат для перекачки нефтепродуктов на небольшие расстояния и, как правило, работают периодически. Сооружению Н. первой категории предшествуют: геодезические изыскания с целью определения наивыгоднейшего направления и профиля Н., сбор материалов об изменении темп-ры в течение года в воздухе и на глубине прокладки труб, составление физико-химич. характеристики нефтепродукта, предназначенного для перекачки, составление проекта, сметы и технико-экономические записки.

Расчет Н. Проект сооружения Н. опирается на гидравлический расчет трубопровода и насосных станций. Расчеттрубопрово-да, а также проект и сметы составляются в нескольких вариантах, при этом варьируют диаметр трубопровода, число насосных станций и длину добавочных трубопроводов,так называемым люпингов. Расчет потери на трение жидкости о стенки Н. ведется по формуле D ’Агсу:

h j=Я

(1)

I v²di 2g *

где fej—потеря напора (в сантиметров нефтяного столба) на длине 1(всм);Я—коэф. сопротивления; d_l—внутренний диаметр трубопровода всл: v—средняя скорость течения в см/ск: #=981 см/ск^г—ускорение силы тяжести. При ламинарном (струйном) течении нефти по Η. Я определяется по теоретической формуле Стокса:

;= ⁶⁴‘, (2) R,

где R„—величина вихревого фактора, т. наз. параметр Рейнольдса, определяемая по ф-ле

v· di.

(3)

здесь v—средняя скорость течения нефти в см/ск, fij—прежнее значение, v—коэф-т ки нематическом вязкости перекачиваемой нефти в см²/ск. При турбулентном течении нефти величина Я зависит не только от параметра Рейнольдса, но и от шероховатости стенок труб. Влияние шероховатости на изменение Я еще не изучено, поэтому при расчетах либо повышают величину Я на 10—25% против его значения, вычисленного для гладких труб, либо пользуются одним из эмпи-рич. законов сопротивления, составленных на основании наблюдений над старыми загрязненными Н. Из множества эмпирических ψ-л в современной практике нефтепроводного дела наиболее часто применяются следующие: а) для гладких новых труб:

Я=™ (ф-ла Блазиуса), (4) V

Я=0,01 -j- (ф-ла Ланга); (5)

б) для труб, слегка загрязненных, шероховатых, формула фон-Мизеса

Я=0,0096 +l ^k° + ; (6)

V di VR_e

здесь di—диаметр H. в м, а к₀ (в м)—абсолютная шероховатость—берется из следующей таблицы, заимствованной из Пешля ¹]:

Материал

10®&о

Железные трупы..

Жестянке или чугунные трубы

(асфальтированные).

Чугунные трубы, новые.

» » бывшие в употреблении..

ОТ 640 ДО 1 600

» 950 » 1 900 * 3 200 » 6 400

» 8 000 » 16 000

Ф-ла Рейнольдса (по Б. Я. Стародубу [²]):

(?)

0,0926

’ iт

Ф л а акад. В. Г. Шухова для вычисления потери напора:

}_h=llSL, (8)

¹ dt-m* ⁴

где Ql—расход в м³/ск; /i, и в л, а коэф. т берется из следующей таблицы, составленной П. А. Филоновым [®].

Название нефтепродукта

Уд. вес

Керосин..

Бакинские нефти.

Μ азут..

0.820

0,867—0,871 0,910

23,00

18.40

4,59

*=432

Предварительный расчет ведется по вязкости, соответствующей средней t° перекачиваемого продукта, причем эта последняя в зависимости от условий залегания трубопровода соответствует или средней годовой t° грунта (для зарытого Н.), или средней годовой t° воздуха (для незащищенного наружного Н.), или наконец средней t° трубопровода (для обогреваемого Н.)· Задаваясь величиной диаметра трубопровода, находят среднюю скорость v (в см/ск) по ф-ле

<»>

где Q_x—суточная производительность Н. в т, у— уд. вес нефти и F=— площадь поперечного сечения трубопровода в см¹. Варьируя диаметр Н., определяют ряд значений средней скорости υ, а также соответствующие этим скоростям величины параметра Рейнольдса R_e. Если R_e окажется меньше 2 320, то движение нефти по трубам будет струйным; при R_e> 2 320 течение будет турбулентным. В зависимости от характера движения нефти по трубопроводу определяют по формуле (1) потерю напора на трение, причем коэф-т λ определяется по одной из вышеприведенных ф-л. К вычисленной величине потери напора следует прибавить (или отнять) величину добавочного напора, потребного для подня тия перекачиваемого продукта на высоту

4 метров Этот добавочный напор К выражают также в сантиметров нефтяного столба: h₂=H- 100, где Η=Н₂ — Е₁ есть разность (в м) отметок над уровнем моря между конечным и начальным пунктами Н. Суммарный напор h=h₁ + h₂ превращают в атмосферы;

Р=h у · 10-“. (10)

Здесь Р (в atm)—давление, потребное для перекачки заданного количества нефти, и у— ее уί. в Если известно максимальное допустил ое давление Р, для труб проектируемого 11. и максимальное рабочее давление насо-

сов Р₂<Рj, тогда п_г—число насосных станций, которые следует равномерно разместить по длине трубопровода, определится из ф-лы

Нередко в целях экономии средств строят Н. с числом станций п₂<п₁. В этом случае давление п₂Р₂ будет меньше Р, и производительность Н. окажется меньше намеченной. Увеличения пропускной способности Н. до предела, поставленного первоначальной программой, можно добиться, вставив на некоторой длине трубопровода люпинг (фигура). Потребная длина люпинга х в сантиметров определяется из ур-ия

[(i - x)h₂ + xh₂ + ?ί₃] у 10-³ - Ρ, (12) где —потеря напора (в сантиметров нефтяного столба) в люпинге—определяется по формуле (1). Расход жидкости в люпинге Q₂ при турбулентном потоке находят из ур-ия

Qi-Q- ₌ МЛ?

Qi w

и при ламинарном потоке из ур-ия Qi-Qa (Фу Qt ⁼ W ‘

(13)

(14)

Здесь d₂—диаметр труб люпинга (в см). Раз-метка положения станций и люпингов по трасе Н. производится в соответствии с данными предварительного расчета, а также с учетом технических, экономических и бытовых факторов. Вслед за этим составляют окончательный расчет Н. Этот расчет, опираясь на данные предварительного расчета, выясняет действительную пропускную способность Н. по месяцам года. Расчет ведется по вязкостям, которые соответствуют средним месячным температурам.

В случае перекачки застывающих и очень вязких нефтепродуктов Н. снабжают дополнительными сооружениями, позволяющими подогревать их для уменьшения вязкости жидкости и следовательно сопротивлений движению. Подогревание особенно эффективно при перекачке нефтей при струйном режиме движения, так как в этом случае потеря напора прямо пропорциональна коэф-ту кинематич. вязкости. В зависимости от способа подогрева, сооружения, служащие для этой цели, разделяют на 2 основные типа.

1. Сооружения для предварительного подогрева нефтепродукта, перекачиваемого по не-отепленному трубопроводу. Сюда относятся паровые змеевики, помещаемые в расходный резервуар, специальные теплообменные аппараты и т. д. Эти сооружения рассчитываются так, чтобы перекачиваемый продукт поступал в Н. с определенной заранее заданной темп-рой (Т_н_). Темп-pa нагретого т. о. нефтепродукта, благодаря теплоотдаче, будет меняться по длине, понижаясь до некоторого предела (Т_к ) у конца. Параллельно этому будет возрастать вязкость и сопротивление движению нефти. Определение закона падения t° по длине II. в практике решается приближенно. Примерный расчет падеbия t° для неотепленного Н. приведен в работе П. А. Филонова [*]. Для подсчета потери напора в трубопроводе при меняющейся t° нефтепродукта Сюмен [⁴J реко мендует относить вязкость к некоторой средней «эквивалентной» темп-ре (Т,.), определяемой по ф-ле:

Коэфициент теплопередачи от нагретой жидкости в грунт к, вообще говоря незначительно зависит от скорости перекачки. По данным русской и америк. практики значение к колеблется в пределах от 2 до 3 Cal/ж² ч. °С. Количество тепла q в Cal, к-рое должно сообщаться в час перекачиваемому нефтепродукту, определяется по ф-ле:

q-Q ·ο·γ(Τ_ρ.-Τ„), (16)

где с—теплоемкость нефтепродукта, Q—его объёмный расход в ж³/ч и Т_р—темп-pa нефтепродукта в резервуаре. Начальная темп-ра <Т_н.) перекачиваемой нефти должен быть рассчитана так, чтобы ее средняя ί°, определяемая по формуле (15), не опускалась ниже некоторого предела. Если через Т,_р. обозначить температуру грунта, то при установившемся тепловом состоянии имеет место соотношение:

С-У Q(Т_М-Т_К.)=к π d l(T₃.-T_IF,), (17)

« к-рое вместе с ф-лой (15) служит для определения начальной t°.

2. Сооружения, которые служат для непрерывного обогрева Н. а о всей его длине. Сюда следуют отнести как приспособления для наружного обогрева Н., так и внутренние подогреватели. Сооружении для наружного обогрева состоят из одного или из нескольких паропроводов, укладываемых в одном жолобе с Н. Паропроводы помещаются под Н. и заключаются вместе с ним в общий кожух, служащий для уменьшения потерь тепла Сооружения этого рода имеют распространение главным обр. в практике складского хозяйства и имеют, вообще говоря, небольшие протяжения. Сооружения для внутреннего подогрева в нефтепроводной практике появились сравнительно недавно. По сравнению с наружным обогревом эти сооружения являются более экономичными в смысле теплоиспользования и не требуют устройства кожухов и желобов. Внутренняя подогревающая трубка небольшого диаметра (12,5—50 миллиметров) прокладывается совершенно свободно внутри трубопровода. По этой трубке проходит пар или какая-либо подогретая (до 100—200°) незамерзающая жидкость, например соляровое масло, керосин и др. Этим последним следует отдать предпочтение перед паром как в смысле более равномерной отдачи тепла по длине Н., так и в смысле гарантии от замерзания подогревателя при остановке в условиях зимнего времени. Для подогрева солярового масла или керосина устанавливается либо небольшая трубчатка (змеевик) либо (при избытке пара) теплообменный аппарат. На насосных станциях при этом сооружаются добавочные резервуары и устанавливаются перекачивающие насосы для обслуживания подогревающей линии. Приближенный расчет нефтепровода этой группы приведен в книге Тен-Боша [*].

Трубы для Н. общегосударственного значения чаще всего применяют стальные, сваренные внахлестку. В американской практи ке, поданным А. Ф. Притулы [·], трубы изготовляют из малоуглеродистой бессемеровской или мартеновской стали, мягкой, однородной и хорошо сваривающейся. Наиболее ответственный процесс в сборке трубопровода—соединение труб. Качество этой работы в значительной мере предопределяет возможные перебои в работе нефтепровода, поэтому работам по свинчиванию, автогенной и электрической сварке труб необходимо уделить максимум внимания, изучая богатый америк. опыт в этой области. Укладку труб и зарытие Н. в землю необходимо производить в возможно холодное время года и дня (например утром). В этом случае материал труб при повышении t° будет работать только на сжатие. В последнее время америк. научная мысль занимается исследованием причин подземного разъедания труб Н. [явления коррозии металлов (смотрите)] и мер борьбы с ним. Для борьбы с отложениями в трубах Н. по трубопроводу через некоторые промежутки времени пропускают особой конструкции скребок.

Современные нефтепроводные станции оборудованы двигателями (дизели), насосными группами, нефтехранилищами, камерами для впуска и выпуска скребка и распределителя. Последние представляют систему задвижек-переключателей.

Лит.: >) II е ш л ь Т., Курс гидравлики, М., 1927; *) С т а р о д у б Б. Я., Расчет нефтепроводов, «НХ», 1924, 7; а) Филонов П. А., Движение нефти по трубам, М,—Л. 1929; ⁴) Сюмен Д., Методы добычи нефти, пер. сангл., т. 1—2, М., 1924;^[) Те н-Б о ш М., Теплопередача, пер. с нем., М„ 1930; ·) П р в т у л а А. Ф., Нефтепроводы Соединенных Штатов, их сооружение и эксплуатя, М.—Л., 1927.—Д а н ф о р с Р. С., Движение нефти по трубам, перевод с англ., Москва, 1926; М а и г о А., Устройство нефтепроводов, Баку, 1923; Итоги исследования грозненских нефтей, под ред. И. Коссиора и А. Саханова, М.—Л., 1927; Л е и б е и з о н Л. С., О тепловом эффекте потери напора в нефтепроводных трубах, «НХ», 1925, 11—12; его ж е, О применении формулы типа Ланга в нефтепроводном деле, там же, 1926, 6; е г о ж е, О расчете петель (loops) в нефтепроводных линиях, там же, 1926, 3; е г о ж е, К вопросу о теплопередаче в нефтепроводных трубах, там же, 1927, и 1928, 2; е г о ж е, О движении нефти по трубам при температуре, близкой к температуре ее застывания, там же, 1927, 9; III у х о в В. Г., Заметка о нефтепроводах, там же, 1924, 2; е г о ж е, О применении петель (loops) в нефтепроводных линиях, там же, 1926, 2; Б у л гаков А. В., Описание проекта и метода расчета нефтепровода Баку—Батум, там же, 1925, 10 и 11—12; Тарасов В., Свинчивание или сварка, Нефтепровод Грозный—Туапсе, там же, 1927, 3; его ж е, Разрывы нефтепроводов, там же, 1929, 9; Яблонский В. С. и 111 у м и л о в П. II., Опыт по перекачке парафинистых мазутов с применением внутреннего обогрева нефтепроводов, там же, 1929, 8; «ОН a. Gas Journal», Tulsa, 1926, v. 25, 20, 1928, v. 27, 15, 1929, V. 28, 28. В. Яблонский.