Исходная информация по проектируемому трубопроводу:
- протяженность трубопровода 16 км
- расчетный объем перекачиваемой нефти 500 м3/сут.
- максимальный перепад высот с учетом горизонтального бурения под рекой около 35 м
Плотность нефти – 890 кг/м3, Газовый фактор – 20 м3/м3
Вязкость при 20 гр.С. - 110 мПа*с
Температура насыщения нефти парафином – 36 гр.С. (по другим исследованиям – 22 гр.С)
Массовое содержание парафинов – 4.5 %
Массовое содержание асфальтенов – 0.3 %
Задачи:
Произвести гидродинамический расчет показателей прокачки нефти по трубопроводу и предложить оптимальный диаметр и материал трубопровода
Хочу разобраться с расчетами проектировщиков компании-подрядика, которые предложили для этих целей трубу диаметром 89 мм, исходя из того что минимальная скорость потока должна быть 1 м/с. Перепад в 45 кг/см2 на входе в трубу их не смущает.
1. Откуда такое требование на минимальную скорость потока и какова его физика? Что будет если качать со скоростью, например, 0.2 м/с ?
2. Что делать с отложениями парафина и, возможно, асфальтенов на стенках трубопровода? Стоит ли подогревать нефть? Здравый смысл подсказывает что на 16 км подземного трубопровода температура так или иначе упадет до температуры 5-10 гр.С и все парафины выпадут на стенках. Решения – скребки? Можно ли охлаждать нефть перед закачкой в трубу чтобы все парафины выпали еще до нефтепровода?
Читаю литературу и строю простую модельку в PipeSim. Буду признателен за оперативные советы.
Закажите экспертизу своего проектного решения в Шлюмберже. Можете мне в личку написать все свои контакты - свяжемся с вами.
Задача решается, есть очень хорошие специалисты по flow assurance и по парафинам в частности.
Смысл заказывать экспертизу? Там проверка расчетами "в лоб".
По пунктам - тезисно:
1. ВНТП 3-85, ВСН 51-3-85 - оттуда все ноги растут. Физичный смысл минимальной скорости потока - недопущение разгазирования нефти (и соответственно, гидроударов на приеме насосных или емкостей в конце трубопровода).
2. Парафины. Тут лучше резервировать - и подогрев выше 35 гр. на входе, и устройство камер пуска-приема ВТУ (а на подводном переходе - обязательно, и даже с байпасом - по нормам положено) и возможно - подбор и подача реагентов парафиноотложения или парафинообразования. Охлаждение потока для выделения парафинов и их утилизации на входе в трубу 16 км - это крайне непродуманно.
Di,
Спасибо за совет, но я сам долгое время работал в Шлюме и не помню чтобы кто-то занимался именно трубопроводами (не симуляцией многофазного течения). Может все поменялось и мы с удовольствием поработаем вместе. Вы в москвоском офисе?
Второй момент, у нас еще нет как такового проекта, нужен ответ на качественном уровне с какой стороны подступиться к решению этой задачи. Проектировщики в проект все что угодно внесут, хотят чтобы мы им сами сказали что именно....
Leito2008,
В чем крайне непродуманность решения по охлаждению нефти? Взято не из больной головы, название способа - термическая обработка нефти. Литературу могу приложить.
П.С. - как бороться в будущем со врезками и воровством продукции?
отправил в личку
Konstonton, вы собственно говоря - ГИП или в отделе ЛЧ НГПП инженером работаете? Вопросы уж больно характерные задаете...
А по поводу термообработки ТОЛЬКО охлаждением - это, простите бред сивой кобылы. Термостабилизация путем нагрева выше температуры плавления парафинов и затем охлаждение нефти для образования рыхлого парафина - это совсем другое дело. Да и то, по опыту перекачки высоковязких нефтей в северных условиях - это перекладывание с больной головы на здоровую - при снижении скорости потока, необходимой для срыва верхнего слоя АСПО, он (парафин) благополучно откладывается на стенках в тех же самых количествах. Используйте тогда присадки уж лучше.
Работаю я не ГИПом, но приходится разбираться и в таких вещах, никуда не денешься...
По присадкам уже понятно что от них никуда не деться, да и скребки время от времени видимо прийдется пускать, это мы наших проектировщиков попросим заложить в проект. А вот ско скоростью потока мне все еще момент не ясен. В документах, о которых Вы упомняли (ВНТП 3-85, ВСН 51-3-85) приводится только ограничение на скорость сверху - на нагнетании насоса - до 3 м/с, на всасывании насоса - до 1 м/с. Может я не все внимательно прочитал, укажите, пожалуйста, если в нормативах оговаривается нижний предел по скорости.
В нормах ВНТП 3-85 и ВСН 51-3-85 есть приложение по гидравлическому расчету трубопровода. Оттуда и скорость, предложенная вам проектировщиками. Что касаемо верхних пределов скоростей потока - то они определяются потенциальной возможностью образовать искру при трении в результате больших скоростей.
Так все-таки, в какой же вы конторе работаете и на какой должности?