Оценка состояния полости нефтепровода

Оценка состояния полости действующего нефтепровода производится с целью определения фактической пропускной способности, наличия ее снижения и для принятия решения о необходимости проведения очистки трубопровода.

Состояние полости трубопровода рекомендуется оценивать путем проведения контрольной очистки, в результате которой пропускная способность нефтепровода должна быть полностью восстановлена.

Контрольная очистка проводится в следующих случаях: перед введением в практику эксплуатации трубопровода регулярной очистки, которая может быть совмещена с предварительной очисткой; если очистка ранее не проводилась; при изменении основных технологических параметров нефтепровода (рабочих давлений, свойств перекачиваемой жидкости и т.п.). При этом контрольную очистку рекомендуется проводить в период с относительно постоянной температурой окружающего воздуха и грунта на глубине заложения нефтепровода, например, август, сентябрь или январь, февраль. Контрольная очистка проводится последовательно по участкам между камерами пуска и приема скребка, начиная с головной НПС. За один прием без перерыва очищается весь эксплуатационный участок. При контрольной очистке применяются наиболее эффективные щеточные скребки с компенсацией износа и обеспечивающие практически полный вынос всех отложений из трубопровода. При этом организуется особо тщательный контроль и регистрация технологических параметров перекачки в течение трех суток до пропуска и трех суток после пропуска очистных устройств.

При этом режимы работы нефтепровода по возможности поддерживаются неизменными, перемычки между параллельными нефтепроводами закрываются, а сбросы и подкачки – прекращаются. Если режим работы значительно изменялся (имелись сбросы-подкачки), то контрольный период после пропуска очистных устройств увеличивается до пяти суток. Фактическая производительность перекачки определяется по показаниям счетчиков коммерческих или оперативных узлов учета через каждые два часа. Давления измеряются каждые два часа с помощью образцовых манометров класса точности не ниже 0, 6, установленных в начале и в конце линейных участков между НПС. Температура измеряется с равными интервалами времени не реже трех раз в сутки с помощью датчиков, врезанных в нефтепровод. Для определения вязкости и плотности нефти организуется отбор проб товарной нефти, отобранных непосредственно из нефтепровода.

Периодичность очистки рекомендуется определять по формуле:

, (5.15)

где

(5.16)

Q₀ – пропускная способность в момент времени τ =0, м³/ч, или теоретическая пропускная способность;

α - интенсивность снижения пропускной способности за единицу времени, м³/ч².

, (5.17)

где N – количество выбранных промежутков времени (выборки).

Процесс очистки производят, если

(5.18)

(5.19)

Если , то процесс очистки повторяется либо рекомендуется сменить очистное устройство.

Q_n - пропускная способность на момент времени τ после контрольной очистки, м³/ч.

Как правило, пропускную способность трубопровода оценивают по участкам между НПС:

(5.20)

где - пропускная способность участка, м³/ч;

Q - фактическая средняя производительность перекачки за выбранный промежуток времени, м³/ч;

ν - средняя вязкость, определенная по результатам анализов всех проб, отобранных в течение суток, приведенная к средней расчетной температуре нефти на участке, м²/с;

ν _б – базовая вязкость нефти, м²/с;

- допустимый максимальный рабочий напор в начале участка, м;

Pнр – допустимое максимальное рабочее давление в начале участка, Па;

g– ускорение силы тяжести, м²/с;

ρ – плотность нефти при средней расчетной температуре нефти на участке (усредненное по всем пробам за сутки), кг/м³;

- допустимый минимальный напор в конце участка, м;

Ркр – допустимое минимальное рабочее давление в конце участка, Па;

- фактический средний напор в начале участка за выбранный промежуток времени, м;

Pнi – фактическое давление в начале участка в i-м замере, Па;

- фактический средний напор в конце участка за выбранный промежуток времени, м;

Ркi – фактическое давление в конце участка в i-м замере, Па;

∆ z – разность геодезических отметок конца и начала участка, м;

N – число замеров.

Средняя расчетная температура нефти на участке в общем виде определяется по формуле Шухова, однако для практических целей можно использовать формулу:

(5.21)

где t_н и t_к – cсреднесуточная температура нефти в потоке в начале и конце участка.

В качестве базовой вязкости нефти может быть принято среднеарифметическое значение вязкости при средней расчетной температуре нефти на участке, найденное по всем пробам, отобранным в период контрольной очистки.