Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность пла­ вающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служащей для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец лестни­ цы, снабженный катками, при вертикальном перемещении крыши дви­ жется горизонтально по специальным направляющим (рельсам).

В центральной части плавающей крыши установлен дополнитель­ ный люк-лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально проти­ воположно.

12.11. Системы перекачки

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции различают следующие системы пе­ рекачки (рис. 12.25):

постанционная;

•через резервуар станции;

•с подключенными резервуарами;

•из насоса в насос.

При постанциониой системе перекачки (рис. 12.25а) нефть прини­ мается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следую­ щую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет ор­ ганизовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между стан­ циями и, благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникаю­ щие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.

Система перекачки -«через резервуар станции» (рис. 12.256) исклю­ чает учет нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанциониой системе перекачки. Но все равно из-за усиленного перемешивания нефти в резервуаре ее потери от испарения очень велики.

Более совершенна система перекачки «с подключенными резервуа­ рами» (рис. 12.25в). Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обес­ печивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными рас­ ходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя ре­ зервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь неф­ ти система перекачки -«из насоса в насос» (рис. 12.25г). В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магист­ рали и используются только для приема нефти во время аварии или рс-

Рис. 12.25. Системы перекачки:

а) постанционная; б) через резервуары; в) с подключенными резервуарами; г) из насоса в насос; I—предыдущая НПС; II—последующая НПС; 1—резервуар; 2—насосная станция

монта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести пе­ рекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной ра­ боте всех станций. Однако выход из строя одной из.станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протя­ женности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разде­ ленные резервуарными парками.

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на корот­ ких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачиваю­ щую станцию. На протяженных нефтепроводах одновременно применя­ ются сразу несколько систем перекачки.

На рис. 12.26 показана схема прохождения нефти по эксплуатацион­ ному участку современного нефтепровода. Из нее видно, что система пе­ рекачки «из насоса в насос» применяется только на промежуточных неф­ теперекачивающих станциях, расположенных внутри эксплуатационно­ го участка (ПН С 1 и ПНС 2). На головной нефтеперекачивающей стан­ ции (П Н С) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка,—система перекачки «с подключенными резервуарами».

Рис. 12.26. Схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода:

I—с промыслов; II—в следующий эксплуатационный участок; ГНС—головная нефтеперекачивающая станция;

ЛНС—промежуточная нефтеперекачивающая станция

12.12.Перекачка высоковязких

ивысокозастывающих нефтей

В настоящее время добываются значительные объемы неф­ тей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или со­ держащие большое количество парафина и вследствие этого застываю­ щие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей ио трубопро­ водам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки применяют специальные методы:

перекачку с разбавителями;

•гидротранспорт высоковязких нефтей;

•перекачку термообработанных нефтей; перекачку нефтей с присадками;

•перекачку предварительно подогретых нефтей.

Перекачка с разбавителями Одним из эффективных и доступных спо­ собов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей является применение углево­

дородных разбавителей—газового конденсата и маловязкнх нефтей. Использование разбавителей позволяет довольно существенно сни­

зить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-

первых, понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его рас­ творяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавителе асфальто-смолистых веществ последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решетки.

Первые в нашей стране опыты по перекачке нефтей с разбавителем (керосиновый дистиллят) были проведены инженерами А. Н. Сахановым и А. А. Кащеевым в 1926 г. Полученные результаты были настолько впе­ чатляющими, что были использованы при проектировании нефтепро­ вода «Грозный—Черное море». В настоящее время перекачка высоковяз­ ких и высокозастывающих нефтей с разбавителями широко применяется

внашей стране и за рубежом. Например, высокопарафинистая мангышлакская нефть перекачивается в район г. Самары в подогретом состоянии, а потом смешивается с маловязкими нефтями Поволжья и закачивается

внефтепровод «Дружба».

Вобщем случае выбор типа разбавителя производится с учетом эф­ фективности его воздействия на свойства высоковязкой и высокозастывающей нефти, затрат на получение разбавителя, его доставку на голов­ ные сооружения нефтепровода и на смешение.

Любопытно, что на реологические свойства нефтяной смеси оказы­ вает влияние температура смешиваемых компонентов. Однородная смесь получается, если смешение производится при температуре на 3 —5 граду­ сов выше температуры застывания вязкого компонента. При неблагопри­ ятных условиях смешения эффективность разбавителя в значительной степени уменьшается и может произойти даже расслоение смеси.

Гидротранспорт Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих

нефтей может осуществляться несколькими способами:

•перекачка нефти внутри водяного кольца;

•перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии «нефть в воде»;

•послойная перекачка нефти и воды.

Еще в 1906 г. И. Д. Исаакс осуществил в США перекачку высоковяз­ кой (v = 2 5 1 0 -4 м2/с ) калифорнийской нефти с водой по трубопроводу диаметром 76 мм на расстояние 800 м. К внутренней стенке трубы была приварена спирально свернутая проволока, обеспечивающая закрутку потока. В результате более тяжелая вода отбрасывалась непосредствен­ но к стенке, а поток нефти двигался внутри водяного кольца, испытывая минимальное трение. Было установлено, что максимальная производи­ тельность трубопровода при постоянном перепаде давления достигалась

при соотношении расходов нефти и воды, равном 9:1. Результаты экспе­ римента были использованы при строительстве промышленного нефте­ провода диаметром. 203 мм и протяженностью 50 км. Винтовая дорожка в нем имела высоту 24 мм и шаг около 3 м.

Однако широкого распространения данный способ транспорта не по­ лучил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется и водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудша­ ет параметры перекачки.

Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высо­ ковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропор­ ции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде». В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит.

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гид­ рофильных свойств, т. е. способности удерживать на своей поверхно­ сти воду, в них добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ). Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит от типа и концен­ трации ПАВ, температуры, режима течения потока, соотношения воды и нефти в смеси.

Уменьшение объема воды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. В результате экспериментов установлено, что минимально допустимое содержание воды равно 30 %.

Недостатком данного способа гидротранспорта является опас­ ность инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии «нефть в воде» в эмуль­ сию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекач­ ки. Такая эмульсия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исхо­ дной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насосы она очень интенсивно перемешивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду.

Наконец, третий способ гидротранспорта—это послойная перекач­ ка нефти и воды. В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, за­ нимает положение у нижней образующей трубы, а нефть—у верхней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся во­ дой. Данный способ перекачки также не может быть применен на трубо­ проводах с промежуточными насосными станциями, т. к. это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

пературы, превышающей температуру плавления парафинов, и последую­ щее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических па­ раметров.

Первые в нашей стране опыты по термообработке нефтей были вы­ полнены в 30-х годах. Так, термическая обработка нефти Ромашкинского месторождения позволила снизить ее вязкость более чем в 2 раза и умень­ шить температуру застывания на 20 градусов.

Установлено, что улучшение реологических свойств нефтей связано с внутренними изменениями в них, происходящими в результате термо­ обработки. В обычных условиях при естественном охлаждении парафи­ нистых нефтей образуется кристаллическая парафиновая структура, при­ дающая нефти свойства твердого тела. Прочность структуры оказывает­ ся тем больше, чем выше концентрация парафина в нефти и чем мень­ ше размеры образующихся кристаллов. Осуществляя нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, мы до­ биваемся их полного растворения. При последующем охлаждении неф­ ти происходит кристаллизация парафинов. На величину, число и форму кристаллов парафина в нефти оказывает влияние соотношение скорости возникновения центров кристаллизации парафина и скорости роста уже выделившихся кристаллов. Асфальто-смолистые вещества, адсорбируясь на кристаллах парафина, снижают его поверхностное натяжение. В ре­ зультате процесс выделения парафина на поверхности уже существую­ щих кристаллов становится энергетически более выгодным, чем образо­ вание новых центров кристаллизации. Это приводит к тому, что в термо­ обработанной нефти образуются достаточно крупные кристаллы парафи­ на. Одновременно из-за наличия на поверхности этих кристаллов адсор­ бированных асфальтенов и смол силы коагуляционного сцепления между ними значительно ослабляются, что препятствует образованию прочной парафиновой структуры.

Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в про­ цессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообра­ ботке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения — в статике.

Следует иметь в виду, что реологические параметры термообрабо­ танной нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достига­ ют значений, которые нефть имела до термообработки. Для озексуатской нефти это время составляет 3 суток, а для мангышлакской—45. Так что не всегда достаточно термически обработать нефть один раз для решения

проблемы ее трубопроводного транспорта. Кроме того, капитальные вло­ жения в пункт термообработки довольно высоки.

Перекачка нефтей с присадками Депрессорные присадки уже давно применяются для снижения темпе­ ратуры застывания масел. Однако для нефтей такие присадки оказались

малоэффективны.

Значительно больший эффект улучшения реологических свойств до­ стигается при применении специально полученных присадок. Для вы­ сокопарафинистых нефтей эффективным депрессатором является оте­ чественная присадка ДН-1, являющаяся полимерным поверхностно-ак­ тивным веществом. За рубежом получили распространение присадки типа «Paramins», разработанные фирмой «ЭССО Кемикл». Их добавля­ ют к нефтям в количестве 0,02...0Д5% мае. По внешнему виду они пред­ ставляют собой парафинообразную массу, приобретающую подвижность лишь при 50...60 °С.

Присадки вводятся в нефть при температуре 60...70"С, когда основ­ ная масса парафинов находится в растворенном состоянии. При после­ дующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту. В результа­ те образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти.

Нефти, обработанные присадками, перекачиваются по ряду западно­ европейских трубопроводов.

Перекачка предварительно Наиболее распространенным способом подогретых нефтей трубопроводного транспорта высоковяз­ ких и высокозастывающих нефтей в на­ стоящее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»).

В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насоса­ ми. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и по­ дают на прием основных насосов. Ими нефть закачивается в магистраль­ ный трубопровод.

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубо­ провода через каждые 25...100 км устанавливают пункты подогрева. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравли­ ческим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в резер­ вуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

Перекачка нефти по «горячим» трубопроводам ведется с помощью обычных центробежных насосов. Это связано с тем, что температура пе­ рекачиваемой нефти достаточно высока, и поэтому ее вязкость невели­ ка. При выталкивании остывшей нефти из трубопроводов используют­ ся поршневые насосы, например марки НТ-45. Для подогрева нефти ис­ пользуют радиантно-конвекционные печи, КПД которых достигает 77 %.

В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 «горячих» ма­ гистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод Узень—Гурьев— Куйбышев.