14. Очистка внутренней поверхности нп.

В процессе эксплуатации внутренняя полость магистральных НП может постепенно засоряться парафиновыми отложениями, мехпримесями и водой. В повышенных участках трассы НП могут скапливаться пары нефти и воздуха. Оценка состояния внутренней полости НП производится по величене эффективного диаметра (D_эф) НП или по величине эффективности работы участка (Е). Постепенное нарастание различных скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления НП и, следовательно, к увеличению значения гидравлического уклона.

Факторы, влияющие на отложение парафина:

- физико-химические свойства перекачиваемой нефти;

- изменение температурного режима (постепенное охлаждение);

- характер перекачки (с остановками).

Парафин выделяется в виде кристаллов, образующих парафиновую массу. Отложения неравномерны вдоль ТП (незначительны в начале и конце участка из-за температур). В нижней части трубы отложений меньше, чем в верхней (мехпримеси, двигаясь снизу, сдирают отложения).

Наиболее эффективным методом очистки является механическая очистка с помощью скребков. Существует несколько конструкций скребков, отличающихся друг от друга чистящими элементами: диски, ножи, проволочные щетки.

Основные требования к скребкам:

- должны сохранять эффективность при прохождении больших расстояний, т. е. должны быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью, через задвижки, колена, отводы, косые стыки;

- просты по конструкции и дешевы.

Для пропуска должны быть выполнены следующие условия:

- одно проходное сечение по всей длине;

- равнопроходная запорная линейная арматура;

- отводы и повороты с радиусом изгиба не более 5 диаметров очищаемого ТП;

- внутреняя поверхность ТП не должна иметь выступающих деталей кроме сигнализаторов прохождения очистного устройства.

Для предупреждения остановок скребка из-за значительного накопления перед ним парафина допускается проводить частичный сброс отложений в аварийные земляные амбары на участке между НС.

Для очистки ТП его необходимо оборудовать камерами запуска и приема скребка, системой контроля и автоматического управления процессом очистки.

Существуют также комбинированный способ, когда вместе с запуском скребков производят обработку специальными химическими реагентами.

Для удаления воздуха из паров нефти из ТП на всех повышенных местах трассы ТП монтируют патрубки с монтируемыми вентилями (вантузами). Скопившийся воздух в ТП можно удалить путем создания определенной скорости перекачиваемой нефти, при которой пузырьки воздуха захватываются нефтью и уносятся в резервуар. Для освобождения от воды внутренней полости НП рекомендуется вести перекачку нефти со скоростью не более 1,5 м/с по схеме через резервуары в течение 2 часов один раз в неделю.

15. Режимы движения газа в гп. Коэффициенты гидравлической эффективности и сопротивления.

Различают 3 режима движения газа:

- режим гладкостенного трения;

- смешанного трения;

- квадратичный режим трения.

МГ присущ квадратичный режим трения, а при неполной загрузке - смешанного трения. Граница между этими режимами определяется по числу Рейнольдса:

Re_пер = 11(d/2k)^1,5

Если Re  Re_пер - квадратичный режим трения;

Re  Re_пер - смешанное трение.

Коэффициент гидравлической эффективности Е для ГП принимается по результатам расчета диспетчерской службы. Для проектируемых ГП Е = 0,95, если на ГП имеется устройство для периодической очистки внутренней полости, при отсутствии устройств принимаем Е = 0,92.

Е определяют по формуле E = ;

где _т – теоретический коэффициент гидравлического сопротивления; _ф – фактический коэффициент гидравлического сопротивления, получают по эксплуатационным данным;

Анализ Е позволяет определить:

- отклонение шероховатости внутренней поверхности труб;

- увеличенные потери давления на местных сопротивлениях;

- наличие загрязнения внутренней поверхности и необходимость её очистки.

Мощность, затрачиваемая на транспорт газа, находится в обратной квадратичной зависимости от Е.

Коэффициент гидравлического сопротивления для участка ГП с учетом местных сопротивлений равен:  = (1,05*_тр)/Е²,

где _тр – коэффициент сопротивления трению: тр = 0,067 (158/Re + 2k/d)^0,2; где k – эквивалентная шероховатость газопровода

Re = 17,75(q*/d*),

Где  - динамическая вязкость, Па*с;  - относительная плотность газа по воздуху; q - пропускная способность участка газопровода; d – внутр. диаметр газопровода.