CEVOVODNI TRANSPORT NAFTE I GASA Др. Божидар Прстојевић

I ;

т/ \

Р У Д А Р С К О -Г Е О Л О Ш К И Ф А К У Л Т Е Т

C

\

Д р Б о ж и д а р П р ст о јев и ћ f'

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА < ί

*/

*

r

( ч

I

БЕОГРАД, 2012.

✓ ►

r

I

Предговор

Проф. др Божидар Прстојевић ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА ГТИздање Рецезенти:

др Ненад ТЕоајић др Мшио Солеша

Лектор:

Мирослава Мијатовић-ЈВасина Ч'

Рударско-геолошки факултетУниверзитета у Београду

Издавач:

*

Штампа: «

Мега Граф Космајска 75, Рогача

Садржај књиге je коиципираи ирема технодогмји цевоводног транспорта иафте и raca на нафтно-гасним пољима.и са под>а до рафинерија, односно потрошача, Дате су основе лротока Newton-ових флуида и осиове дефинисан>а пројектних параметара нафтовода и гасовода, као и основе 1БИхове ексллоатације. Због свог значаја у иашој нафтно-гасној индустрији обрађена je и проблематика цевоводног транспорта високопарафинских нафти, као и проблематика складиштења природиог raca. Књига je произашла као резултат дугогодишњег иаставничког рада аутора на Рударско-геолошком факултету у Београду, на предмету "Припрема и транспорт нафте и raca*', као и рада аутора на многим пројектнма реализованим у оквиру НИС-а. * Књига je ствараиа уз помоћ колега и пријатеља са Рударско-геолошког факултета и из НИС-а. Проф. Др. Ненад Ћајић и Проф. Др. Мишо Солеша су лредлозима и сугестијама значајно допринели садржајном и концепцијском квалитету књиге, a асистент Мр. Душан Даниловић и Драгаи ПантиН, геол. техничар, су уложили изузетан труд на техничкој припреми. Књига je намењена студентима Рударско-геолошког факултета, смера за експлоатацију течних и гасовитих минералких сировина, као и инжи&ерима који се баве проблематиком девоводног трансперта. ' Аутор je свестан да су· се у изради књиге поткрале одређене грешке и да су одређени делови могли боље и потпуније да се прикажу и зато je аутор унапред захвадан свакоме ко укаже на грешке дли да одре1јене сугестије.

Београд, октобар 1998.

Аутор Божидар Прстојевлћ

Сва права задржава издавач. Прешташхаваше и умножавање je забрањено. Веоград, 2012.

Предговор другом издашу Обзлром иа велико иитересовања за овом књигом, као и тога да представља основни удбеник из предмета "Транспорт иафте и raca" на Рударско геолошком факултегу Универзитета у Београду, у складу еа Болоњском декларацијом јприпремљено je друго издање.

Београд Септембар, 2012.

др Душан Даииловић

»

i

САДРЖАЈ 1. 1.1. 1.1.1· 1.1.2. 1.1.3. 1.2. 1.2.1. 1.2.2. 1.2.3. 1.2.4. 13. 1.3.1. 1.3.2. 1.3.3. 1.3.4. 1.4. 1.4.1. 1.4.2. 1.4.3. 1.4.4. 1.4.5. 1.4.6. 1.5. 1.5.1. 1.6. 1.6.1. 1.6.2. 1.6.3. 1.6.4. 1.7. 1.7,1. 1.7,2 1.7.3. 1.7.4. 1.7.5.

ПРОТОК НАФТЕ И ГАСА КРОЗ ЦЕВОВОДЕ Основни појмови из механике флуида Врсте струјања Промена брзине струјаља у цевима, у пресеку нормалном на смер струјања Једначина протока за услове стационарког струјања било каквог флуида Изотермни стационарни проток нафте Једначина пада притиска за ламинарно-изотермно струјање Једначина пада притиска за турбулентно изотермно струјаље иекомпресибилног флуида (нафте) Еквивалвитне дужине и еквивалентни пречници Пад притиска код протидања флуида кроз затвараче и фитинге Неизотермни проток нафте Температура тла Температура нафте у укопаним цевоводима у условима стационарног струјаља Једначине за израчунавање лада притиска код неизотермиог струјаша Једначина за израчунавање лада притиска код неизотермног турбулентног струјања Проток raca Једначина за изотермии стациоиарни лроток raca у хоризонталном цевоводу Изотермни проток raca кроз паралелие цевоводе и цевоводе различитог пречника Изотермли проток raca у косом цевоводу Изотермни проток raca у вертикалном цевоводу Изотермни проток raca у дистрибутивном цевоводу Промена температуре raca при протидању кроз гасовод Двофазни проток Једначина за двофазни лроток у хоризонталшм цевоводима Протицаље He-Hewion-ових флуида кроз цевоводс Класификацијд флуида према реологији Ддстрибуција брзине код He-Newton-ових флуида Уопштено о Rcynolds-овом броју Прелазна област између ламкнарног и турбулелтног лротока Транспорт високо парафинских нафти Транспорт загрејане нафте Разређивање сирове нафте Обрада високопарафинскдх кафти модификаторима реожжжих својстава Топлотна обрада сирове нафте Транспорт влсокопарафинскс нафте као смеше са водом

1 1 1 3 5 7 7

8 13 19 25 25 25 38 40 46 46

2. 2.1. 2.1.1. 2.1.2. 2.1.3. 2.2. 2.2.1. 2.3. 2.3.1. 2.4. 2.5. 2.5.1. 2.5.2. 2.5.3. 2.5.4. 2.5.5. 2,6. 2.6.1. 2.6.2. 2.6.3. 2.6.4. 2.6.5. 2.6.6. .1. .1.1. .1.2. Л.3. .1.4. .1.5. .2. 2.1, 2.2. 3. 3.1. 3.2. 3.3.

125 131 133

4. 4Л. 4.1.1. 4.1.2. 4.1.3. 4.1.4. 4.1.5.

НАФТОВОДИ И ГАСОВОДИ .ГТумпе - тилови пумпи и њихове карактеристике Серијско и ларалелно повезивање пу.мпи Неопходни подацк за избор пумле Погон пумпи Компресори Тилови компресора Цеви Основнизахтевиу noгледу.квалитета пpoизводн>е цеви ирема стандарду АПИ-5Л Елемемти за обликовање цевовода-фитинзи Цевни затварачи Засуни Четше и лоптасте славике Вентили Лепткр вентпл Лротив повратна клапна Остали елементи (опрема) девовода Компеизатори Чистачке станице Пропорциоиатор Прелази саобраћајнида и водотокова Кондензни лонад Класдфикадија опреме цевовода према притиску

136 136 144 145 148 149 150 167 168 187 195 195 196 200 200 201 202 202 203 206 207 207 208 210 210

ИЗБОР О.ПТИМАЛНИХ ПАРАМЕТАРА ЦЕВОВОДА Избор оптимадних нараметара нафтовода Критердјум избора оптималних параметара нафтовода Одређивање иивестиционих улагаља у нафтовод Годишљиг трошкови нафтовода Избор оптималне трасе вафтовода Избор оптималног пречника Избор оптималних параметара гасовода Одређиваље оптималаих параметара гасовода са константним протоком Одређивање оптималчих параметара гасовода са променљивпм протоком Оптимизација система снабдеваља гасом у фази експлоатације Лзвори снабдеваља Карактеристике потреба у racy и методологија њиховог утврђивања Транспорт raca

228 231 231 231. 234

ОДРЖАВАЊЕ ЦЕВОВОДА Корозија цевовода Лроцес корозије Катодна заштита Заштитни гготенцијал и сгруја Катодна заштита с спол>ним извором струје Катодна заштита помоћу галванског елемента

241 241 241 245 248 249 250

211 212 215 216 217 222

222

ДЕВОВОДНИТРАНСПОРТ НАФТБ И ГАСА

4Л.6. Контрола катодне заиггите 4.1.7. П овећањ е гтрелазног отпора са цеви на тло, rp, изолацијом спољних површина цеви 4.2. Унутрашња корозија 4.2.1. Контрола заштите од унутрашње корозије 4.3. Кварови на цевоводу 4.3.1. Мере за спречавање, односно смањењс, појаве кварова 4.3.2. Начини откривања ггропуштања на цевоводу 4.3.3. Метода упоређеља протока флуида на лочетку и на крају цевовода 4.3.4. Метод анализе података о притисцша и протоцима 4.3.5. Праћеше карактеристЈИчндх сигнала генерисаних истицањем 4.3.6. Детекција пропуиЈтања ултразвуком 4.3.7. Отклањање кварова на цевоводу 5. 5.1. 5.2.

252 253 254 255 256 259 263 263 264 264 264 265

СКЛ АДИШТЕЊЕ ГАСА Методе решавања иерааномерности потреба у racy Критеријуми за избор природних резервоара нафте и raca за додземно складиште и за вршнс изворе

273

Прилог - Основнс карактеристике цеви no стандарду АПИ 5Л Литература

290 302

r

267 267

1. ПРОТОК НАФТБ И ГАСА КРОЗ ЦЕВОВОДЕ 1.1. ОСНОВНИ ПОЈМОВИ ИЗ МЕХАНИКЕ ФЛУИДА i

1.1.1. Врсте струјаља т

Струјање флуида кроз неки вод може бити различито. Оио може бити стационарно и нестациодарно, једиоличко или неједнолично, ламинарно или турбилектно, једкодимензионалио шш дводимензионапно односио тродимензионално и ротационо или неротадионо. Стадионарно струјан>е представља струјање када у некој тачки посматране струје флуида нема промене брзине са временом. Брзина je. константна у односу на време: dv/dt-0, Међутим, брзина може да има различиту вредност у различитим тачкама струје флуида у односу на удаљеност. Поред тога што je промена брзине са променом времена у некој тачки кокстан?на, код ове врсте струјања и други параметри као што су лритисак, густина-и количша се такође не мењају са временом. Тако имамо: dP/đt-0, dp/đt-0, dQ/dt~0, Већина практичних проблема лротицања флуида je везана за стациоларно струјање. Ha пример, .протидање флуида кроз девовод са константним улазним притиском представља стадиоиарно струјање. Нестадионарно струјаље називамо струјање код кога имамо у некој тачки посматране струје флуида. промену брзине у односу на време односно dv/dteO. Пулсирајуће дротидање флуида представља нестационарно струјање. ЈедноЈШЧНИМ струјањем називамо оно струјање код кога нема иромене велдчине брзине. a ни смера од тачке до тачке флуида који струји, односно dv/ds~0 (нема промене брзине са лроменом пута). Последице оваквог струјања су да се,'други:■променљиви .параметри флуида не мењају са удаљеношћу,..одиосно

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА


đy/ds=0 промена висине, дубине посматраке тачке у струји флуида са лроменом пута, као и лромена густине са лроменом пута dp/ds=0 су једнаки нули. Протицан.е течног флуида под притиском кроз дуге цевоводе константног пречника je једиолико струјаље без обзира да ли je оно стационарно или нестацисшарко, Неједволично струјаље имамо када се брзкна, дубнна. густииа и притисак посматране струје флуида од тачке до тачке меи>ају или исказано симболима: dv/dsÔ, dy/ds#0, dP/dsÔ, dp/dsÔ. Ламинарно сгрујаае флуида je оно струјан>е код кога су струјнице флуида паралелне са осом цевовода. Турбулентно струјање je струјање код кога се брзина посматране честице мен>а од тачке до тачке у протоку, dv/dsÔ, и код кога струјкиде не морају бити. паралелие са осом цевовода. Уколико мењамо брзину струјања флуида код стационарног струјања, запазићемо да ће до одређених величина брзина струјање флуида бити у слојевима, без међусобног мешања, тј. имаћемо ламинарно струјање. Прсласком одређене вредности брзине струјања добијамо узбуркано - турбулентно протидагве флуида, честице се не крећу у слојевима, оне се међусобно мешају, Osborn Reynolds, енглески физмчар, експериментално je утврдио да je начии струјања кроз деви зависан од брзине струјаша, лречника девовода и од кинематског вискозитета. Однос наведених величииа je изразио формулом: „ vD , R = ----- V

односио

„ V'D..-ρ R = ---- —~ ν·μ

(1-1)

где су: ν - брзина струјаи>а, m/s Du- унутрашњи лречник цевовода, m V - кинемагски вискозитет, m2/s μ - апсолутни вискозитет, Pas р - густина фДуида, kg/m3 Reynolds je експериментално угврдио да je за вредност Re<2320 струјање ламинарно, за 23203000 турбулентно струјан>е. Једнодвмензионално струјан.е некомпресибилних флуида називамо оно струјање код кога je смер и величина брзине једнака у свим тачкама лротока. Проток течног флуида кроз цевовод се узима као пример једкодимензионог протока иако се брзика мен>а no пресеку, Занемарене су промене no пресеку. У таквим случајевима се узима да су брзина и притисак no пресеку управном ка смер струјан>а величине које представљају цео проток, Дводимензионално струјање je струјаље при коме се честиде течног флуида крећу no равнима или no паралелним равнима, a изглед струјница je исти у свакој равни .

1.1.2. Промена брзине струјања у цевима, у пресеку нормалном на смер струјања. Ламинарно струјање За приказ промене брзине струјан>а посматраћемо једну честицу флуида облика вал.ка означену на слици 1-1. Честица има пречник оеноде r и дужину 1, Пошто су услови протока стационараи, значи нема лромене брзине са временом, то je убрзање честиде једнако нули, одноло честица се креће без убрзаља, na je ради тога збир свих сила које делују на н>у једиак нули.

ρ,Α =ϊ / J”4 λ Γ2_

Q

r

Сл. 1-1. Промена брзине струјања А - Р | - А - Р 2 ~τ · Α , =0

(1-2)

где су: Р), Рз - притисак на честицу (према слиди 1-1) A - површина основе честице=гл A , - површина омотача честгице=2|1.л X - напрезан>е на смицање настало на површини омотача честице услед кретања. г2лР| - Γ2πΡ, - 2гл1л = 0

(1-3)

P|-P2 2L Према Newton-овом закоиу иапрезан>е на смидање можемо нзразити као ШТО следи:

τ=μ

dv dr

(1-4)

Изједначавањем ове две једначине, последње и претлоследње, добијамо: 1 Р,-Р2 dv = ----- 1------r'dr 2μ' L

(1-5)

Интеграцијом овог израза у границама r-R имамо: R2 - r2 2μ 2

L

( 1- 6)

2. 3

*

ЦЕЈВОВОДНИ ТРАНСПОРТ ΗАФТЕ И ГАСА

ЦЕВОВОДНИ ТРА.НСПОРТ Н.АФТЕ И ГАСА________________________________ ♦

1.1.3. Једначина протока за.услове стаидонарног струјања било каквог флуида

За r~0 имамо максималну брзину V nuix: v max

i Pl-P2R2 4μ

(1-7)

L ТУРБУЛЕНТНИ TOK

ЛАМИНАРНИ TOK χ η τ τ λ ι/ζ ζ ζ

v=f(y)

ш д

Посматрајмо елементарни део масе ‘флуида dM (сл. t-3). Кретаље je у равни папира, a х-оса je изабрана да етоји у правду струјања. Силе нормалне на правац струјања које делују на елемеитарну честицу dM нису приказане. Силе које делују у правцу х-осе су услед дејства притиска на краје.ве елементарне честице, дејства тежине и силе смицања изазване од суседних честида флуида. Ha основу закона о количини кретаља, FAtÂmv (где je F - сила, t - време деловања силе F, m - маса тела и v - брзина тела) долазимо до израза:

ΥΤΧΖΖ Ζ Ζ :Ζ 7 Τ 7 Τ Ζ Τ ΐ: Γ Ζ Γ Ζ η

[ P d A - ( p

A Pacn opea брзине струјак>а ло лресеку цевовода код ламинарног дротока

Б Расдоред брзике струјан>а no пресеку цевовода код турбулентног пр otok a

Сл. 1-2. «

Из претходне једначине се види да се брзина у попречном пресеку на смер струјатва мења ло параболи, да je максималка брзина у оси цевовода a лри зиду деви кајмања, односно код i-R , v~0 (сл. 1-2 A). .

+

d P ) d A - p . g . d L ' d A s m

e - d F j d t - - ^ d ^ d L · ^

( 1 . 9 )

%

где су: Р -притисак A - површина попречног пресека Fs - сила смицања Θ - угао правца кретања у односу на хоризонталну раван g - убрзање земљиие тех<е р - густдна

Турбулентно струјање Распоред брзина струјан>а у попречном пресеку на смер струјања код турбулентног протока не може се известд коришћењем познатих закона као код ламинарног струјања. Експериментална истраживања Nilairađse-a и других аутора су показала да код турбулентиог струјања нема велике лромене брзине no пресеку (слика 1-2 Б). Бмпиријска формула:

даје однос брзина честиде V која се налази на растојању Y према брзини честице у центру Vc. При чему je: и -1/7 за глатке цеви, до Re='j 00.000 n -1/8 за глатке цеви за 100.000 < Re < 400.000 Постоји још неколико формула које описују ову зависност за глатке цеви 5000 < Re < 3.000.000 и за храпаве цеви које иису овде приказаке.

Сл. t- 3. Поделом горње једначине са р g dA и заменом dL/dt са брзином v добијамо: ( 1- 10)

[dP / pg - dLsin θ · -dFs / pgdA]» O

o

------5—

p^g'dA

- представља οτπορ протока на дужини dL. Силе смицања се могу

заменити напрезаљем τ пута површина на Kdjoj оне делују (обим - дужина) или dFs^TdO (јер се ради о елементарној маси облика ваљка).

5

Г

. ЦБВОВОДНИТРАНСПОЈРТ НАФТЕ И ГЛСА___________

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ ΗАФТЕ И ГАСА

Тада je: пресек

dEj/pgđA = xdOdL/pgdA

1

(1-11)

«

Уношењем у горњу једначину замене dA/dORu где je Rw хидраулички радијус који се дефинише одкосом ловршине попречног пресека и обима, онда имамо: ,

đFs / pgđA ~ xdL / pgR,,

(1-12)

Збир свих сила смицања je мера губитака енергије због протицања тј. губитак изражен у метрима.

dhg = xdL/pgRn

(1-13)

.· /

одакле je:

T *R „dhg/dL

(144)

Враћаљем на једначину 1-12 пошто je dLsinO^dH добијамо крајњи облик једначине:

dP/pg+vdv/g4-dH-fdhg ~0

(1-15)

Ова једиачина je позната као Euler-ова једначина која се примењује за идеалан флуид (dhg~0). Када се интегрише, за флуиде константне густине, она je позната као једначина Bemuli-a. Ова дифереицијална једначина je фундаментална једначина за стационаран проток. Код стационарног кретања флуида ' и код занемаривања промене унутрашње екергије Bemuli-jeva једначина има облик:

(Р, /pg + V,2 / 2g + H ,)-H g = (P; /pg + V,! /2g + Н2)

(1-16)

Ова једначша представља закон о очувању еиергије приликом кретања флуида из лресека I у пресек II што je илустроваио на слици 1-4. Енергија у пресеку I (коју чиии енергија услед притиска, брзине и положаја), умањека за губитак, створен кретањем флуида од пресека I до II> једнака je енергији у пресеку II. При томе се лодразумева да на путу од I до II није било ни додавања ни одузимања енергије. Ha слкци 1-4 je приказан шематски вод, и ознаке за поједине видове екергије.

6 4Ј

Поједине ознаке на слици 1-4 имају следећа значења: Рi/pg i IVpg - потенцијална енергија одређена притисцима Pf и Р2 у пресецима 1 и 2; V f2/2g i V 22/2g - кинетичка енергија одређена брзинама протидарва vi и v2 у пресецима 1 и 2; Н, i Н2 - потенцијална енергија одређена надморским висинама пресека 1, односно 2; - енергија изгубљена при протицаљу (услед трен>а) од пресека 1 Н, до пресека 2 (на путу L); - дужииа (пређени пут).

1.2. ИЗОТЕРМНИ СТАДИОНАРНИ ПРОТОК НАФТЕ 1.2.1. Једначина пада притиска за ламинарно-изотермно струјање Полазну основу у поступку изналажења једначине за пад лритиска при протоку реалног флуида чини једначина за брзику (1-6). A ko у овој једначини l->dx, онда je Pr P2—>dp, na израз за брзину има облик:

(1-17) Проток флуида код ламинарног струјања he бити:

r о dQ«VdA“ — R2 4μ

<·> dP r2 υ 2 -π - г ’ dr J dx

(1-18)

dQ*= — fR2r - r3l— dr 2μ L J dx

(1-19)

q~

(1-20)'

£ . £ r4 8μ dx

7

ДЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА


To je Poisseutili -o вa једначина (1843. год.) Средња брзина код ламинарног струјања je: i

? - v _ Q - К <Ц>ц4 1 „ r2 dp,_;vm™ A

8μ dx

Κ2π

8μ dx

2

^ _ R2 dP 8μ dx

( 1-21)

( 1-22)

Губитак енергије притиска je: dP = ^

Сл. 1-5. Завискост пада притиска од брзнне струјаша

i R5

( 1-23)

Интеграцијом од 0 до 1 и заменом dP=pgh као и μ=ν/ρ имамо:

Из ње ce види да je до критичне брзине лад притиска нропорционалан брзини, a од те брзине na даље лропорционалан квадрату брзине струјања флуида. Weisbach je на бази експеримената дошао до једначине за пад притиска код турбулентног струјаља, која има облик:

32vLV

(.1-26)

где су:

hgul>

128- v L - Q

( 1-24)

π'8' Ο,/

A ko ce губитак изражава у Pa, онда једначина има облик:

128-Q‘p>v-L

(1 -25)

Tt-Du4 где су: Pt> Р2 - притисци на· почетку и на крају цевовода» Pa Q - проток, m3/s L - дужша цевовода, m Du - уиутрашњи пречнкк цевовода, m - густина у kg/m3 Р - вискозитет, m2/s

λ - коефидијент трења hg - губигак притиска услед трења, m Прва спстематска истраживања коефицијента треља су извели Nikuradse и Prandtl. Коефидијент трења зависи од Reynotds-овог броја и храп$вости цеви. Апсолутна храпавост представља средњу величину избочина на унутрашњем зиду цеви. Ha слици 1-6. je дата зависност коефицијента трења од Rejnolđs-овог броја и од релативне храпавости. Релатчвна храпавост представља однос алсолутне храпавости према пречиику цевовода. Из приказа на слици 1-6. ce види да код малнх вредности Reynolds-овог броја релативиа храпавост нема утицаја на вредкост коефицијента трења. To je подручје ламинарног струјања и једак део турбулентног струјања. Можемо за ламинарно струјање доћи до израза за коефицијент трења и рачунским путем. A ko ce уведе замена за внскозитет:

р

1.2.2. Једна* VAЕзсапада д р т и с к а за тур буленгно-изотермно струјаље некомпр есибилног флуида (нафте) Распоред брзине струјаи>а у иоиречном пресеку на смер струјања код турбулентног тока ce не може извести коршнћењем познатих закона као код ламинарнога сгрујања. До једкачине за пад прптиска ce не може доћи рачунским путем, већ ce морамо користити експерлменталним једначинама. Ha слици 1-5. прнказана je експериментално добијена зависност пада лритиска од брзине струјања флуида.

8

R.

онда једначина за пад притиска no замени добија облик:

32-μΈ·ν _ 32‘V2 ’L'DU 64 L V 2

p-g-D^

R„’g*Du“

R, Du2.g

односно: за ламшгарно струјање.

9

( 1-27 )

1

Ц Б В О В О Д Н ЈЦ Т Р А Н С П О Р Т Н А Ф Т Е И Г А С А

Ц ЕВО ВО Д Н И Т РА Н С П О РТ Н АФ ТЕ И ГАСА

ft) Μ

Једначи на

CO Λ

sf"·

CO Λ V rl « ft

Μ

Λ

V

т

Μ

ft5

ο 3

%

3

0?

δ

*·

01

Λ

V

s гг» V Г»

U

u

X.

ο

Табела 1-1. Једпачине за израчунавање коефицијента трех^а

κ

* a:

(1 ft:

i«

u

u «η

μ X β

i

Š

0\ оГ t~ Λ

2

t"

II

i5

ο ο

ο

и зр аж ав а

у

1.75

(1-29)

^Т ?5

*

(1-25).

J* CO

ф. М

при ти сак

Значење лојединих параметара и н>ихове јединице су исте као у једначини

cj

ί *v '-

се

ft:

05

8 A

када

(1-28)

_ 0,241.y*” .p.L-Q

&

ft?

притиска,

Уколик.0 имамо струјање такво да важи Blazius-ова формула за одређивање коефицијента трења онда имамо:

ft5

2

2

пада

Đ / 2

Ό

§Оч f' V

τ V

одређиван >е

‘ L V2 Ρ,~Ρ2= λ — р—

wo VO

ft; V ιλ Ό •Λ ρ Ό оГр ^ 1w V

η 0\ rt «Λ W

V

f1

за

п аск али м а им а облик:

i

r* t L

2

S | 4? < o i

οΓ

Λ

1.2.3. Вквивалеитне дужзане и еквивалентни пречници A ko имамо цевовод дужине L и лречника DUl онда еквивалеитном дужином Lj иазивамо ону дужину код које ће све величине лротока (Q, ΔΡ,,..) остати исте као код цевовода дужине L и пречника Du, ако се пречник Du промени у Duj који je већи или маљи од Du. Еквивалентним ггречником називамо онај пречник код кога ће све величине прогока (Q, ΔΡ,...) остати исте код промене дужине L у Lj која je већа или мања од L. За ламинарки проток еквивалентни пречник и е.^вивалентну дужину изналазимо полазећи од једначине протока:

«)

ft:

ο:

fC

i# < ί. tJ g £ Β

Af\

хл L

АП 128'р. V‘Q*L L ΔΡ ------- -— — = 40,76-p'V'Q-----r = Μ ---- r «· D ,4 d u4 d;

V

ft) «0

^

00

oo

3

Ο

I

I»

2

05

05 op гЛ

II

o Η*

i? ©

ts

m o

O

<Ί

Δ Ρ ^Μ - L -

ft.

05 _op co co <л o" I

гч

o o

ЈУ) 5

r

a девовод дужиие Lj и пречника Dui:

xr

r*

<л.

<м

δρ= μ

<1

a

U

r<

*■<

<У)

CQ

r£ Ό 2; c

i 0) ^ ta Z 2

3 V М % Z

2

-Δ D'"

1РЛ i o ήί 3 % 2

ипречника Du пад притиска je;

2 . V

гч*

3S1-l^ 'a?

За цевовод дужине L

1

Пошто променом пре^шика из Du у Dwj у другом цевоводу треба да се задрже све исте величине протока, окда je ДР-константно, na имамо;

;
Z E

12

13 Д



односно:

D,./ 7+1 L

Х= 1 /2 4

V L

1 /2

λ

j

L

,

i_

j

Γ£ ώ -

λ >

(1-38)

Γ

A ko je паралелни цевовод постављен делом дужином са цевоводом пречника D„i онда je капацитет система паралелиих цевовода:

J

или коришћењем Blazius-ovih израза долазимо до: 6~m Ј-П1 Du2-m —D^, 3-m+D„j r"m

(1-39)

Q = Qi i+ -

(1-37)

1.2,3.1. Једначина протока кроз систем иаралелшх девовода (изотермни стадионарш проток) У пракси се често догађа потреба за повећањем капацитета транспорта на датом нафтоводу. Један од уобичајених начина je изградња ларалелног девовода са иостојећим на целој или одређеној дужини X. Повећање капацитета уградњом паралелног цевовода зависк од дужине постављеног ларалелног цевовода, од лречника тог вода и од типа струјања. Једначине које се користе за израчунавање капацнтета паралелног система цеводода су изведене из једначине протока кроз девовод и једначина за еквивалентни пречник и еквивалентну дужину.. Ha слици 1-9. je приказан систем паралелиог цевовода. Основни цевовод има пречник D„l, дужину L и капацитет протока Q|. Паралелни цевовод има пречник D„2 на дужшш X и проток Qj, док систем паралелних цевовода (основни и паралелни) има укупни капацитет протока Q.

Уколико паралелни цевовод има исти пречник као основни цевовод, Dai=D,i!) онда се дужина X на којој треба паралелно поставити цевовод истог пречника као основни цевовод да би се повећао кападитет протока са Qi на Q добија се из једначине: Х = 2·

(1-40)

Ако jeX=L и D„i=Du2 онда имамоједкачину: Q=2Q,

(1-41)

Код турбулентног струјања за подручје 2300 < R„ < 100.000 где важи Blazijus-ова једначина за бдређивање коефицијента треља разматране једначине добијају следећи облик:

-*----------------------------------- L --------------------------------------- ► Qi D„, . I Q~> Ол Дл

........... .

(1-42)

I

1 i, ...... ............................ ..... «--------------- X -------------- *.

где се φ добија из израза:

φ=

(1-43)

Сл. 1-9. Систем делимично паралелних цевовода Заменом на дужини X два пречника, D„i i Du2, са еквивалеитним пречником D„ своди се сисгем паралелних цевовода иа цевовод са два различита пречнкка са пречником Du на дужини X и D„i на дужини L-X. Свођењем пречника Du на D„i, налази се еквивалентна дужина V дужине X и своди се систем на девовод пречника D„i са дужином L' +( L-X). Преко овог поступка долази се до једначине која даје дужииу X на којој треба паралелио поставити девовод пречника Du2 да би се дошло до повећања капацитета са Qi на Q. Једначине важе за ламинарно струјање.

Код Blazijus-oee једначине коефидијенттрења износи m=0,25. A ko je паралелии цевовод постављен на целој дужини основног цевовода, X=*L онда одиос капацитета протока система паралелног девовода према капацитету основног цевовода даје релација:

oTwR Q _

16

ф

(1-44)

17

*

ЦЕВОВОДНИТРАНСПОРТ НАФТ.Е И ГАСА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТН И ГАСЛ

Уколико су основни и паралелни цевовод истог пречника, Dlt5=Pu2, онда одређивање дужине паралелког цевовода, X, за постизање капацитета протока, Q, даје једначина: X = 1,43 1

где je: 5~m

(1-45)

Ф,

1.2.3.2, Једначнна лротока кроз цевовод са два различита пречдаска (изотермни стационарни проток)

]

[

►

L Ο Ο»7

•4

---------- Ι , χ

li2

(1-48)

р. S-m

1.2.4. Пад притиска код протицаља флуида кроз затвараче и фитанге

Цевоводи са два различита пречника се обично изграђују приликом реконструкдије која се обавља зато што je део старог цевовода толико оштећен да га треба заменити, Заменом дела цевовода са новим, већег пречника, постиже се повећање каладитета, a да лри томе нису промењене остале величине протока. Ha слици 1-10, je приказан цевовод са два различита пречника. Код цевовода пречника Dut и дужине L остварује се проток Q|. Заменом дела цевовода ка дужини X са девоводом лречшка Du2 добија се цевовод са два дречника, на дужини X и D«i на дужини L-X ири чему се остварује проток Q. Qt D„,

(1-47)

►

Приказане једначине за израчунавање пада притиска приликом протицања флуида кроз цевовод дате су под претиоставком да на цевоводу нема никаквих сужења нити лроширења попречног пресека, као и никаквих промена лравца. Међутим, сваки цевовод се састоји не само од цеви већ и од девних затварача и фптинга - елемената који обезбеђују лромену правца цеви (лукови, Т - комади) односно лромену лрофила цеви (редуцири, комади за проширење и сужење). Из тог разлога израчунавање пада притиска за цевовод обухвата лад лритиска кроз инсталиране цеви лри чему се не узлмају у обзир цевни затварачи и фитинзи и лад притиска кроз инсталираие девне затвараче u фитинге који у односу на укупну вредност пада лритиска у девоводу може бити до свега неколико процената, али и са зкачајио већим процентом, што je случај гсод инсталација које раде на скученом лростору, na je број уграђених девдих затварача и фитинга значајно већи од уобичајеног. Пад притиска кроз цевне затвараче и фитинге се може израчунавати на три начина: ломоћу коефицијента отпора, коефицијента протока и помоћу еквивалентних дужина. Губитак лритиска у цевним затварачима и фитинзима се израчунава помоћу коефлцијента отлора на бази једначше:

Сл. 1-10, Цевовод са два различита пречника

H=*Kr

i

Свођењем дела цевовода са пречником Du2 на дужини X на пречник D„t и еквивалентну дужииу U долази се до дужине X на којој треба обавити замеиу девовода са пречкиком Dg2 да би се променио проток са Qi на Q. Ово исказује за ламинарно струјање једначина:

(1-49)

где су: Н - лад притиска код протока флуида кроз цевии затварач односно фитинг, m Kr - коефидијент отпора (Kr~f L/Du) V - брзина протицања флуида, m/s Вредности коефицијента отпора за поједшге елементе су дате у табели 1-2.

За турбулентно струјање, за услове где je 2300 < R<. < 100.000 где важи Blazyns-ова једначина за одређивање фактора трења одређивање дужине X се обавља према једначини;

18

19


Табела 1-2. ............ ......~ ---------------------------------

~

Елемент вентил,скроз агворен угаони вентил, скроз отвореи засун, скроз отворен засун, полуотворек ловратни лук Т-комад лук 90° лук 45°

rt

.......

01 * >v ο 1

Kr 10 5 0,2 5,6 2,2 1,8 0,9 0,4

H

U

=

Z

I

F

*

1

5 rt

a!

CO

2

40 o

4 0 Os . <4 'Ч co ft“»H rH y“«t 1r-< o»l 3 o ’

o

o

rw,

Os·· o

<4

w n a /P

04 o

W € ~ a /p

n o

СЛ cT

4 o

4 0 04 n o ’J o

z/и а /р

j ГМ

n r-i

4

CMr u 4 CO T t *o C4i

jo

X 23 i rt

са te dl

*

I40 jo

P-· rt

rt in & &

i § s ш

rt

S

w e « a /p

\n o

int

г /н о /р

C\ jo

X X O

CD o

o

CO 4

1 I i I cm s

l/B W O M χ

• b iJ B H

tm ir g

H adeaeg

Уинох X

Го зв и

u d a rn o

нас1во«£

11 4

1j 1

1

V

1I

«

\

t

1

4

4j 4

4f 1

»

1

i

11 1

1

1

1I 4

4I i

1i <

1j 1

i

40 4 CO co

co

CM

4C• CM r - CO

4

1 1 11 1ί t

I

1

1j 4

1I f

4 1' 1

1

1

t

1

1

1

4

1

1I t

1

ft

11 1

1[ 1

t

■

1

1

1

I

> 4 40

*

1

f

1

i

ft

1

t

n n **H 4K-
o

o

n o

\D o

i—»

<4

Os¥ CO

«4 ΙΛ

0 4»

o

o

'П мч(

ο

1

нХов£

so CO

Oi

COn

CO

J *0 (NJ CO N t j

rH ft· n j wo 40

NO
rHft 1 4 wo 401

VO r -

4 r-

0 0 coft 1: 4 <4 <4 as rH I ? d cc CM rH; r-H rH CM
4 r-

CO

ro9 40ft 100 <4 d 40 T-H
r*

•Kj* i 40 I r -

CO 4 <4 4 co c o l

On ^ I 4 0 1o

^r'

Ό.

oo CO NO 00 C xi M"| 40 c^·

o*

NO Ή o Ox so S c do g ГО CO *»H

QO

■a CO SO

4 CO f4 4 Γ— ft CM vO to a r> o H 8

rH n j 4 *Ί cc CO o H> r co CO wo 40 wo CO a s rH rH CO Ί rH

oo s cx s wo 40 r H rH 1 rH I

*0

wo

vO

o

ro

co

1

cq

C*

n 4 <4 n Ox ON “4 rH 40 CO 4 0 CM r H I CM c o t M· « Ϊ vo VO

< 4 CO n 04 o ro

Ф

n

4 4 « 4 GO n СЧ < ГЧ 1 CM 4 0 ON МГ co η I H rH I rH CM 4 CM

fH CMr 4 ftl ft r* o CO 4 0 p 00 r 41Г» CM rH j CM 8 rH

4 0 OxA * 4 CO ft r —1; **4 CM CM ro d o

<4
•Л

\0i

CO h ft r rH < 0 n ftH VO GO CNl h r Co o rH rH rH T—f [ cm c l CO

СЧ ! rHft· o cc jas r i

40 ο Λ

r 4

co CM

<Г)

fM n ft <4 «1 ♦«i 1CM CM CO CO c o l M*

up O n• o o

Cx

ON 4 k> ГИ n pH d Ox wo rH 00 αχ rH T—< r-H ГН CM

On CMf 1n Ό n rH 40 4 40 CO Ή CM o CO σ\ 40 4 0 r—ft У-Ч CM CM CO CO Ω ! wo r-

n rH co rH

‘0 4 r— CM N

*

,

Ό

1 l >

¥.

o

o

o

i

•

00 co COr M3 Ox ' pH 4 k cc •M r> CN rH so ГН ΙΛ ON co r co O n rH rH tH CM CM CO CO ;W0

VO

40 ♦^*4

r^ft n \o 4 0 r -

40 < 4 υοr 4 f-» CM CM co

·* 1

cn*·

|

1

ft

и и о в јх

иш л?м иж>и

1

1

B H K flK irO

(ww)

>

4

Η Λαυε

[г и х к о а

1

4

o

H H fo g tfo ш ш ^ х з с Ј и о

rH 1 *« n CO COft 40 oo ON r*"1 ГН Ή r - CM

n U t t o♦ ♦*»* CM ON Г-4

1

O

iш х и а а

t

1

Ψ · r

в х с н ш ј Сј ј

1

i

M3 _ O'. _ O i СЧ a> CP 02 O t - i d

nadeaB £

i

4 o

CO

Ur

'

4

rCO C'', CO
[Ο β » Η

‘е н ш и н гз

Г'

4

o> 1—' ro#> <^ft •Hft· k ; 140^ CO' M· 1 ^ r * CM rH o 40 r rH r—< T—

1

Ш

•оела 1-3.

oo

CO

v q 04 < 4 < 4 Ox j o o CP o

И Ј ^

20

1

H 4 . O, CO n CM CM CM co

<4

4 CO

•-И

<—4

r

e d x o jA j 3

1 anw K du

)

i— i

cs

u d x a jA j t

Μ λ ί/

Веома широку примену у израчунавању пада притиска кроз девне затвараче и фитинге налази метода заснована на еквивалентним дужинама. Еквивалентна дужина једког цевног затварача или фитинга представља дужику секцчје девовода истог пречника као и елемената, који даје исти пад притиска као и елемент. Укупни пад лритиска за девовод се израчунава тако што се у нрорачуну пада притиска кроз деви, дужина цеви увећава за еквивалентне дужине инсталираних елемеката. Еквивалентна дужина се може одредити лреко већ изнете једначине (Lc~KrD/f) када се познаје коефидијент отлора. У табели 1-3. су дате еквивалентне дужине за различите девне затвараче и фитинге.

(

40r A ror*Ισ χ 1r-H αχ ra* ‘O 40 Γ [

40 Is o ro

r-4

0 O ON

рг, pv - густиие флуида и воде» kg/rn3 Q - проток флуида, m3/min Cv - коефицијент протока, rrrVrmn Pa

'

4 CN

ρ

* >>

где су:

<

r - 4C r o ON wo 1·Η f ► J40 CM CO M*

cq

40

n o

W L = Q /P

(1-51)

1j

rt «

Проточни коефицијент представља параметар хоји карактерише цевне затвараче и фитинге и њега дају произвсфачи за сваки елемент. Његова вредност се утврђује код произвођача путем мерења протока на сваком елементу. Коефицијент протока представља количину флуида која протиче кроз елемент, цевни затварач, фитинг, у јединиди времена' код одређеног губитка притиска израженог у барима (паскалима). Он се обично означава са Cv или Kv. Код познавања проточног коефицијента за једам елеменат одређивање пада лритиска код протока кроз тај елеменат се обавља преко једначине:

4I

___-_

<υ

i

2 'g

1

t

i

i a. G

04 , C l 1 sor‘I cc< Ή o oi

o

Z/l=QiP

X rt cn

o

Ό o

•w e - a / p

Ο X ο

X

40 >· o

40♦· o

n jo

г /н а /р

rt

1 <4 o o

1

δ

с?

(1-50)

K r

w c = a /p

O •«ί rt 35

X CL &

Укупни пад притиска кроз цевне затвараче и фитинге у једном цевоводу je једнак збиру пада притиска свих појединачних елемената, односно:

v i

X g: CL X cc X rt

i 4

•

rH O x! o

<4 CM CO vH I rH

rH 1 ft| ON ro H

<4

Гн ro

cm

rH 1 rH

1

iI

1

1] 1

t I

1

I

1

4I

i

1

4

4

4

1

1

4 1

1

4l

4

tx>

1

8

CO ON s p ^ j. o VO s i WOl·WΊ VN

*t\

4

0 0 « 4 woГ» VO O I
s

CM 40 >·

5 | I

of CH

ON CM rH r*f CM CO § rH I rH rH

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА Пример 1, Хоризонталним цеаоводом дужине 30 кт, називног пречника 273 т т (10 3/4"), дебЈБМне зида цеви 1^7,09 т т , В и~259 т т транспортује се 5.000,000 нафте. Нафта је густине р-823 к%/т* и вискозитета р-2,7-10'3 Раз. Температура у цевоводу је {?=10оС. Излазни притисак Рг-1 ћаг. Потребно је одредити пад притиска услед трен>а у нафтоводу. Решење: За одређивање типа струјања израчунавамо Леупо1с!$~ов број: Р„ 0

џ

0,0027

= 237630

> 5.000.000 = 3,015 т / § . А 365*24-3600-0,785-0,259^ Из дијаграма на слици 1-6. за цеви са релативном храпавошћу еЛ>»0,0007 и за 1^237630 добија се Х=0,016. др«Х,_±1-.р.у г =о,01б 823 •3,0152 т 69,682 -105Ра « 69,682 ђага. 2 -Ц И 2-0,259 што значи да је почетки притисак: Р|»Р2+АР**1+69|1682-70,682 ђага.

Пример 2. Хоризонталним цевоводом дужине 0= 3 0 1оп, називног пречника 273 т т (10 3/4")» дебљине зида цеви 1«7,09 т т , 0„~258,82 т т . транспортује се 1.000.000 т 3/&ос1 нафте. Нафта је густине р«823 к^/ш3 и вискозитета у«3,0-10'6 т 2/$. Температура у цевоводује 1«10°С. Излазни притисак Р2“ ! ћаг. Потребно је одредити: а) лад притиска услед трења у нафтоводу; б) за колико ће се повећати капацитет система ако се постави паралелан цевовод номиналног пречника 168,275 шш (6 5/8 , 1« 7,1.1 гат); в) на којој дужини треба поставити паралелан цевовод пречника 0 -2 1 9 т т (8 5/8" И7,04 т т ) да би се капацитет повећао за 15%; г) за колико ће се повећати капацитет ако цевовод на дужини од 10 к т има пречник 0-323,85 (1.2 3/4" , 1-8,38 т т ) , а на преосгалом делу, од 20 к т задржава пречник 273 т т .

22

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ЈГАСА . ’ Решеље: а) Пад притиска услед треља За одређивање типа струјања израчунавамо Кеупо1с1$-ов број: у

Р и _ 0,60218-0,24464 = 51988 V “ 3,0 10"г’

0 __________1,000,000________ = 0,60218 ш /$ А ~ 365 • 24- 3600-0,785 -0,2592 Пош то је Д« <100,000 може се користити В1аг!и5-ова једначина за одређивање коефицијента трења: Х=0,3164/В с°‘25=0,31 64/51998^=0,02095 ДР = х , _ к _ р . V2 = 0,02095 823 • 0,602158’ = 362099 Ра = 3,62 ћага. 2-П„ 2-0,259 б) Повећани капацитет система Пошто је постављени цевовод паралелан постојећем на целој дужини, окда за лупинг систем важи релација: 1

= 1,000.000 „ф -1.

3,148

2-0,25

.ЗЈ48-1

* 1.244.107 т 3/80б

в) Одређивање духсине паралелног вода: ,2-

Х = ф I-

1у= 1,905

р,ооо.оаочј2-0.25 и . 150,000

-23

Ј

30,000 = 32.399 ш

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА -

5 -т ' 2 -т 2-11»

( 1+

5-0,25 П2*'0' 25

'2 0 5 \ 2 -0 .2 5

Ј Ј

<р=

1 +•

[259)

/г >

ОVI >

(+

2 - дј

Ј

1,905

1 2 - 0 .2 5

5—«1 1 2~’п

, Г205\ 2-0.25 1 1 1 + ---1259 Ј

д) Капацитет девовода са два различита пречника одређујемо преко израза: т р

« <3

1+

1 .0 0 0 * 0 0 0

5-1М

0 и2 Ф |- р Ј - '" _ о |5-'" иЈ

1+

2 - 0Г25 10 1,804-30.

0,307 0,307^'“ - 0,2595’0'25

24

1.101.734 т >/|>о<1

1,804

ЦБВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

1 3 . НВИЗОТЕРМ НИ ПРОТОК НАФТЕ 13.1, Температура тла Највећи део нафтовода је укопан на просечној дубини од 1,5 м и зато је температура нафте зависиа од температуре околног тла. Код лројектоваља нафтовода се узима средња годишња температура тла на дубини укопавања. У областима умерене климе температура тла варира од 2*'С до 15°С у току године. У алпским областима она варира између -2°С и 5°С док у топлим областима између 15°Си 25 °С . За поједине случајеве, посебно код транспорта нафте у загрејаном стању, потребно је обавити пројектовање према минималној температури тла на дубиии укопавања нафтовода. Промена температуре тла у току године као и у току дана има синусоидни карактер. Међутим, позната је промена температуре тла и по годинама. У нас, у просеку сваких шест година долази по једна година са изузетно ииским температурама. Подаци о кретању температура тла, на дубини укопавања нафтовода, се могу добити путем мерења температуре тла, дуж трасе нафтовода у току године, у одређеним временским интервалима. На сл. 1-11 је приказано кретање температуре тла на дубини укопавања цевовода добијено путем мерења. Ова су мерења обављена за потребе пројектовања једног нафтовода у Славонији.

Сл. 1-11. Профил температуре тла на дубшш укопавања цевовода

1.3.2. Температура нафте у укопашсм цевоводима у условима стацнонарног струјања У нафтоводу шематски лриказаном на слици 1-12. протиче нафта која има почетну температуру, !р, а на дужини, х, темпаратуру, 1*, док је температура околног тла, *1>

с!х

X Сл. 1 42.


Укупан пролаз топлоте са нафте на тло (пошто је дужини нафтовода* <3х, можемо приказати једначином:

на елемектаркој

=

(1-52)

Ако се узме да је протицање нафте стациоиарно, онда се губитак топлоте нафте може изразити једначином: < Ц - ^ с н .р.Л

(1-53)

Пошто је губитак топлоте једнак топлоти која је прешла са нафте кроз зид на тло онда изједначавањем једначина (1-52) и (1-53)имамо: К^В

(1-54)

Интеграцијом по дужини од 0 до х и по температури од почетне крајње *]<добићемо температуру на крају нафтовода:

до

КЧЈЦУЈ; «к-*. + 0

,

(

1

-

5

5

)

У литератури се често узима да је а™3,14 К* 0 / (ч р с0) тако да у условима кад је температура тла једнака нули, д=0, и када се не узимају у обзир топлоте створене услед трења и солидификације, једначина за израчунавање температуре нафте на крају нафтовода има облик (Зићоу-а једкачша): :к= 1 ре - а'‘

(1-56)

Једначина за израчунавање температуре нафте на почетку нафтовода, у условима када познајемо температуру на крају нафтовода има облик:

*р= Чс®3 *

(1-56 А)

У горњим једначинама поједине ознаке имају следећа значења: ^ - количика топлоте која пређе са нафте на тло, Ј/з <3 - количина флуида која протиче, ш3/з О - спољни пречншс нафтовода (или изодације), т сго - специфична топлота нафте, Ј/к&С - температура нафте на почетку нафтовода, °С - температура нафте на дужини х нафтовода, °С сК - разлика температуре наЈдужини с!х, °С I, - дужина нафтовода, т - температура на крају нафтовода, °С I« - средња температура. тла, °С

26

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА К* - укупан коефицијент пролаза толлоте са флуида на тло, Ш п 2оС К - укупан коефицијент пролаза топлоте са флуида на тло, \УУт°С,

Коефицијент укупног пролаза топлоте се при стационариом струјан>у делимично мен>а ло дужини нафтовода. Међутим, у прорачуиима се узима да је он константан по целој дужини цевовода. Коефицијент укупног пролаза топлоте је функција коефицијента прелаза топлоте са флуида на зид цеви, а и коефицијента лрелаза топлоте са спољњег зида цеви на тло, а г> и топлотне проводљивости материјала цевовода и изолације, што показује једначина:

1

1 а, -О,

.

0

1п-2!ј. __ I_ О а> *Ох,

1

2-Х, " 0„

(1-57)

/

где су: - коефицијента прелаза топлоте са спољњег зида цеви на тло, Оз - коефицијент прелаза топлоте са зида цеви на тло, \У/т°С Р«.1» - спољни пречник цевовода (гош изолације), т Оџги - унутрашни пречник цевовода (или изолације), ш Х\г - коефицијент толлотие проводљивости изолације, Ш п°С

С

У многим једначинама се користи коефицијент укупног пролаза топлоте, К (Ш п°С). Одиос између К и К4 је К==К*лЦ,. Иначе К можемо да израчунамо и на директан начин преко једначине: К« 1п-

2>Х;,

■1п

(1-53)

V,

Коефицијент прелаза топлоте са флуида на зид цеви је функција Иивеиовог броја, унутрашњег пречника и топлотке проводљивости флуида. а - К Ј ји

(1-59)

Код турбулентног протока, Кс> 10.000, Иибеи-ов број се израчунава преко израза 8Је(1ег и ТаСе:

(1-60)

>Ј„= 0,027

где су: у Д ,- р

Кс - КеупоШд-ов број.

ц

27

( 1- 61)

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОКГ НАФТЕ И ГАСА

о, - Ошног-ов број,

о( =

?Г - РгапдН-ов број,

Р, =

р0

џг

(1-62)

И"

(1 -63)

- вискозитет нафте у оси цевовода, Раз - вискозитет нафте при зиду цевовода, Ра« температура нафте у оси цевовода односно при зиду цевовода, °С

У транзитној зони, 2300<К.е< 10.000, МиБеИ-ов број се израчунава помоћу Р атт -ов ог израза:

(1-64)

N . = 0,027

З а подручје ламинарног струјања КибеИ-ов број се одређује на базн лознавања релације ОШ К.иззе11-а приказане на слици 1-13.

180 4б 180 6 и

ЈГ ЈГЛ !| н

2

1!

н0г » крг Сл, 1-13. Дијаграм за одређивање КизеИ-овог број за подручје ламинарног струјања За коришћење овог дијаграма израчунавамо: г, р '-Јггг

р .,3 е-Р -р ;0 » - { Л - у д I1 ^1«

А ко је Ог Рг већи од 5 1 0 4, онда важи следећа једначина за израчукавање Иизећ-овог броја:

N и = 0,184(РГ• <3г)0,32

(1-65)

Параметри, специфична топлота нафте с0 и топлотна проводљивост Х0 се могу израчунати помоћу формуле Сга^ое:

28

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА 762,5 + 3,87-Т

( 1- 66)

, га-------------------------0,134- 6,3 М 0'Ј -Т Д

(1-67)

Р<2
(

2583 - 6340 •Р(2(у»С) + 5965 *р<2^с/ - Т ж

1-68)

Физички параметри сирове нафте се одређују за услове средње температуре у нафтоводу. Међутим, Ог1Јск и РоИ сматрају да прелаз топлоте зависи првен<лчвено од природе и стања филма течности при зиду цеви. Ово значи да би коректан поступак био ако би се физички параметри нафте одредили за услове средње температуре филма. Међутим, за такво израчуиавање још нема погодних релација. Зато изгледа да је практично најбоље одређивати физичке параметре нафте према средњој температури зида цевовода. Вискозитет нафте се значајно мења с промеком температуре и зато треба користити релацију која то

Притнсак утиче на смањење вискозитета. Према Пођппезс-у и Ва1а-у (1969) дииамички вискозитет на притиску, Р, даје релација:

г Ур

-|Ј,02Р 0*9789+ 0*0261-Р 20рс)

- (1-69)

где је: -Рсзо^о - густина на 20°С, к^/сЈт3 ур - вискозитет нафте на притиску, ш2/з - вискозитет нафте на атмосферском лритиску, т 2/$ Р - притисак, ђаг Ова релација показује да се вискозитет нафте, која има густину 900 к^/ш3, повећава за 13% код повећања притиска са атмосферског на 50 бара. Други део у имениоцу једначине за израчунавање коефицијента • укулног пролаза топлоте, К, је део који узима у обзир топлотну проводљивост изолационог материјала. Топлотна проводљивост, иначе, зависи од природе материјала, порног волумена и дистрибуције пора. Данас има велику примену полиуретан. Полиуретанске пене имају изузетну изолациону способност: лаке су, око 34 к §/т3, поре нису међусобно повезане и подуњене су фреоном. Топлотна проводљивост овог материјала износи 0,016-0,021 ЧУ/тК. Изолациони махеријал се може наносити на цеви у фабрици, при чему се крајеви цеви остављају неизолованим да би се могли заварити, Заварени спојеви се изолују на радшшшту. Последњи члан у једначини за израчунавање коефицијента укупног пролаза топлоте (1-57) узима у обзир проводљивост тла које окружује цевовод. Овај део даје.једначина:

29


(1-70)

_ I 4ћ

°*'”А

где су: - топлотна проводљивост тла, \У/тК, која се израчунава на основу израза:

Х,=0,29 ч-99,68Г0’9724' ' - ° ,9724" ‘ ) \ / V/, - температура флуида у оси или при зиду цевовода, °С 0*г - спољни пречник изолованог цевовода (пречник изолације), т ћ - дубина на којој је положен цевовод, т Треба зкати да горња једначина даје прорачуне за услове иепоремећеног тла, а што значи да има неких одступања бар у првим годинама рада нафтовода јер материјал којим је затрпан цевовод није компактан као непоремећено тло, Коефицијеит топлотне проводљивости тла иначе бива подложаи лромекама. Разлог томе је утицај влажности те отуда следи и промена овог коефицијента по годинама. На слици 1-14. су приказане лромене коефицијеита укулног пролаза топлоте, К, у периоду од три године, које су констатоване мерењем дуж трасе нафтовода "Пријатељство". Ту се види да у лериоду топлих, сувих месеци, јуни, јули, август, К има најмању вредност, док у влажним месецима има највишу.

о л 0

О »

* Л“ 1 л вн цебоћод ■

л

Сл. 1-14. Промеие коефицијента укупиог пролаза топлоте дуж трасе иафтовода "Пријатељство".

( Код израчунавања вредности коефицијеита укупног лрелаза топлоте, К, у условима ламинарног струјања за изналажење коефицијента прелаза топлоте са нафте на зид цеви, а ,} потребио је познавање температуре нафте при зиду цеви, 1г. Ова »рсдност се претпоставл>а а претпоставка се проверава преко једначине:

зо

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА П о израчунавању коефицијента, К, уколико' горња једначина није задовољена наставља се лрорачун са другом претпостављеном вредношћу температуре При зиду цеви. Итеративни. поступак се одвија све док се не задовољи горња једначина. Треба имати на уму да се у току струјања нафте у нафтоводу ствара одређена количина топлоте усдед трења. Поред стварања топлоте услед трења постоји и стварање топлоте због лроцеса издвајања чврстих компоненти из нафте (процес солидификације који је егзотерман). Сила која је изазвала пад притиска у нафтоводу на дужини Ц АрТ)\к/4, ствара топлоту у количини р “ДрЦ,алЕ/4. Занемарујући редукцију протока због повећања густине услед хлађења нафте, имамо 1~у * и у^/Г)«2 3,14/4. Користећи овај однос можемо написати да је створена топлота услед треља у јединици времена ка јединичној дужини једнака:

ф= Ј 1 = ^ Д

(1-71)

Претпоставимо да пад темнературе од ГС**Ј К узрокује солидификацију & к§ парафина по килограму нафте. Нека је топлота ослобођена процесом солидификације од .1 ларафина %>лри чему имамо да код пада температуре од 'ГС долази до ослобађања толлоте од ц р в % у нафти густине р која протиче у количини ц у секунди. Величине е и % зависе од температуре, али ми ћемо претпоставити да су њихове средње вредности константке у темлературном опсегу кој и се раз матра. Једначина за одређивање температуре на крају нафтовода, са узимањем у обзир произведене топлоте услед трења и услед солидификације, има облик: .± ).е К

+

(.1-72)

К

Као прва икдикација да ли узети у обзир или ие и топлоту створену трењем нека послужи тзв. правило палца, које каже да топлота произведена трењем, када губитак услед трења износи 100 ћага, ће повећати температуру флуида на крају цевовода за око 4°С без обзира на димензије цеви и њихов капацитет (НабсЈеп

Нопл 1962). На слици 1-15. је дат дијаграм који показује одкос произведене топлоте • створене солидификацијом и температуре топљења за различите парафине и друге теже угљоводонике. Латентна топлота компоненти које фОрмирају талог у нафти, према подацима са слике, може значајно да се мења зависно од састава чврсте фазе. Ово намеће важност познавања састава и термичког понашања компоненти које солидифицирају на температурама које постоје у цевоводу.

31

ЦВВОВОДНИ ТРАНСПОРТ н а ф т е и г а с а


-с

иарофии В п-иарафимпарафин А аромаши (д) фемоли (?) цикло-парафини {■) иоо-Оарафими {•) олефини цикло-олефини

(*)

Решеље: Полазну оенову у решавању овог задатка представља одређивање типа струјања и претпостављање средње температуре у нафтоводу.

Ке

Рц

у

0,803-0,1023

V

913

0,9 -КГ4

Претпостављамо да је средња температура у нафоводу 45°С, Из дијаграма на слици 1-16. видимо да вискозитет за ову вредност температуре износи удјс-О.МО'11гтг/б, брзина износи: Сл. 1-15. Однос произведене топлоте створене солидификацијом и температуре топљења за различите парафине и друге теже угљоводонике Пркмер 1. Нафтоводом дужине Д=6000 т , пречника Ц=0,1143 т (П„=0,1023 т ) транспортује се"нафта густине рзо с=887 ке/т3, вискозитета чија је зависност од температуре дата на слици 1-16, у количики ф=570 пАбап. Температурни коефицијент густине нафте је о,=0,б5 кд/ш3К. Нафтовод је термоизолован са изолационим материјалом дебљине 0,05 т и топлотне проводљивости Х,г=0,07 ЧЈ/тк. Нафтовод је положен у земљу на дубини ћ=1 т , топлотна проводљивост земље је X,=1,764 УУ/тК, атемпература тла је (,=0°С. Потребно је наћи почетну температуру нафте ако се зна да температура на крају нафтовода треба да буде 38°С.

= 0 _ _______570_______ 0,803 т/5 А ~ 24 •3600 •0,785 •0,10235

За израчунавање укупног коефицијента пролаза топлоте код израчунавања коефицијента прелаза топлоте са флуида на зид цеви, а,, потребно је све параметре свести на услове температуре при зиду цеви. Претпоставићемо да је температура при зиду цеви мања за 4°С од температуре у оси цевовода, тј. да је средња темлература при зиду цеви 41°С. густина:

р, = р Ј0- а ,( Т - Т го) = 887-0,65(314-293) = 873,35ке/т3

специфична толота: с„

53346,3

(1+ 0,002-0 =

53346,3 (1 + 0,002'41) = 1936,5Ј/к§К 7887

топлотна проподљивост:

К

(1 + 0,00054-0 Р„

117,23 (1 + 0,00054-41) =0,1291///т К 887

коефицијент, р: Р ------------------------ !-----------------------= ----------------------- !-------------- --------= 0,000747 К' 2583-6340• р(2|(,с) + 5965• р(2(/.с)2 -Т , 2583-6340-0,887 + 5965-0,8873 -314

10

20

30

40

50

60

70

80

Т 'С

Коефицијент прелаза топлоте за ламинарно струјање зависи од РгапФ1-овог и ОгазћоГ-овог броја. ОгааћоГ-ов број:

Сл. 1-16. Завискост вискозитета од температуре „ _ 0 „ , -8'Р(1-1.)

С> -------- ^Г— 32

0.10231.9,81-0,000747(45 - 41)

= ----------П Ш у -----------= 18«,9 33

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТБ И ГАСА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГЛСА

. у -Р'С,„

РгапсШ-ов број:

X ...

Ј,3 •10"1' 873,35 1936,5 = 1708,3 0,1287

Напомена: у неким прорачунима се употребљава израз за коефицијент укупног пролаза топлоте исказан у Т //т2К и обележава са К*, а однос између К и К* даје релација: .

РгОг=3172151,6 што је веће од 50000, па се за Иибећ-ов број користи израз:

К = К *лО 1 К*-0„

Иц =0,184(РГ -О г)0'32 = 0,184(3172151,6)°'32 =22,4 Ц„-М„

2-Х, _4ћ О Јп 'н Ј

0,1287-22,4 0,1023

1 а ,-0 „

1 , Ц. 2 ■Хк Р

1 а г - 0 1к

27,85 \У /т 3К ------!------= 0,3509 + 2,592 + 0,907 К * -0,1023

2.1,76 0,1643'1п

- = 6,71 \У /ш 2К 4-1 0,1643

К* = 2,539 V// т 3К К = К *цО = 0,816 \У /т К

1

1 . Ц I -+ т -т -1 п — + —

, 0 ,2 1п—г- + -

што је исто као у претходном случају.

1

Пример 2. К=

1 + _ ,1_ 1п 0,1643 ( 1 27,85-0,1023 2-0,07 0,1143 0,1643-6,71

:0,816 Ш /ш К

Проверу температуре зида обављамо преко једначиде: К (1„-с,) = 0 „ Јс -а ,(1 „ -д 0,816(45 - 0) = 0,1023 •3,14-27,87(45 - 41) односно:

36,7=35,78

што је приближно тачно у погледу претпоставл.ене температуре при зиду цеви. Тачиију вредност температуре при зиду цеви можемо добити понављањем целог поступка уз претпоставку других вредиости температуре флуида при зиду цеви. Температура на почетку цевовода израчунава се преко израза:

Нафтоводом дужине ћ=20 к т , пречника О„=0,2 т транспортује се нафта густине р=850 к§/т3, у количини <3=100 т 3/ћ. Почетна температура је 1„=50°С, температура тла 1,=2°С, топлота створена услед трења по јединици времена на једкници дужине ф=7 ТОт, количина очврсле материје (парафгина) е=3-10'3 С'1, топлота ослобођена солидификацијом 1 к§ парафина х=2,3-105 Ј/к§. Коефицијент укупног пролаза топлоте износи К=2 У//ш°С. Специфична топлота нафте износи Сро=1900 Ј/к§°С. Потребно је наћи температуру на крају цевовода и то: а) узимајући у обзир трење и топлоту услед солидификације парафина; б) узимајући у обзир само трење; ц) занемарујући трење и топлоту услед солидификације парафина. Решење: а)

С =С + ( Ц - Ц - ^ ) - е , л , **пВ + |

1ШМПОО__ 1„ = 1к

= 1к • е ^ " = 38.е5^

_____ 2*2221!_____ С = 2+(5 0 -2 --)• 2

”'М^ ИМ =58,93“С

+ 1 = 28,6 “С 2

б)

7 момо 7 1к = 2 + ( 5 0 -2 -^ - )'в °'и,пз,,0#+ - = 23,7“с

ц)

1к = 2 + (5 0 -2 )-е «.«»■*>*» = 21„7 »с

Провера средње температуре у нафтоводу: 1к,= 1 ( Ц + 2 1 к) = 1(58,93 + 2-38) = 44,97<1С 3 Ј

2-30000

што говори о приближно доброј претпоставци средње температуре од 45“С. 34

35



Топлота солидификације парафина се ретко узима у прорачун код практичних прорачуна. Из примера се може видети да та температура није занемарљива.

На основу вредности КеупоИз-овог броја види се да је у питаљу ламинарно струјаље. а р .. Р «Ј '8 ,Р 'ср|"Р(1п ~ ћ ) ,г ~ \/-Х„

Пример 3. Наћи коефицијент укупног пролаза топлоте за нафтовод са спољним пречником Ц=0,П43 ш (Ц„=0,1023 ш) којим се транспортује 500 т 3/(Зап нафте. Нафта је густине р2о*с=887 кјг/т3, промена вискозитета нафте у функцији од температуре је дата на слици 1-16. Нафтовод је положен у земљу на дубини ћ“ 1 т а топлотна проводљивост земље је )ч-1,764 %у/шК, Средња температура у нафтоводу је Т„=318,4 К, а температура зида цеви је за 9,5 К маља од температуре нафте у оси цевовода, па износи 308,9 К. Температурни коефицијент за густину износи а,=0,65 кц/тК.

0,1023’ ■9,81 •0,0007442■ 1936,5-873,35(318,4-308,9) 1,234-10"“-0,1287

Пошто је Р,0^=6,798 10б, што је веће од 50000, то се за ЦцзеЦ-ов број користи израз: = 0,184(РГ -О г)0'32 = 0,184(6,798■ 106)0-32 = 28,26 0,129-28,26 = 35,66 IV /т “К 0,1023

а= 33» аг=

Решење: Физички параметри једначинама (пример 1):

= 8,67 \У /т “К ОШ— О

се израчаунавају сходно претходно наведеним

0,1143-1п——— 0,1143

К=густина:

1 1 -+а ,-О , а г -Ц

р, = рЈ0 - а , ( Т - Т м) = 887 - 0,65(308,9 - 293) = 887,6 к § / ш3

специфична толота: 53346,3

К= (1 + 0,002 •1) = 5-^

......... п

=2,448 IV /т К

1 : +1 35,66-0,1023 0,1143-8,67

3 (1 + 0,002 -35,9) = 1918 Ј/к^К

Проверу температуре звда обављамо преко једначине:

топлотна проводл*ивост:

К.Ц, - е , ) = Оип а,(10 - I . ) =

X "

,, + 0 00054.1) = р, .

(1+0,00054 •25,9) = 0,1296\У/шК 887

2,448(318,4 -273) = 0,1023 -3,14 -35,66(318,4-308,9)

коефицијент, (3:

111,14=108,82

Р 2583 - 6340■ р(Ј|(,0 '+ 5965■

-Т ,

2583-6340-0,887 + 5965.0,8873 -308,9

= 0,000742 К-'

С обзиром да је провером добијена приближна једнакост, може се прихватити да је добро претпостављена температура зида и да је К=2,448 \У/шК,

За средљу температуру у нафтоводу од 308,9 К из дијаграма на слици 1-16 вискозитет износи у=1,423-10 т 75. _ 0 _________ 500 - = 0,704 гп / 5 А 24 • 3600 ■0,785 -01023'

V

1,423-10-“

36

37

,



1.3.3. Једначине за израчунавање пада притиска код неизотермногсарујања Сирова нафта са високим садржајем парафина се одликује високим вискозитетом и високом тачком стиништа што у транспорту овог типа нафте цевоводом чини проблем. Један од уобичајених начина транспорта ових нафти је тракспорт у загрејаном стању. Проток нафте кроз цевовод са температуром већом од околног тла подразумева губитак топлоте и промену темлературе нафте дуж цевовода. Промена температуре нафте дуж цевовода доводи до промене профила брзине и до промене вискозитета што се одражава на отступања пада притиска у односу на пад притиска код изотермног протицања. На слици 1-17. је приказан профил брзине код неизотермног струјања.

Једначина топлотног билакса, топлота пренета са флуида на зид цевовода једнака је топлоти која је прошла кроз цевовод, има облик: а, Оик(1„ - <„) = К * ■Отп(1„ - 1,) - а, 0„л • (, = К * Е>„,гс • г,, - К * 'О,,,?: •I, - а,0„л • 1„ ако је температура тла 1(=0, онда је К От (1=0, па се добија: ,

'

а ,Р Л

К »-Р т(„

а,0„

а,Р„

односио: *, т

7 У0

Сл. 1-17. Профил брзине код неизотермног и изотермног струјања. Промена температуре дуж цевовода и профила брзине код неизотермног струјања чини разлог да се једначина за пад притиска за изотермно ламинарно струјање мора кориговати са фактором:

М

7

л.

т

а,Р„ _а,П „-К *'0,„

па једначина сада има облик: р _р

1

—I7

1

® |0 » ш

3

1 2 8 'Р 'У 'д -ћ Г

ОД

а,Р„

I7

[ а ,0 „ - К * 0 ,„ Ј

1_

, а за турбулентно са

Из релације (к=1ре'“1' прокзилази да је у„=у,е"“' да би крајња једиачииа за неизотермно ламинарно струјање имала облик:

уо.

да би се добиле једначине за пад притиска код изотермног струјања. Пад притиска код неизотермног ламиварног струјања

Р ,-Р г =

128-р-у, 'О-Ц

а,Р„ а,П „-К * -0 ,„

•1

ш-а- Е

(1-74)

Коригована једначина за изотермно струјање има облик: Ако се познаје вискозитет нафте за услове на крају нафтовода, онда једначина има следећи облик:

2

р

р

1 2 8 -р 'У С М ,Гуг 14 Р и 4*

(1-73)

1уо.

р

128-р-уг -д-Ц

а,Р„

4 е "°1' ~ 1

пта-Ц

где су: уг т вискозитет нафте при зиду цевовода у0 - вискозитет нафте у оси цевовода Ако се пође од релације за вискозитет у=»А/Г , онда следи: т т

Уколико се занемари дебљина зида цеви и дебљина изолације, онда једначина топлотног биланса има облик: а | ( ( 0 - 1 г ) « а 2 ((г - ( ( )

ако је температура тла ћ=0, онда следи:

38

(1-75)

39


(0 с ( |+ а 2 -V. « ------ — (2 а|


Хг

односно

т 4

т а[ +

1 ^о Ј

[

а 1

Ј

па у том случају једначина за неизотермно ламинарно струјаље има облик: Р _р Г1

гО

""

128'р-у, (З'!- Д-Т л

4 е’"“' ~ 1

(1-76)

ш-а-Д

0,.п

Уколико је познат вискозитет на крају нафтовода, онда једначина има облик: Р _Р

128-р-у,-д-1

а,+а2

е

-1

(1-77)

ш-а-Л-е'""

р .>

У овим једначинама се а, р, <*[, Ој одређују на условима средње температуре преко једначине:

1.3.4. Једиачина за израчунавањс аада притиска код неизотермног турбупентног струјања Експериментално је утврђено да код неизотермног турбулентног струјања једначина за одређивање пада притиска представља једначину за изотермно струјање кориговаку са фактором ( у1/ у0)"',?. Коришћењем претходне процедуре и ВЈазшз-ове једначине за коефицијент трења долази се до крајњих облика једначине пада притиска за неизотермно струјање: 0,241'Р'У,о-25д'-” 'Ц а , + а 2 7 еО,25|«а^ ___ј .

а1

.

(1-78)

0,25 • т • а • ћ

I *•«

«1°и

а,Ц И-К * -Д „

1

5-Ц

0,241 -

Г.

-1

Д.Р.,

а,Ц -К*-Ц „

0 , 2 5 'т - а 'Ц 'е ',' 5га"“ -

(1-81)

У претходним једначинама ознаке имају следећа значења: Ц,„ - средњи пречник, т , односно: Цт=(р 1+ р.:г)/2 К *-К 'Ц „

а

- показатељ прелаза топлоте, а = —

0

- масени проток, кд/з, односно: 0 = 0 р

Остали параметри имају значења као у једначинама за изотермно струјање, односно у једначинама за пад температуре.

Кроз хоризонтални изоловани цевовод пречника Ци=400 шш и дужине 11=90 кш, К* О,„=0,52 Ј/тК , трансаоргује се 0=330 (/!> сирове нафте следећих карактеристика: р=950 кд/ш\ ср0=1885 Ј/к^К, Х,о=0,13 Ј/шК, ш2/з. Потребно је одредити пад температуре, пад притиска к снагу пумпе (д=0,75), ако нафта на крају цевовода треба да има температуру »к=35°С и ако је темлература околног тла (,=0*’С. Решење: (р

(ке аС

0 = 3301/ћ=91,6 к»/з К * 'Л .р „.Д 0 - с рс

односно: 0,241 -р'У,

Р -Р

Пример 1.

Ц —ј (% + 2- ‘ Ч )

р „4-’5

односно:

П1 7 е0.2*»и1.

(„ = (^е”1- = 35 •2,72°-85Ј = 82,1 °С

|

0,25'Ш-а • Ц

0.52-ЗЛ4-90000 91,6.1885 ~ ’

(1-79)

или уколико се занемарује дебљина зида деви и термоизолације онда .се добија једначика:

па је пад температуре: Д(=(,-12=82,1-35=47,1°С. За одређивање пада притиска услед трења морају се претходно израчунати следеће величине:

40

41

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА О 333000 Ч= —= р 950-3600

. з . 0,0966 т / 5

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ ИГАСА а одатле: а,Ц 0 =2.„140 =0,13-245 = 31,8 Сада се проверава усвојени однос

а 0,0966 „ __ . у = Ј- = — :------ = = 0,77т/$ Л 0,785 -0,42 V, =5,4/1,"

го «,Р., 1" _Г 31,8 а,.О0-К * - О ,Ј [31,8-0,52.

= 1,05

V, =5,4/82,1" =9,6-10'* т г /$ што значи да је однос у<Л-г=0,95 добро претпостављен.

у-О , V

К

V, =5,4/1,"

0,77-0,4 =32083 > К„ 9,6 10-'

Падпритиска израчунавамо преко једначине:

V, =5,4/35’ =126-10-6т " /$

Р _Р

1 к

'г

= 1 ^ . м М 1 ' 9 А ш 2450 > а„* V 126-10'6

2

0.2$,гаС-1 0.241- Р - У .^ - О ^ - В Г «,Р„ 1? 0/ ' " [ « ц О .-К М > Ј 0,25-т-а-Д

др = 0,241 950-(9,6 10'[‘)О2) 0,096''” $0000Г— З Јј— 1' = 0.44-” 131,8-0,52] 0,25-2,559

где је Кц* критичан број =2320 Обе ове вредности показују да је струјање турбулентно дуж целог нафтовода. Сада израчунавамо средњу температуру:

$

ра = 2[ђаг

Снага пумпне станице:

1000-п р

0^-2076198,42 1000-0,75

+ 2• (2) = -^(82,1 + 35• 2) = 50,8 °С и величине сведеке на средњу вредност температуре: V =5,4/1 5

у = 5,4/50,83" =41,43-10‘‘ п1! /$

0,77-0,4 '

V

41,43-10^

РгагкШ-ов број:

_

р-У-с.

950-41,43-10-°-1885 0,13

Кроз хоризонтални изоловани цевовод дужике )>20 к т транспортује се сирова нафта. Нафтовод се налази изнад земље на стубићима. Унутрашњи пречник је О„=203 т т , а снољашњи Ц=219 т т . Одредити температуру, (, на почетку нафтовода и (2 на крају нафтовода тако да пумпа, која црпи нафту потискује са оптималним протоком ц=0,029 т"/$, напором ДР=26,7 ђага и степеном корисносги 11,,=0,75. Остали подаци су: р=960 к§/т", сро=2010 Ј/к§К, Х,о=0,12 Ј/тК, у=25,9/(" т 2/$, 2.с«,=46,5 Ј/тК , ^„,,„^=0,05 Ј/тК и Ц,к=360 т т . Струјање ове нафте је ламинарно, а просечна брзина ветрова у пределу где се налази нафтовод износи у„=10ш/$.

•570,6 Решење:

Пошто се усвоји однос вискозкости нафте у оси и при зиду цеви иафтовода УрЧ;=0,95, израчунавамо вредност №|$е[(-овог броја: -10,14 П и =0,Нб(Де2/3 -125)Рг1/3

Пример 2.

1/3ГП9<1°>14 = 0,116(7433,22/3 -125)570,6|/3 [0,95]°'И =245

I К*-От

1 а, -Ц.

1 ,0 . 2 -К О.

1 , Ој_ 2-Х,, Ц,

а , -О и =3,65-3.0 =3,65-0,12 = 0,44 Ј / т К а ц = 7,2 • у00,78 =7,2 • 100,78 =43Д Ј / т 2К

42

43

1 а 0-Ц;„



1 I ^ 1 1п219 ^ 1 ; 360 ; . 1 К *ЈЗ„ “ 0,44-0,203 + 2-46,5 П203 2-0,05 П219 + 43,3-360

Решење:

К* 0,„=0,137

Из израза за КеупоШб-ов број на почетку нафтовода следи:

,

а «Г, ж

а -С „

. У-Р , ... 4 - 0 - 1,2

0,137-3,14-20000 27,8-2010

—• —----- —------- -—— = 0,154

’

128-р-у,-0-Е Ц/тс

а,0„ т -а -Е

з

128- 960- у , -0,029-20000

ДР =

0,2034

I4 ее0-456 - 1 1 0,44 -.рб - 21600-10°•V 0,44-0,137 0,456

Сада се из ове једначине налази вискозитет кој.и нафта мора да има на почетку нафтовода да би пумпа радила на олтималној радној тачки.

1 V

__________ 26,7-10 Ј ДР

4 -0

V

,25-2000-960-0,25-л :50°С 4-37,5

К ак о је аТ=1п (1,/1ј )=1п (50/20)=0,915

З а температуру тла 1,=о вредност коефицијента прелаза топлоте кроз нафтовод износиће: К* =

21600-10б

р-О-Л

односно:

т а Д=0,456

Р |_ Рј

V,

О -у а И ,-Е -л

37,5-1885-0,915 = 2,9 V/ / т 2К 0,25-28300-3,14

=123-10-6 ш2 /«

21600-10б

Како је у=25,9/14 , температура на почетку нафтовода износи: 1 -3 *11

25,9 -=59,5° С V123-10-6

Температура на крају нафтовода: 12 = 1,е'"1' = 59,5- е-4,134= 51,0" С Пад температуре: 1=(,-12=59,5-51,5=8,5°С

Пример 3. Одредити коефицијент прелаза топлоте кроз нафтовод за случај када су познати следеКи подаци: пречник нафтовода О„=250 т т , дужина Е=28,3 к т , капацитет транспорта 0=135 1/Јз, средња густина пафте р=960 кц/гп'1, средња специфична топлота с^>=1885 Ј/к§К. Е.еупо!Љ-ов број на почетку нафтовода је К,=2000, промена вискозитета са температуром дата је преко релације у=0,25/(2 пг/з. Температура нафте на крају цевовода износи 12=20°С, а температура околног тла..(,=0“С. 44

45


ЦЕВОВОДНИ ТРАНСГТОРТ НАФТЕ И ГАСА

1.4. ПРОТОКГАСА 1.4.1. Једначина за изотермни стационарни проток гаса у хоризонталном цевоводу Еи1ег-ова једначина у интегралном облику представља полазну једначину у дефинисању једначине протока гаса. Р.

V, .

1^ о +Р Р,” V, 6т

И.

р,

Р

Фактори компресибилитета се при интегрисању узимају као константе. Множењем једначине 1-88 са Р2, иптегрисањем и изражавањем по 0„ добија се:

2

Ч II,ан+Ј»ан‘ =0

односно сређивањем једначине добијамо:

(1-86)

р!, “Р 6 + К 1 = ° Заменом с1На са једначином Оагзу -Мајбвасћ-а добнја се:

0 .-

л т ; К 'Р „ 5-г„г(р,г - р Л \ - р , ' 2 ' Б'Т 4 Р»

(1-87)

| 2 '8 'О и

Први члан горње једначине представља промеиу унутрашње енергије, а други члан губитак енергије услед трен>а у цевоводу. Обе енергије су изражене у висини стуба флуида. Брзина протицања изражена је преко једначинс \=4 <} /п Ои2. Пошто је 0 дато на условима температуре, Т, и притиска, Р, то свођењем на Т0 и Р0 (стандардне или нормалне услове) преко једначине стања изражавамо 0 преко 0„ па имамо: т » ‘г , На основу једначине за брзину протицања и једначине стања долази се до израза: у „ . 4 ; 9 » 'р° , т ' 2

0 „ г' ■Л 'Р ’Т. '2„

На основу једначине за густину гаса код услова за притисак, Р, и температуру, Т, имамо: Р-Р, г-К -Т

Заменом вредности за брзину протицања V ' и густииу гаса "р" једначина 187 добија облик:

46

\-|03 (1-90)

По уношењу вредности за тасну константу ваздуха, 11=8314/28,996 и г0=1 за Р0 и Т0 долазимо до израза:

аг

0» = ! 3,306 7 ар } х-ч* ... . -----+ ---------- 8Е = 0

Р=

(1-89)

1 б А -р , -Тг • Р0г г 2 • Б

(1-85)

Код хоризонталног цевовода (<1Н=0) кокстантног пресека ( у=сопз(, 4 у*0) горља једначина се своди на облик:

{ Р '8

( 1-88)

ЛЈ -О., 'Т„3 ’Рг '2„

Л р Г - р,2) •р, '2 'Б Т

р

(1-91)

Како је фактор компресибилитета функција притиска при константној температури, а интеграција је вршена као да је г=соп$1, то је као апроксимација у једначини (1-91) узета средња вредност за г добијена као аритметичка среднна г код притиска Р| иРг. Димензије и значења појединих величина уједначини (1-91) су: (Јо - количина протока гаса код услова Р0 и Т0, га1/« Т0 - базна температура, К (273 К за И т 3, 288 К за 5 т 3) Р0 - базни притисак, баг (апсолутни, 1,01325 баг) Р| - апсолутни притисак на улазу у цевовод, баг Ра - апсолутни притисак на крају цевовода, ђаг 0,1 - унутрашњи пречиик, га р, - релативна густина гаса (ваздух=1) Б - дужина цевовода, га Т - температура гаса у цевоводу, К г - фактор компресибилитета Коефицијенте трења X можемо узети из Моос1у-евог дијаграма или из других података (ШкигасЈзе). Коефицијент X је фуикција Кеупо1с1з-овог броја и његово израчунавање је због нестабилног протока гаса иешто отежано. Због промене запремине са притиском дуж цевовода мења се и КеупоШз-ов број, па према томе и коефицијент трења. Да би се поједиоставило коришћење формула за проток гаса већи број аутора је истраживао јединствени иЗраз за X као функцију проточиих величина гаса. Због карактеристика коефицијента трења резултати добијених истраживања нису могли једносгавним изразом за X. покрити сва подручја 47



протока тако да добијени изрази за X појединих аутора, задовољавају само одређена подручја. Уврстимо ли тако утврђене вредности за X добијамо једначине за израчунавање протока у гасоводима високог притиска као што следи у тексту.

Табела 1-4. Стање цеви нове челичне цеви цеви после 6 месеци излагања атмосферилијама цеви после 12 месеци излагања атмосферилијама цеви чишћене у току експлоатаци1‘е чистачима цеви посебно штићене са унутрашње стране

Со1ећгоок-\УШе IАСА (АшеНсап Са$ АјјосШ шп) једначине протока гаса Једначина Со1ећгоок-\УћКе модификована од стране Америчког рударског бироа има облик: » т .р Ј р Ж * - ^ ) <5„ =2,3947 •ЦГ-ј*-К. Рг'2'Д -Т

(1-92)

где су: - количина протока, Ц т 3/11 Ци- унуграшњи пречник, т т Д - дужика цевовода, к т Р - фактор преноса

К

, 1,413-Р

(1-93)

[3.71 'Ои

где је К храпавосг изражена у гат.

11,43

38,1 7,62 -12,7

13,2

19,3

5,08 - 7,62

4,57

6,35-7,6

* ОН апб Оаб Јоиша!, 3 Мау 1965. ** РЈреНпе Це\У5, 3 ОсСођаг 1965. *** РјреНпе (пбибПу, Ји1у 1960.

4 108

3,7 -Р,, К

(1-96)

за делимичко турбулентан проток:

Фактор компресибилитета се може израчунати по нешто поједностављеном поступку који је дат од СаНГогтиа 14а(ига1 ОазоНп АазосЈаНоп.

108 1 2

храпавост у 10'3тш 17,7 -

АСА једначина представља модификовану Со1ећгоок 9/Н1(е-ову једначину. Разлика се огледа у начину израчуиавања коефицијента трења Г, односно фактора преноса, Р ( Р-ЈГ/7). Према АОА једначини фактор преноса, Р, се израчунава преко релација: За потпуно турбулентан проток:

Фактор преноса, Р, се израчунава из једначине: -4 -к>2

12,7 -19,05 25,4-31,5

5,274 •105 101'785р'' 2 р[ + р + т 3,825 "з

РЦ-?2

(1-97)

Р,

где је Ргфактора повлачења. Вредности фактора ловлачења, Рг, су дате у табелн 1.5.

Једначина за израчунавање Кеупо1с)8-овог броја је: (1-95)

Узима се да вискозитет има константну вредност мада се његова вредност мења са лритиском к температуром. Храпавост цеви зависи од више фактора. НавешНемо податке за храпавост у табели 1-4 (на основу података из 1,2 и 3)

48

+ 0,6

(1-94)

рГ + р22 .

Д; = 1,2326 •10-> ^ ' р г ' Рр 0„'Н'Т„ где је р динамички вискозитет гаса (1,1 10'10 ђаг/б)

К„

Табела 1-5. Просечне вредносги фактора повлачења, Рг, у функцији типа терена и стања унутрашњих површина цеви___________________________________________ Цеви чије су унутрашње Те рен са нагибом 71,6 км Г1 миља) површине: 10-20 40-60 >200 =100 пескарене 0,950 0,985 0,975 0,965 чишћене чистачима 0,940 0,980 0,970 0,960 пластифнциране 0,975 0,930 0,965 0,955 од необрађеног челика 0,970 0,960 0.920 0,950 Ови фактори повлачења важе за цевоводе израђене: од челичних цеви просечне дужине 12 ш са 90%, лукова испод 10" са постављеним секцијским вентилима на сваких 16к т и да је чиста унутрашња површина. За дефинисање подручја делимично турбулентног протока, односно потпуно .турбулентног протока потребно је израчунати КеупоШз-ов број за

49

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТНАФТЕ И ГАСА


конкретне услове. На основу вредности КеупоШа-овог броја и релативне храпавости у дијаграму Мообу-а одређује се тачка пресека правих повучевих са апсцисе из тачке коју одређује вредност К.супо1с15-овог броја и са ординате из тачке коју одређује вредност К/О (одиосно е/Ц). Ако тачка пресека правих падне у поље изнад испрекидане линије, која одређује границу потпуно турбулентвог протока, онда имамо потпуио турбулентно струјање. У случају да тачка падне у лоље испод испрекидане линије онда имамо прелазно, делимично турбуленто струјање. У табели 1-6. су приказане граничне вредности протока, изнад кога иаступа потпуно турбулентно струјање, Подаци у табели важе за проток гаса са рр=0,6, ц=1,10 ћаге, Р,=0,95 и цеви са дебљином зида 12,7 пнп. Проток је дат у З1ш3 (15°С и 1,01325 ђаг).

Поред горе наведених једначина у прахси налазе примену и многе друге једначине, има их двадесетак. У наредном тексту се дају једначине које налазе чешћу примену.

Табела 1-6. Почетак потпуног турбулентног протицања у цевима различитог пречника и различите храпавости и вредности фактора преноса, Р ____________ Фактор КеупоШз-ов Ефективна Проток, $1т' Номинални преноса број храпавост пренник 10'д ц •7Т77 2.050.000 18,52 657.804 25.4 2.850.000 19,02 19,05 914.639 323,8 ш т 4.550.000 19,72 1.460.308 12,7 (12") 9,970.000 20,92 3.199.829 6,35 25,4 2.870.000 .19,3 .1.241.417 4.000.000 1.730.169 19.53 19,05 406,4 т т 6.400.000 20,23 2.768.270 12,7 (16") 21,44 13.990.000 6.051.343 6,35 3.320.000 25,4 19,25 1.621.431 19,74 4.640.000 2.265.926 19.05 46 7 ,2 тт 3.584.932 7.340.000 12.7 20,45 (18") 16.040.000 7.833.311 21,65 6,35 19,43 3.750.000 2.040.523 25,4 19,93 5.210.000 2.834.531 19,05 508 т т 8.300.000 20,4 12,7 4.516,561 (20") 21,84 18.250.000 9.931.338 6,35 4.200.000 2.519.930 25,4 19,60 5.840.000 3.502.813 19,05 20,10 558,8 т т 9.300.000 20,81 5.581.281 12,7 (22") 12.185.654 22,01 20.310,000 6,35 4.670.000 . 3.063.899 19,76 25,4 6.500.000 20,26 4.261.708 19,05 609,6 т т 10.250.000 6.721.890 12,7 20,96 (24") 14.755.422 22,17 22.500.000 6,35 5.100.000 3.630.239 25,4 19,90 7.100.000 5.051.752 20,40 19,05 660,4 т т 21,10 11.210.000 7,977.182 12,7 (26") 24.620.000 22,31 6,35 17.520.011 4.275.867 25,4 20,03 5.570.000 19,05 7.730.000 5.932.411 20,53 323,8 т т 9.118.074 21,23 12.250.000 12,7 (12") 20.590.140 22,44 16.830.000 6,35

50

Једначина ЗУсутоа1ћ-а: Х = 0,032 •О(|0'ш

=1,5603-10

..Т„

(1-98)

р,

Једначина РапћапОЈ-а: Д = 0,0262 •К.с"°'|4
Оо=1,9157-10"4| ^ -

(1-99) .Р, '

Једначина Не«- РапћапШ-а: Х = 0,00453-Ксм ,и

=4,1770-10"'

(V.1.02 Р,! - Р ,2 к р,м и -Т -г-ћ

( 1- 100)

Једначина КепиагО-а: Х = 0,172-К,°"

(30 =1,2108-10

-4 Т 0

Р Г -Р ;

( 1 -101)

-Т -г-Д

где је Е - коефицијент ефикасности (Е=1,0 за нове цеви без фитинга, кривинапромена смера; Е=0,95 за цевоводе са добрим радним условима, типично за рад у првих12-18 месеци; Е=0,92 за просечне радне услове; Е=0,85 за неповољне радие услове), док остали параметри имају исте димензије као и једначина Со1еђгоок1УМ1е-а (1-92). Со1ећгоок-1Ућ|1е-ова једначина налази широку примену јер важи за широки опсег променљивих услова, за разлику од других једначина које дају добре резултате у ограниченом подручју. Овој једначини се иначе замера да је сувише компликована јер изналажење фактора преноса, Р, захтева итеративни поступак. Обично се претпоставља, при прорачуну, да је почетна вредност фактора преноса 51

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА Р=15 да би се гтонављањем израчунавања ова вредност кориговала. Посгупак лонављаша прорачуна иде све док разлика између два сукцесивна израчунавања не постане ман>а од 0,01. Међутим, ова замерка, у ногледу сложености прорачуна, губи смисао када се у израчунавању користе рачунари. 1Уеутои(ћ-ова једначина је заснована на резултатима мереља протока компримованог ваздуха у цевима пречника од 20 шш до 300 т т , код услова протацања који одговарају опсегу хоризонталног дела криве релативне храпавости на Мооду-евом дијаграму, тј. код услова протицања у којима је вредкост ДеупоНз-овог броја висока. У овом опсегу коефицијент трења зависи само од релативне храпавости. Имајући у виду услове испитивања на основу којих је \Уеутоисћ дошао до израза за коефицијент трења Х = 0,032-С„"'ш , следи да МУеутои(ћ-ова једначина даје добре резултате за услове турбулентног протицања, са високим вредностима КеупоЉ-овог броја. Тако, ова једначина даје добре резултате при прорачуну краћих цевовода са већим падом притиска. Она је погодна за прорачун цевовода који се користе унутар система производње нафте и гаса на пољима. Иначе, ова једначина се користи за високе притиске (50 ћага) и за пречнике цевовода до 323 м п , Код цевовода већег пречника, или цевовода са малим брзинама протока, 1?/еутоисћ-ова једначина даје мању вредносг коефицијента трења од стварне вредности и зато ова једначина није поуздана за прорачун цевовода са већим пречницима и цевовода са малим брзинама протока. Рапћаш11-ова једначина је засиована на коефицијенту трења утврђеном за услове протока са средњом вредношћу Е.еупоШ5-овог броја. То су услови у којима линија релативне храпавости у МооЈу-евом дијаграму представља праву са константним негативним нагибом, Коефицијент трења је %ш 0,00453-К .0'0” 5. Из горе изнетих услова испитивања на оснОву којих се дошло до појединих једначина следи: У/еутоиЉ-ову једначину треба примењивати само за прорачун гасовода мањих пречника до 323 т т и за краће гасоводе, тамо где се очекују високе вредности КеупоМб-овог броја. Рапћапбћову једначину треба примењивати за прорачун гасовода великог пречника и велике дужине, где се очекује проток са умереиом вредношћу КеупоМз-овог броја. Код прорачуна протока кроз старе гасоводе треба користити коефицијент ефикасности добијен практичним испитивањем на гасоводима. Уобичајена ,је пракса да се на конкретном систему обавља провера ваљаности појединих једначина прогока у циљу добијаља поуздане-одговарајуће једначине за прорачун режима транспорта, односно за израду модела транспорта.

ЦЕВОВОДНИТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

1.4.2. Изотермни проток гаса кроз паралелне цевоводе и цевоводе различитог пречника 1.4.2:1. Еквивалентне дужине и еквивалентни пречници А ко имамо цевовод дужине ћ и пречника Бц, онда еквивалентном дужином називамо ону дужину код које ће све величине протока остати исте као код цевовода дужине Д и пречника Ц, ако би се пречник 0„ променио у пречник којије мањи или већи о д Б и. Еквивалентним пречником називамо онај пречник код кога би све величине протока остапе исте као код цевовода дужине Ц и пречника ако би се дужина Д изменила у дужину Ц која је мања или већа од Ц Ако желимо да угврдимо еквивалеитну дужину, дужину код које ће се услед промене пречника са Ои1 на Бцг задржати исти услови протока као код цевовода дужине Ц и пречника 0„| онда имамо, користећи поједностављени израз једначине протока: 1 п 1 <3-= М -Ц -*Ц

(1-102)

д 2 = м 17Т ?“

(1'103)

л,

Ц

где је М коефицијент који садржи све непроменљиве параметре из једнчине 1-91. Из ове горње једначине добијамо следећу:

X, Ц

/., Ц

Еквивалентна дужина

је једнака: (1-104)

Еквивалентни пречник Ицг неког цевовода дужине и пречника Ии| код промене дужине на ћ2 добијамо на основу претходног поступка, тако да имамо: (1-105) Еквивалентни лречник за два паралелна цевовода биће:

Рц2'5 Р„Т , л0,5

,

0,3

1

,

0,5

Л А, А-2 где је Ц - еквивалентни пречник паралелних цевовода О,,, и Б и2.

52

53

(1-106)



1.4.2.2. Односи проточних величива при изотермном протоку гаса у цевоводу различитих пречиика

Из горње једиачине добија се: X В

[ > 0 Р„>

Ако се за

х

] П„|

Ц

в-х

X

( 1- 111)

х, Го„г

Сл. 1-18,

Х = <р 1 -

У пракси се дешава да услед дотрајалости једног дела гасовода треба исти замеиити са новим. Измена дотрајалог деда девовода се може извести уградњом новог цевовода али већег пречника, при чему се повећава проточна моћ, односно капацитет гасовода. У циљу израчунавања капацитета гасовода са два различита пречника, као што приказује слика 1-18, потребно је прво свести цео гасовод на исти пречник. Ако се свођење обавља ка пречник Н„| онда морамо израчунати еквивалентну дужину Ез која одговара дужини X са пречником Ои2 свођеаем на А,|. Еквивалентна дужина ће бити:

1-

(МОТ)

уврсти вредност из једначине 1-107 онда следи:

хли

( 1- 112)

(1-113)

оЈх,

хло,

где су: X, - коефицијент трења (хидраулички отпор) при протоку количине <3 кроз цевовод пречника Ои| , X, - коефицијент трења при протоку количине Ц кроз цевовод пречника Ви2. 0 , - количина протока кроз цевовод пречника Ои, и дужине Ц <3 - количина протока кроз цевовод пречиика Ои) на дужине 1,-х и пречнику Г>и2 на дужини X.

Цевовод на слици можемо свести на цевовод јединственог пречника Ци| дужине ћ-Х+Цг. Укупни проток кроз такав цевовод ће бити тада: <32

м1 Е -Х + ћ,

(1-108)

ћ X + ^ м 2 ’" м 2 м 2

(1-109)

Множењем горње једначине са М2/ћ добија се:

1.4.2.З. Односи проточних величина при изотермном протоку гаса у систему паралелних цевовода Повећање капацитета гасовода може се постићи уградњом паралелног гасовода са постојећим. Колико ће се повећати капацитет зависи од пречника и дужине постављеног паралелног гасовода. Израчунавање капацитета паралелних гасовода (лупинг систем) се изводи према једначини чије извођење следи у даљем тексту. I. -------------------------------------'—*■ 0 ’ р„г [

Ч ћ

(1-110) О" 0.7 [

Величииа М2/ћ је количина протока С>|2 где је <3, проток кроз цевовод пречника В„| и дужине ћ. Коистанта М има у себи све величине протока које морају бити исте код цевовода пречника Ои| и дужине Ц и код цевовода са пречником на дужини Ц-Х и пречником Ои2 на дужини X. У овом последљем случају имамо проток Ц. 54

X ---------------- ► Сл. 1-19. Означимо поједине параметре на следећи начин: ()1 - калацитеттасовода пре лостављања паралелног, 55



0 - капацитет система гасовода (са два пречника) после постављања паралелног вода, Ц' - капацитет гасовода пречника Ц„| након постављања паралелног вода, р" - капацитет паралелног гасовода лречника Ц„ј , Хј - коефицијент трења гасовода пречника 0„|, \ г - коефицијент трења гасовода пречника 0„2, X - дужина паралелног вода, Ц - укупна дужика гасовода, Ц„ - еквивалентни пречкик за В„| и на дужини X, V - еквивалентиа дужина пречника Рш за дужину X са пречником Ц„.

Множењем ове једначине са М2/Д и заменом вредности МХ: /^10„2 са 1/(1+Х|0,5 0„2ј '3 / >.20,5 0„|2,5) (добијено из једначине 1-106) долази се до једначике за дужину X на којој треба поставити паралелан цевовод пречника Ц„2 Да Дошло до повећања капацитета са на 0-

(1+ <р)3 Ако су све величине протока, осим коефицијента трења и пречника, исте, онда можемо налисати следеће односе:

гдеје:

(1-118)

<Р

односно једначина за капацитет сисгема гасовода са паралелним гасоводом:

<Г = м ^ % ч

0]

(1-119)

04 [(1 + 4>)2 0 = д '+ д "

гдеје у=ХЉ.

па отуда имамо:

Пример 1. р „2,5

р

„.2'3 ,

(1-114)

х°-Ј “ Еквивалентну дужину V добијамо из једначине:

Израчунати применом Со1е1згоок-\М1Ј1е-ове и Кеу/ РапћапсИе-ове једначине количину гаса која протекне кроз гасовод пречника Ц„=492,16 ш т (0-508 т т ) , дужине 1X30 к т , ако је почетни притисак Рј=50 ћага а крајњи притисак Р2=45 ћага. Гас има релативну гусину рг=0,б а фактор компресибилитета 2=0,93. Температура протока је 10“С.

(1-П5) Решење: Сада смо цео цевовод свели на јединствени пречник 0„| дужине Е-Х+ V , из чега можемо поставити следећу једначину протока:

02=

м2

= 2,3947 •10-5 За-Р Р, V р,-а-Ц -Т

(1-116)

С -х + Ц'

0

односно: 1 д2

Једначина Со1е!)ГОок-\УћЦе:

1 -Х + С м2

I 492.1б5(502 - 4 5 2) 1,01325 V0,6 •0,93 •30 -283,14

(3„=11584,606-Р 56

57

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСД


У првој апроксимацији занемарен је утицај КеупоМз-овог броја при израчунаваљу фактора лреноса, Р, па имамо:

Решење: \*/еутоиШ-ова једначина:

0,0127 = ~4•1о§ Р = -4 • 1о§ = 20,63 3,71-492,6. 3,71-0,

К

паје <3„=11584,606 • 20,63=238998 8 т 3/ћ

р = -4 •1о{>

12326 -10"5 23«-998-0.6-1.01325 ’ ' 492,16-1,1-10"’° -288,4

К

, 1,413-Р

3,71-0,,

К.

-4-1о§ ,

0,0127 I, + 3,71-492,16 II.

288,14 50ј -4 5 ј 1,01325 0,6-283,14-0,93-20

= 1,5603-10"

Тачније израчунавање фактора преноса, Р, се добија: К =1,2326-10,-3 *3‘Рг *Р» О .и -т .

Г - Р .* р,-Т-2-Е

0 , =1,5603 • 10-*

11.481.053

413-21,461 481.053 Ј

Р=21,46

309,3Ј“ ’ = 75.4!45тЈ/ћ

Кепиага-оиа једначина: =1,2108-10'

Р 0 = 1,2108-10

(II

р ,-- р .

-Т-2-Д

288,14 У'Т 50ј -4 5 ј („1,01325 [283,14 -0,93 -20

Ј

З09,3“ 3 = 64.1515т3/ћ

па је (}0=11584,606 ■21,46=248.630 Зш3Л1 Корекцијом КеупоШз-овог броја добија се нова вредност која изиоси К0=11.943.758 па се са овом вредношћу добија:

Хоризонталним цевоводом дужине ћ=50 к т , пречника 0 и=336,5б т т транспортује се 1,8 10" т^/доб гаса, састава С|=0,92, Сг=0,05 и Сз=0,03. Температура транспорта је 10°С, максимална, а минимална 2"С. Излазни притисФс је 10,19 ћага. Потребно је израчунатн:

Р=21,42 ј Цо-248.142 8 т 3Љ Применом Ие\у РапћапсИ-оуе једначине имамо: \ 1,02 Г ■> 1 ( т У,02Г р Р 2, _- !р 1

0 .- 4 ,1 7 7 0 - 1 0 ^ ]

=4,1770-10-

288,14 У~' 1,01325Ј

-2.1

ПО.ЗЈ

0„г'5,Е

50! -4 5 ј 0,6°',‘5•283,14 ■0,93 •30

Пример 3.

492,162-” =263.6445ш3/ћ

У односу на резултате добијене овим једначинама опредељење би било да су подаци добијени првом једначином поузданији, прво што једначина важи за шири опсег услова протока и друго што усвајаљс мањег протока значи одређену резерву.

а) улазни притисак код температуре (=10°С; б) количину протока код минималне температуре и улазиог притиска исто као под а; в) због дотрајалости цевовода треба 10 кга заменити новим цевоводом пречника 0 ц=387,3б т т и израчунати капацитет код температуре гаса у цевоводу (=10°С; г) додати паралелни цевовод дужине Х=20 к т лречиика Ои=336,5б т т н израчунати капацитет код температуре гаса у цевоводу 1=10°С. Решеае:

а) \Уеушои<ћ-ова једначина за хорвзонтални проток има облик:

Пример 2. Израчунати проток гаса кроз гасовод применом \Уеутои1ћ-опе 1 Кепоиагбове једначике пречиика Ц„=309>3 т т (0=323 т т ) , дужине Д=20 к т ако је почетии притисак Р|=50 ћага а крајњи притисак Рг=45 ћага, Гас има релативну гусину рг=0,б а фактор компресибилитета г=0,93. Температура гтротока је 10"С 58

Р., = 1,5603 -10_< —

Р,а -г .~ Г

р, -Т-2'

59


ЦНВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТЕ И ГАСА Р = Г! !

'

7

Ф=

1,5603-10"11 'Т / (О иг'И1)5

Из састава гаса израчунавамо р,” 0,606 , Тс=201,569 К и Рс” 48,20 ћага. За услове на почетку гасовода претпостављамо Р|“ 77,5 ћага.

Р ./1 , о Д т в Л 0,094055

х=

О., 77,5 = 1,606 48,2

283,16 _ Тг = 201,56 ’

,, = М 240р = _ М ^ =0,01354 1 ЗЗб,560"'3“

Фактор компресибилитета за услове на почетку гасовода из Ка1г-овог дијаграма износи 21=0,81, а за услове иа крају гасовода: Рг

10,19 48,2

0,214

1 ,= ^ ^

283,16 , , = 1,4 Т, * 201,56 <Р=

износи гг=0,97

0 „ Л | -0 „ ,%

Средња вредност фактора компресибилитета износи: |

=т ^ ^ 387,360”'

= .,895 1-

= 0,0.29

387,365 -0,0135 =1,895 387,36’ -0,0135-336,56'’ -0,0129

4.931.496

г = ^ 1 1 ^ 1 = М 1 ± 3 2 1 = 0,89 односно: Заменом вредности појединих параметара у \Оеугао«Љ-овој једначини имамо: „ ,1Л1„2 . 205.4792 1,013252 -0,606-0,89-283,16-50 Р, = (10,19 + ---------------- ---------— ---------------------= 78,4ћага 1,5603 10-*" -273,1б5 ■(3 36,562<И7)б) Израчунавамо нову вредност фактора компресибилитета за вредност температуре 1=2°С, која износи г=0,88. 0 о =1,5603-10"

0 о =1,5603-10

р, -Т - г-1

0=5.214.329 т 3/бап г) Капацитет система гасовода са лупингом је:

0.

0 =

1,

)0Ј

! [ м 2 Ј*■1 ---- -—г - 1

Х=20 кш, 1=50 к т , у=Х/1=20/50=0,4

273,16 (78,43 -10,19г) 1,01325 0,606-0,88-275,16-50

П иХм 336,56!'И7 = 209.526Ит5/ћ

Т

! .Ј ,

0.5

0,094055 Х = ц о.ш

в) Из односа:

X = ч> 1

П>и2=С>иг односно Х,=Х2> па имамо

за Х=1.0 к т , 1.-50 к т , Ои.=387,36 т т , Ои2=336,5б т т I Ц,=4.931.496 т 3/аап имамо: 60

^ ^ = 0 ,0 1 3 5

61



0 33б,5б2,50,0135°'5 33б,5б2,50,0135°'5

Усвајамо стандардни пречник 0=508 шш са дебљином зида цсви 1=7,92 т т , 0 0=492,1б т т .

4.931.496 Г 0,4

5— I Ј1 + 1Ј

= | Х : /— 133044____ =0 V0,785-V V 0,785-8-24-3600

10Ј

= 5.894.265 т 3/<1ап

+4

Пад притиска одређујемо преко СоЈећгоок-ХУћИе једначине:

Ј =2,3947-10-5^ -Р Р„ \

р, •2 • Д ■Т

Пример 4. Природни гае хемијског састава: С|=0,92, Сј=0,053 и Сз=0,03 треба транспортовати у количини од 0„=5.000.000 К т 3/бап на удаљености од Д=100 кт. Почетни притисак у гасоводу је 50 ћага, а температура транспорта је 10°С. Треба одредити пречник цевовода и пад притиска за израчунати пречник.

Фактор преноса, Р, се израчунава нз једначине не узимајући у обзир утицај Деупо1Љ-овог броја: К

Р = - 4 • 1о§

3,71-0.

0,019 — 1 = 19,93 3,71-492,1бЈ

= -4-1ое

Решење: д 02 р / - р г- 2 - д - т

Израчунаваље основних параметара:

2083332 • 1,013253 - 0,607 • 0,9 -100 ■283,14

ГО ТОИ7.1П-|5\5Т 2 .В 1 .П 5

п 3047.

= 1404,6

Релативна густина гаса израчунава се преко једначине: односно

р, =2:Уј -ри =0,92-0,5539 + 0,05'1,0382+ 0,03-1,525 »0,607

2500-Р2 -1404.6, паје

Р2=33 ћага

Проверу средњег притиска обављамо преко једначине:

Псеудокритичну температуру и пригисак израчуиавамо преко једначина: Рс = 2 УI ■?с! = 0,92 ■46,04 + 0,05 •48,8 + 0,03 •42,49 * 46,06 Ваг Тс - 1 Уг Т5| = 0,92• 19055 + 0,05■ 305,43 + 0,03• 369,82 = 201,66 °К Фактор компресибилитета за услове претпостављеног средњег притиска у . цевоводу од 35 ћага и за температуру 10°С:

Р,

Р 35 = 0,76 Рс ~ 46,06

283,14

201,6

= 1,4

Р„ =

Р, + :

50 +

ЗЗ2 = 42 ћаг 50 + 33

онда имамо: Р 42 Р, = — = — = 0,9118 г Рс 46,06

Т _ _Х_ _ 283Д4 _ 4 ' Т. 201,6

па фактор компресибилитета износи г=0,887. Уношењем нове вредности фактора компресибилитета у једначину за пад притиска добијамо вредност за Р2= 33,36 ћага.

из дијаграма износи 2=0,9. Пошто немамо познати пречник цевовода, онда га израчунавамо на бази претпостављене брзине протока од 8 т/$ иначе дозвољена је брзина до 15т/$. За израчунаваље нам је потребан податак о протоку гаса у условима у цевоводу, Р=35 ћага и 1=10°С.

У

Р„ •<3, •г ■Т _ 1,01325 ■5000000 • 0,9 ■283,14 = 135044 га3 / бап Р • г0 • Т0 35-1-273.14

62

63


ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ ИАФТЕ И ГАСА

1Уеутои(ћ-ова једначина:

1.4.3. Изотермни проток гаса у косим цевоводима К од гасовода, или деоница гасовода, са висинСком разликом између крајева цевовода у прорачуну се користе кориговане једначине 1-92,1-96,1-98,1-99,1-100 и 1-101. Корекција се мож е извести на два начина. У првом случају она се састоји у одузимању производа 'РП12 -8 од квадрата притиска на крају цевовода. Т ако да имамо: Со1ећгоок-\Ућ11е-ова једначина:

=2,3947-10

_3 Т„ Ј

(1-121а)

РапћапсИе-ова једначина:

1,9157-10-

Р,2 - Р , 2 - Р ^ 5 ]ј р г-2-Т -Т

(Р,г - Р;2 -е5)8 Т -Ц -р г -г-(е 5 -1 )

р 0 = 1,5603-.10

( 1- 120)

'т / р„

1.07«

Г

(Р,1 -Р«* -е5)8 1 Т -Д -р, -г -(е 5 -1 )

(1-122а)

Ие\у РапћапсИе-ова једначина: геде су: Рт

- средњи притисак у цевоводу, бар

д 0 =4,1770-10- ,Гт„Г

[р.Ј

8

- ф актор нагиба, 8 = 0,068351 — — 2 т -Т*т» Н 2-Н 1 - разлика у надморској висини краја и почетка цевовода, т 2„, - ф актор компресибилитета на средњим условима притиска и ' температуре (Р,„ и Т,„) О стали параметри имају исте димензије као и код једначине 1-92

Г (Р,2 - Р , Ј -е5)8 Т - ћ - р г -2 -(е5 -1)_

(1-123а)

1.4.4. Изотермвш проток гаса у вертикалним цевоводима У/еутоиСћ-ова једначина за вертикални проток има облик;

УУеутошћ-ова једначина:

0 0 = 1,5603 ТО-1^р

Р.а - Р , , - Р ’ -8 Т- И -р ,-2

= 1,5603-10

( 1-121)

'•0,|1|Г ПЈ Р, - Р ; -Р,,, -5

.т -и > *

'т / _р0

1,02

(1-124)

5 = 0,06835^-^

( 1- 122)

Р,3 -Р јЈ-Р * -8 Т • 1^рг

2 1Т Н - висина гасовода, т О стали параметри имају исте димензије као и код једначине 1-92.

1.4.5. Изотермни проток гаса у дисгрибутивном цевоводу

N 6» РапћашИе-ова једначина:

0 0 =4,1770-10

8

Т -Н -рг -г е3 -1

где је:

РапћапсИе-ова једначина:

=1,9157 •10-"

(Р,г - Р 2г .е 3)

(1-123)

З а израчунавање протока гаса кроз дистрибутивне гасоводе, код којих су вредности притисака мање од 12 (6) ћага користи се КепиагО-ова једначина:

•2

Р,2-Рг =486- рг П арам етри у једначинама1-121, 1-122 и 1-123 имаји исте димензије као и у једначинама 1-98,1-99 и 1-100. П рорачун у косим гасоводима се може изводити и помоћу следећих ћ(е3 - 0 . „2 једначина које узимају корекцију дужине гасовода, Ц. = — — 1 и корекцију Рг

( М25)

П арам етри у једначини 1-125 имају исте димензије каоо у једначини 1-92.

са е5, тако да једначине УУеутои1ћ-а, Рапћапс11е-а и Иесу Рапћапс11е-а имају следећи облик:

64

65

ЦЕВОВОДНИ ТРЛНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

1.4.6. Промена температуре гаса при протицању кроз гасовод На промену температуре гаса при протицању гаса кроз гасовод утиче: размена топлоте са околном средином, присутност Јоч!е-Т110Ш80П-овог ефекта због опадања лритиска услед трења, струјан,е гаса у деловима гасовода са нагибом, као и промена брзине струјања дуж гасовода. Температура гаса на крају гасовода, односно деонице гасовода, се израчунава преко модификоване једначине 1-55. Модификација се састоји у узимању у обзир Јои1е-Тћотбоп-овог ефекта и утицаја ефекта створеког при струјању гаса кроз гасовод под кагибом. ДР Дг -Ј-— (1(1-126) 1) ~ а-Д ’Т Параметри у горњој једначини имају исте ознаке као параметри у једначини 1-55. Параметар Ј представља Јои1е-Тћот50п-ов коефицијенг који зависи од састава гаса. Његова вредност се за уобичајене саставе природног гаса креће од 0,4-0,5 °СЛ>аг. Температура чистог метана ое код температуре 0°С и притиска 5 ћага при редукцији притиска смањује за 0,48 °СЉаг-у. При протоку гаса кроз гасоводе са успоном долази до снижења температуре гаса. Тако, ако је разлика у надморским висинама између крајева цевовода Дг=ћг-ћ|=100 т , температура гаса ће се снизити за (узето је да протиче метан, који има ср=2000 Ј/к8К): 9,81

Д1

100


Када је Рг<1,5 фактор компресибилитета може се израчунати преко једначине: 2 = 1 +0,257'-Р, -0 ,5 3 3 Р’ Тг 2 = 1+ 0,257 • 0,55 - 0,533^ = 0,921 1,33 ’

(2, =1,5603-10'

273,14 (37! - 1 0 ! - 2 6 ! )0,130426 0,340!,“ 7 = 225.664Мш3/ћ 1,01325 283,14-8-0,622-0,921 Прорачун протока према једначини 1-119а износи: =1,5603-10'

-]03

Пример 5. Израчунати проток гаса кроз цевовод спољњег пречника П=355,6 ш (дебљине зида цеви 1=7,8 т т ) , дужине 8 кт, при чему је висинска разлика између крајева цевовода Н2-Н,=800 т . Гас има релативну густину рг=0,б22, критични притиска Рс=47,315 ћаг и критичну темпертуру ТС=212°К. Почетни притисак у гасоводу је Р|=37 ћага а на крају гасовода Р2=10 ћага, а средњи притисак је Р,-=2б ћага и температура транспорта 10°С. Решење: Проток ће се израчунати када се занемари висинска разлика и када се узима у обзир. За хоризонтални гасовод према једначини 1-96 имамо:

-,Т0 ( Р ^ - Р . У ) 3 Т-Н -р, е5 -1

=1,5603-10'

Пример б. Израчунати пад температуре гаса приликом протицања кроз цевовод номиналног пречника Цн=0,324 т (12 3/4") и дужине ћ=80450 т у количини од 2.831.700 81т3/4ап. Густина гаса је 0,774 к§/5(т3. Специфична топлота при сталном притиску ср=2512 Ј/к§К. Остварени пад притиска при протицању гаса је ДР=20,6 ћага, почетна температуре гаса је 37,8°С а температуре тла је 10°С, коефицијент укупног пролаза топлоте К=4,54 7//т°С, Јои1е-Тћотзоп-ов коефицијент Ј=0,4°С/ћаг, висинска разлика између крајева гасовода је Дг=0 (гасовод је хоризонталан).

Т - Г-р, '2

26 = 0,55 47,315

Тг

66

Ц « " .Е

273,14 (372 -1 0 ! -е0'1'0425).0,130426 V - 340!-Н7 = 224. 776ћЈт! /ћ 1,01325 283,14-8-0,622-0,921(е0|)0
За израчунавање г налазимо Р, и Тг:

Рс

*234.653№гг'/ћ

800-0,622 . ( Н ,- Н ,) - р , 5 = 0 , 0 6 8 3 5 ■ 7-2 -,- ---Ј- = 0,06835 — ~ т Т ~ - = 0,130426 2-Т 0,921-283,14

0 о = 1,5603-10

Р,

3402,

Прорачун за коси гасовод према једначшш 1-119 је:

0,49" С

2000

(ј, =1,5603-10“' I 1

273,14 37! -1 0 2 1,01325 [283,14-8-0,622-0,92.1

Т 283,14 _ ]33 Тс “ 212,2 67


ЦЕВОВОДНИ ГВАНС110ВТ НАФТЕ И ГАСА

1.5. ДВОФАЗНИ ПРОТОК

Решење: Израчунаваље пада температуре подразумева изналажен>е температуре на крају гасовода с обзиром да је позната почетна температура. Температура т крају гасовода се израчунава преко једначине 1-26:

4 = 1 , + (« ,+ * ,

Ч„'Р' ср

32,77-0,774-2512

80450 = 5,83

П 0+(37,8+10) •е"5',Ј - 0,4 ^ (1 - с~м ) - 0 = 8,73“С 5,83 =37,8 - 8,67 = 29,13“С

Двофазио струјање се врло често појављује у технологији транспорта иафте и гаса. У току лроизводње нафте и гаса обавља се транспорт ова два флуида цевоводом од дна бушотине до сабирне станице. У слојним условима сирова нафта садржи растворен гас који се промеиом услова, у току транспорта са дна бушотине до сабирне станице, издваја из нафте. На тај начин у цевоводу долази до стварања гасне фазе тј. до двофазног струјања. Двофазно струјаље настаје и при производњи нафте гас-лифтом. Промеие величина стања (Р и Т) у току двофазног струјања доводе до промена односа гасне и течне фазе. Проблем утврђивања пада притиска код протока одређене масе је врло сложен, због тога што заједнички проток двеју фаза може имати различиту структуру, на шта утичу количина једне и друге фазе, брзииа струјања и др. Због различите структуре протока, која се мења у току протока кроз цевовод, долази до различитих отлора у цевоводу. Типови двофазног протока који могу настати, према Васкег-у, приказани су на слици 1 -20. Већина аутора који су истраживали карактеристике двофазног протока служили су се делимично лабораторијским испитивањима, а делимично испитивањима реалних двофазних протока. Како су услови обе врсте ових испитивања били ограничени, још се увек може сматрати да подручје двофазног протока није довољно истражено, тако да се у појединим случајевима могу добити већа одступања од предложеиих решења појединих аутора. Као основа за истраживање хоризонталног двофазног протока послужила су већим делом лабораторијска испитивања, док су за вертикални проток коришћени подаци са експлоатационкх бушотина, те се утврђене једначине за одређене пречнике тубинга и количине које се најчешће сусрећу вриликом производње нафте и гаса могу сматрати досга поузданим.

Мехуричаста

Услојена

Глобуласта

Дисперзна -------------------------------- ►

вт'ШЈ2са Чепна

т т

ш

Смерпротока

ш

Таласаста

Прстеиаста

Сл. 1-20. Приказ структуре двофазног иротока према Васкег-у

68

69

ЦШЈЦВОДНИ ЈРАНСПОРГ НАФ'Ш И 1АСА

ЦНИОИОДНИ 'ГРАНС110РТ НАФ'Ј'И И ГАСА

1.5.1. Једначине за двофазни проток у хоризонталшш цевоводима Иосћа« и МагћпеЦј су претпоставили да је градијент пада притиска двофазног система функција градијента пада притиска једнофазног система (течности или гаса) и саме структуре двофазног протока. На основу ове претпоставке имамо релацију: (ДР/ Д Д)м = ф 2( АР/ Дћ>,е

(1-127)

односно: ДРР1<- ф 2(ДР),/а

<1-128)

где су:

фазс. На слици 1-21, бирамо одговарајућу величину ф у зависности да ли ( множимо са градијентом пада притиска течности или гаса. Четири криве (з< четири структуре протока) су, ако се узме као основа обрачуна градијент: двофазног система течност, а четири ако се узме као основа обрачуна гаснг фаза. Величина ф је дата као функција величине X где је: х = ,/( д р / дц.), / ( д р / Д 1- ) В = ч/ д р , / лг.и

(1-129)

Криве имају ознаку од четири слова од којих прво слово означава течносз или гас (ф 1, ф 8), а друга два означавају структуру протока. Тако нпр. ознака фп, на кривој значи да се та крива може употребити акс градијент пада притиска течности служи за утврђивање градијента пада притискг двофазне смеше када свака фаза одвојено струји турбулентно кроз цевовод. Прорачун пада притиска можемо извести на следећи начин:

(ДР/Дћ)р,, - градијент притиска код двофазног протока кроз цевовод за мали интервал, при чему су Р и Т константне вредности, (ДР/ДЦ)| - градијент притиска код протока само течности из двофазног система кроз исти цевовод, (ДР/ДЦе - градијент притиска код протока само гасне фазе двофазног система кроз исти цевовод, ф

- фактор корелације.

Структуру двофазног протока ћосћап и МагћпеШ су свели само на четири типа. Типови протока су утврђени на бази ламииарног и турбулентног струјања, ако кроз исти цевовод сзруји само течни део двофазног система или само гасни део двофазног сиетема (табела 1-7). Табела 1-7. Бр. Структура двофазног протока Врста струјања појединачних фаза 1. течност турбулентно гас турбулентно 2. течност ламинарно гас турбулентно 3. течност турбулентно гас ламинарно течност ламинарно 4. гас ламннарно

К.гупо1б5-ов број течност >2000

КеупоМз -ов број гас >2000

Ознака

лтт (гтт)

<1000

>2000

ллт (гтл)

>2000

<1000

лтл (глт)

<1000

<1000

ллл (глл)

1. Услед губитка притиска при изотермном протоку доћи ће до промене фазне равнотеже тако да ће се од највишег (улазног) притиска до најнижег (излазног) притиска повећавати количина гасне фазе, а смањивати количина течности. Због тога је потребно познавати однос гасне ф азе и течне фазе за температуру и притисак у цевоводу. Ови подаци се могу добити било из П В7 анализе било из обрачуна фазне равнотеже, ако познајемо састав смеше. Због промеие фаза при паду притиска мења се и градијент притиска појединачних фаза и структура протока, па тако и фактор ф . Због тога се рачуна пад притисха двофазног система за поједине интервале. Што су одабрани интервали притиска мањи то ћемо добити итачније податке: * За прорачун су потребни следећи параметри: <2| - количина течности у смеши на условима притиска и температуре у цевоводу, пЛз <2Г - количина гасне фазе у смеши на условима притиска и температуре у цевоводу, 1п3/б р!.рв - густине течне, односно гасне фазе у смеши на условима притиска и температуре у цевоводу, к е /т 3 р, - релативна густина гаса (ваздух =1) Р1, Цј - вискозитет течне, односно гасне фазе у смеши на условима притиска и температуре у цевоводу, Ра$ Укопико је температура у цевоводу константна онда су горњи параметри функција притиска. У з познате или одабране почетне услове (Р|,Т) претпоставља се Р2. Штоје мања разлика притисака између р| и Р2 добићемо тачније лодатке.

За различите структуре двофазног протока Тосћан и МагЦпеШ су израдили дијаграме помоћу којих се може утврдити корелациона величина (ф). Ако познајемо величину ф можемо из једначине 1-127 утврдити пад притиска двофазног система тиме што фЈ множимо са градијентом притиска једне или друге 70

71

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСИОРТ НАФТН И ГАСА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРГ НАФТЕ И ГАСА

Сл. 1-21. Дијаграм за израчунавак>е фактора Ф према методи МаЛгаеШ-а и коаутора 1000В

72

1« (§№)- течност турбулентно - гас турбулентно; Ш (§!{) - течност ламинарно - гас турбулентно; 10 (§11)- течност турбулентно - гас ламинарно; Ш (§!!) - течност ламинарно - гас ламинарно

2. Када смо утврдшш наведене параметре, на основу прорачуна из фазне равнотеже, можемо утврдити коефицијенте трења X , (ДР/ДГ)| и (ДР/ЛГ)8 за притисак Р| и Рг. Градијенте пада притиска утврђујемо из одговарајуће једначине протока. Како је за утврђивање коефицијента X потребак Кеупо!б8-ов број, то се може одмах утврдити и структура протока. 3. Из (ДР/ДЦ| и (ДР/ДЦј. утврђујемо величину X за притисак Р; и Р ј , те из дијаграма на слици 1-21. очитавамо вредност за ф (Р[ и Р2). 4. И з једначине 1-127 утврђујемо вредност (ДР/ДЦрдт и (ДР/ДЦр2 ,т. Пошто смо утврдили градијент пада притиска двофазне смеше у тачки Р ј и Р2 узима се средња вредност добијених градијената за интервал између притисака Р ј и Р2. (ДР/Дћ) р„.т - ( (ДР/ДЦрј.т + (ДР/ДЦ р2,т )/2

Сп. 1-22. Дијаграм распореда притисака двофазне смеше као функција дужине хоризонталног цевовода Пошто је ДР одабрана величина и износи Р2-Рј можемо утврдити удаљеност Д1 за први интервал на којем ћемо имати пад притиска ДР. На исти начин треба утврдити градијеит притиска двофазке смеше за други одабрани интервал. 5. Добијене вредности Д1 за сваки интервал наносимо на координатни сисгем као функцију притиска и добијене тачке снајамо у континуалну криву као на слици 1-22. И з добијеног дијаграма можемо утврдити притисак Р на свакој удаљености 1 од почетне тачке рачунања, Као почетни притисак узима се познати притисак, а то је најчешће улазни или излазни притисак у цевоводу. А к о од апцисе 1 која одговара почетном притиску нанесемо дужину цевовода можемо утврдити притисак на крају цевовода. Друга метода решавања двофазног хоризонталног протока је метода заенована на фактору трења, коју су развили ВегШгг!, Тек и Роећпапп.

73

ЦННОВОДНИ ТКАНС110РТ НАФТН И 1'АСЛ П рема овим ауторима коефицијент трења за двофазну смешу је функција КеупоШз-ових бројева за течну и гасну фазу и он износи:

а=К/(Ј -К)

КС16)

С О О О

»

(1-130)

ћ=1/е°'|к

К=М,/М|

(1-131) 1-23. Бапшд-ов коефицијент трења за хоризонтални двофазни проток као функција Кс83

Мипксуа ( •

’<

где су: Ке1 - КеупоШз-ов број за проток течне ф азе Кс8- КеупоШз-ов број за проток гасне ф азе М8 - маса протока гасне ф азе код притиска Р и температуре Т у цевоводу, кв/з М| - маса протока течне ф азе код притиска Р и температуре Т у цевоводу, к^/з

Ф актор т р е л а је још функција структуре протока двофазие смеше, Аутори су утврдили четири типа тока зависно од одиоса протока масе гасне и течне фазе. Однос ф актора трења и производа КеупоШз-ових бројева (из горње једначине) је дат на сл. 1-23 дијаграмом. Аутори су израдили криве за различите односе протока гаске и течне ф азе (за различите структуре): крива А и А ' важ и зао дн о с М8/М |д о 0.2 БиБ' од 0.2 - 0.4 Ц иЦ ’ од 0 .4 -0 .6 Д иД ’ од 0.6-1.0

1000

Крива Е (испрекидана крива) даје коефицијенте трења за једнофазни ламинарни проток, а крива Е ' за једнофазни турбулентни прбток. Треба напоменути да прелазно подручје од кривих А, Б, Ц и Д до кривих А ', Б \ Ц ' и Д ' у границама КеупоМз-овог броја за течну фазу Кнод 500 до 10.000. К ад аје Кн мање од 500 важе криве А , Б , Ц и Д, а за К<* веће од 10000 треба користити криве А \ Б \ Ц ' и Д \

Рапш@-ов коефицијент трења

74

75

ЦЕВОВОДНИ Г Р А Н аШ К !' НАФТЕ И ГАСА ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕИГАСА ДР/ДБ-330,843 • 10‘7 Г ■((Ој-К),)«},, • р,+<5, • рО/Ц,5

(1-136)

Поступак прорачуна ДР/ДБ=330. 843 ■10'7 • Г- М8 • (Цј+О,) • М,/0„5

(1-137)

где су: 1. П отребно је познавати све параметре неопходне за прорамун двофазног система, као код претходне методе. 2. На основу израчунатих вредности 'Ке1!) К„|, Ке8" 1 К,1к у функдији притиска, из дијаграма на слици 1-23. одређујемо коефицкјент трења I 3. П ад притиска изражен у висиии воденог стуба (т ) Н ,” Х • V2

лц лц Ш Нг=4 ■{'■V2 2 -е * Е > и 2 •8 • О ,

(1-132)

М, - укупна маса протока двофазне смеше код притисака Р и гемпературе Т у цевоводу, кд/з - количина течности у смеши на условима притиска и температуре у цевоводу, т 3/з <38 - количина гасне фазе у смеши на условима притиска и температуре у цевоводу, т 3/з М8 - маса протока гасне фазе код притиска Р и температуре Т у цевоводу, кд/з М, - маса протока течне фазе код притиска Р и температуре Т у цевоводу, к§/з

губитак притиска услед трен>а изражен у ђагипа се добија из једначине: ДР=1,9б-Г-V3 • ДБ—Вг— 10'1

Из једначина 1-136 и 1-137, када познајемо количину протока, пречник цевовода и коефицијент трења Г, можемо израчунати градијент пада или пораста притиска двофазне смеше за сваки притисакР и температуру Т.

(1-133)

4. Ако је први интервал одабран од притиска Р| до притиска Р5, где је Р| почетни познати притисак, треба израчунати градијент притиска код Р,(ДР|/ДБ) и градијент притиска код Р2 (ДРг/ДБ). За интрвал од Р, до Р> узимамо средњи градијент притиска као и код методе МагбпеШ-а.

где су: Н, X { § Ое V Д р, ДР

- губитак услед трења код двофазног протока, т - коефицијент трења - коефицијент трења по Рапјпа-у - гравитациона константа, т /з 2 - пречник цевовода, ш - брзина двофазног протока кроз цевовод, т /з - посматрана д.ужина цевовода, т - густина двофазног флуида, кд/т2 - пад притиска услед трења, ђаг

(ДР/Д Ц ЈГ=( ДР[/ДБ + ДРј/ДЕ )/2

Брзина двофазногпротока се одређује према једначини: (1-134)

густина двофазног флуида:

'Р ј Р$

(1-135)

Ч8 +0'

Увођењем ових израза у једначину за пад притиска имамо: ДР/ДБ=2

П (Осч-Ц,)(Це • р ^ , • Р|)/Ци5

и ли :

76

Пошто је познато ДР, оно је Р2-Р1, онда из претходне једначине израчунавамо одговарајућу дужуиу ДБ (у метрима). Даљи поступак је исти као и код методе МагбпеШ-а. Метода прорачуна двофазног протока по Васкег-у подразумева прорачун у зависности од структуре двофазног протока при чему је Васкег идентификовао седам различитих структура протока. Ове структуре протока су приказане на слици 1-20. М ехурасга структура протока се формира при релативно малом односу нафте и гаса. На основу експерименталних података утврђено је да се ова структура протока јавља при брзинама протицања од 0,2 до 1,5 т /з. У овој структури протока мехури гаса протичу у горљем делу цевовода, док нафта испуњава преостали део цевовода. Чепиа структура протока одвија се уз међусобну замену чепова нафте и гаса. У сло јен у структуру протока карактерише проток нафте и гаса као непрехидних фаза. Ова структура протока јавља се при брзинама протока нафте од око 0,2 ш/з, а гаса од 0,3 до 0,5 т/$ и то у цевоводима који су постављеии под иагибом. Тапасаста структура протока слична је услојеној, с тим што се на контактној површини између нафте и гаса код већих разлика у брзинама протока појављују таласи.

77

ЦКВОВОДНИ '1УАНС110РТ НАФТН И ГЛ СА

3 13

Г лобуласга структура протока карактеристична је за велике разлике у брзини протока нафте и гаса. При овом протоку делови нафте бивају захваћени гасном фазом и крећу се са љом, док преостали део нафте заостаје и креће се знатно спорије. Прстснаста структура лрот ока одвија се тако што нафта протиче у облику прстена уз зидове девовода, а кроз средишњи део протиче гас као покретљивија и бржа фаза. Д м слерзиа структура протока карактеристична је по томе што је нафта распршена у облику ситних капљица у гасној фази и креће се приближно истом брзином као и гасна фаза. Тип структуре двофазног протицања по Васкег-у се утврђује помоћу дијаграма датог на слици 1-24. За његово коришћење неопходно је одредити параметре X и . Они се одређују помоћу једначина:

Сл. 1-24. Граннце различитих типова двофазног протока у хоризонталном цевоводу према Васкег-у

^ = [( Р ј /1 ,2 )(р | / 9 9 8 )]° '5 ■

о

(1 -1 3 8 )

На бази ова два параметра, масене брзине протицања течне фазе (Ут,) и масене брзине протицања гасне фазе (У,„8) израчунава се: V„чЈХ Ут, • X • у /

- вредност на ординати дијаграма на слици 1-24. - вредност на апсциси дијаграма на слици 1-24.

дисиерзни

»|/=0. 073/0, • (10’ • р, • (998/р,)"2)|/3 (1-139) гдеје: О, - површински напон течне фазе-нафте, ћ1/т р, - вискозност нафте, ЦбЛп2 РсРе "густине течне, односно гасне фазе у смеши на условима притиска и температуре у цевоводу, к§/т3

Вредиост на апсциси и ординати дефинише тачку која пада у поље једиог од седам издвојених типова структуре двофазиог струјања. Пад притиска код двофазног протока по Васкег-у се израчунава по једначини: ДР,р- в 2о„-ДР8

’

(1-140)

где су: ДР|Р - пад притиска код двофазног протока, ћаг ДРе - лад притисак код протока само гасне фазе, ћаг 0оп - корекциони фактор који се добија из посебних једначина За мехурасти тип двофазног протока: (1 -1 4 1 )

0аи=7,328-Хо-75/У„„ОЈ

78

79

ц н в ш и д н и ТРА Н С110РГ НАФТН И ГАСА

За чепни тип:

еС1г=8>873-Х0‘*”/Ут|<ш

(1-142)

За услојени тип: 5'Х/У,п10'8

(1-143)

З а тип наизменичног протицања (глобула): во„=43,62.Х0Л,5Л/п,,0'5

(1-144)

За прстенасти тип: 6с1Г(4,8-0,3125-О/0,0254)-Х(0'мм '02‘ °л>',п34>

(1-145)

За таласасту структуру двофазног протока користи се једначина: ДР.,-0,40269 •

• V , , 2 — ^ ------

(1-146)

13и ‘Р«

где су: - фактор трења код двофазног протока са таласастом структуром X

- М /дрс

ДР8 - пад притиска пршшком лротицања само гасие фазе, ћаг АР| - пад притиска приликом протицаља само течне фазе, ћаг " Ои - пречник цевовода, ш V*, - брзииа масеног протока гаса, к§/з I - дужина цевовода, т - густина гаса, к§/ш3 Рг Фактор 1,|> налазимо из дијаграма на сл. 1-25 на бази познавања вредности израза У,с1 • р / -р 8, где је Ут1 - брзина масеног протока течности кд/з , брзина масеног протока гаса кд/з, а Д| и р8-вискозитет течне фазе, односно гаса у шРа. За дисперзну структуру двофазног протока нема још расположиве једначине за израчунавања пада притиска.

80

81

ц н в и в о д н и ГРАНС110КГ НАФТВ Н ГАСА

1ДНВОВОДН-И ТРАНСПОКј НАФТН И ГАСА

Пад притиска за гасну фазу

Пример 1.

Р:,!| - Р 5! =["----------ОоД5»---------(^1,5606-10-4 -Х„ - 0 „Ј-‘67

Потребно је одредити пад притиска при двофазном протоку нафте С)0=25т3/<1ап, ро=840 к ^/т3, ио=0,0807 Раа и гаса ()г=625 т 3/6ап( рЕ,=0,596. Гасни фактори износе Р,=9,18 т 3/ш3, СОК=25 т 3/ т 3, а запремински фактор за нафту Во=1,029т3/ т 3. Транспорт се обавља на притиску Р=21,5 ћаг и температури 1=31,04°С. Дужина нафтовода је 1000 т , а пречник Пц=б4,2 т т . Фактор компресибилитета износи 2=0,95, а почетни притисак у нафтоводу 21 ћаг.

26,04-1,01325 ^ б о б ц о -с гу з -б ^ г 2-6"

Реш еае:

Р8г-Т-2 .Д

0,596-307-0,95-1 = 0,0152ћаг

Р, = -Јр5. -0,0152 = 7215-0,0152 = 20,99963ћаг

Свођење основних параметара на услове протока: Р, - Р , =ДР„ =21-20,99963 = 0,ОООЗбћаг = 25ш* /бап;Во = 25-1,029 =:297.]с,-<т »/$ 24-3600 86400 О

. 8

■(ООК~ ) ■1,01325 -Т ■2 _ 25 •(25 - 9,18) •1,01325 •(273+34,04) •0,95 _ 24-3600-Р-288,8 86400-21,5-288,8 _ ’

Метода МагДпеШ-ја МатбпеШ-евог корелациони фактор одређујемо преко једначине: т х= ^ДР, / ДР. =70,56/0,00036=39.44

Р| =

+^

'

*»- -

Ј« - 822,70ке / Ид

Са МаПшеШ-евог дијаграма (слика 1-21) за х=39,44 очитава се ф0ц =1,3 (корелациони фактор за течну фазу), па је пад притиска: ДР1р“ф2о1гДР| =1,32-0,56=0,946 ћаг

р8 = 1,223 •р ’-8 = 1,223 0,596----------21,5' - 88'8--------- = ] 1,55к§/тЈ 1 Рв 1,01325-Т ’2 1,01325• (27331,04) 0,95 В

Пад притиска за течну фазу: ДР, = X— ■ 1 И, 2

или за х=39,44 очитава се фгц =50 (корелациони фактор за гасну фазу), па је пад притиска: ДР|Р=фЈц|гДР|| =50г-0,0003 6=0,950 ћаг

•10"5 = 1,077— ° -. 0,0642

2

0,0912 '10"3 =0,56ћаг

Пример 2. Потребно је израчунати пад темпертуре лри двофазном неизотермном протоку нафте и гаса. Дати су следећи подаци за прорачун:

<3„ 2,97-10"1 , у = — = — ------------г=0.091т/5 А 0,785-0,0642Ј * К _ у -Р„-Р0 _ 0,091 -0,0642-822,70 * М„ 0,0807 Л = б 4 = _64_ = К. 59,37

82

молекулска маса гаса: Мв= 18.98 кв/К.то1 критична температура гаса: Тк =208,75 К критични притисак г.аса: Р|< =45,69 ћаг специфична топлота гаса: Ор8=2068.71 Ј/кд°С релативна густина гаса: рс,-=0,655 унутрашњи пречник цевовода: 0 „ =0,062 т спољашњи пречник цевовода: Ц =0,073 т дужина цевовода: I =900 т дубина укопавања цевовода: ћ = )т количина нафте која се транспортује: Со=10 т 3/6ап густина нафте: ро=870.к8/т 83

ДББОБОДНИ ТРДНСПОЈРГ НАФГЕ И ГАСА

ДНВОБОДНИ ТРАНСЦОУТ НЛФТН И ГЛСА

вискозитет нафте: џ40с= 0,028 Раз |л45с~ 0,016 Раз гасни фактор: О(Ж=30 ш3/ т 3 температура земље: *0~2°С притисак на глави бушотине: Р|—10 Даг притисак на на крају нафтовода:Р|- 9 ћаг крајња температура ие сме да падне испод 15°С температура на почетку нафтовода: 40 °С. Пречник изолације усваја се у току прорачуна у зависности од температуре на крају цевовода, односно да би се задовољио услов да температура на крају цевовода буде већа од задате температуре (15°С), У првој апроксимацији усвојиће се пречник изолације који износи ш и претпоставка почетне температуре *Р-40*С.

О > % _ В , = 1 0 М ! 0 6 в1)16.10-‘ т 3/з 86400 86400 Количина гаса иа условима Р и Ј у цевоводу: л _ < 5 .(О О К -К ,).р ..|.2 --------- 86400-Р-10-------

10-(30~ 3,22)-1,01325-24,22-0,979 86400-9,5-288;8

/о ’

Укупан проток смеше нафте и гаса: О 5 = Ч . ,+ О е = М б - 1 0 - Ј + 3 ,3 3 -1 0 -4 = 4,50 • К Г + т 1/«

Брзина протока смеше:

Решење: Израчунавање средње температуре и пришска у цевоводу:

, Ас

1 = 1о +л/ ^ - 1 оХ1к - 1 Ј = 2 + л/(40-2Х15 - 2) = 24,22"С

4,50-10^ ^ 0,785-0,062

,149т/б

Удели нафте и гаса у смеши: Х ^ ,2 ^ 1 ,0 ,2 5 9 4 1> 4,50-10"4 Х8 »1 х 0 = 1- 0,2594 = 0,7406

Псеудокритична температура и притисак: ТрК = Т /Т к =(273+24,22)7208,75 = 1,428

Густина нафте:

Рра = Р/Р, = 9,5/45,69 = 0,207

,а Ро-И>223*р6Г*К3 = 870 +1,223>0,655♦ 3.22 ^ 1,010

На основу дијаграма добија се 2=0,979. Густина гаса:

Количина раствореног гаса у нафти;

0,1342 -р,,

-вН'

Л0

I Ф<1.по<мц»,

р = 1,223-р )0 ‘>0,8Гв 1 ~ 0,1342-0,655 9,5 100,01109((.»•24.П02)

Ре'

Р‘

-3.22ш’ /тЈ

- '■!> = 1,223-0,655----- ----- ,9>5’2 8 —- . ---- — = 7,451к е/ш Ј Р0 - е - 2

1,01325-(24,22 + 2 7 3 )-0 ,9 7 9

Густина смеше; Запремински фактор за нафту:

Г

/

Ва * 0,972 ч*0,000Ј47 5,6* ** Ј ~ Ч

Р, = Р о + р, •.

Т,пл

Вискозитет нафте;

+ 1,25(1,8•И+ 32)

«=0,972+0,000147^5,61-3,22^2|НЈ + 1,25(1,8-24,22 +32) Количина нафте на условима Р и 1у цевоводу:

х„ = 864,89 •0,2594 + 7,451 •0,7406 = 229,90к$/ш3

1,010бтЈ/ т Ј

_ А _ 1179*42 = 3,4953-10"4т 2 /з ~ 1п ~ 24,224,7163

џм-

V , . Р к м ч . = 3,4953* 10"4 • 864,13 - 0 ,3 0 2 ? * *

где се параметри А и т израчунавају лреко релација:

85

ЦНВОВОДНИ ТРАНСМОРТ НАФТЕ И ГАСА

1о8 -~

Љ

1°§Т-

1о8 3.280'10": 1.882-10"' 45 1оз 40

Специфична топлота гаса (не узима се у обзир специфична топлота услед хлађеља гаса): 4.7163 ср« “ ср«« + ~

А - 10и>В(у>+т‘,°в|* = 1ф1о«<Ј-28<)Ш‘,Н4.7Ш1с>8<'10> = 1179,42 Да би се могао израчунати вискозитет нафте на основу претходне једначине потребно је динамички вискозитет лрерачуиати на кинематнчки преко релација: 0,028 853,40

ЦНВОВОДНИ ГРАНСПОРГ НАФТН И 1’АСА

* 2068.71 + 0 « 2068.71Ј/к§вС

Сдецифична толлота смеше: « сру •Х0 + сра. X, » 1822,71 -0,2594 + 2068,71•0,7406 - 2004,891Ј / к§°С Коефицијент тогглотие проводљивости нафте:

3.280-10'!

К-

Р .гс ... 0.016 = Ј.882’10"'’

(1~ 0,00054 •*

0 - 0,00054 •24,22)=0,1 ЗЗШ/ ш°С

) =

р4?с ~ 850,00

као и израчунати густину нафте при одговарајућим температурама преко релација:

Коефицијент топлотне лроводљивости гаса (на основу дијаграма се очитавају вредности Д^-О.СИ1 и Х\д1Х\д1- 1,1): * 0 .0 1 М .Ј = 0 .0 1 2 ^ /т вС

р40.с = р0 - Р, (I -15,6) = 870 - 0,680(40 - 15,6) = 853,40к§/тЈ р4ГС =р„ -(3,(1-15,6) = 870 - 0,680(45-15,6) = 850,00к8/т’

Рхјгс = Ро “ Р, (‘ ~ 15,6) = 870 - 0,680(24,22 -15,6) =8б4,13к8/т’ Р, = 1,825 - 0,001315 ■р„ = 1,825 - 0,001315 •870 = 0,680 Вискозитет нафте у којој је растворен гас:

Коефицијент толлотне лроводљивости смеше нафте и гаса: = X* •

+ Х<4•\ « 0,133 -0,2594 + 0,012 *0,7406 - 0,0435\У / ш°С

Коефицијент толлотне проводљивости земље:

= а •р,," = 0,917 •0,302м и = 0,224Раз 4 = 0 .2 9 + 99,б8[^

^

^

9724,ј

где се параметри а и ћ израчунавају преко релација: а = 10.715(5.614К., + 100)'ОЈ'Ј = 10.715(5,614-3,22 + 1О0)'О515 = 0,917 1)=5.44(5.614 • К, + 150)'’Ш!1 = 5.44(5.614 •3,22 +150)-°” 8 = 0,962 Вискозитет гаса се одређује са дијаграма и износи |дв=1,3-10'5Раз. Вискозитет смеше: = Ро6 •■*•<>+

\= 0,22 •0,2594 +1,3 •10'5 ■0,7406 = 0,05818Рав

24,22-2

ј

Кеупо1с1з-ов број: К „ уз <рч 'Љ - 0,149-0,062 >229,90 - 36,537 ' ~ ц3 "■ 0,05818 Р1‘ашк1-ов број: р _ ^ $ ,СР8 г”

Специфична топлота нафте: сро =

X. =0,29 + 99,68Г х I

0,05818-2004,89 ~ 2676,349 0,0435

(1 + 0,002 • ()= — ==Мг (1+0,002 •24,22) = 1822,71Ј / к§’С

86

87

Ц ВВ О ВО Д Н И Т РА Н С П О Р Т Н А Ф Т В И )'АСА

ЦВВ О ВО Д Н И Т РА Н С П О РТ НАФ ТВ И 1'АС'А

У првој апроксимацији претпоставиће се да температура при зиду цеви износи 1*=20°С,

У следећој апроксимацији претпостављена је температура при зиду цеви, 12“ 20,1°С, па имамо: 4,657 5=5,718

Запремински коефицијент ширења: 1 <7,03 •10“ 2583 - 6340-0,229 + 5965 •0,2292 - 20

1 Р - 2583 - 6340 •р +5965 ■р2 - 1,

За даље претпоставке температуре при зиду цеви љмамо: за (2=20,2°С

4,64*5,59

за (.2=20,3°С

=> 4,63*5,40

за (г=20,4°С

4,63*5,22

за (г=20,5°С

4,63 * 5,04

за (г=20,6°С

=> 4,63*4,87

за 1^=20,7°С

4,62*4,69

Огазћ-ов број: Р и3'§-р-Д( "~ у2

0,062*-9,81-7,03-10“ •(24,22 - 20)-229,90г 0,058182

Цизек-ов број за ламинарно струјање: 14„ =0,184-(РГ-Ог)ад2=0,184(2б76,349-108,559)0'52 = 10,30 Коефицијент преласка топлоте са флуида на зид цеви: . 1

^ Ци

= 0,0435-10,30 д 0,062

45 у //т г , с

Коефицијент прелаза топлоте са зида цеви на тло: 1-Хк__ 2-2,254 = 9,!51У/т30С 2 _ , 4-ћ Л1, , 4-1 О,, -1п-г— 0,15*1п 0,15

Из последње претпостављене вредности температуре при зиду цеви види се да су лева и десна страна једначине изједначене, тако да се вредност температуре при зиду цеви ц=20,7°С може сматрати тачном. У овом случају вредност укупног коефицијеита прелаза топлоте износи К=0,20806 7//т°С. Температура флуида на крају цевовода износи: Д = 1, + ( („ -(Ј -е

о.гоко^оо = 2 + (40-2)-е <-м<г‘-т*»оми| =20,76°С

Израчуиата температура на крају цевовода је већа од задате, Ц2=15°С, што је условом задатка захтевано, тако да се усвојена дебљина изолације, 0,15 т , може сматрати одговарајућом, као и температура загревања од 40°С.

Укупни коефицијент прелаза топлоте: К=1 „ + у ± )п51!1+ — I— •о . ц, а 3 -0 „„ 3,14 = 0,2099\У/ш°С К= 1 1 ,. 0,073 . 1 0,2 . 1 .................... + ........1п ...... . ш ■ч* " .. ■■ 7,245-0,062 2-58 0,062 2-0,03 0,073 9,15-0,15 Преко контролне једначине, К(1- Ј 0) = О„ 'Л -а, •(1-1„), врши се провера да ли је добро претпостављена температура при зиду цеви: 0,2099 •(24,22 - 2) = 0,062 •3,14 •7,245(24,22 - 20) 4,665 * 5,960

88

89



1.6. ПРОТИЦАЊЕ НЕ-КЕТЛТСЖ-ОВИХ ФЈ1УИДА КРОЗ ЦЕВОВОДЕ 1.6.1. Класификација флуида према реолошји Својства течкости од којих зависи карактер протицања називају се реолошка својства. У односу на реолошка својства, флуиди се могу поделити у следеће груле: а) Потпуно вискозни или флуиди чији вискозитет не зависи од трајања смицања (дејсгва силе смицања). Ова група обухвата МстЛоп-ове флуиде, чији је вискозитет констаитан на датом притиску и температури, као и не-МеШоп-ове флуиде у строгом смислу, чији је привидни вискозитет функција напрезања на смицање. б) Флуиди који зависе од времена, чији привидни вискозитет зависи поред дејства напрезања на смицање, такође, и од трајања смицања. ц) Вискозно-еластични флуиди чији је привидни вискозитет функција од напрезања на смицање и од степена деформације. д) Комплексна реолошка тела која испољавају неколико својстава флуида из групе а), б) и ц). Под не-Ме\у(оп-овим флуидима у ширем смислу лодразумевају се сви флуиди изузев МеиДоп-ових. Флуиди из групе а) и б) су најчешће присутни у нафтном инжињерсгву. Својства протицања су карактерисана кривама или скупом кривих. Криве течења приказују промену напрезања на смицање према учинку деформације.

Код флуида чије гранично напрезање није једнако нули (т„ * 0) имамо једначину: т = т„ + р'Т>"

(1-150)

која када је л=1 представља модел пластичних флуида познатихјош и под именом Вт§ћат-ови флуиди, док када је п<1 представља Сазаап-ов флуид. У горњим једначинама т је ознака за напрезање на смицање и има димензију К/пГ. тс - ознака за гранично напрезање О - ознака за степен деформација, код ламинарног струјања у цевима

(1/с) Овај параметар још има назвив брзина смицања (градијент брзине по пречнику цеви). џ - динамички вискозитет р' - носи назив фактор протока џ" - пластични вискозитет Графички приказ горе датих модела даје сл. 1-26.

1.6.1.1. Чисто вискозди флуиди Општи модел за опис протицања чисто вискозних флида има облик: т = т„+р"О и

(1-147)

Уколико је т„ гранично напрезање на смицање једнако нули, онда горња једначина има облик т = р'Ог'

(1-148)

што представља модел псеудопластичних флуида, при чему је 1>п>0, као и модел дилетантких флуида када је п>1. Ако је п —I, онда имамо једначину: х = рР

(1-149)

што представља модел Че-илоп-ових флуида.

90

Сл. 1-26. Зависност напрезања на смицање од брзине смицања за различите течности 1 - Пластични флуид; 2 - Псеудопластични флуид; 3 - Кеш(оп-ов флуид; 4 - Дилатаитни флуид (жилави флуид); 5 - Са'55ап-ов флуид.

91

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ ИГАСА

Карактеристике понашања псеудопластичних флуида или флуида структурног вискозитета могу бити узроковане из неколико разлога. Једна једноставна интерпретација оваквог понашања је да се у течној фази (која служи као дисперзни медијум) налази диспергована чврста фаза која се састоји од асиметричних делића и смицаше ће зависити од оријентације ових делића и њиховог односа према оси у којој делује смицање. Пожељна оријентација - према оси - ће смањити привидни вискозитет. Термин привидни вискозитет (ца) за било који не-Не\у(оп-овски флуид представља однос т/О који важи за степен деформације. Типична крива струјања псеудопластичних флуида, означена бројем 2 на слици 1-26, почиље из кординатног сисгема али њен нагиб опада када се повећава учинак деформације. Крива струјања дилатантног флуида означена је са 4 на слици 1-26. Привидни вискозитет се тако повећава како се повећава учинак деформације. Дилатантно понашање се често сусреће у влажном песку чија су својства студирана од самог КеупоИз-а. Повећање смицања резултат је прогресивног повећања запремике (сШа1абоп) дисперзног система, јер неки од покретних зрна улазе у директан контакт без подмазујућег течног филма између њих; тако се привидни вискозитет система повећава. Дилатантно понашање је ретко у сировој нафти, чак оно неколико нафти са дилатантним понашааем има криву струјања незнатне закривљености, тако да је незнатна грешка због сматрања њих као ЦеиТоп -ових флуида и њихових криви струјања као правих код израчунавања пада притиска (Ооч1ег и КЈЦег, 1963.). Крива струјања пластичних флуида (или В1пдћат - р1азИс) је права линија чији је одсечак на оси напрезања на смицање т„. Ово значи да напрезање на смицаае од т0 (гранично напрезање), је потребно да би струјање уопште почело. Мало је речено у литератури о узроцима пластичног понашања. Ови узроци су вероватно слични онима који доводе до псеудопластичног струјања. Саззап-ов флуид карактерише попут Вшдћат-овог флуида гранично напрезање на смицање неопходно за започињање струјања да би по отпочињашу струјања са повећањем напрезања на смицање растао и степен деформације, односно градијент брзине. Међутим та промена није линеарна као код В1п§ћатовог флуида. У почетку промене градијента брзине са променом напрезања ка смицање су мање, оне одступају од линеарне зависности да би се касније та зависност приближила линеарној. 1.6.1.2. Временски зависни флуиди Временски зависним флуидима називамо оне флуиде чији привидни вискозитег опада под дејством константног напрезања на смицање са његовим трајањем. Они флуиди код којих расте вискозитет са дејством константног напрезања на смицање са временским трајањем дејства називају се реопектични флуиди. У нафтној икдустрији велику важност имају тиксотропни флуиди, јер бројне нафте исказују тиксотропно-псеудопластична својства, Тиксотропно-псеудопластична понашања сирових нафти су узрокована просторним аранжманом чврстих угљоводокичних компоненти (типа лиогел и криогел) у течној фази. Кристаласта, микрокристаласта.и аморфна диспергована зрна различитог сасхава, величине и облнка пливају у течности лсоја има Ие^шп92


овске особине, Напрезање на смицање разара одређене структуре које формирају ове чврсте компоненте. Међутим, у исто време, привлачне силе стварају нове везе на другом месту. Ако напрезање на смицање разори толико веза у јединици времена колико се формира нових веза тада се успоставља постојан стационаран ток. Јаче напрезање на смицање ће разорити више веза. Ово узрокује снижење огпора у систему и опадање привидног вискозитета. Оваква својства струјања имају нафте које садрже парафине, асфалтене и смоласта једињења (такође звана малтени), а у мањој мери и друга једињења. Парафини укључују неколико група једињења, свака од њих утиче у различитом степену на реолошка својсгва. Ове груле укључују нормалие парафине у ланцу и изопарафике са општом формулом СпНјв.,2. На реолошке особине значајно утичу они парафини који граде чврсту или колоидну дислерзну фазу у нафти у температурном опсегу од 0-100°С. Снижење темлературе ће увек резулговати формирањем мешовитих кристала, са парафинима ниже тачке топљења који се таложе на формираном језгру при вишим температурама, при чему модификују облик оригинално формираног кристала. Микроскопска структура издвојених парафина значајно варира и са степеном хлађења. Брзо хлађење ствара мноштво малих независних кристалних зрна. Споро хлађење повећава цевасте и друге кристале који се агрегују и формирају тродимензионалну мрежу. Тродимензионална парафинска мрежа може бити значајно модификована асфалтенима и малтенима, док друге чврсте материје у нафти имају мањи утицај. Честице асфалтена могу да послуже као језгра за парафинске кристале и тако утичу на ииицијални облик ларафинске структуре. Малтени имају двоструки утицај на реолошко понашање. Прво, малтени држе асфалтене (раствореним) у раствору својим пептизирајуНим утицајем, и друго адсорбцијом ка парафинске кристале они спречавају формирање већих парафинских кристала, а тиме и формирање “кохерентне тродимензионалне мреже. Скуп криви течења за тиксотропно-псеудопластичну нафту на температури од 0"С је дат иа слици 1-27. Параметар скупа је трајање напрезања на смицање. Промена привидног вискозитета у зависности од степена деформације за различито -временско трајање напрезања на смицање је приказана за исту нафту иа слици 1-28. Види се да привидни вискозитет опада код сваког степена деформације. Ако се закривљени део криве, иа слици 1-27, код најмањег степена деформације Ц =0, продужи, добијамо пресек на ордииати који се зове привидна граница напрезања т0'. На слици 1-27. за разматрану криву овај одсечак т„ = 15 И /т 2 је вредносг т0'. Одређивањем вредности тс' за различите температуре устаиовљује се да се привидио гранично нанрезање повећава експоненцијално са снижењем температуре. Слика 1-29. илуструје управо тај однос, слика је рађена у семилог дијаграму. На слици 1-29, је дат утицај темиературе на тиксотропно лсеудопластичку нафту. Реопектични флуиди су мкого ређи од тиксотропних. Они се могу сматрати дилатантним фуидима који имају потребу за незанемаривим временским периодом ради развоја постојаног аранжмана честица тј. за постојане - стационарне параметре протицања.

93



Сл. 1-29. Привидно гранично напрезање у функцији температуре сирове нафте типа "Ретћт-а"

1,6.2. Дистрибуција брзине код не-№>у1 о 11 -ових флуида У нафтној индустрији се од не-Иемоп-ових флуида најчешће сусрећу пластични и псеудопластични флуиди. Брзину пластичних флуида описује једначина:

(1-151) Ова једначина важи када је започето протицање, то јест за услове када је у флуиду сгворено напрезање иа смицање, т, на датом полупречнику, г, једнако или веће од граничног напрезања, т„. Ако је створено напрезање на смицање на полупречнику ц , тц мање од граничног напрезања на смицање, тс , онда флуид који се налази у цевоводу неће започети проток без обзира на величину оствареног напрезања на смицање, односно притиска (који узрокује иапрезање на смицање). Ако је т| > тс онда започиње проток флуида "као течност" само у прстенастом простору са спољним полупречником, г/, и унутрашњим, г„', где је гс полупречиик на коме је напрезање на смицање т = тс. Унутар овог радијуса пластични флуид тече као чврст чеп са брзином која је једнака брзини течности Ус која се остварује на полупречиику гс. Сл. 1-28. Привидни вискозитет у функдији брзине смицања тиксотропне нафте типа "Алђе"

94

(1-152)

95

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСЛ


Уопштено, средња брзина прогицања флуида је дефинисана изразом: (1-153)

Џ«1 п*1

Код пластичних флувда, средњу брзину дефинише једкачина Вакт§-ема која се може извести из горње једначине (1-153). Мало модификована ова једначина има облик: V*

Ц Т| , 4 •р"

(0)

(1 -1 5 4 )

3 • т.

Д - 2. Т«г л-0.273"

На слицуг '1-30 је приказана промена релативке брзике у/ у' у односу на полупречник цеви. Јасно је да ће за дату нафту (тс = сопз() пречник чврстог чела који се креће приликом протицања бити мањи што је веће напрезање на смицање при зиду цеви. Поред тога, код датог градијента притиска и напрезања на смицање створеног њиме, тс , дистрибуција брзине ће боље апроксимирати Це\у(оп-ов флуид, што је флуид који протиче "мање пластичан", то јест што је мање т„ које га карактерише.

1\

(0

Сл. 1-31. Профили брзине прсгтока за псеудопластичне флуиде (према ћопЈу/ећи)

Сл. 1-30. Профили брзине за пластичне флуиде (према Воп§\уе1-и) Што се тиче псеудопластичник с{)луида и код њих постоји сличио карактерисање брзине протицања према полупречнику цеви. Ово омогућује установљавање дистрибуције брзине на скоро исти начин као у предходном случају. Због значајне сличности између протока пластичног и нсеудолластичног флуида параметри протока у цевима, а тиме и дистрибуција брзине, су прилично слични. Код псеудонластичног флуида се као и код пластичног, приликом започињања протока ствара један прстенасти простор близу зида у коме је прилично променљива дистрибуција брзине, а унутар овог прстенастог простора налази се средишни чеп који се креће брзином која се мало разликује од брзине тока. Израчуиата дистрибуција брзине у одређеној мери зависи од примењеног математичког модела који се користи за карактерисање псеудопластичког флуида.

На слици 1-31. је приказана дистрибуција брзине за четири флуида, (а), (ћ), (с) и (б) се односи на псеудопластичне флуиде. Криве ових псеудопластичних флуида су обележене на два начина: пунбм линијом је обележена крива добијена формулом ЕИа-а, а црткасом линијом је приказана крива на бази модела који карактерише флуиде који подлежу експоненцијалном закону (г = ц' О"). Дати параметри т /с и се односе на ЕШб-ову формулу, а п - је параметар из једначине (т = р' Ц"). Слика под (а) лриказује дистрибуцију брзине као гранични случај Цемоповог флуда. Криве иа сликама (а) и (д) представљају криве где се поклапају оне добијене и по једном и по другом начину, док се криве добијене ка ова два начина разликују под (ћ) и (с). Слика нам показује, прво, да на дистрибуцију брзине утиче степен псеудопластичности флуида и, друго, да избор модела израчунавања дистрибуције брзине нема занемарујући утицај. Дистрибуција брзине се приближава дистрибуцији код пластичног флуида са порастом "п".

1.6.3. Уошитено о КоупоШз-овом броју Ако је у флуиду који протиче кроз цевовод остварено напрезање на смицање веће од правог или привидног напрезања на смицање, чак и у оси цеви, онда у овом случају проток нема "чврсто језгро" и средња брзина се коректно описује изразом (1-153). Из ове једначине се може извести МПктзоп-ова једначина. 8 ■V

96

(1-155)

97



Код ИсуДоп-ових флуида израз на левој страни је једнак степену деформације при зиду цеви:

Ова формула се користи ако су реолошка својства флуида одређена помоћу кагашарног вискозиметра, или помоћу испитивања на цевоводу или су позната на основу криве т; = Г(8Л/~/сЈЦ Према једначини т, = к(8У78|)" код флуида који подлежу експоиенцијалном закону, к и п су константе и њихове бројчане вредности су познате. Формула може, међутим, бити коришћена ако флуид одступа од експоненцијалног закона. У овом случају је довољно претлоставити да је једначина (1-158) једначина тангенте на криву т; = Г(8У7<1ј) кацртану у правоуглом билогаритамском систему координата: п је нагиб тангенте, а к је ордината која припада вредности (8У7<3,) = 1. Тангента треба да додирне криву у тачки чија апсциса (8У/с1|) одговара стварној вредности ^ и ф. Ако су проточна својства карактерисана са т, = Г(8У/ф) кривом, тада се Ксрр може извести једноставиије следећим разматрањем (ће Вагоп-Восуеп), На бази једначина: Др = X Уг р 1/2с1| ; Кс = V 8/у , X = б4/Кс и односа V = р/р имамо;

За псеудопластичне флуиде формула која описује однос нзмеђу израза 8У7Ј; 1 (-с!у/<1г)ј је изведена од Каћ1поусћ-а и Моопеу-а. Ме(гпег-а и Кееб-а су развили следеНи облик: сКЛ бг Ј,

Зп -И 8 у 4п ф

(1-157)

Заменом израза (-бу/бг) у једначину т = р' О" (^бе је Ц = бу/бг) добијамо: (1-158)

ДР ~4~ П 1-1= 8у = 89 ф ф Заменом овог израза у израз за К0 добијамо:

(1-159) К =

За ламииарни проток у хоризонталним цевоводима имамо једначине: АР=Х V2 р 1/2 ф ; Кс= у Ц / V; Х=б4/Кс које важе под претпоставком да је 1Ц = КсР1, и V ** V . Генерални односи: <ј јДР

(1-160)

Р су такође важећи. Применом ових једначина и једначине т •> р’ Ц" за псеудопластични ток можемо написати уопштен КсупоИз-ов број (изведен по Ме(гпег-у и КеесЈ-у). ■ К«м>

СЈГ-У18-"1^ р'

8 (6 + 2 /п)"

(1-161)

Једначииа важи за псеудопластичне флуиде који нодлежу експоиенцијалиом закону (т « р' Ц”), где су р' и п константе и дају се бројчано у једначинама кривих течсња. Заменом р' изразом из (1-159) добијамо: Ксрр

ар •V'3-"1- Р

ф" ■V- р

(1-163)

/8 9 /

'<1,

Ова реладија генерално важи за не-ЦесуГоп-ове флуиде укључујући псеудопластичне флуиде који одступају од експоненцијалиог закона (где је очигледно Кс = Кч,р). З а изналажење Кеупо1с1$-овог броја помоћу ове једначине треба очитати Т| које припада вредности параметра (8У7б|), где су V' и ф експериментално утврђени кривом т; = Г(8У7с1|) и заменом одговарајућих вредности у једначину (1-154).

1.6.4. Прелазна област између ламинарног и турбулентног протока Прелаз са ламинарног на турбулентни ток не-Немоп-ових флуида зависи од Кеупо1с18-овог броја и од више фактора који су везани за реолошка својства флуида. До сада није нађена општа једвачина, мада постоје индивидуалио нубликовани радови са парцијалним резултатима. Кауап и Јоћпзоп су дали једкачину за критичан КеупоШ$-ов број за псеудопластичне флуиде који се покоравају експоненцијалном закону. Овај израз има облик:

(1-162)

98

99


с!“ . V13-"1•р ц' где Је: <р(п);

8 (6 + 2 /п)'


(1-164)

«♦2 (Зп + 1)31( 1 т п !1 п + 2 Ј

(1-165)

Израчунавање пада притиска код ове врсте флуида се може обавити на бази података прикупљених експерименталним испитивањима на цевоводу или на бази података добијених помоћу вискозиметра, односно крива гечења. Када знамо криве течења тада зиамо параметре јГ и п. П отом израчунавамо КеупоМзов број Ксрр за тражени проток ч, брзину протицања V' и пречник цевовода 6, преко формуле: сј".у|3~п| -р 8 К'И’ “

Цобее и МеИпег су нашли да Кс,,ре- кригичан псеудопластичан КеупоМб-ов број пада ман>е-више у лрелазну област Иеудоп-ових флуида и да се благо повећавао како "п" опада. Према овим ауторима Кср1,с = 3100 код п = 0,38. Према МигаЉћапгаЈ-е и другим ауторима развој турбуленције зависи у великој мери од величине честица и концентрације дисперзне фазе и дисперзне средине. Графици на сл. 1-32 су одређени експериментално (ће Вагоп Во^меп) и могу послужити за дефинисан>е типа протока. Област криве А карактерише ламинаран проток независно од пречника цеви. Грула кривих означена са Б представља карактеристичне криве за турбулентни ток у цевима различитог пречника - што је пречник мањи, већа је апсциса (8\Ш ,) где проток постаје турбулентаи.

,

Џ>

'(6 + 2/11)"

Ако се установи да је проток ламинаран, онда израчунавамо коефицијент трења X = 64/Кс. Када поседујемо податке добијене капиларним вискозиметром где капилара има иречник с!,, онда код разматраиог флуида имамо релацију: т= из К0Ј’е налазимо вредности к и п на бази којих израчунавамо КеупоМз-ов број преко израза: К <ТР

6? •у|а"|>-р к-8(л' |)

Ако добијемо да је ламинарно струјање, онда коефицијент трења израчунавамо као у претходном случају, тј. X = 64/Кс Уколико располажемо подацима прикулљеним у току испитивања на терену, на цевоводу, онда можемо доћи до података за п и к. Ако знамо да је т = кСбУ/Цј)" 6.ДР ФДР и д а је т = — — ондаје т = —— Заменом ДР/1 имамо зависност фдгабРМ =

(1-166)

Сл. 1-32. Ламинаран и турбулентни проток у цевоводима (према 1. Вагоп-Воуеп-и) 1,6.4.1. Израчунавање пада дритиска код ламинарног протока псеудопластичних флуида Псеудопластичне флуиде карактерише вискозитет који опада мешањем. Ова врста флуида се може интерпретирати као флуид у фази (дисперзној средини) имамо дисперговане чврсте честице делиће од чије оријентације зависи напрезање на смицање. Модел описује једначина г = р’ (<Ус1,)“ где је 1>п>0. 100

са појачаним коме у течоЈ' асиметричне ових флуида

1.6.4.2. Израчунавање лада притиска код турбулентног протока псеудопластичних флувда Теорија и једначине које описују пад притиска за турбулентни проток псеудопластичних флуида нису још довољно поуздани да би послужили за пројектовање инсталација. Доле приказане релације су у садашњој литератури најпогодније. Цобде и Мегепег су први разрадили полуемпиријску формулу за одређивање пада притиска не-ЦелЧоп-овских флуида код турбулентног протока, Фактор трења се по њима одређује према једначини:

101


0,2

1 2 Љ " п”'75

ЦЕВОВОДШТ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

(1-167)

За п=1 ова једначина се своди на РгагкШ-Кагшап-ову једначину: 1

Кс^/Х = 2 • 1о@ 2,51

која важи за Иеу/Гоп-ове флуиде код протока кроз глатке цеви. Зћачег и МегпП (1959) су на бази експеримената са воденим пластичним дисперзијама установили следећи израз за израчунаваше коефицијента трења: 0,316 ^ ' ^-ср|,

Израчулаваље пада притиска код протока емулзије типа вода/нафта (као псеудопластичног флуида) Код емулзије типа вода у нафти вискозитет расте са порастом садржаја воде. Ова законитост вах<и до границе код које настаје промена типа емулзије, када настаје емулзија типа нафта у води, вода континуална фаза- дисперзна средина- а нафта дисперзна фаза. Код емулзије типа нафта у води са лорастом садржаја воде опада вискозитет. Емулзије типа вода у нафти до 10% садржаја воде понашају се као ЦеиЈопови флуиди, док емулзије са већим садржајем воде од 10% имају не- ЦеиДоп-ово понашање, тј. имају карактеристике псеудопластичног флуида. Псеудолластични флуиди имају понашање које лодлеже закону:

(1-168)

(2.3СП0Ј")

Ова једначина се не може користити за флуиде чија је вредност п ман>а од 0,4. Код п=1 ова једначина се своди на В1аг!ји$-ову једначину. Ова једначина је изведена на бази експеримената протока у глатким цевима. Још није нађена једначина за турбулентии лроток у храпавим цевима. Код турбулентног протока за КсП>До 50.000 Рапп>п§-ов коефицијент се мох<е добити преко дијаграма датог на слици ]-33. на основу лознавања КррИ п. Код већих вредности Крр израчунавање X се обавља према претходно датим једначинама.

Сл. 1-33, Раппшд-ов коефицијент трења у зависности од КСрРи п

Експонент п<1, к је коефицијент дат у Раа, т- налрезање за смицање, <Ју/<1г- стелен деформације флуида. На слици 1-34. је за дати тип нафте, 34.3° АР1 густине, дата зависност коефицијената 1< и п од садржаја воде у нафти. Међутим, ови коефицијенти не зависе само од садржаја воде већ и од сгепена смицања-деформације, величине капљица и од карактера коитинуалне фазе.

Сл, 1-34. Зависност коефицијента к и п од садржаја воде у нафти Вискозитет емулзије може бити и десет пута већи од вискозитета сирове нафте. Ово говори да су за проток емулзија већи падови притиска и да за њега треба обезбедити потребне капацитете пумпи, У зависности од момента појаве емулзија у току транспорта кроз један цевовод, следи одлука или

102

103


ЦВВОВОДКИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

предимензио*шсан>е пумпних капацитета или. доградња пумпи у моменту појаве проблема који је у вези са појавом емулзије. У односу на промене вредности к и л важи правило да са порастом вредности к имамо пораст пада притиска (губитак притиска у цевоводу при протоку)> док пораст вредности п смањује пад притиска. Веома знаиајан аспект разрешавања проблема транспорта цевоводом емулзије нафте у води је обезбеђење репрезентативних полазних података. Вредности к и п значајно зависе од стабилности емулзије. Вредности к и п код емулзије припремљене у лабораторији расту са мешањем емулзије. Узорци узети испред и иза центрифугалне пумпе имаће знанајну разлику у вредностима коефицијената к и п. Израчунавање пада притиска при протоку емулзије се обавља, као што је већ изложено, као за псеудопластиине флуиде. Прво се израчукава ИеупоИз-ов број за овај флуид, према једначини 1162. Потом се код ламииариог протока израчунава Раппшд-ов коефицијент (Г-б4/Кврр,Х«4 0. Код турбулентног протока за до 50.000 Рапшп&-ов коефицијент се може добити преко дијаграма датог на слици 1-33. на осиову познавања К.срри п. Код већих вредности Ксрр израчунавање X се обавља према претходно датим једначинама.

Ради упоређења са протоком чисте нафте израчунаћемо и пад д р т ‘иска за проток нафте која не садржи воду. У том случају имамо: ^ вГ 5 аЗ V

х-

Решење: Израчунавање К.еупо1д$-овог броја: Из дијаграма са слике 1-34. налазимо да су к=*0Д25 Раз, л п=0,92. Брзина иротока:

-V 2'"

к-8п“Ј

-р

Из дијаграма на слици 1-33. налазимо за Ксрр~5130 и п-0,92 да је 14),0095, па је пад притискаједиак: Р, - Р . = 4 - / — р-У2 =4-0,'0 0 9 5 - ^ 2 - 8 9 7 - 1 ,212 =51769М/ш2/кш 2 -0 2 •0,482

104

^12437,16

=0,030

1.6.4.4. Израчунавање пада притиска код протока шастичннх флуида

’ ™5

0,482ода-1,212’ода-897 0, Х25-**-™

0,3164

# 7

Слика 1-27. приказује криву протока која припада одређеном трајању иапрезања на смицање у тиксотропно-псеудопласгичној нафти која изгледа као крива протока временски независне псеудопластичне нафте. Крива протока која се добија код бесконачног трајања напрезања на смицање је, сходно томе, погодна за одређивање параметара протока за стационарно протицање, а то значи исто и за одређивање фактора трења, на начин већ приказан у претходном тексту. У пракси се често показује да после трајања напрезања на смицање од 10 минута криве протока апроксимирају скоро вредности које се очекују код бесконачног трајања напрезања на смицање. Код пројектован,а дугачких цевовода на пад притиска, мали утицај има на тачност чињеница да је градијент притиска мало већи у краткој секцији на почетку цевовода од вредности у престалом делу цевовода где је стационарно струјање. За кратке цевоводе грешке која кастаје при прорачуну гтад притиска могу бити значајне због тог што промене градијента притиска при стационарном струјању значајне.

Израчунати градијент пада притиска за емулзију типа вода у и а ф т Садржај воде у емулзији је 30%, иафта има густину 34,3°АР1, односно 8'53 к§/ш3. Густина емулзије је 897 к§/т3. Проток од 19.114 т 3/с!ап се обавља кроз цевовод унутрашњег пречннка 482,6 т т . На дијаграму на слици 1-34. су дате вредности к и п за различите садржаје воде у нафти датог типа.

„

0,3164

и1243Џб

1.6.4.3. Израчунавање пада притиска код протицања тиксотропнопсеудошгастичних флуида

Пример:

У А _ 0,785 •0,48262 -3600-24

М ^ 0,040

••V- '

Слично као код псеудолластичних флуида пад притиска код ламинарног протока пластичних флуида се може одредити ако се познаје график функције Т“ Г(8уМј) утврђене на бази података добијених вискозиметром или путем кспитивања на цевоводу. Познавањем криве течења разматране нафте, пад притиска се одређује помоћу следећег поступка. Небзегот је показао да је коефицијент трења пласггичних флуида функција два бездимензиона броја. Један је К.еуао1дз-ов број: к

врР

- а1

'2 2 .

који обухвата пластични вискозитет ц" уместо обичногвискозитета. Други број је Иебзнотгов број који има облик: 105


Н. = ”

М -

Т^

Це в о в о д н и

(г-169)

НеЈзгшт-ов број узима у обзир чињеницу да чврсто језгро у лротоку редукује пресек кроз који протиче флуид. З а протицање у цевима фактор трења се може очитати са слике 1-35. ако знамо вредности Ксрр и Нс. Крива означена са Т важи за турбупентио струјање, а остатак важи за ламинарно. Криве за турбулентно струјање се односе на проток у глатким цевима и зато се добијају само апроксимативни резултати, Врло се мало зна о паду притиска код протока у храпавим цевима.

тра н с п о рт н а ф те и га са

Крива је добијена на основу ехсперимената изведених на цевоводу. Треба наћи градијент притиска у цевоводу чији је пречник 4 * 0,308 ш, код протока р = 200 т 3/ћ - ■ •

Решеае: V=

д ЗбОО"-0,785-6?

200

3600-0,785 ■0.3082

= 0,74бт / в

8У 8-0,746 = 19,45'' 4, " 0,308 За ову вредност на апсциси у датом дијаграму на слици .1-35, имамо ординату т, = ф егааР /4 = 12,514/ т г а одатле: егаДР = “ ■= = 162К / т 2 = 1,62ћаг / к т а, 0,308

Сл. 1-35. Фактор трења пластичних флуида (према Небзгогт-у)

Пример 1. Дата је нафта чија је крива течења приказана на слици 1-36.

Ако је флуид временски зависан, тиксотропно-псеудопластичан, онда је често довољно за пројектанта да познаје параметре који важе за стационарно протицање. Тада нам г, = 1(81/74,) и криве течења дозвољавају да нађемо пад притиска за стационаран проток у цевоводу. За ову врсту флуида установљавање криви течења за стационарно лротицање помоћу капиларног вискозиметра се не може извести, а установљавање путем испитивања на терену на цевоводу је веома тешко, па се зато користе за ову намену испитивања ротационим вискозиметром. На слици 1-37. су дате криве течења за сирову нафту типа "Алђе" за стационаран проток на различитим темлературама.

Сл; 1-37. Криве течења нафте типа "Алђе" на различитим температурама.' 106

107



Ако криве подлежу моделу %- рЂ" онда су константе р' и п познате. а

срр

1.7. ТРАНСПОРТ ВИСОКОПАРАФИНСКИХ НАФТИ

4" ■у12" 11-р 8 џ’ (б + 2 /п ) “

Ако се установи да је проток ламинаран, онда X израчунавамо преко израза X = 64/ас, а потом пад прнтиска у цевоводу услед трења помоћу У/еЈзБасћ-ове једначине. Пример 2. Наћи градијент пада притиска услед трења код протока флуида са карактеристиком датом на слици 1-38. и ако је ч=200 ш3/ћ, 0=0,308 т и р“ 880 к е/т3.

Сл. 1-38. Ретењ е: Гранична вредност криве течења т, = 8,6 М/т* док за -Ју/Љ = 20 1/з х = 11,4 Н/шг одакле имамо: 11,4-8,6 , р” = — —— = 0,14ОНз/ т г

^

20

Е.еупо1<Зб-ов број: „

а,“ - у- р 0,308-0,746-880 , ,, = - ±—“ = ------ ГТТ::--------» 1,44-103 0,140 Не^зЦот-ов број: .а;3 -р-т, 0,308г -880-8,6 « 3,36 ■10“ р "3 0,1402 Из слике 1-36 добијамо X = 0Д85. Н

Сирове нафте које садрже веће количине парафина, због својих карактеристика, стварају одређене проблеме у процесу производње, транспорта и складиштења. Величина и карактер ових проблема зависи од састава сирове нафте, од концентрације парафина и односа парафина и асфалтена. Сирове нафте са садржајем парафина изнад 15%, које иначе имају третман високопарафинских нафти, због високих температура стињавања и неповољних проточних карактеристика на температурама блиским температури стињавања се често у литератури називају и тешким нафтама што најбоље илуструје проблеме везане за проток ових нафти. Парафини, ларафински воскови, имају општу хемијску формулу С„Н2п+2 и састоје се од ланца атома угљеника спојених са атомима водоника. У односу на распоред угљеникових атома разликују се три врсте парафина: парафини са угљениковим атомима поређаним у правом лакцу (п-парафини), ларафини са распоредом угљеникових атома у облику гране (изопарафини) и парафини са распоредом угљеникових атома у облику прстена (циклонарафмни). Парафини мање молекулске масе (п-парафини, изопарафини, циклопарафини) имају ниску температуру топљења. Темлературе топљења п-парафина се значајно повећавају са бројем атома угљеника у ланцу и веће су од температуре топљења изопарафина и циклопарафина. Подаци у табели 1-8 говоре о порасту температуре топљења п-парафина са порастом броја атома угљеника. У условима када се иафта налази на температури изнад температуре топљења присутних парафина сви су парафини у течном стању. Хлађењем нафте настају лрви кристали, прве честице чврстих парафина, оних парафина који имају највишу температуру топљења. Даљим процесом хлађења настају нови чврсти парафини који модификују раније формиране чврсте честице путем таложења на њих. Раст кристала парафина и њихово симултано повезивање у просторну решетку представља механизам гелирања нафте. Пропорционално паду температуре развија се гелска структура да би достизањем температуре стињавања нафта прешла у получврсто стање, у гел. Табела 1-8. Тачкетопљења п-парафина Број атома угљеника 16 17 18 19 20 23 25

Градијент пада притиска: Т

=Х ^

= 0,185' 0,7462' 2 ^ 0 8 = Н7П / т ' = 1’47ћаГ /1™

108

109

Тачка топљења, °С 18 22 28 35 37 50 54

ЦЕВОВОДНИ ТРЛНСПОРТ НАФТВ И ГАСЛ


У односу на облик кристала, парафински воскови могу кристалисати у облику игличастих кристала, иеправилних кристала, плочастих кристала и микрокристала. На слици 1-39. су приказани типови кристала парафинских воскова.

Сл. 1-40. Зависност внскозитета нафте, Исиаоп-ових и ие-№уЛоп-ових карактеристика од температуре и степена смицања Сл. 1-39. Типови кристала парафинских воскова ■Игличасти кристали имају способност агломерације за разлику од микрокристала који не исказују то својство. Облик кристала и заступљеност појединих кристала зависи од услова при којима долази до њиховог настајања: од степена хлађења, од карактеристика протицања (ламинарно, турбулентно) и од лрисуства других хемијских елемената. Високопарафинске нафте карактерише висока тачка стињавања, која се иормално креће од 15,5 до 46°С. Ове нафте ка температурама испод температуре која је за 7°С изнад температуре стињавања па до температуре стињавања поседују вискозитет не-Ксмоп-овог флуида. Ово значи да ефективни вискозитет није само функција температуре већ и ефективног степена смицања. Слика 1-40. исказује ову зависност. Ради тога однос напрезања на смицање и степена смицања се мора одредити код конкретног типа нафте да би се могао предвидети лотребан притисак за потискивање специфицираних количина нафте кроз нафтовод.

110

У циљу утврђивања понашања високопарафинских нафти у условима' транспорта неопходно је извести екстензивна лабораторијска испитивања којима се добијају понашања нафте са променом температуре. У температурном подручју у комс ове нафте исказују карактеристике не-14е\у1оп-вог флуида оне могу имати карактеристике пластичног (ВЈпећаш-овог) флуида, псеудопластичног или тиксотропнопсеудопластичног флуида, Када у цевоводу дође до прекида протока, када дође до хлађења нафте испод температуре стињавања у статичким условима, парафини ће кристализирати при чему ће доћи до гелирања целокупне масе нафте. Због овога већина пројектаната настоји да испројектује такве услове рада нафтовода да је нафта увек изнад температуре стињавања. У односу на пумпање високопарафинских иафти са температуром испод тачке стињавања нема посебних проблема уколико је обезбеђено да се флуид одржи у кретању. Потребан је већи притисак за потискивање, при чему се приликом пумпања не осећа нагла промена кад флуид постигне температуру стињавања. Међутим, ако је дошло до застоја приликом пумпања нафте. на температури испод тачке стињавања, због гелирања ће поновно започиЊаље протока захтевати значајно већи притисак. Овај додатни притисак за поновно покретање протока ће бити мањи од лотребног додатног притиска за поновно покретање протока у нафтоводу у коме је пумпана нафта са температуром изнад тачке стињавања у коме је дошло до прекида протока и до хлађења нафте у статичким условима.

111

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТЕ И ГАСА


Доминантан утндај на својства високопарафинских нафти има садржај парафина у нафти. Лабораторијска испитивања припремљених узорака нафте са различитим садржајем п-парафина а са истом расподелом п-парафина су показала доминантност утицаја садржаја п-парафина на тачку стињавања, што је приказано у табели 1-9. Табела 1-9. Садржај п-парафика V тежинским % 12.7 15.4 18.0 23.0 29.3

Тачка стињавања У°С 23 27 29 33 36

Сл. 1-42. Зависност граничног напрезања на смицање од садржаја парафина и температуре

Сл. 1-41. Криве течења нафти са различитим садржајем л-парафина на температури 15°С На слици'1-41, су приказана криве течења за узорке нафте са различитим садржајем п-парафина (на којима су добијеии претходни лодаци о тачкама стињавања). Н а слици 1-42, је дата зависност границе напрезања на смицање од садржаја п-парафина у нафти. На слици 1-43. је дата зависност пада притиска при протицању нафте са различитим садржајем парафина и са различитим температурама протока кроз цевовод датих карактеристика.

112

Сл. 1-43. Пад притиска у цевоводу датих карактеристика лри протоку исте количине нафте са различитим садржајем парафина код различитих температура протицања Из лриказаних података о понашању високопарафинских нафти у зависности од садржаја п-парафина може се на одређени начин стећи увид у комплексност проблема, поготово ако се има у виду да на проточиа својства поред садржаја п-парафина има утицаја и присуство других хемијских елемената и да је тешко наћи у природи две нафте истог састава. Ово иредстављаразлог да 113


се за сваки тип високопарафинске нафте утврђују проточна својсгва и сходно условима транспорта (кпиматски услови) изналазе и одгоиарајућа решења за транспорт. Због великог броја фактора који утичу на проточна својства ових нафти није нађено универзално решење за транспорт. Постоји више техничких реш еаа за транспорт високопарафинских нафти, то су: 1. транспорт нафте у загрејаном стању; 2. транспорт разређене нафте; 3. транспорт обрађене нафте са модификаторима реолошких особина; 4. транспорт обрађене нафте методом подешавања кристалне структуре парафииских воскова; 5. транспорт нафте са ињектирањем воде; 6. транспорт нафте комбинацијом горе наведених начина.

1.7.1. Травспорт загрејане нафте Цевоводи за транспорт загрејане нафте могу бити изведени тако да се загревање нафте одвија дуж целог цевовода или, пак, само на одређеним локацијама, на пример, на ггочетку- цевовода и на међустаницама. Код конструкције где се нафта греје по целој дужини цевовода температура нафте се не мења по дужини цевовода. Код конструкције где се загревање нафте одвија само на одређеним локацијама температура дуж цевовода после места загревања опада. Једно од конструктивних решења цевовода коме се нафта загрева само на одрефешш локацијама дато је на слици 1-44.


нафтовода нафта се улућује у резервоар (7). По завршетку периода испоруке нафте пумпом (3) преузима се лака нафта из резервоара (2) којом се истискује из цевовода високовискозна иафта. З а време мцроваља, када нема протока кроз цевовод, цевовод је испуњен флуидом који не сгињава нити мрзне. Код успостављања поновног протока, охлађен цевовод и његова околина загревају са лаком нафтом која се преузима из резервоара (2) и која се загрева пре упумпавања у цевовод. За време прекида у транспорту високовискозне нафте, лака нафта се враћа пумпом (9) кроз цевовод (б) у резервоар (2). У фази планирања израде нафтовода за транспорт загрејане нафте мора се размотрити утицај промена капацитета транспорта, величине протока, на рад цевовода. Слика 1-45. даје однос притисака, којим се потиокује флуид кроз цевовод дефинисаних карактеристика, према различитим протоцима. Када се транспортују мање количине од оптималне, означене за А, тада долази до пораста потисног притиска, тако да притисак са Р, за проток Рг (тачка А) расте иа притисак Рј за проток Рт„. Разлог за пораст притиска код транспорта мањих количина од оптималне је што се при протоку мањих количииа нафте задржава нафта дуже у цевоводу, при чему долази до њеног хлађења и пораста вискозитета нафте. Поред тога, са смањењем протока долази до смањења сгепена смицања што код не-№улоп-ових флуида значи и пораст вискозитета. Код повећања протока изнад оптималне величине (тачка А) нафта се у цевоводу понаша као Мев4оп-ов флуид. Пораст потисног притиска настаје због потребе савлађивања повећаног трења изазваног повећањем протока.

— зависност притиска од протока №моп-овог флуида _ зависност притиска од протока не4'1е\у(оп-овог флукда Сл. 1-44. Систем транспорта загрејане нафте са загревањем нафте на отпремком терминалу

Сл. 1-45. Зависност притиска од протока Немоп-овог и не-Мечлоп-овог флуида

Нафта ускладиштена у резервоару (1) се загрева паром која циркулише кроз измењивач тоилоте, до температуре (Т„) која је нижа од температуре којом улази нафта у цевовод (Т,) али је довољна да се омогући њсно пумпање са пумпом (3). Ова пумпа, пумпа нафту кроз измењивач топлоте (4) у цевовод (б). У измењивачу (4) нафта се загрева са температуре Т0 на Т,. Пара за загревање нафте у резервоару-и у измењивачу топлоте (4) производи се у котлу (5). На крају

На слици 1-46. приказан је губитак услед трења у зависности од величине протока високоларафинске нафте кроз цевовод пречника 323 шш (12") за дужине 32,2 кш, 24,1 к т и 16,1 кт. Улазна температура нафте у сваком цевоводу је бб°С, а температура околног тла је 4°С. Све три криве иа слици 1-46. показују максимални пад притиска код релативно малих протока.

114

.115

ЦБВОВОДНИТРАНСПОРТНАФТЕИГАСА

ЦЕВОВОДНИТРАНСПОРТНАФТЕИГАСА

На слиди 1-46. види се да се код промене лротока са 150 1/ћ на 350 1/ћ код нафтовода дужине 24,1 кш потисни притисак пумпе незнатно мен>а. Код цевовода дужине 32,2 кш промена протока са 350 1/ћ на 150 1/ћ показује да је за проток од 150 1/ћ потребан 1,5 пут већи потисни притисак од потребног притиска код протока од 350 1/ћ. Уколико је код разматраног цевовода максимални радни притисак мањи од 83 ђага, онда овај цевовод не може радити континуално са протоком од 150 1/ћ већ мора да се преоријентише на рад на прекидној основи, на периодичан рад.

цевоводу дужине 32,2 к т на растојању од почетне пумлне станице на 16,1 кш угради још једна пумпна станица, онда имамо практично две деонице од по 16,1 к т дужине, и ако се још на тој другој пумпној станици обавља загревање (односно угради и грејна станица) тако да се нафта загреје на 66*0, онда важе лодаци за лочетне притиске приказане на слици 1-46. са доње криве. За вод од 16,1 кгл вршни притисак је 31 ћаг што је много мање од 124 Бага који имамо за цевовод дужине 32,2 кш б.ез међустаница. Чак и ако нема међупумпне станице већ имамо само загревање на грејној станици лоцираној на 16,1 к т имаћемо смањење почетног притиска тако да врдгни притисак иеће прећи 62 ћага (2x31), Када се цевовод загреје, онда грејиа станица на 16,1 к т пресгаје са загревањем, јер су се усталили услови протицања, температура ипроток. Овде је било претлостављено да ће се започињање протока изводити са пумпањем нафте истог квалитета као што је нафта у стационарним условима лротицања. Ово обичко чини разлог да јс започињање протока врло споро или се започињање протока обавља са лакшом нафтом, мањег вискозитета, чиме се смањује вршни притисак у односу. на очекивани притисак са високовискозном нафтом. л Нафтоводи за транспорт загрејане нафте, при чему се одржава температура дуж нафтовода на одређеном нивоу, могу имати различита конструктивна решења за одрх<авање температуре нафте дуж цевовода. На слици 1-47. су дата нека техничка решења којима се омогућује континуално загревање нафтовода. На слици 1-47. лод "а” дат је попречни пресек нафтовода који показује систем ицев у цев'*. Унутрашња цев служи за транслорт толле воде или паре који загревају нафту која протиче кроз прстенасти простор, простор између нафтовода и грејне цеви. Недостатак овог решења је да се нафтовод неможе чистити чистачем. Код решења датог на слици 1-47. нафта протиче кроз унутрашњу цев, а грејни флуид, врућа вода или пара, протиче кроз прстенасти простор. Предност ових техничких решења је што су губици у топлоти мали.

Сл. 1-46. Губици услед трења у нафтоводу пречника 324 т т (12 3/4"), дужине 16,1 кт, 24Д к т и 32,2 к т код различитих величина протока Код транспорта нафте у загрејаном стању неопходно је водити рачуна о поновном успостављању протока после застоја насталих због предвиђених или непредвиђених догађаја, односно узрока. Што су застоји у протицању краћи то је и степен охлађености нафтовода мањи, те је лакше успоставити поновни проток у нафтоводу, односно потребан је ман>и почетни притисак за успостављање протока. Наравно, ово се не односи на случај када се не обавља истискивање високопарафинске нафте из цевовода одмах по обустављању протока. Сагледавање проблема везаног за величину потребног почетног притиска за остваривање почетка протицања загрејене нафте захтева разматрање, још једном, података које нам дају дијаграми на слици 1-46. Дијаграми дати на овој слици су дати за стационарне услове протока. Међутим, стационарни услови протока се не лостижу тренутно. На пример, ако је проток 350 1/ћ кроз цевовод дужине 32,3 кш онда за започињање протока треба да се оствари почетни иритисак од 124 ћага да би по успостављању стационарних услова притисак протицања се стабилизовао на 55 ћага. Из овог разлога је веома битно да код пројектовања, избора, пумпи за нафтоводе којима се транспортује загрејана нафта избор пумпи мора да буде такав да се може савладати вршни притисак. Поред тога, захтев је и да се започињање протока обави довољно брзо, па из тог разлога пумпа треба да има •карактеристике које омогућују превазилажење вршног притиска најмање за 20-25%. Редукција притиска код започињања протока, вршног лритиска, се може постићи на неколико начина. За ту сврху добро решење чини уградња међулумлних станица (бустер пумпи), као и међугрејних станица или уградња и пумпи и грејних сганица на одређеним локацијама на цевоводу. Тако, ако се на 116

Сл. 1-47. Техничка решења контннуалног загревања нафтовода Техничка решења на слици 1-47. под чц|' и "д" представљају решења где се кроз цев већег пречника транспортује нафта, а одржавање њене температуре се обавља грејним флуидом који протиче кроз цев мањег пречлика. ГГри томе, грејна цев је инсталираиа на доњој страни цевовода. Недостатак ових решења је 117



што су топлотии губици са грејних водовода већи, али је предност што се нафтовод може чистити чистачима и што нафтовод може имати мањи пречник за дати пад притиска. Пектиемиров је 1951, год. прорачуном нашао да је за нафтоводе пречиика 50,8-76,2 зшп потребиа једна грејна цев пречника 12,7 ш т, Код нафтовода пречника 101-127 гпш лотребна је једна грејна цев пречника 19 т т . З а нафтовод пречника 152 шш потребна је једна грејна цев пречника 19-25,4 шш, док код нафтовода пречника 200 ш т треба инсталирати два грејна цевовода пречника 19 шш, Континуално загревање нафтовода се може обављати помоћу наизменичне струје, помоћу система за усмеравање кретања електричне струје по површини. Овај снстем је познат под именом ЗЕСТ што је скраћеница од енглеског назива "8кт е!ес!пс сиггет ћастд". Овај систем је развијен у Јапану и користи се од 1970, године. Ои се прво користио за краће водове којима су се транспортовали тежи деривати нафте. Међутим, он је нашао примену и код дужих нафтовода за транспорт "тешких" - високовискозних сирових нафти. У оваквим случајевима максимална деоница која захтева напајање једним извором струјеје 15 к т, Овај систем је шематски приказан на слици 1-48.

струје од 50-200 А/кт. Пренета величина топлоте је 15-2 \У/ш (Апбо и Ка^аНага, 1976).

Сл. 1-48. Шематски приказ нафтовода загреваног системом $ЕСТ На спољном зиду нафтовода инсталирана је једна или више грејних цеви (2), која иде паралелно са осом нафтовода. Пречник грејних цеви је од 6 до 38 т т . Унутар грејне цеви, која представља посебан цевовод, налази се бакарни кабл (3) пресека од 8 до 60 т т 2 који је изолован пластиком (топлотно отпоран РУС, полиетилен, силиконска гума, тефлон). Бакарни кабл је спојен са грејном цеви на крајевима (4). Из извора струје (5) улази наизменична струја у систем. Струја протиче кроз кабл унутар грејних цеви преко зидова грејних цеви и преко жице (6) затвара се коло. Интерференција електромагнетских поља која окружују кабл и грејну цев даје такозвани $КГН-ефекат. На слици 1-49. дат је попречни пресегс грејне цеви и дела зида нафтовода. Унутар грејне цеви је приказан електричил кабл кроз који протиче струја уз приказане линије сила око кабла. На другој слици 1-49 је приказан ефекат кретања струје кроз кабл и зид грејне цеви у супротном смеру, лри чему магкетни флуксеви ове две струје и релативни пермеабилитет бакра и челика узрокује да се струја у грејној цеви сконцентрише на унутрашњи попречни лресек грејне цеви. Проток струје развија значајну топлоту која се прво појављује на зиду грејне цеви која се даље шири на нафтоводну цев и на иафту у нафтоводу. Да би се постигло потребно загревање, потребан је пад напона 300-700 У/кт и количина

118

Сл. 1-50. Приказ структуре система загревања нафтовода ЗЕСТ На слици 1-50. је шематски приказан цевовод где су нафтовод (1), електрични кабл (2) и грејна цев (3) у заједничкој термоизолационОј облози заштићеној од механичких оштећења и од продора воде помоћу полиетиленске цеви, (5). Нафтовод због тока нафте и због електро кабла у близини кроз који протиче струја високог напона, може бити благо наелектрисан статичким електрицитетом, што чини разлог да се систем уземљује. Према Апбо и Ка\уаћага, стварно измерена разлика у напону између спољашње површине зида цеви и земље је само 100-200 шУ, а кроз жицу за уземљење протиче струја од 10-200 шА. Монтажа и замена кабла без оштећења термо изолације, а касније и без отколавања земље може се извести коришћењем кутија за извлачење ("риИ ћохеб"), (6). 119


ЦЕВОЈВОДНИ ТРАНСПОРТ Н АФТВ И ГАСА

Систем ЗЕСТ представља економииан систем који је конкурентан систему загревања врућом водом или паром. У Јапану цена грејаља системом ЗЕСТ изиоси 30% од цене грејања паром код цевовода дужине 3700 ш. Систем ЗЕСТ је, према Муегб (1973), економичнији од других система загревања са електричном струјом на свим нафтоводима пречника изнад 76 ш т и на нафтоводима свих пречника са дужином изнад 1650 т . Сиегем ЗЕСТ има предност што су за темлературе грејања испод 70°С трошкови грејања мањи од трошкова које имају друге методе, што он ради аутоматски и што нема трошкова одржавања.

изолован стакленом вуном. Најинтензивније хлађеље је у лрвих 50 часова, тада се нафта у лрвом цевоводу охлади за Д1«25°С, а у другом за Де=37°С. На бази истог модела израчунате су температуре нафте по секццјама за различита времена мировања, тако да је добијена фамилија кривих која је приказана иа слици 1-52. Ту је приказана температура нафте у стационарним условима струјања, непосредно пред обустављање протицања 1=0 ћ. Карактеристике нафтовода су исте као у претходном дијаграму изузев што је цевовод изоловам траком (тер папир) против корозије. Темлература нафте на улазу у нафовод је била 70оС, проток у условима протицања ср!2,5 к^/б, дужина нафтовода 1*11,2 к т . Из слике 1-52. се види да је хлађење лрилично брзо првих неколико сати да би се лотом успоравало. У току првог дана температура флуида је смањена за 44%, али температуру земље флуид није достигао ни после 30 дана мировања.

17.1.1. Температура нафте у нафтоводу у условима прекида протока и заустављања протока Прорачуни за неизотермно протицање флуида у цевоводима су дати под условом да је струјање флуида стационарно, Веома је значајно познавање температуре флуида дух< цевовода када настане застој у лротоку, како се креће температура флуида у зависности од времена стајања, односно којом се брзином хлади. Годиие 1968. ЗПаз је дао један модел за израчунавање промене температуре нафте у нафтоводу у зависности од трајања временског лериода након заустављања протицања нафте. На основу овог модела урађени су дијаграми који су пржазани на слици 1-51. То *с 70 60 50

30

Сл. 1-52. Температура нафте дуж нафтовода у различитим временским интервалима после обустављања протока

20

10 0

100

200

300

400

#

.

300

Сл. 1-51. Температура нафте у затвореном изолованом цевоводу у функцији протеклог времена од затварања цевовода Ови дијаграми лриказују .промену температуре нафте која се налази у иафтоводу у мировању. Нафтовод је термоизолован, температура нафте пре заустављања протока је била 70°С, густина нафте рп« 968 к ^ /т 3, а (=0,55 к§ /т3оС, тШ(Л,-О вС, Оц-0,273 т , 0**0,292 т , О11Јшти~0,392 т , топлогна проводљивост изолације од стаклене вуне Х|~0,035 \^/шК и лолиуретанске пене ^-0,019 \У/тК. Крива 1 важи за цевовод изолован пошуретанском пеном., а крива 2 за,цевовод. 120

У условима залочињања протока кроз нафтовод имамо обрнути процес, процес загревања нафтовода и околиог тла. Код лротока нафте кроз незагрејани нафтовод долази до бржег хлађења нафте него што је то случај код стацибнарног протицања у загрејаном цевоводу. Коефицијент укулног лролаза топлоте који важи за ову ситуацију може бити неколико лута већи од коефицијента код стационарног протицања. Потребно време за услостављање стационарног тока топлоте може се наћи са широм апроксимацијом за неизоловаии цевовод укопан у земљу лутем упоређиваља Иибећ-ових бројева за стационарно струјање и за транзитно стање. Из тог упоређивања имамо израз:

121

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ ИГАСА


(3-170)

сс5- фактор дистрибуције температуре, а,=Х2/ с7. р,. Ц - време за успостављање стационарног тока с* - специфична топлота земље, Ј/к@°К р - густина земље, к§/т3

Пример:

протока на различитим температурама. На слици 1-53. су приказане криве течења за нафту типа "Алђе" помешану са природним кондензатом на температурама од 0 до 15°С. На слици 1-54. су приказани градијенти притиска исгих флуида који су приказани на предходној слици, у условима протока кроз нафтовод пречиика 0„„=0.30 т . Слика показује да су сирова нафта као и мешавике псеудоплаотични флуиди. Због додавања кондензата губици услед трења се смањују. Степен редукције у примеру сирове нафте на нижој температури, где су лошија проточна својства, је још већи. С обзиром да разређивање сирове нафте подразумева мешање са одређеном количином нафте мањег вискозитета, газолшом, то се повећава количина флуида који се транспортује. Повећање количине флуида значи повећање губитака услед трења у нафтоводу. И з тог разлога се мора водити рачуна о ефекту разређивања сирове нафте (високовискозне нафте) сагледавањем смањења губитака услед трења и повећања губитака услед трења због повећане количине мешавине флуида који се транспортује цевоводом.

Израчунати колико је лотребно времена за постизање топлотног тока, ако је Ој=0.292, ћ=1,1 т , а,=0,Вб 10'6 т 2/з. Заменом ових вредности у једначини (1-70) имамо:

0,593

0,2922

0,86•10"*= 1,2Мз = 18,8<1апа

Протицање у цевоводима обичко нема дуге временске прекиде, тако да се хлађење нафте одвија до граиице када са температура нафте изједначује са температуром околног тла. Код поновног протока почетна температура је већа од температуре земље, па је потребно мање времена за постизање стационарног стања.

1.7.2. Разређивање сирове нафте Сирове нафте са високим садржајем парафина, високовискозне, гелирајуће нафте могу побољшати проточна својства ако се помешају са вафтама мањег вискрзитета, -или ако се помешају са нафгним производима као што су газолин, керозин или дизел гориво. За сада нису изнађене законитости мешања да би се могли са извесношћу предвидети проточна својства ако се изврше мешања одређених флуида у одређеним односима. Ради тога се лабораторијска испитивања користе као начин одређивања односа флуида који се мешају, Ефекат мешања сирове нафте са нафтом мањег вискозитета, газолином или керозииом, се одређује лабораторијски, утврђивањем криви течења за различите мешавине на различитим температурама. Из криви течења се одређује, као што је већ раније изнето, градијент притиска у односу на величину 122

Сл, 1-53. Утицај кондензата на криве течења нафте типа "Алђе"

123

ЦЕВОВОДНИТРАНСПОРТ НАФТЕ ИГАСА


Пумпа (1) прихвата висоховискозну нафту из складишта резервоара (2). Пумпа (3) преузима разређивач из хоризонталног резервоара (4). Ове две пумпе убацују два флуида у прописаним односима кроз пропорционатор (5) у цевовод (б). Мешавина нафта-разређивач се загрева лреко измељивача топдоте (7) на пријемном терминалу, и разређивач испарава у колони (8). Испарене фракције се хладе и утечњавају у измењивачу (9), да би се пумпом (10) тако добијен разређивач вратио кроз цевовод (11) у резервоар (4). Однос мешања сирове нафте и разређивача треба да се мења, тј. подешава према промени температуре тла око нафтовода.

1.7.3. Обрада високопарафшских нафти модификаторима реолошких својстава

Сл. 1-54. Градијент притиска код изотермалног протока у цевоводу пречника 300 т т и нафте чије су криве протицања дате на горњој слици Метод разређивања сирове високовискозне нафте може бити врло економичан ако се у близини поља са којих се производи високовискозна нафта налази сирови газолин или кафта малог вискозитета. Трошкови примене ове методе су знатно већи уколико иема природних разређивача. У таквом случају разређивач коришћен за разређивање сирове нафте издваја се путем загреваља сирове нафте на пријемном терминалу. Издвојен разређивач се враћа на отпремни терминал ради даљег коришћеља за разређиваље нафте. На слици 1-55. је приказан један систем за транспорт разређене нафте помоћу разређивача који се издваја на пријемном терминалу у дестнлационој колони и враћа посебним водом на пријемни терминал.

124

Парафини и парафински воскови су хемијски инертни па из тог разлога хемијски поступак разрешавања проблема проточних својстава високопарафинских нафти није ни нашао примену. Веома успешну примену на многим типовима нафте су нашли модификатори реолошких својстава код разрешавања предметног проблема. Већ је раније речено да на проточна својства високопарафинских нафти утиче број формираних кристала парафина и њихов облик. Највећи проблем чине кристали парафина дугог ланца. Суштина поступка модификације реолошких особина високопарафинских нафти се састоји у додавању одређених адитива којима се омогућује модификација морфологије кристала парафина. При томе, најбољи ефекти се постижу додавањем ових адитива у нафту која се налази на таквим условима притиска.и температуре када још није започела кристализација парафина. Познат је већи број адитива које данас производи више произвођача, и који имају различите намене. Једна група адитива се користи за снижење тачке стиништа и напрезања на смицање, они се називају депресантк стиништа. Друга група адитива има намену за спречавање или смањење издвајања и таложења парафинских воскова, они се називају парафин инхибиторима. Трећа група адитива се користи за одстрањивања наталоженог парафинског воска са зидова цеви или посуда, они се називају одстрањивачи парафина. Четврта група адитива се користи за модификацију или регулисање вискозитета, они се казивају побољшивачи лротока. Постоје адитиви који имају комбинована својства, вишенаменски, нпр. својство депресанта стиништа и инхибитора парафина. Као модификатори кристала парафинских воскова користе се посебни полимери. Полимери који су делотворни као модификатори кристала воска садрже "парафинске ланце" у својој молекулској структури. Ови полимери лакше кокристалишу са парафинима због сличности са сгруктуром- кристала воска. Полимер кокрисгализирањем инхибира даљи тродимензионални раст парафинских кристала, јер утиче на промену кристалне сгруктуре,. па као резултат таквог дејства имамо много малих кристала уместо неколико великих. На тај начин се спречава формирање мрежних структура од агломерираних кристала. Поред тога, ови полимери садрже поларне групе у својој молекулској структури. Однос лоларних група ка дужини парафинског ланца у молекулу полимера предсгавља важан параметар за ефикасносг полимера као депресанта тачке стиништа.

125

ДЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И1ГАСА У сировим нафтама укулни садржај парафика и дистрибуција парафина значајно варирају. Парафини који кристалишу и који се издвајају из наф те су парафини од 18 до 60 атома угљеника. И з ових разлога се за сваку наф ту посебно тражи* развија најефикаснији депресант тачке стиништа. На слици 1-56. су дати мономери и комономери који чине полимерне системе погодне за модификацију парафинских воскова. М ономери чине главни део лолимсрних молекула, а комономери мак>и део, П остоји много синтетизованих полимера. М еђутим, само неколико од њих ефикасно делују као депресант стиништа, У циљу изналажењ а најефикаснијег делресанта стиништа у лабораторији се иа узорцима наф те утврђују концентрације делресаната и снижењ а тачке стиништа. Тачка стињавања се одређује лрема дефинисаном поступку ЈПЗ-а или А$ТМ-а. Н а слици 1-57. је приказана ефикасност различитих типова ЗераПих-а (производа фирме ВАЗВ) у обради различитих типова сирових нафти. Вискозитет и реолош ка евојства сирове нафте се м ере помоћу вискозиметра. Њ име се мери напрезањ е на смицање у нафти при различитим величинама смицања, као и гранично напрезањ е на смицање. Наак и Рапп вискозиметри су стандардни вискозиметри у иафтеој индустрији.


-з ~б 600

|Ш

МОНОМЕРИ

Е53Ј37 Е53Ј57 Е53(53 553153 553153 г5434 «00 653290 1000 10О0 г750 500 350 СШиб узо р аК

бвз

адиШ ића

5464 1000

адиши1з<1

------------ к о л и ч и н а а д и Ш и ђ а у ррш

| } узорах оброђен ла адиШи^ом

СНо ~ С - С 0 0 Р 2 (

олКилакрилаши или мешакрилаШи

н о о с - СН - С Н - С О О Р

алкилфумараШи или малеикаши

с н 2~ с н - о - с о н

СН2= С Н - 0 - С О С Н з

винилесшери бинилаиешати

сн2«сн2

еШилен

Н(

СН3 )

Сл. 1-57. Еф икасност појединих делресаната та-чке стиништа ЗераДих фирме ВА5Р на различитим типовима нафте

комономери 0 нс^с\

ц

0

малеик анхидрид

нс\ с/ 0

ринил Оиридин

с н 2г С Н - С 0 0 -(СН2>П“ N

алкиламиноакрилаши Р СН2 = С Н - С 0 - Н Н ~ ( С Н 2)п- Н < Р

СН алкиламино (меШ) акриламиди

1 - необрађена нафта, тачка стишавања 30°С> т0=46 сЈуп/ст1 и пласгични вискозитет 22 шРаз. 2 - обрађена нафта са 350 ррт ЗераПих ЕЗ-3187, тачка дгињавања 15°С т0«10,2 <1уп/стг и пластични вискозитет 9 тРаз.

Сл. 1-56. М ономери и комономери.који чине депресанте тачке стињавања

Сл. 1~г58. Резултати мерења Рапп-вискозиметром

1 26

127

ЦВВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТБ И ГАСА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА Смањење парафииских наслага зб о г дејства инхибитора се израчунава' као ш то следи:

%$шапјепјапа$1а8а = 1 ^ ! ^

“ ^ !!.., Ч ГШ1<1(ЈЗђсг ГпћЊ{(ОГН

П роценат ш ањ ењ а масе наслага једнак је разлици у маси наслага изм еђу узорка наф те без инхибитора и узорка нафте обрађен е иихибитором, подељ ено са масом наслага узорка наф те б ез инхибитора. Степен инхибиције за различите инхибиторе тила ЗераВнх фирм е ВАЗР је дат на слици 1-60. Сирова нафта има тачку стиништа 27°С, нафта је била загрејана током тестирања на 37°С а метални цршиндри су имали температуру 2 Т С , испитивање је трајало три часа. У узорке наф те су додати различити инхибитори у истим количинама од 500 ррт. Адитив ЕЗ 3249 је показао инхибицију од око 80%. Лабораторијским испитивањем се утврђује еф икасност испитиваних депресаната стиништа, побољшивача протока, инхибитора парафина и одстрањивача парафина. Лабораторијска испитивања могу обухватати и испитивања комбинованих адитива у циљу изналажења одтималног реш ењ а. Концентрација додаваних адитива, њихова цена и еф екти примене чине осиову за утврђивање оптималног техноеконом ског адитива за конкретан тип нафте. 1- необрађена нафта> тачка <ггињаван»а 30°С, х^-ббЛ (1уп/сгпг и пластични вискозитет 95 тРаз. 2 - обрађена нафта са 500 ррт ЗераПик 5484, тачка стињаваља 15°С т0^7,7 с!уп/слг и пластични вискозитет 86 шРаз. 81.1-59. Резултати мерељ а Рапп-вискозиметром На слици 1-58. су ггриказани резултати мерељ а Раап-овим вискозиметром на узорку сирове необрађене и обрађеке наф те. Н еобрађена наф та има тачку стиништа 30°С, гранично напрезањ е на смицање т0=4б буп /ст2 и пласгични вискозитет 22 шРаз. О брађен узорак са 350 р р т адитива ЗераПикз Е8-3187 показује тачку стиништа 15°С, граиично напрезањ е на смицање то=40.2 Пуп/сш2 и гшастични вискозитет 9 шРа$. На слици 1-59. су дати подаци мерења на узорцима н аф те из А ф рике обрађене бераПих 5484. Инхибнтори парафина модификују кристале парафинских воскова и раст Кристала. Интеракција кристала воска, који граде парафинску мрежу и агломериране воскове, је смањена и формирањ е парафинског талога је под контролом. Инхибитори се користе ради спречавања или смањења талож ењ а парафина на зидове цеви или судова. Испитивање ефикасности инхибитора у лабораторији се изводи помоћу посебног уређаја тзв. "хладни прсти“. Ои се састоји од 6 металних цилиндара који су хладни и који се урањају у посуду са узорком наф те која се испитује,. Температура наф те је изнад температуре на којој се појављују кристали воска. М етални цилиндри имају 5°С нижу температуру од наф те. Т еж ина ларафинског талога на металним цилиндрима се одређује после трајања теста од три часа.

1 28

3119

3120

3137

3153

31*7

3249

5365

5464

Сл. 1-60. Приказ ефикасности различитих инхибитора фирме бераВих на нафти тачке стиништа 2 Т С

129



Поред лабораторијских испитивања уобичајено је испитивање и у Индустријским размерама, испитивања на једној од бушотина. По потврди резултата на овим испитиваљима приступа се ширем коришћењу адитива на свим бушотинама, односно на бушотинским водовима и на нафтоводу. Примехш модификатора реолошких својстава као метода решавања проблема протока високопарафинских нафти има лредност над осталим, методама, јер њеном применом у бушотини решавамо проблем протока у тубингу, бушотинским водовима, процесним судовима и нафтоводу. За разлику од ове методе друге методе имају ограничену примену. Модификатори се морају сходно упутству произвођача припремити за коришћење, путем растварања у води или неком растварачу и добијања одређене концентрације раствора који се дозира. Дозирање у бушотину се може обављати дозир лумпом, при чему се континуално убацује одређена количина раствора у прстенасти простор (кезинг). Дозирање може бити и дисконтинуално, тј. у одређеним временским интервалима се утискује у прстенасти простор одређена количина раствора. Раствор се може повремено утискивати и директно у слој у одређеној хсоличини. Повраћај утиснутог раствора из слоја се обавња веома лагано, тако да то има ефекат дозирања. У зависности од услова и ефикасности адитива, једна порција од 1-2 т Ј утиснутог раствора решава проблем дотока из бушотине до сабирне станице за ггериод од два до шест месеци. Код изналажења адекватног модификатора реолошких особина ради дефинисања лараметара и режима рада нафтовода поред наведеиих испитивања обавља се испитивање и на моделу нафтовода. Један такав модел је приказан на слици 1-61. Овај модел се састоји од посуде у којој је смештен узорак нафте. Посуда се налази унутар темперираног купатила преко кога се обавља хлађење нафте. Узорак нафте се из ове посуде пребацује у модел цевовода .помоћу притиска азота. Модел цевовода је такође уроњен у темперирано купатило. По испухвавању цевовода, систем се прдвргава хлађењу према задатом програму хпађења. У одређеним временским интервалима се повећава притисак азота. Ово симулира поновно започињање протока. Притисак Ра на почетку модела цевовода се бележи и гранично напрезање на смицање т„ се израчунава преко једначине :

(1-171)

Тц

Сл. 1-61. Модел цевовода дужина проводника 16 т , 0 „ = 6 т т Резултати симулирања једиог протока су приказани у табели 1-10, Табела 1-10.

необрађена нафта нафта + 500 ррт бераНих СЕ-3565 нафта + 500 р р т ЗераЛих СЕ-3565

Тачка стињавања °С 30

Температура ос 6.2

ИТ°2 /т2 46.9

15

6.2

15

105 *

1.6

15

6.2

15

150

1.6

Проток т1Л5тш 75

Притисак ћаг 5

Гранично напрезање на смицање се може добити и мерењем на вискозиметру преко криве течења за нафту са различитим додацима модификатора на различитим температурама.

где су: К - радиус модела цевовода ћ - дужина модела цевовода то - граничио напрезање на смицање Ро - почетни притисак

.130

1.7.4. Тохшотна обрада сирове нафте Проточна својства тиксотропних, псеудопластичних сирових нафти се могу побољшати топлотном обрадом. То побољшање се заснива на сазнању да се макроструктура очврслих парафина може мењати у сировим нафтама ако се загрејана нафта изложи одређеном интензитету хлађења. На релативно високим температурама, 80-90°С, сви парафини су растворени. Ако се нафта са тако, високом температуром подвргне брзом хлађењу, онда ће доћи до стварања бројних независних кристала ххарафина који се ни код температуре од 20°С нећ$ спај.ати и формирати, просторну решетку. Услед брзог хлађења дошло је до 131


стварања дисперзног сисгема са фино диспергованим ситним кристалима парафина, тако да овај систем има много поволпшја својства од система који се ствара спорим хлађењем када долази до стварања крупних кристала парафина. Основни предуслов стварања фино дисперзног система, деловања на макроструктуру парафина, је брзина хлађења нафте која треба да буде таква да онемогућује раст насталих кристала парафина и њихово спајање. На макроструктуру парафина утиче и поступак хлађеша, да ли се хлађење одвија уз мешање нафте или се хлади нафта која је у стању мировања. Лабораторијски експерименти показују да ако се нафта у процесу хлађења меша, онда се добија нафта - дисперзни систем - са цовољнијим проточним својствима од система добијеног истим степеном хлађења, али нафте која је мировала, без мешања. Мешање нафте смањује спајање парафииа у просторне решетке. Садржај малтена у сировој нафти такође утиче на карактер створеног дислерзионог система у току хлађеаа. Малтени се састоје од хетерополарних молекула прилично променљивог састава који пријањају уз растворене парафинске кристале и спречавају њихов раст и слајање у нросторну решетку. Утицај малтена зависи од њиховог хемијског састава и од њихове количине. На слици 1-62. су приказани резултати лабораторијског испитивања утицаја топлотне обраде на нафти типа "А!|е" (Мађарска). Нафта је загревана до различитих температура и хлађена са константним степеном хлађења до 20°С да би потом на овој температури било измерено напрезање на смицање. На слици 1-62. су на ординати наиошене величине напрезања на смицање добијене после хлађења са температура које су нанете на апсциси. Десни део криве има криву која је добијена мерењем на моделу цевовода - горња крива - и криву добијену мерењем реометром - доња крива.


Слика '1-62. показује да се својства протицања, изражена преко напрезања на смицаље, значајно мењају са висином температуре до које се загрева нафта. Напрезање на смицање се значајно погоршава све до температуре загревања од 50°С, док код загревања на више темлературе од 50°С наступа побољшање, али тек код загревања на температуру од 80°С постижемо проточна својства нафте каква има нафта топлотно необрађена. Код загревања до 80-85°С статичко напрезање на смицање је ниже од напрезања на смицање необрађене иафте. Слични резултати се добијају и са другим реолошким параметрима. Привидни вискозитет показује исту законитост. Дијаграм на слици 1-62. показује да постоји критичиа температура загреваља загревање нафте до ове температуре и хлађење даје лошије резултате од нетретиране нафте. Преласком ове температуре наступа побољшање. Многи експерименти су показали да је та критична температура 50'С као најчешћа, али има нафти и са критичном температуром од 70°С. Нафте са присуством смоластих материја имају критичну температуру 70°С. Веома је значајан податак о максималној и минималној брзини хлађења. Максимална ефикасна брзина хлађења, изражена у "С/пнп, је граница изнад које се својства протицања не могу више побољшати, док је минимална брзцна хлађења она вредност испод које проточна својства не могу бити гора, Ове границе су у пракси између 1 и 3 °С/шјп. Прво комерцијално постројење за топлотну обраду нафте је изведено у Индији на нафтном пољу Маћогкабуа и Могап (ОЦ апб даз Јоит»1,1963.). Нафта са овог поља има тачку стињавања између 29 и 34°С и садржај парафина 15,4%. Транспорт се обавља цевоводом пречника 400 т т на дужини 402 к т до прве рафинерије, а потом цевоводом пречника 350 пш иа дужини 765 1дп до друге рафииерије. Први нафтовод има капацитет 2,75 105 1/еоб, а други 2,0 10* (/§06. Најнижа температура на дубини укопавања нафтовода је 18°С. Необрађена нафта има на 18СС привидни вискозитет 0,6 Раз, док обрађена нафта има привидни вискозитет 0Д Раз. Н афта се у поступку обраде загрева до 90-95°С и хлади брзином 0,6 °С /т т , до температуре од 18°С.

1.7.5. Транспорт високопарафинске нафте као смеше са водом Постоји већи број објављених радова који третира транспорт високопарафинских нафти са водом- У њима се изкоси да ако се у протоку постигну такви услови да вода оствари већи контакт са зидовима цеви него нафта, онда нафта остаје обложена неком врстом водене облоге и тада потребна снага за потискивање флуида може бити значајно смањена иако се проток повећао због додатка воде. Ову могућност потврђују експерименталнн подаци које је извео М. Е. Сћаг!е$-а који су дати на слици 1-63.

т.*с Сл. 1-62, Утицај почетне температуре квд твплвтне ебраде на привидко налрезање на смицање 132

133

ЦЕВОВОДНИ ТРЛНСПОРТ НАФТЕ И ГАОЛ


нафтоводом лречника 508 шш (20") дужине 238 кш. Овај метод дозвољава смањење привидног вискозитета при протоку брзином од 0,7 гп/в са 100 Раб на 0,4 Раб. Око 70% флуида чини гелирана нафта, 30% вода. Постоје и проучавања могућности дестилације високопарафинских нафти на пољима да би се потом посебно транспортовала лака фракција а посебно тешка. При чему се разматра могућност транспорта тешке фракције у суспензији са водом или угљоводоником.

Сл. 1-63. Однос притиска пумпање кафте и притиска пумпање смеше нафта-вода, у односу на садржај воде у смеши.

На СЈШди 1-63. је дат притисак потребан за пумпаље само кафте у односу на потребан притисак за пумпање смеше нафта-вода, у односу на садржај воде у смеши. Дијаграм ноказује редукцију притиска и до 9 лута када је удео воде од 30% до 40% (то је максимална редукција). Нрактична примена ове идеје је била ометана због познавања понашања протока две фазе, тачније због тога што проток две фазе карактеркше веома иестабилна структура тока поготово ако се проток обавља у цевоводима који пролазе кроз валовити терен. У Русији је проучавана могућност коришћења транспорта иафте као емулзије "нафта у води'1. Овакав начин захтева припрему емулзије иа отпремном терминалу и разбијање емулзије на пријемном термииалу. Посебан проблем код овог начина транспорта представња одлагање издвојене воде на пријемном терминалу, Уколико се обавња трансиорт емулзије у којој је садржај воде лреко 60%, тада се емулзија може направити без емулгатора, тј. мохсе се направити и природна емулзија "нафта у води". Користећи овај феномен, у Мађарској јс на пољу На§у1ееуа1 обављана производња високопарафинске иафте тако што је у бушотине у пумпању утискивана вода у прстенасти простор (кезинг). У Русији су вршена испитивања коришћења раствора одрсђеиих полимера који се ињектирају у девовод у циљу прекривања зида цеви, облагања зида цеви (делимичио или потпуно) како би се добило на снижењу притиска потискивања нафте. Одређени резултати су добијени, али ие значајни. Нафта која се налази у чврстом стању при температурама транспорта може се траиспортовати као суспензија у води. Експерименти су показали да се у цевоводу приликом протицања, нафтна зрна концентришу дуж осе цевовода, док је флуид уз зид цеви практично чиста вода, Због тога је и трсње код овог протока врло мало. Суслензија је тиксотропно - псеудопластичан флуид, Проток у цевоводу је под утицајем клизања водене облоге, степена смицања, трајања смицања и температуре лротока. Транспорт суспендоване нафте у води је прво примењен у Индонезији 1962. године. Ова иафта има тачку стиништа 41°С, садржи 33% парафина а. транспортује се количина од 2-10* тона годишње 134

135

ДНВОВОДНИ ТРАНСПОЈРТ НАФТН И ГАСА

ЦНВОБОДНИ ЧУАНСПОУГ НАФТН И ГАСА

Лошткце

2. Н А Ф Т О В О Д И И ГА С О ВО ДИ 2.1. ПУМПЕ - ТЖГОВИ ПУМПИ И ЊИХОВЕ КАРАКТЕРИСГШСЕ Постоје различити типови пумпи, али се генерално пумпе могу поделити у две групе: кш етичке и пумпе са ггозитивннгм нотискиван>ем. Код кинетичких пумли континуално се додаје енергија флуиду због чега се повећава брзииа флуида унутар пумле да би се она потом претворила у потенцијалну енергију или енергију лритиска« Код пумпи са позитивним потискивањем запремина у коју се смешта флуид се редукује све док се не створи такав притисак у флуиду који је једнак притиску у потисном воду. Ово значи да се код ових пумпи флуид механички компримује, при чему се остварује директан пораст потенцијалне енергије. У кинетичку групу пумпи спадају центрифугалне пумпе. Принцип рада ових пумпи се сасгоји у томе што се окретањем ротора предаје екергија флуиду која се огледа у повећању брзине флуида, да би даљим кретањем флуида кроз дифузор дошло до трансформације ове енергије у притисак. Облик, лречник ротора и лопатица дефннишу карактеристике пумпе. Цектрифугалне пумпе се деле на пумпе са радијалним током и пумпе са аксијалним током. На слици 2-1. је приказаиа пумла са радијалним током. Флуид улази у центар ротора и лреко лопатица се радијалио потискује споља под дејством центрифугалне силе, У том кретању од центра до лериферије брзина флуида се повећава да би се потом претворила у притисак. На слици 2*2. је приказана аксијална пумпа. Код ове пумпе проток флуида је паралелан с осом осовине. Флуид постиже брз.ину дејством лопатица ротора.

136

Сл. 2-2. Аксијална пумпа Већина пумпи нема ни радијалан нити комплетно аксијалан проток већ има проток који је негде између ова два типа протока. Пумпе са радијалним протоком остварују већи напор по једном степену и раде са мањим брзинама у одиосу на аксијалне пумпе. Због тога се пумпе са аксијалним протоком користе за велике капацитете протока и са малим напорима. Центрифугалне лумпе могу бити једностелене и вишестепеке. Карактеристика центрифугалних пумпи је да њихов капацитет зависи од потиског притиска. На слици 2-3. је дата зависност капацитета пумпе, ц, од напора, Н. Ова крива има опадајућу карактеристику, код најмањег калацитета има највећи напор и код највећег капацитета најмањи напор. На истој слици су приказане криве искоришћења, ц, и крива снаге, N. Под термином напор подразумева се лритисак који пумпа испоручује, при чему се притисак изражава у еквивалентној висини течкости.

137

ЦЕВОВОДНИ.ТРАНСПОБТ НАФТЕ И ГАСА

ЦЕБОБОДНИ Т РА Н аШ РГ НАФТН И )АСА

Из релација произилази релација 2-1: Крива искоришћења је у првон делу растућа, минималко је искоришћење код најмањег кападитета, потом достиже максималну вредноог да би даљим повећањем капацитета дошло до опадања искоришћења. Крива сиаге скоро праволинијски расте, има минималну вредност код минималног капацитета и максималну вредност код максималног капацитета. Код цеитрифугалних пумпи важи закон афикитета који одређује промене основних карактеристика пумпе, капацитет <2, напор н и снаге N. са променом броја обртаја.

Сл.2-3. Карактеристике центрифугалне пумпе

Три основне релације су;

01 / 0*

°

Нг / Н*

П1 / П2

0 / л/7? "» соп зћ

што представља параболу са теменом у координатном почетку. У претходним једначинама су: 0 - капацитет> п - број обртаја, н - напор, N снага пумпе. Релација која изражава промену снаге са променом броја обртаја је само приближна релација, н»ена тачност зависи од одступања вредности коефицијента искоришћења са променом броја обртаја. Међутим, у пракси се ова релација може користити. Веома значајна карактеристика пумпе је и максимална висина усиса. Док је увек могуће, барем теоретски, пројектовати центрифугалну пумпу за било који напор, дотле постоје ограничења за висину усиса. Уствари, лозиато је да би, теоретски, пумпа могла да 'усиса воду (на температури околине и на нивоу мора) са максималне дубине од око .10,333 га уколико је атмосферски притисак једиак стубу воде висине 10,333 гп који ће потиснути течности у усисни вод пумпе, уколико је она у погону. Међутим, напон ларе течности која се усисава, брзина струјања течности у усисном воду, губици лритиска услед трења и отпора у луковима, цевним затварачима, лрикључцима и др. на усисном воду чине да се теоретска висина може значајно смањити. Из тих разлога произвођач пумпе треба да снабде пројектанта инсталације податком о вредности апсолутног притиска на устима, прирубиици усиса пумпе како би пројектант могао да изпројектује усисну линију. Минималан захтеван притисак на прирубници пумпе изражен у метрима стуба течности назива се нето позитивна висина усиса, КРбН (ле{ Р озШус бисћоп Неа(1). Ову вредност утврђује произвођач за сваку пумпу. Она се одређује -мерењем нето позитивне висине усиса на прирубници, а то је вредност која се добија код смањења капацитета за 3% приликом пумпања воде температуре 15°С. Ако вода има већу температуру или ако се пумпају угљоводоници онда долази до смањења и до 50% нето позитивне висине усиса у односу на добијену вредност постигнуту са водом температуре 15°С (хладном). Пронзвођач даје вредности нето позитивне висине усиса за сваку пумпу у односу на величину протока, на сл. 2-3 су дате вредности представљене кривом. У ствари нето позитивна вредност усиса пумпе лредставља нето притисак изнад пара течиости која се пумпа. Кад притисак течиости падне испод притиска пара течности долази до издвајања гаса. Први и основни услов за појаву кавитације у раду пумпе је формирање гаса па из разлога избегавања кавитације треба обезбедити притисак на усису који неће пасти испод лритиска пара течности. Да би се избегла кавитација, стварање гасних јастука и оштећењс пумпе приликом рада неопходно је да расположива кето позитивна висина усиса буде већа или једнака висини усиса коју даје, тражи, произвођач пумпе. Висина усиса за дату инсталацију се израчунава преко формуле:

т 2/ И РЗН

N2 / N1

(2-1)

=

п23 / т :

кас

ДН - Нјј - — 2-е

ЈМТ р'%

где су:

138

139

(2-2)

ЦНВОВЦЦНИ ТРАНСПОРТ НАФТВ И 1'ЛСА

ЦНВОВОЦНИ ТРАНСПОРТ НАФТН И 1'АСА

Р„ - атмосферски притисак, минимална вредност за дато подручје, или апсолутни притисак у суду из кога се усисава флуид, Ра ДН - разлика у геодетским висинама усиса и нивоа течности флуида, Н течности - Н усиса, ш Нб - укунни губитак услед трења ириликом струјања флуида кроз усисни вод:

Ке = V • П Ј ч =1,06 • 0,058/ 10 - 10'‘-6150 за е / 6 = 0,0017 и Ке = 6150 X = 0,035 из дијаграма ИР5Н цАС=

(2-3)

Н, где су:

X - коефицијент тр еаа Ц - дужина цевовода, гп V - брзина струјања флуида, т /зес - унутрашњи пречник цевовода, ш \ . - коефицијент локалног отпора ЦР - напон пара флуида код иајнижег притиска и највише Температуре датог подручја, Ра Услов за добар рад пумпе је: ЦРЗИ клс 2: >!Р5Н произвоилч

(2-4)

Добро је усвојити пумпу која има за 0.5 т ман>у висину усиса од израчунате - расположиве висине усиса код коккретног примера, Пример израчунаваља ИРЗН Рлч. Израчунати висину ускса за услове пумпања угљоводоника густине р=700 к&т 3, вискозитета код датих услова у=10 • 10 "* ш2/зес, количине ()=0,0028 ш3/5ес, напона ларе №=39247 Ра, код атмосферског притиска Р„= 93780 Ра. Разлика у геодетским висикама усиса и нивоа течнбсти је Дћ = - 0,8 ш. Пречник усисног вода је Бц = 0,058 ш, а еквивалентна дужина усисног вода (узимањем у обзир и локалних отпора) је 100т.

Н-Н8

НР5Р кас= —

Р' 8

н8

X•

Н,

0,035

2-в

р-е

9 3 7 8 0 _0 о з 5 1.062 7 0 0 - 9 ,8 1 ’ ' ' ' 2 -9 ,8 1

Избор пумпе мора да буде такав да њен 14РЗН буде мањи за 0,5 т од израчунате вредности, тј. 3,1 т. Укупаи напор једног система, који треба да савлада једна пумпа, је конституисан од статичког напора и губитака притиска услед трења у цевоводу, укључујући и локалне губитке. Статички напор лроизилази из разлике у геодетским висинама између усиса пумпе и краја цевовода. Општа карактеристична крива једног цевовода, капацитет - напор, има облик који је приказан на слици 2-4. Тачка пресецања карактеристичне криве пумле и карактеристичне криве цевовода дефинише тачку рада једне пумпе. Ова тачка дефинише услове рада и режим рада пумпе. Увек се тежи да режим рада пумпе буде такав да пумпа ради са највећом ефикасношћу. Такав случај рада је на слици 2-4. означеи са "нормалка радна тачка”. Међутим, често долази до промене протока (капацитета) што узрокује промену режима рада и смањење ефикасности рада пумпе. Ако се смањују количине нафте које се пумпају у нафтовод онда долази до смањења напора у нафтоводу, а то значи да треба подесити рад пумпе. Подешавање рада пумпе се постиже смањењем брзине, броја ббртаја, пумпе чиме долази до смањења. напора, а нови услови рада су дефииисани на слици 2-4. тачком В. Подешавање рада пумпе се мол^е .постићи и путем пригушиваља на излазном воду из пумпе. Притварањем ‘вентила на излазном воду, тј. пригушивањем, остварује се губитак одређене ■.количине напора, "1Г, уз смањење и протока кроз нафтовод, због чега се смањује и напор нафтовода. На слици 2-5. нормални услови рада су дефинисани капацитетом и напором Н„ Односно, тачком "а" измењени услови рада услед смањења протока са на ц' путем пригушивања на излазу из пумпе дефинишу нову радну тачку "а1" коју одређује капацитет ц' и напор Н=Н„'+ћг (где су: НЛ напор у нафтоводу код потискивања количине ч'( ћг- губитак напора услед пригушивања). • . У односу на трасу нафтовода пумпне станице су лоциране на почетку нафтовода, на отпремном терминалу и на одређеним локацијама дуж нафтовода, уколико се ради о већим дужииама нафтовода и неповољном профилу трасе. На пријемном терминалу пумпне станице су опремљене пумпама других карактеристика, пумпама чија је намена манипулација са нафтом.

2-8 О,

1 ,0 б 2 ■1 ОО 2 • 9 , 8 1 ■0 , 0 5 8

= 3,45 т

V = ф / А = 0,0028 / (0.0582 ■ 0,785)= 1,06 т / з е с

140

39247 = 3,634 ш 7 0 0 - 9 ,8 !

141

ЦКВОВОЦНИ '1'РАН(М1ПРТ' НАФТК И 1'АСА

ПРИТИСЛК

П рити сак. т

ЦЦВ О ВО Д Н И ГРАНСПОРТ НАФ ТЕ И ГАСА

Сл. 2-6. Профил трасе нафтовода

Сл. 2-4.

На слиди 2-6. приказана је конфигурација терена, односно вертикални профил трасе једног нафтовода. Овај профил је карактсристичан за брдскопланииско подручје. На ординати је накет притисак (изражен у метрима стуба флуида који се транспортује) који треба да се оствари за обезбеђење протока задате количине флуида. Пиезо метријске линије за поједине секције су означене правим линијама А, В и С. Тачка 3|, означава пумпну станицу на отпремном терминалу, тачке Зг и Зз означавају пумпне међустанице (бустер станице). Слика 2-6. говори о значајном утицају профила трасе на број међустаница и на њихове карактеристике, али и о потреби заштите нафтовода од превисоког притиска изазваног стубом флуида у условима великих висинских разлика између двеју суседних међустаница.. Под термином калацитет лумпе подразумева се количина флуида коју треба пумпа да препумпа у јединици времена. Код нафтовода се обично капацитет исказује у току године. Из тог разлога је потребно познавати број часова који се плаиира да се проведе у раду и број часова који се планирају за застој, тако да добијемо капацитет у гп 7ћ. Снага пумпе лредставља рад који производи лумпа у јединици времена. Разликујемо стварну и теоретску снагу. Стварна снага узима у обзир искорИшћење тј. однос између рада који је пумпа пренела на течност и рада који је пренет са мотора на пумпу. Ствариа снага се израчунава преко формуле:

НАПОР

Проток, д

Н= Сл. 2-5.

142

0 ' АР

(2 -5 )

1000-Рр

где су: • 0 - количина флуида који се пумпа, т 3/зес ДР - разлика у пригисцима између потиса и усиса, Ра ц р - искоришћење пумпе N - снага, Ш ћ 143

Ц К Ш В О Д Н И Т РА Н С110Р1]1НАФТН И 1'АСА

ЦНВОВОЦНИ ТНАНСПОРТ НАФТЈг И 1'АСА

2.1.1. Серијско и паралелно повезивање пушш Услови које намеће карактеристика цевовода у погледу капацитета и притиска испоруке, као и флексибилност и поузданост рада чине разлоге да се, углавном, једна пумпна станица састоји од внше пумпи. Карактеристика цевовода може наметнута рад пумпи везаних у серију односно рад паралелно везаних пумпи. Код рада серијски везаних пумпи карактеристика, капацитет - напор, рада пумпи се добија сабирањем карактеристика пумпи. Тако, на слици 2-7. сабирањем карактеристичних крнвих пумпи ( 1 ) и ( 2 ) добијамо карактеристичиу криву рада серијски везаних пумпи исцртану дебелом линијом а означене са ( 1 ) + ( 2 ). На истој слици је дата карактеристика цевовода као захтев који треба да удовоље пумпе. Насупрот оваквом раду, где је усис друге пумпе везан на потисни вод прве пумпе, код паралелног рада пумпи, пумпе имају заједнички усис и потис преко заједничког колектора. Карактеристична крива рада паралелно везаиих пумпи се добија додавањем на кривој пумпе у одређеној тачки за сваки капацитет друге пумпе одговарајући напор те пумпе. На слици 2-8. су приказане карактеристике две пумпе и карактеристична крива паралелног рада те две пумпе, као и карактеристика цевовода која намеће захтев за таквим радом пумпи. Паралелан рад пумпи ради постизања одређених услова испоруке задаје доста проблема око уравнотежења снаге између пумпи и подешавања брзине рада пумпи. КРНВА ПРНТИСКА у ЦЕВОВОДУ

Сл. 2-8. Паралелно везане пумпе и карактеристике њиховог рада А - тачка која дефипише рад двеју пумпи; А, и А2 - рад сваке појединачне пумпе; МА| и Цд2 - одговарајућа снага пумпи; В - тачка која дефинише рад само пумпе (2 ); N1, - одговарајућа снага пумпе; -------- права која дефинише снагу на осовини. Једна сд неповрл,ности паралелног рада пумпи је да квар једие пумпе повећава оптерећење осталих пумпи, што може да доведе до опасних тренутних оптерећења. На слици 2-9. дата је технолошка шема ловезивања пумпи у серији и паралелно, а на слици 2-10. области примене различитих типова пумпи.

2.1.2. Неопходни подаци за избор пумпе

Сл. 2-7. Серијски везане пумпе и карактеристике њиховог рада А - тачка која дефинише рад двеју пумни; А,и А,- рад појединачних пумпи; В - тачка која дефинише само рад пумпе (2 ); N1,- одговарајућа снага пумпе; ........... права која означава снагу на осовини.

144

При избору пумпе за једну инсталацију кеопходно је имати податке о траженом капацитету, врсти флуида, карактеристикама усиса и потиса, начину рада и другом. Код капацитета се обичмо захтева податак за нормалне услове рада, као и минимални и максимални капацитет. У погледу врсте флуида осим његовог дефинисања потребно је дати податак да ли флуид садржи чврсту фазу, тип чврсте фазе, абразивност, температуру пумпања, напон паре за флуид код температуре пумпања, густину флуида и вискозност. Код карактеристика усиса треба знати да ли се врши усис из резервоара са. негативном висином усиса или нозитивном да ли се врши усис из резервоара лод притиском, као и вредност тог притиска и вредкост апсолутног притиска на усису пумпе (Ц8РН). Од карактеристика потиса неопходно је познавати притисак испоруке, геодетску висину места испоруке и вредностгубитка услед трења.

145

-О Г "

Сл 2-9. Технолошка шема серијског и паралелног повезивања пумпи

.с X а

0 X 43

Л

X о 0 X X

« *< X <_Ј. Р

3 *< 2 3

о V) <5

ф 1з т

X о X п »3 43 ч ♦У 0 1» о 2 X о X ч о га •о 3 X в X Јз

0 & 'О

п 43 0 *3 X © о » 43 о ► 3 X X ® Сђ X ► 3 X X

0» <0 X >3 X X

о X >3 ч: 43 X О О X X

0 X 43 *< 43 X а О 3* 5

га

га

љ о X X *3 . X X 3 X -ч м м

о

X о —2 о о X а X 43 ОX О О Н X X 0 Р> п В V

> оо

! о X X 3) X X 2! X С!. № м е> 4 X 0 >3 СЈ X

1—

1 —4 — -ч I

с

•3 43 3? X о 2 X »3

>3 43 3> О 2 X о 43 >3 о 2 □ (ђ 43 & *3 43

1

X » Јј

1

-о •ч

I 43 X *ои** X »3 ф 43 3 43 X в X о л &

гг о 2 га р) 5 — га а> б1

-*1.

т 1

1

<* X о X X »Ј

1 1 X 0 Јз га

» X 5 Р* X X & -о-3 0

1 [ 43 (0 (* Л 43 5» О 3» 43 ш Ја га X 3 8> И X р> ■О Ј~ о

га

3 *< 2 X X

о X о »-V •3 *3 о м* X X 2 0 » X 43 о Р> & X X «> р X X Б 0 о X X » о ® (1) «Ј ЕЈ X X X X *< X

□ X

\ШЈ

/у ^оиУН

Сл. 2-10. Области примеке различитих типова пумпи

Ц Ш 0 Б 0 Д Н К Т Р А Н а 1 0 Р 'Г НАФ'1'Н И ГАСА

х X) 111111111


ПРИПРЕМА И ТРАНСПОРТ

Од осталих података треба знати: да ли пумпа ради континуално или са прекидима, тип расположивог погона и карактеристике погонске јединице, место инсталирања (отворен или затворен простор) и температуру околине.

2.1.3. Погон пумпи Иентрифугална пумпа може имати погон од електромотора, парне турбине, гасне турбине, хидрауличке турбине и мотора са укутрашњим сагоревањем. Веза између јединица и пумпи се може остварити помоћу еластичне спојнице, механичке или магнетске аутоматске спојнице и преко редуктора. Електромотор је најчешће примењивана погонска јединица како због малих трошкова иисталирања тако и због лаког одржавања. Парне турбине се користе тамо где има на расгшлагању паре. Гасне турбине се користе на нафтоводима и тамо где стоје на располагању велике количине гаса по повољној цени. Ограничену употребу имају хидрауличке турбине и мотори са унутрашњим сагоревањем због повишених трошкова за гориво. Клипне пумпе су историјски посматрано, прве пумпе које су нашле примену. Разлог томе је што су погонске јединице које развијају велике брзине ротације касније биле пронађене (електромотори, турбине). Ове пумпе могу бити са клипом односно са плуижером, са једноструким односно двоструким дејством, са једном или више јединица на једИој погонској осовини. Основне карактеристике клипних пумпи су: • Карактеристична крива притисак-капацитет је практично вертикална, капацитет зависи углавном од брзине и броја ходова клипа. Притисак који може да да једна пумпа углавном је ограничен притиском који може да издржи тело пумпе и снагом коју може да пружи погонска јединица. • Искоришћење клипних пумпи је високо. • Запреминско искоркшћеље код ових пумпи је такође високо. • Природа рада ових пумпи (наизменично кретање клипа) производи у потисном воду и у цевоводу одређено пулзирајуће кретање флуида што може у одређеним условима да изазове и неке кварове, • Трошкови инсталирања и набавке ових лумпи су релативно високи. Ове пумпе не налазе већу иримену у цевоводном транспорту као примарно решење. Оне се обично комбинују са центрифугалним пумпама. Налазе углавном примену у транспорту веома вискозних флуида и код транспорта мањих количина флуида где су потребни високи притисци што може бити случај транспорта флуида високог вискозитета (изнад 400 с5().

148

2.2. КОМПРЕСОРИ Компримовање гаса се обавља када гас не поседује довољан притисак за даљи транспорт односно дистрибуцију или његово коришћење. Компримовање гаса се обавља у компресорским стакицама које могу бити на нафтним и гасним пољима, на транспортним или дистрибутивним системима и на складиштима гаса. На гасним пољима, где је притисак у лежиштима такав да се не обезбеђује довољан притисак за отпрему гаса у транспортну или дистрибутивну мрежу, користе се "ВоозСег" компресори-помоћни компресори. Ови компресори се карактеришу релативно великим капацитетом компримовања и укупним компресионим односом (однос потиског према усиском притиску) од 2 до 5. "Воозњг" компресори се користе и иа гасоводима, посебно велике дужине, ради надокнаде изгубљеног притиска услед трења тј. ради обезбеђења потребног притиска за постизање траженог протока гаса односно капацитета транспорта. Иа нафтним пољима компресори раде са знатно нижим усисним притиском јер је притисак ка устима нафтних бушотина нижи због чега се сепарација гаса од нафте одвија у сепараторима ниског притиска, па је тако издвојен гас под ниским притиском. Компримовање гаса издвојеног у процесу сепарације нафте се обавља тзв. "Ла$ћ"-гас компресорима. Овом врстом компресора се компримује и гас издвојен из процесних судова ниског притиска који се користе у поступку вишестепене стабилизације нафте и кондензата, као и из судова који се користе у припреми нафте и воде. "Р1азћ"-гас компресори се карактеришу малим капацитетима компримовања али са великим укупним' компресионим односом који се креће од 5 до 20. На нафтним пољима се често користе и гас-лифт системи у производњи нафтних бушотина. У овим системима се користе гас лифт комлресори којима се компримује гас који рециклира у гас лифт сисгему и ново произведен гас. Ови компресори се карактеришу релативно великим капацитетом компримовања и великим компресионим одкосом. На нафтним пољима се могу користити компресори за прикупљање гаса који се издваја у прстенастом простору бушотина (саззгае-у), бушотина које раде помоћу дубинских пумпи. Ови компресори се одликују нижим усисним притиском, од 0 ћага до 1,7 ћага, и потисним притиском који је од 3,4 ћага до 20,68 ћага. Ови компресори напајају сабирни гасоводни систем ниског притиска, систем којим се гас прикупља са више бушотина и води до централне компресорске станице. Исдарења из резервоара и других атмосферских судова се могу прикупити и упућивати на компримовање преко компресора за прихватање пара. Овм компресори раде са усисним притиском око нуле. На нафтним пољима се гас може користити за подизање притиска лежишта. З а ову намену се користе компресори великог капацитета и великог компресионог односа. Потисни притисак може ићи до 400 ћага. У подземним складиштима природног гаса користе се компресори за утискивање гаса у складиште. Притисак утискивања може бити до 300 ћага а компресиони однос и до 4. Количине које се утискују су променљиве. У дистрибутивним системима гаса компресори служе за потискивање гаса из резервоара у дистрибутивии гасовод. Притисак потискиваља се креће од 1,5 ћага до 7 ћага.

149

I ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

2.2.1. Тшови комлресора Компресори се деле као и пумпе, на компресоре са позитивним потискивањем и на кинетичке компресоре. У компресоре са позитивним потискивањем спадају клипни, ротациони, завојни и криласти компресори, а у кинетичке компресоре центрифугални. Клишш комлресори Компримовање гаса у клипним компресорима се обавља кретањем клипа у цилиндру чиме се остварује смањење запремике гаса, који је запунио цилиндар, и повећање његовог притиска. На слици 2-11. је приказана шема рада клипног

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТНАФТЕ И ГАСА

усисног притиска и улазак гаса у цилиидар. Лотисни вентил је затворен. У нозицији 2 клип је обавио ход унутар цилиндра и цилиндар је напуњен гасом под усисним притнском. Клип почиње да се креће ка глави цилиндра затварајући усисне вентиле. При кретању од позиције 2 до позиције 3 клип смањује запремину гаса када се отварају потиски вентилк и испушта гас у потисни вод. Испуштање гаса се обавља при кретању клипа од позиције 3 до позиције 4. При повратном ходу клипа, заостао гас у циликдру експандира све док се не изједначи са усисним притиском при коме је клип поново у позицији 1. Клипни компресори се деле на компресоре велике брзине (брзоходне) и на компресоре мале брзине (слороходне). Један типичан компресор велике брзине има од 900 до 1200 о/минути, а спороходни компресор од 200 до 600 о/минути. Количина гаса коју један компресор може да коммримује зависи од броја цилиндара, димензија цилиндра и клипњаче и броја ходова клипа у јединици времена. Запремина коју потискује клип уједиом цилиндру у јединици времена, Ур,, једнака је: - код једностраног дејства клипа У|Ч = п •ћ • •п / 4 (2-6) гдеје: Уг, - запремина, т 3/ т т п - број ходова, т т I - дужина хода, т Ц - пречник клипа, т - код дпостраног дејства клипа Ур| = п •1_'(2-Ц’ -с!!)д /4 гдеје: <3- пречник клипњаче, т

*

(2-7)

Клип својим кретањем не успева да потпуно испразни цилиндар, увек остаје део простора између главе цилиидра и клипа из кога се гас не истискује. То је разлог што је уведено и запреминско искоришћење у прорачунима капацитета компримовања. Оно се израчунава преко једначине:

з

Е„ = 9 б - К - С | К1 - ^ -1

( 2- 8)

гдеје: Е, - запреминско искоришћење, % К - компресиони однос, К"=Р|,М/Р« С - % од запремине коју истискује клип X - коефицијент адијабате, Х=Ср/сУ г,,Ј - фактор компресибилитета на усису 2,в - фактор компресибилитета иа потису

Сл.2-11 У позицији 1 клип се удаљава од главе цилиндра, при чему су усисни вентили отворени, тако да се омогућује изједначење притиска у цилиндру и 150

У пракси могу постојати захтеви да компресор ради са мањим капацитетом компримовања од пројектованог, номиналног. Капацитет компримовања се може подешавати на више начина. Прво, променом броја обртаја мења се број пуњења и пражњеља цилиндра. Друго, смањење капацитета компримовања се може постићи смањењем усисног притиска, путем пригушивања улазног тока гаса. Треће, враћањем дела компримованог гаса еа 151



излаза из цилиндра на улаз у цилиндар преко заобилазног вода. Четврто, подешавањем величине зазора у цилиндру. На глави цилиндра постоји лроотор чија се величина може подешавати ручно или аутоматски. Пето, путем растерећења вентила. Компресори могу имати више степени компримовања. Температура гаса при компримовању расте и излазна температура гаса представља фактор који одређује број степени компримовања. Компресори велике брзине су обичко раздвојене конструкције. Мотор је одвојен помоћу спојнице или мењачке кутије од блока са цилиндрима за компримовање гаса. Комиресори мале брзине су интегралие конструкције, блок са цилиндрима за коммримовање гаса је монтиран на истом носачу на коме је монтиран и мотор. Клипови мотора и клипови у цилиндрима за компромовање гаса су повезани на исту осовину. Брзоходни компресори се производе у јединицама скаге од 37 к\У (50 Кз) до 1492 кТ/ (2000 К$). Уобичајене су јединице са 2, 4 и 6 цилиндара за компримовање гаса. Брзоходни мотори имају нижу ефикасност од спороходних, па зато брзоходни мотори имају већу потрошњу горива. Брзоходни компресори имају краћи век од спороходних и веће трошкове одржавања. Мање интегралне, спороходне јединице имају снагу од 104 до 268 к\У (140 до 360 Кз) и монтиране су на саоницама. Оне се користе на нафтним пољима као "Пазћ" гас компресори и као гас-лифт компресори, Веће компресорске јединице имају снагу од 1492 к\У (2000 Кз) до 9698 к\У (13000 Кб) и карактеришу се великим габаритима због чега се обично транспортују у више одвојених целина. Ове јединице налазе лримену као ”ћо$1ег" компресори на гасоводним системима, док се мање користе на нафтним и гасним пољима. Велике интегралне јединице су скупље од брзоходних и центрифугалних компресореких јединица исте снаге. Међутим, маља потрошња горива, дужи век, постојане карактеристике рада и нижи трошкови одржавања чине предност ових јединица над брзоходним и центрифугалним.

Уобичајене су јединице криластих компресора са скагом од 186,5 к\У (250 Кб), али се углавном примењују јединице испод 93 к\У (125 Кб), а расположиве су и јединице и до 3731<\У (500 Кз) снаге. Потисни притисак може да иде до 28 ћага. На истој осовини могу бити један или два степена у тандему. Предности ових компресора су што су ловољни и јефтини за рад у прихватању пара са малим притиском и са вакумом када се ради о јединицама мале снаге. Недостаци су: захтев да гас буде чист, и што за исте лотребе имају 5 до 20% већу снагу у односу на клипне компресоре. Недостатак је и свакако, већа потрошња уља за подмазивање, Хелихоидна ротациони компресори Хеликоидни (завојни) ротациони компресори се састоје од два хеликоидна ротора, који се ротирају помоћу зупчаника, и од кућишта компресора, слици 2-12. Приликом ротирања хеликоидних ротора гас захваћен у простор између ротора се креће од усисног до потисног вода, при чему долази до редуковања његове запремине. Код рада са ваздухом малог притиска завојни компресори раде без подмазивања, док код рада са угљоводоничним гасом потребно је подмазивање како би се обезбедила боља заптивност. Зато се код ових компресора, у раду са угљоводоницима, хвата уље за подмазивање, путем хлађења гаса и његовог пречишћавања, и поиово рециклира, враћа у улазну струју гаса.

Ротациони криласти копресори Ротациони криласти компресори се састоје од кућишта компресора, ротационе осовине и крилаца којих обично има 8 до 20, Приликом ротирања осовине, крилца пролазе кроз одређене пролазе, при чему се редукује запремииа која се налазила између два суседна крилца и кућишта компресора. Крилца могу бити импрегнирана посебним смолама, алуминијумом или бронзом. У улазну сгрују гаса утискују се релативно веће количине уља ради подмазивања крилаца. Ово уље се издваја из гаса по обављеном процесу компримовања при хлађењу гаса и његовом пропуштању кроз лречисгач. Ово уље се иначе рециклира, враћа поново у улазну струју гаса. Криласти компресори су ограничени на примену за ниске притиске, генерално за потисне притиске 7 до 14 ћага. Они се користе као компресори за прихват испарења-пара и као вакум пумпе. Једностепени крилни компресор може стварати вакум од 686 гптНв, двостепени компресори могу стварати вакум од 759 гптНе а тростепени компресори знатно веће вакуме.

Завојни компресори могу радити са гасом који садржи умерене количине течности. Ови компресори се иначе усавршавају у циљу коришћења као двофазне пумпе. Међутим, још није дошло до њихове практичне примене. Пошто

152

153

Сл. 2-12. Хеликоидни ротациони компресор

ЦЕВО ВО ДН И ТРА Н СП О РТ НАФТЕ И ГАСА

Ц Е В О В О Д Ш ТРАН СПОРТ НАФ ТЕ И ГАСА

унутар компресора нема металног контакта, то онн могу да раде и са иечистим гасом. Завојни компресори, за рад са угљоводоницима, имају ограничен лритисак испоруке од 17 1>ага и снагу од 298 (400 Кб). Завојни компресори се могу користити за рад на вакуму, али нису тако добри као ротациони криласти компресори. Инаие, неподмазујући завојни компресори, за рад са вакумом, имају јединице снаге до 447 (600 К$).

ди<>узор

Центрифугални компресори Центрифугални компресори су кинетичке машине. У њима се прво обавља повећање кинетичке енергије, тј. брзине, да би се то ловећање потом претворило у потенцијалиу енергију, тј. притмсак. Ротирбње кола са крилцима остварује повећање брзине гаса, а проласком гаса кроз дифузор долази до смањења брзиие гаса, на брзину коју гас има у потисном воду, при чему долази до повећања притиска гаса. На слици 2-13. приказан је пресек једностепеког центрифугалног компресора. Постизање траженог напора у центрифугалним компресорима се обезбеђује веома високим брзинама обртања кола са крилцима, што се постиже коришћењем електромотора или турбине као погонских јединица. Белике брзине ротације су разлог да центрифугални компресори имају велшси капацитет компримовања. Међутим, они ие могу остварити велике компресионе односе. На пример, један центрмфугални компресор може имати следеће карактеристике: Капацитет: 375000 т ?/ћ ( на условима усиса) Компресиоии однос: 1,5 Снага: 12868 Број обртаја: 4250 о/пнп Центрифугалрш компресори могу бити једностепени и вишестепени. Оитимални компресиони однос код једностепеног компресора је између 1,2 и '1,25, Испуњавање захте.ва за већим комиресиоиим односом се поспш е или серијским везивањима једностепених компресора или коришћењем вишестепених компресора На слици 2-14. су приказане карактеристике једног центрифугалног компресора. Крива зависиости напора од количине која се компримује показује да са порастом количина које се компримују опада напор, односно притисак испоруке, За разлику од овакве карактеристике код центрифугалне јединице, код клипних компресора имамо лритисак испоруке, напор, константан са променом количине која се компримује. На кривама зависности напора од количине која се компримују дате су и границе пумпања. Компресор не сме да ради са количинама које су испод границе пумлања, јер је рад у зони ггумпања нестабилан, пулсирајући и ако се не обустави рад динамички феномени могу довести до хаварије у машини.

улоз

Сл. 2-13. Шематски приказ једностепеног цеитрифугалног компресора

154

155

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НА Ф ТЕ 1ЛГАСА


Е ф икасм ост,

Н апор. ш

центрифугалне јединице, и промени снаге. Ове карактеристике служе за вођење режима рада компресора, за одређиваље оптималних параметара рада у односу на услове у процесу. Центрифугални компресори су нашли велику примену као "ђоозеег" компресори на гасоводима и на нафтним и гасним пољима где постоје захтеви за компримовање великих количина са малим компресионим односом. Центрифугалне јединице се производе у јединицама са сиагом понев од 373 т и различитим снагама до 14920 XV/. Недостатак центрифугалних компресора је љихова ких<а ефикасност у односу на клипне компресоре. На слици 2-15. су дате криве ефикасности у зависности од степена компримовања за центрифугалне и клипне компресоре.

Сл. 2-14. Крива карактеристике једног центрифугалног компресора Променом брзине центрифугални компресор може задовољити било који услов у погледу капацитета и притиска које иамеће процес у коме он ради, али наравно, унутар радних граница компресора. Као и код центрифугалних пумпи важе следеће релације које су у вези са лроменама капацитета» иапора и снаге са бројем обртаја центрифугалног компресора:

<3а

л 21 _ Н ,

II1, _ N .

л 2з “ Н 2

ПЈ3 = К ,

где су: п- број обртаја, О-капацитет, Н-напор, И-снага Карактеристике центрифугалног комлресора дате на слици 2-14. лружају податке и о адијабатској ефикасности компримоваља, као и податке о промени налора са. променом .капацитета компримовања при различитим брзинама156

Сл.'2-15. Криве ефикасности у зависности од степеиа компримовања за центрифугалне и клипне компресоре Спезцифицирање компресора Специфнкација компресора подразумева избор основног типа компресора, број степени компримовања и потребну снагу. Дефинисање ових елемената тражи податке о колинини гаса која се компримује, усисном и потисном притиску, температури гаса на усису у компресор и густини гаса. Прорамун снаге компресора и степена компримоваља зависи од избора типа компресора, а тип компресора опет зависи од снаге и броја степени компримоваља. Прва апроксимација броја степени компримовања може се добити претпостављајући максимални компресиони однос по степену од 3 до 4 и користећи релацију:

157



јединице, цена горива, располох<ипост резервних делова и навика особља у раду и одржавању, позреба у отпадној топлоти могу имати знанајан утицај на избор типа компресора за конкретне услове. (2 -10)

к = ,,№ ■< 3,0до4,0 V

Табела 2-1. Н ам ена

где с у :' К

- компресиони однос по једном степену - број стелени компримовања Р1№- усисни притисак, 1заг Р|>01 - потисни притисак, бар

п

Прва апроксимација за снагу се може добити коришћењем дијаграма датог наслици 2-16.

"В о о ^е г" Г а с -л и ф т

гас

П ридоби -јл њ е пара

К оличине га с а за ком прим овањ е, т 3/<{ап 2 .831.700

К о м л р еси * они однос у је д н о м стелену. Д 2,0

Број степен и ком прим овањ а,

2 83.170 141.585 5 66.340 2 .831.700 56.634 56.634 113.268 2 .832

2,0

П р иблих<на сн ага, к\У

Н а јп о д е с н н ји ти п

А лтернативни избор

1

328 2

1 3 3 3 1 2 2

328 731 2924 14623 66 141 283 7

И н тегралн и -

N

28.317

3,0

2

107

Ц ен три ф угалн и Бриокодни Б р зо х о д н и Ц ен три ф угалн и Ц ентри ф угалн и З а н о јн и Б рзо х о д и и Б рзоходн и Р о т а ц и о н и са крилцим а З а в о јн и

56.634

3.0

2

21.3

Б рзоходн и

.......... 2,7 .. 2,7 ........ 2,7 2,0 2,0 2,0 4,0

1

И нтегрални* Б рзоходн и З а в о !н н З а в о јн и Р о т а ц о к и са крилцим а З а в о јн н

>:гсамо на копиу Процедура за тачнцје одређнвање снаге и броја степеви компримовања

У кулни к о м п реси он и однос б ази ран иа апсолутни м лритисцим а

Економски и погонски разлози намећу обраћање више пажње одређивању броја степени компримовања. Додатни степен компримовања в о д ј * ка ловећању ефикасности компримовања, али и ка повећању цене компресора због увођења нове опреме. Сваки додатии степен компримовања лодразумева додатни пречистач гаса, цилиндар или кућиште, сложенији систем зацевљења и сложеније управљање. Поред тога, постоје и одређени губици снаге због додатног механичког трења у цилиндру или ротирајућег елемента и повећани пад притиска у цевима, Ови губици снаге и цена додатне опреме могу превагнути над ефектима добијеним повећањем ефикасности компресора, На слици 2-17. је приказана крива притисак-запремина за једностепено и двостепено компримовање (занемарујући губитке у међупростору). Додавањем другог степена и хлађењем гаса од А до Д, пре започињања циклуса компримовања у другом етепену, смањује се лодручје нспод криве за површину једнаку А-В-Ц-Д. То представља уштеду снаге услед додавања другог степена. Често је увођење додатног стелена компримоваља важније због ограничења излазне температуре.

Сл.2Л6. Познавањем потребне снаге и броја степени компримовања избор типа компресора се може добити на основу лретходних разматрања. У избору типа компресора могу послужити примери избора дати у табели 2 4 . Међутим, ове податке не треба прихватити без разматрања предности и недостатака појединих типова компресора. Наравно, услови за. темељ, расположиви тип компресорске 158

159



Ј.

ћ и 40,6610-10“7 • 2а X

1

г* ---Ј

р 1

Снага на погоиској осовини по степену компримовања се може одредити из једначине:

х - Г ' а лх - 1 . Ј х _

Б

(242)

где су: - снага по степену компримовања на погонској осовини, к\У - количина гаса која се компримује, 31тЈ/с1ап Ти5 - усисна температура, °С Ри5 - притисак гаса на улазу у цилиндар, ђаг Рро1* притисак гаса на излазу из цилиндра, ћаг X - коефицијент адијабате, х-Ср/с* Б - ефикасност комлримовања, % за брзоходне 70% за спороходне 78% за центрифугалне 75%

П рити сак

N

К

- КОМПрбСИОНИ ОДИОС, Д -Р р о /Р и *

2ц, - факз^ор компресибилитета на условима усиса 2Ј

га

- фактор компресибилитета на средњим условима,

-Ј- ЈГ

^

--------------------------- ;----------------------► Запрем ииа

Сл. 2-17. Излазна температура код компримовања у једном степену се може израчунати на оскову једначине:

(2 4 1 )

где су: ТУ!! - усисна температура, °С ТРо$ - потисна температура. °С РиЈ - усисни притисак, Баг Рј>0! * потисни притисак, бар X - коефицијент адијабате, %~Ср/с>, Г-1 за клилне компресоре, а за центрифугалне Пожељно је ограничавање излазне температуре на испод 121 °С до 135°С радрг осигурања адекватног века паковања за клипне компресоре и да би се избегла деградација уља за подмазивање. Н а температурама изнад 149°С могућа је деградација уља за подмазивање, ако је кисеоник присутан, могуће је и запаљење. У никаквим условима се несме дозволити да излазна темлература пређе 17б°С. Излаз'на температура се може снизити хлађењем улазног гаса и снижењем односа Рро1/ Рц^ тј. додавањем више степени компримовања.

160

Укупна снага једног компресора једнака је збиру снага потребних за сваки степен компримовања. При израчунавању снага морају се у обзир узети губици притиска између два узастопна степена компримовања. Ови губици наетају при пролазу гаса кроз хладњак, цеви и пречистач и претпоставља се да они износе око 3% од излазног притиска из претходног степена. Тако на пример, ако је излазни притисак из првог степена компримовања био 30 ђага, улазни притисак у другом степену неће бити 30 ђага већ за 3% кижи тј. 29,1 ђаг. Вредност улазног притиска од 29 Д ћаг улази у прорачун снаге за други степен компримовања. Треба нагласити да овако израчуната снага компресора не представља тачну снагу. За тачно израчунавање треба консултовати произвођача комлресора, јер сваки произвођач има прецизнији поступак израчунавања снаге за своје компресоре. Поступак израчунавања броја степени компримовања Прво треба израчукати укупан компресиони однос, Кц^РрЛ«. Ако је однос мањи од 5 онда треба разматрати једностепено компримовање. Ако овај однос није мањи од 5 онда треба изабрати почетни број степени компримовања, тако да је &<5 (по степену). За тачно израчунавање може се претпоставити да је однос по степену компримовања исти за све степене. Израчунати излазну температуру гаса у сваком степену компримовања. Ако је излазна температура превисока, онда довољан број степени компримовања није изабран или је потребно додатно хлађење улазног гаса. Ако се температура гаса на улазу у сваки степен компримовања не може смањити, окда следи повећање броја степени компримовања и поновно израчунавање излазне температуре гаса.

161

ЦВВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

Ако је кзлазна температура прихватљива онда се израчунава потребна снага за компримовање (ово се одиосило на израчунавање за првк степен). За израчунавање другог степена, израчунава се усисни притисак, излазиа температура и снага. Посгупак израчунавања за други степен се примењује за израчунавање трећег степена и сваког наредног степена компримовања. Ако је треба рачунски проверити да ли се усвајаљем још једног додатног степена могу остварити значајне уштеде у снази.


у рк<~ 6,5942 •6 = З9,5652т3 / т т =0,90524'39,5652 = 35,816 т 3/ т т Ово је количина гаса која се потискује у минути на условима РН8 и 1и<ч, па је треба лревести на стандардне услове, Рс и

Пример: Потребно је компримовати 2831700 б'(т3/(1ап природног гаса са притиска Рш=г55,1б7б ђага и температуре Гих-37,8°С на притисак Ррт-68,947 ћага. На располагаљу је сепарабилни компресор погољен мотором који има снагу 1193,6 к\*/ при 900 о/тш. Компресор има шест цилиидара пречника 0™177,8 тга, пречник клипњаче је 4=44,45 т т а ход клипа је 1=152,4 т т . Клип делује двострано. Минимални зазор је 0=17,92%. Гас има коефицијент адијабате х-1,26, фактор компресибилитета на условима усиса 2их=0,88, а на условима потиса грог=0,85. Треба израчунати температуру гаса на излазу из цилиндра по обављеном компримоваљу, израчунати зазор и потребну снагу за дате услове компримоваља. Решеље:

55,1756'35,816 ■1♦288,14 = 2051,7881т3/т!п 1,01325-0,88-311

Р0 ‘2 ‘Т

ц) Израчунаваље броја обртаја-ходова којим ће се омогућити компримовање маљих количина (могућност је <^=2954563 81т3/с1ап, а треба р РЈ.е=2бЗ 1700 51тУс!ап) 2831700 _ Р •д<ф •■ ' Т0 _ 55,1756 >ду1|>■1■288,14 24*60 ” 2-Т “ 1,01325-0,88-311 4^=34,3 т 3/ш1п Укупно потискиваље клипа:

а) Излазна температура се израчунава преко једначине:

Урк^-лр/Еу^З^^З/0,90524=37,89 т 3/ т т Потискивање клипа по једном цилиндру:

,4

урк/6=6,315 т 3/шш Број обртаја је: ~325,6Ж~52,5*С п=

Урк Б ♦0,785 202- а 2

п=

6,315 0,1524-0,785 = 862 2 -0,17782 -0,04452

а) Израчунаваље запреминске ефикасности: Е ч. - 9 6 - К - С

- -1

Б„ = 96-1,25 -17,92[|,25"'7в:’'1,0352 - 1] = 90,824

е) Израчуиаваље зазора код алтернативе да се смаљека запремина комлримује ловећаљем зазора уместо смаљиваља броја обртаја:

б) Израчунаваље запремине коју истискује клип: ур*<

34,3 = 0,867 39,5652

V,* « (20г - Ј г )б • 0,785 -п

I

. (2 • 0,17782 - 0,0445’ )о,1524 •0,785 •900 = б,5942т5/ т т

Еу = 9 6 - а - С

Укупно за 6 цилиндара: 162

163

ЦЕВОВОДНМ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

Ц ЕВ О В О Д Н И ТРА Н С П О РТ Н АФ ТВ И ГАСА

0,867 = 96 -1,25 - сф,25*',м(1,0352 -)] С=34Д27% ф) Израчунавање снаге компресора: I И = 40,6610-10-7.2в* -г,

П ' а х - ј

^ М1

N = 40,6610 • 10'? •0 , т 'ип<' •о,88||,г°а р 8-3^-| ':-- 11 [4,84бЈ1,25°’м“ - 1]= 1007,6Ш(1351К5)'

Ејектори Ејектори се још називају и млазном лумпом. Њихов назив говори о принципу рада. Њихова прнмена је могућа тамо где постоји расположив стабилан проток гаса под јвисоким лритиском помоћу кога се у ејекторима увлачн гас малог прнтиска који пролазом кроз ејектор добија већи притисак. Усисавањем гаса ниског лритиска и подизање његовог притиска се постиже захваљујући великој брзини протока струје гаса под високим притиском кроз млазницу. Принцил рада ејектора се може видети на слици 2-18. која приказује ејектор и токове погонског гаса (гаса високог притиска), усисног гаса (гаса малог притиска) и гаса који излази из ејектора. У л а з га с а са в и ссж н м

Сл. 2-19. Коришћење дијаграма датог на слици 2-19. захтева познавање полазних параметара: 1/р -који представља однос масе гаса ниског притиска и масе гаса високог притиска; и параметара који показују однос притиска гаса који се усисава и притиска гаса којим се обавља усисавање Ри/Рр. На бази ова два параметра добија се однос између притиска на излазу из ејектора, Рјф и притиска на улазу у ејектор, Риј. С обзиром да је дијаграм рађен за ваздух то се код коришћења за гас мора увести корекција: ± =1 [ * Х Мх И уКрТр

У л а з га с а с а н и с к и м л р и т и с к о м

Сл. 2-18. Шематски приказ ејектора За израчуиавање основних параметара рада ејектора користе се дијаграми лроизвођача овог уређаја. На слици 2-19* је дат дијаграм за ејекторе фирме "Колша".

164

(2-13)

Уколико су гас високог притиска и гас ниског лритиска истог састава, односно ако имају исту гасну константу и исту температуру, онда иије потребна корекција.

165


2.3, ЦЕВИ

Пример: На једном складшлту гаса расположив је гас са притиском 90 ђага и гас истог састава и температуре али са притиском 2 ђага. Поставља се питање да ли гас са ниским притиском може помоћу ејектора са гасом високог притиска пласирати у дистркбутивну мрежу са притиском од око 9 ђага. Ако се усвоји однос масе потисног гаса лрема маси усисног гаса да је 5, тј.:

М шр„


5

онда за Р^р««2/90*0,022 из дијаграма на слици 249. добијамо да је Рсј/Ри$=4,б односно да је притисак на излазу из ејектора Р*Сј—9,2 ђага, што говори да је у усвојеном односу маса ејекцијом постигнут услов за дистрибуцију гаса ниског лритиска.

У индустрији нафте и гаса најчешћу примену налазе челичне цеви израђене на разне начине. Оне се производб по стандардима од којих најширу примену имају АР1 стандарди. Стандарди 5Б обухватају производњу цеви, бесшавних и шавних, границе еластичности од 172 МРа до 341 МРа, 5Б-Х од 289 МРа до 689 МРа. Стандарди 51,8 прописују услове израде спирално заварених челичних цеви а 5Ш стандарди за ултра високе услове, Развој технологије лроизводње цеви, као најзначајнијег елемента нафтовода и гасовода, је ишао у правцу освајања технологије производње цеви великих пречника и цеви већег квалитета како би се смањила дебљина зида цеви односно како би се постигли већи радни притисци са истом дебљином зида цеви употребом квалитетнијег челика. Освајањем производње цеви великих пречника и побољшањем квалитета цеви омогућује се примена већих радних притисака што резултује повећањем капацитета и смањењем трошкова транспорта нафтоводима и гасоводима. Даиас је освојена производња цеви пречника до 2032 т т . Технологија призводње спирално заварених цеви и цеви са два подужна шава су технологије које обезбеђују производњу цеви овако великих пречника, Цеви са два подужна тцава се производе у пречницима изнад 914 тш .

Сл. 2-20, Повећање чврстоће стандардних цеви, према Рго$1-еру 18ћиз1ег-у У задњих 30 година учињено је много на производњи шавних цеви са највећом могућом чврстоћом ради коришћења у нафтној и гасној индустрији, На слици 2-20. је дат приказ Ргозћ-а ј 8ћиз(ег-а како се повећавала чврстоћа стандардних цеви, односно њихових материјала, у току протеклих година, Побољшање квалитета у лрвом периоду је уследило углавном услед примене микролегура, у другом периоду подизање квалитета је постизано новим термомеханичким обрадама челика за цеви, док су у трећој фази побољшања уследила применом обрада челика, пре и по завршетку производње цеви. Побољшање квалитета има велики економски значај. Цевовод одређеног удутрашњег пречника -са одређеним радним притиском је јевтинији ако је изведен од цеви са 166

167


ЦЕВОВОДНИ ТРАИСПОРТ НАФТВ И ГАСА

мањом дебљином зида цеви коју обезбеђује већи квалитет челика. Тако, на пример, цена по јединмци тежине за различите квалитете челика креће се од Х-1,2 а граница истезања ових челика се креНе између 1-1,9. Пошто је дебљина зида цеви обрнуто пронорционална чврстоћи на истезање, онда је очигледна економичност примене бољих квалитета челика. У циљу смањења утрошка челика за цеви и освајања цеви за веће радне притиске развијене су нове технологије у Француској и Немачкој. Ту спада технологија производње вишеслојних цеви. Цев се увлачи у једиу другу цев. Унутрашња цев има мању чврстоћу на истезање а спољиа цев је преднапрегнута, Једна од метода производње ове комбинације цеви је метода при којој се спољна цев у топлом стању кавлачи на унутрашњу цев која је на нормалиој температури хладна, У току хлађења спољне цеви долази до скупљања. Друга коиструкција цеви за веће радне притиске је производња цеви ојачаних жицом. Жице, које имају значајно бољу чврстоћу од лима-траке од које се производи цев, у дебљини од 1/3 дебљине зида цеви се наносе око цеви. Жице чија је чврстоћа на истезање 1422 МРа су у примени за ову врсту цеви. Цеви већег пречника и малих дебљина зида цеви се лако деформишу под дејством спољног притиска. У циљу резрешења овог проблема уместо израде цеви са већом дебљином зида користе се посебио израђени и уграђени прстенови. Приказ дроизводње цеви и захтеви које морају да испуне цеви се дат је у наредном тексту кроз изношење скраћеног извода из АР1-51. стандарда.

ц) Електролучно заварвсвање под заштитним гасом Подужни вар се израђује континуалним лоступком електролучног заваривања под. заштитним гасом. Мора бити најмање један вар на унутрашњој страни и иајмање један вар на спољној страНи цеви. Овим лоступком заваривања спајање крајева цеви се остварује загревањем помоћу лука између електроде и површине цеви, електрода се топи и обавља попуњавање простора којим се остварује спајање крајева цеви. У подручје електричног лука се доводи заштитни гас, тако да је електрични лук изолован од спољне атмосфере, Овај поступак се зоае МЈО (те*аЈ 1пе11§аб) када се употребљава кеутрални гас као заштитни гас нпр. аргон, а ако се употребљава активан гас, нпр. СО* онда се поступак назива МАО (т е 1:а1 акб^аз). Заштитни гас штити заварни материјал од оксидације или од загађења околие атмосфере.

2.3.1. О сновни захтеви у погледу к вал и тета производњ е цеви пр ем а стандарду А П И -5Е (1988) Према овим спецификацијама цев може бити бесшавна и шавна, Код шавних цеви разликујемо цеви са лодужним и са спиралним шавом, Код цеви са подужним шавом обично имамо цеви са једним шавом. међутим, има и цеви са два шава где су шавови постављени на 180°С, Бесшавна цев је производ од кованог челика добијен без заварног шава. Она се производи од кованог челика загрејаног до температуре обраде или, ако је потребно, након тога, још дорађеног постепеном хладном обрадом тако да се добије одговарајући изглед, димензије и својства. Шавна цев с уздужним шавом настаје чеоним заваривањем хладно припремљених лимова, трака, помоћу једног од следећих начина заваривања: а) Електрозаваривање Подужни шав се може заварити елекроотпорним заваривањем и електроиндукЈЦНјским-заваривањем без додатка страиог метала. Заварени шав са овим методама заваривања код цеви квалитета изнад Х-42 мора бити термички обрађен после заваривања уз минималну температуру од 538°С. За квалитет Х-42 и испод тога заварени шав се слично термички обрађује или се цев мора произвести на такав начин да никакав одтемперирани мартензит не остане. б) Заваривање са уроњеним луком Подужни шав се израђује аутоматски заваривањем са уроњеним луком. При томе најмање један вар мора бити на унутрашњој страни и најмање један вар на слољној страни.

168

д) Заварквање комблнацијом заваривања под заштитом гаса (М1С) и заваривања уроњеним луком Код овог поступка заваривања подужни шав се изводи прво поступком заваривања под заштитом гаса, а потом следи заваривање поступком уроњеног лука. Спирално заварене цеви имају спирално изведен шав, помоћу аутоматског заваривања са уроњеним луком. Мора да постоји најмање један вар на унутрашњој страни и најмање један вар на спољној страии. Постоје цеви које су произведене поступком код кога се подужни шав изводи ковачким заваривањем. Код ових цеви, крајеви лима-траке пре спајања се загревају до температуре заваривања, а потом се механичким притиском постиже спајање крајева. Ове цеви се производе само за СЖАО-А-25. Цеви које подлежу овој спецификацији, изузев ковачко заварених, се испоручују у иеекспандираном стегнутом или хладноекспандираном >стању, сем ако кулацтражидругачије. У табели 2-2. се даје приказ процеса лроизводње цеви према квалитету цеви. Табела 2-2 Процес производње ЕБесшавне цеви 2,Ковачко заварене З.Подужне заварене цеви са електричним заваривањем 4.Подужно заварене цеви са уроњеним луком 5.Подужно заварене цеви М1С лоступком б.Подужно заварене цеви комбинованим заваривањем •7.Спирално заварене цеви б.Цеви са два подужна шава

А-25 X X X

Квалитет челика А иВ Х-42 до Х-80 X X X

X

X X

X X X

X X

X X

Челик од кога се производе цеви према овој спецификацији је челик добијен из Сименс Мартинових пећи и електричних пећи, Бесемеров шш базичнооксидиран челик. 2.3,1 Л. Хемијска својства и испитивање 169

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСНОРТ ИАФТБ И ГАСА

ЦВВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТБ И ГАСА

Састав за различите квалитете цеви утврђен иа оскову анализе узорка узетог кашиком треба да одговара хемијским захтевима датим у табели 2-3. Састав средњих квалш’ета-град (ииво отпорности већи од Х-42) треба да одговара захтевима договореним између купца и произвођача, и уједно треба да је у складу са захтевима специфицираним у табели 2-3 за цеви, ГГоред тога, елементи и њихово процентуално учешће специфицирано у табели 2-3 колоне 7, 8, 9 и други елемекти могу бити додати у било коју категорију, у било који квалитет (град) X42 или већи, уз сагласност између произвођача и купца. Додавање ових иначе пожељних елемената може променити заварљивост цеви и зато се мора водити рачуна приликом одређивања количине која се може додати код конкретне димензије и дебљине зида, 7 • 8 Сс5% У%

9 Т1%

тт

тт

тш

0.005

0.02

0.03

-

-

"

0.005 0.005 -

0.02 0.02 •

-__ _ 0,03 -

-

-

-

о 3 о ТЗ *<

Т абела 2-3. Хемијски захтеви анализа узорака узетих кашиком 6 5 2 3 4 1 Процес р% 8% М&% С% Град производње тах т т тах тах т т тах Весшавне цеви 0.06 Неекспанди0.2! 0.30;0,60 - 0.45 А»25,СП 0.06 ране или хладно 0.21 0.30;0.60 0.045;0,08 А-25, СШ екс-пандиране 0.05 0.22 - 0.04 - 0.90 А 0.05 0.27 - 0.04 В - 1.15 0.05 Неекспанди- 1.25 - 0.04 Х-42 0.29 ране 0.05 0.31 - 1,35 - 0.04 . Х-46.52 Хладно екс0.05 - 0.04 - 1.25 Х-42; 46; 52 0.29 пандиране, - 0.04 0.05 ' 0.26 Х-56; 60 - 1.35 неекспанди-ране по Х-60; 70; 80 или хладно експ. Шавне цеви Електро за0.06 - 0.045 0.21 0.30 0.60 А-25.СИ варене или 0.06 0.21 0.30 0.60 0.045;0.08 А-25,СШ ковачко заварене Неекспанди0.05 - 0.90 - 0.04 0.21 А раие или хладно 0.05 - 0.04 - 0.15 В 0.26 екс-пандиране 0.05 - 0.04 0.28 - 0,25 Х-42 Неекспанди0.05 0.30 - 0.04 - 1,35 Х-46; 52 ране, хладно 0.05 - 0.04 0.28 - 0.25 Х-46; 52 експандира-не, 0,05 0.26 - 0.04 Х-56; 60 - 1.35 неекспандиране 0.05 - 0.04 0.26 - 1.40 Х-65 или хладно екс0.05 0.23 - 0.04 - 1.60 Х-70 пандиране Неекспанди0.018 0.18 - 1.80 0.030 Х-80 ране или хладноекспакди ране Напомене: 1. Класа челика СИ је .рефосфоризирана. 170

2. Код квалитета челика Х-42 до Х-65 за сваку редукцију од 0,01% испод максималног садржаја угљеника дозвољено је ловећање од 0,05 % магнезијума изнад специфициранног максимума, до максимума од 1,45% за град Х-52 и ниже квалитете до максимално од 1,6% за квалитете веће од Х-52. 3. За хладноекспандиране бесшавне цеви за пречнике 508 ш т и веће максимални садржај угљеника треба да буде 0,28%. 4. Код неекспандираиих или хладно експандираних бесшавних цеви квалитета X56 и Х-60, као и шавних цеви квалитета Х-70 и Х-80 могу се према договору произвођача и купца дати и друге хемијске анализе. 5. Код неексландираних или хладноекспандираних бесшавних цеви квалитета X56 и Х-60 као и шавних истог квалитета (Х-56 и Х-60) количина колумбијума, ванадијума или титанијума, и њихова комбинација је дискреција произвођача, 6. За хладно експандираие шавне цеви квалитета Х-65, пречника 400 тгп и већег, са дебљином зида 12,7 тга и мање, хемијски састав ће бити као што је лриказано или према договору произвођача и купца. За друге пречиике и дебљина зида цеви ће бити како је договорено између купца и произво^ача. 7. Код неекспандираних или хладно експаидираних шавних цеви квалитета Х-70 количина и комбинацнја ванадијума или колумбијума је дискреција произвођача. 8. Код истих цеви, као и лод 7, за свако смањење од 0,01% угљеиика испод специфицираног максимума, повећање од 0,05% магнезијума изнад специфицираног максимума је дозвољеио, 9. Код неекспандираних или хладноекспандираних бесшавних цеви квалитета Х-42, Х-52, као и шавних истог квалитета, количина и комбинација колумбијума, титанијума, ванадијума може бити утврђена између продавца и купца. 10. Код неекспандираних или хладноекспандираних шавних цеви квалитета Х-80, ниво магнезијума се може повећати за 0,05% за сваки 0,01% смањења угљеника до максималног иивоа магнезијума од 2%. Анализа узорка готових цеви По једио испитивање на узорцима узетих из две цеви из сваког контигента (лот-а) треба да изведе произвођач. Резултати анализе се стављају на располагање купцу, Количина која се одређује као контигент готових цеви са којих се узимају две цеви ради узорковања је дефииисаиа у зависности од квалитета и пречника цеви, као што то показује табела 2-4: Табела 2-4, Град А-25 А-25 А иВ А иБ Х-42 и већи квалитети сви квалитети

Спољни пречник 51Ш"Н0М >2 "ном 2Ж " до 5Ш " б5*" до 123/4" 2М " до 12ад" преко \2УА"

171

Величина контигента(лот-а) 25 тона или део од ове количине 50 тоиа или део од ове количине 400 комада шш мање 200 комада или мање 200комада илн мање 100 комада или мање


ЦЕВОВОДНИ ТРАИСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

Код бесшавних цеви према избору произвођача узорак за анализу се узима или од узорка узетог за испитивање чврстоће или са готове цеви. Узорци се узимају са готових цеви са више места око цеви. Код шавних цеви узорак се узима са места на цевима која су посебно дефинисана за подужно заварене цеви а посебно за спирално заварене или се за то користе узети узорци за исиитивање на чврстоћу и на спљоштавање (Р1аЦептб 1ез1). Код производње цеви од лимова и трака анализа коју је урадио испоручилац лимова и трака уз поштовање учесталости узорковања се сматра хемијском анализом готовог производа. Утврђен хемијски састав на узорцима са готових цеви мора одговарати захтевима које дефинише табела 2-5, при чему су дозвољека следећа одступања.

Контрола анализа Анализу узорака узетих са готових производа-цеви ће изводити лроизвођач, ради конгроле, сваке шарже челика који се користи за производњу цеви ло овој спецификацији. Извештај о овим анализама је достуиан купцу. Поступци хемијских анализа Хемијске акализе ће се извести једном од уобичајених метода за одређиваље хемијског састава, као што су: слектроскопија, Х-зрацима, апсорпција атома, техника сагоревања.

Табела 2-5 Садржај угљеника у % Бесшавне цеви Све нексдандиране и хладно експандиране цеви пречника испод 508шт и већем Хладио експандиране цеви пречника 508 мм и веће у квалитету Х-42 и већем Шавне цеви Садржај магнезијум у % Сви квалитети до В Где је минимум специфицирак Квалитет Х-42 и већи Садржај фосфора, % Где је.специфициран минимум Садржај сумпора, % Садржај коломбијума, % Садржај ванадијума, % Садржај титанијума, %

2.З.1.2. Механичка својства и испитиваља +0,03 +0,04 +0,04 +0,05 -0,05 +ОД0 +6,01 -0,01 +0,01 -0,000 -0,01 -0,01

Поновне анализе Ако обе анализе узорака из готових цеви не одговарају специјалиим за^тевима, може произвођач по жељи или одбацити цео контигент или мора све цбви анализирати да би утврдио које одговарају специфицираним захтевима. Ако само једна анализа узорка из готових цеви не одговара, произвођач мох<е по жељи или одбацити цео контигент као кеодговарајући или поново направити две анализе, од којих свака треба да буде урађена на узорку добијеном са посебне додатне цеви из истог контигента. Ако поновне анализе одговарају захтевима, контигент може бити прихваћен, изузимајући цеви код којих анализа није одговарала. А ко једна или обе анализе не одговарају, произвођач може по жељи, или цео контигент одбацити као неодговарајући или извршити појединачне анализе осталих цеви. При појединачним анализама на преосталим цевима треба у сваком контигенту само утврдити оие елементе који су одступали или недостајали. Поновни пробни узорци за појединачне анализе узимају се на исти начин као што је специфицирано код анализа пробних узорака.

172

Механичка својства квалитета града А-25, А, Б, Х-42, Х-46, Х-52, Х-56, X60, Х-65, Х-70 и Х-80 морају одговарати захтевима у погледу напрезања на истезање специфицираним у табели 2-6. Међуквалитети-међугради треба да имају напрезање на истезање према договору између произвођача и купца, с тим да захтеви у чврстоћи одговарају захтевима датим у табели 2-6. За хладно ексдандиране цеви однос између границе еластичности и чврстоће на истезање сваке испитане цеви на не сме прећи 0,85, осим за град Х-65 са дебљином зида цеви изкад 0,375 и за квалитете веће од Х-65 за све дебљине зида цеви однос не сме прећи 0,90 изузев Х-80 где ие .сме лрећи 0,93- Граница еластичности треба да буде напрезање на истезање потребно да се добије укупно издужење од 0,5% од дужине мерења утврђене помоћу екстензометра. Табела 2-6. Захтеви у догледу напрезања на истезање 1 2 з 1 4 Град Граница еластичности Чврстоћа на Истезање Рш тјп МРа т т МРа тах МРа 172 А-25 25000 310 30000 207 331 А В 241 35000 413 42000 289 Х-42 413 317 46000 Х-46 434 358 455 52000 Х-52 56000 386 489 Х-56 413 60000 Х-60 517 65000 448 Х-65 530 70000 Х-70 482 565 80000 551 620 Х-80 827

5 Мин. издужење у % од 50,80 -

-

-

Минимална чврстоћа иа истезање за град Х-60 за електро-отпорно заварене цеви у свим пречницима и дебљинама зидова треба да буде 517 МРа (75000 рз1>. Минимално издужење на 50,8 шш (2" ) треба да се утврди помоћу формуле:

173


ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ ИАФТЕ И ГАСА

е = 1 9 4 2 ,5 7 ^

(2-14)

где су: е - минкмално издуж ењ е на 50,8 шш у проценЈИма заокружена на 0,5% А -лресек узорка узетог на испитивање чврстоће на истезањ е у ш т 2 базиран на спољњем пречнику и дебљ ини зида заокруженим на 6,5 т т 2. ТЈ - специфична чврстоћа на истезањ е (МРа)

Сл. 2-21. М еста са којих се узимају узорцк А " тракасти узорак (на било ком месту цевне поврпшне) В - попречни узорак (иа било ком месту цевне површине) С - лопречни узорак којим се обухвата и завар-шав

Испитивање узорака на истезање М есто са кога се на готовој цеви узима узорак, његова оријентација, је приказано на сл. 2-21. М есто се одређује по избору произвођача за подужно заварене цеви. П одуж ни узорак м ож е бити узет са трака паралелно са правцем роловања и приближно на лоловини између ивице и центра. Поступак испитивања се изводи према "задњем издању АЗТМ-А-370: Механичко испитивање челичних производа, АИЕКб-Ц- Челични цевни лроизводи". Сва испитивања на истезањ е, изузев узорка који обухвата и додуж ни завар, морају да укључе границу еластичности, чврстоћу на истезањ е, и одређивањ е издужења, и она се морају извести на узорцима на собној температури, Степен напрезања у току испитивања се одређује у складу са захтевима "задње издање А8ТМ-А-370". Према избору произвођача, узорак м ож е бити тракасти или округла шилка, што илуструје сл. 2-21. У честалост испитивања и испитивања на истезањ е базираће се на додацима датим у табели 2-7. Табела 2-7. У честалост испитивања на истезање 3 2 * 1 Исхштивање на Испитивање иа Спољни пречник, истезање шава истезање инч (< 11/2" ном) А -25 шавне (> 2" ном) А -25 шавне < (5 9/6" од) изузев А-25 шавне > (б 5/8") до 12 3/4" >123/4" 85/8" до 12 3/4" > 1 2 3/4"

1 на 25 тона или на део ове теж ине 1 на 50 тона или на део ове теж ине 1 на 400 цеви

4 К онтролно испитивање на истезањ е •

једно испитивање на цевима свих димензија произведених из једне ш арже челика изузев за ГРАД-25

1 на 200 цеви 1 на 1000 цеви 1 на 200 цеви 1 на 100цеви

174

175


ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТБ И ГАСА

II А$ 8

ол

« о

&

1

8

8

VI

м

А4

б"> б-1 гл

О

О

о

о

У, §* р . р. р. о во ов М м

§■ 8*

а

о

У зависнбсти од избора произвођача за испитивање на истезање уздух<них узорака могу се корисшти узорци као што приказује сш. 2-22В. Узорци као на сл. 2-22С или за цеви са дебљином зида цеви већом од (0,750") 19,1, ш т представљају округли узорак лречника 12,7 шш сл.2-22.

° « 0

% & % >л а

О

Исгштшзаље на истезање уздужних узорака

Испитивање на истезање попречног узорка Ова врста испитивања на истезање се изводи по избору произвођача једном од следећих метода: а) Граница еластичности, граница чврстоће и издужења се одређује или на спљоштеном правоуглом узорку (сл. 2-22е) или 12,7 т т или 8,9 т т округлом узорку (сл. 2-22г), б) Граница чврстоће се одређује методом експанзије прстена (сл. 2-22а), при чему се одређује вредкост границе чврстоће и величина издужења одређена на правоуглом узорку. Исти метод испитивања мора се извести за све контигенте цеви. Сви узорци за испитивање на истезање (подречких узорака) морају бити као што је на слици 2-22. Сви узорци представљати пуну дебљину зида цеви из којих су узорци исечени изузев за округле узорке. Округли узорак се узима из нестиснутог дела цеви. Округли узорак пречника 12,7 гшп ће се узети кад то димензија цеви омогућује, док се за остале димензије цеви узима узорак пречника 8,9 тш . За цеви малих димензија због немогућности узимахве узорка пречника 8,9 т т не узима се округли узорак. Исхштивање на истезање шава Узорци се узимају, на 9СГ према шаву, са шавом у центру, као што приказују слике 2-21 и 2-22 и представљаће пуну дебљину зида цеви из које се узимају узорци. Ојачања шава се одстрањују према жељи лроизвођача. Испитивање шава не укључује потребу испитивања границе чврстоће и издужеља. Испитивање на спљоштавања

Р

176

6

Испитивање на спљоштавања се изводе за електро заварене цеви и ховачки заварене цеви. Прихватљив критеријум испитивања .на спљоштавање дефинисан је на следећи начин: Електро заварене цеви у квалитету већем од А-25 Спљоштавање до 2/3 оригиналног спољњег пречника цеви без отварања шава. Наставак спљоштавања цеви до 1/3 оригиналног спол>њег пречника без пукотина или ломова других (сем у шаву). Наставак спљоштавања док се супротне сгране не сретну. Не смеју се лојавити ламинације у металу за време целокупног испитивања. Шавне цеви квалиета А-25 177

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТЕ И ГАСА


Спљоштавање до 3/4 оригиналног спољњег пречника цеви без пуцања шава. Наставити спљоштавање до 60% од оригииалног спољњег пречника без пукотина или ломова других (осим у шаву).

притисак испитивања је арбитрално означен. Где није наведена дебљина између дебљина за које је притисак испитивања арбитрално означен, притисак испитивања за ту интермедијарну дебљину мора бити једкак притиску испитивања специфицкраном за већу дебљину зида. Код прорачуна добијеие вредности притиска се заокружују на прву ближу вредност при чему је јединица заокруживања 100 кРа. Примедба 1. Хидростатски притисци испитивања дати овде су инспекцијски притисци испитивања у фабрици и не смеју се поистовећивати с пројектним притиском цевовода, и не морају имати никакву директну везу с радним притиском. Примедба 2. Испитни притисци који се изводе у фабрици (табела прилог 1) су израчунати помоћу формуле 2-15 и заокружени на први ближи 100 кРа.

Испитивања на савијаае За шавне цеви град А-25; пречника 2" и мање, узима се узорак одговарајуће дужине. Са цеви из сваке гомиле од 25 тона, или њеног дела, код цеви пречника 11/2" и мањи, на сваких 50 тона. Узорак се мора хладно савити за 90°, око вретена које има пречник не већи од 12 пута од спољног пречника цеви која се иопитује, са шавом лоцираним приближно 45° од тачке контакта узорка са вретеном. Не смеју се појавити пукотине у било ком делу цеви као и у завару.

р^гО О О ЈМ 2.3.1.3.

Хидростатска испитивања

Захтеви код хидростатског испитивава Свака цев мора издржати без цурења, хидростатска фабричка испитивања изведена најмање до специфицираног притиска испитивања датог у даљем тексту "испитни притисак" и у табелама у Прилогу-7. Притисак испитивања за све бесшавке и шавне цеви пречника 18" и мање не сме трајати мање од 5 секукди. Испитни притисак за шавне цеви пречника 20" и већи не сме трајати мање од 10 секунди. Верифихација хидростатичког испитивања У циљу осигурања да је свака дужина цеви испитана до одређеног притиска мора сваки инструмент којим се врши испитивање, изузев инструмент којим се испитују цеви ковачки заварене, имати систем графичког регистровања притиска испитивања и временског трајања код испитивања сваке цеви, или мора имати неки сигуран и аутоматски или полуаутоматски уређај који ће спречити да цев буде класификована као испитана све док није постигнут одговарајући притисак и време. Тако добијени извештаји или дијаграми морају бити стављени на располагање представнику купца (инспектору) приликом контроле у фабрици, ако је купац делегирао свог инспектора-представника.

(2-15)

где су: Р - фабрички хидростатски испитни притисак у кРа 3 - напрезање у МРа извршено у процентима минималне границе еластичности за различите димензије као што је дато у даљем тексту I - специфицирана дебљина зида у тш Ц - специфицирани спољни пречник у т т Табела2-8. Град

Спољни пречник

Проценат од специфициране минималне границе еластичности Стандардни испитни Алтернативии притисак испцтни притисак А-25 60 5 9/16"* А 60 75 23/8" и већи*‘:' В 60 2 3/8" и већи** 75 Х-42 60 75 5 9/16" и мањи** доХ-80*** 75 6 5/8" и 8 5/8" ► 10 3/4 до 18 85 20 и већи 90 * Испитни притисци за друге димензије утврђују се арбитрално ** Испитни притисци су ограничени на 17200 кРа за цеви пречника 3 1/2" и мање, и на 19300 кРа за све веће пречнике од 3 1/2". Испитни притисци за друге димензије се утврђују арбитрално. ***Испитни притисци за Х-42 до Х-80 су ограничени на 20700 кРа.

Испитни притисак Минимални притисак испитивања треба да буде сгандардни притисак испитивања или алтернативни притисак испитивања као што је дато у табели 2-8 или неки средњи или већи притисак према жељи произвођача уколико није то ограничено од купца, или већи притисак према договору између произвођача и купца. Минимални притисци испитиваша за квалитете, спољне пречнике и дебљине зида који нису наведени треба израчукати помоћу дате формуле. За све пречнике града А-25, цеви мање од 5 9/16" и све град А и Б цеви мање од 2 3/8",

178

Додатна хидростагска испитиваља Ако је договорено између произвођача и купца могу се извести и додатна испитивања под притиском за град 42 и веће квалитете, при чему Ке се она извести помоћу једке или више метода назначених у наредном тексту. У свим додатним хидростатским испитивањима формула 2-15. ће се користити у

179

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОУГ НАФТЕ И ГАСА


израчунавању напрезања. Услови за испитивање морају се изводе по претходном поступку. а) Испитивања хидростатским разарањем, при чему узорак за испитивање мора бити већи од десет дужина слољњег пречника цеви, али не треба да пређе 12 ГП. б) Испитивање хидростатским разарањем укупне дужине деви, при чему мора бити употребљена метода "Хидростатског притиска воденим стубом". ц) Хидростатско испитивање трансферзалне чврстоКе на истезање (попречног узорка), при чему морају бити употребљени одговарајући мерни инструменти за напрезање.

Свака цев 5 9/16" спољног пречника и већег пречника мора се посебно извагати и треба утврдити вагоиску тежину, Цеви спол»ног пречника 4 1/2" и мање могу се по жељи произвођача вагати појединачно или у посебним бунтовима и треба утврдити вагонску тежину. Као вагонска тежина сматра се тежина од минимум 8144 к§.

2.З.1.4. Димензије, теж ш е и дужине

Ако се друкчије не уговори између купца и произвођача, цеви морају бити испоручене у дужинама датим у табели 2-10. како је специфицирано у наруџби за куповину. Дужине морају бити унутар толеранција специфицираних у табели 2-

Димензнје и тежине

(2-16)

где су: \Урс - техоша цеви с равним крајевима, заокружена на 0,1 кд/м Р - спољни пречник, заокружен на 0,1 шга код цеви од 457 ш т лречника и на 1 т т за цеви пречника 4 5 7 т т и веће с - специфицирана дебљина зида цеви, заокружена на 0,1 т т Пречншс Спољни пречник мора бити у границама толеранција специфицираних у табели 2-9. Унутрашњи ггречник је одређен спољним пречником и толеранцијама за тежину. Цеви квалитета Х-42 и већег, са међулречницима у односу на пречнике дате у Прилогу 1 су расположиве у величинама спољњег пречника од 20" и већим по договору купца и произвођача. Таква цев мора одговарати свим захтевима ове спецификације и морају бити одговарајући означене, Дебљина зида Свака дужина цеви треба да буде измерена да се утврди да ли одговара захтевима у вези с дебљином зида. Дебљина зида на било ком месту мора бити унутар толеранција датих у табели 2-9 осим за заварене цеви, код којих заварено подручје није ограничено плус толеранцијама. Мерење дебљине зида цеви треба да се изводе са механичким калипером или са правилно калибрисаним уређајем за недеструктивну контролу одговарајуће тачности. У случају одступања обавиће се м ереве са механичким клипером.

180

Дужина

10.

Цеви морају бити испоручене с спољним пречником, дебљином зида и тежинама, како је дато у табелама Прклога 1. Примедба: Тежина цеви с равним крајевима рачуна се помоћу формуле: \УП, = 0,02466(0 - 1)с

Тежина

Праволиниј алност Цеви мање од 4 1/2" спољњег пречника у квалитетима град А-25, А и Б морају бити разумно праве. Све друге цеви морају бити проверене на праволинијалност и одступање од праве линије не сме прећи 0,2% од дужине. Мерење се може извести натегнутом жицом, уздуж цеви учвршћеном на два краја, при чему се мери највеће одступање. Спојене цеви А ко иије друкчије специфицирано у наруџби купца, количина спојених цеви (два комада спојена заваривањем да се добије стандардна дужина) може износити највише 5% од наруџбе, али при томе ниједна цев употребљена за спајање не сме бити краћа од' 1,52 т , Заварене спојене цеви треба да одговарају захтевима у прилогу А. Крајеви цеви. Цеви спољњег пречника 10 3/4" и мањег пречника не смеју имати за више од 0,40 т ш мањи специфицирани спољни пречник на растојању од краја цеви које износи 101,6 шш и морају дозволити пролаз преко крајева, на растојању од 101,6 т ш мерног-калибрирајућег прсгена чији је унутрашњи пречник 1,59 шш већи од специфицираног спољњег пречиика цеви. Цеви спољњег пречника 12 3/4" укључујући и 20" не смеју имати мањи специфицирани спољни пречник за више од 0,79 шга од краја цеви и морају обезбедити лролаз преко крајева на растојању од 101,6 ш т калибрационог прстена са пречником унутрашњег пресека који има већи пречник од специфицираног спољњег пречкика цеви за 2,38 гшп. Према уговору између купца и произвођача могу се применити толеранције за спољни пречник крајева цеви уместо толеранција за унутрашњи пречник крајева.

181

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ Н А Ф ТЕИ ГЛ СЛ

Табепа 2-9. Толеранција димензија и дужина Спољни пречкик 1,9" и мање 2 3/8" до 4 /12" град А-25, само ковачки заварене 2 3/8" до 18" 20" до 36” неекспандиране Хладно експандиране веће од 36” неекспандиране хладноекспандиране


Толеранција, % + 0,41 мм -0,79 иш ±1,00% ±0,75 % + 1,00 + 0,75% -0,25% ± 1,00 % + 6,35 гага - 3,2 тга Толеранција, % В, А-25 Х-42 боХ-80 -12,5 +15 -12,5 -12,5 +15 12,5 -12,5 +15 -12,5 -10,0 +19,5 -8,0 -12,5 +17,5 -10 Т олератџца, %

Дебљина зида цеви спољни пречник у инчима и тип цеви град А, 2,875 и мањи, бесшавне и шавне +20 3,50 ,бесшавне и шавне +18 4,00 до 18, бесшавне и шавне +15 20 и већи, шавне +17 20 и већи, бесшавне +15 Тежина једнострука дужина цеви стандардне тежине, регуларне тежине, екстра јаке и дулло јаке цеви изузев град А-25 специјалне цеви са равним крајевима или А-25 цеви вагонска мера* сви квалитети изузев А-25 град А-25 *Вагоиска мера се сматра тежином од минимално 18144 к&-

+10%

- 3,5%

+10,0% -5,0% -1,75% -2,5%

Ексцентрично сг Цеви веће од 20" ие смеју имати с крајева иа дужини од 101,6 т т максимални спољни пречник већи од специфицираног више од 1%, а мииимални унутрашњи пречник не сме бити мањи више од 1% у односу према специфицираном. Крајеви цеви Ако друкчије није наручено, цеви са равним крајсм (осим двоструко екстра јаких цеви) у димензијама 2 3/8" спољшег пречника и већег морају бити испоручене са крајевима закошеним под углом од 30", +5°, -0”, мерено од линије извучене перпедшсуларно са осом цеви и затулљеним кореном (1/16" ±1/32") 1,59±0,79 т т . С крајева цеви с унутрашше и спољне стране ивице треба одстранити храпавост. Код заварених цеви електричним луком у заштитном праху потребно је унутрашље појачање услед заваривања одстранити са сваког краја на дужини (4") 101,6 шга. Примедба: Пронзвођач се упућује на примену прописа којима се препоручује угао закошења. 182

Табела 2-10. Толеранција дужииа

Д с в и с а н а в о је м и с л о јн и ц о м • је д и о с т р у к а дуж ина • дупла дуж ииа Ц ев и са равним к р а је в и м а • је д н о с т р у к а дуж ина * дуггла д у ж и к з А к о су п р е т х о д н о д оговорсн е д уж ине и з н а д 6,1 м

Н а јк р а ћ а д у ж и н п . уцелокупној испоруци

Н а јк р а ћ а д у ж и н а у 95% целокупис испоруке

4 ,8 8 м

5,49 м

6,71 м

.

Н а јк р а Н а д у ж и н а 90% целокупне испорукс

М иним ална лросечна дуж ина целокупне испоруке

10,67 м

2 ,7 4 м

533 м .

4 ,2 7 м 40 % од д о говорен е просечие дуж ине

8,0 м

10,67 м

75% од д оговорен е просечне дуж ине

_

2.3.1.5, Означавање иомотач У складу са овом специфшсацијом произвођач мора означити цеви како је специфицирано у иаставку текста. а) Захтев у погледу ознака цеви је стипулиран у тачки ц. б) Димензија (лречнкк), тежииа по стопи, дужина и притисак на коме је обављен хидротест се дају у енглеским јединицама изузев када цеви иду у земље које користе метрички систем, и по договору између купца и произвођача. , ц) Место за означавање: Место идентификационих ознака мора бити као што следи: За цеви спољног пречника 1,9" и мање ознаке су утиснуте на плочици која је везана за цео бунт цеви. Бесшавне цеви у свим другим димензијама и шавне до спољњег пречника 16" имају ознаку нанету на спољњој површини цеви почевши од тачке која је удал>ена између (18" и 30") 457,2 и 762 шга од краја цеви, и по редоследу приказаном у даљем тексту, изузев ако је договорено између купца и произвођача, да се неке или све ознаке ставл>ају иа унутрашњи зид по реду који одговара произвођачу. Шавне цеви спољног пречника 16" и веће се означавају на унутрашњој површини , почев од тачке која је удаљена 152,4 ш т од краја цеви и редоследом погодним за дроизвођача, ако другачије није специфицирано наруџбом за куповину. Редослед ознака је следећи: • име произвођача • спецификација 5Б • пречник-називни пречник или слољни пречник у инчима о тежина ло стопи одкоско метру ® град-квалитет

183



У следећој табели су приказани симболи који се користе за ознаку квалитета цеви.

2. 6 5/8", спољни пречник од 18,97 либри, град В, електрозаварене. челик из Симеис Мартинових пећи, регуларна тежина, равни крајеви, има ознаку: АВСО 8рес 5ћ 6 5/8.18,97.В.Е 3. 4", спољни пречник номинална димензија, град А-25, ковачки заварена, класа 1, челик из Сименс Мартинових пећи, стандардна тежина, цев са навојем, има ознаку: АВСО $рес 5ћ 4 .11.00.А25Р 4. 14", спољни пречник 54,57 либри, град Х-42, бесшавне цеви, челик из Сименс Мартинових пећи, има ознаку: АВСО $рес 5Б 14.00.54,57 Х423 5. 12 3/4", спољни пречник 43,77 либри, град Х-42, бесшавне, челик из Сименс Мартинових електричних пећи.има ознаку: АВСО Зрес 5Б 12 3/4.43,77 Х423 6. 6 5/8" спољни пречник 14,97 либри, град Х-42, електрозаварене, челик из електричних пећи, има ознаку: АВСО Зрес 516 5/8.14,97 Х-42ЕЕ 7. 12 3/4" спољни пречник 43,77 либри, град Х-42 заварене са уроњеним луком, спирално заварене, има ознаку: АВСО Зрес 5Б 12 3/4.43,77 Х423\у

Табела 2-11. Квалитет град А-25 град А град В град Х-42 град Х-46 град Х-52 град Х-56 град Х-60 град Х-65 град Х-70 град Х-80

Ознака А-25 А В Х-42 Х-46 Х-52 Х-56 Х-60 Х-65 Х-70 Х-80

За све квалитете Х-42 и веће који садрже колумбијум, ванадијум или титанијум, симбол града ће пратити и слово С, V, Т или комбинације. Ознаке могу бити означене према договору, бојама које лрописује захтев 8К .-3.

• • • •

2.3.1.6. Изолација цеви

Процес производље означава се следећим ознакама: 8 - бесшавне Б - шавне изузев ковачки заварених Р - ковачки заварене $\м - спирално заварене

Тип челика који се користи има следеће ознаке: • Е - челик из електричних пећи • К. - рефосфоризиран челик (класа П) Лримедба: нема ознака за друге типове челика. Према начину термичке обраде цеви се означавају на следећи начин: • N - нормализоваље • 8г - субкритично опуштање • <3 - каљење Испитани притисак се исписује са речју ТЕЗТЕЦ уколико је већи од вредности испитног притиска у табелама Додатни захтеви види додатак Е.

Све цеви морају имати спољну изолацију ради заштите цеви од рђе у транспорту. Изолација мора да се изведе тако да буде глатка и тврда на додир са минималним улегнућима. Ако се жели гола цев или специјално изолована то мора бити назначено у захтеву за куповииу. З а специјалну изолацију, у наруџби се наводи да ли се цев изолује по целој дужини или се оставља одређена дужина од краја неизолована. Ако другачије није дефинисано ти крајеви се обично дају изоловани. Спољне површине цевовода се изолују ради заштите од корозије и оштећења. Изолација спречава проток електричне струје са цеви и сходно томе могућност губитка челика. Неке цеви се заштићују и са унутрашње стране ради побољшања услова протока, смањења храиавости и заштите од корозије коју изазива флуид који се транспортује. Пример Потребно је наћи дебљину зида цеви пречника 508 гпт у условима када цевовод има радни притисак 60 ћага и када цевовод има тин конструкције с коефицијентом сигурности 2,0. Одредити дебљину зида цеви када се користе квалитети челика Х-42, Х-52 и Х-60. Цеви су подужко заварене.

Примери означавања цеви Дебљина зида цеви се одређује преко једначине: 1. 14", спољни пречник од 54,57 либри, град Б, бесшавна, челик из Сименс Мартинових пећи, регуларна тежина, цеви с равним крајевима, биће ислисано: АВСО Зрес 5Б. 14.00.54,57.5 39

184

Р-Р-З = 20-Ј • V -Т

185

:Ј

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТЕ И ГАСЛ

ЦЕВОВОДНИ ТРАНС11РР Г НАФТЕ И ГАСА

;Ггде су: I - дебљина зида деви, гат О - спољљи пречник цеви, шш 5 - фактор сигурности Г - граница еластичности, МРа V - фактор заварног шава за све цеви АР1-5ДХ је 1,0 Т - фактор тсмпературс који има вредност Т=1 до 12041 За Х-42

60-508-2,0 1 ------------- — в 10,54 ш т 20-289-1-1

За Х-52

. 60-508-2,0 пси 1 = -------- ------ = 8,51 т т сгандардна дебљина 8,73 т т 20-358-1-1

За Х-60

,

сгандардна дебљина 11,12 ш т

60-508-2,0 20-414-1-1

стандардна дебљина 7,92 шш

186

2.4. ЕЛЕМЕНТИ З А О БЛИКОВАЊ Е ЦЕВОВОДА - Ф ИТИНЗИ Нафтоводи и цевне инсталације обухватају поред цеви и елементе који служе за обликоваље инсталације и цевовода. Промене правца у цевоводима се постижу уградшом лукова, издвајан.е успутних водова из главног цевовода се постиже уградњом Т комада који могу бити прави и редуковани. Промена пречника цевовода се изводи уградњом концентричних или ексцентричних редуцира. Уградња мањих извода на неком цевоводу се постиже преко заварних комада (\уеМо1е1). Затварање крајева цеви се обавља заварним капама. Сви ови елементи су познати под заједничком називом фитинзи. Фитинзима се спајају цеви истог или различитог материјала при чему се у избору фитинга односно спецификацији за набавку морају дати квалитети материјала цеви које се спајају као и њихове основне димензије. Материјали који се користе за производњу фитинга морају бити компатибилии у погледу отпорности и заварљивости са цевима у које се уграђују. Начин производње, контрола производње и захтеви којима фитинзи морају да удовоље регулишу стандарди АЗА-В. 19.9. Дебљина зида фитиига је стандардизована. У табелама 2-12,2-13,2-14,2-15,216,2-17 је дат приказ стандардизованих дебљина у зависности од пречника фитинга. Из табела се види да се фитинзи производе у стандардизованим класама "зсћес)и1сс1 зјгез" (5СН-55,5СН-10,5СН-20, 5СН-30,...). У табелама су дате осиовне величине појединих фитинга. Посебну групу цевких елемената чине прирубнице. На слици 2-23. су дате врсте прирубница које се користе у цевним инсталацијама. Прирубнице се производе према стандардима који су класификовали ове производе према притиску. Анкер прирубница представља лрирубницу која се поставља на лочетку и на крају цевовода. Њихова улога је да апсорбују одређена дилатациона кретања цевовода и да се кретање не преноси на део цевовода на површиии. На излазу цевовода из земље уграђује се шзолациона прирубница. Н>ен је задатак да електро изолује део цевовода који се штити катодно, који је укопан и који се налази под заштитиним потенцијалом, од дела који се налази на површини. Изолационе прирубнице служе за изолацију једне секције цевовода од друге. Изолационе прирубнице имају прикључке који могу бити са навојем или за заваривање. Изолационе прирубнице се најчешће заварују за цевовод. Између прирубница је постављена електрична изолација у облику изолирајућег обруча, а изолирајући цилиндри остварују контакт преко завртња. Стандарди дефинишу посебне захтеве према нзолационом материјалу. На слици 2-24. је дат приказ изолационе прирубнице.

187

о

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТВИГАСА

к

прирубница са грлом за заварива«>е

равка прирубница

о

гтрирубница са прехлопнш с п о је н

§ б

ЧУ X

*

Ј *

г -

ч«

^

’<{*»

Ч* ^ <0 СЧ

< ° N г -; о

^

V? 4

1

<с и <д ***»

К

N

о

<4

<0 ч— т -

СО т -

О <4

< 4 <4

4 <4

ГО

т~ о

N го

4 *о

< 4 Г Ј- * 0 О М г

< 4 * 0 * 0 Т - О О )

< 4 М

0 4

0 4

г т -

тГ « з т^-о у ч

N . ГО т— V** ЧЈ“* { \ |

< 4 < 4

10 <4

10 <4

N . N

О Ш

10 (О

ср ч* СО т *

тг Г -

< ч ™ * о Ч

ГО N . « > ■ч- с о с ч

т - N . 0 * 0

<4 00

т N .

4*

«5

<0

<6

еб

о

<0

с о <4

со СО

10 с о

0 * 0 4 4

О СО ГО 1 0 * 0 * 0

р о к (О Ч М П

*Л N

<0 * 0

N . (О

* 0 4 .

< 4 N С О СО

о <4

4 <о СО < о

ГО <0

4 4

N 4

<М *0

С> < 0 N . ГО

<4

ГО

О г

N N

N 0

‘0

о

<о у*м

4>

X

О

о с о

^

&

о

О ОО

-ч*

X О

о с ч

Ж

о

О о о

® —

N

* 0 т~

сб т—

< 4 О г -4 N .

N . <4

т - ‘ с \1

чј

( О N со

00

О) г Ц

ео

) 40

4

(О

*0

*Л <0

03 0

4 10

ТГ

1 0

*0

0

1П 00

СО 0 * 0

V о

ч

4

К>

К

-сг

Об<*> 8<о ■ + •+ * «> с р

N .

Т“ 1 0 <Ј>

СО О

88$ т~М««> <6го& ^ 0

ГЈ-'

( 0

N

СО < 4 *о * о

0

0

СК 0 0 ( 0 0 N

0 3

0 0

св !Г<лео<- иг> §ео ^8 « 1б N

- 0

(О

*0

4 .

N

ТК

<Ч| <о

00 о

N

00

ео <4

*о <4

03 <4

СО *Г> т ~ С 4 <М

* 0 ум

о 0 0

прирубниие са нааојем за пригушнииу (блеиду)

СО

ј б т~

О

Ж о

равне прирубнице за пригупницу(бленлу)

«3

( 0 0 3 СЧ < 4

0 О

<0 <4

4 <п

0 со

«

со

прирубнице са грлом за. пригушнииу

* 0

со

(О С Ј & 1 0 * 0 ° ?

« ГО

$2

О N <4

10

N С4

0 4 СО Л

< 4 <0

тГОГ (?О )

М г Ш СО 4 4

<0

<6 .< ГО О (О ГО уЧ ГО

СО т “ ум Р Ј

00 - 0

..............................

4 С4

4

N . 4 ;

0 3 СЧ

<о СЧ < 4

1 0 о

4 4

г*

со С 4 ОХ

N

С4 со

4 СО < 0

т~

г о

( 4

о N .

о N .

о N .

о N

<4 V*

<4 г*

С4 Г

С4 < 4 т - т*

о N

О

О N

р N

т -

т -

Г-

г СО

О N . N . <4

О

С4

< о СЧ < 4

о

О N

о N

О N

С4 т*

С4 < 4 <4 утт утн

О N

го < 0 0 ( 0

1р 0

С4 С 4 О < 4

т «3

* о

го

О < 4 С4 < 4

4* С4

ЈО

N

N

N

С4

С4

°

N

С4

С4

N С4

N С4

« ГО$> сЈ оЈс4

л

•

о ч о

с о

4

о

с о

и з «

СЗ «

о

а :

N . N . N Р

о т

оо «

С ') N 1 е о

со

<0 *0

ОО Т СО <7>

со

со

<6

< 4 О *о

*о

*о

* г > -X— * 0 т -

<о‘ < 6

СО N . К т - < 4 'Ч

N1

<6

Г О <Е>

N

<4 О N . т -4 N . < 4 х" т“

о ; т*

4 т -

* 0

4

М 4

О 0

N

N

»Г«*

-п

ГО

ч л л

Е

01. N . N .

N . со

00 со

(О *Р

СО т 3 го

СК

N1

со

<о

ео

о $ “3 0 0

Оч X

0 0

0 5

N . N N .< 0

00 0

ск

<о

сч

< о

(ООЗт* 1 0 ( 0

л

м

0

с о

<Х ) N . С 4 т -4 < 4 *Л

<о‘ < о

<о т ;

N

*«•

Г О '<Г N .

< 0 * 0 * 0

СО

го

С4 О

го

* 0 т 1ПТ"

( 0 ( О

К

X о «1 оо

N . N .

N . N .

N . N .

10«Ј< *010 1оеб<о 010*0 а: о 00Ф ф** у«* -у0 »* со

0>

»о о

*о о

* о О

о

со

00

с о

СО

со

со

ео

с о

сч

сч

*о

со

*о со

< 4

<4

<4

< о

<о

<о

N .

N .

N .

< 4

т“

N »О

N N

< 0

4

4*

4

N . N .

ГОГО <*>ГО ©Т N

<4

<4

<» О 4

<0

Г>

О N

N N1

го

го

го‘

О N

С4 С 4

N 03

N 00

N N 00 03

N 0 0

« 0 * 0 — г*

1 0 г -

*П«Л X

4

ГОГОГО гогого т- 4— Т“ Т- Т“V* о * о « > с о

<о<6« < 4

С4

*о <о

<р N .

ГО

С4 10

-

«< п6 <6(6

>г“ N . N г" N N сч

со

4-

* о о

1 0 * 0 * 0 о о о

N

ГО Г о

С4 С4 1 0 * 0

N N 4*

N N . 4

<4 С4 <4 1 0 * 0 * 0

а N

С4

го

1 0 * 0 * 0 со <о <о

<о* < о

о N

С4

4

4

N

о N

<4

<4

о N

<4

о N

< 4

гогого $>&>§! С4

<4

<4

N

N

N

«338 о*о‘<6

N

N

N

<4

го N

Ш <6

СО 0

р

СО

4

4

*0

о«>о о 888 о о о оо о 0 888 (О ГО

1Л 10 <0

4

<4

(О 0 4

N 1 0 4

4

.* о

*о

<о

О < 4 С4 С4

4 С4

С4

Г -

О

а>

г -

<4 4 Г ( 0 Г СО 0 0

О

4

I I

С5 1 п т- < соч«СО п«о *а-V<о N0

и -г в тд в х

18$

го

сп

73.02 88-90 101.60 114.30 141.30 ! 168.27 219.07 273.05 323.85

0о0 сј сј мр| с4 -'V -N . СђЈ: &<о X Т “ г ’4 ' ^ О 00—с) м'<м ммм о

Сл. 2-24‘Изолациона прирубнида

м *о

0 3

N

о

о

< о м г* сч

<4

X о Г4 а

С 4 С 4 С4 1 0 * 0 * 0 ГО ГО

ГО Г О

38^ «го58го5П

о

Сл. 2-23 Коване челичне прнрубниде ирема А8А В 16.5

СЧ < 4 < 4 1 0 * 0 * 0 ГО

5

> о< ^5^^ С4 ЧЈ Ч• *о<0 ^ т* 4 < ум у-о со

сч

со

о м т -*

«3 со о С4 С4 О

<П Р <Л<0С

< 4

4

О М NN ^

-л М' лК

V«

. 2: "О


Ч о>

СЛ4^^<л5Сл)^ЈТ\Ј-»— » - » С0^ . СЈ>а1ОЗОЈКЈ 8 3 8 3 8 » ^ 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ОООООСЛО

о\

иЈ» 10

• '|ф ф ( Ј 1 Д М У М - > - к ^ Л4*о ) ( » - * с о с о ( 0 * * а и с о 1 л м о 03 0) 1< ч> -*■ М Ф О С О ^^и О М ЈО О ^р о о о о о о о о о о о о о § < § § ^

о о о о о о о о о о о о о 4-^

X ођз

(О О) <П <л> N3-» -» Ч О М (О Л > Ј Ј 05 м м сл со о о

о I*

о О О О о О -N 1

■ О

* 0

*п ■а

ВЗ ® 4^ СЈ М -» К оз 1ч> "Чм -* м -^ ,0О00> 3 0С 0>^0 К 0з1N

1» 1

г<о со о $>- оо к> N К 1Мм № ДОЗСОСЈ-К-

о оооо

0 о о о о о б оооослогоо° рС» З< & б о о ^ Г ^ Р Р Г Р Р Р Р Р . • • ■ ' О О З О З О - К С О С Л М - л - '

И ® 0 0 0 0 0 ° ° ® ОСПО,ОС)СО‘А

-4

Л .

.

.

.

-

ооооооо

'** ^ о о о о о кСЛСО^СОМОСд) ооооооооо о о о ^о и п оо

1 з § б б б

8§ 8§ ° § с оссллоо « з ^Р а гN « азозбс?)^ о о о о ° °

§ ч0> 40 о * в 4Х ЈЈ о $■ в к >г рс а о сл е X о & с■ о го м < СЈ 03 * < п о » хл о а> Г Г сс о 'О °§- о 2Г

к> 2. о с о

Т а б е л а 2-14, Л у к о в и д у г о г р а д и ју с а о д 4 5 °, 9 0 ° и 1 8 0 ° N0

п

% % 1 1% 1 V* 2 2 Уг 3 ЗУ* 4 5 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

А шш

В шш

К шгп

38.10 28.57 38.10 47.62 57.15 76.20 95.25 114.30 133.35 152.40 190.50 228.60 304.80 381.00 457.20 533.40 609.60 685.80 762.00 838.00 914.40

15.87 14.28 22.22 25.40 28.57 34.92 44.45 50.80 57.15 63.50 79.37 95.25 127.00 158.75 190.50 222.25 254.00 285.75 317.00 349.00 381.00

47.60 43.00 55.60 69,80 82.50 106.40 132.00 169.00 184.00 209.00 262.00 313.00 414.00 518.00 619.00 711.00 813.00 914.00 1016.00 1118,00 1219.00

П р и б л и ж н а т е ж и н а у к § п о к о м а д у з а л у к о в е 90' 8сће<1и1е 10 0.06 0.13 0.21 0.29 0.49 0.83 1.22 1.63 2.10 3.63 5.22 10.00 17,50 27.00 48.00 64.00 82.00 100.00 119.00 145.00

5сИе4иЈе 20

17.00 27.00 39.00 61.00 79.00 100.00 150.00 180.00 220.00

ЗсћссМе 30

20.00 34.00 50,00 73.00 100.00 150.00 200.00 235.00 320.00

$г<3 0.08 0.08 0.17 0.28 0.39 0.68 1.36 2.18 3.05 4.20 6.80 10.90 21.80 38.60 57.00 73.00 98,00 120.00 150.00 180.00 220.00

$сћс<1и1е 40 0.08 0.08 0.17 0.28 0.39 0.68 1.36 2.18 3.05 4.20 6.80 10.90 21-80 38.60 61.00 84.00 127.00 175.00 235.00

5сћсди!с 60

385.00

550.00

27.00 52.00 86.00 113.00 160.00 240.00 320.00

Х$

$сћ«!и1е $0 0.10 0.10 0.11 0.11 0.21 0-21 0.39 0.39 0.50 0,50 1.00 . 1.00 1.82 1.82 2.86 2.86 4.10 4.10 5.70 5.70 10.00 10.00 16.30 16.30 33.10 33.10 52.00 60.00 75.00 100,00 97.00 140.00 130.00 210.00 165.00 290.00 395.00 200.00 235.00 280.00 670.00

5сће<1и1е 120

8.00 12.60 23.00 50.00 95.00 145.00 190.00

бсћебиЈе !60

ХХб

0.27 0.45 0.70 1.35 2.35 4.00

0.35 0.65 0.85 1.70 3.00 5.00

9,00 15.40 27.00 59.00 110.00 185.00 250.00

9.50 17.00 28.00 51.00

м нож и ти те ж и ху л у к а о д 90° са 2 .

С д . 2 -2 6 Л у к о в и д у г о г р а д и ју с а о д 4 5°, 9 0 ° и 180°

Т а б е л а 2-15. К о н ц е н т р и ч н и и е к с д е н т р и ч н и р е д у ц и р и

N0 «

I. тшп

38.10 50.80 ' 1 50.80 1 % 63.50 2 76.20 88.90 2X 88.90 3 101.60 ЗК 4 101.60 5 127.00 139.70 6 152.40 8 177.80 10 12 203.20 14 330.20 16 355.60 18 381.00 20 508.00 508.10 22 24 : 609.60

ј

Зсће4и1е 20

5сће<3и1е

30

% 1

5.60 9.00 13.20 26.80 33.10 46.80 79.00

5.00 7.40 9.90 22.30 27.60 33.30 59.40 71.70

5?<Ј

!

107.00

0.07 0.13 0.17 0.26 0.41 0.77 1.00 1.36 1.63 2.77 3.95 6.50 10.70 15.00 26.90 33.10 40.00 59.40 65.30 71.70 ■

Приближна тежина у

по комаду

Х5

5сћс4и1е 80

0.10 0.16 0.23 0.34 0.57 1.01 1.36 1.89 2.27 3.92 5.94 9.85 14.50 19.80 35.50 44.00 53.10 79.00 86.70 95.30

0.10 0.16 0.23 0.34 0.57 1.01 1.36 1.89 2.27 3.92 5.94 9.85 17.00 26.80 52.20 72.10 96.60 158.00

$сће<3и1е 40

5сће<Ји1е 60

0.07 0.13 0.17 0.26 0.41 0.77 1.00 1.36 1.63 2.77 3.95 6.50 10.70 16.20 31.10 43.80 59.40 93.00 129.00

8.10 14.50 22.10 41.70 56.70 78.50 126.00 |

180.00

ЗсћесМ е 120

8сће8и1е 160

ХХ5

0.19 0.28 0.39 0.60 1.03 1.81 2.46 3.45 4.17 7.30 11.10 16.50

0.15 0.21 0.29 0.46 0.84 1.32 1.89

-

2.90 5.70 7.60 13.70 23-60 38.00

3.41 6.26 9.43 17.00 30.60 48.50

224.00

Сл. 2-27 Кондентрични и ексцентрични редуцири

Т збеда 2 - 16 . Т томади НО

I

Приближна тежина

»)

ШШ

Уг .

2 5 .4 0 2 8 .6 0 3 8 .1 0 I * 4 7 .6 0 1 V*. | 1Л А 5 7 .1 0 6 3 .5 0 ј 2 Уг 7 6 .2 0 I 3 8 5 .7 0 | 3 Уг 9 5 .2 0 1 0 5 .0 0 4 1 2 4 -0 0 *6 1 4 3 .0 0 | 8 1 7 8 :0 0 | 10 2 1 6 .0 0 12 2 5 4 .0 0 I 14 2 7 9 .0 0 16 3 0 5 .0 0 18 3 43.00 20 3 8 1 .0 0 22 4 1 9 .0 0 24 | 4 8 2 .0 0 %

4

I2

I

I

5сће<М е ј $сће<1и1е 10 - .. 20 0 .1 1 0 .2 7 0 .4 6 0 .6 5 1 .6 8 2 .1 6 3 .0 0 4 .0 0 4 -4 0 7 -4 0 1 2 .3 0 2 0 .0 0 2 7 .2 0 4 7 .6 0 8 7 .5 0 9 1 .2 0 1 2 7 .0 0 1 9 9 .0 0 2 1 6 .0 0 3 0 7 .0 0

$сћес1и!е 30

2 4 .5 0 3 3 .0 0 5 4 .4 0 9 5 .3 0 1 0 1 .0 0 1 3 9 .0 0 2 2 9 .0 0

2 5 .9 0 3 6 .7 0 6 1 .7 0 1 0 2 .5 0 1 0 9 .8 0 1 8 1 .0 0 2 6 4 .0 0

3 4 7 .0 0

4 4 3 .0 0

$14 0 .1 6 0 .2 1 0 .3 4 0 .6 4 0 .9 5 1 .4 5 2 .4 5 3 .4 5 4 .5 0 5 .7 0 9 -4 0 1 3 .6 0 2 5 .0 0 4 1 .0 0 5 7 .0 0 7 3 .0 0 9 1 .0 0 1 2 7 .0 0 2 2 7 .0 2 5 2 .0 0 3 4 5 .0 0

Зсће<1и!е 40 0 .1 6 0 .2 1 0 .3 4 0 .6 4 0 .9 5 1 ,4 5 2 .4 5 3 .4 5 4 .5 0 5 .7 0 9 .4 0 1 3 .6 0 2 5 .0 0 4 1 .0 0 6 7 .0 0 1 1 4 .0 0 1 6 8 -0 0 2 3 8 -0 0 : 3 2 0 .0 0

Зсћес1и!е 60

3 4 .5 0 5 8 -5 0 1 0 2 .5 0 1 4 1 .0 0 2 0 8 .0 0 2 7 8 .0 0 3 7 8 .0 0

5 7 0 .0 0

6 5 6 .0 0

Х$ 0 .2 1 0 .2 7 0 .4 3 0 .7 5 1 .1 3 1 .7 2 2 .9 5 4 .3 0 5 .9 0 7 .3 0 1 1 .8 0 1 9 .0 0 3 5 .0 0 5 4 .0 0 7 7 .0 0 9 3 ,0 0 1 2 0 -0 0 1 6 5 .0 0 2 7 0 .0 0 3 6 8 .0 0 4 3 0 .0 0

$сћес1и1е 30 0 .2 1 0 .2 7 0 .4 3 0 .7 5 1 .1 3 1 .7 2 2 .9 5 4 .3 0 5 .9 0 7 .3 0 1 1 .8 0 1 9 .0 0 3 5 .0 0 7 3 .0 0 1 1 1 .0 0 1 6 7 .0 0 2 4 9 .0 0 3 2 2 .0 0 4 6 3 .0 0 7 5 9 .0 0

5сће6и1е Ј20

$сће<1и!е 160 0 .2 3 0 .4 5 0 -7 8 1 .2 2 2 .2 7 • 3 .4 4 6 .2 6

1 0 .7 0 2 0 .2 0 2 9 .0 0 5 2 .0 0 9 8 .0 0 1 6 0 .0 0

1 5 .6 0 2 4 .0 0 3 9 .0 0 6 9 .0 0 1 2 7 .0 0 1 9 5 .0 0

ххз

0 .2 9 0 .5 8 1 .0 5 1 .5 6 2 .6 9 4 .5 4 7 .6 2 9 .6 2 1 6 .0 0 2 4 .6 0 3 9 .5 0 6 9 .5 0

N0 ћ шга

5>? ^ КО ^)—^ч о к>К ОО . а7" о 0)0)0 о о о)ОС0^Х оо°°

5сће<1и1е 30

46.30

4.00 6.20 9.00 13.40 17.00 21,70 32.20

кл

О?с к

о о&ослоРРРг^РРРРРРРРР

0 0 5.

Р В}5 КсЈА«КП|0^ а о о р О р О р р р

5сће(1и[е 40

2 бл^К^јЗг^^^.-^г^РРРРРР00

ЗсћесЈиЈе 60

Сл. 2-29 Капе

§ дојвкзрјзе § 3 8 § 3 б§б

-ц -1 * 1Г99ВХ


2.5. ЦЕВН И ЗА ТВ А РА ЧИ 2,5.1. Заоуни Засун представља цевни затварач који покретаљем елемента за затварање управно на смер струјања обавља покретање или заустављање струјања флуида у цевоводу.Главни делови засуна, слика 2-30, су ручно коло-1, вретено-2, заптивни уложак-3, заптивка вретена-4, поклопац кућишта-5, завртањ за спајање поклопца кућишта са телом кућишта-б, тело-7, елеменат за затварање-8 и седиште-9.

а 1 & •* ®5 &

I

§ X со 'С $сће<3и1е 80

Џ (3гЗр р Р

§ § 3 °°М

5сће<1и1е 120

ооосл.^^Р г* ^о &о Кз° ° ^* '* Н <»>о-»(омо 4^РсоРо>РгоРгч>Р о

5сћсди1е Ј60

«ОПЛММ^-АОООО О ооо^ооосг>оо

а 0 § 1

Сд. 2-30. Засун са елементом за затварање у облику клина

ХХ5

Засуни се могу поделити према облику елемента за затварање на засун са кликастим елементом за затварање и на засун са елементом за затварање у облику диска. Засун са клинастим елементом за затварање има вођице за клин по којима се врши јвсгово кретање. Клин је спојен са вретеном. Недостатак овог засуна је што при дужем затвореном положају засуна, нарочито ако су више температуре може доћи до заглаве клина у седишту, Код засуна са диском обично се елемекат за затварање састоји од два диска косо постављена, који под дејством вретена належу на два паралелна седишта, Шематстш положај диска за време отварања и затварања засуна је приказан на слици 2-31, Ова врста засуна омогућује бол=.е заш^ивање у односу на засуне са клином. Она тражи и мању потребну снагу за затварање и отварање. Код овог типа је мање и оштећење седишта него код првог.

195



Сл. 2-31. Шематски приказ подожаја диска за време отварања и затварања засуна

/ Сл. 2-32. Шема чепие славине

У односу на седиште засуна поред засуна са стабилним седиштем, постоји и засун са пливајућим седиштем. Седиште у овом типу засуна је слособно за аксијално помераше. Заптивање се постиже помоћу О прстена и померања седишта опругом. Разлика притиска која се ствара код затварања, доводи до појаве силе која побољшава заптивање. У односу на померање вретена разликујемо засуие са покретним вретеном и са стабилним вретеном. Примена засуна је заступљена углавном на оним местима где елеменат за затварање има само отворен или само затворен положај. У експлоатацији засуни морају имати комплетно отворен или затворен положај, јер постојање истуреног елемента за затварање у сгруји флуида изазива промену тока флуида, вртложење, вибрације и ерозију ивице елемента за затварање. Ово је и разлог да се засуни уолштено не користе за намену пригушивања и у условима где се одржавају ексгремне протонне брзине и тамо где се захтева често и брзо затварање и отварање. Примену у нафтној и гасној индустрији су нашли засуни пречника до 1000 т т и за услове радних притисака до 60 ћага. Производња засуна иначе подлеже стандардима, међу којима је најзасгупљенији у нафтној и гасној индустрији АР1-60.

У односу на димензије прикључка(према АР1-стандард 599-1970) разликују се чепне славине са кратким, регуларвим и вентуријевим прикључцима, као и славине са чепом са пуним отвором у односу ка облик пролаза и са суженим отвором, Друга важна подела је подела чепних славина на подмазујуће и неподмазујуће. Неподмазујуће чепне славине су снадбевене чепом са специјално обрађеном површином (путем наношења тврдог метала или температурном обрадом) ради спречавања хабања између тела и чепа. Неподмазујућа чепна славина може имати обложеиу површину чепа или унутрашњост тела'од мекшег материјала (пластична маса). Недостатак чепних славина са меким седиштем је ограничење њихове примене у одређеним температурним подручјима. Подмазујуће чепне славине су снабдевене системом за убризгавање подмазивог средства ради смањења трења између тела и површине чепа. Ове славике имају канале кроз које се убризгава подмазујуће средство. Подмазивањем се обезбеђује заптивност чепне славине и њен рад без потешкоћа. Једна од карактерисгика чепних славина је што оне могу бити изведене са чепом са више отвора. Тако једна чепна славина може економично заменити неколико славина са једним отвором, а тиме се добијају и одређене уштеде у цевима и фитинзима. Лоптасте славине су почеле да добијају лопулариост почетком шездесетих година у нафтној и гасној индустрији, На слици 2-33. приказан је пресек лоптасте славине. Оне представљају модификацију чепних славина. Уместо чепа, полирана лопта са отвором се ротира за 90° ради покретања или заустављања струјања флуида. Оне имају одређену предност обзиром на габарит: мање су од засуна, обезбеђују добру заптивност и мање су осетљиве на прнсуство чврстих честица у флуиду. Њих карактерише веома мали отпор, који иружају приликом струјања флуида, Два главна типа лоптастих славина су славине са пуним отвором и славине са суженим отвором. Тип славине са пуним о-гвором је нашао широку примену због минималног отпора флуиду и погодиости одржавања цевовода, код примене чистача, у који се они уграђују.

2.5.2. Чепне и лоптасте славине Чепна славина представља усавршену верзију славине која се примењује већ неколико хиљада година. Чепна славина се састоји из тела и чепа. Конични или циликдрични чеп поседује отвор и његовим довођењем у осу цеви омогућује се почетак струјања флуида, односно покретањем за 90° спречава се.струјање флуида. Типичан изглед једне чепне славине је дат на слици 2-32.

196

197


Славине са суженим отвором имају ман>и габарит а и цену. Незнатно већи пад лритиска, у односу на пун отвор. може бити занемарен у многим применама, нарочито у гасоводима. Међутим, тип славине са сужеким отвором се не може препоручити за флуиде са високом брзином и за флуиде са садржајем доста чврстих честица. Друга значајна класификација лоптастих славииа је на славине са пливајућом лоптом и на славине са фиксираиом лоптом. Лоптасте славиие са пливајућом лолтом су лројектоване да лопту држе два седишта за лопту, смештеиа у телу славине, једио на улазној страни а друго на излазној страни. Механизам заптивања је такав да улазни притисак потискује лопту која притиска седиште иа излазној страни и прекида-затвара проток флуида. Хабање седишта и већа торзија може се сматрати као недостатак овог типа славине. Понекад је седиште на улазној страни претходно пренапрегнуто ради бољег заптивања. Ово чини да се постиже дупло заптввање и могућност испуштања притиска у шупљини тела славине без утицаја на улазни и излазни притисак. Ради смањења потсшкоћа везаних за седишта, седишта се обично изводе од квалитетних пластичних материјала или се изводе тако да су лако заменљива. Тип славине са пливајућом лоптом се примењује код цевовода мањих димензија или у цевоводима са малим притисцима. Лоптасте славине са фиксираиом лоптом су изведене тако што је лопта монтирана на две осовинице смештене у телу славине на врху и на дну. Њихов механизам заптивања је такав да опруга седишта и улазни притисак притискују седиште лопте на лопту ради затварања протока. Оваква израда омогућује заптивање са обе стране и испушташе еувишног притиска из шупљике тела славине. Слика 2-34. приказује шему славине са пливајућом лоптом, тј. са лоптом која може да се аксијално помера помоћу разлике притисака (између улазног и излазног) ка седишту славине. Ово је дато на шеми "а". Шеме на слици 2-34. под "б" и "ц" показују славину са фиксном лоптом и начин потискивања заптивног прстена ка лопти. Лоптасте славине су, у многим израдама, снабдевене пластичним заптивним материјалима за седишта лопте, заптивкама вретена и др. Ово поставља питање ватроотлорности, односно заптивности славине после излагања ватри, у условима пожара, јер високе температуре могу довести до декомпозиције или дезинтеграције материјала. Једно решење је за такве услове применити лоптасте славине које имају контакт метал на метал. Стандард АР1-607-1977 даје услове испитивања лоптастих славина са меким заптивним седиштем које треба да буду ватроотпорне. Лоптасте славине се генерално не препоручују за сврхе пригушивања. Када се примењују у делимично отвореком лоложају повећана брзииа струјања може оштетити седиште лопте, Посебно се пројектују лолтасте славине и посебни материјали за седишта када се разматра примена славиие за пригушивање. Код малих пречника, седишта лопте су често довољно крута и одупиру се високим брзинама струјања флуида. То је и разлог зашто се мање лоптасте славине могу применити за потребе пригушивања. Добра заптивност, као и брзина затварања и отварања чепиих и лоптастих славина учинили су их веома применљивим у гасној индустрији. Оне су нашле 198

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСЛОР-Т НАФТЕ И ГАСА

примену и за грубу регулацију (регулацију већих количина) протока. За регулацију протока оне се могу регулисауи ручно лли помоћу мотора. ннонхлтор

Л0П0ЖЛЈЛ ротлцноно

ОЕРЛЕЕН КРЛЈ ЗЛ злвлриелнг

тетлиионо сшиите

СЕКУНаЛРНО НЕЛМПУСНО зллтивлве

Сл. 2-33. Пресек лоптасте славине

Сп. 2-34. Типови лоптастих славина

199



2.5.3, Вентшхи Вентили представљвју најразноврснији тил цевних затварача. Њихова главна примена је регулисање протока течних и гасовитих флуида. Типична шема једног веитила је дата на слици 2-35. Заустављаше или покретање струје се постиже померањем вретена са печурком ка седишту односно од седишта. Седиште вентила може бити паралелно са вектором тока флуида у телу веитила, а може бити и под углом од 90°, као што показује слика 2-36. Седишта вентила као и печурке могу имати различите облике.

Сл. 2-37. Лептир вентил 2.5.5. Противповратна клашза

Сл. 2-35, Шема вентила

Сл. 2-36. Шема угаоних вентила

Веома кратак ход за постизање потпуног отварања или затварања чини вентиле веома траженим у условима где су честе операције отварања и затварања. Они поседују добра заптивна својства, међутим, због своје конструкције су обично скупљи од других запорних органа, те се ретко употребљавају код већих цевовода од 38 шга пречника. Најчешћу примену налазе у гасоводима ниског притиска.

На слици 2-38. шематски је представљена противповратна клапна. Она представља затварач којим се оиемогућује струјање гаса у нежељеном смеру. Кретање струје у нежељеном смеру доводи до спуштања клапне и до прекида струјања. Клапиа може бити оптерећена преко полуге са некимтегом. Примена овог затварача је везана за водове у којима се очекује промена смера струјања. ............................. Цевни затварачи се отварају и затварају ручно или помоћу сервомотора. Ови могу бити пнеуматски или на погон електричном енергијом. ПнеуматскИ могу бити на логон ваздухом а код гасовода на погон гасом из гасовода. Цевни затварачи на погок са сервомотором се уграђују у магистралне цевоводе (нафтоводе, гасоводе) већих пречника, као на цевоводима где је режим рада аутоматски или полуаутоматски. Пренос окретања се не обавља директно на вретено него преко редуктора тако да се смањује потребна снага за отварање и затварање.

2.5.4. Лептир векгил Лептир вентил представл>а веома једноставак цевни затварач код кога је елемент за затварање у облику диска. Покретањем диска за 90° долази до затаарања протока, односно покретања струјања. Задовољавајућу непропусност овај затварач постиже захвал>ујући заптивном материјалу од синтетичког каучука. С обзиром на осетљивост заптивног материјала овај тип вентила је опремљен са лрирубничким спојем чиме се омогућава брза и лака замена. Лептир вентил налази највећу примену у склопу заобилазног вода где се углавпом и користи за ручно пригушивање протока гаса. Његова примена је углавном огранична на подручје нижих притисака. Данас се максимални радни притисци за ову врсту затварача крећу до 25 ђага. На слнци 2-37. је дат шематски приказ лептир вентила. Сл.,2-38. Противповратна клапна

200

201


ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ

Цевни затварами мањих пречника до N0-100 се отварају румно директним окретаљем вретена. За веће пречнике до N0-273 (12") цевни затварачи имају редукторе уграђене и отварање и затварање се обавља ручно. Цевии затварачи већи од N0-273 (12") имају уграђеие пнеуматске моторе за отварање и затварање. Цевни затварачи се постављају иа почетку и крају цевовода и на свим прикључцима и одводима. Према прописима на нафтоводима и гасоводима се уграђују и цевни затварачи и у секцијама. На крају сваке секције одређене дужине, која зависи од карактера подручја кроз које пролази, поставља се цевни затварач који има задатак да у случају пуцања цевовода обави аутоматско затварање секције чиме се обезбеђује смањење количине флуида који може истећи из цевовода, односно сман.ење могућих носледица по цевовод и околину као и смањење губитака флуида. На слици 2-39. је приказана шема инсгалације једног таквог секцијског цевног затварача.

Компензатори могу имати различиту конструкцију. Н а слици 2-40. су приказани компензатори израђени од цеви истог пречника као и иафтовод тип "а" - тип је правоугаоии компензатор,’ "а", "б” и "ц" су лира компензатори. Ови компензатори се обичио користе код нафтовода са високим .притиском. Ови компензатори се могу спојити са цевима помоћу прирубница или заваривањем. Ако је цевовод укопан онда место где се уграђује компеизатор мора бити изведено на површини тако да два краја цеви и компензатора буду потпуно слободни на тлу.

И ГАСА

а

УЛ

Сл. 2-39. Шематски приказ инсталације секцијског вентила 1- Вентил на главном воду; 2- Заобилазни вод за изједначавање притиска; 3 - Издувни вод.

2.6. ОСГАЈШ ЕЈШМЕНШ (ОПРЕМА) ЦЕВОВОДА 2.6.1. КомпензаторИ Код нафтовода којима се транспортује нафта у загрејаном стању изражена су напрсзања услед промене температуре, Да би се избегле непожељне последице температурних промена ови нафтоводи се опремају компеизаторима- елементима који компензују издужења због повећања температуре и обратно. Укопани нафтоводи којима се транспортује загрејана нафта се не опремају компензаторима. Трење цевовода са земљом је обично довољно велико да може компензовати утицај темнературског ширења. Мсђугим, кеукопани цевоводи, надземни, морају се опремити компензаторима. Да би се смањио утицај температурног ширења полагање цевовода као и спајање секција цевовода треба обавити у условима кад је температура близу просечне дневне температуре, што значи у раним јутарњим и поподне.вним сатима.

202

Сл. 2-40. Шематски приказ компензатора 2.6.2. Чистачке станице Нафтоводи су опремљени чистачким станицама помоћу којих се обавља њихово чишћење од каталоженог материјала. Н афте често садрже парафине, церезин и смоле који се таложе на унутрашњој страни зида цевовода. Таложење парафина и смола почиње већ у узлазним девима-тубингу у производним бушотинама и наставља се у бушотинским, сабирним нафтоводима и у магистралним нафтоводима, Количина исталожених парафина и смола зависи од удела ових материја у нафти. Он може бити прилично велик, па је чишћење нафтовода потребно чешће обављати. Нафте могу да садрже и чврсте честице које се могу наталожити на зидовима цевовода у току транспорта, Садржај чврстих честица у нафтама је много мањи, када их има, него што јс случај са садржајем парафина, па је чишћење нафтовода услед одстрањивања ових честица много ређе у односу на чишћење услед одстрањивања талога парафина. Чишћење нафтовода се обавља чистачима који се крећу кроз нафтовод под дејством притиска флуида иза њих. Чистач гура испред себе скинуту нечистоћу што у случајевима великог присуства нечистоћа може створити чеп. Убацивање и хватање чистача обавља се за време рада цевовода помоћу

203

ЦНВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТБ И ГАСА

чистачких станица. На улазној чистачкој станици се убацује чистач а на излазној се хвата чистач. Број чистачких станица на једном нафтоводу зависи од количина нечистоћа и чврстих угљоводоника. Код нафти са садржајем парафина одлучујућу улогу у растојању чистачких станица има количина чврстих угљоводоника. Лабораторијски се може утврдити количина чврстих угљоводоника која се може издвојити у условима протицања кроз нафтовод и на основу овог података се одређује број чистачких станица. Број се одређује тако да дужина секције која се чисти не сме бити толика да долази до стварања дугачких чепова испред чистача за који треба превисоки притисак да би се исгиснули до излазне чистачке стаиице. Број чишћења нафтовода за нафту која садржи парафине се може најбоље утврдити експерименталним испитивањем у току рада цевовода. Код нафтовода којим се транспортује нафта са малим садржајем нечистоћа нафтовод се чисти повремено и може имати само једну улазну чистачку станицу, на почетку нафтовода, и једку излазну чистачку станицу на крају цевовода. На слици 2-41. је приказано неколико врста чистача цевовода.

Сл. 2-41. Врсте чистача цевовода Чистач је тако коиструисан да му је тело мањег пречника од унутрашњег пречника цевовода, што му омогућује слободно кретање кроз цевовод. Дужина тела чистача мора бити таква да он може без икаквих потешкоћа проћи кроз све кривине. Дужи чистачи се из тог разлога праве зглобно. На чистачу су уграђене четкице, ножићи или гумене плоче које стружу по зидовима цеви и тиме их чисте оц наслага. Код нафтовода мањег пречника (Б=73 шш), што је случај са бушотинским нафтоводима на нашим пољима, убацивање и хватање чистача се остварује помоћу чистачких славииа. Код већих пречника нафтовода користе се чистачке станице. На слици 2-42. је приказана улазна и излазна чистачка станица.

204

Чистачка станица се састоји од: чистачке кутије (2), чије отварање и затварање омогућује убацивање и вађење чистача, и од система цеви и цевних затаварача помоћу којих се обавља убацивање односно вађење чистача а да се при томе не обуставља процес транспорта. Убацивање чистача н а . улазној чистачкој станици захтева да цевни затварачи (8) и (10) буду затворени а да буде цевни затварач (9 ) отворен тако да нафта прогиче у назначеном правцу. Чисгач се убацује отварањем поклопца (1) уз претходну проверу на манометру (3) да ли у кутији за чистаче има притиска. Испуштање притиска се иначе обавља преко цевног затварача (11) пре отварања поклопца (.1). Чистач се убацује иза прикључка мимоилазног вода (5). Пошто је чистач убачен у чистачку кутију (2) затвара се поклопац (1) и цевни затварач (3) а проток се усмерава преко мимоилазног вода (5) отварањем цевног затварача (10) и постепеним отварашем цевног затварача (8) и затварањем цевног затварача (9) . Притисак нафте из мимоилазног вода ће нотиснути чистач у цевовод. Када је чистач иотиснут у цевовод затварају се затварачи (8) и (9), а притисак у чистачкој станици се испушта отварањем затварача (4) и испуштањем кафте у окно (12). Хватање чистача на излазној чистачкој станици се обавља отварањем затварача (10) и (8) а затварањем затварача (9). Проток нафте се усмерава лреко мимоилазног вода (5), услед чега чистач упада у чистачку кутију. Кад је чистач ушао у чистачку кутију онда се отвара затварач (9) а затварају затварачи (10) и (8).

Пре вађења чистача потребно је смањити притисак у кутији помоћу затварача (11) и ислустити нафту. Потисни вод пумпе се спаја с главним цевоводом. Чистачке станице се углавном израђују надземно. Чистачке стакице су изоловане од цевовода помоћу изолационих прирубница. Станице треба штитити од корозије посебно пошто су оне изолационим прирубницама издвојене од система заштите цевовода. Кроз цевовод могуда се траспортују различити типови нафте. Уколико.се жели да приликом транспорта тих нафти не дође до њиховог мешања, онда се по

205

ЦВВОВОДИИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

убацивању једног типа нафте убацује чеп који има задатак да одвоји упумпаку нафту од нафте која иде за њом. Чепови могу бити у облику кугли или са гуменим плочама. На гасоводима се такође уграђују чистачке станице ради чишћења гасовода од чврстих материја и издвојене течне фазе. Конструкција чистачких станица је слична, а разлика је у делу за испуштање притиска. На слици 2-43. је приказана шема једног чистачког места на гасоводу.


2.6.4. Прелази саобраћајнвца и водотокова Места иа којима се нафтовод укршта са саобраћајницама и водотоковима називају се прелазима. Ови прелази могу бити надземни или подземни. Подземни прелази се изводе углавном тако да је нафтовод у делу прелаза заштићен посебном заштитном цеви. Општа шема прелаза са заштитиом цеви је дата на слици 2-44. Заштитне цеви морају имати такав пречник да мора да постоји одређени слободни простор између нафтовода и заштитие цеви. Однос пречника једне и друге цеви одређују прописи о безбедности транспорта нафте и гаса магистралним цсвоводима. Цевовод се уграђује центрично у заштитну цев. Заштитне цеви могу бити челичне, ливене, бетонске и азбестне. На крајевима се празни простор између нафтовода и заштитне цеви заптива. Челичне заштитне цеви се морају изоловати како би се заштитиле од корозије. Контрола међупростора код прелаза се изводи помоћу одушних цеви које су уграђене на заштитне цеви. Међупростор се повремено мора контролисати да би се утврдило да ли има нагомилавања нафте у међупростору услед дефекта на нафтоводу у делу уиутар заштитне цеви.

Сл. 2-44. Прелази саобраћајница и водотокова

Сл. 2-43. Чистачко место на гасоводу са пријемном и отпремном чистачком кутијом

2.6.5. Кондензни лонац

Као саставни део нафтовода може бити и пропорционатор, уређај којим се омогућује мешање различитих типова нафте. Мешање нафти се обаиља у условима када се жели постићи боља цена и кад се желе боље проточне карактеристике нафте. Пропорционатор елимииише мешање нафте у резервоарима.

Приликом струјања гаса кроз гасовод услед промене притиска и температуре могу се створити услови за кондензовање водене паре и угљоводоника. Количина искондензоване и издвојене воде као и течних угљоводоника - кондензата зависи од састава природног гаса и од квалитета обављене припреме гаса на пол>има. У циљу елиминисаша утицаја издвојене течне фазе на проток гаса, као и елиминисања услова за одвија , процеса корозије у гасоводе се уграђују судови за издвајање течне фазе - кондезни лонци. Ови судови се постављају на најнижим местима гасоводз где се иначе сакупља течна фаза. На слици 2-45. је приказан шематски изглед једног кондензног лонца. Пражњење овог суда обавл>а се отварањем вентила на испусном воду. Притисак у кондензном лонцу делује на површину накупљене течне фазе тако да по принципу сифона при отварању вентила на испусном воду долази до истицања течне фазе, односно пражњења кондензног лонца.

206

207

2.6.3. Пропорционатор

ЦЕВОВОДНИ ТјРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА


Табела 2-18 класа притиска

В е н ти л

Испусни вод

Сл. 2-45. Шематски лриказ кондензног лонда 2.6.6, Класификахргја опреме девовода према притиску

150 300 400 600 900 1500 2500

макс. радни притисак код температуре -6.6°С до 38°С 285 рзј односно 19.7 ћаг 740 р$1 односно 51 ћаг 940 рз! односно 68 ђаг 1480р$ј односно 102.ћаг 2200 р$1 одиосно 153 ћаг 3705 р$1 односно 255 ђаг 6170 р$1 односно 425 ђаг

макс. радни притисак код температуре 38*Сдо 93.3°С 260 р$! односно 17.9 ћаг 675 р$! односно 46.5 ђаг 900 р$1 односно 62 ћаг 1350 рб! односно 93 ђаг 2025 р$1 односно 140 ћаг 3375 рз! одкосно 233 ћаг 5628 рз! одноано 389 ћаг

Стандард АР1-6А има седам класа које имају различите олсеге притиска од АК81 стандарада. По АР1-6А су следеће класе; 2000 рзј односно 138 ћаг, 3000 р$1 односно 207 баг, 5000 р$1 односно 345 ћаг, 10000 рзј односно 690 ћаг, 15000 р$1 односно 1035 ћаг, 20000 р$1 односно 1380 ћаг и 30000 р$1 односно 2069 ћаг. Ови лритисци важе када су температуре ниже од 30°С. АРГ6А захтеви су строжији у контроли металуршког процеса производње и у производњи цевних елемената у односу на АШ1-В.16.5. То показују подаци да прирубнице по АР1-6А класе 2000, 3000 и 5000 имају исте димензије и потпуно су заменњиве са прирубницама ио АИЗГ 600,900 и 1500. Међутим прирубнице ло АР16А иемају исту класу притиска као одговарајуће прирубнице према АИбћ Класе по АР1-6А 10000, 15000, 20000 и 30000 немају одговарајућу еквивалентну серију према АИб! у димензијама.

Приликом пројектовања девовода мора се направнти избор не само цеви већ и елемената цевовода, као што су цевни затварачи, фитинзи, чистачке кутије, комлензатори и др. Изабрани елементи морају да издрже напрезања проузрокована притиском флуида који лротиче кроз девовод. Ови елементи нису лрави цилиндрл, као цеви, они имају сложену геометрију и захтевају доста проучавања да би се утврдио притисак који могу да издрже. Уместо да се приликом лројектовања анализира сваки елеменат, индустрија је извршила стандардизацију елемената. Стандардима су дефинисаие димензије, квалитет материјала, начин производње и контроле производње елемента. притисци и температура за које су конструисаии елементи, Стандардизација је омогућила да се један елемент произведен од једног произвођача може заменити са елемеитом другог произвођача, Стандарди АМб!-В.16.5 и АР1-6В. се најчешће користе и према њима се цевни елементи производе за одређене класе притисака. Класа притиска неког цевног елемента подразумева притисак који је једнак или већи од максималног радног тфш^иска система у који се уграђује цевни елемент. Према АКЗГ-В.16.5 спецификацији постоји седам класа за притисак: АМ31 150 - класа која одговара за номинални лритисак РИ 20 (баг), АН51 300 или РИ 50, АК31 400 или РИ 68, АШ ! 600 или РИ 100, ^N$1 900 или РИ 150, АИбЈ 1500 или РИ 250, ^N312500 илиРИ420. У табели 2-18 су дати максимални радни притисци за поједине класе према АШ1-В.16.5 за групу материјала 1.1 (што је уобичајени угљенични челик) за две температурне области. 1 208

209

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТЕ И ГАСЛ


У разматрању примене транспорта нафтоводом односно упоређивања са другим видовима транспорта треба разматрати нафтовод чије технолошке карактеристике обезбеђују тражени ниво функционисања уз постизање оптималних економских услова. Цена транспорта је та која опредељује избор методе транспорта а и параметара нафтовода односно њихових техничких карактеристика.

3.1.1. Критеријум избора оптималних параметара нафтовода

Транспорт сирове нафте од нафтног поља до рафинерије се може обавити: нафтоводом, железничким цистернама, аутоцистернама, речним и поморским танкерима. Железнички транспорт подразумева постојаше развијене мреже железничких пруга, при чему се за реализацију транспорта сирове иафте гради индустријски колосек од поља до постојећег система пруга. Уколико нема развијене железничке мреже онда овај вид транспорта захтева изградњу дужих индустријских колосека, а то по себи значи значајно погорш аае економије овог вида транспорта. Железиички транспорт сирове нафте са неког поља има предност над транспортом нафтоводом уколико је дужина индустријске пруге мања и ако се обавља транспорт мањих количина али на већим даљинама. Друмски транспорт сирове нафте има могућност веће примене у односу на железнички транспорт јер су друмски путеви развијенији од железничких. Друмски транспорт показује предност над другим видовима транспорта код транспорта мањих количина нафте. Речни транспорт нафте је условљен пловношћу и разгранатошћу пловних путева односно река и канала. Овај вид транспорта пружа бољу економију транспорта над другим видовима транспорта када се ради о већим количинама нафте. Поморски транспорт сирове нафте је практично без конкуренције у савлађивању великих транспортних путева и мора као препрека. Једино на краћим путевима, са платформи на мору до копна, поморски нафтоводи могу бити конкурентни овом виду транспорта. Сваки од поменутих видова транспорта има своја технолошка и економска ограничења примене, што треба имати у виду код решавања коикретних проблема.

Нафтовод представља сложек објекат који чини отпремни терминал, нафтовод у ужем смислу речи-цевовод и пријемни терминал. Отпремни терминал представља објекат на коме је инсталирано складиште нафте и почетна пумпна станица. Нафтовод у ужем смислу речи обухвата цевовод, опрему цевовода са пумпним међу станицама и системима катодне заштите и телекомуникације. Пријемни терминал се састоји од резервоарског простора за пријем ћафте, система за манипулацију и пумпних агрегата којима се обезбећује даље упућивање нафте у процес рафинације (ако је пријемни терминал у близини рафинерије) или ва претовар у танкере (ако је пријемни терминал на обали реке, канала или мора). Н а терминалима предмет оптимизирања чини складишни простор. Капацитет складишног простора, број резервоара и типови резервоара који могу задовољити тражене капацитете складиштења подлежу поступку избора односно оптимизације. Највећу преокупацију код нафтовода представља избор техничких карактеристика цевовода, почетне пумпие станице и међустаница. Траса цевовода, радни притисак цевовода, врста цеви, квалитет и дебљина зида цеви, врста и квалитет опреме цевовода, број пумпних сатница, снага, типови пумпи и друго чине основне техничке параметре који подлежу поступку оптимизирања, У разматрању поступка олтимизирања ми ћемо се углавном задржати на избору трасе, пречника, броја пумпних станица и снаге станице. Избор оптималних величина појединих параметара подразумева изналажење најповољнијих величина у односу на утврђени критеријум. Код нафтовода могу бити присутна, углавном, три критеријума, Први критеријум који има највећу примену је критеријум избора оних техничких карактеристика нафтовода које ће омогућити постизање најмањих укупних годишњих трошкова транспорта. У условима када се не располаже са довољно капитала може се захтевати изградња нафтовода са таквим технпчким карактеристикама којима се омогућују најмања инвестициона улагања. Дакле, први критеријум води рачуна о укупним годишњим трошковима тј. о економији у току целог експлоатационог века нафтовода, да би други критеријум-мини' ,ална инвестициона улагања занемарио на одређени начин техничке и .ономске захтеве пред нафтоводом у току његовог експлоатационог века. У ратним условима и у одређеним посебним ситуацијама брзина изградње као и пуштање у погон нафтовода може да буде критеријум оптималности. Наравно, критеријум оптималности може да буде и комбииација горе наведених критеријума. На пример, изградња нафтовода са минималним годжлњим трошковима транспорта, при чему изградња ие сме прећи 18 месеци. Поступак избора најповољнијих параметара код примене економских критеријума (минимални годишњи трошкови или минималне почетне

210

211

3. И З Б О Р О П ТИ М АЛ Н И Х П А Р А М Е Т А РА Ц Е В О В О Д А 3.1. ИЗВОР ОПТИМАЈШИХ ПАРАМЕТАРА ИАФТОВОДА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТВ И ГАСА

инвестиције) налаже код разматраких варијантних решеља изналажење инвестиционих улагања-цене објекта и годишљих експлоатационих трошкова. Како се економски нрорачун прави за цео ексллоатациони век нафтовода то је неолходно у разматраиим варијантним решењима укључити инвестиционе захвате који ће се лојавити у том лериоду као и промене капацитета. Да би инвестициона улагања у различитим временским периодима (на лример, у првој, петој и десетој години) према једној варнјанти градње могла да се упореде са иивестиционим улагањима из друге варијанте (која су на пример планирака у првој години, седмој и двадесетој години) нотребно је сва инвестициона улагања свести на исти ниво, Ово свођење се обавља такозваним посзупком дисконтовања. Овај поступак подразумева вредновање уложеног капитала у различитим временским периодима (годинама) на вредност у првој годиии улагања. На овај начин варијанте са различктим техкичким решењима и различитим динамикама улагања капитала се своде на исти упоредни ниво, јер су све вредности уложеног капитала у различитим годинама 'сведеие (валоризоване) на вредност у првој години градње. Наравно, уложени капитал се може есконтовати, тј. валоризовати и свести вредност уложеног капитала се своди на задњу годину експлоатације.

3.1.2, О д р ф а в а њ е и д в е с т и ц и о н и х у л а га њ а у н а ф т о в о д Инвестициона улагања у нафтовод' обухватају улагања у изградњу цевовода и улагања у изградњу пумпних станица. Висину инвестиционих улагања у нафтовод одређују улагања у припремнозавршне радове, у набавку олреме и материјала, грађевинско-монтажие радове као и други нераспоређени трошкови. У прилремне радове спада израда инвестиционо-техничке документације , набавка опреме и материјала, решавање имозинско правних односа и организација инвестиција. У завршне радове спадају технички пријем објекта, испитивање фуккционалности и пуштање у рад. Инвестиционо-техничка документација обухвата идејни пројекат, инвестициони лрограм, извођачке пројекте и тендер документацију за набавку опреме и материјала, као и за извођење радова. Решавање иМовинско правних односа подразумева спровођење доступка за добијање права на улазак на земљиште (а где је потребно и власништва) дуж трасе нафтовода ради обављања извођачких радовд и радова на одржавању цевовода у периоду експлоатације. У ову групу спадају и послови везани за организацију инвестиција, обезбеђење финансијских средстава, доступак набавке и складиштења опреме и материјала, координација свих активности на припреми и реализацији инвестиција. Најзначајнији удео у цени изградње једног цевовода има цена цеви, опреме цевовода и цена пумпи. Цена цеви и цевних елемеиата зависи од типа цеви, од квалитета челика и од пречника и дебљине зида цеви. Уколико се цевоводом транспортује флуид без садржаја агресивних компоненти (сумпор-водоника, угљен-диоксида) онда се користе цеви и цевни елементи изграђени од угљеничних челика. Присуство агресивних компоиенти подразумева улотребу челика отпорних на те компоненте, тј, челика са. садржајем хрома, молибдена и никла односно 212


нерђајућих челика. Постоји више врста нерђајућих челика а њихова цена може бити и до три четири пута већа од цене угљеничних челика. Уобичајено је у набавци цеви исказивање цене у дин/к§ односно дин/тони. Ово значи да цена цевовода зависи од тежине цеви која је директна функција пречника и дебљине зида цеви. 'На дебљину зида цеви поред квалитета материјала (5Б-Х-42, 46,52,56,60,70) од кога се производе цеви утиче и тил конструкције цевовода. Тип конструкције цевовода је дефинисан коефицијентом сигурности чија се вредност усваја лрема густини насел>ености и присуства објеката који треба да се штите или који .имају утицаја на нафтовод. Тако се код пролаза нафтовода кроз гушће насељена подручја користе дебље цеви у односу на цеви које се користе за пролаз кроз пољопривредна подручје. Код прелаза већих водотокова користе се цеви са већом дебљиним зида цеви чиме се испуњава повећани захтев у сигурности. Класа притиска цевовода, односно величина максималног радког притиска, такође има утицаја на цену цевовода. Тако, ако се узме да је цена цевовода за класу 20 ђага (150) једнака јединици онда је за класу цевовода притиска 50 ћага (300) за 59% већа тј. 1,59 од цене цевовода за 20 ћага, а за класу 100 бага (600) цена је за 68% већа или 1,68 пута цена цевовода за притисак од 20 ћага. Цеви могу бити шавне и бесшавне са различитим начином заваривња, Бесшавне цеви су скупље од шавних цеви, Електролучно заварене цеви су скупље од електротпорао заварених цеви. Цена грађевинско монтажних радова обухвата припрему терена, развлачење цеви дуж трасе, заваривање цеви и цевних елемената, испитивање заварених спојева, чишћења и изолације цеви, ископ рова, полагање секција цевовода у ров, затрпавање цеви, уградња цевних затварача и спајање. секција, израда прелаза испод саобраћајница и водотокова и њихово спајање са секцијама цевовода, хидропроба цевовода, пражњење воде из цевовода, израда катодне заштате и технички преглед објекта. Висина цене ових радова зависи од морфолошких и механичких карактеристика земљишта кроз које пролази нафтовод. Цена израде се разликује од тога да ли се она изводи у брдском, планинском, равничарском подручју, у пошумљеном подручју, мочварном подручју или подручју вечитог леда, Ценаископа рова у тлу које чини хумус и глина се разликује од цене израде рова у камену. Нестабилна подручја, зоне са клизиштима намећу санирање клизишта или примену посебних конструктивних решења како би се елиминисао могућ утицај клизања тла на стабилност цевовода. Пролаз кроз мочварна подручја захтева отежавање цевовода теговима или бетонским облогама. Слично је код прелаза водотокова. У остале трошкове спадају иадзорни и разни трошкови који се реализују у току изградње цевовода а нису обухваћени лретходним групама трошкова. На основу података из часописа "ОП ап
213

ЦЕВОВОДНИ ТРЛНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

Табела 3-1. пречник јпсћ т 12 0,323 14 0,355 16 0,400 18 0,457 0,508 20 22 0,559 24 0,609 26 0,660 28 0,711

цена изградње цевовода у $/кт 160.340 177.350 202.765 223.985 245.200 266.420 287.640 308.750 330.050


јединична цена $/т-пречника/т-дужине 496 500 506 490 482 477 472 468 464

У претходној табели су дати и подаци о цени (укупној вредности) израђеног цевовода на метар пречннка и метар дужине. Овај начин лриказиваша цене служи за брзу и грубу лроцену потребних улагања за изградњу неког цевовода. Уобичајена примена овог начина исказивања је цена у $/јпсИ пречника/кт дужине или скраћено цена инч-километра. Из горе приказаних података о кретању ове цене се види да ока са порастом пречника благо опада, са 49б$/т/т код 0,323 т пречника на 464 $ /т /т код пречника 0,711 т . Међутим, код грубих, првих прорачуна веома добро служи исказивање цеке коришћењем просечне јединичне цене. Цена пумпних станица се састоји од цене пумпних јединица, цене инсталирања ових јединица и цене припреме локације за израду пумпне станице, као и изградње грађевинских објеката за ову станицу и пратеће инфраструктуре. Цеиа пумпи зависи од тииа пумпи и од погонског мотора пумпи. Најскупље су пумпе погоњене дизел-мотором, јефтиније су пумпе погоњене гас-мотором а најјефтиније пумне са електромоторима. Грађевинско монтажии радови зависе од величине пумпне станице, односно од иисталиране снаге и од карактеристика локације где се изграђује станица. У ове карактеристике спада приступачност локације, тј. удаљеност од саобраћајница, услови снадбевања струјом, водом, механичке и друге карактеристике тла и др. Цена пумпних станица се обично исказије у динарима (или доларима) по јединици снаге К\У (или КС). У табели 3-2 је приказано кретање цена пумпних станица у зависности од величине инсталиране снаге, Подаци дати на овој слици су такође изведени на бази података из "ОП апб Озз Још-па1а" као и за цсну изградње цевовода. Табела 3-2. Инвестициона улагања у пумпну станицу Инвестициона улагања снага пумпе погон на гас електро погон (к\У) ($ЛОЛ0 ($ Ш ) 4216 3535 200 2108 1224 500 1836 1088 1000 1734 1054 2000 1632 3000 986 214

дизел погон ($/к\У) 4550 3060 2380 2176 2060

3.1.3. Годшшма трошкови нафтовода Код израчунавања цене транспорта нафтоводом, као и код избора оптималних параметара нафтовода са критеријумом мииималних годишњих трошкова осиову прорачуна чине годишњи трошкови. Годишњи трошкови нафтовода се састоје од амортизације, камате на уложени капитал, осигурања и трошкова одржавања нафтовода. Амортизација представља законом дефинисану обавезу издвајања средстава у току експлоатације неког објекта ради обезбеђивања његове репродукције, односно замене новим по његовом физичком или технолошком застаревању. Основу за израчунавање амортизације чини вредност нафтовода, односно цевовода, пумпних стаиица и пратећих објеката и амортизациона стопа. Прописи сваке земље регулишу амортизациону стопу за објекте и опрему. Амортизациони век цевовода се креће од 15 до 25 година. Међутим, код обрачуна амортизације се мора водити рачуна о амортизационом веку појединих компоиенти цевовода. Тако, за цеви важи амортизациони век 15-25 година, али за телекомуникациони систем 5 до 10 година. Пумпне станице имају амортизациони век 10 до 15 година и код пумпних станица треба водити рачуна о амортизационом веку појединих компоненти. Тако, на пример, пумпне станице имају амортизациони век 10 годика, систем аутоматике 5 година, грађевински објекти20-25 година, Трошкови везани за камате и осигурање зависе од висине капитала на који се плаћа камата, односно од вредности објекта који се осигурава и од висине камате односно стопе за осигурање. Тако, на пример, годишња камата се креће 810% док стола осигурања износи око 1% од вредности осигураног објекта. Трошкови одржавања нафтовода обухзатају трошкове одржавања функционисања нафтовода (цевовода, пумпних станица и пратећих објеката). Овде спадају плате запосленог особља, трошкови набавке релрб материјала, резервних делова, сервисирање опреме, санација хавариских стања, погонска енергија (струја, гориво, мазиво) и др. Запослено особље обухвата особље које ради у диспечинг центру, на одржавању телекомуникационог система, на одржавању линијског дела нафтовода и на пумпним станицама, као и особље које плаиира рад и одржавање и обавља надзор. Укупни годишњи трошкови нафтовода се могу представити једначином: Т*Јкуини = Т*•цсноноци+Т г *иужшилстаинцп

(3-1)

* 1цсв|Г*'^||енп‘^ Р ' 1пу»|п,|^"^лу,|пп где су: 1|в«|г - вредност цевовода-инвсстициона улагања а - део вредности цевовода који се мора сваке године отплатити (амортизација, осигурање, камате) Двш - експлоатациони трошкови цевовода - вредност инвестиционог улагања у пумпне станице Р - део вредности пумпних станица који се мора сваке године отллатити (амортизација, камате, осигурање) Е„умп„- трошкови експлоатације пумпних станица

215

(3-2)

ЦЕВОВОДНИ ТРЛНСПОРТ ИАФТЕ И ГАСА

ЦЕВОВОДНН ТРАН.СПОРТ НАФТЕ И ГАСА

3.1.4. Избор оптималне трасе нафтовода Најједноставнији пример полагања нафтовода између две тачке А и В, указује на проблематику проналажења оптималне трасе. На карти се може између тачака А и В нанети мрежа било какве конфигурације. Пресек линија које чине мрежу називамо чворовима, а линије између чворова дужима. Мрежа се може посгавити тако да тачке А и В леже у чворовима. Од тачке А до тачке В се може доћи коришћењем разних дужи, скупом допуштених путања (недопуштене су оне које праве петље). Задатак се састоји у избору путање састављеие од дужи таквих вредности, која даје максималну или минималну величину критеријума. Најуобичајенију примену има критеријум минималиих годишњих трошкова тј. избор трасе која има минималне годишње трошкове. Већ је раније речено да критеријум може бити и иајмања инвестициона улагања, време градње и поузданост изграђеног цевовода тако да се тражи траса која обезбеђује најмање годишње трошкове нафтовода, односио траса која обезбеђује највећу поузданост нафтовода или траса која обезбеђује најкраће време изградње односио траса са комбинацијом наведених критеријума. На пример: са најмањим годишњим трошковима и најкраћим временом изградње.

Проналажење оптималне трасе намеће одговарајуће математичке методе за одређивање оптималне трасе у мрежи одговарајућих путања. Постоји већи број метода које третирају проблематику најкраћег пута а које се користе у решавању задатка,- Иначе, ове методе су предмет сталног усаврашавања, На слици 3-1. је дат приказ избора оптималне трасе једног цевовода, при чему је као критеријум оптималности узета цена изградње цевовода (минималне инвестиције). Почетна тачка трасе је тачка А а крајња тачка, тачка О. Црткасте криве означене са х<>, Х|, х2,..., х„ означавају подручја са различитим ценама изградње цевовода. Прва секција цевовода може бити АВ, АС или АЦ. Цена изградње секције цевовода се добија као производ дужине секције и цене изградње по јединици дужине цевовода. Тако се добија да секција АВ има цену 5, АС има цену 3 и АБ има цену 4. Тако произилази да је секција АС са најмањим трошковима и оптимална за савлађивање прве зоие хо-хј. Ако сада посматрамо зону хо-х2 видимо да се до тачака Е, Р и О на нивоу зоне х2 може доћи од тачке А коришћењем различитих дужи. За секцију АЕ најмањи трошкови изградње су ако траса иде дужима АСВ, док за секцију АР ако се траса креће дужима АСР и за секцију АО ако се траса креће дужима АВО. Тако секција АСЕ има цену 7, секција АСР цену 5 и секција АБО цену б. У даљем поступку се иде на зону хо- хј затим на зону Х0-Х4и на крају на зону Х0-Х5. У свакој зони се бирају путање-трасе за сваку секцију од тачке А до референтних тачака дате зоне. Пуном цртом је означена прва варијанта АО која иде секцијама АС, СЕ, ЕН, НЕ и Ш са трошковима изградње 19 за разлику од друге трасе са трошковима изградње 20 и треће са трошковима изградње од 22. Тако да је траса АСЕНШ оптимална, јер она има најниже трошкове изградње.

3.1.5. Избор оптималног пречника Избор оптималног пречника у односу на годишње трошкове представља упоређење трошкова цевовода и трошкова пумпних станица у варијантама са различитим пречницима цевовода. У разматрању варијанти имамо да са смањењем пречника опадају трошкови цевовода док при томе расту трошкови пумпних станица. Код мањих пречника су већи падови притиска, на је потребна већа снага пумпања за њихово надокнађивање, а са већом снагом расту и трошкови пумпања. На слици 3-2. је приказано кретање трошкова везаних за цевовод и за пумпне станице. Ова слика најбоље илуструје карактер промене трошкова нафтовода са променом пречника и начин избора оптималног пречника. Укутши годишњи трошкови за нафтовод се могу изразити једначиком:

Сл. 3-1. Избора оптималне трасе цевовода Ако се усвоји за избор оптималне трасе критеријум да је оптимална она траса која обезбеђује најмање годишње трошкове онда имамо решавање једначине: 2 Т, • Ц=шш

(3-3)

где су: Т, - годишњи трошкови нафтовода по к т Ц -дуж ина дужи којима идетраса у.мрежи у к т 216

ТЉ=М • С|+С ј+С2 - Б • ћ+С4 ■I, (.3-4) где су: N - снага пумпе у С|- укупни годишњи трошкови пумпних станица у дин ($)/к\ч/§ос! Сз- годишњи трошкови пумпне станице који нису везани за снагу ($)/ сћп/еос) С2- годишњи трошкови цевовода у ($) сћп/ по метру пречника и метру дужине цевовода (трошкови зависни од пречника) С4- годишњи трошкови.цевовода који зависе од његове дужине у ($) сћл/т 217



Тик=[0,811392 •

Ако се пође од једначине за снагу пумпан»а:

(3-5)

.1ООО « ?7 р

X• (Ј3 • р — — --- ) • С,+С3+С2 • О С+С4 • I 0 5-1000-»?р

Из ове једначине можемо доћи до израза за оптимални пречник ако нађемо први извод једначине и извршимо његово изједначавање са нулом. На тај начин добијамо оптимално X):

где притисак, Р, представља притисак потребан за савлађиван.е губитака притиска који се добије из једначине протока,

0^(4,05696 • 10'3 ■О3 •

X• р —

*7р

— )».'“ «

(З-б)

где су: IV унутрашњи пречник цевовода у ш ^ - проток у т 3/б р - густина нафте у к§/т3 X - коефициј ент трења г{р- искоришћење пумпе С г укупни годишњи трошкови пумпних станица у дин ($)/к\у О г годишњи трошкови цевовода у ($) дин/ по метру пречника и метру дужине цевовода (трошкови зависни од прсчника)

Сл. 3-2. Кретање трошкова цевовода и пумпних станица

ДР-Х ~ ~ р •уј=0,8 1.1392• Х-С?Ј- р ' Ш 5 заменом АР-Р у једначину за снагу добијамо:

N=0,811392 • Х.(35.р— — к---

0 5 .|000-??р КоиоцибвШ нафЗођода у милионима шона

Једначииа за укупне трошкове нафтовода добија облик по укључивању израза за снагу:

218

Сл. 3-3. Трошкови транспорта нафте нафтоводима по тони километра у зависности од количине која се транспортује

219



Н а слиди 3-3. су приказани трошкови транслорта нафтоводима ло тони километра у зависности од количине која се транспортује. Слика даје податке и о пречницима нафтовода у односу на количину која се транслортује и на трошкове транспорта. Подаци дати на овој слици важе за 1986. годину а урађени су у Француском институту за нафту.

Т„к=Н ■С2+С, • О • Д Тд1с=98 • 0,4 • 200000+600 • 3 • 2143=11.967.400 $/§об П варијанта Усваја се пречник 18", 15=457 гат, 0„=438 т т .

Пример

РгР2=0,025655 2 0 0 0 0 0 870 ■1,327г=89.7 баг

Одредити оптимални пречник нафтовода којим се трансдортује 5760000 ш5 нафте годишње на дужини Д=200кга. Нафта има густину 870 к§/ш5, вискозитет на температури транспорта у,0<1С=0,000025 т 2/з (температура транспорта је 10"С).

2-0,438

2Р=89.7+8.9+1,5= 100,1 ћаг

1варијанта

Усваја се пречник 16", 0=400 тш , С„=380,96 тш , ако нафтовод ради 8000 Н, брзина струјања нафте у=1.,755 т/з, Дс=26683, па важи В1аг|из-ова формула за X: 0,3164

Усвајамо две пумпне станице са Р= 50 ћаг 0 , 2 - 5 0 0 0 - ХО3 10 0 0 • 0,6

= 0,0247

1 6 6 7 К \У

Тик=98 • 0,457 • 200000+600 • 2 • 1667=10.957.600 5/§об па имамо: РгРа-0,02474

2 - 0 ,3 8 0 9 6

870 • 1,75552=174Д5 ћаг

Ш варијанта Усваја се пречник 20", п=508 т т , П„=488,96 т т . Р1-Ра=0,026333

ако се узме 10% за локалне отиоре, што износи 17,4 ћаг и 1,5 ћаг за пуњење резервоара, онда добијамо:

200000

2-0,48 896

870 • 1,0654772=53,2 ћаг

2Р=53,2+5Д2+1,5=60 ћаг 2Р=174,11+17,4+1,5=193 ћаг 0, 2 • 6 0 0 0 • XО* 1000 0,6

Снага петребна за пумпање је:

Т„к=98 • 0,508 • 200000+600 • 2000=11.156.800 $/§о6

ХООО- ? 7 р

ако се усвоји искоришћење пумпе 0,75 % и ако се усвоје 26,7 % резерве у снази, онда је цикдр=0,6 и ако се усвоје три пумпне станице са Р= 64,3 ћаг №» ° а? ' б 4 -3 ' 1 0 1 =2143 К\У

•2000 К\7

16" 18" 20"

Тик=11.697.400 $ Т„к=10.957.600 $ Т„к=11.15б.800$

• оптималан пречник

Преко Једначине за оптималан пречник:

1 0 0 0 - 0 ,6

Ако се претпостави да 20% од иивестиционе вредности цевовода представља укупне годишње трошкове цевовода и да је просечна цена израђеног цевовода 490 $ /т /т онда је :

Г)=(4,05696 • 10‘5 • С5 • X • р

- )0ЈИМ 7р 'С 2

Ц=(4,05696 ■10-5 • 0,02565 • 0,2 • 870 - - 5 ° %

Сј=0,2 • 490=98 $ /т /т и ако се усвоји да је С|=б00 $/к« годишњи трошкови пумпне станице онда је цена укупних годишњих трошкова:

В-0,441 т што одговара цевоводу 0=18"

220

22.1


3.2. ИЗБОР ОПТИМАЛНИХ ПАРАМЕТАРА ГАСОВОДА 3.21.0дређивање оптималних параметара гасовода са константним протоком Избор величине једног параметра гасовода се не може вршити посматрањем једног параметра изоловано од других. Они су повезани и промене величине једног параметра утичу на величине других параметара. Ту везу међу параметрима илуструје једначина протока гаса која је, иначе, и полазна основа за израчунавање величина свих параметара. Као прва препрека у израчунавању величииа параметара јавл>а се избор одговарајуће једначине протока. Разноликост услова лротицања је разлог лостојања већег броја једначина лротока. Од тих једначина треба изабрати ону једначину која даје иајбол»е резултате у конкретним условима. Избор се врши на бази упоређеља величине протока добијене мерењем и рачунским путем применом различитих једначина. Једначина протока показује да величина пречника зависи од величине протока, квалитета гаса, квалитета цеви, конструкције и стања гасовода, од дужине транспортног пута и од величине притиска, Код транспорта већих количина гаса на великим растојањима гасоводи захтевају велики попречни пресек да не би дошло до прекорачења дозвољеног пада притиска између почетка и краја гасовода. Капацитет гасовода са повећањем пречника знатно брже расте од трошкова изградње гасовода што показује слика 3-4. Међутим, повећање лречника има техничка и економска ограничења.

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСП.ОРТ НАФТЕ И ГАСА

компресорских станица значи и ловећање трошкова, који у случајевима када се иде на већи број компресорских станица морају да буду већи од уштеда услед смањења лречника, то се оида намеће задатак проналажења најповољнијег односа између трошкова везаних за линијски део гасовода и трошкова везаних за компримовање. Овај однос трошкова показује слика 3-6. Задатак се састоји у одређивању оптималних величина параметара који директно утичу на висину трошкова везаних за лшшјски део гасовода и за компримовањс. У те параметре спадају пречник, радни притисак и дужина компресорских секција (односно број компресорских станица).

-

- □ Кб

—

□ — к$

□ Кб

К5

Кб

Сл. 3-5. Шема транспорта гаса на велику даљину Кб - компресорска станица; Р| - излазни притисак; ?г - улазни притисак

Сл. 3-6. Одређивање минималних укупних трошкова компресорске секције 1 - трошкови цевовода; 2 - трошкови компресора; 3 - укупни трошкови Сл. 3-4. Релативни трошкови изградње цевовода и транспорта Економски је повољније да .се на одређеним растојањима уграде компрееорске станице са којима се врши надокнађивање изгубљеног пада притиска него да се гасовод без компресорских станица одговарајуће димензионише, Тиме се омогућују већи специфични губици лритиска односно изграња гасовода мањих пречника. Шема транспорта системом гасовода са компресорским стаиицама је приказана на слици 3-5. Обзиром да уградња 222

Најчешће лримењиван критеријум за одређивање оптималног пречника као и других параметара је критеријум мииималних годишњих трошкова. Сгога за одређивање оптималних параметара треба најпре формирати једначину годишњих трошкова. Једначина укупних годишњих трошкова има облик, као и једначине 3-1 и 3-2, односно: (3-7)

Т* укупни “ ТХ 11епО110/1Л~ ч-Т А К0М»11>С«0|>СКИХСТаИ11Ц<* * □ <Ш *^*^1[..'1Ш ~^ Р *^КОМКЈЈМорА^^КОМНрОСбра 223

(3-8).



где су: !«<*« а

- вредкост цевовода-инвестициона улагања - део вредности цевовода који се мора сваке годиие отплатити (амортизација, осигурање, камате) Е1|<ЈШ ) - експлоатациоии трошкови цевовода ^омпрссор*“ вредност инвестицион.их улагања у компресорске станице Р - део вредиости компресорских станица који се мора сваке године отплатити (амортизацијаЈ камате, осигурање) ^ком^со!«*4трошкови експлоатације компресорских станица

Табела 3-3 Инвестицона улагања у компресорске станице изграђене у САД у току 1992. године__________________________ _______ ‘ _____________________ Цена изградње, $/к№ Инсталисана снага, к^/ 2924 992 1972 3234 1904 4410 1876 6615 1850 8085 1632 10290 Ануитетни фактори представљају вредности које се добијају на бази финасијских уелова изградње гасовода и компресорских станица. Они показују који део укупних инвестиционих улагања терети једну годину у разматраном периоду експлоатације. Трошкови експлоатације су вредности које се добијају израчунавањем радне снаге, енергије, одржавања објеката и трошкова услед губитка гаса у току транспорта.

224

16* 1 1 / / Ј \1 / д \

Т п п ш к о в н т о а н с п о г г г г а с а . пин /1000 т 3Лс1

Вредности инвестиционих улагања у цевоводе зависе од више фактора. Поред велишше пречника и радиог прштгска гасовода на величину инвестиционих улагања утичу и карактеристике терена кроз који пролази гасовод. Карак'герисгике тла, број и врста препрека утичу на избор одређених врса^а конструкција, а тиме и на висииу инвестиционих улагања. У анализама је веома често у употреби просечна вредност инвестиционих улагања но километру у зависности од величиие пречника. У табели 3-1. дат је приказ цена изградње цевовода по километру за различите величине пречника. Висина инвестиционих улагања у компресорске станице такође зависи од више фактора. Потребна инсталисана снага, тип компресора и други услови везани за локацију на којој треба да се изгради станица утичу на висину инвестиционих улагања. У табели 3-3. дат је приказ кретања просечне вредиости инвестиционих улагања за изградњу компресорских станица по јединици инсталисаие снаге. а према укулкој величини инсталисаие снаге (према "ОП апб Оаб Јоигпа1-у", за 1990. годнну у САД).

1"1 I П .ГТI 1..ГТ1 Л Т

I

1

и

/м •>*

1\... \ .У м

\ 1

20*.

и' \

22(‘

/

\ \Ч;

/ 2*2 V,, 113Г"Иј ««

50

тткштш.................. ................... ......—

2 ^

3

4

5

6

7

..... 1

8

1— .......!■■■■!■■■ »АшштмЈтџџти... .................... тАттшфштшЛтлтА........ Ји 9

10 11

12 13 14 15

16 17 18

19 20 21

К о л и ч и а а , 10л 5 п п 3/с1ап

Сл. 3-7. Трошкови транспорта природног гаса у функцији количина односно пречиика Напомена: Трошкови транспорта дати у дин/1000 81т3/кш су дати као релативни, јер се вредност данашњег динара разликује од вредности динара у моменту прорачуна.

225



Код гасовода са константним протоком, као и кад су услови подагаља гасовода такви да се може користити просечна цеиа изградње, једначина укупних годиши>их трошкова се може изразити у функцији променЈвивих параметара, односно пречника, радног притиска и дужиие компресорске секције, Одређивање оитималиог пречника се у овом случају састоји у одређивању вредности пречника за који први извод једначине трошкова има вредност нулу, а други извод има већу вредност од нуле. Зависност трошкова трацсггорта природиог гаса од количина које се транспортују односно пречника гасовода, приказује слика 3-7, Трошкови транспорта су дати као релативни, у одкосу на трошкове траиспорта 10г> бПг^/сЈст цевоводом пречиика од 760 т т (30") као јединицом. Сличан поступак је и код одређивања оптималне дужине компресорских секција. У овом случају тражи се дужина секције I# за коју први извод једкачине достиже вредност иулу, а други извод већу вредност од нуле. Веома је уоОичајен лоступак одређивања дужина компресорских секција преко компресионог односа. Данас се узима као оптималаи комлресиоии однос од 1,3 до 1,41. Тако имамо да се локација компресорских станица одређује у месту на коме пад притиска изиоси 1,3 <>Р1/Р2 ^1,42, чиме се одређује и дужина компресорске станице. На сл. 3-8 је приказана зависност трошкова транспорта код различитих вредности компресионих односа, односно дужина компресорских секција, за један дример. У овом примеру оптимална вредиост компресионог односа изиоси 1,4. Уједио, та вредност је узета као јединица за лриказ релативних трошкова код других компресионих односа. Из приказаног примера се види да за остале вредности компресионог односа, односно дужине компресорске секције, трошкови расту. Такође се види да оптималне вредности, као и величина подручја у бдизини оптималне вредности унутар којег л^же вредности се разликују врло мало од оптималне.

Поступак одређивања оптималног пречника и оптималне дужине компресорске секције се изводио код одређене фиксне вредности радног притиска. Данас су у примени вредности радног критиска до 110 бага са тенденцијом примене изнад 110 !>ага. Како висина радног лритиска има значајак утицај на трошкове транспорта, то се и поставља задатак одређивања оптималне вредности радног притиска. Примена виших радних притисака код датог протока омогућује примену мањих пречника. С друге стране, примена виших притисака захтева цеви дебљих зидова или бољег квалитета, као и веће снаге за компримовање, што новећава трошкове транспорта. Ово илуструје слика 3-9, на једном примеру. Трошкови транспорта гаса имају јединичну вредност, за овај пример, при вредкости радног притиска од 90 ћага који представља и оптималну вредност притиска. За остале вредиости радног притиска трошкови гасовода се повећавају, као што је у претходном тексту објашњено. Стога за улознавање ефеката услед повећања радног притиска као и за одређивање оптималне величине радног притаска треба решавати једначину трошкова по гтараметру радног притиска.

0^6" 3.000 000 т 3/аап

1.1

12 1.3 1.4 15 1,6 концрссорски однос

2»

49 66 79 90

дудиха компрвс.свкццЈ*, к т

40 50

60 70 60 90 100 110 120 130 140 150

радни пришисак !асо6ода (у ћаг)

Сл. 3-8, Релативни трошкови транспорта гаса у функцији дужике компресорске секције односно компресионог одиоса Напомена: Приказане вредности годишњих трошкова транспорта треба узети као релативни показатељ, јер се вредност данашњег дииара разликује од вредности динара у моменту прорачуна.

Сл. 3-9. Релативни годишњи трошкови транспорта гаса у функцији радног притиска Напомена: Годишње трошкове транспорта у дин/кт треба узети као релативне, јер се вредност даиашњег динара разликује од вредности динара у моменту прорачуна.

226

227


Примена приказаног поступка одређивања оптималних параметара претпоставља проток као константну величину. Коришћење поступка на примеру где се количине мењају по годинама или у одређеним периодима, у току експлоатационог века, захтева одређене допуне. Разматране варијанте са различитим величинама протока имају различиту динамику ангажовања средстава у току експлоатационог века и самим тим не могу се упоређивати преко годишњих трошкова посматраних за једну годину. Поступак одређивања оптималних параметера у случајевима са променљивим протоком у току експлоатационог века би се састојао из три фазе. У првој фази би се на бази протока у задњој години одредили пречници који би дошли у обзир за разматрање у различитим варијантама. Ова фаза подразумева одређивање броја компресорских станица за сваку разматрану варијанту и време уградње појединих компресорских станица. У другој фази се на основу динамике уградње компресорских станица за сваку варијанту праве годишњи трошкови за сваку годину у току разматраног експлоатационог века. Да би се варијаите могле упоредити потребно је све ове трошкове свести на упоредиву основу. Ово свођење је лознато у економици инвестиција као есконтовање односио дисконтовање. Свођење се обавља применом одређене стопе којом се вредност уложеног новца коригује за сваку годину чиме се сазнаје, на пример, колико вреди данас динар који ће се уложити за пет година. Свођење вредности уложених ередстава може бити на почетну или на крајњу годину. У трећој фази се врши избор оптималне варијанте разматрањем укупних трошкова у току целог експлоатационог века. Овакав приступ израчунавању нам даје одговор на питање да ли је боље у почетку ићи са већим пречницима да би се компресорске станице уградиле, на пример, тек у десетој години или са маљим пречницима а компресорске станице градити, на пример, већ у петој години.

3.2.2. Одређивање оптималних параметара гасовода са променљивим лротоком Пример пројектовања магистралног гасовода за снабдевање једног региона иди снабдевање једног и више суседних региона је веома чест. То је лример гасовода код кога транспорт гаса не прелази 500-800 кга, а количине које се транспортују се мењају по деоницама. Поред промене протока по дужини гасовода присутне су и промене протока по времену због неравномерних потреба гаса. Уобичајена пракса одређивања оптималних параметара гасовода са константним протоком на бази усвајања одређене вредности искоришћења гасовода у овом примеру није применљива. Пракса пројектовања гасовада дужине изнад 500 кш је пројектовање са степеном искоришћења гасовода од 85%. Ово искоришћење говори о 15% резерви где се узнма око 5% резерве на име одступања отварног коецифијента хидрауличког отпора бд пројектоваиог које доводи до смањења пропусне моћи и око 10% на име спровођења ремонтних радова и регулисања мањих неравномерности. Овакав приступ не може наћи примену код регионалног гасовода не обухвата више елемената који карактеришу регионалне гасоводе.

228

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ н а ф т е

и га са

Прво се у димензионисању мора поћи од дневних потреба региона и могућности задовољења истих у различитим годишњим добима. У зависности од величине и интензитета сезонских неравномерности потребно је извршити анализу могућности регулисања неравномерности. У складу са изабраним методама регулисања одредиће се потребни дневни капацитети по појединим деоницама. Овако добијене дневне потребе морају бити проанализиране са становишта флуктуације потреба по часовима у току дана. Величина ф лУк тУаЧиЈе се мора узети у обзир код димензионисања гасовода, при чему се код анализе регулисања ове флуктуације морају узети у обзир и друге методе регулисања. Ту спадају тзв. локална складишта лоцирана код потрошача или у шеговој близини. То су резервоари ниског притиска (гас холдер), сферични и цилиндрички резервоари, батерије цеви и резервоари течноггаса у којима се на ниским температурама држи растворен природни гас. Како се у већини случајеша ново пројектовани гасовод у неком региону повезује са лостојећим системом гасовода, то се код пројектовања узима у обзир резерва иа име могућих хаварија на постојећем систему. Колика ће се резерва усвојити зависи од технологије транспорта у оквиру региона, од расположивости резерве код извора снабдевања, као и могућносги коришћења двојних горива код потрошача и од постојећих складишта. Променљивост протока у току дана по часовима намеће потребу провере утврђених вредности пречника помоћу једначине за стацианарие услове. То значи да се изврши провера да ли може, или колики део променљивих количина може да буде регулисан акумулационом моћи гасовода. Акумулациона моћ гасовода се обавља на рачун пречника, величина крајњих притисака, те се у разматрањима анализирају промене притиска у зависности од промена потреба у току дана и од величиие пречника гасовода. ■ Проверу гасовода код несгационарних услова протока можемо извршити применом једначине за нестационарно струјање. Из горе изложеног произилазн да статус магистралног регионалног гасовода захтева његово посматрање као саставног елемента система регулисааа неравномерности и система резервирања снабдевања региона. Отуда код одређивања величике параметара треба сагледати све начине регулисања неравномерности као и њихове трошкове, како би могли одредити место регионалног гасовода у систему регулисања неравномерности. Ловезаност регионалног гасовода са системом гасовода суседних региона захтева одређено резервирање чији се степен утврђује путем упоређења трошкова резервирања другим начинима. Уколико су пречници гасовода одређени, што је случај на нашем систему у садашњем моменту, онда се акумулациона моћ узима у обзир код одређивања броја компресорских станица и времена њиховог укључивања. Одређивање броја компресорских станица. односно дужина компресорских секција, разликује се од начина којим се врши одређивање код гасовода са конетантним протоком. Оно се састоји у одређивању потенцијалних локација компресорских станица и упоређења трошкова транспорта код различитих локација станица. Одређивање минималних трошкова транспорта, усвајањем различитих локација станица, не може се једноставно решити, јер се та функција не може апроксимирати аналитички. За ову врсту проблема предлаже се примена методе динамичког програмирања.

229



Динамичко програмирање се заснива на принципу оптималности који се изражава на више начина. "Оптимално управљање од посматраног тренутка на даље не зависи од предисторије система до тог времена" или "оптимално управљаље у целом интервалу је и у деловима оптимално" или "оптималко управљање има особину, да без обзира на почетно стање система почетне управљачке акције, преостале управљачке акције морају бити оптималне у одиосу на стање које је настало као последица почетних акција”. Превођељем принципа оптималности на математички језик добијају се функционалне једначине, или рекурентне релације из којих се формира алгоритам ДП. До функционалних једначина ДП долази се хористећи математичку техиику инваријантног уроњавања. Она се састоји у следећем: уместо неког конкретног задатка који је потпуно математички структуиран, а његови параметри задати, посматра се читава фамилија сличних задатака, која је формирана на тај начин што се неки, иначе задати параметри, сматрају за променљиве, Затим се у тако формираној фамилији задатака, изабере и реши најлакше решив задатак. У следећем кораку потражи се веза између решења појединих задатака у фамилији почев од најлакше решивог. На тај начин доћи ће се и до решења постављеног задатка. Везу између решења појединих задатака у фамилији, дају фукционалне једначине. Проблем одређиваља дужина компресорских секција се може посматрати као расподела укупне дужине транспортног пута X на N секција произвољно индексираних 1=1,..,Н Свакој секцији се додељује део дужине Х|, ј=1,...,ТН, и то тако да се на свих N секција расподели цела количина X. Сваку секцију карактерише задата функција ефекта Ц(х;), ј=1,..,И. Ове функције показују зависност ефекта од духсине која се додељује свакој секцији. Као функција ефекта се узима лотребна снага за компримоваље, односно за савлађивања отпора треља који се јавља на тој дужини секције. Задатак оптимизације дужииа секција се састоји у расподели дужине X на N секција тако да укупан ефекат, буде највећи. Значи, треба наћи Х|..Х„, тако да критеријум, тј. функција укупног ефекта Р=Е((Х|) -има максимум (минимум трошкова за компримоваља) под условом да XX; = X и ограничељима Х^О, 1=1..„Н Овако постављен задатак тражи одређиваље екстремума функције Р од N променљивих, под задатим условима и ограничењима променљиве. Ако би се овај проблем покушао решавати применом класичне теорије максимума и минимума функције наишло би се на озбиљне рачунске тешкоће. Те потешкоће чине релативни максимуми и минимуми и то што би функција Г морала бити аналитичка или би се морала апроксимирати аналитички. Применом динамичког програмирања одређиваље екстремума иде преко рекурентне репације: Р, (х) = шах[Г, (х,) + Ри (х - х,)]

|-з

NXI5 х

(3-9)

Помоћу ове релације почетни задатак тражеља максимума функције N променљивих трансформисан је у низ знатно лакших задагака тражења максимума функција само једне променљиве. Тражеље максимума се обавља нумеричким путем са погодно изабраним кораком дискретизација.

3.3. ОПТИМИЗАЦИЈА СИСТЕМА СНАБДЕВАЊА ГАСОМ У ФАЗИ ЕКСПЛОАТАЦИЈЕ 3.3.1. Извори снабдеваља Процес производље представља прву карику у ланцу система снабдевања гасом. Режим процеса производње представља веома комплексну проблематику. У нашем приступу оптимизацији снабдеваља треба поћи од становишта системкости и узети само елементе спољне везе из овог домена као полазни елемент оптимизираља транспорта. У те спољне елементе спадају количине које се испоручују, притисак под којим се гас испоручује до компресорске станице на пољу и хемијски састав гаса. Поред ових елемената, с обзиром на потребу смаљења производље, а каткад и повећаља, потребни су показатељи о могућностима одступаља од оптималне динамике производње и трошкови тог одступања. Ту, свакако,' спадају и одређена технолошка ограничења која се морају узети у обзир приликом билансирања испорука гаса у условима већих и мањих потреба од пројектованих. Као резултат акализе тих ограничења јавља се приоритет укључиваља и искључивања појединих поља у систем. Који ће се извори снабдевања укључивати и са којом производљом, зависи од потреба за гасом у разматраном периоду.

3.3.2. Карактеристике потреба за гасом и методологија њиховог утврђивања Под карактеристикама потреба за гасом се подразумевају елементи неопходни за конципирање, пројектовање, изградњу и управљање дистрибутивним системом. Оне могу бити техничке, економске или техноекономске природе, У прву групу карактеристика спадају величине потреба по потрошачима, потрошачким центрима и регионима за одређени временски период. За потребе пројектовања обавља се сагледавање у периоду 5-15 година. док за потребе експлоатације тај период износи од године и унутар једне године. Начин утврђивања величине потреба се може извести једном од следећих метода: • методом анализе података из претходног периода, • методом анализе компонената потрошње и • методом базираном на искуству експерата. Прогнозираше потреба за гасом на бази података из претходног периода се састоји у утврђивању законитости понашања промена потреба по времену. На бази анализе података из протеклог периода могу се установити систематске промене потреба по времену, као и промене које произилазе из регуларног смењивања повећаних и смањених потреба које настају под дејством природних цикличних фактора. Једначина за прогнозирање потреба за гасом на бази анализе података из претходног периода има следећи облик: <3(1)=ћ(1)+5(1)+и(1)

230

(3-10)

ДЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТЕ И ГАСА


гдесу: ђ(() - функдија која описује системске промене процеса по времену (тренд), 5(1) - периодичан члан,

и(1) - члан који подразумева случајну грешку. Тренд промене се добија избором одговарајућег полинома (на пример, методом најмањих квадрата) који најбоље карактерише промене у протеклом периоду. Уколико су већа одступања од тих промена онда се може применити апроксимација полиномом вишег степена. Периодични члан подразумева избор одговарајућег тренда периодичних лромена произашлих под дејством цикличних природних фактора. Трећи члан подразумева случајна одступања потреба за гасом. Друга метода прогнозирања потреба за гасом подразумева поделу разматране потрошње иа групе-секторе потрошње који имају исте законе понашања. Тада се примењује вишеструка регресија за N закона потреба која има облик: N <3(«)=И;;(1)

(3 -1 1 )

I где је Гј(г) законитост понашања сваког сектора ј. Као сектори потрошње на које се' може разбити потрошња једиог потрошачког центра могу бити: потрошња у хемијској индустрији као сировине, потрошња у индусгрији као технолошког горива - потрошња у индустрији за енергетске потребе, потрошња у домаћинствима, потрошња у топланама и за производњу електричне струје. Примена ове методе захтева податке о кретању потрошње у сваком потрошачком центру ио секторима за протекли период. Недостатак ових података често је и разлог примене прве методе. У другу групу карактеристика спадају режимске карактеристике потреба. Оне изражавају неравномерност потреба за гасом ло одређеним временским периодима. Унутар годишњег периода можемо издвојити сезонску неравномерност која одрах<ава промене потреба у току грејне и негрејне сезоне, неравномерност лотреба по месецима у току године, неравномерност потреба по данима у току месеца односно недеље и неравномерност по часовима, односно сменама у току дана. Оваква подела неравномерности потреба за гасом одражава утицај одређених фактора. Познавање појављивања тих фактора омогућује утврђивање односно прогнозирање промена потреба у разматраном периоду. Највећа неравномерност потреба за гасом по величини је сезонска и неравномерност по месецима. Она је условљена повећаким потребама за гасом у току зимских месеци за потребе грејања. Овај облик потрошње је нарочито изражен код потреба топлана, термоелектрана, комерцијалног сектора и широке потрошње. Ова врста неравномерности може бити изражена и код индустријских потрошача који поред потреба за гасом у технолошке сврхе користе значајне количине гаса за грејање и вентилацију. Унутар месечна и недељна неравномерност потреба за гасом је узрокована истим факторима који узрокују сезонску неравномерност уз додатни фактор промена суботама и недељама, као и празницима кад одређене групе потрошача смањују или прекидају употребу гаса а друга група повећава (широка потрошња).

232

Унутар дневна неравномерност потреба за гасом је везана за неравномерносг потреба у топланама, комерцијалној и широкој потрошњи, као и у индустрији која ради у две смеие или само у једној. Приказане облике неравномерности обично карактеришу и одређени показатељи. Обично се користе два показатеља: показатељ количиие и показатељ интензитета неравномерности. Показатељ количине неравномериости одређује количину која код равномерне испоруке не може бити искоришћена у периоду смањене лотрошње или која недостаје у периоду ловишене потрошње изнад средње испоруке. Показатељ интензитета неравномерности показује амгшитуду промена потреба за гасом и одређује се односом потреба гаса у периоду максималних потреба (за месец, дан, час) према средњем показатељу за исти период. Одређивање количине неравномерности захтева податке који карактеришу криву неравномерности потреба за гасом. Она се може одредити апроксимацијом криве изведене из показатеља дневних потреба за гасом за годину. На количину неравномерности утиче јако удео грејног оптерећења у укупним потребама гаса, као и време трајања сезоне грејања. На бази криве изведене из показатеља дневних потреба за гасом може се добити и показатељ о интензитету неравномеркости потреба. Међутим, ова два показатеља не дају потпуну представу о динамици сезонских и дневних промена. Код једне исте величине неравномерности може бити различита конфигурација графика потреба гаса, као што и интензитет неравномерности не одређује параметре целе криве, већ даје лредставу о њеној једној максималној тачки. Из тог разлога су разни аутори уводили додатне показатеље. . Поред унутар годишњих промена лотреба за гасом постоји и такозвана вишегодишња неравномерност лотреба. Она представља одступање максималних и минималних потреба у одређеној години од вишегодишњих» вредности максималних и минималних потреба код истих потрошача. Пројектовање и управљање системом снабдевања гасом захтева прогнозу керавномерности лотреба не само за цео систем, већ и по потрошачким центрима. Прогнозирање неравномерности потреба за сваки потрошачки центар се може обавити на бази осредњених података о неравномерности потрошње у току прошлог периода. Већа тачност прогнозе се постиже узимањем у обзир и промене структуре потреба у току периода за који се ради прогноза. При томе се може под појмом структуре потреба подразумевати груписање потреба за широку потрошњу, комерцијалне сврхе, индустрију по гранама, за производњу електричне еиергије и за топлане. Тачност прогнозе иеравномерности потреба зависиће од тачности прогнозе количинских потреба за гасом, од тачности прогнозе структуре потреба и карактера неравномерности по групама потрошача. Обзиром да је основни фактор који изазива неравномерност потреба за гасом промена температуре околног ваздуха, то се може усвојити груписање потреба за гасом у завиености од утицаја температуре. Такво груписање потреба подразумева груписање на: * потребе које су директно зависне од промена температуре околног ваздуха, као што су потребе за грејање и вентилацију; * иотребе које су у незнатком степену зависне од промене температуре околног ваздуха, као што су потребе за технолошке процесе; * потребе које не зависе од промена температуре околног ваздуха, као што су потребе за технолошко гориво и сировину;

233

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НА Ф ТЕИ ГА СЛ

Позкавање овакве структуре потреба за гасом и карактеристика неравномерности по групама омогућује постизање тачније прогнозе добијене претходно изнетим груписањем потреба. Прогнозирање неравномерпости потреба се може обавити анализом и одговарајућом статистичком обрадом података из претходног периода по појединим групама потрошача. Која ће се од ових метода прогнозирања применити зависи од потребног нивоа тачности прогнозе, као и од расположивости података о карактеристикама потрошње у претходном периоду. На основу графика потреба појединих група потрошача израђује се график потреба за потрошачки центар, а на основу графика потреба потрошачких центара график региона и ширег подручја. При томе, треба имати на уму да просто аритметичко сабирање не даје прави график потреба разматраног места или подручја. Разлог томе су отказивања код потрошача, могући ремонти, као и повећане потребе у неким периодима који чине да коефицијент истовремености између појединих група лотрошача није једнак јединици. Отуда је у зависности од траженог нивоа тачности и потреба изналажења вредности коефицијента истовремености.

3.3.3. Транспорт гаса Приступ оптимизирању режима рада транспортног система се подешава према конфигурацији система. У сваком приступу основу чини оптимизирање магистралног гасовода посматраиог као објекта који се састоји из два елемента, ликијског дела-гасовода и компресорских станица. Модел за оптимизирање магистралног гасовода служи код олтимизирања сложених система, при чему се разматрају магистрални гасоводи као повезани елементи, односно приликом избора оптималних режима рада респектују се ограничења која произилазе из повезаности. Израчунавање параметара режима рада магистралног гасовода, подразумева познавање услова протока гаса. Код краћих гасовода и код знатних промена потрошње имамо нестационаран проток, док код већих гасоводних система најчешћи је стационаран проток јер су системи мање осетљиви на многе узроке нестационарности. Отуда се најчешће за оптимизирање режима рада код већих гасовода користе математички изрази који описују стационарно кретање у гасоводу. На пример, једначина 1-92 за проток под вишим притисцима описује ову врсту протока гаса у гасоводима и користи се за израчунавање пада притиска у гасоводима. Поред распореда притиска треба познавати распоред температуре дуж гасовода. Овај податак је значајан не само ради добијања средње температуре и тачнијег израчунавања протока, већ и због праћења услова ■стварања хидрата у току зимског периода. Основна једкачина која описује распоред температуре дуж гасовода је једначина (1-126). Оцена оптималности режима транспорта у зимском периоду се заснива ка акумулациоиој моћи гасовода. У том случају се израчунава и садржај гаса по деоницама. У фази експлоатације компрееорске станице режим рада веома често одступа од пројектованог. Одступање је последица неравномерних потреба за гасом, промене величине улазног и излазног притиска, промене хемијског састава гаса, температуре околног ваздуха и др. Отуда и потреба одређивања режима 234


рада станица, који у складу са насталим променама даје најповољније ефекте. Полазну основу за одређивање рада компресорске станице чине карактеристике компресорских јединица. Карактеристике. центрифугалног компресора су графички приказане на слици 3-10. Треба напоменути да до сада не постоји математички израз који потпуно дефинише карактеристике ове врсте компресора на бази теоретских поставки. Карактеристике на слици 3-10 су добијене на бази фабричких испитивања разматране компресорске јединице. Оне дају падатке о промени адијабатског напора у зависности од количине гаса- који се компримује. Поред овог показатеља слика 3-10. даје лодатке и о ефикасности компримовања и о броју обртаја у функцији количина гаса које се компримују. Она даје и дијапазон рада компресора, даје границу пумпања. На бази ових карактеристика може се пристулити израчунавању параметара рада компресорских јединица. Израчунавање сваге потребне за компримовање гаса код задатих услова обавља се помоћуједначине (2-12). Израчуиавање оптималног режима рада компресора тражи велики број израчунавања што је и разлог приступању систематизацији карактеристика и њиховог одвојеног приказивања. Ефикасност комттримовања се може апроксимирати као функција количине гаса која се компримује, брзине броја обртаја на бази података произвођача за конкретну комлресорску јединицу и приказати у форми као на слици 3-12. Адијабатски напор се може такође апроксимирати у функцији количина које се компримују што приказује слика 3-11. Сличну апроксимацију можемо направити и за степен компримовања. Овакав начин апроксимације се показао веома добрим у пракси, а одступања од стварних показатеља су врло мала. Веома значајан параметар вектора управљања представља излазна температура. Она се израчунава према једначини 2-11.

Сл. 3-10. Криве напора центрифугалног компресора

235

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТВ И ГЛСА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТНАФТЕ И ГАСА Е ф и к асн ост рада п о г о н с к е је д к н н ц е %

~ - - 0 , 0 0 0 0 4 ^ ’ + 0 . 0 0 0 0 1 4 ^ + 0,000241

Сл. 3-11. Крива напора

Поред познавања потребне снаге неопходно је и познаван>е јединица за погон, како би се могла израчунати потрошња енергије. На слици 3-13. је дат приказ потрошње енергије у зависности од врста погонских јединица и степена олтерећења. Израчунавање карактеристика клипиих компресора се разликује од горе изнетог приказа. Снага за компримовање се добија преко истог израза као и за центрифугалне компресоре, с тим што разлику чини одређивање ефикасности компримовања. На ефикасност компримовања утичу карактеристике вентила, брзина клипа-и молекуларна тежина гаса, као и степен комлресије. Добијање поузданих параметара и показатеља рада компресорских јединица захтева добијање тачних података и израза од произвођача, јер се поједине карактеристике разликују од произвођача до произвођача. На бази познавања карактеристика компресорских јединица може се приступити изради оптималног улрављања рада компресорске станице. Оно се састоји у одређивању броја агрегата који раде у серијској вези, у параледној вези и у одређивању степена оптерећења појединих агрегата.

Олтерећење, % Сл. 3-13. Потрошња горива у зависности од врсте погонске јединице 1- парна турбина; 2 - гасна турбина; 3- четворотактни мотор без принудног издувавања ваздуха; 4 - двотактни мотор без принудног издувавања ваздуха; 5 - двотактни мотор са принудним удувавањем ваздуха; 6 - четворотактни мотор са принудним удувавањем ваздуха са константном компресијом; 7 - четворотактии мотор са принудним удувавањем ваздуха са променљивом компресијом. Основу за одређивање режима рада магистралног гасовода представља једначина која описује везу између гасовода и компресорске станице. Она је заснована на технолошком захтеву да притисак на крају гасовода увећан за губитак притиска у цевоводу мора бити једнак или мањи од почетиог притиска увећаног за притисак који је постигнут на компресорским станицама. Ово се изражава једначином: 1

236

<Р2Р + ^ А П , I

0-12)

237

ЦЕВОВОДНИ ТРЛНСПОРТ НЛФТЕ И ГАСА

Из једначине се може извести и задатак оптимизирања режима рада магистралког гасовода. Он се састоји у распореду повећања притиска по компресорским станицама тако да функција циља добије екстремну вредност уз поштовање ограничења. Ограничења могу бити: • У свим деоницама цевовода максимални притисак, излазии притисак из компресорске станице, не сме бити већи од дозвољеног радног притиска.

« Притисак на крају компресорске секције, усисни притисак, ие сме бити мањи од дозвољеног мииималног притиска у секцијама. Р >р •

Притисак у појединим тачкама гасовода мора имати одређсну вредност која може бити већа или једнака задатој вредиости (вредности које намећу захтеви потрошача). Р,*Р„

« Максималне количине које се компримују на појединим станицама не смеју прећи максималну дозвољену количину.

« Температура гаса на излазу из компресорске станице не смћ прећи максималну дозвољену тампературу на улазу у гасовод. Т„2Ђ • •

Рад центрифугалних компресора мора бити у зони са дозвол»ном удаљеношћу од зоне пумлања. Оптерећење компресорских агрегата не сме прећи максимално дозвољено


• •

обезбеђење максимално могуће испоруке гаса свим или једном потрошачу; обезбеђење испоруке гаса с максималним прктиском у гасоводу (максимална резерва),

Примена првог критеријума оптималности подразумева избор режима рада са најмањим трошковима тракспорта. Анализа структуре трошкова транспорта указује да се промена режима транспорта углавном огледа у трошковима компримовања. Уколико су компресорски агрегати на станицама са истим степеном корисног дејства, онда се може говорити о критеријуму утрошка енергије за транспорт уместо трошкова транспорта. Оптимизирање режима транспорта се може описати поступком изналажења вектора управљања (и е ТЈ) који задовољава једначину К* = К* (Р, Т, Ц) где је К* е К, као и ограничења од а до ћ и за који функционал добија екстремну вредност: Ф -Ф С М )

(3 -1 3 )

где су: и е Ц вектор управљања у долуштеној области решења К. - вектор режима чије су компоненте притисак, температура, К* допуштена област режима, одређена технолошким ограничењима ф - укупни трошкови транспорта (уколико се примењује први критеријум оптималности) Проналажење екстремне вредности функционала за гасовод са више компресорских секција није једноставно. Функција циља представља адитивну функцију са више променљивих. Она је облика:

Ф - Ф ^ Ф . (& .,« ■ )

(3 -1 4 )

1

Екстремум ове функције можемо наћи применом динамичке методе програмирања. Задатак ове врсте је, иначе, познат под именом изналажење екстремума код процеса са вишестепеним одлучивањем. За његово решавање полази се од рехурентне релације: Р„(К1) = тш[ф,(К„и1)-Г „.,(К „и !)]

» Управља»е компресорским агрегатима мора бити у области дозвољених управљања (број обртаја, степен компримовања и друго). ЦеЦ, Поред ових ограничења могу постојати и ограничења економске природе. Функција циља може да одражава један од следећих критеријума оптималности: • обезбеђење задате испоруке гаоа са минималним трошковима транспорта;

238

(3-15)

Ако се узме да вектор режима представља једна компонента, лритисак, и да важи релација: Р, =Т(Р,и)

(3-16)

онда рекурентна релација има свој крајњи облик: Р „(Р ,) = т т Л ( Р 1, и , ) + Р . . , ( Т ( Р „ г . 1) ) ]

„™2.з„..н

239

(3 -1 7 )

ДЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТВ И ГАСА

Конкретно израчунаван>е мзраза захтева претходно адекватну дискретизацију допустмвмх подскупова К* и и*. чиме се формирају дискретни скупови тачака К и и,па се примењују само вредности Кк е К и и к е и. Свефункције које се појављују у (3-17) памте се за оне аргументе који лрипадају К*, Н*, а када је потребна вредност тих функција за друге аргументе, п рим евде се линеарна интерполација. Кораци дискретизације за сваку компоненту вектора Кк и ик не морају бити исти. Размотрићемо сада решавање задатка између оса режима 1-1 и 5 када алгоритам има следећи ток. Први корак: одређујемо на оси Рј., неку тачку ј, а на оси Р» тачку к. Варирамо вредности вектора управљања икЈ е р (и) код задате температуре на почетку Тц узимањем у обзир ограничења. Други корак: израчунавамо ф(кЈ и одређујемо шш фк* једноставним упоређењем вредности фјЧ Трећи корак: подижемо ј за један број и враћамо се на први корак. Четврти корак: сабирамо В'1,,Ј фјкЈ по свим вредностима ј. Пети корак: одређујемо ш т «( РцЈ + ф^ ) упоређењем свих збирова из четвртог корака. Шесги корак: памтимо вредност функције циља РкЈ из летог корака, и одговарајуће управљање икј, Седми корак: одређујемо Т к као фуикцију Тм1 и ? и ј која одговара изабраним вредностима и и Р према критеријуму оптималности. Осми корак: померамо 1<за један број и враћамо се иа први корак. Девети корак: после разматрања свих вредности ј и к одређује се оптималиа вредност на оси РјИ и прелази на осу Н-1, кад се реши и ј+1. Ограничења примене ове методе су ако вектори имају више од 2 до 3 компоненте, јер тада има велики број израчунавања и програм се доста тешко реализује, Велики број израчунавања је разлог да се код сложених магистралних гасовода уводи динамичко програмирање са одређеним усавршавањима. Та усавршавања су довела до примене апроксимација у динамичком програмирању. Познати су сдедећи начини апроксимаЈДИје: • укрупњавање мреже, * сукцесивне апроксимације, <* апроксимације у фуикционалном простору, ♦ апроксимације у простору управљања, • олакшице због специфичних карактеристика улазних података.


4. ОДРЖАВАЊЕ ЦЕВОВОДА 4.1* КОРОЗША ЦБВОВОДА 4*1.1. Процес корозије Челични цевоводи су изложени дејству корозије, било да су укопани или да су надземни. Обзиром да вредност цеви износи око 60% од вредности флокупног цевоводног система то је неопходно обезбедити њихову заштиту од корозије како би се спречило брзо пропадање. Процеси корозије метала су електрохемијске реакције које се могу поделити на анодни и катодни процес. На слици 4-1 је приказана анодна и катодна реакција на челичној цеви, АНОДА (+|

КАТОДА

Сл. 4-Г. Титшчне реакције корозије на аноди и катоди изоловане челичне цеви 240

241

ДБВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГА СА

За обављање анодног и катодиог процеса потребне су две електроде, анода и ксатода, електролит и веза између електрода. На самом цевоводу сс стварају анодне и катодке површине, јер се на цевима стварају различити лотенцијали. Различити потенцијали између два дела цеви иастају на различите начине. На пример, разлика потекцијала настаје ако су површине цеви различито обрађене, ако су делови цеви изложени различитим напрезањима, ако постоје разлике у структури челика и др. На сликама 4-2, 4-3, 4-4 приказани су примери код којих долази до стварања анодмих и катодних процеса на челичним цевима. Веза измсђу аводе и катоде се одвија преко самих цеви.

Процес корозије настаје тако што анодна површина челичне цеви ступа у реакцију с околним тлом или воденим електролитом. Анодна површина кородира тиме што јони гвожђа напуштају метал и лрелазе у електролит као катијон, а његов електрон прелази на катоду због разлике у потенцијалу између аноде и катоде. Одлазак јона гвожђа доводн до смањења потенцијала аиодне површине. Електролит, такође, дисоцира при чему се катијони гвожђа који су прешли у раствор неутралишу а анијони лрелазе на катоду где се такође неутралшиу. А ко је вода електролит, она може дисоцирати; Н20»>Н++ОН' Гвожђе ка аноди прелази у електролит у облику позитивног јона, тако што ће се ослободити два електрока по атому гвожђа: Рс->Рс+^ 2 е ' Позитивнн водоникови атоми из електролита ће прећи на катоду. Преко проводника, цеви, електрони ће ирећи такође на катоду, услед чега ће на катоди доћи до неутрализације водоника: 2Н++2е'-Ш2+1/2 0 2-Н 20

Сл. 4-2. Процес корозије цеви због различите сруктуре челика У електролиту ће доћи до неутрализације спајањем позитивних јона гвожђа са негативним јонима ОН Рс+++ 2 0 Н > Р 0(ОН)2, што представља рђу.

ч

Ако у електролиту има кисеоника реакцнја ће ићи даље: рс(0Н)2+02 ->Рс(ОН)з, што је црвена рђа,

Сл. 4-3. Процес корозије цеви због промене структуре челика настале савијањем цеви К

___________________

!

Према томе, корозија се одвија као галвански процес, а анода је подвргнута активном разарању јер се са анодне површине издвајају јони гвожђа, Брзина корозије укопаних цевовода зависи од физичко-хемијских својстава тла, које представља електролит у процесу корозије. На агресивна својства тла утичу влажност тла, садржај ваздуха (кисеоншса) у тлу, концентрација водоникових јона и отпор тла. Ако се узму ова четири основна фактора у разматрање онда можемо имати следеће карактеристичне случајеве:

ђода ! 1лина

*' иесак

1 1

. • / •

V

Ј

Л

' ~

^

........................

Сл. 4-4. Процес корозије цеви услед различите аеризације тла и због различитог састава тла 242

1. Код сувог тла или с врло мало влаге, при истом саставу тла, електрични отпор ће бити брло висок, а коицентрација водоникових јона незнатна. Агресивност тла ће углавном бити вазана за концентрацију кисеоника у тлу. 2. Код тла са повећаним садржајем влаге, али да није засићено влагом, концентрација водоникових јона је повећана, а могућа је и концентрација кисеоника. Електрични отпор тла ће бити мањи. У овом

243

ЦБВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА случају сви фактори ће утицати на агресивност тла, То ће бити подручје где ће агресивност постићи максимум. 3. Код тла потпуно засићеног влагом конценттрација водокикових јона је максималка, а кисеоника минимална. Влектрични отлор ће бити минималани. У овом лодручју ће све величине попримити константне вредности. На слици 4-5. лриказана влажности тла на брзину корозије.

су лабораторијска испитивања деловања


4.1.2. К а т о д н а з а ш т и т а Почеком 1800. године коришћене су, у САД, електрохемијске методе за заштиту од корозије металних конструкциЈа. Године 1895., такође у САД, се појављује патент који даје тип катодне заштите који се користи за заштиту укопаних челичних цеви које се налазе у појасу електричких пруга са једносмерном струјом. Тридесете године овога века узимају се као године када је, генерално, на кафтоводе и гасоводе, катодна заштита прихваћена као начин заштите од корозије. Заштита од корозије са катодном заштитом се заснива на довођењу челичних цеви на потенцијал при коме не долази до процеса корозије. Довођењем цеви иа потенцијал који је једиак или већи од потенцијала локалних корозионих елемената галванских елемената престаје процес корозије. Искуства показују да ће металка конструкција бити у иодручју пасивности, тј. заштићена, ако се њен потенцијал креће око -0,54 V у односу према нормалној водониковој електроди, или од -0,3 до -0,8 V у односу на бакар-сулфатну електроду. Катодну заштиту можемо постићи употребом спољног извора једносмерне струје или помоћу галванског елемента у коме је једна електрода штићени метал, тј. цевовод, а друга се електрода уграђује у систем. У оба случаја штићене цеви морају имати већи потенцијал од друге електроде, па према томе оне лредстављају катоду система, због чега је и читав систем заштите назван катодна заштита. На слици 4-6. је дат шематски приказ катодне заштите са спољним извором струје и са галванским извором струје.

Сл. 4-5. Зависиост брзике корозије од влажности тла На основу отпора тла дуж трасе може се утврдити класификација деоница у функцији агресивности тла. Ако је отпор тла већи од 100 П т онда је корозивност тла ниска, за отпор тла од 20-100 Пт корозивност тла је средња, за отпоре тла од 10-20 Пш корозивност је повишена а за отпор тла од 0-10 П т корозивност је висока. За сагледавање степена агресивности тла дуж трасе цевовода неопходно је прикупити податке и о литолошком саставу (глина, песак, лапор и др,)> порозности тла, загађености тла отпадним водама, шљаком и др. и о близини извора лутајућих струја трамвајских пруга и др, Уодштено се може рећи да ће дејство галвакских елемената на челичним цевима бити интензивније уколико су слабије електричне везе преко електролита између катодних и анодких места на цевоводу. Интензитет електричних веза зависи од прелазнаг отпора са цеви на електролит и од карактеристика електролита односно тла.

244

Сл, 4-6. Шематски приказ катодне заштите (а) спољним извором струје и (б) галванским извором срује На слици 4-7. приказано је кретање струје локалних елемената. Струја локалних елемената има смер анода-катода.

.245



ж:{ Ер ђ каШода

ш&

анода к атод а

Ш Ш Ш 2 2Ш Ш Ш & Сл. 4-7. ХПематски приказ кретања струје локалних елемената када је спољни извор струје искључен

На слици 4-7. је дриказан заштитни галвански круг помоћу спољног извора струје и помоћне аноде. Струјни круг је отворен, па заштита не делује на локални елемент јер заштитна струја не тече. Ако затворимо струјни круг (заштитни круг) онда струја из заштитног извора тече преко заштитне аноде на аноду и катоду локалног елемента, слика 4-9. Претпоставимо да из локалног елемента тече од аноде ка катоди струја Х“ 10 А, а кроз заштитни круг струја 1=15А. На сл. 48 локални елемент је приказан као извор струје Е г а струјни круг локалног елемента је означен са К2<Смер струје локалног елемента иде од аноде на катоду и означенјена слици 4-9, У тачкама 1 и 2 прикључен је заштитии струјни круг извора Е/. и отпора • заштитног круга К*. Заштитним струјним кругом пролази струја јачине 1~15А преко отпора К*. Заштитна струја ће на отпору створити толики пад напона који ће по својој електромоторној сили бити једнак електромоторној сили локалног елемента, али супротног предзнака, па неће бити протицаља струје кроз струјни круг локалног елемента, У катодној заштити од битног су значаја електромоторне силе и отпор струјног круга локалног елемента. Ако дође до промене јачине струје локалног деловања промениће се и јачина заштитне струје. Ако заштитна струја изазове промену у отпору локалног струјног кола, таква ће промена утицати на распоред заштитне струје, односно иа јачину локалног деловања уз непромењеие електромоторне силе. Према РагасЈау-еву закону сггруја локалног деловања је везана за количину гвожђа које ће прећи у раствор. ТСод пројектовања система катодне заштите мора се водити рачуна да код заштите цевовода заштитни потенцијал не сме да падне испод дозвољене вредности, На сликама 440. и 4-11. је приказана шема заштите цевовода са једним и са четири заштитна уређаја.

Сл. 4-б. Шематски приказ тока струје када је укључен спољни извор струје

Сл. 4-10. Шема заштите дугачке деонице цевовода са једним заштитним уређајем Сл. 4-9. Поједностављена електрична шема струјних кола локалних елемената и заштитне струје 246

247

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТБ И ГЛСА


Заштитна струја обично треба да је таква да је густина између 4 и 300 шА/гп2. Као средња вредност препоручује се око 80 тА/гп2. Наведени подаци само су оријентациони, јер ће на њих имати велики утицај састав тла и изолација, па их треба за сваки конкретан случај мерењем утврдити. 4.1.4, Катодна задгшта са спољним извором струје Под спољним извором струје подразумева се струја добијена из електричне мреже или из генератора једносмерне струје. Спајање извора струје треба обавити тако да је негативни пол везан на цевовод а позитивки пол на помоћну аноду, као што је приказано на слици 4-13.

Сл 4-11. Шема заштите цевовода са четири заштитна уређаја 4.1.3. Заштитни потеицијал и струја На основу лрикушвених података о тлу дуж трасе и присутности других објеката у близини цевовода приступа се пројектовашу катодне заштите. Обично се узима да заштитни потенцијал, Тј*, да потеицијал цев-земља, не буде мањи од око -0.285 V апсолутних (у односу према водониковој електроди) или -0.850 V у односу према електроди бакар-бакарни сулфат. Ако је потенцијал цев-земља мањи од -0,20 V апсолутких, катодна заштита кеће деловати ефикасно. Повећањем заштитног потевцијала добија се већа сигурност у антикорозионој заштити, али ће у том случају и трошкови заштите бити много већи. Ако је цевовод у лошем сташу (слаба изолација и корозивно тло) онда ће потребни заштитни потенцијал бити око -0,35-0,50 V апсолутних. Већи заштитни потенцијал од 1 V се обично не користи, већтреба поправити изолацију цевовода, па тек онда пустити у рад катодну заштиту. Заштитни потенцијал се најбоље утврђује мерењем потенцијала цеви. Мерење потеицијала цеви је приказано на слици 4-12. 2

Сл. 4-12. Шема мерења потенцијала цеви 1-потенциометар; 2-мерна електрода (најчешће бакар-бакарсулфат); 3-челични контакт; 4-цевовод. 248

СЈХ. 4-13. Шематски приказ заштите помоћу спољног извора срује 1-спољни извор струје; 2-цеви; 3-помоћна анода (уземљење),. Помоћиа анода треба да је добар проводник да би се постигао што је могуће мањи отлор уземљења, и поред тога треба да буде што дужег века. Као помоћне аноде користе се гвожђе, графит, а може да се користи и напуштени неизоловани цевовод или друге уземљенечеличне конструкције. Отпор уземљења помоћних анода зависи од њиховог распореда облика анода и од слецифичног отпора тла. Често се уземљење изводи са више помоћних анода паралелно спојених. Ако тло има високи специфични отпор, неће увек бити довољна једна помоћна електрода да би се постигао мали прелазни отпор између аноде и тла. Да би се прелазни отпор измеђупомоћне аноде и тла смањио често се тло око дренажне тачке меша са ИаС1 или са СаСћ ради повећања проводности тла. Добри резултати се постижу и упумпавањем лежишних вода (воде издвојене из нафте на нафтним иољима) у дреиажну зону. Помоћне аноде у систему катодке заштите са спољним извором струје се морају с временом мењати јер се троше. Трошење анода зависи од јачине струје која иде кроз њу. Трошење железних анода износи око 9 кг/години, код угљених од 0,9 до 9 кг/год и код графитних око 0,9 кг/год при протоку 1 А. Напајање струјом се обавља из мреже шш из електроагрегата. Како се катодна заштита обавља једносмерном струјом то се при коришћењу струје из електричне мреже мора користити исправљач,

249



Напон на цевима се мен>а, па је потребно напон и струју катодне заштите такође регулисати, Напон на цевима се регулише аутоматски.

4.1,5. Катодна заштита помоћу галванског елемента Галвански елемент ћемо добити ако цевовод ловежемо с електродом потенцијала различитог од потенцијала гвожћа. Да би се извршила заштита челичних цеви, друга електрода мора имати нижи потенцијал у односу према водониковој електроди од гвожђа, тако да је у галванском споју друга електрода анода галванског елемента. Као анода најчешће се употребљава магнезијум, алуминијум и цинк. Магнезијум у односу на величику природног потенцијала је најповољнији. Алуминијум има повољна својства у односу на природни потенцијал, међутим, он се ређе користи за израду галванских елемената јер се превуче заштитним слојем због чега му се смаљује капацитет. Недостатак анода од цинка је што је потребна висока чистоћа цинка што поскупљује аноду Ниједна од галванских анода укопаких у тло неће имати свој нормални потенцијал, Лотенцијал раствараља ће се променити, па се зато за аноде не користе чисти метали већ њихове легуре. Лотенцијал отапања М& је -1,58 V, А1 је -1,88 У , а 2 п ј е -0/76 V. Потенцијал укопаних цеви такође не одговара нормалном потенцијалу гвожђа, већ је мањи. У катодној заштити , помоћу галванске аноде најважнији уређај је галванска анода. Те аноде се производе у облику блока или у облику траке. Аноде у блоку се полажу као помоћне аноде дуж цевовода. Тракасте аноде се такође постављају дуж цевовода тако да добијамо једноличну струју дуж цевовода, Ове се аноде обично укопавају 30 с т испод површине тла. На сликама 4-14, 4-15, 4-16, и 4-17 је дат шематски приказ начина спајања појединих типова анода с цевоводом.

С_ ...... Ј~ ~ I 1, ] [ [

~ т аноде

Сл. 4-15. Катодна заштита галванским елементом помоћу три аноде спојене паралелно

о

I

о.

2

т кабл

сжода

Сл. 4-16. Катодна заштита галванским елементом ломоћу серијски спојених анода дуж трасе цевовода

/

__________шракасШа анода

=

ј

-— кабп А

М

,

.............. ј

................................

Сл. 4-17. Катодна заштита галванским елементом помоћу тракасте аноде Сл. 4-14. Катодна заштита галванским елементом помоћу једне аноде и помоћу пара анода 1- цевовод, 2 - заштитина анода

Величина произведене струје коју даје поједина анода зависи од отпора саме аноде и прелазног отпора између аноде и тла. На прелазни отпор се може утицати избором аноде. Величина произведене струје зависи од запремине аноде а отпор од површине аноде, однос површине према тежини аноде утиче на величину струје. Код тла с високим отпором треба узимати аноде с већом површином за исту тежину. На тржишту су располож иве галванске аноде различитих димензија са различитим односом Р/О (површииа/тех<ина)

250

25!

ЦВВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА


Ефикасност галванских анода ће бити већа ако је струја коју производи анода јача. Јачина струје ће бити већа ако је прелазни отггор анода-тло мањи. Као и код помоћних анода може се тло где се анода укопава обрадити електролитом тако да се око галванске аноде повећа лроводљивост. Оваква обрада тла има ограничено дејство због дејства атмосферских падавина. Из тог разлога се аноде стављају у врећу која се испуњава још са средством које ће смањити прелазни отпор анода-тло и осигурати трошеље аноде, слика 4-18.

предузимати мере коитроле како би се благовремено предузеле мере за довођење система заштите у рад. Контролу рада система заштите спроводимо мерењем (контролом) потенцијала Ш1кићених цеви у односу на тло на конкретним тачкама. Обично ова мерења треба обављати једном недељно или месечно. Треба имати најмање једну контролну тачку између две катодне станице. Детаљнија мерења се могу изводити једном годишње (на више мерних тачака), а ако је систем добро уходан и једанпут у две године. На контролним тачкама треба контролисати напон и потрошњу снаге тј. струје на самој катодној станици. Интерпретацијом овако добијених података могу се утврдити промене које настају с годишњим добима (темперазура, влажност), као и погоршање стања изолације цевовода. У мере контроле система заштите спада контрола рада ислрављачке станице, тј. извора снабдевања струјом. Почетком 80-их година отпочела је компјутеризоваиа контрола процеса корозије и заштите од корозије. 4.1.7. Повећање прелазног отпора са цеви на тло, гр, изолацијом сдољних доврггшна цеви

Постоји више узрока који могу довести до престанка деловања катодне заштите, Престанак деловања катодие заштите и успостављање дејства корозије се не може на основу спољних манифестација установити, па се због тога морају

Дејство гадванског елемента који настаје на челичним цевима биће слабије што су слабије електричне везе преко електролита између катодних и анодних места на цевоводу. Слабљење електрохемијских процеса корозије постижемо повећањем прелазног отпора са цеви иа елеггролит помоћу изолације спољних површина цеви. Што је изолација квалитетнија то је процес корозије спорији. Потрошња струје а тиме и снага биће већа што је лрелазни отпор мањи између цеви и тла. То значи да би највећу потрошњу струје имали кад су цеви иеизоловане, а не би било никакве потрошње струје код идеално изолованих цеви, Међутим, ни један ни други случај у пракси не егзистирају, јер у првом случају би била прескупа катодна заштита, а у другом, прескупа изолација. Између ова два екстрема се тражи оптимално решење. Поступак изолације спољних површина цеви у току изградње цевовода се редовно изводи, јер он претпоставља основну заштиту од корозије. У завискости од карактеристика тла ова заштита може бити једина или праћена катодном заштитом. Изолација мора бити истог квалитета по читавој површини цевовода. Данас се азолација обавља изолационим тракама које се намотавају око цевовода. Изолација мора бити отпорна на промене температуре и на хемијско деловање, непропусна на воду, да се тешко кваси, да има високи електрични отпор, и да нри старењу ие мења својства, да је непропусна на гасове, да се добро држи уз зид цеви, да се не одлспљује приликом разних манипулација цевима (кад се користе предизоловане цеви у току градње). Да би се спречио контакт цевовода са тлом, што је случај спајања цевовода преко резервоара са тлом, са пумпом, компресором, вентилом или другим неизолованом или лоше изолаваном опремом, обавља се изолација по дужини цевовода помоћу изолирајућих спојница. Н>има се одваја укопани изоловани део од иадземиог дела који је у контакту са тлом.

252

253

Сл. 4-18. Анода са пунилом Да би пуњење око галванске аноде одржало влагу обично се додаје уз остала средства и бентонит. Прелазни отпор анода-тло има велики утицај на катодну заштиту, без обзира на то да ли се заштита обавља спољним извором струје или галванским елементом. Прелазни отпор је уско везан за отпор тла, ако је отпор тда већи и прелазни отпори су већи уз исте остале услове. У том случају је и деловање галванских елемената лошије, У пројектовању заштите са галванским елементом бира се заштитни потенцијал штићене цеви а потом се израчунава заштитна дужина једног дренажног места. За аноде истог типа различитих тежина добијају се различите дренажне дужине (1/2), различити потендијали цеви и различите Јачине струје. На бази конкретних захтева и карактеристика расположивих анода бира се тип аноде, а тиме одређује заштитна дужина једне аноде тј, број анода односно галванских елемената за цео цевоводни систем. 4.1.6. Кошрола катодне заштите

ЦЕВОВОДИИ ТРАНСПОРТ НАФТЕ И ГАСА

4.2. УНУТРАШЊА КОРОЗИЈА Угљоводоници, нафта и гас* нису корозивни. Унутрашња корозија иастаје ако у транспортованом флуиду постоји садржај агресивних материја као што су сумпор-водоник, угљен-диоксид и меркаптани. Корозија може настати и ако постоји присуство воде и ваздуха у флуидима. Ваздух може доспети путем препумпавања, мешања производа нафте и др. Одређена количина лежишне воде се може наћи у сировој нафти у природном гасу као и у рафинеријским производима нафте. Заштита од унутрашње корозије цевовода се одвија путем дехидрације флуида који се транспортују или применом инхибитора, ако имамо агресивне компоненте. Спречавањем појаве слободне воде и применом инхибитора спречавају се електрохемијски процеси корозије. Инхибитором се назива супстанца.која успорава хемијску реакцију. Инхибитор корозије је супстанца која, додата у малим количинама у флуид, значајно успорава процес корозијс на зидовима цевовода кроз које протиче флуид. Већина инхибитора корозије формира иеки тип филма на металу који делује као заштитиа површииа. Први формираи молекулски слој је јако везан за металну површину путем хемисорлције (изменом електричиих набоја). Слабије физички силе су обично укључене али посебно током формирања каредних слојева филма. Природа формирања филма обезбеђује потискивање воде са металних површика и обезбеђује заштиту металне.површине од корозије, слично као што то чини премаз боје. Овај филм редукује електрични ток ка, и са металне површине што представља такође позитиван долронос смањењу процеса корозије. У односу на хсмијски састав, инхибитори корозије се могу лоделити на неорганске и органске инхибиторе. Међутим, они се обично деле на аиодне инхибиторе, катодне инхибиторе, инхибиторе који се користе код агресивних гасова, илхибиторе јаких киселина и адсорбционе инхибиторе. Анодии инхибитори су углавиом неоргански инхибитори као што су хромати, нитрити, фосфати и силикати. Ове растворљиве соли формирају нерастворљива једињења на анодним тачкама (мсстима) метала. Они се углавном користе у рециркулационим расхладним системима. Међутим, коришћење неких од ових производа, мада веома ефикасних као инхибитора корозије, је забрањено у многим земљама због загађивачких карактеристика хромата и нитрита. Друга негативна страиа анодних инхибитора је да њихово недовољно дозирање доводи до интензивније корозије непокривених ловршина. Катодни инхибитори су материјали који захваљујући већем алкалинитету формирају наслаге на катодним тачкама (местима). Материје које спречавају формирање водоника на катоди такође припадају овој групи инхибитора. Једињења арсена, антимона и живе се таложе на катодама. Међутим, она су нестабилна на вишим температурама. За заштиту челика изложеног процесу корозије због дејства гасова користи се посебна група инхибитора која је ефикасна једино ако је гасна корозивна атмосфера засићена овим инхибитором. У процесима чишћења опреме (цевовода), као и код хемијске обраде бушотина где се користе киселински раствори ради заштите металне површине од корозије користе се инхибитори корозије, инхибитори јаких киселина. За сваки тип киселине бира се одговарајући тип инхибитора. 254

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСГГОРТ НАФТЕ И ГАСА

Апсорпциони инхибитори постижу ефикасност формирањем мономолехуларног слоја на површини метала. Овај тип инхибитора је органски и има широку примену у лроизводњи и транспорту гаса. ЈИзбор адекватног типа инхибитора за конкретан систем (производње и транслорта) се заснива на лабораторијском испитивању делотвор!гости вишс типова и врста инхибитора. Испитивање се састоји у установљењу губитка масе тест-купона при његовом излагању дејству флуида и губитка масе тест-купона изложеног дејству флуида у присуству инхибитора корозије. Посебно су значајна полуиндустријска ислитивања ефикасности инхибитора корозијс, испитивања која се изводе на тереиу на самом дроизводном или транспортном систему. Инхибитори се користе путем континуалног дозирања у флуид или путем дисконтинуалног дозирања. За сваки од ових начина припрема се олрема и технологија дозирања.

4.2.1. Контрола заштите од унутрашње корозије Контрола заштите од унутрашње корозије код примене инхибитора у борби с корозијом обавља се лабораторијски, путем контроле концентрације инхибитора у води која се издваја из флуида који се траиспортује цевоводом. Узорак се узима сваки дан у периоду од 5-30 дана да би се из тих узорака иаправио збирни (помешан) узорак из кога се узима одређена количина и у њему се >тврђује садржај инхибитора. Контрола корозије се може обављати ломоћу купона, У току одређеног времена излаже се посебно припремљен метални узорак дејству флуида који се транспортује и на њему се утврђујс дејство корозије. Овај узорак се назива купон. Контрола унутрашње површине цевовода се може изврџгити и путем коитроле храпавости. Повременим испитивањем протока кроз цевовод и утврђивањем губитака (пада притиска) прц протоку одређује се коефицијент треља који је функција храпавости. Талог који настаје корозијом гвожђа, ако се налпзи у цевима, представља врло опасно место, јер се стварају локални галвански елементи иа таквим местима, талог је катода а челик анода. Овај моменат је веома значајак при разматрању храпавости. Како и нове челичне цеви имају одређену храпавост, ако долази до унутрашње корозије, талог корозије се скупља у удубљењима храпавих зидова тако да врхови и удубине формирају локални галвански елемент, где су врхови анода, а удубине катодна места (слика 4-19). На тај начин се разарају врхови храпавих зидова, услед чега се смањујс храпавост зидова све дотле док разарање не почне да ствара нове удубине у цевоводу. Ислитивања В.В.Камнев-а су на гасоводима лотврдила горе изнети процес. Он је утврдио да се код новог цевовода прво смањује храпавост, а тиме и коефицијент трења од неког максимума, после чега храпавост и коефицијент трења поново константио расту ако процес унутрашње корозије траје. Минимална храпавост достиже ниво који одговара повећаној пропусности гасовода од 9 до 10% у одно.су према новим цевима.

255



Табсла 4-1. Преглсд кварова на нафтоводима Узрок Просечан број кварова у току године 3,3 (23%) механичке грешке • грешке у раду 1 (7%) током експлоатације 5 (35%) корозија више силе 0,7 (5%) трећа лица 4,3 (30%) 14,3 (100%) укупно кварова

ГТросечна годишња нето запремина изливеног флуида, т 3 380 (33%) 9 (■:%) 147 60 539 1135

(13%) (5%) (48%) (100%)

укупна нето изливена количина: 17032 т 3 укупни капацитст свих цевовода: 788 милиона т 3 проценат нето изливене количине: 0,0002% укупна дужина цевовода (нафтоводи + продуктоводи) у 1985. години: 17400 к т. Сл, 4-19. Дејство храпавих ловршина на стварање локалних галванских елемената

4.3. КВ А Р О В И Н А Ц ЕВО ВО ДУ Достигнути ниво производње цевног ма^гсријала, цеви и опреме цевовода, као и изградње цевовода и експлоатације, није успео да елиминише све узроке појаве каарова на цевоводним системима. Појава кварова изазива застоје у раду цевоводног система или, пак, рад са смањеним капацитетом, потом изазива губитак флуида који се транспортујс, угрожава околину и представља потенцијалну оласносг како за сам цевоводни систем тако и за објекте у непосредној околини места квара, обзиром да су нафта и нафтни производи као и гасврло запаљиви. Кварови на цевоводном систему могу настати због механичких оштећења, грешака у експлоатацији система, корозије, дејства више силе и активности трећих лица на траси цевоводног сисгема. Према подацима о појави кварова на нафтоводима и продуктоводима у Европи за период 1971-1985. године највећи број кварова чине кварови узроковани корозијом. Међутим, највеће губитке флуида услед изливања флуида кроз отворе настале кваровима представљају кварови изазвани дејством трећих лица (рад грађевинских машина на траси цевовода). Кварови изазвани корознјом представљени су малим отворима на цевоводу кроз које се излива мала количина флуида и доста споро. Активности трећих лица обично резултирају стварањем великих отвора и пукотина на цевоводу, па и ккдању цевовода, при чему настају велика изливања флуида. У табели 4-1 су дати подаци о кваровима на нафтоводима, и продуктоводима у Европи за период 1971-1985. године и класификација кварова према узроцима, као и квантификација изливеног флуида односно губитака насталих услед кварова.

256

Механичка оштећења представљају напрезања у цевоводима изнад дозвољених граница при којој долази да хтуцања цевовода, односно појаве прслина. До појаве пуцања цевовода или појаве лрслина може доћи услед грешака у материјалу, услед грешака у производњи цеви и цевне опреме и грешака у изградњи цевовода. Лош квалитет изградње може стварати високе нивое напрезања у цевоводу и лре његовог луштања у ексллоатацију. Лрема лодацима из табеле кварови узроковани механичким оштећењима чине 23% од укупног броја кварова, а они су омогућили излипање 33% од укупних нето изливених количина услед појаве кварова. У току експлоатације се могу лојавити кварови и због отказивања одређене опреме за заштиту од надлритисха (као што су сигурносни вентили, контролни уређаји), као и због грешака које може учинити особље иа одржавању цевоводних система (на пример, превидом улутстава о раду). Стечено искуство на експлоатацији цевоводних сисл ема је резултовало тиме да се ова група кварова свела на веома мали број. На .испитиваним цевоводима (табела 4-1) ова група кварова је заступљена са свега 7% од укупног броја кварова. Корозија представља најчешћи узрок појаве кварова на цевоводу. На основу података из табеле 4-1 ова грула кварова је заступљена са 35% од укугсног броја кварова, али њу карактерише слабији интензитет изливања тако да на ову групу кварова отпада свега 13% нето изливених количина флуида, од укупно изливених. Разликујемо спољну и унутрашњу корозију на цевоводу. Уколико флуид садржи корозивне елементе и воду онда долазл до унутрашње корозије. Спољна корозија се одвија ако није обављена адекватна изолација цевовода и ако је катодна заштита неадекватна. Већина кварова изазваних на цевоводу је изазвана дејством спољне корозије. Вишим силама дефинишемо појаве као што су клизање земљишта, поллаве, земљотреси, пожари и др. Дејство ових феномена се узима у обзир приликом пројектовања како би се њихов утицај на цевоводни систем смањио или елиминисао. Да се у томе доста успело показује податах из табеле 4-1. да ову групу кварова чини свега 5% од укулног броја кварова.

257



Активности трећнх лица представљају радови које изводе одређени субјекти у зони девоводног сисггема, при чему, обично радом грађевинских машина долази да оштећења цевовода. Ова група кварова, према табели 4-1, представља веома значајну групу, она чини 30% од укупног броја кварова. Међутим, дејство овог фактора карактерише ствараље већих кварова, које прати велико изливаље флуида, тако да је 48% истеклих количина флуида остварено кроз ову груду кварова. Редовни обиласци трасе цевовода је мера за спречаваље појаве ове групе кварова. У ову групу кварова се могу сврстати и кварови изазвани диверзијом на цевоводу или, лак, кварови настали крађом производа из цевовода. Подаци о појави кварова са нашег једног цевоводког система су дати у табели 4-2.

временском периоду. Ови показатељи су веома значајни у планирању и вођењу одржавања цевоводног ситема, Веома важан показатељ је време отклањања квара. Оно зависи од карактера квара, од услова под којим је дошло до квара, од места где се налази екила за интервенцију, од опремљености и обучености екипе за интервенцију, од годишњег доба и др. За приказ трајања кварова послужићемо се подацима о утрошеном времену за отклањање кварова на примеру нашег цевовода 0-323 т т , Време отклањања кварова је дато у табели 4-3.

Табела 4-2. Учесталост кварова на цевоводу пречника 323 тш и дужине '153 кт. година 10 3 4 8 9 1 5 б 7 2 8 6 8 број кварова 1 4 2 2 2 1 0 Учесталост кварова у задње тр.и годиие посматраног периода је навела на анализирање узрока појаве овако великог броја кварова. Кокстатоваио је да узрок представља корозија и сагледано је стање цевовода, тако да су поједине деонице замењене. То су биле деонице које су пролазиле кроз терен са врло израженом корозивном агресивношћу. Учесталост кварова расте са ловећањем дужине цевовода. Она расте и са повећањем пречника цевовода, Разлог томе је што цеви већег пречника захтевају виши ниво технологије изградње, бољу изолацију и катодну заштиту и већу бригу у току експлоатације. Температурни режим цевовода већег пречника у току експлоатације даје већа напрезања у лоређењу са цевоводом мањег пречника, што може довести до температурних деформација. Повећање учесгалости кварова са растом пречника дефинише се линеарном зависношћу. Она се, за одређене услове, може изразити једначином: +ђ где су: X - број кварова, а и ћ - коиставте, И - пречиик

(44)

Табела 4-3, Време трајања кварова на цевоводу пречника 323 шш редни број догађаја трајање квара (ћ)

1 21

2 24

3 30

4 33

5 35

б 36

7 42

8 48

9 50

10 11 77 79

12 91

13 127

Користећи методу медијалног рангирања у статистичкој обради ових података добијена је функција расподеле времена трајања квара која има следећи / облик: / \

-Г-см)1 где је време *дато у десетинама часова.

\

Из ових података следи да ће 75% кварова који се појаве трајати до три ч дана. Односно, ако се очекује појава два квара годишње онда на овом цевоводу треба очекивати годиплње смањени ироток флуида или прекид транспорта до шест дана годишње. Време отклањања квара зависи од величине пречиика. Са гговећањем лречника расте и обим интервентних радова, повећава се обим земљаних радова, заваривачких радова, слајање цеви је сложеније, што све има утицаја на продужење времена за ожлањање квара. Зависност средњег времена за отклањање квара од величине пречника има облик: 18г= а - 0 2 -Из

(4-3)

где су:

Ако се посматра учесталост појаве кварова на нашем цевоводу, у првих седам година стабилних услова, онда се може закључити да су се они лајављивали са следећим вредностима: 0, 1, 2, 2, 3, 4. Пошто је број кварова посматраног догађаја релативно мали то за статистичку оцену података .користимо методу медијалног рангирања (медијални ранг значајности 50%). За седам догађаја вероватноће појављивања су следеће: са 90,57% вероватноћом се може тврдити да број годишњих кварова на овом цевоводу неће бити већи од 4, односно са вероватноћом од 77,2% да неће бити већи од 2 квара годишње. Ако се прихвати ниво ризика од око 22% треба годишње очекивати два квара, Ово говори да број кварова који се очекује на једиом цевоводу представља случајну величину и он се одређује лероватноћом ако су познати закони расподеле. Закони расподеле се могу добити ако се располаже са подацима о кваровима у једком дужем 258

а и ћ - константе Р - пречник цеззовода

4.3Л. Мере за спречавање, односно смањење, појаве кварова У циљу свођења појаве кварова на једном цевоводном систему на најмањи ниво спроводи се ииз мера како у фази пројектовања тако и у фази експлоатације. У фази*пројектовања лосебно се раде студије ради изналажења решења за елиминисање, односно смањење узрока кварова и свођења на минимум ефеката загађења околиие услед неконтролисаиог излива флуида из цевоводног система. 259


Студијом се обрађују сви предвиђени узроци кварова и дају се решења за њихово елиминисање, тако да се та решења уграђују у извођачке пројекте. Посебно се у студији обрађују утицаји на околину неконтролисаког излива флуида из система и дају решења за њихово минимизирање, При изналажењу ових решења треба водити рачуна о захтевима у погледу очувања околине и о трошковима примене решења на минимизирање излива флуида, при чему се мора ићи на компромисно решење с обзиром да се ради о два супротна интереса. Интерес власника цевоводног система је да изградња и експлоатација буду што јефтиније, а заштита околине повећава трошкове изградње и експлоатације. Пројектовање цевовода мора да се изводи стриктно према захтевима националних прописа. Национални прописи, као и међународни, су предмет сталне ревизије и иновирања, тако да се пројектовање мора изводити према најновијим прописима и стандардима. Избор трасе цевоводног система је битан фактар у остваривању опште безбедности, заштите окодине и интегритета цевовода. Критеријуми за избор трасе су: - избор најкраће изводљиве трасе узимајући у обзир техноекономска ограничења и ограничења која проистичу из односа према околини; - свођење на минимум дужина којима се прелази подручје са посебним геолошким и географским условима који могу проузроковати кварове; • свођење на минимум дужина којима се прелази подручје на коме кварови могу створити знатна еколошка загађења. Проучавање механике тла, топографско снимање и геолошке информације су основа за техничка решења код свих лрелаза и препрека, као што су тешки терени, путеви, реке, железнице и др, Посебна пажња се придаје прелазима великих значајних река. Подземно вођење цевовода треба изводити где је то год могуће, јер је оно пожељније од надземног. Посебно се детаљно проучава утицај буке и загађења у случају квара. У односу на механички интегритет цевовода пројектом се разматрају различити услови рада, различити протоци и лритисци. Пројектом се проверава шта се дешава у току рада у свим могућим условима„на пример: - 'провера градијената притиска код стационарних услова протока са различитим величинама протока; - провера статичког притиска у условима кад нема протока; - провера притиска који се ствара код прелазних услова протока. Из разматрања различитих услова рада произилази дефииисање најбоље локације пумпних станица (односио компресорских станица), њихове величине тј, сиаге и подела цевовода на секције односио локација секцијских вентила. Радни притисак цевовода представља потребан притисак за одржавање датог протока кроз цевовод, при чему се узима у обзир профил трасе цевовода и притисак на крају цевовода, Пројектовани притисак цевовода мора бити једнак или већи од максималног радиог притиска код било којих услова протока. Поред инсталирања секцијских вентила на цевоводу, чиме се смањују количине флуида које би се излиле у случају квара на цевоводу, на појединим локацијама ових вентила уграђују се неповратни вентили. Неповратни вентили омогућују проток само у једном смеру и спречавају у назад дренирање флуида из цевовода у случају квара, чиме се смањују количине флуида које се изливају. На бази очекиваних услова рада (притисак и температура) и напрезања којима ће бити изложен цевовод лројектом се дефинишу параметри цевовода, као што су врста цеви, квалитет материјала, дебљина зида цеви.Интегритет цевовода

260


по завршеној изградњи се лроверава хидропробом. Испитивањем цевовода водом и стављањем цевовода под притисак изнад пројектованог притиска у току 24 часа утврђује се отПорност цевовода и његових компоненти и доказује њихова непропусност. У циљу заштите цевоводног система код појаве притиска изнад пројектованог, могу се инсталирати уређаји за заштиту од надпритиска (као тто су сигурносни вентили и др.) на одговарајућим тачкама. Корозија представља узрок највећег броја кварова на цевоводима, па се стога овом проблему поклања изузетна пажња. Корозија се може развити на унутрашњим и иа спољашњим површинама цеви. Спољна корозија се може спречити изолацијом цеви од околног тла са изолационом траком, која је електрични изолатор, и катодном заштитом која обезбеђује да струјни ток може ићи са тла ка металу а не обрнуто. Катодна заштита представља ефикасан и проверен начин заштите који се за сваки цевовод посебно пројектује сходно слецифичностмма цевовода односно условима на траси цевовода. При томе се посебна пажња мора поклонити деловима цевовода где лостоји утицај других електричних инсталација, као што су електрични далеководи подземни или надземни. Унутрашња корозија обично не представља проблем код цевовода којима се транспортује сирова нафта и нафтни производи, Међутим, у условима када се транспортују корозивни производи тада се користе инхибитори за спречавање корозије унутрашњих површина цевовода. Чистачи се чешће користе за избацивање корозивних производа, ради смањивања времена њиховог задржавања у цевоводу, јер се они са водом могу накупити, исталожити у иајкижим тачкама трасе цевовода. Инхибитори иначе фррмирају....филм. на унутрашњим површинама цеви чиме смањују дејство корозивних производа на металну ловршину. ч Заштита од природних непогода и активности трећих лица се посебно разматра у фази пројектовања. Подручја где постоје лредуслови за дејство природних непогода треба у принципу избегавати, али ако нема могућности изналажења друге трасе онда треба пројектом предузети мере заштите, Те мере могу укључити повећање отпорности цевовода, стабилизацију тла и инсталирање инструмената за регистрацију померања тла (као што је тоњење). На секцијама цевовода које пролазе кроз подручје где су присутне појаве клизања или тоњења тла обично се уграђују инструменти за праћење ових појава односно за праћење напрезања у цевоводу. На деоницама цевовода где постоји могућност оштећења цевовода од стране трећих лица лројектују се мере заштите. На пример, у подручју аутопута цевовод се штити заштитиом цеви или његовим полагањем на већој дубини. Опремањем цевовода системом за праћење и управљање побољшава се значајно ниво његовог сигурног и безбедног функционисања. Надзорни центар је помоћу каблова или телеметрије повезан са свим значајним тачкама на цевоводу на којима се прате ие само параметри рада цевовода, као што су притисак, температура, проток, већ и неки значајни спољни параметри који могу имати утицај на цевовод, као што су температура ваздуха, померање тла и друго. Систем има и аутоматске аларме који имају за циљ да правовремено обавесте особље које води ексллоатацију о појави нерегуларних услова рада цевовода. Адекватно опремање цевовода и конципирање система за праћење и управљање радом омогућује контролу пропуштања цевовода односно благовремено откривање пропуштања, места пропуштања и величину 261



у маси купона представља губитак масе изазван дејством корозије. Овај показатељ служи за утврђивањс интензитета корозије. Чистач опремљен инструментима за регистровање података о стању цевоводних површина и цевовода се у нормалном раду цевовода пропушта кроз цевовод и он нам пружа податке о деформацијама цевоводних површина (испупчења и улегнућа) о локацији тих деформација и њиховој величини. Такође, даје иам податке о дебљини зида цевовода, односно о губитку метала изазваног унутрашњом или спољном корозијом, ерозијом или механичким оштећењем. Веома значајна активност у фази експлоатације цевоводног система је редован обилазак трасе и објеката система. Ова активност представља директну меру заштите од појаве кварова. Циљ ове активности је да благовремено региструје присуство трећих лица у зони система, идентификује врсту шихове активности и спречи обављање активности које би довеле до оштећења цевоводног система. Прописи регулишу услове рада трећих лица у зони цевоводног система. Међутим, постоје бројне активности трећих лица у зони цевоводног система, при чему ова лица нису добила сагласност нити услов за обављање својих активности од власника цевоводног система. Недостатак информација о присутности цевоводног система као и непоштовање прописа и немарност су најчешћи разлози присутности трећих лица и њихових агстивности у зони цевоводног система без сагласности власника цевоводног система.

пропуштања. Добијање благовремеиих информадија о појави пропуштања омогућује брзо и ефификасно деловаше и значајно смаљење последица појаве пролуштања. У фази експлоатације веома значајну област рада, посебно са становишта заштите од појаве кварова, има адекватно вођење катодне заштите и праћење стања цевовода и његове изолације. Контрола стања изолације цевовода сс може обављати путем праћења потрошње заштитне електричне енергије у систему катодне заштите. Лоше стање изолације цевовода значи погоршање електричних отпорних својстава изолације, а на местима где је изоладија уништена долази до контакта електроде с електролитом, Смањење електричног отпора изолације подразумева смањење прелазног отпора, услед чега је поребно више заштитне струје на излазу из извора електричие енергије да би се на одређеној удаљености одржао пројектовани заштитни напон цевовода. Код катодне заштите помоћу магнезијумових или цинкових акода, аноде ће се брже трошити, или ако анода не може дати одговарајућу заштитну струју доћи ће до пада заштитног напона. Према томе, на основу показатеља потрошње елекгричне енергије, у систему катодне заштите, по појединим деоницама може се установити стање изолације цевовода по деоницама, тј, могу се утврдити деонице са изолацијом у добром стању и деонице са изолацијом у лошем стању. Ако на цевоводу постоје изводи за контролу сопственог напона цевовода онда повременим мерењем сопственог напона цевовода може се утврдити стање изолације цевовода. Сопствени напон цевовода се мења са променом квалитета изолације цевовода. Ои је већи тамо где јс изолација лошија, На изводима се може контролисати и прелазни отпор. Подаци са мерења сопствених напоиа и прелазног отпора се морају регистровати, упоређивати и пратиТи током експлоатације цевовода. Контрола квалитета изолације укопаних цевовода се може успешно обављати помоћу Реагзоп-овог детектора (дефектоекопа). Мерење квалитета изолације овим детектором даје веома добре резултате. Подаци добијени овим детектором у комбинацији с осталим подацима, као што су отпор тла, напон на цевоводу, индикације нафте и гаса, могу нам дати добар увид у стање цевовода и послужити за израду техиоекономске анализе за реконструкцију деоница цевовода. Контрола квалитета, стања, изолације је неопходна да би се у случају констатовања на одређеним деоницама лошег стања изолације, предузеле мере за њену поправку, односио замену новом изолацијом. У случају да се не предузму мере замене изолације деоница је осуђена на брзо пропадање услед дејства корозије. Провера стања корозије и стања цевовода на деоницама утврђеним као критичним се обавља и директним увидом путем откопавања цевовода на појединим тачкама, Ова провера се обавља обично пре предузимања мера санације или замене појединих деоница ради добијања егзактнијих подата о стању девовода и оцене хитности предузимања одређених захвата. Стање унутрашњих површина цевовода се може проверити помоћу купона за контролу корозије и помоћу чистача опремљеног за утврђивање стања цевовода. Купон за контролу корозије представља металну плочицу која се убацује у цевовод чиме бива изложен дејству флуида који се транспортује а и дејству корозије уколико је флуид агресиван. Повремено се купон.вади и мери.а разлика

Ова метода се засниаа на мерењу количина флуида које улазе у цевовод, иа почетку, и које излазе из цевовода, на крају цевовода и на утврђивању разлика у количинама тј. количине које се губе кроз пукотине или руле на цевоводу. Системом -за аутоматско праћење рада цевовода прикупљају се подаци о протоцима, на улазу и на излазу из цевовода, и подаци о притисцима и температурама на оба краја цевовода и на међутачкама. Компјугер прикупља ове податке. израчунава разлику у протоцима уз узимање у обзир разлике у

262

263

4.3.2. Начшш отхриваља пропуштања на цевоводу На основу прикупљених података о пропуштањима на бројним цевоводним системима многи аутори групишу пропуштања на цевоводима у двс групе, пропуштања која карактеришу велики губици флуида и пропуштања са малим губицима флуида. Прва група пропуштања коју карактеришу велики губици флуида настају пуцањем, кидањем цевовада и стварањем великих отвора иа цевоводу. Мала пропуштања иастају појавом малих отвора и рупица које се углавном стварају дејством корозије, за разлику од прве групе која настаје дејством трећих лица и од грешака у материјалу и у изградњи цевовода и појави високог притиска. Најједноставнији начин утврђивања постојања и места пропуштања на цевоводу је обилазак трасе цевовода и визуелно осматрање. У случају великих пропуштања истицање флуида може изазвати значајну штету, па је циљ да се пуцање цевовода открије у што је могуће краћем времеку. Откривање пропуштања цевовода у релативно кратком времену се може обавити помоћу више метода. 4.3.3. Метода упоређења протока флуида на почетку и на крају цевовода



иритисцима и температурама на крајевима цевовода. Уколико израчуната разлика пређе одређеиу вредност сисгем укључује аларм и тиме указује на појаву пропуштан>а цевовода, Чешће упоређење протока на оба краја цевовода значи и брже откривање ггојаве неконтролисаног истицања флуида из цевовода. Међутим, ова метода ие даје податке о месту на коме је настало истицање флуида и није ефикасна у случајевима када настају мала пропуштања на цевоводу. Код цевовода који има профил трасе који карактерише велика промена у надморским висинама, на одређеним деоницама цевовода могу настати такви услови да цевовод није потпуно испуњен течним флуидом што може довести до потешкоћа у интерпретацији разлика у протоцима на крајевима цевовода.

не даје аларм оператеру. Иначе, ова метода се користи за утвђивање херметичности цевовода, тј, непропусности.

43.4. Метода анализе података о притисцима и протоцкма Пад притиска приликом протицања флуида кроз цевовод је директно пропорционалан протоку односно, брзини флуида. Одступање од очекиваних брзина протицања и падова притисака у току нормалног рада може зато индицирати неконтролисано истицање, појаву квара. Систем за аутоматско праћење рада цевовода аутоматски укључује аларм по утврђивању промена брзине флуида или падова притиска изнад претходно утврђене величине. Мале промене могу бити изазване и од других узрочника, па зато тачност зависи од величине пропуштања. Обично се формира модел понашања цевоводног система који служи за поређење са подацима који се прикупљају у току рада цевовода и уколико се утврде значајне разлике у односу на модел онда се укључује аларм.

4.3.7. Отклањање кварова на цевоводу Поступак отклањања кварова на цевоводу се састоји у микролоцирању места квара, откопавању земље да би се могло прићи цевоводу, чишћењу Цевовода од затварања пукотине, провере изведеног стања и затрпавања цевовода. Цеви се чисте од изолације и корозије, обично ручно, помоћу четки које не изазивају искрење. Начии затварања пукотине зависи од места и изгледа пукотиие. На слици 4-20. су приказани качини затварања лукотина на цевоводу. Они показују коришћење челичних обујмица са заптивним материјалом чијим се стезањем уз зид обавља заптивање, односно затварање пукотина и рупа. Заптивни материјал је од неопрена, вештачке гуме или неког другог заптивног материјала отпорног на угљоводонике.

4.3,5. Праћење карактериогичних сигаала генерисаних истицањем При наглом истицању флуида из цевовода долази и до геиерисања транзитног негативног таласа притиска који одлази даље од места истицања у оба смера брзином звука (приближно 1000 ш/з у сировој нафти). Детектори лоцирани на регуларним интервалима дуж цевовода ће детектовати одмах иегативни талас притиска и даће процену места исцуштања. Међутим, транзитни притисак генерисан од уређаја који се налазе на цевоводу пре и после места истицања могу узроковати лажне аларме тако да је неопходан добар систем који ће елиминисати сваку врсту сигнала, тј, коЈи ће пречистити сигнале. Мала и спора пролуштања се не могу открити овом методом. 4.3.6. Детехција пропуштања ултразвуком Течност која истиче кроз пукотину под притиском ствара ултразвучну буку. Ова бука се може мерити и регистровати помоћу уређаја инсталираних на чистачу који се пропушта кроз цевовод. Чак и веома мала пропуштања се могу регистровати на овај начин и лоцирати са добрим нивоом тачности. Ова метода пружа податке о .пропуштању и месту пропуштања. Међутим, како је за њу потребно пропуштање чистача са уграђеним уређајем за регистрацију одређених параметара то се детекција обавља по завршеном пропуштању чистача, тј. ова метода не даје сигнал када је настало пропуштање и 264

Сл. 4-20. Начини санирања лробоја на цевоводу

265

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕИГАСА


Поступак отклањаља кварова иа цевоводима се изводи у складу са захтевима националних прописа и стандарда као и интерних прописа предузећа које одржава цевовод. Свако предузеће које одржава цевовод има упутство о сакацијв кварова ка цевоводу. Упутством су разрађени: ггоступци утврђивања типа оштећења, класификација типова оштећеља и методе санирања класификованих оштећеља и потребна опрема и материјали за санацију, потребна тестирања и контроле у посгушсу санације, мере заштите, дозволе за извођење радова и обавеигтавање служби одржавања објеката које су у близини места квара о извођењу радова на санацији и др.

5. СКЛАДИЗПТЕЊЕ ГАСА 5.1. МЕТОДЕ РЕШАВАЊА НЕРАВНОМЕРНОСТИ ПОТРЕБА У ГАСУ Проблем несклада динамике испорука и динамике потреба представља проблем с којим се оуочава енергетска привреда у целини. Он долази до изражаја у енергетици сваког подручја, па и земље са повећањем учешћа квалитетнијих видова енергије у енергетском билансу и са повећањем удела ових видова енергије за потребе грејања. Како производња квалитетнијих видова енергије нема сезонски карактер, то се керавномерност потреба мора решавати помоћу складишта, што значи укључивање још једне карике у систем снабдевања. Трошкови снабдевања природним гасом у условима неравномерних потреба значајно расту са порастом учешћа ових потреба. Разлог томе је што производња и транслорт гаса ангажују високи капитал и што се транспорт обавља гасоводима чије се недовољно коришћење не може компензирати транспортом других роба. Смањење негативног ефекта неравиомерности потреба на трошкове снабдевања се може постићи применом метода изравнавања графика потреба и метода регулисања неравномерних потреба. Методе изравнаваља графика потреба можемо назвати и групом организационих решења неравномерности односно техничким решењима метода регулисања неравномерности. У методе изравнавања дијаграма спадају следећи начини: • Укључивање потрошача који имају коитинуалиу дневну и недељну потрошњу, али повећану потрошњу у току летњег периода (пиваре, циглане, сушаре и слични потрошачи). • Укључивање потрошача на прекидној основи. Ови би погрошачи користили гас у току летње сезоне, а у зимској сезони би користили алтернативно гориво. 266

267

ДЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТВ И ГЛСА

* Организовање ремонта великих потрошача у диљу смањења њиховог преклапања. • Увођење тарифне политике цена којим се стимулира организовакост потрошача у дил>у смањења свих облика неравномерности потреба гаса. Основна решења за регулисање неравномерних потреба гаса се своде на ггримеку складишта. Методе складиштења гаса се базирају на коришћењу могућности максималне концентрације масе гаса у јединици запремине. То се, иначе* може постићи на неколико начина. Табела 54. приказује карактеристике система зе ускладиштење и транспорт природног гаса. Из ње се види да се концентрација масе гаса може постићи компримовањем, снижењем температуре, растварањем у пролаиу и претварањем гаса у хидрат. Табела 54. Карактеристике система за ускладиштење и транспорт природног гаса______________________ _ ______________________________________ Услови складиштења Запремина у т* која Метода темп. °С прит. ћаг одговара 1000 И т3 гаса 37,8 40,77 Компримовање 25,0 1,02 -157 1,6 Ликвефакција -1,67 30,58 Хидрат 5,9 40,77 - 46,5 6,5 Апсорпција у пропану У односу на ове системе разликујемо складишта која користе компримовање као начин коицентрације масе у једикици запремине. У та складишта спадају надземни резервоари, батерије цеви и складишта у геолошким формацијама. Применом услова којима се омогућује превођење и одржавање гаса у течно стање постиже се максимална концеитрација масе у јединици запремине. Ову методу користе складишта која могу бити надземна или укопана. Концентрација масе гаса путем његовог апсорбовања у пропану је такође нашла комерцијалну примену. Могућност концентрације масе гаса превођењем гаса у чврсто стање још није коришћена. На слици 5*1. је дата класификација складишта гаса. У односу на капацитете складиштења надземни резервоари и батерије цеви спадају у складишта мањих могућности и њихова је намена углавном регулисање часовних, смекских и мањих дневних неравномерности. За регулисање сезонских неравномерности индустријску примену су нашла складишта у подземним лежиштима, Њихова заиремина, иначе, износи преко 90% запремине свих резервоара у свету. Она могу бити изведена у исцрпљеним нафтним и гасним лежиштима, у водоносним слојевима и у лежиштима негоривих природних гасова. Складишта изведена у исцрпљеним нафтним и гасним лежиштима представљају најрасдрострањенији тип. Превођење исцрпљених нафтних и гасних лежишта у складиште у принципу није тешко, поред тога што оно није увек могуће, везано је за значајне техничке радове, утврђивање стања и херметичноа'и бушотина, утискивање луферног гаса, адаптацију надземних инсталација и др.

268

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НЛФТЕ И ГЛСА

Складишта изведена у водоносним слојевима изводе се ка рачун истискивања воде из водоносног слоја, За та складишта се обично користе геолошке замке. Уједно испитују се могућности израде складишта у хоризонталним слојевима као и у вештачким замкама. Основна сложеност израде овог типа складишта је изналажење геолошких структура чији облик, карактеристике слоја, херметичност кровине и друге карактеристике омогућују изградшу складишта са дозвољеним нивоом трошкова. Ова врста складишта добија све већу улогу у гасној привреди пошто о.на могу бити изведена у ширем региону и у земљама које не располажу исцрпљеним резервоарима угљоводоника. Складишта изведена у лежиштима негоривих природних Гасова (азот, СОг) мало се разликују од складишта у исцрпљеним лежиштима нафте и гаса. Они захтевају нешто измењену технологију изградње, гтосебно ако у природном гасу постоји сумпор-водоник. Складишта у порном простору се у неким цртама разликују од лежишта гаса. Према резервама складишта су знатно ман>а од лежишта гаса. Она се експлоатишу под јачим режимом него лежишта гаса. Из складишта се за једну сезону извуче 40 - 60% резерви, а из лежишта се за то исто време не извуче више од 3-5%. Ово се свакако одражава и на разлику у броју бушотина и капацитет површинских инсталација. Основни недостатак складишта у порном простору се састоји у томе што услови за њихову израду не постоје увектамо где су складишта неопходна. Складишта изведена у кавернама лредстављају веома погодне резервоаре за регулисање дневие неравномерности, а због могућности испорука великих количина у кратком временском иериоду веома су погодна за примену у резервираљу система снабдевања, Данас се она изводе у слојевима камене соли чија механичка отпорност, непропустљивост, нерастворљивост у угљоводоницима и добра растворљивост у води дозвољава добијање каверии запремина до 200.000 ш3. Потешкоћа у примени овог типа складишта се састоји у иерасположивости слојева камене соли у регионима где су та складишта потребна. Проблем се састоји у изради облика каверне и њеном очувању као и уклањању слане воде с којом се испира каверна, Складишта у рударским просторијама нису нашла већу примену у пракси за складиштење гаса. Складиштење природног гаса у течном стању представља релативно нову технологију. Ова складишта могу бити примењена за регулисање како мањих тако и већих сезонских иеравномерности. Њихова је предност што локација не претставља проблем као код складишта у геолошким формацијама. , Складишни простор за складиштење природног гаса у течном стању обухвата постројење за ликвефакцију природног гаса, резервоарски простор и гтостројење за регасификацију. Постројење за ликвефакцију може да има део који обухвата и издвајање СОј , воде, НјЗ, прашине, уља и других примеса које би могле изазвати потешкоће у процесу ликвефакције. Само постројење за ликвефакцију представл>а постројење које може да користи каскадни систем хлађења или систем с турбоекспандерима. Каскадни систем се користи за веће капацитете, док се систем са турбоекспандерима користи за мање и средње капацитете, и у условима тде је 270


могуће да се користе ослобођеие количине енергије која настаје приликом експанзије гаса. Каскадни систем користи комерцијално расположиве расхладне флуиде чија су својства добро позната. Пречишћсн гас иде на примарно хлађење кроз циклус пропана, потом на секундарно, дубље хлађење, кроз циклус етилена и на крају иде кроз циклус течног метана, где коначно и прелази у течно стање. Течни природни гас се потом своди на атмосферски притисак и пумпа у резервоаре за течни природни гас. Ускладиштење течног природног гаса ствара специјалне проблеме. Ти проблеми су везани за материјал од кога се израђују резервоари (који мора бити стабилан на температурама складиштења) и за изолацију резервоара због смањења преноса топлоте са околине. Основни проблем код материјала који се примењује код тако ниских температура је кртост. Тај проблем је решен применом челика с никлом и алуминијумских легура. Усвојени су следећи материјали: нерђајући челик (АЗТМ А 270 Туре 304) деветопроцентни никл челик (АЗТМ А 353) и алуминијумска легура (АЗТМ В -209 АИоу 5083). Нормапна изолација не задовољава, јер спроводи сувише топлоте и апсорбује воду из ваздуха која се претвара у лед услед ниске температуре, што узрокује спровођење топлоте и разарање изолације. Да би се избегао проблем влаге, изолација се одваја и штити од атмосфере. У резервоарима са дуплим зидовима, она се ставља у прстенасти простор, између зидова резервоара. Као изолатор примењује се балса-дрво или перлит, који је знатно јефтинији и ефикаснији. Изолација се заштићује од уласка ваздуха одржавањем у изолационом просгору азота или метана с натпритиском од 50-100 шш воденог стуба. Течни природни гас се може ускладиштити у металним надземлим резервоарима и резервоарима од предиапрегнутог бетона, који могу бити надземни и укопани, у замрзнутим отворима у земљи, и у кавернама где су била лежишта соли. и Складишта која користе апсорпцију природног гаса у течном нафтном гасу имају мањи кацацитет за регулисање неравномерноеги. Користе се за регулисање часовних и дневних неравномерности. Предуслов за израду складишта овога типа је постојање већег складишног простора и да је природни гас чист, јер уколико гао има више инертних материја екоиомија овог поступка складиштења се погоршава. Тако оправданосг складиштења за капацитет од 35 хиљада до 45 хиљада га3 за чист гас иде на 200 хиљада га1 за гас из Гронингена. У саставу складишта налази се компресор и постројење за хлађење којим се одржава потребка температура. Као оптимални услови складиштења за овај тип се сматрају притисак 40-42 ћага и температуре -45°С. Избор методе регулисања неравномерности потреба у гасу зависи од величине, дужине и учесталости. неравномерности потрошње гаса, као и од карактеристика система снабдевања гасом. Под карактеристикама система снабдевања подразумевају се тип транспортног система, распоред великих потрошачких центара и производних капацитета, као и њихове могућности, правци извора снабдевања из увоза и начин увоза (гасовод-танкер) као и капацитети увоза. У односу на ове елементе и техио-економске карактеристике поједииих метода и могућносги њихове примене, због природних и других услова, бирају се најповољније методе. Пракса показује да се најчешће прнмењују два или више типова складишта зе решавање неравномерности потрошње.

271

ДЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ ИАФТН И ГАСА


Запремина складишта, т 3

Сл. 5-3 Трошкови складиштења т 3 за решавање дневних неравномерности Сл. 5-2. Трошкови изградње различитих типова складишта Напомена: Дате трошкове изградње складишта у сИп/пг1 треба прихватити као релативни показатељ, јер вредност дииара не одговара данашњој вредности динара, У погледу применљивости појединих метода регулисаља неравномерности потрошње поред техкичких карактеристика потребно је познавати и трошкове везане за примеиу поједине методе. На слици 5-2 је дат приказ кретања цена изградње различитих типова складишта у Европи. Трошкови су дати у односу на капацитете складиштења. Ови подаци служе као оријентација у избору решења јер нам они говоре о конкурентности различитих типова складишта. Ове податке, икаче, треба сматрати просечним вредностима цене поједииих складишта, мада се они не могу приказивати као праве лросечне вредиости. Разлог лежи у томе што у Европи не постоји довољно велики број складишта гаса који би представљао једну мерљиву статистичку количииу за добијање просечних вредности. Поред тога, у свету не постоје две исте геолошке структуре, па и трошкови везани за израду бушотина, гасни јастук, повећање продуктивности бушотина, прикључни гасовод се разликују од случаја до случаја и тешко их је израчунати као просечне. То и представља разлог што у конкретним условима треба проверити и техничку и' економску применљивост појединих метода регулисања неравномерности. На слици 5-3. приказани су трошкови складиштења гаса за решавање дневних неравномерности.

272

Напомена: Трошкови складиштења су дати у ОМ и треба их узети само као релативни показатељ. Земље које поседују сопствену производњу природног гаса имају на располагању још једну методу више за регулисање неравномерности лотрошње. Она се састоји у могућности коришћења резервних производних и транспортних капацитета, и у коришћењу лежишта као регулатора односно пуфера. У првом, случају, лежишта и гасоводи се примењују за испоруку у току целе године са резервним капацитетима за повећање испоруке у периодима вршних потреба. У, другом случају, лежиште се користи само у одређеком делу године и оно не може самим тим бити основни извор снабдевања региона или града. У односу на изложене могућности решавања неравномерности потрошње произилази да за конкретни систем треба испитати и уегановитн могућиости примене метода за изравнавање графика лотреба, примене резервних производних капацитета и пуфер лежишта и лримене подземног складишта гаса.

5.2, КРИТЕРИЈУМИ 3 А ИЗБОР ПРИРОДНИХ ЛЕЖИПГГА НАФТЕ И ГАСА ЗА ПОДЗЕМНО СКЈ1АДШПТЕ И ЗА ВРШНЕ ИЗВОРЕ Превођење једног нафтног, нафтно-гасног или гасног, делимично или потпуно исцрпљеног лежишта у складиште природног гаса захтева оцену карактеристика тог лежишта. Ту спадају величина складишног капацитета који се може постићи, интензитет испоруке, поузданост складиштења у разматраном лежишту и уклапање тог будућег складишта у транспортни систем гаса.

273


ЦЕВОВОДНИ ТРАНСДОРТ НАФТЕ И ГАСА

Веома је тешко говорити о поједииим параметрима лежишта строго по горе наведеним карактеристшсама, с обзиром да поједини параметри имају утидај на више карактеристика, У оквиру лрве карактеристике локазатељ о садржају гаса у лежишту, почетним резервама, служи као показатељ о могућем складишном капацитету, Садржај гаса у једном складишту се дели на активни гас, који се сматра капацитетом складишта, и гасни јастук који служи за постизање оптималних услова складиштења шш уопште функције складиштења. Величина садржаја гаса у једном лежишту зависи од величиие порног волумена који се може испунити гасом, притиска, температуре и састава гаса. Величина порног волумена зависи од карактеристика колектор стене, порозитета и засићености водом. Величина садржаја гаса у једном лежишту се одређује или волуметријском методом или помоћу материјал-баланса ако се познају параметри производље у одређеном временском периоду. Величина гасног јастука, као и понашање складишта у фази експлоатације углавном зависи од режима гасног слоја. Гасна лежишта могу бити са експанзионим или водонапариим режимом, као основним, или пак са комбинацијом ова два режима. Лежиште са експанзионим режимом се покаша као суд под притиском, где су притисак и садржај гаса у чврстој релацији. Опадање притиска у лежишту на око 7 ћага се сматра границом даље производње из оваквих лежишта, У ствари, границу напуштања производње више условљавају економски разлози, који су везани за капацитете бушотина код малих притисака у лежишту и за налажење примеие за тако мале количине гаса. Превођење оваквог лежишта у складиште захтева утискивање гаса за стварање гасног јастука неопходног за подизање притиска у лежишту и постизање оптималних услова складиштења са економског аспекта. Лежишта са водонапорним режимом поседују друкчије карактеристике. На слици 5-4. се јасно уочава да је притисак напуштања производње у једиом лежишту са водонапорним режимом релативно висок. Ова карактеристика код разматрања лежишта за превођење у складиште чини погодност у односу на неке карактеристике складишта (ипр. број бушотина, компримовање). Међутим, док је код превођења лежишта са експанзионим режимом основни предуслов за постизање економског оптимума складиштења величииа гасног јастука, дотле је за лежиште са водонапорним режимом гасии јастук технички предуслов за превођење у складиште. Ово представл>а другу битну разлику лежишта са водонапорним режимом од лежишта са експанзионим режимом.

Колнчина исцрпљеног гаса, 10* п?

Сл. 5-5.

Сл. 5-4. 274

У моменту напуштања производње из једног лежишта са водонапорним режимом можемо разликовати три зоне. Горња, вршна, зона лежишта је испуњена гасом, а други део лежишта је преплављен водом у коме се иалази зона са преосталом засићеношћу и зона у којој је гас заобиђен приликом надирдња воде. При коришћењу вршне зоне лежишта, испуњене гасом, за складиштење гаса потребно је утиснути одређеие количине гаса, на име гасног јастука, како би се спречило при лроизводњи гаса мешање са надирућом водом. Вода надире услед смањења притиска приликом пролзводње. Овде је значајно да у складишту мора бити просечан притисак једиак притиску аквкфера, у једном циклусу складнштења, и да свако одступање у току извесног времена мора бити изједначено, Формулом изражено, то је 1АР-Т«0, где је АР одступаље од притиска аквифера, а Т означено време, Одступање са претежним подпритиском узрокује набирање гасног јастука, а тиме се ствара опасност превременог заводњавања бушотина или одступања са претежним иадпритиском узрокују проширења гасног јастука, а тиме и опасност од губитка гаса у вршним тачкама. Складиштење мањих количина активног гаса у вршиој зони лежишта, захтева инјектирање одређених количина гаса на име стварања гасног јастука, односно минималног крајњег лритиска у лежишту код производње из складишта једнаком притиску аквифера. Да би се то постигло потребно је релативно доста гасног јастука, што чини однос активног гаса према гасном јастуку неповољним. Ово је илустроваио тачком А на слици 5-5. ГХовећање количина активног гаса утиче на смањење потребних количина у гасном јастуку, јер веће количике гаса узрокују повећање притиска у лежишту и могућност коришћсња да надпритисак траје две трећине времеиа, а подпритисак једну трећииу времена једног циклуса складиштења, повећање количииа активног гаса смањује гасни јастук до тачке Б, У тачки Б постиже се максимални притисак од 1,2 притиска аквифера а најнижи притисак у складишту молсе ићи 40% испод притиска аквифера. Код ових односа притиска, гасни простор лежишта ће бити оптимално коришћен, јер је однос активног гаса, лрема гасном јастуку најповољнији. Уколико се иде даље са повећањем количина активног гаса долази до повећаља притиска и пртискивања воде из лежишта и до лотребе повећања гасног јастука. Иотискивање воде може ићи до тачке Ц када се лежиште користиу својој првобитној величини. Овај пример показује да је за складиштење сваке количине активног гаса неопходна одређена количина гасног јастука, уколико се жели превођење лежишта у складиште. То значи да свако лежиште са водонапорним режимом, код превођења у складиште има оптимум у погледу односа активног гаса према гасном јастуку. Економичност превођења једиог лежишта у складиште зависи од броја бушотииа које су потребне за одређеиу количину лридобијања гаса, па се зато посебна пажња посвећује капацитетима бушотина. Капацитет једие бушотине се одређује једначшом: д = С (Р г-?;Г (М ) где су: р - производња гаса, тп3/бап С - коефицијент који углавном-зависи од карактеристика слоја Рј - притисак у лежишту, ћаг Р<) - динамички притисак у делу бушотине који се налази у слоју, ћаг п - експонент протока са вредностима између 1 и 0,5 и означава врсту протока од ламииарног до турбулентног. 275

ЦВВОВОДНИ ТРАНСПОРТНЛФТВ И ГАСА

Висока пропустљиваст колектор стене, а тиме и вредност коефицијента С значи високе учинке утискивања и производње из лојединих бушотина, а тиме и релативло смањење инвестиција. Поред пропустљивости веома је значајна и стабилност колектора за оцену капацитета бушотина. Тако код невезаног леска треба очекивати производњу песка. Има случајева кад је због лромене оптерећења, услед промене притиска долазило да ломљења чврстог пешчара, што је стварало одређене количине песка. Као други ограничавајући фактор капацитета бушотине може се појавити процес заводњавања што је случај код лежишта са водоиапорним режимом и са мањом пропустљивошћу колектор стене. Величина притиска у лежишту, представља веома значајан параметар. Могућност примене већих притисака значи добијање већег канацитета складиштења, смањења броја бушотина због повећања капацитета бушотана, бржи развој складишта - брже потискивање воде, продужење периода без компресорске лроизводње из складишта, као и повећање искоришћења нафте код претварања нафтиог лежишта у складиште. Истовремено сувише подизање притиска може имати разорне последице, које се огледају у отварању постојећих или стварању иових пукотика у кровини складишта, и губицима гаса и могућиостима стварања хидрата угљоводоника у бушотини. Максимални дозвољени притисак у складишту зависи од дубине залегања слоја, специфичне тежине покровних сакена, од отпорности, густике и пластичности кровине. Генерално се сматра безбедним радом када' складиште ради се притиском до величине почетног притиска у лежишту или са притиском који је једнак хидростатичком. У САД-у постоје бројна складишта чији је иритисак већи од почетног за 10%. Притисак у складиштима у неким случајевима је прелазио 1,54 пута градијент статичког притиска а да при томе није било никаквих компликација. Свако разматрање преласка почетног притиска у лежишту мора бити изведено на бази проучавања свих околности, а у циљу минимизирања ризика. Код притиска у слоју већег од лритиска у локровним наслагама у којима нема воде доћи ће до продора гаса кроз слабо пропусне покровне наслаге стена. Губитак гаса ће бити знатан јер је додирна површина велика. Ту је максимално могући притисак до величине хидростатичког. Међутим, у природи је ретко када је покровна стена сува. Она је засићена водом. Да би гас потиснуо воду која засићује пЈупљикаву стеиу, мора постојати разлика притисака на контакту гасвода. Притисак код кога започиње гас да истискује воду из шунљикаве стене назива се притисак истискивања. Велкчина притиска истискивања зависи од међумолекуларних, односно капиларних сила на коитакту вода-гас. Постоји однос између величине тог притиска и геометрије шупљикаве стене, која се може изразити шупљикавошћу и пропусношћу те стене. Што су локровне стене дубље и њихова компактност је боља, па је и лотребан притисак за истискивање воде гасом из тих стена већи. Збир хидростатског и притиска истискиваља даје границу притиска у складишту који се може применити. Величина притиска истискивања се може одредити испитивањима на језгрима.

27 6


Код лежишта са водонапорним режимом, величина пропустљивости утиче на време развоја складишта. Код ниских вредности пермеабшштета неопходно је неколико година док се не потисне вода и створи жељени простор за гас. На слици 5-6. је приказана разлика у кретању контакта гас-вода у условима лостојања песка мале и високе пролустљивости. Низак пермеабилитет узрокује изразито надјахавање или гасни језик, који се протеже низ структуру до краја испод кровине. Дренажа воде услед гравитације из гасне капе је мала и контакт гас-вода може имати скоро исти нагиб као и сама формација. Код истог учинка инјектирања, али у песку високог пермеабилитета, гас ће потиснути воду ефикасније са скоро хоризонталним контактом гас-вода, и биће висока дренажа воде из гасне зоне. Просечна засићеност водом гасне зоне биће примегно иижа него у претходном случају. Продуктивност гаса у ова два случаја ће се више разликовати него што је однос пермеабилитета. Код леска малог пермабилитета могућа су лака заводњавања бушотина, што захтева већи јаетук, У погледу ових ефеката, пешчани слој пермабилитета од 1000 10'3 тш 2је сасвим задовољавајући. Пермеабилитет испод 1000 10*3 т т 2 продужава потребно време за стварање простора за гас и може довести до неефикасног потискиваља воде и потешкоћа одржавања безводне производње гаса. Нагиб структуре има исти тип ефекта, као и ниски лермеабилитет код потискивања воде гасом. Потискивање гаса у формацију благог нагиба може узроковати дугу, танку зону гаса која досеже до краја структуре. Придобијање гаса је у таквој ситуацији тешко, ако не и немогуће. Инјектирање са истим учинком у идентичну формацију, али са знатно већим углом нагиба, производи дебелу гасну зону, са скоро хоризонталком површином гас-вбда. У односу на проблеме који могу произаћи везано за првобитни садржај лежишта може се.узети да лежишта са сувим гасом су апсолутно подобна. Лежиште гаса са одређеним садржајем азота могу у току дуже експлоатације да дају незнатне промене у квалитету гаса. Лежишта гаса се садржајем чине. 277

ЦЕВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТЕИГАСА

278

1 5 §

8I

»8

к \о

<Ј> Р ч

к

I I !:8Iр|§ 1в1 :111

3

& 8са

8 О О, «

| е & !§ о ^

ј? 8 м Б р О $

1О

О

СС

11

оV )

№

8

1

<Л> ‘о’

Ои _

СЈ

2. \о 2

II

’I о 1о

К

« о

[« 8

в

Табела 5-2.

веома велике потешкоће. Примена постројења за лречишћавање гаса као и спедијална опрема за бушотине би 'шиило да инвестидиона улагања и погонски трошкови складишта лорасту толико да економију складиштења доводе у питање. Слична је ситуација и са лежиштима која поседују СО2. Ова група лежшнта се може сматрати непогодном за превођење у складиште. Поред првобитног садржаја веома је битан и степен исцрпл>ености лежишта. У зависности од њега биће и потребе за гасним јастуком, што значи потребу за ангажовањем гаса "робе” са тржишта који има већу цену од гаса у лежишту. Код нафтних лежишта поред уобичајеног засићења колектор стене водом постоји и део заостале нафте која ограничава користан простор за складиштење. Код превођења нафтног лежишта у складиште треба рачунати на одређене потешкоће које су везене за трофазни проток приликом утискивања гаса, а огледају се у неправилном формирању гасног јастука. Проблем трофазног протока може такође имати одраза на смањење капацитета бушотина. Насупрот овим потешкоћама сигурио стоје предности које се огледају у евентуалном додатном лридобијању нафте, као и високој пропустљивости и постојању често погодне дубиие, што све чини да се ова лежишта могу прихватити као условно повољна. Положај разматраног поља у односу на потрошачке центре игра веома важну улогу, како са становишта економских ефеката у транспортном систему, тако и са становишта разматрања складишта као елемента за повећање поузданости целог система снабдевања. У односу на ова два веома важна елемента складиште треба увек да буде што ближе лотрошачким центрима, Метода регулисања неравномерности потреба у гасу путем подешавања динамике испоруке (применљива код земаља које поседују сопствене изворе), подразумева коришћења резервних производних капацитета и рад појединих поља-лежишта само у току зимске сезоне. Рад поља-лежишта само у току зимског периода представља ефикаснији иачан регулисања неравномерности што је и довело до релативно шире примене ове методе. Величина резерви гаса, односно век експлоатације једног лежишта, као и капацитет бушотика, представљају значајне елементе једног поља-лежишта за превођење у резервно лежиште. Поред ових елемената веома је значајан и састав гаса из тог лежишта, Технологија процеса лроизводње нафтних и нафтно-гасних лежишта, као и квалитет гаса који производе чине их неповољним за лревођење у резервна лежишта. Сличан статус имају и гасокондензатна лежишта. Разлог представља сздржај течних фракција у гасу из ових лежишта и условљеност рада постројења за издвајање течних фракција. Лежишта која садрже гас са СОг такође нису повољна за превођење у резервна лежишта, Ова лежишта захтевају интензивну производњу, јер корозионо дејство СО2 знатно смањује век опреме бушотине и економику рада иадземних иисталација. Овде је такође и економика рада постројења за издвајање СО2. Лежишта са сувим гасом представљају лежишта међу којима треба тражити резервна лежишта. Положај пол>а у односу на систем транспорта, величина лежишта, степен исцрпљености, режим гасног слоја, стабилност колектора и капацитет бушотина чине критеријуме за избор резервног лежишта. У табели 5-2. дата је класификације лежишта у односу на повољност превођења у складиште гаса, Овим се не дефикишу сви могући појавни облици, веН се даје.једна класификација у односу на означене лараметре. На нивоу само ових сазнања може се извести подгрупа за сваку категорију и параметар. /

\§ О м & $

IX О 5

5 8.

&

* „ х С

и03 & е р, >=;> ^ •&

8 8 «3 о с- оке

л8| О

(X он 3* &

с

О

‘5 <Ј1 ’©< о

ј

ЦВВОВОДНИ ТРАНСПОРТ НАФТ.Е И ГАСА


Пржмер одређжвања преласка из фазе производње у фазу складиштења једног гасног лежнгата Приликом разматрања иеког гасног лежишта као потенцијалног складишта лриродиог гаса веома знамајни су показатељи о момеиту преласка из фазе производње у фазу складиштења и величина гасмог јастука. Утврђивање овог показатеља разматраћемо на једном конкретиом примеру, примеру гасиог лежишта Т. Лежиште Т представља комбиновани масивно-слојевити тип лежишта. Колектор стене мине испуцали кристаласти шкриљци* брече и нешчари. Просечан порозитет колектор стене износи 23%» пропусност 50-10° гаш2 а засићеност гасом 0»75. Почетна запремина порног простора засиКеног гасом је 18,7'10* т 3. Утврђене почетне резерве гаса износе 1850-10* б1ш3. ЈТежиште се налази на дубинн од око 950 ш и лоседује добру заштитну кровину. Производња са овог поља се обавља више година, тако да постоји добра историја производње, Кретање кумулативне производње и притиска у лежишту у току периода производње показује слика 5-7. Облик криве кумулативне производње према кретању притиска у лежишту указује на присуство водонапорног режима. Иитензитет водонапорног режима има велики утицај на параметре складишта. На слици 5-8. је дато кретање притиска у складишту у току једног циклуса складиштења и у току периода од двадесет година. Слика 5-8. показује да код већег интензитета водонапорног режима (односно аквифера) мол<е доћи» у току експлоатационог века» до ирекорачења лочетног притиска што значи и погребу проучавања могућносги нрекорачења тог притиска или прихватање одређеног ризика. Познавање интензитета аквифера је неопходно и са становишта праћења контакта вода-гас како би се избегло заводњавање бушотина прилигсом производње односно губитка гаса испод лревојних тачака структуре у току утискивања гаса. Познавање интензитета аквифера чини основни предуслов за прогнозу кретања лритиска у складишту и за одређивање броја бушотина» скаге компресорске станице, основних параметара који одређују инвестициона улагања у складиште. Интеизитет водонапорног режима се одређује величином воденог инфлукса у резервоар. Он се може лретпоставити једначином: \Ус(0-(Ро-Рћ)КР<Х0

(5-1)

где је \УСволуметријски икфлукс у времену 1који је зависан од почетног притиска у лежишту, Р<»и величине притиска на граници резервоара, Р&, од кумулативног воденог инфлукса у функцији времена по јединици пада притиска на граници резервоара, р(0> и од карактериегика колектор стене Кр. Водени иифлукс се може одредити на бази позкавања функције Р(0 која лредставља пад лритиска на граници резервоара у функцији времена по јединици воденог дотока.

Сл. 5-7

280

281

Кумулатнвна производн>а

. V 000

к о о. С50Сс4

/

К 13

/

. >> Ја$

^

/

т

/

/

/

\

/

т

§

х/ X

/

V \

/

ч

/

Кретан>е приткска у складшиту и однос запремина при напуштању производње код притиска од 43 ђага

\

\ . V

10б|

Прнгпгсак у лежипггу

Ч,

■70

аоС

Однос запремина

»

4

8

5

10 И Ц «

К 15

«

17

№

13

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

»

31

32

33

П

35

38

Годиие

Сд. 5-9

1оа

1 2

_

3 4

5

8 7

8

|8

«

12

13

14

15

Јб

17

1В

59

Сл. 5-8

20

21

22

23

24 25

26

27

26

29

30

Годиле

31

32

33

34 35

35

37

37*

ЦЕВОВОДНИ ТУАНСИОУТ НАФТЕ И ГАСА

оо

Сл.5-10


ЦЕВОВОДНИ ТРАИСПОРТНАФТЕ И ГАСА

Одређивање воденог инфлукса се може извести идеализовањем геометрије резервоара ( линеаран, радијалан) и прихватањем да је колектор хомоген, У том случају се функције <)(1) и Р(1) одређују по Уап~ Еуегсћп^еп-у и ИигбГ-у. За ово је потребно познавање параметра - бездимекзионалног времена, који се добија из израза: оч

(5-2)

Група параметара Кр, К,- и К( обухватају својства формације (Кр~ 6,283 фсДћ за радијалан модел, К - пермеабилитет, ф - порозитет, с - компресибилитет, џ - вискозитет). Израчунате вредности 0(1) и Р(Ј) се могу у функцији наћи табеларно за различите геометријске облике. Одређивање воденог инфлукса може бити изведено и на бази података добијених у фази производље, о кретању кумулативне производње и притиска у лежшдту. Прмоћу програма за прорачун иа бази полазних података о кретању кумулативне производње и лритиска у лежишту, уношењем података о понашању лежишта (Т) добијени су подаци о кретању притиска у лежишту, у периоду лроизводње и у периоду складиштења (од двадесет година) за услове превођења лежишта у складиште код притиска у лежишту од 43 бара, 49,7 ђага и 64 ђага, Кретање притиска у складишту за ове притиске напуштања производње је дато на сл, 5-9,5-10 и 5-11. На бази ових података добијена је величина гасног јастука код притиска напуштања од 43 ћага која износи 28.000,000 т ? гаса, код притиска напуштања од 45 ћага, за гасни јастук треба 207,000.000 $*т3 гаса а код притиска напуштања од 64 ђага величина гасног јастука је 524,000.000 $ћп3. Превођење гасног лежишта у складиште значи прекид производње и тиме одлагање пласмана производње преосталих количина гаса за лериод складиштења. При економским рачуницама треба узети у обзир трошкове који произилазе из такве промене статуса лежишта. У литератури се веома често вредиост гаса за гасни јастук сматра као инвестиционо улагање. Да ли је овакав статус гаса у гасном јастуку исправан или треба да има статус обртних средстава, то је ствар разматрања екоиомиста. Узимањем у наредним прорачунима вредност гаса у гасном јастуку као инвестиционо улагање (али производна цена, а не тржишна цена гаса) и разматрањем инвестиција у изради бушотина и компресорске станице дошло се до податка да је оптимални лритисак напуштања производње,. или преласка у фазу складиштења, притисак у лежишту од 41 ђаг. Слика -12, даје резултате прорачуна. Из слике се види да ако се не узму у обзир трошкови везани за гасни јастук онда превођење са већим притиском у лежишту има предност, Приказани трошкови за изградњу складишта гаса на слици 5-12. се могу узети само као релативни показатељ.

Инвесгидиола улагања у изградњу складишта у 10**дкн

„ 0,000633- к , , ч Јо-К јЧ-—------------ - (за радшалан модел) Ј*Ф-стк

1 - Улагања у изградњу складишта без гасног јастука 2 - Улагања у гасни јастук 1 - Улагања у изградњу складишта са гасним јастуком Сл. 5-12. Избор притиска напуштања производње код планираног капацитета складиштења 2,5-10° ш3/сЈап 286

287

3.479.000.000

ЦЕВОВОДН& ТРАНСПОРТ НАФТВ И ГАСА

Неки основни показатељи о складш цтету природног гаса у свету

Табела 5-3 Преглед складишта и њихове основне карактецистике

У периоду иитензивие примене градског гаса (гаса из угља) у свету су примењивала складишта овог гаса. Преласком тржишта на коришћење природног гаса превођена су и постојећа складишта градског гаса на складишта природног гаса с тим да је интензивирана њихова изградња. Табела 5-3. даје преглед о броју и основиим карактеристикама подземних складишта у свету. Складишш кападитети у Западној Европи 1970. године су били 3.680.000. 000 ш \ 1980. године 10.760.000.000 ш \ да би 1993. године износили 40.776.000.000 У Источној Европи су складишни капацитети 1970. године били 5.900.000. 000 т 3, 1980. године 27.184.000.000 т \ да би 1993. године достигли 87.782.000. 000 ш*. Основни правци у развоју технологије складишта су развој складишта са мањим укупним складишним капацитетом што ближе потрошачким центрима али са великим дневним капацитетима испоруке. У том смислу, као и ради економске конкуреитности, иде се на посебно опремање бушотина и на примену хоризонталних бушотина. Тиме се постижу већи производни капацитети по бушотини и смањују инвестициона улагања односно трошкови складиштења.

, 288

Основне карактерисп ж е ц ев и пос: Дебљина Назианн Сољни пречних зиида пречвик цевзЈ тсћ тт тсћ шш тсћ

к§/т

56.1

2.209

2.64

54.6

2Л57

-

162

207

207

207 207

20?

207 207

207

207

0Л09

3,37

207

»23/8 МШ&1\ *гж р |Ш ;

53.9

2-125

-

185

207 202 207

207

207 207

20?

207 207

207 207

207 207

207

0.125

3.00

207

4,51

5.1»

2.093

207

207 207 207

207

207 207

207

207 207

207

207 207

207 207

207

0.141

53.1

-

*2Ж гш

зм

161

172

207

207 207 207

207

207 207

207

207 207

207

207 207

207 207

207

207 207 207

207

207 207

207

207 207

207

207 207

207 207

207

207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207

207

207 207

207

207 207

207

207 207

207 207

207

207

207 20?

207

207 207

207

207 207

20? 207

207

20?

207 507

20?

207 207

207

207 207

207 207

207 20?

јјШ јШ Ш

-

202 177

207

207

207

|

0.154

5.42

3.65

$2.5

2.067

2Ш јПЦШ^

0.172

6.07

4.05

51.5

2.031

172

172

207

0.188

8.57

4.39

50.7

1.999

172

172

207

0-218

7.43

5.02

49Л

1.939

172

172

2з/з

0.250

3^1

5.67

47.5

1.875

172

172

6.2б

46.1

1.813

172

172

207 207

207

207 207

207

207 20?

3.03

38.1

1.503

172

172

207

207 207

207

207 207

207

207 207

207 207

207

2 3 /8

13.47

20?

0.436

207 207 207 207 207 207

207 207

9.31

207

0.281

207

2ш

2.47

2.709

71

83

100

125 109

137

124

155 133

167

143 179

155

153 167

207 190

207

0.083

3.67

0.109

4Ј85

3.22

;Н

Ш

-:! Ш

|

У Г& # Н : јг Ј ^ И " !;

510

ХХ5

67.4

2,857

133

167

146

182

165 207

178

207

191

207

206 '20?

207

207

207 207

3.67

66,6

2.625

153

191

157

207

189

207

203

207

207

207

207

207

20?

207

207

207

4.12

65.8

2-593

172

207

108

207

207 207

207

207

207

207

20?

207

207

207 207

20?

6.81

4.53

65,0

2-563

136

158

191

207

207

207

207

207

207

207

207

64,2

2.531

120

172

207 207 207 207 207 207

207

4.97

207 207 207

207

7.44

207

207

207

207

207

207

207

207

207

20?

163

172

207

207

207

207

207

20?

20?

207

20?

207

207

207

207

207

172

207

73,0

» 2 778

0.125

5.51

73.0

♦ 2 7 /8

0Л41

6,16

73.0

27/8

ОЛ56 0.172

Ш

ш п

ј0 8 т

73,0

2 7/8 5 4 Ш

73.0

27/8

83.9

1

2.03

*2 7 /8

73,0

а

а

3.01

♦ 2 7/3

73,0

шсћ

&

73.0

73,0

ПИП

Мш-[имални п[ритисадГИС1ШТИВања Х-80 Х-65 ј Х-70 Х-60 Х-56 Х-52 Х-46 к ћзг ' ђ;1Г ђаг ђзг бзг ћаг Ј— — 1 а О С а а } а _Ј Ј Н _2 ћ < ђ, < < & < 1г4 < & < 00 <л < •{СЛ «44 ■5А1 9ГК> 173 207 187 207 202 207 207 20? Х-42 ћаг

0.083

2 3/а

73,0

\т

А в *вс (лг

♦ 23/8

2Ж

73.0

Унутрашњи пречннк

Тешша

'Ш Ш . 2 77$ Н Н Т 1 Н

0.188

2 7/8

0.216

Ш Ш 1 ‘

0.283

5ТО

0-250

27П 2 7/8 Џ Ј Ј Ш 27/8 :Ш * Ж = *3 1 /2

8,07

5.40

63.4

2.499

8.69

5.79

62,8

2.463

172

9.16 10.51

6.13

62.0

2.443

172

7.01

60.2

207 *207

207 207 ‘ 207

207 207

207

207

207

207

20? 207

207

20?

207

207

207 207

207 207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

2.375

172 207 172 172 207

207 207 207 20? 207 20? 207

207

207

207

207

207

207

172 172

207

207 207

207

207

207

20?

207

20? 207

207

207

207

207

20?

207 20?

207

207

207

11,33

7.66

59,0

2-323

20.37

13.69

45.0

1.771

172 172 207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

20?

207

207

3.03

64,7

3.334

32

103

90

112

102

127

103

137

117

147

127

159

137

171

157

197

0-083

4.50

3.95

83,3

3-232

110

137

120

150

136

170

146

156

186

163

207

183

207

207

207

0.276

Х5

0.552

ш

.

28.3

♦ 31/2

0.109

5,95 6.76

4.51

82.5

3.250

125

157

171

155

194

167

179 207

194 207

20?

207

207

20?

♦ 31/2

0.125

137

88-9

5106

81.7

3218

141

176

154

193

174

207

201

207

207

207

207

207

207

207

» 3 1 /2

7,57

138 207

0.141

557

80.9

3.188

112 130

757

156 171

207

194 207

207

207

207

207

207 207

207

207

20?

207

0.156

8.37

80,1

3.156

123 143

172

207 138

207

207

207

207

207

207

207

20?

207

207

207

207 20?

79,3

3.124

134 156

183

207 205

207

207 207

207

207

207

20?

207

207

207

207

207 20?

772 207

207 207

207

207

207 207

207

207

207

20?

207

207

207

88.9 88,9

» 3 1 /2

88.9

31 /2

ОЛ72

9,17

6.11

88.9

3 1 /2

0.188

9.95

6.6$

88,9

3 1 /2

0.216

5ТО

11,31

7.58

Основве карактеристике деви по сгандарду АР1 51 Сољни Дебљика Тежина пречннк зиида тсћ

тсћ

тсћ

к§/т

77.9

3.098

154

Укутрашљи пречвкх

1ђ/а

Х-42 1»г

тсћ

207

Минимзлнн притисци ислктивања Х-52 Х-56 Х-60 ХЧ>5

Х-46

5аг

ђаг

31/2

ж

0-250

ш

85,9

31/2

ш ш ш

0281

88.9

31/2

у ш р ш

0200

Х5

88.9

3 1 /2

.н1 ш ш

0.600

ХХб

101.6

♦4

ш ш ш

101.6

*4

Д

101.6

»4

101,6

»4

101.6

*4

101.6

4

101,6

4

101,6

4

101.6

4

101.6

4

101,6

4 ♦ 41 /2 * 4 1/2

114.3

♦ 4 1 /2

114,3

» 4 1 /2

1143

4 1/2

114,3

4 1/2

!Ш

|®

м в ш |||р

8

ш

Ш

1

1

у!

1

3.000

172 172

207

207

207

207

207 207 207

207 20?

207 207

1432

93б

207

207

74,7

2-338

207

172 172

20? 207

207

207

207

20?

207 287

207 207

207

207

207 207

207

207

207 207

207

207

207

207

207

2.900

172 172 207 207

207

207

207 207

207

207 207

207 207

207

2300

172

172

207

207

20?

207

207

207

207

207 207

0.083

5.15

207 207

3.47

207

97,4

3.834

51

60

72

90

79

93 - 89

111

96

0.109

120 103

6.82

433

128 111

56.0

3.782

68

80

0.125

7,76

5.17

952

3.750

78

91

0.141

8,70

5-81

94.4

3.718

№

102

0,156

9,63

6,40

93.6

3.638

98 114

0.172

1035

7.03

92.8

3.655

1Ш

0.188

11,46

7.65

92,0

13,48

9.11

15,02

1О-01

302 88.8

3.624 3.548 3.500

16,55

11Л6

87.4

3.438

174 193

18,68

12.50

85,4

3.354

0.033

531

332

110,1

4234

193 193 20? 4$ 53 64

0.125

$.77

534

107,9

4.250

70

81

0,141

9,83

656

107,1

4.218

78

91

0.156

10.88

724

106.3

4.188

8? 101

0.172

1132

7.95

105.5

4,155

96 Ш

134

0.188

1236

8.66

104.7

4.124

1С4 121

146

0203

13,99

932

103.9

4.094

113 132

158

198

173

103.1

4.062

122 142

170 207

188

114.3

41 /2

114,3

41/2

0,219

114,3

41/2

0237

114,3

41/2

Ш Ш 8

«з

?6Л 73.7

0213 Ш Ш Ш Г:

(л

ХЗ

$ТС

Х-2 ћзг а ( ћг 54 <

8.68

583

5ТО

ћаг

207

13.02

18.58

0.226

Х-70

ћаг

1025

0281

|!р ш

!заг

1524 27,63

0250

:;пн

114.3 114,3

р 1

5аг

- а

< т 88.9

207

15.01

1Ц01

16.02

10.79

36 120

207

207

207

120 150 137 171

105 131

119

146

128

160 137

171

148

16$

160

200

182

207

13?

120

150

136 170

148

182

156

195 169

207

183

207 207

207

123 154

135

163

163

1$Т

164

205

176

207

207

205

207

207 207

137

171

150

187

170

207

182

20?

151

188

185

205

18? 207 201

117 137

164 206

180

139 162

195 20?

207

20? 207 207 207

156 182 207 207

207

207 207

207

207

207

20?

207

207

80

70

87

79

122

106

133

110 137 122

166

167

145

183

183

160 200

125

110

207 207

97

152

190

196

207 207

207

207

207

207

207

207 207

207 207

207

207

207

207

207

20? 20?

20? 207

207 207

207

207

207

207

207

207 207

207 207

207 207

207

207

207 207

207

207

207

207

207

207 207

207

207

207

20?

207

207 207

207

207 20?

207 207

207 207

20?

207

207

207

207

207

207

207 207

207 207

20?

207

20?

99

85

106

91

114

123

103

133

122

152

121

151

130

162 133

188 162

203

185

207

Т20 150

136

170

182 156

196 169

207

1$3

207

20?

207

133

151

168

162

203

174

207

188

207

203

207

207

207

166 20?

17$

207

131

207 207

207

207

207

207

207

161

207

195

207

207

207 207

207 207 207 207 207

207

196 207

207

207 207

207 207

207

207

207

207

20?

207

207 207

207

207 20?

207 207

207

207

207

207

207

99

174 151

102,3

4.026

130 152

183 207

200

207

207

207

20?

0250

17,03

20? 207

11,35

101,5

207 207

4.000

207

207

1 Ш 1 !§ |Ш б 1

207

207

207

139 162

18$ 207

207

207

0.281

18,77

12,66

207

207

207

207 207

100,1

3,038

207 207

20?

207

154 160 207

207

207

20?

207

207

207

20,73

1336

98.5

3.876

172 193 207 207

22,42

1498

114,3

41/2

П4,3

41 /2 4Ш

Ш т кШ Ш

0.312

114.3

67,1

* ' 3.826

114,3

41/2

! р

ОЛЗЗ

2825

19.00

92,1

3.824

114.3

41/2

0:531

3336

2231

872

5.438

114.3

41 /2

0.674

4033

27.54

80,1

3.152

. *

|

0337

*

Хб

ХХ$ - ,

207

207

207

207 207

207 207

207

207

207

207

207

207 207

207 20?

207

207 207

207 207

207 207

207

207

207

18? 193 207 207

207 207

207

207 207

207 207

207 207

207

207

207

207 2 0 7 '

133 193 207 207

207 207

207

207 207

207 20?

207 207

207 207

207

20?

207

Ш

207

207

207

207

207

207 207

207 207

207 207

207

207

207

207 207

207

207 207

20? 207

207 207

207 207

207 207 207

193 207 207

193 193

207 207

*

59/15 };•

***** V Г Л. *ббЛ б

0-125

10.90 13,54 16.16

0.183 0.219

*5бЛ б *

V

02 5 8

5ТО

тп т

№

к § /ш

7.21

‘.5 ,6"

М и н и м а л н и п р и ти сц и и спитивањ а Х-бО 1 Х-65 Х-56 Х-52 Х*42 Х-46

ћаг

ћаг

ћаг

!заг

ћаг

ђаг

а 1— кп

о К

с н сл

О н

Х-70

Х-30

1заг

ћаг

ћ гг

4.88 7.2® 9.01 10.79

137.1 134.9 133,3 131,7

тсћ

37

43

о &

1Л

о

О 1—

*Л

V)

-

52

57

64

69

72

80

$6

96

78

65

97

103

112

121

130

150

5.312

5б

_

65

~

5251

70

-

82

-

97

107

121

132

139

146

163

187

5.187

84

-

98

-

117

125

145

157

168

182

196

207

-

115

-

137

150

170

183

195

307

207

207

-

13$

-

161

177

199

207

207

207

207

20?

-

145

-

176

192

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

5.397

18.74

12.50

130,1

5.125

21.92

14,62

128.1

6.047

116

127,1

<л

<

98

15.85

0 Р

!3

5.001

125

*5 9 /1 б

0281

23.50

® 59Л 6

0212

25.99

17.50

125.5

4.939

139

-

162

-

207

207

207

*53Л Б

0244

28,4$

19.17

123.9

4-875

153

-

178

-

207

207

207

20?

207

207

207

207

-

20?

207

207

20?

207

207

207

207

207

207

207

207

*5 3 Л б

*59Л б 5 9/16

*«џ 1 *Л • тад *Ч * * гг

*6& » * 65/а

0.37$

ХЗ

30.88

20-78

122.3

4.813

167

193

-

0300

40.28

27.04

115.9

4.563

193

-

193

-

207

207

207

207

0.625

49.17

3236

109,5

4.313

193

-

133

-

207

207

207

207

207

207

207

20?

-

207

207

207

207

207

20?

207

207

72

78

84

91

103

0.750

ХХЗ

57.56

33.55

103.1

4-063

-

193

193

54

0-083

8.61

5.80

764.1

5-459

31

39

37

4$

15.43

7.59

1б2.7

6.497

41

51

48

53

72

79

88

85

102

110

119

138

0.109

59

54

68

22

90

?01

109

117

127

136

157

32

101

114

123

132

143

154

177

■47

68

59

*бб/& ч- *ба»

0.125

13.03

8.68

* 65«

**• '^ен?*

0-141

14,62

9.76

161,1

9Л43

53

66

61

77

16.21

10.78

иео.з

6,3*3

59

73

63

85

102

112

127

136

158

170

195

*®

0.156

146

*ве« 65/8

17,78

64

81

94

113

123

140

150

161

174

138

207

0.172

75

70

88

82

103

123

135

152

164

176

191

205

207

76

ез

83

111

133

145

165

177

190

206

207

207

157

178

192

205

207

207

207

203

207

207

207

20?

207

168,3

65/8 В5/8

168,3

65/8

168.3

65/8

168,3

11.8$

161.3

153,5

4Л *? & * •: ‘ 5Ј6 '•

0.188

19,35

12-92-

158,7

0203

20.91

1&92

157,9

0219

22,47

-71 т •• --* 7 #

О230

25.55

17.02

28.22

18,37

158,3 1б&3

$5Ј& ; 65/8 V-

166-3 168,3

ет 05Љ

168.3

вт 6& 8

165.3

О

0.156

-

в

А ћаг

пречнш с

са С5 X и

0.053

*5а«б

59/16

168,3 168.3

тсћ

шш

У н утр а ш њ и

5Т0

јпсћ

гаш

---------Теж ина

,Ј

Дебљина зинда

А1ЛГ

шсћ

стандарду V 'к ј л

ГАХЧЛ-г

ЗТР

ДЧДј/ШХ Називни Сољни лречник пречник цеаи

14.98

1375

бЈ2&1 6219

8.187

82

103

96

120

149

155.5

6,125

94

117

109

136

164

179

&065

105

131

123

153

183

201

207

207

20?

207

207

207

6.001

117

146

136

170

205

207

207

207

207

207

207

20?

5.937

129

181

150

172

207

207

207

207

207

207

207

207

164

1В8

20 ?

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

207

287

207

157.1

* 0.312

31,25

21.04

154.1 152.5

0244

34,24

23.08

150.9

0-75

3720

25.СЗ

149.3

5-875

4237

28:57

146.3

5.761

8300

46.73

32.71

142.9

5.625

0.562

54.31

02 Ш

, ЏЛ. Т;- -и ® МА *«?• Ш х ?

0.402

5ГО

хз

362§

139,7

5/501

176

141

193

187 193

193

153

193

207

207

207

207

207

207

207

207

193

193

207

207

207

207

207

207

207

207

Основне карактеристике цеви до етандарду АР151, Н азивн и р р еч н к к

т т

Д ебљ и н а зи и д а

1ПСћ

т т

тсћ

Т еж и н а сС 14 * о

к » /т

Њ /п

У н утраш њ и п речн и к

шш

тсћ

А ђаг

Х-65 ћа?

Х-70 ђаг

О н (Л

Х-30 ћаг

С н <л

16Б.З

Б5/8

15,9

0.625

59.75

4&.05

136.5

5.375

193

193

193

193

207

207

207

207

207

108.3

20?

207

65/8

207

1У ' ■*: > 1б,1

0.719

6Т.69

45.35

131.7

5.187

193

193

193

193

207

207

207

207

207

207

207

20?

0.750

7027

47.06

130.1

5.Т25

183

133

153

183

207

207

207

207

20?

207

207

_П Х'

0.875

20?

79.98

53.73

123,9

4.87$

153

193

193

193

207

20?

20?

20?

20?

207

207

207 121

V.

168,3

б 5/8

168,3

65«

219,1

* 35«

219.1

»85«

219.1

вт

ХХ5

с н «л

М и н и м алн и п ри ти сц и и сп и ти вањ а Х-42 Х-46 Х-52 Х-56 Х-60 ћаг ћаг ћаг ћаг ћаг

В ћаг А1Т

тсћ

С ољ ни пречн и х

!з <

а СЛ

о &

о н сл

а н V}

а Н (/>

Д н

ОЈ-

н со

0.125

17.04

11.3$

212.7

8.375

36

45

42

52

83

69

78

84

90

9?

10$

•-

0.156

21.22

14.11

211,1

8-31$

45

55

52

65

73

86

37

105

112

121

131

151

- 4$ ■ 3* .

0.188

25.37

16.94

209.5

8-249

54

68

63

79

94

103

117

128

135

147

158

181

0203

27.43

18.26

208,7

&219

-

-

-

-

102

112

127

138

146

158

170

196

0.219

29.48

19.В8

207-9

8.187

63

79

74

52

110

121

13$

147

158

171

184

0.250 -

20?

33.5?

22.36

206,3

0.12$

72

$0

34

10$

126

133

158

187

180

195

207

207

24.70

205.1

8.071

80

100

93

116

139

153

173

186

193

207

207

207

•?•- 4 »

219,1

85«

219.1

8 5«

219,1

85/б

4 !« ч 5,4.

219.1

85/8

7Ј0

0.277

35.61

219.1

8 5/8

41.14

27.70

203.3

8-001

93

112

105

131

157

172

134

207

207

20?

85«

7,9 9Л

0.312

219,1

207

207

42,6$

28.5$

202..7

7М 1

92

116

108

13$

162

178

200

207

20?

20?

219,1

8 5/8

20?

20?

0.344

45Д4

30.42

201,7

7.937

99

•»23

116

144

173

189

207

207

207

219.1

20?

207

85«

20?

0.37$

49.10

33.04

200,1

7.875

108

125

126

157

189

207

207

207

20?

207

219.1

207

85/8

0.43&

56.94

207

30.30

196.9

7.749

126

158

147

Ј84

207

20?

207

207

207

207

207

219.1

207

$

%$12.7

0.500

б4.$4

43.39

193.7

7.625

-

-

-

-

207

207

207

207

297

207

219.1

85/8

14,3

20?

0.562

72.22

46.40

190.5

7.501

162

193

188

193

207

207

207

207

207 207

207

219.1

207

207

85«

15.9

0.625

79.87

53.40

187.3

7-375

180

193

193

193

207

20?

207

207

207

207

207

219.1

207

85«

18.3

0.719

90,62

60.71

182.5

7.187

193

153

193

193

20?

207

207

207

20?

20?

20?

207

219,1

85«

19.1

0.750

94.20

63.08

180.9

7.125

193

193

193

193

20?

207

207

207

207

207

207

219.1

207

85«

28.6

0.812

100.84

67.76

177.9

7.001

’ 93

193

193

193

207

20?

207

207

207

20?

20?

219.1

8 5/8

22.2

207

0.875

107.79

72.42

174.7

6-675

193

593

193

193

20?

207

207

20?

207

219,1

20?

20?

207

85«

25.4

1.000

121.32

81.44

168.3

6-625

193

193

193

193

207

207

207

207

207

207

207

207

119

137

,

’ *:

$,? • ©Д

0.322

бТО

х$

ххз

273,1

* 103/4

4,0

0.156

26.54

17.65

265.1

10.436

35

45

42

52

72

78

88

95

102

110

273.1

+ 103/4

4.6

0.188

31,76

21.21

263.5

10.374

43

54

$0

63

Зб

94

107

114

123

133

143

273,1

+ 103/4

16$

5,2

0-203

34.35

22.87

262.7

1&344

-

-

-

-

93

102

11$

124

133

144

15$

178

273.1

103/4

5,6

0.213

36.94

24.63

261.9

10.312

50

63

59

74

100

110

124

Ш

143

155

ш

192

273.1

10 3/4

6,4

0.258

42.0$

28.04

260,3

10.250

58

72

63

84

114

125

142

152

163

177

191

273.1

103/4

207

7,1

9-279

4б.$7

31.20

258.9

10.192

64

81

75

94

12?

140

158

170

183

158

207

207

;

Унутрашњи пречник ћаг

ш/л

1ПШ

шсћ

51№ 56,72 60.50 71.72 6135 $1,26 10035 11439 12637 13736 146.30 155,15 183.75 34.67 37.77 40.87 43,36 50,11 554? 61.56 65.35 67.62 "365 79.65 85.62 97.46 109.18 120,76 132.23 143.56

34.24 3823 40.48 4824 54.74 61.15 67.58 77.03 86.18 9228 98.30 104.13 126.83 23.11 2522 27.20 29.31 ЗЗЛЗ 37.42 41.45 43.77 45.53 4956 5352 5759 65.42 73115 8053 86.63 96.12

2575 255.7 2545 2505 247,7 г«л 2415 2365 231.9 228,7 2255 222.3 209.5 315.1 314.3 3135 312.7 311.1 309.7 308.1 307.1 3065 304.9 303.3 301.7 2985 295.3 292.1 288.9 285.7

10.136 10.062 10.020 9.874 9.750 9.626 9500 9.312 9.126 9.000 8-874 8.750 8.250 12.406 12574 12544 12.312 12-250 12.188 12.126 12.090

5ТО

к&т

Минималки гтриттсци исгштивања Х*42 Х-46 Х-52 Х-56 ћаг ћаг ћаг ћаг ћаг

0 0

ћаг 1

12.000 11538 11.750 11.626 11500 11574 11.250

71 79 84 101

89 99 105 126

130 144 166 187 193 193 193 193 34 37

162 181

43 49 54 61 64 67 73 85 110 121 134 146

53 61 68 76 80 83 91

193 193 193 193 42 45

63 92 99 118 152 168 193 193 193 193 193 193 39 43

107

50 56 64 71 75 78 8$ 99

136 152 167 163

127 142 156 170

103 116 123 147 189 193 193 193 193 193 193 133 49 53 62 71 80 88 94 98 106 124 159 177 193 133

| 8ТР |

Основне карактеристике цеви по стандарду АР15 1 Тежина

1

141 157 167 200 207 207 207 207 207 207 207 207 207 66 72 79 85 96 108 121 127 133 145 156 169 193 207 207 207 207

154 172 183 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 72 79 86 92 105 113 132 139 145 158 172 185 207 207 207 207 207

174 19$ 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 82 90 97 105 119 134 149 158 165 194 207 207 207 207 207 207

187 207 207 20? 207 207 207 207 207 207 207 207 207 88 96 105 113 129 145 161 169 177 193 207 207 207 207 207 207 207

Х-6$ ћаг ћаг

ћзг

ђ,

ј?

1

200 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 95 103 112 121

207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207

207 207 207 20? 207 207 207 207 207 207 207 207 207 111 121 130

155 172 182 189 207 207 207 207 207 207 207 207

112 121 150 168 186 205 207 207 207 207 207 207 207 207

161 181 200 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207

207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 127 139 150 162 185 207 207 207 207 207 207 207 207 207 20? 207 207

4 пречник

I

123/4 123/4 123« 123« 123«

323.9

123/4

20,6 222 23.8 25.4 27.0 28,6

154.08 11057

1255» 13257 13957 153.53 27.73

315

0375 0406 0.436

355.6 355.6 355.6 3555 3555 335.8

55.11 6152 67.74 74.42 31.08 87.71 9450 10056 107.39 12036 133,19 14551 158.49 170,18 182,52 194,74

36.71 41.17 45.61 50.17 5457 58.94 63.44 67.78 72.09 8056 8928 9751 106.13 114Л7 122.« 13055

Х-42 ђаг

Х-52 Х-56 ђаг ђаг

Х-60 ђаг

Х-У Х-70 Х-80 ћаг ћаг ћаг

“ 5 1 1§ 1

Ш/Г(

2795

11.000

273.1 269,9 266.7 260.3

10.750 10.626 10500 10250

13562 13500 13.438

ћаг

о

|

323.9 323.9 323.9 323.9 323.9

Минимални поитј!сци испитиваљз

В

А ћаг

5

ћаг

О

207 »7 207

12500

207 207 207

207 207 207

207 207 207

207 207 207

146 161 176 190 205

156 173 188 204 207

169 187 204 207 207

183 201 207 207 207

207 207 207 207 207 207

207 207 207 207 207 207

207 207 207 207 207 207

207 207 207 207 207 207

44 50

13.124 п 13.062 13.000 89 12.87$ 100 12.750 111 31?,« 314,4 3115 308,0 304.8

О &

5

166

153

193

207 207 207 207 207 207

§§§§§§§§§§§§

к в /т

Унуграшњи

!| 5ТО ј

Основне карактеристике цеви по ставдарду АР151. Назнвкн Сољни “Тежина Дебљнна пречник пречник зиида

Назкшш пречиик це&и

Дебљина зиида

Сољни пречник

дз «1 СП

1ПСћ

тш

1псћ

тт

тсћ

к%/т

о

Минимални притисци ислнтивања

Унутрашн»и пречник

Тежииа

1т

га т

тсћ

А

в

Баг

ћаг

н

о

<—

V)

14

355.6

14

*16 *16

4 0 5 .4

405.4 4 0 6 .4

406.4

■ * -1 6

<

Х -70

Х -42

Х-46

Х-52

Х-56

Х -60

Х -65

Баг

ђ зг

ћаг

ђаг

ћаг

ћаг

ђаг

а г~ <Л

а

С Н

Г± ГТ

Г\ с

гп

а х~ V)

а <л

о

< 355.6

”1

•

Х-80 ћаг

Л

•м ■

Г“ сл

*/>

230.63

154.69

298.4

11.750

193

? 193

193

193

207

207

207

207

20?

207

207

207

207 •

207

207

31.8

1.250

253.31

17021

292.1

1150)

193

1ОД

193

193

20?

207

207

207

207

4.3

0.138

47.54

31.75

396.8

15.624

29

37

34

43

53

53

77

83

50

98

111

5.2

0.203

5 1 /5

34.25

396.0

15.594

32

39

37

4$

63

68

72 77

82

89

96

104

120

5.5

0.219

55.35

ЗбЈ91

395.2

15.562

34

43

39

50

68

74

82

90

98

104

112

129

6.4

0.250

63.13

42.05

383.6

15.500

3$

43

45

56

77

64

95

103

110

119

128

148

47.17

3922

15.438

43

54

51

63

86

94

107

115

123

134

144

164

405.4

* 16

7.1

0.281

69.91

406.4

1$

7.9

0.312

77.63

52.27

390.6

15.376

43

61

$6

70

96

105

т

128

137

148

160

182

405.4

16

8.7

0 ,3 «

85,32

57.52

369Л

15Л 12

53

67

62

76

106

116

131

141

151

164

176

201

1$

9.5

0.375

92.98

62.58

387,-1

15250

53

72

еа

35

115

126

143

154

1Б5

178

408.4

192

207

10Д

0.406

100,61

67.62

385.8

15.188

-

«“

125

136

154

167

178

163

207

207

13

—

4 0 8 .4

72.В0

384.2

15.124

68

85

79

99

134

147

180

192

207

207

Ш

103.20

567

16

0.438

207

406.4

77.79

382.6

15,062

«,

—

—

144

158

178

192

206

207

207

1 1 .9

115.77

—

16

0.469

207

406.4

0.500

123.30

82-77

381.0

15.000

77

97

90

113

168

190

205

207

207

12.7

207

207

16

154

4 0 6 .4

16

138.2?

92.65

377.6

14.876

6?

103

102

173

189

207

207

207

207

207

20?

14.3

0.562

127

4 0 6 .4

406.4

374.6

14.750

97

121

113

141

192

207

207

207

207

207

0.625

102.63

207

15.9

153.11

207

1б

167,83

112.51

371.4

14.624

107

134

125

156

207

207

207

207

207

207

207

17.5

0.688

207

122.15

368.2

14.500

•116

145

136

169

207

207

207

207

207

207

207

20?

0.750

182,42 195.98

365.2

14.376

128

15?

147

183

207

207

207

207

207

207

207

207

0-812

362.0

14250

136

169

158

193

207

207

207

207

207

207

207

207

0.875

210.33

131-71 141.34

224,$5

150.83

358.8

14.124

145

182

169

193

207

207

207

207

207

207

20?

207

160.20

355.6

14.000

155

193

181

193

207

207

207

207

207

207

207

207

13.876

185

193

192

193

207

207

20?

207

207

207

207

20?

405.4

16

406.4

16 1б

406.4 406.4 406.4 406.4 406.4

•

406.4 405.4

16 16 16 16 16 16

457.0

16 ‘ 1$

457.0

* 1б

4 0 6 .4

457.0

*

457.0

*18

18

19.1

20.6 22.2 23.8 25.4 27.0 28.6 30.2 31.8 4.8 5.6

6.4 7.1

5ТО

Х$

0.538

238.64

1.000 1.062

252.61

169,43

352.4 349.2

13.750

174

193

193

193

207

20?

207

207

207

207

207

1.125

173.72

207

266.45

346.0

13.624

185

193

193

193

207

207

207

207

207

207

207

1.168

137-93

207

2Ш .17

342.8

13500

т

193

193

193

207

207

207

207

207

20?

207

1.250

196.91

207

293.76

17-624

26

32

30

38

$2

63

68

74

79

85

98

53.53

447.4

55

0.186

35.76 41.59

17.562

30

33

35

44

60

6$

80

85

92

100

115

9.213

44$,8

74

62.34

47.89

444.2

17-500

34

43

40

50

68

75

85

91

98

106

114

131

39

46

45

56

76

9$

103

110

119

128

442.8

17.438

146

71.12

9.250

78.77

0.281

53.18

4

Основне карактеристшсе цеви по стандарду АР151. Назпвнк премнтс

Сољнн

пречник

цевн

1ПСћ

тпт

тсћ

-457.0

18

457.0 457,0 457.0 457.0

Дебљкна зинда

т т

1ПСћ

7,9

0,312

1В

а.7

0.344

?а

9.5

0.375

18

10,3

18

4 $7Ј0

Тежина а} ас го О

к§/т

\УП

Унуграшљи пречник ш 441.2

јпсћ

Мннимални притисци мсшггнвааа Х-42 Х-46 Х-52 Х-56 Х-60 в ђаг ћаг ћаг ћаг ћаг ћаг

А ћаг о н сл

<

о н сп

5 <

1Л

о

о н т

1

Н ГЛ

Х-65 Х-70 ћаг Оаг

Х-80 ћаг

ан

а

о (Л

17Л76

85

94

105

114

122

132

142

17.312

94

103

118

125

134

145

156

17550

103

112

127

136

146

158

17?

0-406

17.188

111

121

137

148

158

172

185

11.1

0.438

17.124

120

131

148

160

171

!!.$ •

18$

200

0.469

17.062

128

141

158

171

?33

198

207

17.000

136

150

189

182

195

207

20?

2ТЦ

61

76

70

вб

457,0

18

12.7

0.500

457.0

18

14.3

0.552

16.876

154

168

457% 0

190

205

20?

207

18

15.9

20?

0.625

16.750

171

107

207

20?

457.0

207

?&

207

207

17.5

0-688

16-624

188

208

207

207

457.0

207

18

207

19.1

207

0.750

16.500

205

207

20?

457,0

207

207

18

207

20.6

0.812

207

16.378

207

207

207

207

207

457.0

18

207

207

22,2

0.875

16250

207

207

207

207

457.0

207

207

207

18

23,8

0.938

16.124

207

207

207

207

207

207

457.0

18

207

25,4

1.000

16.000

207

207

207

207

207

207

457,0

207

18

27,0

1.062

15.876

207

207

207

207

207

457.0

207

18

207

28.6

1.125

15.750

207

207

207

207

457.0

207

207

18

207

502

1.188

15.626

207

207

207

207

457.0

207

20 7

207

18

31,8

1ј250

15.500

20?

207

207

207

508.0

* 20

20?

207

5,6

20?

0.219

16.562

57

63

71

77

82

89

503.0

* 20

6.4

0:250

96

19.500

66

72

81

88

94

503.0

102

109

*2 0

7,3

0.281

19.438

73

80

90

97

104

503.0

20

113

121

7,9

0312

13.376

81

89

100

108

508.0

116

125

20

135

8.7

0Л44

19.312

89

98

П1

119

120

508.0

138

149

20

в$

Д375

19.250

97

107

121

130

109

151

503.0

162

20

нхз

0.406

19.188

106

??6

131

141

15?

164

5О&0

176

20

11,1

0-433

15.124

114

125

141

152

163

176

503.0

190

20

15,9

0.469

19ј062

122

134

151

163

174

189

204

508.0

20

12.7

0.500

Ш

143

161

174

186

202

508,0

207

20

14,3

0.€52

147

161

182

196

207

207

20?

Х$

ЗТР

Х$

54

68

63

79

19.000

62

77

12

90

1ае?б

70

87

б1

102

пречник

зи и д а

Х-46

Х-52

Х-56

Х-60

Х-65

Х-80

ђаг

ћаг

ђаг

ћаг

ћ зг

ћзг

ђзг

а

1 !

ђаг

5ГГО

бГО

8ГО

1псћ

ЗТО

шш

5Т0

\т

БТО

к § /т

АП‘

ш т

Х-70

Х-42

20

15.0

0.625

192Ј95

123,33

476$

18750

77

37

90

113

163

179

202

202

207

207

207

20?

20

17.5

0,638

2П.68

141.90

473.0

13.624

85

107

99

125

180

197

207

20?

207

207

207

207

20

10.1

0.750

2302?

154.19

18-500

33

109

136

196

20?

207

207

207

20?

207

207

20

20.6

0.812

247.60

106.40

466,6

18376

101

12$

118

147

207

20?

207

207

207

207

207

207

20

2 2 ,2

0$75

178,72:

463.6

18.250

109

136.

12?

158

207

207

20?

207

207

207

207

207

20

23,8

0.938

265,9$ 284.18

190.96

460.4

18.124

116

145

136

163

207

207

207

20?

207

207

207

207

20

25,4

1.000

302.28

202.92

457.2

124

155

145

181

207

207

207

207

1562

320.26

214.80

132

165

154

183

207

20?

20?

207

207 207

207

27.0

207 207

207

20

18.000 17.876

207

207

20

28,6

1-125

338.11

226.78

450.8

17.750

139

174

162

139

207

207

207

207

20?

207

20?

20?

20

ЗОЈ2

1.188

355.83

238-68

447.6

17.626

147

Ш

172

139

207

20?

207

207

20?

207

207

20?

20

31 «в

1Ј250

373.43

250.31

444.4

17300

155

189

181

189

207

20?

207

207

207

20?

207

207

20

33,3

1.312

389,81

261.8$

441% 4

17376

162

189

183

189

207

207

20?

207

207

20?

207

20?

20

343

1Ј 275

27351

438,2

17.250

171

189

189

189

207

207

20?

207

20?

207

207

20?

53

0.213

76.42

50.94

547,8

21.562

25

3*

23

36

52

57

65

70

75

б1

87

99

6 ,4

0.250

0721

53.0?

546,2

21.500

28

35

33

41

60

65

74

80

35

92

99

114

* 22

7Л

0.261

56-63

65.18

544$

21Л38

32

33

3?

46

66

73

82

88

95

102

110

Т26

22

0Л12

107,36

7227

543.2

21376

35

44

41

51

74

81

31

38

105

114

123

140

22

73 8.7

0.344

118.06

79.56

541,6

21Л12

39

48

45

56

81

89

100

108

116

126

135

154

22

. 93

0.375

128,73

86.6!

540.0

21350

61

83

97

110

118

127

13?

146

169

103

0.406

135,37

93.63

538,4

21.188

53 ♦V

50

22

42 —

—

96

105

119

128

13?

143

160

183

22

П,1

0.438

149.97

100.86

536.8

21.124

50

58

72

104

113

128

138

1-48

160

173

197

22

113

0.469

160.55

107.85

535.2

21.062

62 —

-

-

111

122

148

153

172

185

207

22

12.7

0.500

171.09

114,81

533.6

21.000

5б

70

65

82

118

130

137 147

158

163

133

197

207

22

143

0.562

132,08

128.6?

530.4

20.376

63

79

74

92

т

146

165

178

1Ш

206

207

207

22

16^6

0.625

212.35

142.63

527$

20.750

70

88

82

103

143

162

164

198

207

207

207

207

22 22

17.5

0.668

233.63

156.60

524.0

20.Б24

78

97

50

113

163

179

202

207

207

20?

207

207

19.1

0.750

254.30

170,21

520,8

20.500

85

10$

т

123

178

195

207

20?

207

207

207

207

22

2 0 .6

0.812

183.75

$17.8

20-376

92

114

10?

134

192

207

207

207

207

207

207

207

22

223

0.875

27351 293,8?

197.41

514.6

20.250

99

123

115

144

207

207

207

207

207

207

207

207

22

23.8

0.938

314.11

211.00

511.4

20.124

105

132

123

154

207

207

207

20?

207

207

207

207

2Т0

тсћ

т т

п о

В ђаг

А ћаг

пречник

СЈ X *$ X

тсћ

Минималн« прктисци испитнвања

Тежина

б го

Д ебљ ина

А 1Т

тсћ

СОЈБНН

5Т 0

Н а зи в н и пречник ц еш !

•

-22 *22

510

Х5

Основне карактеристике цеви по стандарду АР15Т Називни пречник

Сољни прсчкик

цевн

јпсћ

1ШП

Гпсћ

Дебљика зиида

т т

1ПСћ

Тежнна <3 «3 X

Унутрашњи иречник

Минимални притисцк испитинања

О

559.0

22

' 25,4

1.000

33422

224.28

508.2

20.000

22

27.0

113

141

559.0

132

165

207

1.062

354,22

207

207

207

237.48

505.0

207

207 .

19.876

20 ?

207

559.0

22

120

150

172

"28,6'

140

374.03

207

207

1Л25

207

250.81

207

207

$01,8

19.750

20?

20?

20?

559.0

22

12?

143

392-

158

172

207

1.188

393.81

207

207

207

264.06

207

207

498.6

207

19.626

20?

559.0

23

$1,5

134

1б?

156

172

207

207

413.42

207

207

1-250

20?

277,01

435.4

207

20?

207

19.500

141

559.0

22

172

1$5

172

207

207

207

431.69

207

207

207

289.88

207

492.4

207

19.376

559.0

148

172

32

ззл 34.9

1.313

172

172

20?

207

1.375

451.06

207

207

207

207

302.88

207

489.2

19.250

20?

553.0

155

172

172

172

22

35.5

207

207

207

207

1.438

470.30

20?

207

315.79

207

486.0

207

19.126

559.0

162

172

172

172

207

22

207

207

1Л00

489.41

207

326.41

207

20?

207*

482.8

19.000

610.0

«24

38.1 6.4

207 .

163

172

172

207

0.250

207

207

207

95,26

$3.41

172•

207

207

207

597.2

207

23.500

510.0

38

55

60

68

7.1

0.281

105,56

73

75

85

71.18

51

104

595.8

23.433

32 37

30

* 24

2$ 29

34

42

$10,0

24

$1

66

75

31

7,3

87

0.312

117.30

94

78.93

115

594.2

101

23.376

32

40

33

610.0

24

47

68

74

64

-8,7-

0.344

90

96

104

123.00

88.91

ПЗ

123

592.6

23.312

36

44

41

52

74

610.0

24

93

0Л75

140,63

10$

115

94.62

124

143

591.0

23250

39

48

4$

$10.0

5$

24

81

31 85

92

9.5 10.2

101

108

0-406

116

152.32

12$

135

102.31

589.4

154

23.183

$10.0

24

88

96

109

11?

11,1

0.438

163.93

12$

136

14?

167

110,22

587.8

23.124

§5

$ 10,0

704

117

24

128

135

11.9

0.469

175.51

147

130

П 7Л6

158

536.2

23.062

102

610.0

24

111

12$

138

145

12.7

0.500

187.06

157

125.43

189

193

564.6

23.000

52

65

$1

75

1С9

1 *3

155

181

210.07

160

■С\ЛЈ

0.562

140.68

581.4

22.876

58

72

68

85

122

119 134

145

24

134

610.0

610.0

24

151

183

175

15$

232.94

204

0,625

189

156.03

207

578$

22.750

65

81

75

94

136

149

$10,0

168

24

181

194

20?

207

0.688

255.69

207

17*5

171.29

575.0

22.624

71

89

83

103

150

164

610,0

24

185

199

20?

19.1

207

186.23

571.8

22.500

77

97

90

113

163

179

207

24

20.8

202

207

$ 10.0

207

207

201.09

568.8

22.376

84

105

98

123

17$

193

207

207

610.0

24

207

207

20

0.875

207

321.79

215.10

?

20?

222'

0.812

278.32 299.41

20?

207

0.750

565.6

22.250

90

113

105

132

130

207

207

610.0

207

207

24

23.8

207

207

207

0.938

344.05

231.03

562.4

22.124

97

121

113

!41

203

207

207

$10,0

20?

207

24

207

20?

207

25А *

1.000

366,17

245.64

559.2

22.000

103

130

т

151

207

207

207

207

610.0

24

207

207

207

27$

1,062

388,1?

20?

260.17

556.0

21.876

110

137

123

153

207

207

207

207

207

610,0

34

207

207

20?

28.6

1Л25

410.05

274.84

552.8

21.750

116

145

136

158

207

207

207

207

207

610,0

207

207

24

207

30.2

1.188

431.80

283.44

549.$

21.626

123

154

143

158

207

207

207

207

207

610,0

31,6

1.250

453.42

303.71

546.4

21.500

130

158

151

158

207

20?

207

207

207

207

20 ? 20?

20?

24

20?

5Т0

ХЗ

*•»-

45

5$

53

66

-*

• •

207

CEVOVODNI TRANSPORT NAFTE I GASA Др. Божидар Прстојевић

Recommend Documents