Transportul Fluidelor Vascoase Si Congelabile din Import

INTRODUCERE

In Capitolul 1, capitol ce poartă titlu „Proprietățile țițeiurilor” sunt prezentate o parte însemnată de hidrocarburi, în legătură cu prezența lor în țiței și derivatele acestuia, din punct de vedere al proprietăților lor fizice și al utilizării lor. Se pune accent pe țițeiurile vascoase deoarece ele reprezintă și tema de proiectare.

Capitolul 2 intitulat „Calculul hidraulic al conductelor pentru lichide” face referire directă la principalele etape în proiectarea unei conducte de transport țiței, etape e trebuie obligatoriu făcute. Se începe cu stabilirea traseului unei conducte, se trece la exemplificarea unor parametrii hidrodinamici ai mișcării staționare în conductă, după care se începe prezentarea calculului unei conducte de transport țiței în regim staționar. Aici găsim și stabilire regimului de curgere prin conductă, calculul căderii de presiune prin conductă, calculul hidraulic precum și calculul grafic al conductelor, cu stabilirea numărului și amplasamentul stațiilor de pompare.

Capitolul 3, „Transportul prin conducte al petrolului brut vascos sau congelabil” conține principalele metodele de transport ale petrolului vascos, cu prezentarea fiecăreia dintre acestea: transportul petrolului cu diluanți, cu adaosuri, hidrotransportul, transportul termic precum și transportul la cald . In acest ultim capitol sa atacat problema determinării variației temperaturii în lungul unei conducte, cu prezentarea tuturor coeficienților de pierdere termică și sa mers pană la determinarea și amplasarea stațiilor de încălzire de pe traseul conductei. O problemă importantă constă în faptul că acest calcul trebuie făcut pentru cele două anotimpuri, cel călduros și respectiv cel rece.

Capitolul 4 ‚ „Calculul mecanic al conductei” începe printr-o dimensionare a peretelui conductei, după care se face calculul eforturilor din conductă: eforturile axiale, radial și inelar, urmand a se face și o verificare de rezistență a conductei pentru evitarea eventualelor accidente ce pot apărea pe parcursul exploatării conductei.

In Capitolul 5 se face numeric aceste calcule pe o conductă dată ca temă de proiectare, urmand a se stabilii toate detaliile de execuție de la amplasare și pană la punere în funcțiune.

Capitolul 6 este dedicat Măsurilor de protecția Muncii și Prevenire și Stingerea Incendiilor, măsuri în vigoare ce trebuie respectate la punerea în aplicare a prezentului proiect.

Capitolul 1.

PRINCIPALELE PROPRIETĂȚI

ALE

ȚIȚEIULUI ȘI PRODUSELOR PETROLIERE

1.1 HIDROCARBURI

În compoziția țițeiului predomină hidrocarburile. Proporția lor variază cu natura acestuia. Țițeiurile parafinice conțin 90-98 hidrocarburi, pe când unele țițeiuri grele, naften-aromatice, au un conținut de hidrocarburi in jur de 50.

Numărul hidrocarburilor individuale ale țițeiurilor e foarte mare. În fracțiunile de uleiuri numărul hidrocarburilor este cu mult mai mare.

In general in țițeiuri întâlnim aceleași hidrocarburi; deosebirile între țițeiuri constau mai ales in proporția variata a acestora.

Hidrocarburile prezente în țițeiuri aparțin claselor: parafine, naftene și aromate. Pe lângă acestea, în fracțiunile medii și superioare întâlnim hidrocarburi cu structură mixtă; ele conțin două sau toate cele trei componente structurale: parafinică, naftenică și aromatică. Marea majoritate a țițeiurilor nu conțin hidrocarburi nesaturate; acestea se găsesc în unele derivate ale lor.

1.1.1 HIDROCARBURI PARAFINICE

Hidrocarburile aciclice saturate, cunoscute sub diverse denumiri: parafine, alcani, hidrocarburi metanice, se găsesc in cantități importante in țiței.

Parafinele sunt hidrocarburile cele mai bogate in hidrogen si corespund formulei generale:

CnH2n2

Proprietăți fizice

În condiții normale de temperatură și presiune parafinele pot fi gazoase, lichide și solide. Termenii inferiori, de la metan până la izopentan sunt gaze. În seria normală începând cu n-pentanul sunt lichide până la n-heptadecan (punct de fierbere 303C) care la temperatura normală este o hidrocarbură solidă (punct de topire 22,5C), la fel ca termenii următori din serie. Izoparafinele lichide pot conține mai mult de 17 atomi de carbon, acestea având puncte de topire mai joase ca parafinele normale corespunzătoare.

Parafinele din benzine au puncte de topire sub –30C, cele din petrolul lampant sunt toate lichide la 20C. Fracțiunile următoare începând cu motorina, conțin și parafine solide la temperatura normală. Componenții parafinei comerciale, care conține n-parafine cu 20-30 atomi de carbon, se topesc intre 35C si 70C.

Punctele de fierbere ale parafinelor cresc în general cu creșterea greutății moleculare.

Punctele de fierbere ale izoparafinelor sunt întotdeauna mai joase ca ale n-parafinelor cu același număr de atomi de carbon.

Densitatea în seriile omoloage ale parafinelor crește cu creșterea greutății moleculare. Pentru n-parafinele lichide valorile sunt cuprinse intre 0,626(n-pentanul) si 0,768 (n-pentadecanul).

În general densitățile cresc cu creșterea greutății moleculare tinzând către o limită care pentru 20C este 0,851 iar pentru 70C este 0,828, valori care corespund unei parafine cu număr infinit de atomi de carbon.

În privința solubilității parafinele sunt insolubile în apă. Solubilitatea cu solvenți organici variază cu natura solventului. Cele inferioare până la C8 sunt ușor solubile în alcool, cele superioare sunt mai greu solubile, acestea se solubilizează numai cu alcool absolut. Parafinele sunt ușor solubile in eter etilic, în hidrocarburi cu deosebire în cele aromatice.

Componenții gazului de sondă

Bitumenele din zăcămintele petroliere conțin și componenți care la presiunea atmosferică și temperatură normală sunt gaze. În zăcământ însă datorită presiunilor înalte gazele sunt parțial sau total dizolvate în faza lichidă a bitumenului. Raporturile cantitative între aceste două faze sunt hotărâte de condițiile fizice ale zăcământului (presiune și temperatură).

Faza gazoasă care însoțește țițeiul lichid la ieșirea din zăcământ, se numește gaz de sondă sau gaz petrolifer, el trebuie considerat ca o prima fracțiune ușoară a bitumenului conținut în zăcământ.

Gazul de sondă conține hidrocarburile parafinice: metan, etan, propan, butan, izopentan, neopentan. În afară de acestea gazul mai poate conține în proporții mai mici, primii termini lichizi: pentani si hexani. Metanul este componentul principal care intervine obișnuit cu o proporție de 50%, proporțiile omologilor metanului descresc cu creșterea greutății lor moleculare.

Dacă, în majoritatea cazurilor, gazele de sondă nu conțin cicloparafine, olefine și nici aromate, totuși în unele gaze se găsesc antrenate cantități foarte reduse de ciclopentan, ciclohexan, benzen, toluen.

Compoziția gazelor de sondă variază mult prin proporția componenților. Distingem gaze sărace în care predomină metanul și care conțin o proporție mică de omologi și gaze bogate cu un conținut mai mare de omologi ai metanului. Variațiile de compoziție sunt datorate naturii țițeiului, raportului dintre gaze și țiței în zăcământ, temperaturii și presiunii la care se produce separarea dintre țiței si gaz.

Factorul principal care influențează compoziția gazelor este presiunea la gura sondei. Cu cât presiunea este mai mica cu atât gazul este mai bogat în omologi ai metanului.

Gazolina. Butanii și primii termeni lichizi antrenați în gazul de sondă: pentani, hexane si proporții mici de omologi superiori, se extrag din gazele de sondă și constituiesc un produs lichid foarte ușor, cu densitatea intre 0,625 și 0,670 cunoscut sub numele de gazolină. Operația de separare e cunoscută sub numele de degazolinare. Cantitatea extrasă și compoziția gazolinei depind de compoziția gazului și de procedeele de degazolinare întrebuințate.

Gazolina brută, care conține și ceva propan și proporții mari de izobutan nu poate fi utilizată direct fiind foarte volatilă, are tensiune de vapori mare. Acest produs este supus operației de stabilizare prin care se indepărtează propanul, izobutanul și parțial n-butanul.

Dintre componenți au o deosebită importanța izobutanul, n-butanul și izopentanul.

Gaze lichefiate. De la stabilizarea gazolinei rezultă gazul de stabilizare constând într-un amestec de propan și butani. Acest produs este utilizat ca combustibil pentru scopuri casnice sub numele de gaze lichefiate(aragaz).

Gaz sărac. După degazolinarea gazului de sondă rămâne un gaz care conține metanul, etanul, propanul și o parte din butanii care n-au fost reținuți în gazolină. Acesta e utilizat în bună parte ca sursă de energie calorică fiind un excelent combustibil.

Parafinele fracțiunilor inferioare

Înțelegem prin fracțiuni inferioare fracțiunile țițeiului care trec la distilație până la 200C; ele intră în componența benzinelor și whitespirtului. Parafinele corespunzătoare conțin de la cinci până la doisprezece atomi de carbon și aparțin n-parafinelor si izoparafinelor. În benzine sunt pentani, hexani, heptani, octani, nonani și decani, hidrocarburi cu puncte de fierbere până la 137C și puncte de topire sub -37C.

Componenți separați sau identificați. S-a remarcat că s-au întâlnit cam aceleași hidrocarburi în fracțiunile inferioare ale tuturor țițeiurilor studiate. Numărul izomerilor nonani și decani, separați din țiței este mic iar dintre undecani și dodecani se găsesc în hidrocarburile normale. Faptul se explică prin dificultățile de separare din ce in ce mai mari pe măsură ce trecem la fracțiuni cu intervale de fierbere mai mari.

Din datele literaturii de specialitate rezultă că, dintre toți izomerii, parafinele normale se găsesc în țiței în proporția cea mai mare. Pentru acestea valorile sunt cuprinse intre 0,5-2,0% în volume față de țiței.

Conținut de parafine. În fracțiunile inferioare ale țițeiului parafinele constituie o componentă importantă, uneori predominantă. Tabelul 1 prezintă conținutul de parafine inferioare, distilând intre 60-200C, pentru câteva țițeiuri luate ca exemple:

Conținut de parafine in procente greutate

Tabelul 1

Din aceste date se constată că hidrocarburile parafinice ale țițeiului sunt concentrate în fracțiunile inferioare. Proporția cea mai mare o găsim în primele fracțiuni și, în general, ea scade pe măsură ce crește temperatura medie de fierbere a fracțiunii. Descreșterea conținutului de parafine depinde de natura țițeiului; ea este foarte accentuata pentru țițeiurile neceroase, cum rezultă din exemplele date.

Proporția dintre normal și izoparafine. Proporția dintre n-parafine și izoparafine variază cu natura și proveniența țițeiului. Aceste variații sunt prezentate în Tabelul 2, pentru câteva benzine cu punctul final la distilare 150C, rezultate din țițeiuri diferite

Proporția intre n- si izoparafine in benzine cu final 150C

Tabelul 2

În benzinele țițeiurilor naften aromatice, neceroase cum sunt cele de Ochiuri și Baku, predomină izoparafinele față de n-parafine. În benzinele țițeiurilor ceroase, n-parafinele depășesc obișnuit proporția de izoparafine. Este important de reținut că izoparafinele, în exces față de parafinele normale, asigură produselor cifre octanice ridicate.

Utilizări. Parafinele inferioare constituie o componentă importantă a benzinelor-combustibili pentru motoarele cu explozie.

Proprietatea care asigură arderea normală în motor-puterea antidetonantă a combustibilului-este dată de cifra octanică.

Puterea antidetonantă a hidrocarburilor depinde în mare măsură de structura lor: n-parafinele au cele mai mici cifre octanice. Toate izoparafinele sunt mult mai antidetonante ca termenii normali corespunzători. Cifra octanică crește apreciabil cu creșterea numărului catenelor laterale. Izoparafinele sunt termenii cei mai valoroși ai carburanților motoarelor cu combustie internă.

Parafinele fracțiunilor medii (200-300C)

Fracțiunile medii ale țițeiului distilă între 200 si 300C. Ele constituie componenții produselor: petrol lampant, petrol tractor, combustibil pentru motoarele cu reacție și motorroduselor: petrol lampant, petrol tractor, combustibil pentru motoarele cu reacție și motorină. Hidrocarburile parafinice din aceste fracțiuni conțin 12 până la 20 atomi de carbon; sunt prezente atât n-parafine cât și izoparafine. Numărul izomerilor pentru aceeași greutate moleculară este foarte mare. Din cauza micilor deosebiri de proprietăți ale izomerilor, nu s-au identificat și separat, în stare pură, decât parafinele normale.

Conținut de parafine În fracțiunile medii proporția de parafine este mai mică decât în fracțiunile care distilă până la 200C. În Tabelul 3 sunt date câteva exemple pentru fracția 200-250C.

Tabelul 3

Rezultă, din datele tabelului, că conținutul de parafine in fracțiunile medii ale țițeiurilor neceroase este foarte redus față de cel corespunzător pentru țițeiurile ceroase.

Utilizări. Fracțiunile medii ale țițeiului servesc drept combustibili motoarelor cu reacție și motoarelor Diesel. Petrolurile distilate parafinice au putere calorică și de iluminare mare, însușiri pentru care sunt preferate în utilizarea pentru reactoare. Motorinele, cu conținut ridicat de parafine, au cifre octanice mari, satisfacând condițiile de calitate pentru deservirea motorului Diesel.

Parafinele fracțiunilor superioare

Sunt considerate fracțiuni superioare cele ale căror componenți au puncte de fierbere peste 300C. Fracțiunile ale țițeiurilor ceroase (parafinoase) conțin parafine pe când cele ale țițeiurilor neceroase (neparafinoase) nu le conțin. Parafinele conținute sunt hidrocarburile naturale, preexistente in țiței înainte de distilare și hidrocarburi rezultate prin transformarea chimica a compușilor naturali, datorită temperaturii de distilare.

Parafinele din fracțiunile superioare pot fi normal sau izoparafine.

Parafinele care conțin 17-20 atomi de carbon se găsesc în motorinele grele; următoarele cu molecule mai mari, se găsesc în păcuri, în uleiuri și în ceruri minerale.

Toți termenii din seria n-parafinelor, cu puncte de fierbere mai sus de 300C, întalniți în țiței, sunt solizi la temperatura normală și costituie componenți ai cerii de petrol. Izoparafinele solide reprezintă de asemenea componenți importanți ai cerii de petrol.

Parafine normale identificate. Mabery a identificat intr-o parafină comercială dintr-un țiței de Pensylvenia parafinele normale:

n-C23H48n-C29H60

Sherdeva si Vasiliev au stabilit prezența în ceara țițeiului de Grozni a seriei:

n-C19H40 n-C35H72

Într-o ceară a unui titei de Burma au fost identificate:

n-C19 H40n-C35H72

Ceruri minerale

Se cunosc variate produse solide provenite din țiței, din derivatele sale sau din alte bitumene, denumite: parafină, cerezină, ceară de petrol, ceară de conducte, ceară de rezervoare, etc. Ele formează categoria cerurilor minerale și sunt constituite în principal din hidrocarburi parafinice superioare. Cerurile diferă ca proveniență, prin componenți și modul de obținere.

În practică se folosește adesea termenul de parafină pentru orice amestec de hidrocarburi solide. Pentru a evita confuzia se va rezerva numele de parafină numai pentru parafina comercială, produs fabricat, finit, cu caracteristici bine definite.

Ceara de petrol. Ceara de petrol este un produs nedistilat, care conține toate hidrocarburile solide naturale ale țițeiului, cu puncte de topire peste 30C, separate împreună prin cristalizare din uleiul rezidual obținut prin dezasfaltarea păcurii de la distilarea primară. În compoziția cerii de petrol intră în proporții predominante parafine superioare solide. Ceara de petrol mai poate conține și cantități mici de cicloparafine.

Toate cerurile de petrol conțin atât parafine normale cât și izoparafine. Proporția de n-parafine scade cu creșterea temperaturii de distilare a fracțiunilor, acestea sunt mai abundente în uleiurile ușoare și medii care distilă până la aproximativ 480C/780mmHg.

Raportul cantitativ între normal și izoparafine este foarte variat. Sunt ceruri în care predomină parafinele normale, cum sunt cele provenite din țițeiuri de Borneo, Rangoon, Grozni, etc. Ca exemple de ceruri bogate in izoparafine pot fi date ceara țițeiului de Surachani-Baku și unele ceruri provenite din țițeiurile românesti.

Parafina. Parafina, produs industrial finit, este constituit în principal din hidrocarburi parafinice normale care conțin 20-35 atomi de carbon și care corespund la punctele de topire între 36 si 70C, amestecul având obișnuit punctele de topire intre 48 si 58C. Pe lângă acestea, parafina mai poate conține proporții mici de izoparafine și uneori cicloparafine. Componenții sunt numai în parte cei naturali, unii rezultând prin transformări chimice în timpul distilării. Densitatea parafinei (15C) variază între 0,860 și 0,890. Pentru obținerea parafinei se utilizează fracțiunile inferioare și medii de uleiuri distillate, obținute din țițeiuri ceroase bogate în hidrocarburi parafinice normale.

Cerezinele din țiței. Cerezinele sunt produse fabricate, costituite, în proporție predominantă, din izoparafine, conținând și parafine normale și cicloparafine. Cerezinele au densități între 0,910 și 0,930. Punctele de topire ale produselor sunt cuprinse intre 55 si 85C. Se obțin din uleiurile reziduale, din petrolatum-reziduu concentrat nedistilat al țițeiurilor ceroase-din uleiuri grele ceroase obtinute la vid înaintat, din ceara de conducte și din ceara de rezervoare.

După proveniența lor, cerezinele corespund la o gama largă de greutăți moleculare; hidrocarburile prezente pot conține de la 40 la mai mult de 80 atomi de carbon în molecule.

Dacă se compară proprietățile cerezinelor cu cele ale parafinei se constată că primele sunt mai solubile în uleiuri minerale și au puncte de topire mai mari. Densitatea cerezinelor este apreciabil mai mare decât a parafinei. Produsele se comportă diferit fața de acidul sulfuric fumant și acidul clorisulfonic; cerezinele reacționeaza ușor cu acești reactivi, pe când parafina nu reacționează decât intr-o foarte mică măsură.

Vaselina. Produsul mai e cunoscut și sub numele de petrolatum. Vaselina este un produs semisolid, cu punct de topire între 34-40C, cu proprietăți unguente alifioase, care rezulta din reziduurile țițeiurilor ceroase sau din uleiuri corespunzătoare; are întrebuințări farmaceutice si ca material de protecție a metalelor contra ruginii.

Vaselina se obține în procesele de deparafinare a uleiurilor reziduale ceroase. Ceara, rezultată prin deparafinare, costituie vaselina bruta care poate fi adusa la proprietățile dorite.

Produsul este un amestec de izoparafine solide, naturale cu parte din hidrocarburile uleioase ale reziduurilor concentrate.

Ceara de conducte și de rezervoare. Țițeiul după ieșirea din stratul petrolifer, răcindu-se la temperatura normală, sau la temperaturi mai joase, iarna, depune în conductele prin care circulă și pe fundul rezervoarelor de depozitare, o ceară brută, solidă, neagră căreia i s-au dat diferite denumiri: parafină neagră, cerezină brută, ceară de conducte sau ceară de rezervoare. Produsul brut conține hidrocarburile solide cele mai greu solubile ale țițeiului, în amestec cu uleiurile reținute de rețeaua cristalină. Mai conține proporții mici de compuși asfaltici, care dau culoarea neagră. Are punctul de topire intre 50 si 80 C. Proporția de ceară în produsul brut variază intre 30 si 70%. Cerurile rafinate conțin hidrocarburi parafinice superioare cu număr mare de atomi de carbon. Prin proprietăți aceste ceruri sunt înrudite cu cerezinele din ocerezinele din obelul 4 sunt prezentate date obținute de Casimir si Creangă asupra compoziției unei ceri de conducte din țițeiurile românești.

Compoziția unei ceri de conductă din țițeiurile românești:

Tabelul 4

Ozocherita. Ozocherita, numită și ceară de pământ sau ceară de munte, este un bitumen natural, puțin răspândit, întâlnit în zăcăminte proprii fără legătură actuală cu zăcămintele de țiței.

Ozocheritele sunt solide cu puncte de topire intre 50 si 85C; se cunoaște o varietate numită borislavita, care se topește la 100C. Culoarea acestor produse variază de la galben închis la brun, brun închis până la negru, uneori cu nuanțe verzui; densitatea lor se găsește între 0,930 si 0,960.

Ozocheritele sunt constituite în cea mai mare parte din hidrocarburi parafinice din seria izoparafine, uneori conțin proporții reduse de cicloparafine. De asemenea ele mai conțin în cantități neînsemnate rășini și substanțe saponificabile. În compoziția elementară a ozocheritei de Slănic intervine si sulful în proporție de 1-1,5%.

Originea acestor ceruri este strâns legată de cea a petrolului.

Din ozocherita se obțin cerezine, produse industriale de deosebită importanță.

Parafina din cărbune brun și șisturi bituminoase. Aceste produse nu provin din țiței; menționarea lor se explică prin înrudirea strânsă de compoziție cu parafina din petrol.Un studiu sistematic asupra componenților parafinei din gudroane de la distilația cărbunilor bruni a fost făcut de Krafft. Cercetările au dus la separarea a 20 hidrocarburi saturate și anume termenii succesivi de la C17H36 până la C36H74 care au fost identificați ca parafine normale prin compararea constantelor lor fizice cu acelea ale n-parafinelor de sinteza.

Utilizările cerurilor minerale. Cerurile minerale constituie materii prime valoroase pentru numeroase industrii.

Parafina este utilizată în industria chibriturilor și în industria hârtiei, ea poate servi ca material izolant în electrotehnică. În industria chimică și farmaceutică servește la ambalarea substanțelor care au acțiune corosiva asupra sticlei.

Parafina servește ca materie primă pentru fabricarea acizilor grași printr-un procedeu de oxidare catalitica.

Cerezinele din cerurile de petrol, din cerurile de conducte, din cerurile de rezervoare, din petrolatum, la fel ca cerezinele din ozocherită sunt utilizate la prepararea vaselinei și a unor produse farmaceutice, și în industria cerurilor.

Punctul de congelare a produselor petroliere.

Această proprietate, care interesează în mod deosebit atât prelucrarea cât și utilizarea produselor, este strâns legată de conținutul lor de ceară.

În cazul produselor ceroase, prin scăderea temperaturii încep să cristalizeze componenții cu puncte de topire mai mari ca temperatura lichidului. Pe măsură ce înaintează cristalizarea se formează treptat o rețea de cristale, care prinde în masă tot produsul și împiedică mișcarea lui. Temperatura pentru care produsul își pierde complet fluiditatea se numește punct de congelare. Congelarea poate fi provocata în cantități mici de ceară; un conținut de 1% conduce adesea la puncte de congelarea intre +10 si +20C.

Temperatura de congelare este mai joasă dar vecină temperaturii la care începe cristalizarea. Diferența între aceste temperaturi poate fi de circa 10C, pentru puncte de congelare mai joase, și de 1-3 pentru puncte de congelare peste 40C.

Punctul de congelare depinde de proporția și natura cerii, de natura uleiului, de prezența compușilor asfaltici și de temperatura de preâncălzire a uleiului. Punctul de congelare este cu atât mai ridicat cu cât proporția de ceară este mai mare și cu cât punctul de topire al acesteia este mai înalt. Pentru aceeași ceară și concentrație egală, punctul de congelare este cu atât mai sus cu cât intervalul de fierbere al uleiului este mai înalt, ca urmare a solubilității mai mici a cerii in fracțiunile superioare. Punctul de congelare scade dacă crește proporția de compuși asfaltici.

1.1.2. HIDROCARBURI CICLICE SATURATE (NAFTENE)

Hidrocarburile ciclice saturate constituie componenta principală pentru marea majoritate a țițeiurilor. Numite de Markovnikov naftene, mai sunt cunoscute ca cicloalcani sau cicloparafine datorită înrudirilor cu parafinele, din punct de vedere al stabilității chimice.

Proprietăți fizice

Naftenele, cu cicluri de cinci și șase atomi de carbon, pot fi lichide sau solide la temperatură ordinară. Proprietățile lor fizice obișnuite de caracterizare sunt arătate în tabela 5.

Proprietăți fizice ale hidrocarburilor ciclice saturate

Datele tabelei arată variații importante ale constantelor fizice cu greutatea moleculara și cu structura. Punctul de topire crește cu creșterea catenei laterale. Creșterea numărului de cicluri în molecule aduce creșteri importante pentru punctual de fierbere, pentru densitate și pentru indicele de refracție. Ca și parafinele naftenele sunt practic insolubile în apă. Din punct de vedere al solubilității în solvenți, naftenele ocupă o poziție de mijloc între parafine și aromate, fiind mai solubile decât parafinele dar mai puțin solubile decât aromatele. Solubilitatea lor crește cu creșterea catenelor parafinice și creste cu mărimea numărului de cicluri în molecule.

Naftenele fracțiunilor inferioare

Structura componenților. Studiile făcute asupra naturii ciclului naftenelor din fracțiunile inferioare ale țițeiului, au arătat ca acesta poate fi de cinci și șase atomi de carbon; lipsesc, în marea majoritate a cazurilor, atât ciclurile inferioare acestora, cât și cele mai mari ca șase atomi de carbon.

Componenții separați sau identificați. În fracțiunile care distilă până la 145C, se găsesc naftene monociclice din seria ciclopentanului și a ciclohexanului, substituenții obișnuiți fiind metilul sau etilul. În general, aceleași naftene au fost întâlnite în țițeiuri diferite ca proveniență, ceea ce reflecta înrudiri legate de procesul de bituminizare.

Conținut de naftene. Naftenele se găsesc în proporții mari în toate fracțiunile țițeiului; ele intervin cu procente ridicate și în compoziția fracțiunilor inferioare. Conținuturile variază în limite largi cu natura țițeiurilor. La noi, benzinele si țițeiurile naften-aromatice neceroase, întâlnite în zonele Prahova și Pitești, și unele parafin-naftenice din Oltenia sunt bogate în naftene.

Proporții între ciclopentani și ciclohexani. Fracțiunile inferioare conțin atât hidricarburi ciclopentanice cât si ciclohexanice. Proporția între cele două categorii variază mult cu natura țițeiului.

Utilizări. Naftenele inferioare, fiind compuși ai benzinelor, sunt utilizate obișnuit drept combustibil pentru motoarele cu explozie. Naftenele prin dehidrogenare pot fi trecute în aromate; reacția este utilizată pentru obținerea benzinelor de aromatizare, produse de calitate superioară.

Naftenele fracțiunilor medii și superioare

Din cauza complexității de compoziție nu s-au putut separa în stare pură hidrocarburi naftenice individuale din fracțiunile medii și superioare ale țițeiului, decât cu puține excepții. Prin fracționări sistematice s-au obținut însă fracțiuni înguste, reprezentând concentrate înaintate ale unor hidrocarburi individuale, sau amestecuri de hidrocarburi de aceeași greutate moleculară și de același tip structural.

Conținut de naftene. Conținutul de naftene în fracțiunile medii și superioare este mai mare de 50% pentru cea mai mare parte a țițeiurilor. Proporțiile variază cu natura acestora, cele mai mari le cunoaștem pentru țițeiurile naften-aromatice. Hidrocarburile naftenice formează componenta de bază a fracțiunilor medii si grele chiar în cazul unor țițeiuri ceroase.

Utilizări. Naftenele din petrolurile lampante și motorine sunt folosite, împreună cu însoțitorii parafinici și aromatici, în combustibili pentru motoarele Diesel. Naftenele cu puține cicluri, cu catene laterale lungi și ramificate sunt componenții cei mai valoroși ai uleiurilor; ele asigură acestor produși indici de vâscozitate mari, stabilitate chimică și puncte de congelare joase.

1.1.3. HIDROCARBURI AROMATICE

Proporția acestora este mai redusa, față de a primelor doua clase , ea variază cu natura țițeiurilor.

Aromatele sunt caracterizate prin prezență, în molecule, a unuia sau mai mulți nuclei benzenici.

Proprietăți fizice

Alchilbenzenii inferiori cu unul, doi, sau trei substituenți alchilici sunt lichizi la temperatura ordinară și au puncte de topire joase sub -25C, cu excepția benzenului și para-xilenului, care se solidifică la +5,5C, respectiv 13,3C. Aromatice policiclice condensate, fară catene laterale, sunt substanțe solide cristalizate, pe când unii din derivații alchilici ai acestora sunt lichizi.

Aromatele sunt caracterizate prin densități și indici de refracție mult mai mari ca parafinele și naftenele cu același număr de atomi de carbon.

Privitor la solubilitate , aromatele inferioare sunt complet solubile în: alcooli, eter, etilic, acetona si hidrocarburi . O însușire caracteristică, pentru toate aromatele cu catene scurte, este marea lor solubilitate în solvenți ca bioxid de sulf lichid, anilina, nitrobenzen, fenol, numiți solvenți selectivi.

Aromatele fracțiunilor inferioare

Componenți separați sau identificați. S-a făcut separarea în stare pura sau identificată a componenților din tabela 6 :

Aromate separate sau identificate în fracțiunile inferioare:

Conținut în aromate. Conținuturile în aromate sunt mult mai mici decât cele întâlnite pentru parafine și naftene. Proporția de aromate crește mult cu ridicarea punctului de fierbere al fracțiunilor. În benzina integrală, procentul de aromate variază obișnuit intre 4-20%.

Utilizări. Pe lângă utilizările ca materii prime pentru industria organică, hidrocarburile aromatice, componenți ai benzinelor, sunt valoroase pentru puterea lor antidetonantă. Ele dispun de cifre octanice mari, în jurul valorii 100, astfel că, benzinele cu conținut mare de aromate sunt antidetonante.

Aromatele fracțiunilor medii

Fracțiunile medii, distilând între 200-300C, conțin aromate monociclice din seria alchilbenzenilor, care au mai mulți substituenți și catene mai lungi decât componenții aromatici ai benzinelor. Pe lângă aceștia, aromatele biciclice- derivați de naftalen si tetralina – sunt componenți obișnuiți ai acestor distilate. Aromate triciclice se găsesc în proporții mici.

Componenții separați sau identificați. Dintre aromatele conținute în fracțiunile medii au fost separate în stare pură sau identificate hidrocarburile trecute în tabelul 7

Aromate separate sau identificate in fracțiunile medii:

Tabelul 7

Conținut de aromate. Fracțiunile medii sunt mult mai bogate în aromate ca cele inferioare. Conținuturile de aromate cele mai mare le au fracțiunile rezultate din țițeiuri neceroase.

Utilizări. Aromatele din fracțiunile medii sunt componenți care asigură cifre octanice ridicate produselor. Proporții ridicate de aromate în combustibili Diesel influențează în rău calitatea acestora. Cantitatea de aromate poate fi scăzută prin rafinarea produselor.

Aromatele fracțiunilor superioare

În fracțiunile superioare ale țițeiului, în uleiuri, au fost izolate și identificate foarte puține hidrocarburi aromatice individuale. Fracțiunile superioare conțin aromate și hidroaromate policiclice. Componenții principali aromatici sunt hidrocarburi hidroaromate care prezintă o mare varietate de structuri.

Utilizări. Unele dintre hidrocarburile aromatice din fracțiunile superioare sunt componenți ai uleiurilor minerale care influențează negativ calitatea lor. Multe dintre aceste hidrocarburi sunt nestabile chimic, trecând ușor în rășini și asfaltene; ele au valori negative pentru indicele de viscozitate. Pentru aceste neajunsuri componenții aromatici ai uleiurilor sunt îndepărtați prin rafinare.

1.1.4. HIDROCRBURI NESATURATE DE SINTEZĂ ÎN PRODUSELE PETROLIERE

S-a menționat deja ca obișnuit în bitumenele naturale, gaze naturale, gaze petrolifere și țițeiuri, nu se întâlnesc hidrocarburi nesaturate de tip olefinic, cicloolefinic sau acetilenic. Dacă în timpul transformărilor, în procesul de bituminizare, au putut apărea aceste combinații ca produse intermediare, e de presupus ca ele nu s-au putut menține în perioade lungi geologice, din cauza marii lor reactivități și instabilități chimice.

Proprietăți fizice

Hidrocarburile nesaturate cu 1-4 atomi de carbon sunt gaze: etena, propena, butenele, butadiena. Cele cu mai mult de 4 atomi de carbon sunt lichide.

Proprietățile fizice (punct de fierbere, punct de topire, densitate, indice de refracție) ale olefinelor aciclice sunt asemănătoare cu cele ale parafinelor corespunzătoare.

În tabelul 8 sunt prezentate câteva date comparative, privitoare la proprietățile olefinelor față de parafinele corespunzătoare.

Proprietati fizice – date comparative

Tabelul 8

Olefine în gazele de cracare

Înțelegem prin gaze de cracare toate gazele ce rezultă în procese termice și catalitice. Gazele conțin pe lângă parafine (metan, etan, propan, butan, izobutan și pentani) și olefinele trecute în tabelul 9:

Olefine in gaze de cracare

Tabelul 9

Conținut în olefine. Proporția hidrocarburilor olefinice în gazele de cracare variază în limite mari, între 15-45%. Temperaturile înalte favorizează formarea olefinelor inferioare ceea ce mărește conținutul lor în gaze. Presiunile înalte însă sunt favorabile reacțiilor de polimerizare determinând micșorarea procesului de nesaturație. Conținutul în olefine descrește cu creșterea presiunii la care se face separarea în gaz și lichid.

Utilizări. Hidrocarburile nesaturate din gazele de cracare prezintă o materie primă de o mare importanță pentru industria organică de sinteză. În special butenele sunt utilizate în procese de polimerizare și alchilare pentru obținere de produse sintetice pentru industria carburanților, a cauciucului.

Olefine în benzinele de sinteza

Hidrocarburi nesaturate prezente. Benzinele de cracare termică și catalitică și benzina de polimerizare conțin pe lângă parafine, naftene, aromate și hidrocarburi nesaturate din seriile: monoolefine aciclice, monoolefine ciclice, diolefine și hidrocarburi ciclice cu catene olefinice.

Conținut de olefine. Proporțiile de hidrocarburi nesaturate în benzinele de sinteză variază mult cu condițiile procesului. În tabelul 10 sunt arătate limitele în care variază obișnuit conținutul de olefine în raport cu materia primă și cu natura procesului.

Conținut de nesaturate în benzine de sinteză:

Tabelul 10

Hidrocarburi nesaturate în motorinele de cracare

Motorina de cracare termică conține importante proporții de hidrocarburi nesaturate în jurul a 20%, pe când cea de cracare catalitică mult mai mici.

1.2.COMPONENȚI NEHIDROCARBURI AI ȚIȚEIULUI ȘI DERIVATELOR

1.2.1. ACIZI PETROLICI

Combinațiile acide de țiței sunt cunoscute de mult cu numele de acizi naftenici. Această denumire se datorește faptului că majoritatea lor au o structură ciclică și pot fi considerați ca derivă de la hicrocarburi naftenice. S-a stabilit că în țiței și derivatele sale se găsesc patru categorii de compuși naftenici: acizii naftenici propriu ziși cu structură ciclica naftenică, acizi cu structură aciclică, acizi aromatici și compuși fenolici.

Acizi naftenici.

Se înțelege prin acizi naftenici acei acizi care au o structură ciclică, saturată, conținând o grupă carboxilică cu funcție acidă. Pentru cunoașterea acizilor naftenici s-a plecat de la acizii bruți.

Acizii naftenici sunt acizi organici saturați monobazici cu structură ciclica, cu un singur carboxil. În privința numărului de cicluri pot fi mono și policiclici.

Acizi identificați sau izolați. Din studiile făcute asupra acizilor din distilatul 200-300C a unor țițeiuri de Baku și românești, rezultă prezența acizilor monociclici conținând 7 până la 12 atomi de carbon, cu densități mari, peste 0,950. Dintre acizii monociclici cu carboxilul fixat direct de ciclu au fost izolați acizii: ciclopentan-carbonic, 2-metil-ciclopentan-carbonic, 3-metil-ciclopentan-carbonic, 2,2-dimetil-ciclopentan-carbonic, 1,2,2-trimetil-ciclopentan-carbonic. Dintre aceștia, acizii ciclopentancarbonic și metil-ciclopentancarbonic au fost găsiți în țițeiurile românești.

Dintre acizii cu ciclu de șase atomi de carbon a fost identificat în mai multe țițeiuri acidul ciclohexacarbonic: C6H11COOH, iar în țițeiurile americane a fost găsit acidul metil-ciclohexancarbonic: CH3C6H10COOH.

Proprietăți fizice. Acizii naftenici monociclici inferiori conțin până la 12 atomi de carbon; au puncte de fierbere între 200-300 C, fiind cu 100-150 C mai mari ca ale hidrocarburilor naftenice corespunzătoare. În general acizii naftenici dispun de o volatilitate redusă.

La acizii inferiori unii dintre cei pentametilenici sunt lichizi, pe când cei hexametilenici sunt toți solizi la temperatura ordinară. Densitățile acestor acizi inferiori sunt mari, cuprinse între 0,051-0,950; ele scad cu creșterea numărului de atomi de carbon în moleculă.

Produsele lichide sunt vâscoase și prezintă o culoare galbena care se închide cu creșterea greutății moleculare. În stare pură acizii naftenici au miros slab, pe când acizii bruți miros foarte puternic și neplăcut, miros datorită în mare parte impurităților.

Acizii inferiori sunt puțin solubili în apă, solubilitatea scăzând cu creșterea greutății moleculare. Sunt solubili în solvenți organici ca: alcool, benzen, cloroform, benzină și în acid sulfuric concentrat.

Acizii naftenici sunt preexistenți în țiței și nu s-au format în timpul prelucrării.

Acizi aciclici saturați

S-a evidențiat, în țițeiuri, prezența unor acizi cu structură aciclică din seria:

CnH2nO2

numiți acizi grași. Proporția lor este mult mai redusă ca cea a acizilor naftenici.

Acizii aciclici au fost întâlniți în benzinele grele, în petroluri lampante și în motorine. Au fost identificați acizi începând cu cei inferiori, de la acidul formic , până la termenii cu 20 atomi de carbon în moleculă.

Acizi aromatici

Acizii aromatici întâlniți în țițeiurile românești au structuri triciclice, conținând atât cicluri naftenice cât și aromatice.

Fenoli

În țițeiuri, în distilatele sale, dar mai ales în produsele de cracare se găsesc combinații fenolice în cantități mici, variind între 0,01 și 0,10%. Fenolii se produc parțial în timpul prelucrării; se admite ca rezultat din descompunerea termică a anumitor rășini cu greutatea moleculara mare.

Fenolii se extrag împreună cu acizii din țiței, prin tratare cu hidrați alcalini și se separă de acizi. În acizii bruți se găsesc crezoli, xilenoli, fenoli trimetilici, di – și trietil-fenoli, naftoli.

Utilizări ale acizilor petrolici

Sunt întrebuințați ca antiseptici și la prepararea insecticidelor. Sărurile de cupru sunt utilizate la impregnarea traverselor de cale ferată. Sărurile alcaline, în special de amoniu, mai servesc ca desemulsionanți pentru distrugerea emulsiilor formate de țițeiuri.

1.2.2. COMPUȘI CU SULF

Toate țițeiurile conțin sulf în cantități care variază în limite largi. Sulful elementar și compusii cu caracter acid au puternice acțiuni corozive asupra instalațiilor de prelucrare și asupra suprafețelor metalice ale mașinilor utilizate. Prin arderea în motoare a combustibililor, care conțin sulf, rezultă bioxid și trioxid de sulf ce conduc la acizii respectivi, puternic corozivi pentru suprafețele metalice.

Proporția sulfului în țițeiuri

Proporția de sulf variază între limite mari, de la câteva sutimi de procent, pentru țițeiurile de Pensylvania, până la aproximativ 6% în cazurile Ciosov-Urali și Corvocado-Mexic, câmpuri petrolifere unde se găsesc țițeiurile cele mai bogate în sulf. Se remarcă conținuturile foarte mici de sulf ale țițeiurilor românești din Muntenia și Oltenia, cele mai multe conțin sub 0,2% sulf. Țițeiurile din Moldova au un conținut mai mare, cuprins între 0,40-0,70%.

În clasificarea Carpatică, țițeiurile se împart în: țițeiuri nesulfuroase, cele cu proporții mai mici de 5% sulf, și sulfuroase, cele cu proporții mai mari de 5% sulf. Marea majoritate a țițeiurilor românești sunt nesulfuroase.

În fracțiuni, conținutul de sulf crește cu ridicarea punctului de fierbere al acestora. Benzina conține cantitatea cea mai mica de sulf, iar reziduul cea mai mare.

Combinațiile cu sulf întâlnite

Sulful se găsește în distilatele țițeiului fie sub forme anorganice cum sunt sulf elementar și hidrogen sulfurat, fie sub formă de combinații organice: mercaptani, tiofenoli, sulfuri aciclice, disulfuri, sulfuri ciclice.

Sulf elementar. Sulful elementar nu se întâlnește nici în țițeiurile proaspăt extrase din zăcământ și nici în produsele proaspăt distilate. Dacă însă țițeiurile sau distilatele conțin hidrogen sulfurat, acesta, prin acțiunea oxigenului din aer, se oxidează la sulf elementar după reacția:

2SH2 + O2 S2 + 2H2O

Ca urmare a acestei reacții rezultă depuneri de sulf ce se pot observa pe fundul rezervoarelor încărcate cu produse care conțin hidrogen sulfurat și care au avut un contact prelungit cu aerul. Aceeași origine are sulful elementar în bazinele de cracare.

Hidrogenul sulfurat. Hidrogenul sulfurat apare ca un produs natural în unele gaze petrolifere. El mai rezultă în produsele de prelucrare prin descompuneri termice ale mercaptanilor, a sulfurilor și a disulfurilor. Fiind o combinație acidă are o puternică acțiune corozivă asupra metalelor.

Mercaptani. Mercaptanii se întâlnesc în gaze petrolifere și de cracare, în distilatele primare și în toate distilatele de cracare, atunci când acestea provin din țițeiuri bogate în sulf. Ei sunt caracterizați prin miros persistent și foarte neplăcut, au puncte de fierbere cu 70-100, mai ridicate ca hidrocarburile corespunzătoare, sunt lichizi, cu excepția metil-mercaptanului care este gaz la temperatura ordinară. Incolori sau colorați în galben, ei sunt mai ușori ca apa și insolubili în apă, solubili în solvenți organici.

Mercaptanii dau reacție acidă, sunt corozivi. Cu hidrații alcalini sau oxizii metalelor grele dau săruri cunoscute sub numele de mercaptide.

În gaze se întâlnesc metil – și etil-mercaptanul iar în distilatele până la 200C sunt prezenți de la etil – până la heotil-mercaptan.

Sulfuri aciclice. Din combinațiile cu sulf ale țițeiurilor, sulfurile sunt cele mai abundente, sunt conținute în benzine, dar mai ales în fracțiunea petrol lampant.

Sulfurile sunt substanțe lichide, incolore sau colorate slab galben, insolubile în apă, solubile în solvenți organici. Ele sunt combinații neutre care la temperaturi ridicate se descompun termic în mercaptan și olefină.

Sulfuri ciclice(tiofani). Țițeiurile conțin și sulfuri cu structură ciclică de formula generala:

(CH2)nS

Tiofanii sunt lichide uleioase, insolubile în apă, solubile în solvenți. Ei sunt neutrii. Se deosebesc de sulfurile alchilice prin ușurința cu care se oxidează dând sulfone.

Tiofeni. Tiofenii sunt compuși nesaturați cu caracter aromatic; sunt lichide incolore cu miros neplăcut, insolubile în apă.

Disulfuri. În distilatele țițeiului, sau în produsele de cracare, în special în motorine se găsesc combinații aciclice ce conțin doi atomi de sulf în moleculă, numite disulfuri. Disulfurile sunt produse de oxidare ale mercaptanilor.

1.2.3. COMPUȘI CU AZOT

Compuși naturali ai țițeiului

Conținut de azot in țițeiuri. Azotul intervine in compoziția elementara a țițeiurilor cu cantități mici. Cele mai bogate țițeiuri în azot sunt țițeiurile mai tinere ca vârsta geologică; de asemenea valori ridicate pentru azot se găsesc și la țițeiuri grele, cu densități mari, care conțin proporții mari de substanțe de natură asfaltică și compuși cu sulf.

Compușii cu azot provin din substanță organică inițială din care a rezultat țițeiul. Azotul pe care îl găsim în țițeiuri provine din resturile, rămase din substanțe proteice ale materiei ˝mame˝ a țițeiului.

Azotul în țiței se găsește în mare parte legat în combinații cu caracter neutral iar bazele întâlnite în distilate reprezintă produse de descompunere termică a acestor compuși naturali preexistenți în țiței.

Compuși cu azot din distilate

Conținutul de azot în distilatele țițeiului crește cu creșterea temperaturii de fierbere a acestora.

Compușii bazici și neutrii. În distilatele țițeiului se găsesc atât combinații bazice, ușor extractibile cu acizi, cât și compuși neutrii, care rămân în produse după tratarea cu acizi.

Combinațiile bazice din distilate pot fi separate ușor sub formă de săruri.

Structura combinațiilor bazice. Combinațiile bazice au o structură ciclică, putând fi de natură aromatică, hidroaromatică sau naftenică.

Compuși neutrii. Aceștia sunt derivați de pirol, indol, carbazol care nu au reacție bazică.

1.2.4. COMPUȘI DE NATURĂ ASFALTICĂ

Grupe de compuși – clasificarea lor

În afară de hidrocarburi, acizi petrolici, compuși cu sulf și azot, țițeiul și derivatele sale mai conțin o clasă variată de combinații de natură complexă, care conțin în afară de carbon și hidrogen, oxigen, sulf și în unele cazuri azot. Acestea sunt rășinile și compușii asfaltici propriu-ziși. Primele le întâlnim în distilate, începând cu petrolul distilat și în reziduurile de țiței. Proporția lor în distilate crește treptat cu ridicarea punctului de fierbere a fracțiunilor. Conținutul cel mai mare revine reziduurilor din distilația primară sau reziduurilor de cracare. Compușii asfaltici propriu-ziși nu apar în distilate decât prin reacții secundare; ei sunt constituenții reziduurilor menționate mai sus. Ambele categorii se găsesc în proporții mari în asfalturile de petrol și în asfalturile naturale.

În raport cu proprietățile de solubilitate se împart în patru grupe: rășini neutrale, asfaltene, carboide și acizi asfaltogenici.

Rășinile neutrale sunt compuși insolubili în hidrații alcalini, solubili în toate distilatele petrolului. Ele se găsesc atât în distilate cât și în reziduuri de petrol.

Asfaltenele sunt combinații neutre, insolubile în benzina ușoară, care nu conține aromate, și în eter de petrol. Insolubilitatea în acești doi solvenți le deosebește de rășini care sunt solubile. Asfaltenele, la fel ca rășinile, sunt complet solubile în benzen, cloroform și sulfură de carbon. Grupa asfaltenelor se împarte în două subgrupe în raport cu solubilitatea în tetraclorura de carbon: asfaltene solubile și asfaltene insolubile în tetraclorura de carbon; acestea din urmă sunt cunoscute cu numele de carbene.

Carboidele sunt substanțe insolubile în toți solvenții organici ca: benzen, cloroform, sulfura de carbon, piridina. Carboidele nu se găsesc în țiței și nici în derivatele din distilația primară a acestuia; sunt prezente în reziduurile de cracare și în unele asfalturi naturale.

Acizii asfaltogenici sunt combinații asfaltice acide ce se solubilizează în soluții de hidrați alcalini și în solvenți ca benzen și cloroform.

Proprietățile compușilor asfaltici

Rășini. Rășinile separate din țițeiuri și derivate, se prezintă ca substanțe uleioase sau semisolide. Sunt colorate mai mult sau mai puțin intens, de la incolor până la portocaliu sau brun; culoarea se intensifică cu creșterea greutății moleculare, sunt amorfe, nu cristalizează, au densități mai mari ca 1. Rășinile sunt insolubile în apă și în hidrați alcalini; ele sunt ușor solubile în toate distilatele țițeiului, în solvenți uzuali și în hidrocarburi parafinice inferioare lichide. O parte din rășini sunt substanțe volatile; ele trec în stare de vapori fără descompunere astfel ca distilă împreună cu hidrocarburile corespunzătoare ca greutate moleculară. Această proprietate le deosebește de asfaltene care nu sunt volatile și rămân la distilare în reziduu. Prin greutatea moleculară se deosebesc net de asfaltene, care au greutăți moleculare mult mai mari. Rășinile conțin pe lângă carbon și hidrogen cantități importante de oxigen și sulf.

Asfaltene. Asfaltenele sunt produse solide de culoare neagră care se întâlnesc obișnuit în reziduurile de la distilația țițeiului, în reziduurile de cracare, în asfalturile de țiței și în asfalturile naturale. Distilatele proaspete ale țițeiului nu conțin asfaltene.

Asfaltenele sunt insolubile în eter de petrol, hidrocarburi parafinice inferioare, alcool și acetonă; ele se dizolvă în benzen, hidrocarburi aromatice, sulfură de carbon, piridina. Solubilitatea în acești solvenți este nelimitată.

O deosebire principală față de rășini constă în faptul că asfaltenele au greutăți moleculare mult mai mari, ele variază de la mii la zeci de mii; de asemenea și densitățile le au mai mari ca rășinile, valorile fiind în jurul cifrei de 1,15. Sunt nevolatile, nu pot trece în stare de vapori fără descompunere; ele nu cristalizează. Asfaltenele sunt mai bogate în carbon și mai sărace în hidrogen ca rășinile.

Carboide. Carboidele sunt cunoscute și sub numele de cărbune liber. Ele se întâlnesc numai în reziduurile de cracare și în anumite asfalturi naturale; lipsesc din țițeiuri, din distilate și din reziduurile distilației primare.

Carboidele sunt substanțe solide de culoare neagră, lucioase, insolubile în solvenți organici. Ele se produc în special în procesele de cracare și cocsare, ca urmare a reacțiilor de condensare a rășinilor și asfaltenelor la temperaturi înalte, rezultând aceste produse sărace în hidrogen. Carboidele sunt constituenții principali ai cocsului din petrol.

Acizi asfasltogenici. Compușii , denumiți acizi asfaltogenici , se găsesc în cantități mici în păcură, asfalturi de țiței și asfalturi naturale. Ei sunt lichide siropoase de culoare închisă, insolubili în eterii de petrol, solubili în alcool, benzen, cloroform. Acești acizi dau săruri alcaline greu solubile în apă. Ei nu pot fi distilați deoarece se descompun la temperaturi înalte; au densități mai mari ca 1 și greutăți moleculare mai mari ca ale acizilor naftenici. Acizii asfaltogenici se mai deosebesc de acizii naftenici prin conținutul de sulf, prin insolubilitate în eter de petrol, prin solubilitate redusă a sărurilor de sodiu în apă și prin insolubilitatea sărurilor de cupru în benzină.

Capitolul 2.

CALCULUL HIDRAULIC AL CONDUCTELOR

2.1. CALCULUL HIDRAULIC AL CONDUCTELOR DE TRANSPORT LICHIDE

2.1.1. ALEGEREA TRASEULUI CONDUCTEI

Stabilirea traseului unei conducte trebuie astfel făcut încât să se ajungă la varianta cea mai favorabilă din punct de vedere economic, ținând seama atât de valoarea investiției cât și de cheltuielile de exploatare.

Punctul inițial și punctul final al conductei fiind date, traseul unei conducte trebuie să se apropie, în general, cât mai mult de linia dreaptă care unește aceste două puncte. În unele cazuri, însă, traseul se abate sensibil de la această linie pentru a trece pe lângă punctele obligatoriu fixate prin tema de proiectare.

Punctele obligatorii de trecere pot fi stații de cale ferată, porturi fluviale, centre de consum (localități și platforme industriale) sau chiar stații de pompare sau de compresoare existente, care pot fi utilizate și pentru noua conductă.

În ceea ce privește considerentele de altă natură care conduc la abaterea traseului de la linia dreaptă, acestea sunt următoarele:

– traseul conductei trebuie să evite trecerea peste culmi sau vârfuri prea înalte,

căutându-se prin urmare trecerea liniilor de culme prin pasuri; în felul acesta se ușurează construcția conductei și se evită presiuni prea mari de pompare, în cazul transportului de lichide;

traseul conductei trebuie să evite unele obstacole naturale a căror trecere

este dificilă sau costisitoare ca de exemplu: lacuri, bălți, regiuni mlăștinoase, albiile prea largi ale râurilor, etc;

– traseul trebuie să caute puncte de trecere ușoare pentru traversările de drumuri, căi ferate și râuri;

– traseul trebuie să respecte distanțele de siguranță, evitând trecerea prin localități, prin apropierea platformelor industriale, a stațiilor de cale ferată, a podurilor;

– prin alegerea traseului trebuie să se permită o amplasare convenabilă a stațiilor de pompare sau de compresoare, pe un teren cât mai puțin accidentat, sănătos, cu drumuri de acces convenabile;

– traseul trebuie să urmărească pe cât posibil, apropierea de drumurile existente, ceea ce ușurează atât construcția conductei cât și exploatarea acesteia;

– traseul trebuie să evite pantele prea abrupte, terenurile fugitive sau acele cu seismicitate mare.

Primele studii ale traseului se efectuează pe hărți, de obicei la scara 1/100000 și apoi fixarea în detaliu se face pe hărți la scara 1/20 000. Urmează recunoașterea traseului pe teren care conduce la fixarea definitivă a acestuia. Etapa următoare o constituie ridicarea topografică a traseului și pichetarea acestuia.

Este util ca odată cu ridicarea topografică să se efectueze măsurători pentru determinarea agresivității solului și natura acestuia din punct de vedere al posibilităților de săpare a șanțului în care urmează a se îngropa conducta.

2.1.2. PARAMETRII HIDRODINAMICI AI MIȘCĂRII STAȚIONARE ÎN CONDUCTE

În general, în conductele prin care se efectuează transportul petrolului brut sau al produselor petroliere mișcarea are caracter staționar. Pentru calculele referitoare la aceste conducte, este necesar să fie cunoscute principalele caracteristici ale acestei mișcări. În primul rând trebuie să se stabilească regimul de curgere în conductă, ceea ce se realizează calculându-se numărul lui Reynolds:

(2.1)

unde Q este debitul, cunoscut ca dată de intrare, vm – viteza medie în secțiunea transversală a conductei:

(2.2)

este turbulent deoarece numărul lui Reynolds depășește valoarea de 3000.

Aceaste formulă este valabilă pentru conductele cu secțiunea transversală de formă circulară, ceea ce reprezintă, de departe, situația cea mai frecventă.

În cazul în care secțiunea transversală are o altă formă, viteza medie se obține împărțind debitul la aria secțiunii, iar numărul lui Reynolds se definește cu ajutorul razei hidraulice:

(2.3)

unde: A – aria secțiunii transversale

P – perimetru secțiunii

2.1.2.1. Mișcarea turbulentă în conducte de secțiune circulară

Dacă numărul lui Reynolds depășește valoarea 3000 mișcarea în conductă este turbulentă complet dezvoltată.

În acest caz, datorită fluctuațiilor de viteză, specifice fenomenului de turbulență, se introduce viteza medie locală, care se obține prin medierea în timp a vitezei instantanee. Așadar, în cele ce urmează notația v va reprezenta totdeauna viteza medie locală.

În studiul mișcării turbulente se utilizează o viteză de referință:

(2.4)

numită viteza de frecare; în expresia asteia reprezintă efortul unitar tangențial la perete. Cu ajutorul acestei viteze se poate defini și o lungime de referință

(2.5)

Într-o conductă în cazul mișcării turbulente, se formează în secțiunea transversală, mai multe zone specifice, arătate în fig. 1. Acestea se referă la variația vitezei medii în raport cu distanța y de la perete și se observă că cele mai importante schimbări se produc pe o distanță de aproximativ 15% din raza conductei, măsurată la perete.

Prima zonă, situată în imediata apropiere a peretelui, se numește substratul vâscos, deoarece efortul unitar turbulent este neglijabil.

A doua zonă care urmează este aceea în care eforturile unitar tangențiale vâscoase și cele turbulente sunt de mărime comparabilă și se numește stratul intermediar (tampon), sau de fluctuații intense. Aceste două zone, a căror grosime depinde de valoarea numărului lui Reynolds, ocupă numai o foarte mică parte a razei, dar au o influență importantă asupra mișcării în ansamblu.

În a treia zonă, numită stratul complet turbulent, influența peretelui se mai simte, dar turbulența este suficient de dezvoltată pentru ca efectul efortului unitar turbulent să fie preponderent.

Fig.2.1. Mișcarea turbulentă pe lângă un perete plan

În sfârșit, a patra zonă, aceea centrală, se numește miezul turbulent al mișcării.

Prima și a doua formează stratul vâscos; acesta există numai când rugozitatea peretelui este mai mică în raport cu grosimea acestui strat. Practic, este necesar ca elementul de rugozitate să nu pătrundă în stratul intermediar, conducta fiind în acest caz netedă din punct de vedere hidraulic.

A treia și a patra zonă alcătuiesc stratul complet turbulent. De asemenea, primele trei zone se grupează în așa zisul strat de perete. În acesta din urmă, o caracteristică esențială este faptul că efortul unitar tangențial nu variază prea mult.

Corespunzător acestei împărțiri în zone sau straturi, există legi de repartiție a vitezei medii în secțiunea transversală a unei conducte hidraulic netede.

2.1.3. FORMULE FUNDAMENTALE PENTRU CALCULUL HIDRAULIC AL CONDUCTELOR PENTRU LICHIDE ÎN REGIM STAȚIONAR

În proiectarea unei conducte pentru transportul petrolului brut sau al produselor petroliere, după ce s-a stabilit traseul conducte și sunt cunoscute caracteristicile lichidului transportat, precum și debitul acestuia, se determină presiunea necesară pentru pompare.

Calculul acestei presiuni presupune cunoașterea diametrului interior al conductei. După cum vom arăta mai departe, valoarea definitivă acestuia se va stabili prin considerente de natură economică. Vom presupune, deci, deocamdată acest diametru cunoscut și vom trece la prezentarea formulelor pentru calculul hidraulic al conductei.

2.1.3.1. Calculul căderii de presiune în conducte

Căderea de presiune în conducte, datorită frecării, se determină cu ajutorul formulei:

(2.6)

în care coeficientul de rezistență trebuie înlocuit cu expresia sa adecvată regimului de curgere.

Astfel, pentru regimul laminar, este dat de formula , în timp ce pentru regimul turbulent trebuie luate în considerație situațiile semnalate mai înainte.

Pentru conducte hidraulic netede, extinderea legii logaritmice la toată secțiunea transversală a conductei duce la formula

(2.7)

sau

(2.8)

care dă abateri de 2% față de datele experimentale în domeniul 3 x 103 < Re < 3 x 106 și care este cunoscută sub numele de formula lui Prandtl (sau Karman-Nikuradse).

Pentru domeniul 3 x 103 < Re < 3 x 105 rezultate tot atât de precise dă formula simplă a lui Blazius:

(2.9)

În sfârșit, pentru Re >105 rezultate corecte dă și formula lui Nikuradse:

(2.10)

Pentru conducte rugoase, legea logaritmică de repartiție a vitezei medii conduce la formula:

(2.11)

sau

(2.12)

cunoscute sub numele de formulele lui Nikuradse. Rezultatele experimentale ale acestui cercetător, obținute pentru conducte cu rugozitate cu granule de nisip, împreună cu cele corespunzătoare regimului laminar și formulei lui Blazius sunt prezentate în fig. 2.

Fig. 2.2 Coeficientul lui rezistență în funcție de nr. lui Reynolds (formula lui Nikuradse)

Pentru conductele mixte, rezultatele cele mai bune sunt obținute dacă se utilizează formula lui Colebrook și White:

(2.13)

sau

(2.14)

care are o mare aplicabilitate pentru toate tipurile de conducte în regim turbulent. În fig.3 este reprezentată variația coeficientului de rezistență în funcție de numărul lui Reynolds, pentru diferite rugozități relative.

Fig. 2.3 Coeficientul lui rezistență în funcție de nr. lui Reynolds

În regim turbulent, stabilirea pe o cale mai simplă a formulei care trebuie utilizată, respectiv a caracterului neted, mixt sau rugos al conductei, se poate face calculând parametrii adimensionali:

; (2.15)

precum și numărul lui Reynolds, corespunzător mișcării în conductă.

Dacă Re ≤ Re1, conducta este hidraulic netedă, iar dacă Re ≥ Re2 este complet rugoasă. În cazul în care Re1 < Re < Re2 conducta este mixtă.

Coeficientul de rezistență n care apare în expresia parametrului Re1 se calculează cu formula corespunzătoare conductelor hidraulic netede, în domeniu precizat prin valoarea calculată a lui Re.

2.1.3.2. Calculul grafic al conductelor pentru lichide

Punctul de plecare al calculului hidraulic îl constituie relația:

(2.16)

care se deduce din ecuația lui Bernoulli prin introducerea pierderilor Δp. Indicele 1 se referă la secțiunea de intrare în conductă iar indicele 2 la aceea de ieșire. Coeficienții lui Coriolis α1 și α2 au fost introduși deoarece ecuația a fost scrisă pentru un curent linear, la care trebuie efectuată corecția energiei cinetice. Cotele z1 și z2 se măsoară din centrele secțiunilor respective până la un plan de referință orizontal, în principiu arbitrar.

În general, relația de mai sus se aplică la o conductă cu secțiunea transversală constantă, ceea ce face ca vitezele medii vm1 și vm2 să fie egale. Ca urmare obținem :

(2.17)

în termenul Δp înglobându-se atât căderea de presiune datorită frecării cât și pierderile locale. În acest caz panta hidraulică are forma:

(2.18)

care combinată cu formula anterioară ajungem la:

(2.19)

iar pentru o lungime x de conductă unde x < l avem :

(2.20)

rezultă că:

(2.21)

p și z fiind presiunea, respectiv cota, la distanța x de intrarea în conductă.

Faptul că presiunea este o funcție liniară x permite trasarea unui grafic util în proiectarea conductei.

Acest grafic se întocmește reprezentând pe abscisă lungimea conductei, la o scară convenabil aleasă, iar în ordonată cotele diferitelor puncte de pe traseu, începând cu cel inițial și terminând cu cel final, la o altă scară. De obicei, pentru cote scara este de 100 de ori mai mare decât pentru lungimi. Unind apoi diferitele cote se obține profilul deformat al traseului conductei (fig. 4).

Fig. 2.4 Variația presiunii în lungul unei conducte

Pentru trasarea graficului se consideră cunoscută presiunea p2 din secțiunea finală a conductei, a cărei valoare este impusă de considerente tehnologice în legătură cu manipularea în continuare a lichidului transportat.

În continuarea cotei z2 a punctului final se trasează un segment de lungime , paralel cu axa ordonatelor și la aceeași scară ca și cotele.

Separat, se construiește un triunghi abc cu catetele paralele cu axele de coordonate și având unghiul α dintre ipotenuza ți paralele la axa absciselor dat de relația:

(2.22)

Determinarea acestui unghi presupune, deci, calculul prealabil al pantei hidraulice. Lungimile celor două catete sunt evident arbitrare. Pentru ușurarea construcției, se fixează lungimea l1 a catetei ab, iar lungimea l2 a catetei ac este atunci:

(2.23)

Bineînțeles, lungimea l2 astfel calculată se înmulțește cu raportul dintre scara ordonatelor și scara absciselor, de exemplu cu 100 dacă acesta a fost raportul ales. În construcția triunghiului, unghiul α apare în consecință deformat.

După ce s-a construit triunghiul abc, din punctul B’ se duce o paralelă la ipotenuza bc a cestuia. Această paralelă intersectează axa ordonatelor în punctul A’ iar segmentul AA’ astfel determinat are lungimea . Segmentul de dreaptă A’B’ reprezintă variația presiunii în lungul conductei.

Astfel, se poate ajunge foarte ușor la formula:

(2.24)

Determinarea pe această cale a presiunii de pompare este mai puțin precisă decât aceea realizată prin calcul dar construcția grafică la care ne referim prezintă totuși interes. Astfel, pe această cale sunt puse imediat în evidență unele situații care prin calcul se depistează mai greu.

Un exemplu în acest sens este cel din figura de mai sus din care se observă că presiunea maximă nu este aceea din punctul inițial (presiunea de pompare), ci presiunea din punctul M.

Tot din figura de mai sus se constată că pomparea se poate asigura cu o presiune inițială astfel încât dreapta care indică variați presiunii să fie tangentă la profilul traseului în punctul N. Din acest punct și până în B lichidul curge prin cădere liberă, presiunea din conductă ajungând egală cu cea atmosferică. În realitate, dreapta care indică variația presiunii este paralelă cu tangenta la profil în punctul N, deoarece în acest punct presiunea din conductă trebuie să fie cea atmosferică. În continuare, prin cădere liberă, lichidul se accelerează și deoarece debitul este constant, secțiunea transversală nu mai este plină. Dacă se dorește evitarea acestui fenomen, care conduce la pierderea prin evaporare, sau dacă presiunea din punctul final al conductei p2 are o valoare impusă mai mare, dreapta se deplasează în sus, paralelă cu ea însăți, până ce trece prin punctul B’.

Punctul N se numește Punct de culme al conductei; în cazul în care există un astfel de punct și condițiile de exploatare permit curgerea în continuare prin cădere liberă, calcul hidraulic se efectuează numai pentru porțiunea AN de lungime lc numită lungime de calcul.

Se mai poate întâmpla ca, după ce se determină panta hidraulică și se trasează dreapta de variație a presiunii, să se constate că profilul traseului este de așa natură încât nu permite obținerea debitului indicat de calculul analitic al căderii de presiune. La această situație se poate ajunge atunci când dreapta care indică variația presiunii intersectează profilul traseului. O soluție se poate obține prin mărirea presiunii inițiale, ceea ce revine la deplasarea dreptei A’B’ paralelă cu ea însăți până ce devine paralelă la profil. Problema se rezolvă și altfel și anume prin micșorarea pantei hidraulice pe o porțiune a conductei la o valoare . O astfel de scădere a pantei hidraulice se poate realiza fie prin montarea unei intercalații cu diametru mai mare , fie prin montarea unei derivații. Lungimea acestei derivații sau intercalații se poate determina ușor pe cale grafică după ce se calculează panta i0 = panta pe lungimea aferentă a intercalației sau derivației.

Rezultă de aici două așezări posibile pentru intercalație sau derivație, dintre care este preferabil să se aleagă cea din zona n acre presiunea în conductă este mai mică, pentru a se putea utiliza țevi cu pereți mai subțiri.

De precizat este însă faptul că la o conductă nou construită este preferabil să nu se recurgă la montarea unei intercalații sau derivații, care pot produce unele dificultăți în exploatare. Dacă nu este posibil să se mărească presiunea inițială, se poate recurge la alegerea unui diametru interior mai mare pentru toată conducta, realizând astfel o micșorare a pantei hidraulice, prin care este posibilă transportarea debitului prevăzut.

2.1.3.3. Determinarea numărului și amplasamentului stațiilor de pompare

La conductele de lungime mare și debite ridicate, presiunea de pompare nu se poate realiza într-o singură stație așezată în punctul inițial al conductei. În toate aceste stații se montează pompe identice, astfel încât presiunile date de stații sânt egale între ele, având valoarea ps. Dacă notăm cu pp presiunea de refulare din pompe și cu pl pierderile locale de presiune în stație, rezultă presiunea disponibilă pentru transport :

(2.25)

sau, dacă o exprimăm în înălțime de coloană din lichidul transportat,

(2.26)

Presiunea necesară pentru pompare, exprimată tot în înălțime de coloană de lichid, are expresia:

(2.27)

Prin urmare, numărul de stații de pompare necesar este:

(2.28)

Admițând că n este un număr întreg, ceea ce este foarte puțin probabil, amplasarea pe teren a stațiilor de pompare se poate face prin construcția grafică prezentată in fig.5. Admițând, de exemplu, n = 3 segmentul AA’ care reprezintă presiunea de pompare se împarte în trei părți egale. Din punctele de diviziune se trasează paralela la dreapta A’B’ care indică variația presiunii. Stația de pompare principală se găsește în punctul A iar cele două stații intermediare în punctele C și D paralele la axa ordonatelor până ce acestea intersectează axa absciselor; aceste distanțe sânt deci A1 C1 și C1D1.

Bineînțeles, în punctele C și D presiunea în conductă este egală cu zero și are o valoare care este necesară pentru a se asigura aspirația la pompe în condiții normale. Această observație este deosebit de importantă atunci când stațiile sânt echipate cu pompe centrifuge.

Fig.2.5 Amplasarea stațiilor de pompare

În acest caz, presiunea la aspirație trebuie determinată corect pentru a se evita apariția fenomenului de cavitație în pompe. Ca urmare, presiunea este aceea calculată din penultima formulă, la care se adaugă presiunea necesară la aspirației în pompe.

De obicei, n nu este un număr întreg și trebuie deci rotunjit în plus sau în minus la un întreg n0. În primul caz (n0>n), există un surplus de presiune disponibil care poate fi utilizat pentru mărirea capacității de transport a conductei. Dacă se urmărește menținerea capacității de transport cerute prin datele de proiectare, se poate recurge la reducerea presiunii de refulare la fiecare stație și prin urmare la reamplasarea stațiilor de pompare.

În general, dacă nu precizăm numerele n și n0 relația între și este:

(2.29)

În celălalt caz (n0<n), presiunea stațiilor este insuficientă pentru a asigura capacitatea de transport a conductei. Atunci când diferența (n-n0)hs nu este prea mare, reprezentând cel mult 0,2hs, se poate recurge la creșterea presiunii stațiilor de pompare, fapt care conduce din nou la o reamplasare a acestora. Construcția grafică Construcția grafică este prezentată in fig.5 unde s-a considerat, prin exemplificare, (n-n0) hs, reprezentat prin segmentul A'A'' se împarte în trei părți egale și se adaugă la presiunea fiecărei stații care devine astfel .Amplasarea stațiilor intermediare de pompare rezultă prin construcția grafică obișnuită.

Dacă nu precizăm de la început numerele n și n0, între și hs există tot ultima relație.

Atunci când nu este posibil să se mărească presiunea stațiilor, se poate recurge la micșorarea pantei hidraulice pe o porțiune a conductei prin montarea unei intercalații cu diametrul mai mare sau a unei derivații. Lungimea x pe care trebuie redusă panta se obține din dacă observăm că penultima formula se poate scrie:

(2.30)

și că avem de asemenea:

(2.31)

unde i1<i este panta hidraulică a porțiunii de lungime x.

Din aceste formule rezultă imediat:

(2.32)

Determinarea acestei lungimi se poate face și grafic. Este evident că amplasarea porțiunii cu pantă hidraulică micșorată se poate face oriunde pe traseul conductei.

Capitolul 3.

CALCULUL TERMIC AL UNEI CONDUCTE

3.1. CONSIDERAȚII GENERALE

Variația temperaturii în lungul unei conducte are o influență sensibilă asupra pompării petrolului brut sau a produselor petroliere. Astfel, viscozitatea lichidelor variază invers cu temperatura și o scădere accentuată a acesteia din urmă poate produce o creștere importantă a viscozității.

La un petrol cu viscozitate mare, pot apărea, în acest caz, dificultăți serioase de transport. De asemenea, unele petroluri brute sau produse petroliere pot ajunge la punctul de congelare atunci când temperatura scade. În sfârșit, la petrolurile brute parafinoase, în unele cazuri, apar depuneri de parafină pe peretele conductei, fapt care reduce diametru interior sau înfundarea conductei.

Problema influenței pe care o exercită variația temperaturii din conductă apare cel mai frecvent la pomparea petrolurilor parafinoase. Acestea conțin un anumit procent de parafină care, atunci când temperatura este suficient de ridicată, se găsește complet dizolvată în petrol. Dacă temperatura scade, se poate ajunge la o valoare a cesteia la care parafina se separă sub formă de cristale foarte mici. În cazul în care scăderea temperaturii continuă mai departe, cristalele se leagă între ele formând plasa sau rețeaua de parafină. În ceste condiții, petrolul petrolul brut nu se mai comportă ca un lichid newtonian ci ca o soluție coloidală, în care petrolul este fază continuă și parafina este fază dispersă. Prin urmare, fenomenul de congelare al petrolului constă, de fapt, în separarea parafinei și cu toate că petrolul rămâne lichid este distribuit atât de uniform în rețeaua de parafină încât ansamblu formează ceea ce se numește gel. Acesta posedă o structură care poate fi deranjată prin agitare dar se restabilește în stare de repaus. Așadar, petrolul brut parafinos posedă proprietatea de tixotropie.

Determinarea temperaturii de congelare a unui petrol brut parafinos este deci importantă pentru a se asigura transportul acestuia în bune condiții. Această determinare prezintă dificultăți deoarece metodele utilizate de obicei dau rezultate destul de diferite, care depind de tratamentul termic anterior probei de petrol brut.

Din punct de vedere al conținutului de parafină, petrolurile brute se împart în trei grupe, criteriu fiind temperatura de congelare a fracției de ulei care la temperatura de 323,15 K are viscozitatea cinematică m2 / s. Atunci când temperatura de congelare a acestei fracții este de 257,15 K sau mai mică petrolul brut este considerat puțin parafinos. În cazul în care temperatura de congelare este cuprinsă între 258,15 K și 293,15 K petrolul brut este parafinos și, în sfârșit, dacă această temperatură depășește 293,15 K petrolul brut este foarte parafinos.

Deci, raportat la tipul de țiței de studiat, țiței având temperatura de congelare de 288,15 K putem spune că este un țiței parafinos.

Trebuie precizat că clasificarea de mai sus nu este de foarte mare utilitate în problema transportului, deoarece temperatura de congelare a petrolului brut parafinos variază între limite destul de largi. În orice caz, pentru evitarea urmărilor neplăcute, este necesar să se determine temperatura maximă de congelare a petrolului brut ce trebuie transportat.

Temperatura solului are o influență care poate fi destul de importantă, fie în tot timpul anului, fie numai într-o perioadă a acestuia, în funcție de raportul dintre temperatura solului și temperatura de congelare a petrolului brut transportat. Este deci necesar să se determine curba de variație anuală a temperaturii solului în care este îngropată conducta și să se traseze pe același grafic cu dreapta care reprezintă temperatura de congelare a petrolului brut. Examinarea acestui grafic permite să se stabilească în primul rând dacă există sau nu pericolul de congelare și în ce perioadă a anului. Evident, congelarea se poate produce în orice perioadă în care temperatura solului este inferioară temperaturii de congelare a petrolului brut. Așadar, din punct de vedere al transportului, faptul că un petrol brut este congelabil sau nu se apreciază numai în funcție de variația temperaturii solului în care este îngropată conducta.

În calcul variației temperaturii în lungul conductei ca și în calculul căderii de presiune atunci când trebuie să se țină seama de această variație, apare problema determinării modului în care anumite proprietăți ale lichidului transportat depind de temperatură.

Astfel, pentru densitate se utilizează formula:

(3.1)

unde: ρ293,15 = densitatea petrolului la 293,15 K

T = temperatura în grade Kelvin

ξ = factor ce are relația : ξ = 1,825 – 0,001315 x ρ293,15

Pentru viscozitatea cinematică avem relația:

(3.2)

unde: A și B sunt două constante care pot fi determinate dacă sunt cunoscute

viscozitățile la două temperaturi diferite.

Se mai poate recurge și la formula mai simplă propusă de O.Reynolds:

(3.3)

în care: νo este viscozitatea cinematică la temperatura de referință To iar u se

determină experimental;

Pentru căldura specifică masică există formula:

[J/kgK], (3.4)

iar conductivitatea termică a petrolului brut sau a produselor petroliere variază în funcție de temperatură conform formulei:

[W/mK]. (3.5)

Pentru transportul prin conducte al petrolului brut cu viscozitate mare sau congelabil au fost propuse mai multe procedee, unele utilizate frecvent, altele aflate într-un stadiu incipient.

3.2. METODE NECOVENTIOLALE IN TRANSPORTUL TITEIURILOR VASCOASE

3.2.1.TRANSPORTUL PETROLULUI CU DILUANTI;

Dificultățile care apar la transportul prin conducte al petrolului brut vâscos sau congelabil pot fi înlăturate dacă acesta se pompează după amestecarea sa cu diluanți.

Ca diluant se poate utiliza benzina, petrolul lampant, motorina, condensatul, petrolul brut cu viscozitate mică etc. Prezența diluanților în petrol ameliorează proprietățile de curgere ale acestuia; de asemenea, diluanții reduc considerabil concentrația de parafină din amestec, o parte din aceasta fiind dizolvată în frecții ușoare ale diluanților. S-a mai constatat că, dacă diluantul este un petrol brut puțin vâscos, unele componente ale acestuia împiedică dezvoltarea cristalelor de parafină.

Experiențele au arătat că efectele pozitive ale diluanților depind de temperatura la care se face amestecarea și concentrația diluanților în petrolul brut. Aceste efecte sunt cu atât mai mari cu cât temperatura de amestecare și concentrația diluanților sunt mai ridicate.

Transportul prin conducte al petrolului brut în amestec cu diluanți este un procedeu relativ nou care prezintă însă și unele aspecte negative. Astfel, dacă se pompează un petrol brut parafinos, la o oprire mai îndelungată a pompării se formează în conductă rețeaua de cristale de parafină care face dificilă reluarea transportului. De asemenea, dacă diluantul trebuie transportat de la o oarecare distanță în punctul inițial al conductei, unde se realizează amestecul, costul instalațiilor necesare în acest scop afectează nefavorabil eficiența economică a transportului.

3.2.2. TRANSPORTUL PETROLULUI BRUT CU ADAOSURI

Tot relativ recent a început să fie utilizat și procedeul transportului brut vâscos sau congelabil cu adaosuri.

Astfel de adaosuri pot fi utilizate și în alte cazuri decât cele de care ne ocupăm. De exemplu, la transportul în regim turbulent al petrolului brut puțin vâscos, la adaos de polimeri, cu molecule lungi ți rezistente, scade pierderile prin frecare și prin urmare micșorează căderea de presiune. Trebuie menționat că în regim laminar aceste adaosuri de polimeri nu au nici un efect.

Un interes deosebit îl prezintă adaosurile la transportul prin conducte al petrolului parafinos deoarece cu ajutorul lor se poate realiza o scădere a temperaturii de congelare. Mecanismul acțiunii acestor adaosuri nu este cunoscut până în prezent. Se presupune că moleculele de adaos sunt adsorbite pe suprafața cristalelor de parafină și împiedică dezvoltarea acestora. Suspensia de parafină cu cristale mici fiind formată în stare dispersă, adaosurile nu permit apropierea cristalelor și crearea unei rețele spațiale rezistente.

Pentru ca tratarea cu diluanți să fie cât mai eficace, este necesar ca înainte de introducerea adaosurilor petrolul brut să fie încălzit până ce cristalele se topesc și se formează o soluție adevărată de parafină în petrol.

Drept adaosuri pot fi utilizați compuși macromoleculari ca polimetil-acrilați, poliizobutilena, polimerii etilenei, polipropilene și alții.

Au fost fabricate adaosuri de polimeri etilen-propilenici sub denumirea de Paramins – 20, -25, -75 sau ECA 4242, 5217, 5234 care au fost utilizate cu succes. Aceste adaosuri dau posibilitatea de a se porni conducte după o oprire mai îndelungată și reduc depunerile de parafină pe peretele conductei sau pe pereții rezervoarelor de depozitare.

Concentrația adaosurilor în petrolul brut care trebuie transportat depinde de condițiile concrete de utilizare, fiind cuprinsă între 1% și 0,2% în greutate. Pentru adaosurile din grupul Paramins, această concentrație variază între 0,02% și 0,15% tot în greutate.

Transportul prin conducte al petrolului brut vâscos sau congelabil tratat cu adaosuri este un procedeu cu perspective de extindere a aplicării, în prezent încă limitată. Un dezavantaj îl constituie faptul că adaosurile utilizate până în prezent nu sunt, în același timp și eficiente și ieftine.

3.2.3. HIDROTRANSPORTUL PETROLULUI BRUT VASCOS SAU CONGELABIL

Pentru reducerea pierderilor de presiune la transportul prin conducte al petrolului brut cu viscozitate mare, se poate recurge și la transportul împreună cu apă, care se numește hidrotransport.

În principiu, acest procedeu se poate realiza în mai multe variante. Prima dintre acestea constă în obținerea unei curgeri concentrice, petrolul brut fiind izolat de peretele conductei printr-un inel de apă. Pentru realizarea acestei structuri, este necesar să se producă o centrifugare astfel ca apa, cu densitatea mai mare decât a petrolului să fie trimisă spre peretele conductei. În acest scop se utilizează așa-numitele țevi spirale care au pe suprafața interioară filet realizat prin sudarea unor benzi metalice elicoidale. Lichidele din conductă capătă astfel o mișcare de rotație care aruncă apa spre perete. Viscozitatea apei fiind mai mică decât a petrolului brut, se obține o reducere a căderii de presiune din conductă.

Această variantă de hidrotransport nu și-a găsit aplicabilitatea deoarece construcția țevilor spirale este dificilă, iar menținerea stratului inelar de apă nu este sigură. De asemenea, nu s-ar putea aplica acest fel de transport dacă există stații de pompare intermediare deoarece în pompele acestora petrolul și apa ar da naștere la o emulsie.

O altă variantă constă în transportarea unei emulsii de petrol brut în apă, care are o viscozitate sensibil mai redusă decât aceea a petrolului brut. În acest caz, apa este aceea care vine în contact cu peretele conductei și prin urmare pierderile prin frecare sunt mai reduse.

Dacă se produce inversarea emulsiei, trecându-se la emulsia apă în petrol, condițiile de transport se înrăutățesc. Într-adevăr, această emulsie are de obicei o viscozitate mai mare decât petrolul brut. De asemenea, petrolul este acum lichidul care vine în contact cu peretele conductei, pierderile prin frecare crescând astfel.

Pentru îmbunătățirea condițiilor de formare și de menținere în stare stabilă a emulsiei de petrol brut în apă se adaugă substanțe tensioactive care se dizolvă în apă.

S-a constatat că pentru formarea unei emulsii stabile de petrol în apă, concentrația de apă în emulsie trebuie să depășească 30 %. De asemenea, temperatura la care se introduc în apă substanțele tensioactive trebuie să fie mai mare decât temperatura de congelare.

Hidrotransportul în emulsie este aplicat dar nu pe scară largă.

3.2.4.TRANSPORTUL PETROLULUI BRUT TRATAT TERMIC

Experimentul s-a constatat că prin încălzire până la o anumită temperatură, urmată de răcire, proprietățile de curgere ale petrolului brut vâscos sau congelabil se ameliorează temporar.

Ca urmare, s-a propus un alt procedeu de transport al unui astfel de petrol brut, care se numește termotratare. Acest procedeu, care are o bună eficacitate, comportă încălzirea prealabilă a petrolului brut până la o anumită temperatură și răcirea lui cu o anumită viteză. Atât temperatura de încălzire cât și viteza de răcire depind de proprietățile petrolului brut transportat, trebuind deci să fie stabilite experimental.

Prin încălzire, parafina din petrol se dizolvă, iar la răcire componentele asfalto-rășinoase din petrol sunt adsorbite pe suprafața cristalelor de parafină ce se formează, împiedicând formarea unei rețele structurale rezistente.

Pentru a se obține un efect cât mai bun al termotratării este de mare importanță alegerea corectă a vitezei de răcire. De asemenea, cantitatea de substanțe asfalto-rășinoase din petrolul brut are o influență decisivă asupra eficacității termotratării. Cu cât conținutul în astfel de substanțe este mai mare, cu atât efectul termotratării este mai ridicat.

Proprietățile de curgere ale petrolului brut termotratat revin în timp la valorile lor inițiale. Este deci necesar, ca, pentru fiecare petrol brut să se determine variația în timp a proprietăților sale după termotratare. Procedeul este eficace numai atunci când durata de parcurgere a conductei de la punctul inițial până la cel final este suficient de mică în raport cu timpul de refacere al proprietăților de curgere inițiale. Altfel spus, pentru ca transportul petrolului brut termotratat să prezinte eficiență economică este necesar ca timpul de refacere menționat să fie suficient de mare.

Transportul petrolului brut termotratat se practică dar nu are o mare răspândire datorită complicațiilor tehnologice și costului relativ ridicat.

3.2.5. TRANSPORTUL LA CALD AL PETROLULUI BRUT VASCOS SAU CONGELABIL

În prezent, procedeul cel mai răspândit în practică pentru transportul petrolului brut vâscos sau congelabil este pomparea lui după o încălzire prealabilă. Acest procedeu se numește de obicei transportul la cald.

Pentru a se reduce viscozitatea sau pentru a se evita atingerea temperaturii de congelare în conductă, petrolul brut aste încălzit, înainte de intrarea în stația principală de pompare, la o temperatură acceptabilă. De obicei această temperatură nu depășește 345,15oK pentru a se evita creșterilor prin evaporare. Încălzirea se realizează fie în rezervoare prevăzute cu serpentină prin care circulă un agent cald, de obicei abur, fie cu ajutorul unor schimbătoare de căldură.

În timpul deplasării prin conductă, deoarece temperatura mediului exterior este mai scăzută, petrolul brut cedează o parte din căldura acumulată prin încălzire, răcindu-se treptat. Pentru ca transportul să decurgă în condiții normale, este însă necesar ca temperatura din conductă să rămână superioară temperaturii de congelare, dacă se transportă un petrol brut congelabil sau temperaturii admisibile, atunci când se transportă un petrol brut cu viscozitate mare. Temperatura admisibilă poate fi definită ca aceea la care viscozitatea petrolului brut are cea mai mare valoare admisibilă pentru transport.

Răcirea petrolului brut depinde, așa cum am mai amintit, de temperatura variabilă a solului sau, mai general, a mediului prin care se află conducta. De asemenea, schimbarea regimului de pompare prin modificarea debitului, pornirea sau oprirea pompării, fie planificată fie în urma unei avarii, pomparea petrolurilor cu caracteristici diferite, produc modificări ale regimului termic din conductă. Se poate, deci, afirma că acest regim prezintă frecvent un caracter nestaționar. Întrucât procesele care conduc la această situație au un caracter aleatoriu, este dificil să fie luate în considerație și ca urmare regimul termic din conductă este presupus staționar. Bineînțeles, calculele trebuie să fie astfel efectuate încât să asigure funcționarea conductei și a stațiilor de pompare în condiții de deplină siguranță.

3.2.5.1. Determinarea variației temperaturii în lungul conductei

În conformitate cu precizările de mai înainte, variația temperaturii petrolului brut se stabilește în condițiile unui regim termic staționar. Temperatura variază atât în lungul conductei cât și în secțiunea transversală a acesteia, de la axă la perete. Pentru evitarea unor complicații de calcul, se consideră însă o temperatură constantă în secțiunea transversală a conductei. Variația temperaturii în lungul conductei, a cărei axă este considerată axa Ox rezultă din efectuarea bilanțului termic pentru un element de conductă de lungime dx. Temperatura lichidului transportat scăzând cu dT în acest element, cantitatea de căldură cedată în unitatea de timp, în elementul considerat, este – ρQc dT. Semnul negativ apare în această expresie deoarece fiind vorba de o răcire, variația dT a temperaturii este negativă. Această cantitate de căldură este transferată mediului înconjurător prin suprafața laterală πd x dx a elementului, d fiind diametru interior al conductei. Dacă notăm cu To temperatura mediului în care se află conducta, și cu T temperatura din conductă, cantitatea de căldură la care ne referim are expresia kπd (T – To)dx, unde K este coeficientul global de transfer de căldură. Rezultă deci, egalitatea:

(3.6)

care exprimă bilanțul termic, în unitatea de timp.

Dacă introducem, pentru simplificare, notația:

(3.7)

relația precedentă se scrie:

(3.8)

În cazul general, mărimea a definită prin notația făcută mai sus nu poate fi considerată constantă. Într-adevăr, așa cum vom arăta mai departe, coeficientul global de transfer de căldură k este dependent de temperatură. De asemenea, căldura specifică masică c variază cu temperatura în conformitate cu formula: 3.4

Observăm însă că, deși densitatea ρ depinde de temperatură, produsul ρQ fiind debitul masic este constant.

Notând cu T1 temperatura inițială a petrolului brut, la intrarea în conductă obținem prin integrare relația:

(3.9)

formulă care reprezintă legea variație a temperaturii în lungul conductei.

Deoarece, dependența lui a de temperatură nu se poate exprima sub o formă simplă, integrala de deasupra se calculează numeric, fixând valoarea temperaturii inițiale T1 și dând lui T(T < T1) un șir de valori descrescătoare, de pildă din grad în grad. Rezultă astfel valori corespunzătoare ale distanței x.

În calculele practice, se obișnuiește să se considere mărimea a constantă și în acest caz avem:

(3.10)

sau

(3.11)

Această lege simplificată de variație a temperaturii în lungul conductei arată că temperatura lichidului tinde spre temperatura mediului în care se află conducta. Teoretic, aceasta se întâmplă pentru un x tinzând către infinit, dar în realitate, la o distanță destul de mare temperatura T este practic egală cu T0.Această variație este evidentă și în cazul integralei și se poate demonstra dacă aplicăm acesteia teorema generalizată a mediei din calculul integral.

În stabilirea formulelor precedente, nu s-a ținut seama de cantitatea de căldură degajată prin frecare, a cărei expresie, pentru elementul de conductă considerat, este ρQidx.

Deoarece această cantitate de căldură contribuie la încălzirea lichidului, ecuația de bilanț termic ia forma:

(3.12)

și dacă introducem notația:

(3.13)

obținem:

(3.14)

unde a are aceeași semnificație ca și mai înainte. De aici rezultă:

(3.15)

calculul efectuându-se în modul indicat mai înainte, cu observația că și mărimea b este o funcție de temperatură deoarece panta hidraulică i depinde, la rândul ei de temperatură.

Dacă admitem pentru mărimile a și b valori constante, obținem din ultima integrală:

(3.16)

sau

(3.17)

În general, cantitatea de căldură degajată prin frecare este mică și ca atare poate fi neglijată în calcule.

Coeficientul global de transfer de căldură k are expresia:

(3.20)

în care α1 este coeficientul de transfer de căldură de la petrolul brut la peretele interior al conductei, λ1 conductivitatea termic a startului cilindric i (stratul interior de protecție, metalul conductei, izolația exterioară, etc.), d diametru interior al conductei, Di diametru exterior al stratului i, D0 = d, λ2 coeficientul de transfer de căldură de la suprafața exterioară a conductei la mediu înconjurător și Dn diametru exterior al conductei.

Pentru conducte cu diametru mare, peste 0,5 m, se poate utiliya formula simplificată:

(3.21)

în care δi este grosimea stratului cilindric i.

Coeficientul de transfer de căldură prin convecție de la lichid la peretele interior al conductei se poate calcula din relația dintre numărul lui Reynolds, care a fost definit mai înainte, numărul lui Prandtl:

(3.22)

și numărul lui Nusselt:

(3.23)

λl fiind conductivitatea termică a petrolului brut. Viscozitatea dinamică depinde de temperatură, deoarece atât ρ cât și sunt funcții de temperatură. Căldura specifică masică c și conductivitatea termică λl ale petrolului brut depind de asemenea de temperatură. Prin urmare, numerele lui Reynolds, Prandtl și Nusselt sunt în acest caz toate funcție de temperatură și ca urmare coeficientul α1 depinde, la rândul ei, de temperatura la care este calculată.

În regim laminar, se poate utiliza formula lui Sieder și Tate modificată:

(3.24)

în care μ și μp reprezintă valorile viscozității lichidului la temperatura din conductă, respectiv la temperatura peretelui interior al acesteia.

În regim turbulent, pentru Re ≥ 104, este recomandată formula lui Sieder și Tate:

(3.25)

care, pentru 2000 < Re < 104 se scrie, un factor de corecție introdus de Ramm, sub forma:

(3.26)

În aceste formule valorile numerelor lui Reynolds și Prandt se calculează cu valoarea μ a viscozității, deci pentru temperatura din conductă.

Coeficientul de transfer de căldură de la suprafața exterioară a conductei la mediul înconjurător se calculează, pentru conductele îngropate, cu ajutorul formulei:

(3.27)

în care αa este coeficientul de transmisie a căldurii de la suprafața solului la atmosferă, ho – adâncimea de îngropare a conductei măsurată de la axă și λs – conductivitatea termică a solului.

În cazul în care transferul de căldură de la suprafața solului către atmosferă este intens, deci α are valori mari, iar adâncimea de îngropare este suficient de mare încât să avem > 2, se poate utiliza formula simplificată a lui Forchheimer:

(3.28)

La rândul său, αa are expresia:

(3.29)

în care:

(3.30)

este coeficientul de transfer de căldură prin convecție, dependent de viteza va a vântului iar:

(3.31)

este coeficientul de transfer de căldură prin radiație; în această formulă, este un coeficient care exprimă gradul conductei supraterane, Cs = 5,68 W/m2K2, Ts – temperatura suprafeței solului și Ta – temperatura aerului atmosferic.

În cazul în care conducta se găsește montată deasupra suprafeței solului, coeficientul de transfer de căldură de la peretele conductei la atmosferă se raportează la diferența de temperatură dintre suprafața exterioară a conductei și aerul atmosferic. Această coeficient are tot o expresie de forma unei sume din care componenta convectivă rezultă din formula:

(3.32)

în care indicele a arată că respectivii parametri adimensionali se calculează la temperatura aerului; de asemenea reprezintă valoarea viscozității aerului la temperatura peretelui exterior al conductei.

În intervalul de temperaturi obișnuite ale atmosferei, de la 233,15o K până la 313,15o K ultima formulă se poate aproxima cu una mai simplă și anume:

(3.33)

Atunci când atmosfera este complet liniștită componenta convectivă se determină cu ajutorul formulei:

(3.34)

în care:

(3.35)

este numărul lui Grashof. În expresia acestuia, pe lângă mărimile definite mai înainte, intervin viscozitatea cinematică νa a aerului, coeficientul de dilatare volumică βa al acestuia și accelerația gravitațională g.

De obicei, pentru conductele magistrale, GraPra > 105 și în acest caz avem m=0,53 și n=0,25.

În formulele care servesc la determinarea coeficientului α1 de transfer de căldură prin convecție de la lichidul din conductă la peretele interior apare raportul . În principiu, viscozitatea μ trebuie calculată la temperatura din axa conductei însă, așa cum am precizat de la început, în formulele pe care le-am stabilit se ține seama de variația temperaturii în secțiunea transversală a conductei. Ca urmare, temperatura din axa conductei se consideră a fi aceea din formula:

(3.36)

La rândul ei , viscozitatea μp trebuie calculată la temperatura Tp a peretelui interior al conductei care nu este cunoscută.

Pentru eliminarea acestei dificultăți, se alege o temperatură Tp < T și se calculează α1 cu ajutorul formulei care corespunde regimului de curgere din conductă, iar după aceea se determină coeficientul global de transfer de căldură k. În continuare, se utilizează relația evidentă:

(3.37)

care ne dă:

(3.38)

Dacă valoarea temperaturii Tp care se calculează din această formulă coincide cu aceea admisă inițial, calculul se oprește aici. În caz contrar, se admite o altă valoare pentru temperatura Tp și se reia calculul.

În cazul în care variația temperaturii se stabilește cu ajutorul formulei: , trebuie considerat tot intervalul de temperaturi posibile, T2 fiind temperatura finală, adică cea mai scăzută temperatură admisibilă din conductă. În acest interval, se consideră un șir de valori ale temperaturii T, de pildă din grad în grad, și se determină șirul de valori corespunzător ale temperaturii Tp după procedeul indicat mai înainte. Ca rezultat se obține variația în funcție de temperatura T din conductă a coeficientului global de transfer de căldură k.

Dacă variația temperaturii din conductă se stabilește cu ajutorul formulei simplificate: , se utilizează valorile medii ale coeficientului global de transfer de căldură k, respectiv ale coeficientului a, pe un tronson de conductă. Lungimea lj a unui astfel de tronson se stabilește din formula:

(3.39)

care ne dă:

(3.40)

unde T1j și T2j sunt temperaturile la intrare, respectiv la ieșirea din tronson, fixate în prealabil. Coeficientul a se calculează la o temperatură constantă prin formula:

(3.40)

Determinarea temperaturii Tp a peretelui interior al conductei se efectuează tot prin procedeul pe care l-am prezentat mai înainte, cu observația că se alege o valoare Tp Tmj . Cu cât diferența T1j – T2j este mai mică, deci tronsonul este mai scurt, cu atât acest calcul se apropie mai mult de cel exact.

Capitolul 4.

CALCULUL MECANIC AL CONDUCTELOR

4.1. GENERALITĂȚI. SOLICITĂRILE MATERIALULUI TUBULAR.

Conducta, împreună cu elementele care o compun, țevi, fitinguri, flanșe, armaturi, trebuie să reziste la eforturile la care este supusă.

Prin calculul mecanic se determină grosimea de perete a materialului tubular pentru ca astea să aibă o comportare corespunzătoare în exploatare. Trebuie de precizat că această grosime influențează atât fiabilitatea conductei cât și aspectul economic al acestei exploatări. Influențele menționate sânt de sens contrar deoarece o grosime mare a peretelui țevilor are o influență pozitivă asupra gradului de securitate al explorării conductei și o influență negativă asupra costului acesteia deci asupra eficienței economice; o grosime mică a peretelui are o influență inversă asupra acestor doi factori.

Deci aici rezultă că stabilirea corectă a grosimii peretelui țevilor este de cea mai mare importanță în proiectarea unei conducte.

Solicitările la care este supus materialul tubular sânt acelea care determină eforturile unitare în peretele țevilor.

Solicitările pot fi clasificate în două mari categorii și anume inevitabile, datorită exploatării conductei și accidentale care sânt parțial sau total evitabile. Solicitările inevitabile au, la rândul lor, fie un caracter permanent, fie unul temporar. Cele cu caracter permanent sânt datorite presiunii de lucru a lichidului din conductă, greutății acestuia și greutății materialului tubular, inclusiv aceea a izolației de protecție și a izolației termice, în cazul în care acesta din urmă există precum și sarcinii geostatice la conductele îngropate. Cele cu caracter temporar provin din fiecare pe suporturile mobile, frecarea în compensatorii cu presetupă, din variația temperaturii ca urmare a transportului unor lichide încălzite sau a schimbării condițiilor exterioare, din forța datorită presiunii vântului și din greutatea zăpezii.

Solicitările accidentale parțial evitabile, legate de anumite situații ce apar în exploatarea conductelor sau de calitatea execuției țevilor, sânt datorite șocului hidraulic, presiunii exercitate de vehicule în cazul unor traversări îngropate fără manșon de protecție, excentricității și ovalității țevilor.

Solicitările accidentale total evitabile sânt datorite manipulării necorespunzătoare a țevilor, execuției incorecte a sudurilor și altor cauze pot fi complet înlăturate.

Presiunea de probă a conductelor, totdeauna mai mare decât presiunea de regim, este uneori considerată drept cauză a unor solicitări inevitabile iar alteori ca sursă a unor solicitări parțial evitabile. În realitate, presiunea de probă dă naștere la solicitări de scurtă durată, înainte de punerea în exploatare a conductei, realizându-se astfel o creștere a unor eforturi unitare, echivalente cu o scădere a coeficientului de siguranță introdus la determinarea grosimii peretelui țevilor. Așadar, solicitările datorite presiunii de probă pot fi parțial evitate, fie prin scăderea de la bun început a coeficientului de siguranță, fie prin micșorarea presiunii de probă. Ambele variante presupun utilizarea unui material tubular confecționat din oțel cu calități superioare.

În calcul trebuie considerate toate solicitările inevitabile și în limite rezonabile, în funcție de condițiile de execuție și de exploatare, solicitările parțial evitabile.

4.2. DETERMINAREA PREALABILĂ A GROSIMII PERETELUI ȚEVILOR

Formulele de dimensionare utilizate se bazează pe teoria membranelor elastice cilindrice cu pereți subțiri sau cu pereți groși. Dintre eforturile produse de presiune, cea mai mare valoare o au eforturile unitare inelare (tangențiale) care se iau ca bază în calculul grosimii peretelui țevii. Inițial, se face o predimensionare cu formulele prezentate mai jos după care se face o verificare cu formule complete.

4.3. EFORTURILE UNITARE ÎN PERETELE ȚEVILOR

Solicitările menționate mai înainte, la care este supusă conducta, dezvoltă în peretele țevilor eforturi unitare care se consideră după cele trei direcții ortogonale definite și anume:

– eforturi unitare axiale după o direcție paralelă cu axa geometrică a conductei;

– eforturi unitare inelare după direcția tangentei la secțiunea normală pe axa geometrică a conductei;

– eforturi unitare radiale după direcția razei geometrice a secțiunii transversale a conductei.

4.3.1. Eforturi unitare axiale

Eforturile unitare axiale se datorează presiunii interioare, greutății conductei, variației temperaturii și curburilor. La acestea se adaugă atunci, când este cazul, efortul unitar datorat șocului hidraulic.

Considerând un tronson de conductă de lungime L și înclinat cu unghiul α față de orizontală, cu diferențe de nivel ∆ z între extremitățile sale, presiunea maximă este aceea din secțiunea M și are expresia:

(4.1)

unde: ρ – densitatea țițeiului

g – accelerația gravitațională

Δz – diferența de nivel plecare-sosire

p – presiunea de lucru din conductă.

Forța corespunzătoare este deci:

(4.2)

Componența axială Gax a greutății materialului tubular de lungime L este:

(4.3)

unde ρm este densitatea oțelului din care sunt confecționate țevile.

Forța axială totală din secțiunea M este suma forțelor definite prin formulele următoare:

(4.4)

iar efortul unitar corespunzător are expresia :

(4.5)

În cazul particular al unei conducte orizontale, , obținem:

(4.6)

La montarea conductei se consideră o anumită temperatură a mediului exterior; capetele conductei fiind fixe se poate considera că aceasta este încastrată la capete.

n timpul funcționării conductei, pompându-se un lichid cald, materialul tubular este împiedicat să se dilate datorită încastrării și în conductă apare un efort unitar axial proporțional cu alungirea.

(4.7)

α fiind coeficientul de dilatare liniară și ∆T diferența de temperatură. Conductele prezintă curburi în plane orizontale, curburi care generează alungiri cu dezvoltarea unor eforturi unitare axiale.

Considerând un cot de conductă de lungimea L și raza de curbură R, alungirea față de axa medie are valoarea:

(4.8)

Rezultă alungirea specifică:

(4.9)

și efortul unitar axial generat de curbura conductei:

(4.10)

Se observă că acest efort unitar este invers proporțional cu raza de curbură și direct proporțional cu diametrul materialului tubular.

Efortul unitar axial total este deci suma:

(4.11)

Șocul hidraulic provoacă o creștere de presiune la care corespunde un efort unitar axial:

(4.12)

În cazul în care închiderea conductei se efectuează treptat, în timpul ti, expresia precedentă devine:

(4.13)

în care l este lungimea conductei.

Acest efort se adaugă la suma de deasupra dar dacă la montarea conductei se prevăd dispozitive de compensare cu efect de amortizare, efectul șocului hidraulic se poate neglija.

4.3.2. Efortul unitar inelar (tangențial)

Efortul unitar inelar (în direcția tangențială) este datorită presiunii interioare din conductă. Pentru calcul, se face distincția între țevi u pereți subțiri și țevi cu pereți groși. Formulele pentru țevi cu pereți groși sunt mai exacte deoarece la stabilirea lor se ține seama de repartiția neuniformă a eforturilor pe grosimea peretelui.

Se consideră că o țeavă are perete subțire atunci cînd raportul dintre grosimea peretelui δ și diametrul D satisface condiția .

La țevile cu pereți groși, repartiția radială a efortului unitar inelar este dată de formula lui Lamé:

(4.14)

unde re este raza exterioară a țevii, ri raza interioară și .

Valoarea maximă a acestui efort unitar, necesară pentru calcule se găsește substituind în r= ri și este :

(4.15)

sau:

(4.16)

Dacă înlocuim D=d+2δ rezultă:

(4.17)

și dacă neglijăm termenii care conțin pe δ2, în cazul în care grosimea este suficient de mică, formula precedentă devine:

(4.18)

Această ultimă relație, indică de standardele noastre pentru țevi cu pereți subțiri, reprezintă formula de calcul a efortului inelar maxim.

Pentru țevile cu pereți subțiri, atunci când raportul satisface condiția precizată mai înainte, satisface condiția precizată mai înainte, se consideră o porțiune de lungime L în care presiunea interioară este p. Dacă se secționează această porțiune cu un plan care trece prin axa geometrică a țevii, forța datorită presiunii pe jumătate din țeavă este pdL, iar forța datorită efortului unitar inelar, r constant, are valoarea 2σiδL. Prin egalarea acestor două forțe se obține:

Deoarece în practică pot fi întâlnite tronsoane de conductă care prezintă ovalitate sau excentricitate formula se corectează scriindu-se sub forma:

(4.19)

în care D0 este diametrul exterior teoretic al țevii, A parametrul de ovalitate :

(4.20)

unde D1 este diametrul exterior maxim și D2 diametrul exterior minim, iar B parametrul de excentricitate:

(4.21)

expresie în care δmax este grosimea maximă a peretelui țevii iar δmin grosimea minimă.

Valorile admisibile pentru acești parametri sunt și .

Efortul unitar inelar corectat se calculează numai pentru zonele de conductă la care se constată prezența în limitele admise ovalității și excentricității.

Ovalizarea sau turtirea țevilor se poate produce și sub acțiunea presiunii exterioare pe. Valoarea acestei presiuni la care apare turtirea rezultă din formula:

(4.22)

în care, pe lângă notațiile utilizate până în prezent în acest capitol, σ este coeficientul lui Poisson (pentru oțel σ =0,3) și c un coeficient de siguranță de obicei mai mare decât 3.

Formula precedentă este valabilă în domeniul elastic și pentru cazul în care presiunea exterioară exercitată uniform.

Atunci când conducta este îngropată sub căi de comunicație, pe care trec vehicule grele, apare o repartiție neuniformă a presiunii exterioare, datorită sarcinilor mobile. Pentru a preveni influența acestora, la traversările de șosele și de căi ferate, conductele se protejează totdeauna prin burlane metalice sau tuburi d beton. La străzi, acest lucru nu este posibil și atunci se iau măsuri de diminuare a efectului sarcinilor mobile prin montarea corespunzătoare a conductei în șanț și prin realizarea unei umpluturi omogene a acestuia.

4.3.3. Efortul unitar radial

Efortul unitar radial dirijat după raza țevii este produs numai de presiunea interioară din conductă și are expresia:

(4.23)

4.4. DETERMINAREA GROSIMII PERETELUI ȚEVILOR

Pentru determinarea grosimii peretelui materialului tubular utilizat la construcția conductelor se calculează toate cele trei feluri de eforturi (axial, inelar, radial) cu semnul algebric corespunzător și prin intermediul teoriei de rezistență a energiei minime de deformație (criteriul Huber-Mises-Hencky) se determină efortul unitar echivalent:

(4.24)

Deoarece efortul unitar radial σr este mic în comparație cu celelalte două, este posibil să se recurgă la formula simplificată:

(4.25)

Valoarea rezultată a efortului unitar echivalent se compară cu aceea a efortului unitar admisibil σa dată de relația:

(4.26)

unde σc este limita inferioară de curgere a materialului iar c un coeficient de siguranță.

Formulele de mai sus servesc la verificare, deoarece calculul efortului unitar presupune, așa cum se poate ușor observa, că grosimea δ a peretelui țevii este cunoscută. Dacă se obține σe>σa, se recurge fie la mărirea grosimii δ fie la alegerea unui oțel de calitate superioară.

Conform STAS 10741-76, grosimea peretelui se determină cu ajutorul formulei de mai jos , folosind metoda tensiunilor maxime din peretele conductei:

(4.27)

unde p este presiunea maximă din conductă, φ coeficientul de calitate al îmbinării longitudinale a țevilor, iar a1 și a2 adaosuri pentru neuniformitatea grosimii peretelui, respectiv pentru coroziune.

unde: – efortul unitar admisibil

– limita inferioară de curgere a materialului

φ – coeficient ce ține seama de calitatea sudurii

Așa cum am mai menționat, coeficientul φ are valoarea 1 pentru țevile trase, iar pentru țevile sudate variază între 0,7 și0,9 în funcție de tehnologia după care a fost executată sudura și de gradul de control. În cazul unei execuții foarte îngrijite și al unui control cu mijloace de înaltă precizie, acest coeficient poate fi tot egal cu unitatea.

Efortul unitar admisibil, σa, se obține din penultima formulă în care coeficientul de siguranță c are valoarea 2 pentru categoria I de traseu și 1,67 pentru categoria a II-a de traseu.

Prima categorie de traseu cuprinde zonele în care conductele intersectează căi de comunicații, cursuri de apă sau canale, zonele în care conducta se află în apropierea localităților sau a platformelor industriale și zonele în care accesul este dificil sau terenul prezintă condiții grele.

În categoria a II-a de traseu sunt cuprinse zonele nelocuite sau situate la distanțe suficient de mari de localități și platforme industriale, cu acces ușor și cu condiții normale de teren.

În ceea ce privește adaosul a1 pentru neuniformitatea grosimii peretelui, acesta este 0,125 δ pentru țevile din gama curentă și 0,15 δ pentru țevile din gama specială.

Adaosul de coroziune a2 se prevede numai la conducte la care nu se proiectează o instalație de protecție contra coroziunii; în acest caz, a2 are o valoare cuprinsă între 0,5 și 1 mm.

Calculul de rezistență al unei conducte se începe prin alegerea materialului din care sunt confecționate țevile, deci a valorii limitei inferioare de curgere σc, după care se determină din penultima formulă rezistența admisibilă.

Diametrul interior al conductei rezultă în urma calculului economic iar grosimea peretelui se determină cu ajutorul ultimei formule. Atât diametrul interior cât și grosimea peretelui țevilor se ajustează la cele mai apropiate valori din gama curentă de fabricație. Pentru țevile astfel alese, se calculează eforturile unitare și efortul unitar echivalent procedându-se în continuare așa cum s-a arătat mai înainte.

În legătură cu ultima formulă trebuie menționat faptul că aceasta dă, pentru grosimea peretelui țevilor, valori mai mari decât cele admise în alte țări. Astfel, în U.R.S.S., calculul se face după metoda stărilor limită, determinându-se capacitatea portantă a conductei în funcție de rezistența la rupere a materialului. În S.U.A. se consideră σa=0,72σc, calculul conductelor pentru lichide fiind diferențiat de acela aș conductelor pentru gaze. În ambele țări menționate prescripțiile de calcul conduc la grosimi de perete inferioare față de cele admise în țara noastră, în aceleași condiții de solicitare a materialului tubular.

Mai trebuie precizat faptul că grosimea de perete calculată cu ajutorul ultimei formule trebuie rotunjită la aceea imediat superioară existentă. Pentru un anumit diametru exterior (normal), gamă de grosimi de perete care se fabrică în mod curent este destul de restrânsă, fapt care poate conduce la o supradimensionare artificială.

CALULUL HIDRAULIC AL CONDUCTEI

5.1 Calculul căderii de presiune

Deoarece ca debit de intrare ne este dat un debit masic, calcul trebuind început cu acest debit, vom transforma debitul masic într-un debit volumic.

unde: Qm – debitul masic

ρ – densitatea țițeiului

calculăm debitul transportat prin conductă raportat la secundă:

calculăm viteza medie a țițeiului transportat prin conductă:

unde: Q – debitul pe secundă transportat

d – diametru interior al conductei de transport

– calculăm numărul lui Reynolds și implicit vom afla și regimul de curgere:

unde: Vm – viteza medie a țițeiului prin conductă

ρ – densitatea țițeiului transportat

d – diametru interior al conductei de transport

μ – viscozitatea cinematică a țițeiului

Din acest calcul, rezultând numărul lui Reynolds ca fiind mai mare de 2000, rezultă că transportul țițeiului se face în regim turbulent.

calculăm un coeficient de pierdere hidraulică λ1 cu ajutorul formulei lui Nikuradse:

unde: Re – numărul lui Reynolds

calculăm parametru adimensional Re1:

unde: d – diametru interior al conductei

ks – rugozitatea conductei exprimată în mm.

λ1 – coeficient local de pierdere hidraulică

Cum Re > 3Re1, rezultă că avem o conductă rugoasă și formula coeficientului de pierdere hidraulică λ este următoarea:

unde: d = diametru interior al conductei;

ks = rugozitatea conductei exprimată în m.

– căderea de presiune în conductă are cum am văzut anterior formula:

unde: λ = coeficientul de pierdere hidraulică

ρ = densitatea medie a țițeiului transportat

vm = viteza medie a lichidului prin conductă

l = lungimea traseului conductei

d = diametru interior al conductei

5.2 Calculul grafic al conductelor

În acest calcul, în formula căderii de presiune vom introduce și căderea de presiune datorată cotelor terenului și astfel obținem:

unde: λ – coeficientul de pierdere hidraulică

ρ – densitatea medie a țițeiului transportat

vm – viteza medie a lichidului prin conductă

l – lungimea traseului conductei

d – diametru interior al conductei

z1 – cota terenului de plecare al conductei

z2 – cota terenului de sosire al conductei

calculul pantei hidraulice a conductei de transport. Practic, panta hidraulică reprezintă căderea de presiune (în unități de lungime) pe unitatea de lungime a conductei.

unde: vm – viteza medie prin conductă

λ – coeficientul de pierdere hidraulică

g – accelerația gravitațională

d – diametru interior al conductei

calculul înălțimii de pompare:

m

unde: hp – înălțimea de pompare

i – panta hidraulică

l – lungimea conductei

calculul presiunii de refulare a conductei :

m col. țiței

unde: Δp – căderea de presiune

ρ – densitatea țițeiului

g – accelerația gravitațională

calculul numărului de stații de pompare:

stații de pompare

unde: – căderea de presiune

hs – înălțimea de pompare a unei pompe = 540,43 m col de țiței

De remarcat este faptul că s-a folosit stații de pompare echipate cu pompe centrifuge cu capacitatea de pompare de 42 bar. De aici rezultă o presiune de 428,13 m coloană de apă, care raportați la țiței rezultă o mărime de 540,43 m col de țiței.

Numărul stațiilor de pompare nefiind un număr întreg se va recurge la rotunjirea acestui număr în sens crescător, deci numărul real al stațiilor de pompare va fi de 2.

Se va trasa un grafic util pentru proiectarea conductei conform fig. 6

5.2 Calculul termic al conductei

În cazul conductei noastre, care este o conductă îngropată, calculul termic este următorul:

în primul rând aproximăm temperatura la peretele interior al conductei:

,

în care: Tm – temperatura medie la peretele conductei

Ti – temperatura de intrare în conductă

Tc – temperatura de congelare a țițeiului

calculăm densitatea :

unde:

T – temperatura de intrare

calculăm căldura specifică masică:

valoarea conductibilității a țițeiului are valoarea:

viscozitatea cinematică are forma:

unde: Tm – temperatura la perete

viscozitatea la peretele conductei:

raportul

calculăm numărul Prandtl:

unde: μ – viscozitatea țițeiului

c – căldura specifică masică

λ – conductibilitatea țițeiului transportat

calculăm numărul Nusselt:

unde: Re – numărul lui Reynolds

Pr – numărul lui Prandtl

μ – viscozitatea țițeiului

μp – viscozitatea țițeiului transportat la peretele conductei

Calculul coeficienților de transfer de căldură prin peretele conductei:

calculăm coeficientul :

W/m2K

unde: Nu – numărul lui Nusselt

λl – conductibilitatea țițeiului transportat

d – diametru interior al conductei

calculăm coeficientul :

W/m2K

unde: λs – conductivitatea termică a solului

D – diametru exterior al conductei

h0 – adâncimea de îngropare în sol a conductei

calculul coeficientului global de transfer de căldură k

W/m2K

unde: , – coeficienți de transfer de căldură prin peretele conductei

D – diametru exterior al conductei

d – diametru interior al conductei

λ0 – conductibilitatea termică a oțelului din care sunt confecționate

conductele; λ0 = 50 W/mK

calculăm temperatura peretelui:

K

Cum această temperatură variază puțin față de temperatura luată în calcul la început, vom recurge la reluarea calculului, de data aceasta considerând temperatura medie de la începutul calculului, temperatura rezultată din acest calcul. Practic, nu facem decât o interpolare ce ne va oferi un rezultat cât mai apropiat de realitate.

Prima interpolare:

Tm = 306,411 K

calculăm densitatea :

unde:

T – temperatura de intrare

calculăm căldura specifică masică:

valoarea conductibilității a țițeiului are valoarea:

viscozitatea cinematică are forma:

unde: Tm – temperatura la perete

viscozitatea la peretele conductei:

raportul

calculăm numărul Prandtl:

unde: μ – viscozitatea țițeiului

c – căldura specifică masică

λ – conductibilitatea țițeiului transportat

calculăm numărul Nusselt:

unde: Re – numărul lui Reynolds

Pr – numărul lui Prandtl

μ – viscozitatea țițeiului

μp – viscozitatea țițeiului transportat la peretele conductei

Calculul coeficienților de transfer de căldură prin peretele conductei:

calculăm coeficientul :

W/m2K

unde: Nu – numărul lui Nusselt

λl – conductibilitatea țițeiului transportat

d – diametru interior al conductei

calculăm coeficientul :

W/m2K

unde: λs – conductivitatea termică a solului

D – diametru exterior al conductei

h0 – adâncimea de îngropare în sol a conductei

calculul coeficientului global de transfer de căldură k

W/m2K

unde: , – coeficienți de transfer de căldură prin peretele conductei

D – diametru exterior al conductei

d – diametru interior al conductei

λ0 – conductibilitatea termică a oțelului din care sunt confecționate

conductele; λ0 = 50 W/mK

calculăm temperatura peretelui:

K

Cum în urma acestui calcul a rezultat o temperatură foarte apropiată de temperatura de perete luată la început, ne vom oprii aici cu interpolările urmând ca în calculele următoare să luăm în considerare această temperatură.

calculul coeficientului a

1/m

unde: k – coeficientului global de transfer de căldură

d – diametru interior al conductei

ρm – densitatea medie a țițeiului

Q – debitul țițeiului transportat

c – căldura specifică masică

Calculul temperaturii în lungul conductei se va face cu un pas de 10 km deoarece cu cât acest pas este mai mic cu atât rezultatul va fi mai corect.

Temperatura în lungul conductei este dată de formula:

unde: To – temperatura minimă a solului, respectiv temp. iarna To = 2o C = 275,15 K

T1 – temperatura de intrare în tronson

Cu toate că această temperatură este acoperitoare, totuși se va recurge la amplasarea stațiilor de încălzire din 110 000 în 110 000 de m datorită faptului că nu se va dori ajungerea temperaturii în jurul valorii de 15o C. De remarcat că stațiile de încălzire, la distanța asta sunt necesare pe perioada de iarnă, când temperatura solului are valoarea de 2o C. Pe timpul verii numărul stațiilor de încălzire se va reduce, distanța între două stații consecutive va rezulta din calculul următor:

5.3 Calculul mecanic al conductei

Calculul efortului axial:

calculul efortului axial datorat presiunii:

σax pres.=

unde: p – presiunea maxima pe conducta p = ρgh

d – diametru conductei

δ – grosimea de perete

calculul efortului axial datorat șocului hidraulic:

σax șoc.=

unde: ρ – densitatea țițeiului

Q – debitul de fluid vehiculat

d – diametru conductei

E – coeficient de elasticitate E=20,601 x 105 N/m2

ε – coeficient adimensional ε =

α – coeficient de dilatare termică α=12 x 10-6 K-1

δ – grosimea de perete

calculul efortului axial datorat variației de temperatură:

σax temp.= E α ΔT =20.601 x 105 x 12 x 10-6 x (343.15 – 288.15) = 0.0136 N / m2

unde: E – coeficient de elasticitate E=20,601 x 105 N/m2

α – coeficient de dilatare termică α=12 x 10-6 K-1

ΔT – diferența de temperatură

calculul efortului axial datorat greutății:

σax greut.=

unde: d – diametru conductei

ρ – densitatea țițeiului

g – accelerația gravitațională

Δh – diferența de altitudine

calculul efortului axial generat de curbură:

σax curb.=

unde: d – diametru conductei

E – coeficient de elasticitate E=20,601 x 105 N/m2

R – raza curbelor conductei R = 1,5 m ( datorită viscozității ridicate se va recurge la curbe godevilabile cu raza mai mare de 1,5 m.)

calculul efortului axial total:

σax = σax pres.+ σax șoc. + σax temp. + σax greut.+ σax curb.= 215.8 x 105 N/m2

Calculul efortului inelar :

σinel. =

unde: p – presiunea maxima pe conducta p = ρgh

d – diametru conductei

δ – grosimea de perete

Calculul efortului radial:

σrad. = – p = – 18.59 x 105 N/m2

unde: p – presiunea maxima pe conducta p = ρgh

Calculul efortului echivalent:

Calculul de verificare:

Se va calcula raportul:

unde: σc – efortul minim admisibil al oțelului

c – coeficient de siguranță c = 3 (țevi sudate elicoidal)

cum: > σechiv. rezultă că grosimea de 8 mm este acoperitoare și condițiile de lucru ale conductei nu va pune nici un fel de probleme din punct de vedere al rezistenței acesteia.

BIBLIOGRAFIE

Bulău L. – Colectarea, transportul și distribuția produselor petroliere și gazelor, I.P.G., Ploiești, 1981

Creangă C. – Curs de chimia țițeiului, Editura didactică și pedagogică, București, 1962

Crețu I., Soare Al., David V., Osnea Al. – Probleme de hidraulică, Editura Tehnică, București, 1973

Crețu I., Stan Al. – Transportul fluidelor prin conducte, Editura Tehnică, București, 1985

Drăgotescu N., Ghiliceanu M., Oniceanu V., Vasilache N. – Transportul pe conducte al țițeiului, gazelor și produselor petroliere, Editura Tehnică, București, 1961

Oroveanu T. – Hidraulica și transportul produselor petroliere, Editura didactică și pedagogică, București, 1966

Oroveanu T., David V., Stan Al., Trifan C. – Colectarea, transportul și distribuția produselor petroliere și gazelor, Editura didactică și pedagogică, București, 1985

8. Oroveanu T., Stan Al., Talle V. – Transportul petrolului, Editura Tehnică,

București, 1985