Transportul Prin Conducte al Petrolului
INTRODUCERE
În urma creșterii activităților de extracție și prelucrarea petrolului, a fost necesară dezvoltarea stațiilor de colectare, transport si depozitare. Datorită creșterii rapide a necesităților de alimentare cu energie primară și a consumului de produse petroliere, derivate ale acestuia, activitatea de transport a hidrocarburilor lichide a devenit esențială în viața economică și industrială a omenirii.
Încă de acum un secol s-au construit primele conducte cu diametre și lungimi mici, tehnologia evoluarii in timp, ajungând în ziua de azi, la apariția unor sisteme complexe de transport, precum conducte cu diametre mari, depășind un metru și cu lungimi de sute sau chiar mii de kilometri.
În țara noastră primele conducte de petrol au fost construite la începutul secolului XIX. În funcție de necesitățile extracției, prelucrării și consumului, această activitate se desfașoară în continuare, ridicând noi probleme care trebuiesc rezolvate, ținanduse seama de cele mai recente progrese. În prezent,România dispune de conducte importante de petrol și de produse petroliere, construite și echipate la nivelul actual al tehnicii, precum și de o rețea bine dezvoltată de conducte de gaze interconectate, care formează sistemul național de transport, de altfel, de concepție și construcție modernă.
În lucrarea de fața vă este prezentată proiectarea unei conducte de țiței văscos, reprezentând o adevărată provocare în transportul acestui tip de țiței, de-a lungul conductei ce leagă stația Videle de Brazi.
CAPITOLUL 1
NOȚIUNI GENERALE PRIVIND TRANSPORTUL PRIN CONDUCTE AL PETROLULUI
1.1. CLASIFICAREA PETROLULUI BRUT
Cunoașterea proprietăților petrolului brut, ne ajută la determinarea parametrilor necesari stabilirii tehnologiei adecvate de transport sau a măsurilor ce trebuie luate pentru a se asigura transportul în condiții optime.
Petrolul este un amestec natural lichid și inflamabil de hidrocarburi gazoase, lichide și solide în care hidrocarburile gazoase și solide sunt dizolvate în hidrocarburile lichide, formând soluții sau suspensii coloidale. Compoziția petrolului brut diferă chiar în condițiile aceluiași zăcământ. Petrolurile brute diferă chiar prin conținutul de hidrocarburi ușoare, prin raportul dintre clasele de hidrocarburi, prin conținutul în compușii cu oxigen, sulf, azot și prin prezența sau absența unor componenți.
Pentru clasificarea petrolurilor au fost elaborate diferite metode, fie pe criterii bazate pe natura chimică a produselor petroliere și a petrolurilor brute fie pe criterii tehnologice, privind posibilitatea de prelucrare și utilizare principală a produselor. Clasificarea propusă de C. Creangă, denumită „Carpatica" are la bază două criterii:
Primul privește fondul de hidrocarburi din petrolul brut, luând în considerare toate hidrocarburile prezente și este exprimat prin indicii structurali %Cpt, %Cnt, %Cat, calculați cu:
% Cpt = ~ % Cpf . Rf/100;
% Cnt = ~ % Cnf . Rf/100; (1.1)
% Cat = ~ % Caf . Rf/100;
unde:
Caf, Cnf, Cpf sunt valorile structurale ale fracțiunilor separate din petrolul brut;
Cnf.Rf este randamentul fracțiunilor față de totalul hidrocarburilor din petrolul brut.
Indicele p înseamnă parafinic, indicele n naftenic, iar a aromatic. Pe baza acestui criteriu, petrolurile brute se împart în șapte clase (tabelul 1.1).
Tabelul 1.1.Clasificarea petrolurilor brute
Al doilea criteriu împarte petrolurile brute în grupe, funcție de conținutul de :
sulf S
de ceară C
conținutul de rășini și asfaltene r
procentul de distilare până la 200°C, d.
Astfel petrolurile() se împart în 12 grupe prezentate mai jos, funcție de limitele pentru indicii de calitate din tabelul 1.2.
Tabelul 1.2.Limitele pentru indicii de calitate
Tabelul 1.3.Grupele de petrol
1.2. PROPRIETĂȚILE PETROLULUI BRUT
În calculul hidraulic al conductelor intervin unele proprietăți ale petrolului brut respectiv ale produselor petroliere a căror cunoaștere este absolut necesară. Aceste proprietăți sunt consecința alcătuirii chimico-structurale a sistemelor de hidrocarburi, de condițiile de temperatură și presiune prin care a trecut materia organică de-a lungul timpului geologic.
Principalele proprietăți ale țițeiului care influențează pomparea prin conducte sunt prezentate în continuare.
1.2.1. MASA SPECIFICĂ
Densitatea țițeiurilor variază în funcție de proporția hidrocarburilor cu număr mare de atomi de carbon în moleculă și de tipul hidrocarburilor. Astfel, țițeiurile parafinoase și produsele petroliere obținute din acestea au densitatea() mai mică decât cele asfaltoase și produsele obținute din acestea. Densitatea produselor petroliere crește în ordinea:
.
În cazul hidrocarburilor cu același număr de atomi de carbon în moleculă densitatea crește în ordinea:
.
La hidrocarburile ciclice, densitatea crește cu creșterea numărului de cicluri, în timp ce în cazul hidrocarburilor aromatice cu lanțuri parafinice, densitatea acestora scade odată cu creșterea lungimii lanțului parafinic. În cazul amestecurilor cu compoziție cunoscută, densita-tea medie se calculează cu relațiile:
, , (1.2)
unde i este densitatea, – volumul, gi – masa componentului i.
Valoarea densității unui țiței la orice temperatură se poate calcula cu relația:
, (1.3)
în care este densitatea la temperatura 293,15 K determinată experimental, T – tempera-tura în Kelvin, iar factorul ξ are expresia:
. (1.4)
Densitatea relativă este densitatea țițeiului la temperatura T în raport cu densitatea apei la temperatura de 277,15 K și presiunea de 1,01325 bar. Densitatea relativă a produselor petroliere la orice temperatură, în intervalul 0…150°C, se poate determina cu relația lui D.I. Mendeleev
, (1.5)
d fiind densitatea țițeiului la temperatura T în raport cu aceea a apei la 4oC (277,15 K), iar a un coeficient de corecție.
Variația densității cu presiunea se poate determina cu relația:
, (1.6)
sau prin dezvoltarea în serie
, (1.7)
relație valabilă până la presiuni de 500 bar și în care este coeficientul de compresibilitate.
Densitatea exprimată în grade API se calculează cu relația:
(1.8)
Densitatea se determină cu areometrul, cu balanța hidrostatică (balanța Mohr) sau cu picnometrul (asigură cea mai mare precizie). Densitatea produselor petroliere variază în limite largi în funcție de compoziție și domeniul de distilare: benzinele 650 750 kg/m3, petrolurile 800 850 kg/m3, uleiurile și păcurile 850 950 kg/m3 sau mai mari.
1.2.2. MASA MOLECULARĂ
Aceasta arată de câte ori masa moleculei() substanței respective este mai mare decât a 1/12 parte a masei unui atom al izotopului de carbon. Cu cât masa moleculară a fracțiilor de țiței este mai mare cu atât temperatura sa de fierbere va fi mai mare.
Pe baza acestei observații B.V. Voinov a propus următoarea corelație, pentru determinarea masei moleculare a unei fracții petroliere:
, (1.9)
în care Tm este temperatura medie de fierbere, iar a, b și c coeficienți determinați experimental. Pentru hidrocarburi parafinice relația (1.9) se reduce la:
. (1.10)
1.2.3. VÂSCOZITATEA
Vâscozitatea() este proprietatea fluidelor de a opune rezistență la curgere, ca urmare a interacțiunii dintre particulele lor constituente. Vâscozitatea dă indicații asupra frecării interne a lichidelor, fiind foarte importantă în proiectarea și operarea sistemelor de transport.
Majoritatea produselor petroliere sunt considerate fluide newtoniene. Fluidele newtoniene respectă legea lui Newton în regim de mișcare laminar
, (1.11)
în care τ este tensiunea tangențială, – gradientul de viteză pe direcție normală la curgere, vâscozitatea dinamică.
Prin urmare vâscozitatea dinamică reprezintă raportul dintre tensiunea tangențială și gradientul vitezei.
Unitatea de măsură în SI este pascal ori secundă, Pa s (1Pa.s = 1N.s/m2), iar în sistemul CGS este poise, P (1P = 1dyna.s/cm2), cu submultiplul uzual centipoise, cP. Relațiile de transformare între acestea sunt:
1 P = 10-1 Pa.s; 1 cP = 10-3 Pa.s
Vâscozitatea cinematică, , prezintă interes în studiul curgerii și este dată de raportul dintre vâscozitatea dinamică și densitatea unui produs, adică:
. (1.12)
Unitatea de măsură în SI este m2/s, iar în sistemul CGS este Stokes (St) cu submultiplul uzual centistockes, cSt. Relațiile de transformare între acestea sunt:
1 St = 10-4 m2/s; 1 cSt = 10-2 St = 10-6 m2/s
Se cunosc mai multe relații pentru determinarea vâscozității, cea mai recomandabilă dintre acestea fiind formula lui C. Walther:
(1.13)
în care vâscozitatea cinematică v este exprimată în metri pătrați pe secundă. Constantele a și b se determină pentru fiecare caz în parte, iar k = 0,8.
Tabelul 1.4 Vâscozitatea cinematic a unor petroluri brute [10-4 m2/s]
Variația vâscozității petrolului brut în funcție de presiune este destul de redusă și se neglijează în calculele referitoare la transport.
Vâscozitatea dinamică și cinematică a componenților puri este dată de regulă în tabele și grafice existente în literatura de specialitate. Pentru componenții puri, vâscozitatea dinamică poate fi determinată cu relații de tipul:
, (1.14)
unde: T este temperatura absolută în K și A, B, C, D – constante alese prin regresie și tabelate.
Vâscozitatea() este una dintre cele mai importante proprietăți ale combustibililor lichizi și uleiurilor minerale influențând atât curgerea prin conducte și orificii, cât și procesul de ungere a motoarelor și mașinilor, randamentul lor, intensitatea uzurii, durata de utilizare etc.
Nefiind o proprietate aditivă, pentru calculul vâscozității dinamice a unui amestec se pot folosi diferite relații empirice.
Între acestea, cea mai mare precizie o are relația Kendall-Monroe:
, (1.15)
unde: i este vâscozitatea componentului i și xi – fracția molară a componentului i.
Variația vâscozității cu temperatura reprezintă un criteriu important de apreciere a calității produselor petroliere, în special a uleiurilor.
Valoarea vâscozității amestecurilor la diferite temperaturi poate fi determinată folosind relația (1.13). Există în literatura de specialitate, grafice sau tabele cu caracter orientativ în care este redată variația vâscozității în funcție de temperatură pentru diferite tipuri de țițeiuri și produse petroliere.
În practică, vâscozitatea produselor petroliere lichide se exprimă și în unități convenționale cum ar fi: grad Engler, secunda Redwood, secunda Saybolt etc, denumite astfel în funcție de aparatul utilizat pentru determinare.
Transformările între diferitele unități de vâscozitate se pot face utilizând grafice sau tabele.
1.2.4. CĂLDURA SPECIFICĂ
Căldura specifică masică reprezintă cantitatea de căldură necesară unității de cantitate de substanță să-și modifice temperatura cu o unitate. Ea variază pe intervalul 0,05…0,3 J/kgK. Pentru țițeiurile și fracțiile de hidrocarburi în stare lichidă aceasta se poate evalua cu relațiile:
C.S. Cragoe
; (1.16)
W.R.Gambil
. (1.17)
Experimentele au dovedit că relația lui C.S. Cragoe (1.16) dă rezultate mai bune.
1.2.5. CONDUCTIVITATEA TERMICĂ
Conductivitatea termică() reprezintă cantitatea de căldură care se transmite în unitatea de timp, printr-o suprafață de o unitate normală pe direcția de transfer, între două suprafețe izotermice distanțate cu o unitate de lungime și între ele fiind o diferență de temperatură de o unitate. În SI se măsoară în W/mK. Pentru țițeiuri și produse petroliere ea variază în intervalul 0,05…0,3 W/mK. Cu un grad redus de eroare, această valoare poate fi calculată cu relația lui C.S. Cragoe:
. (1.18)
Valorile conductivității termice calculate cu această formulă, sunt exprimate în W/m∙K.
1.2.6. COEFICIENTUL DE DILATARE DE VOLUM
Coeficientul de dilatare de volum reprezintă variația volumului sub presiune constantă, datorită creșterii temperaturii. Valoarea sa pentru petrolul brut se poate aproxima cu relația experimentală:
, (1.19)
Variația acestui coeficient în funcție de densitatea petrolului brut este dată grafic în figura 1.1.
Figura 1.1. Variația coeficientului de dilatare izobară a petrolului
1.2.7. SOLUBILITATEA GAZELOR
Solubilitatea gazelor în petrolul brut este o proprietate importantă din punct de vedere practic. Volumul de gaze în petrol se exprimă prin raportarea la condiții normale de presiune și temperatură Pn și Tn.
Raportul dintre acest volum și volumul corespunzător de petrol brut degazat (adaos la condiții normale de presiune și temperatură) se numește rație de solutie.
Valoarea rației de soluție depinde de presiune și de compoziția amestecului de petrol brut și gaze. La compoziția dată, rația de soluție crește odată cu presiunea, până la o anumită valoare a acesteia din urmă, numită presiune de saturație. Variația rației de soluție în funcție de presiune este reprezentată în figura 1.2.
Figura 1.2. Variația rației de soluție în funcție de presiune
Odată cu creșterea rației de soluție, vâscozitatea petrolului brut scade față de cea a petrolului brut degazat, valoarea minimă corespunzând presiunii de saturație.
Experimental s-a stabilit o relație între vâscozitatea dinamică µ, a petrolului brut cu gaze în soluție, la o presiune p și o temperatură T și o vâscozitate dinamică µN a petrolului (este dată la presiunea atmosferică și temperatura T). Această relație este de forma:
(1.20)
în care coeficienții a și b sunt funcție de rația de soluție a petrolului și sunt reprezentate în figura 1.3.
Figura 1.3.Constantele a și b din formula (1.20)
1.2.8. PUNCTUL DE INFLAMABILITATE
Temperatura sau punctul de inflamabilitate() a petrolului sau a unui produs petrolier este temperatura cea mai joasă la care o probă de produs petrolier, încălzită în laborator, în instalații și condiții bine precizate, dă naștere unei cantități de vapori care, în amestec cu aerul și în contact cu o flacără, se aprinde prima oară și arde un timp foarte scurt.
Temperatura de inflamabilitate dă indicații asupra pericolului de explozie și de incendiu. Poate fi calculată cu următoarea relație:
(1.21)
unde
t – reprezintă temperatura de inflamabilitate, C;
tm – temperatura medie dintre punctul de 0 și 10 distilate, pe curba de distilare, C.
1.3. PARTICULARITĂȚILE TRANSPORTULUI PETROLULUI PRIN
CONDUCTE
Transportul petrolului() constituie o activitate de mare importanță prin care se asigură alimentarea cu materii prime a rafinăriilor și combinatelor petrochimice, precum și alimentarea cu combustibil a consumatorilor.
Principalul mijloc de transport atât pentru hidrocarburi cât și pentru gaze, îl reprezintă conductele.
În cadrul sistemelor de transport (ce s-au dezvoltat continuu atingând lungimi, diametre și capacități din ce în ce mai mari) se integrează și activitățile de colectare și prelucrare pentru transport a hidrocarburilor lichide sau gazoase, precum și acelea de depozitare și de distribuție a acestor consumatori.
Legături de transportul prin conducte se mai practică în prezent transportul pe apă, cale ferată sau șosele. Alegerea modului de transport depinde de mai mulți factori care trebuie să depindă de mai multe soluții bune din punct de vedere tehnic și economic.
Transportul prin conducte prezintă o serie de avantaje dintre care se menționează continuitatea și regularitatea, plus faptul că este cel mai ieftin mijloc de transport.
În cazul transportului hidrocarburilor lichide aceste avantaje sunt condiționate și de capacitatea necesară de transport.
Construcția unei conducte magistrale, reprezintă o investiție importantă, care nu este justificată decât dacă trebuie să se transporte cantități mari de petrol brut, sau produse petroliere. În caz contrar s-ar ajunge la un cost prea ridicat al transportului care ar deveni astfel neeconomic.
Stabilirea traseului unei conducte, trebuie astfel făcută încât să se ajungă la varianta cea mai favorabilă din punct de vedere economic, ținând seama de valoarea investiției și a cheltuielilor de exploatare.
Punctul inițial și final al conductei fiind date traseul trebuie să se apropie cât mai mult de linia dreaptă.
În unele cazuri traseul se abate de la această linie pentru a trece prin punctele obligatorii fixate prin tema de proiect (stații de cale ferată, centre de consum, stații de pompare).
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 de culme prin pasuri Astfel se ușurează construcția conductei și se evită presiunile mari de pompare;
Traseul conductei trebuie să evite unele obstacole naturale a căror trecere este diferită sau costisitoare ca de exemplu lacurile, bălțile, regiunile mlăștinoase, albiile râurilor;
Traseul trebuie să caute puncte de trecere ușoare pentru traversarea 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;
Trasul trebuie să evite pantele abrupte, terenurile fugitive sau cu seismicitate mare;
Traseul trebuie să urmărească, pe cât posibil, apropierea de drumurile existente, ceea ce ușurează atât construcția conductei, cât și exploatarea acesteia.
Primele studii ale traseului se efectuează pe hărți la scara 1/100.000, de obicei, 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.
În cazul transportului prin conducte se ridică o serie de probleme de rezolvat:
Optimizarea transportului petrolier, a gazelor și a produselor petroliere;
Calculul presiunilor de pompare și al debitului;
Mărirea debitului conductei;
Calculul de rezistență al conductei;
Determinarea numărului și amplasamentului stațiilor de pompare și a celor de încălzire a petrolului congelabil;
Alegerea diametrului economic al conductei;
Programarea optimă a pompării petrolului de la un grup de parcuri de separatoare prin aceeași conductă;
Răcirea sau încălzirea petrolului în rezervoare.
1.4. TRANSPORTUL PRIN CONDUCTE AL ȚIȚEIULUI VâSCOS SAU CONGELABIL
1.4.1. Aspecte generale
Variația temperaturii influențează semnificativ mișcarea țițeiului și produselor petroliere prin conducte. Se știe că vâscozitatea lichidelor este dependentă de temperatură, variind în sens invers: la creșterea temperaturii vâscozitatea scade, iar la scăderea temperaturii, vâscozitatea crește. Acest fapt poate genera dificultăți în procesul de transport. De asemenea, unele țițeiuri sau produse petroliere pot atinge punctul de congelare când temperatura scade, iar în cazul țițeiurilor parafinoase pot apărea depuneri de parafină pe peretele conductei ceea ce duce la micșorarea secțiunii de curegere sau chiar înfundarea conductei.
Țițeiurile parafinoase() conțin o anumită cantitate de parafină, care la temperaturi suficient de ridicate este complet dizolvată în petrol. Dacă însă temperatura scade, parafina se separă sub formă de cristale mici care odată cu micșorarea în continuare a temperaturii, se leagă între ele formând o rețea de parafină. În aceste condiții țițeiul nu se mai comportă ca un lichid newtonian, ci ca o soluție coloidală în care petrolul este faza continuă, iar parafina este faza dispersă. Prin urmare, fenomenul de congelare constă în separarea parafinei și, deși petrolul rămâne lichid, este distribuit atât de uniform în rețeaua de parafină încât ansamblul formează ceea ce se numește un gel. Deci, țițeiul parafinos posedă proprietatea numită tixotropie. Este deci importantă în cazul țițeiurilor parafinoase cunoașterea temperaturii de congelare. În cazul conductelor îngropate, o importanță semnificativă asupra transportului țițeiurilor parafinoase, o are temperatura solului, fiind necesară cunoașterea curbei de variație anuală a acesteia, stabilindu-se astfel perioadele în care temperatura solului este inferioară temperaturii de congelare a țițeiului. Pentru transportul prin conducte al țițeiurilor sau produselor petroliere cu vâscozitate mare sau congelabile, au fost ințiate și practicate, mai mult sau mai puțin, diferite metode, care vor fi prezentate în continuare.
1.4.2. Transportul țițeiului cu diluanți
Dificultățile de transport al țițeiurilor sau produselor petroliere vâscoase sau congelabile, pot fi atenuate sau chiar înlăturate dacă în prealabil acestea se amestecă cu diluanți. Prezența diluanților ameliorează proprietățile de curgere, reduce concentrația de parafină, sau prin unele componete, împiedică formarea cristalelor de parafină. Eficiența metodei este afectată de temperatura la care se face amestecul și de concentrația diluantului în amestec. Cu cât acestea sunt mai ridicate, cu atât metoda este mai eficientă.
Există și mai multe dezavantaje legate de rețelele de parafină în cazul opririi mai îndelugate a pompării, sau a creșterii costurilor de transport în cazul în care diluantul trebuie adus de la distanțe mari.
Ca diluanți se pot folosi: benzine, motorine, petroluri, condensat, petrol brut cu vâscozitate mai mică decât cel care trebuie transportat.Fracția de diluant în amestec variază de la 0 la 20 %.
Pentru determinarea vâscozității amestecului rezultat, Arrhenius a propus urmatoarea relație de calcul:
(1.22)
unde:
V0 – volumul de țiței vâscos;
Vd – volumul de diluant;
μ0 – vâscozitatea dinamică a țițeiului vâscos;
μd – vâscozitatea dinamică a diluantului;
α – constantă ale carei valori sunt cuprinse între 0 și 1.
Pentru determinarea constantei α, Shu a propus următoarea relație empirică:
(1.23)
unde:
ρ0 – densitatea țițeiului vâscos;
ρd – densitatea diluantului.
1.4.3. Transportul țițeiului cu adaosuri
Adaosurile pot fi folosite în cazul țițeiurilor vâscoase sau congelabile în scopul scăderii temperaturii de congelare. Acestea se adsorb pe suprafața cristalelor de parafină împiedicând dezvoltarea acestora și, mai ales, formarea rețelelor de parafină. Pentru ca eficiența acestora să fie mai mare se recomandă încălzirea în prealabil a țițeiului până la dizolvarea completă a cristalelor de parafină.
Concentrația adaosurilor depinde de condițiile de utilizare și de tipul țițeiului și variază între 0,02 % și 0,2 %. Principalul dezavantaj în acest caz îl constituie prețul de cost ridicat al acestora.
Ca adaosuri se folosec compuși macromoleculari precum: polimetilacrilați, poliizobutilenă, polipropilene, polimeri etilenici etc.; se mai folosesc și adaosuri etilen – propilenice denumite Paramins – 20, – 25, – 75 sau ECA –4242, – 5217, – 5234.
Aceste adaosuri pot fi folosite și la transportul țițeiului puțin vâscos în regim turbulent când efectul lor se concretizează în reducerea pierderilor prin frecare. În regim laminar efectul lor este nul.
1.4.4. Hidrotransportul țițeiului vâscos sau congelabil
Hidrotransportul() presupune transportul țițeiului vâscos sau congelabil împreună cu apa se si se poate realiza în mai multe variante. Una dintre acestea, presupune realizarea unei curgeri concentrice, țițeiul fiind înconjurat de un inel de apă. Pentru obținera unei astfel de distribuții a lichidelor în secțiunea conductei este necesar a se realiza o centrifugare în urma căreia apa s-ar îndrepta spre peretele conductei ca urmare a faptului că aceasta are o densitate mai mare. În acest scop se utilizează un tip de țevi speciale numite țevi spirale care au sudată pe suprafața interioară o bandă metalică elicoidală. Aceasta face ca lichidele în conductă să aibă o mișcare de rotație, iar apa să fie aruncată spre peretele conductei. Deoarece apa are o vâscozitate mai mică și căderea de presiune va fi mai mică. Varianta de transport descrisă are însă o serie de dezavantaje cum ar fi:
dificultatea construirii țevilor spirale;
nesiguranța menținerii stratului inelar de apă;
inaplicabilă în cazul conductelor cu stații de pompare intermediare.
Aceaste motive, fac hidrotransportul o metoda inaplicablă în practică.
O altă variantă este transportul țițeiului vâscos sub forma unei emulsii de tipul țiței în apă. În acest caz vâscozitatea emulsiei este sensibil mai mică decât a petrolului brut, iar apa este cea care vine în contact cu peretele conductei, diminuându-se astfel pierderile prin frecare. Pentru realizarea unei emulsii stabile se folosec substanțe tensioactive solubile în apă. Acestea se adaugă la temperaturi superioare temperaturii de congelare și se are în vedere ca apa în emulsie să aibă o concentrație mai mare de 30 %. Această variantă a hidrotransportului se aplică la scară restrânsă.
1.4.5. Transportul țițeiului tratat termic
S-a constatat că proprietățile de curgere ale țițeiului cogelabil pot fi ameliorate dacă acesta este supus unui proces de încălzire până la o anumită temperatură urmată de o răcire controlată. Procedeul se numește termotratare.
Atât temperatura de încălzire cât și viteza de răcire depind de proprietățile țițeiului ce urmează a fi transportat și se stabilesc experimental. În timpul încălzirii cristalele de parafină se dizolvă, iar la răcire componentele asfalto – rășinoase din țiței se adsorb pe suprafața cristalelor de parafină care se formează împiedicând formarea rețelelor de parafină. Alegerea corectă a vitezei de răcire și un conținut mai ridicat de componente asfalto – rășinoase vor duce la o eficiență sporită a efectului termotratării.
În cazul aplicării acestui procedeu, trebuie avut în vedere faptul că în timp țițeiul termotratat revine la proprietățile sale inițiale. Prin urmare metoda este eficientă numai dacă timpul de parcurgere a conductei este mai mic decât timpul de refacere a proprietățiilor inițiale. Costul relativ ridicat, ca și complicațiile tehnologice ce pot apărea, sunt factorii ce împiedică răspândirea acestui procedeu de transport.
În figura 1.4 este redată variația temperaturii de congelare în funcție de viteza medie de răcire pentru trei țițeiuri diferite, putându-se observa diferențele existente între curbele caracteristice fiecăruia dintre ele.
Figura 1.4. Variația temperaturii de congelare funcție de viteza de răcire
1.4.6. Transportul la cald al țițeiului vâscos sau congelabil
Transportul la cald() constă în încălzirea țițeiului înainte de intrarea în stația principală de pompare și constituie cel mai răspândit mod de transport pentru țițeiurile congelabile și vâscoase. Temperatura la care se face încălzilrea nu trebuie să depășească 70 C, pentru a se evita piederile prin evaporare. Încălzirea se realizează fie în rezervoare prevăzute cu serpentine prin care circulă un agent termic (de ex., abur), fie cu ajutorul schimbătoarelor de căldură.
În timpul transportului, petrolul brut pierde o parte din căldura acumulată, fiind deci necesar ca temperatura în conductă să rămână superioră temperaturii de congelare, în cazul în care se transportă un țiței congelabil, sau temperaturii admisibile dacă se transportă un țiței vâscos. Răcirea țițeiului depinde de temperatura mediului în care se află conducta, de schimbarea regimului de pompare prin modificarea debitului, de oprirea sau pornirea pompării planificată sau accidentală. Prin urmare, regimul termic din conductă are un caracter nestaționar. Deoarece procesele care duc la această situație sunt greu controlabile sau necontrolabile, este dificil a fi luate în considerare, fapt pentru care se admite că regimul termic din conductă are un caracter staționar.
În figura 1.5 este ilustrată variația vâscozității dinamice a unor țițeiuri grele originare din Canada.
Fig. 1.5 Vâscozitățile dinamice ale unor tipuri de țițeiuri văscoase din Bazinul Sedimentar al Canadei de Vest în funcție de temperatura. [Sursa: Raicar & Procter [11]; https://www.google.ro]
CAPITOLUL 2
CALCULUL CONDUCTEI PENTRU TRANSPORTUL PETROLULUI BRUT VÂSCOS SAU CONGELABIL
2.1. Calculul MECANIC al conductelor
Transportul prin conducte al petrolului brut, produselor petroliere și a gazelor a luat în ultimile decenii o deosebită amploare atât la noi în țară, cât și în străinătate, datorită necesităților mereu crescânde de aprovizionare cu energie primară și cu materie primă pentru prelucrare.
Au fost construite conducte cu lungimi și diametre din ce în ce mai mari fapt care a condus la un consum important de oțel. Trebuie precizat că până în prezent oțelul este singurul material capabil să satisfacă integral condițiile de siguranță și eficiență economică cerute de exploatarea sistemelor de transport. ()
2.1.1. SolicitĂrile materialului tubular
Conducta, împreună cu elementele care o compun, țevi, fitinguri, flanșe armături, trebuie să reziste la eforturile la care este supusă.
Prin calculul de rezistență se determină grosimea de perete a materialului tubular pentru ca acesta să aibă o comportare corespunzătoare în exploatare.
Trebuie precizat că această grosime influențează atât fiabilitatea conductei în exploatare cât și aspectul economic al acestei exploatări. Influențele menționate sunt de sens contrar deoarece o grosime mare a peretelui țevilor are o influență pozitivă asupra gradului de securitate al exploatării conductei și o influen negativ a costului acesteia deci asupra eficienței economice; o grosime mică a peretelui are o influență inversă asupra acestor doi factori.
Solicitările la care este supus materialul tubular sunt acelea care determină eforturile unitare în peretele țevilor.
Solicitările vor fi clasificate în două mari categorii și anume inevitabile, datorită exploatării conductei și accidentale care sunt parțial sau totale evitabile. Solicitările inevitabile au, la rândul lor, fie un caracter permanent, fie unul temporar. Cele cu caracter permanent sunt datorate presiunii de lucru a lichidului din conductă, greutății acestuia și greutății materialului tubular, inclusiv aceea a izolației de protecție și a izolației termic, în cazul în care acesta din urmă există precum și sarcinii geostatice la conductele îngropate. Cele cu caracter temporar provin din frecare 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, sunt datorate diferențelor de temperatură, șocului hidraulic și excentricității sau ovalității țevilor.
Solicitările accidentale total evitabile sunt datorate manipulării necorespunzătoare a țevilor, executării incorecte a sudurilor și altor cauze care pot fi complet înlăturate.
Presiunea de probă a conductelor, totdeauna mai mare decât presiunea de regim, este considerată uneori drept cauză a unor solicitări inevitabile, iar alteori ca sursă a unor solicitări parțial evitabile. În realitate, așa cum se va arăta mai departe, presiunea de probă dă naștere la suprasolicitări de scurtă durată, înainte de punerea în exploatare a conductei, realizâdu-se astfel o creștere a unor eforturi unitare, echivalente cu o scădere a coeficientului de siguranță introdus la determinarea grosimii peretelui țevilor. Așadar, solicitările datorate 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 permit utilizarea unui material tubular confecționat din oțel cu calitate superioară.
În calcul trebuie considerate toate solicitările inevitabile și, în limite rezonabile, în funcție de condițiile de execuție și de exploatare, solicitările parțial evitabile.
2.1.2. Eforturile unitare În peretele Țevilor
Solicitările menționate mai înainte, la care este supusă conducta dezvoltă în peretele țevilor eforturile unitare care se consideră după cele trei restricții ortogonale definite în figura 2.1 și anume:
eforturi unitare axiale (ax) după o direcție paralel cu axa geometrică a conductei;
eforturile unitare inelare (tangențiale i) după direcția tangentei la secțiunea normală pe axa geometrică a conducei;
eforturile unitare radiale (r) după direcția razei geometrice a secțiunii transversale a conductei.
Figura 2.1 Eforturile unitare în peretele țevilor
Eforturi unitare axiale
Eforturile unitare axiale se datorează presiunii interioare, greutății conductei, variației temperaturii și curburii, la care se adaugă atunci, când este cazul și cel datorat șocului hidraulic.
Considerând un traseu de lungime L și nclinat cu unghiul față de orizontală, cu diferențe de nivel între extremitățile sale, presiunea maximă este aceea din secțiunea M (figura 2.2) și are expresia:
(2.1)
p fiind presiunea de lucru din conductă.
Figura 2.2.Calculul efortului unitar axial dat de presiune
Forța corespunzătoare este deci:
. (2.2)
Componenta axială Gax a greutății materialului tubular de lungime L este:
(2.3)
unde m este densitatea oțelului din care sunt confecționate țevile.
Forța axială totală din secțiunea M este suma forțelor definite prin (2.2) și (2.3):
(2.4)
iar efortul unitar corespunzător are expresia:
. (2.5)
În cazul particular al unei conducte orizontale, (z = 0), obținem:
. (2.6)
La montarea conductei se consideră o anumită temperatură a mediului exterior, capetele conductei fiind fixe se poate considera că aceasta este încastrată la capete.
În 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:
, (2.7)
fiind coeficient de dilatare lineară și T diferența de temperatură .
În tabelul 2.1. sunt date valorile lui pentru câteva calități de oțel.
Tabelul.2.1.Coeficientul de dilatare termică pentru unele oțeluri
Conductele prezintă curburi în plane verticale sau în plane orizontale, curburi care generează alungiri cu dezvoltarea unor eforturi unitare axiale.
Considerând un cot de conductă cu lungimea L și raza de curbură R (figura 2.3), alungirea față de axa medie are valoarea:
. (2.8)
Figura 2.3 Elemente geometrice de calcul în cazul curburii conductei
Rezultă alungirea specifică:
(2.9)
și efortul unitar axial generat de curbura conductei:
. (2.10)
Se recomandă să se evite pe cât posibil îndoirea la rece a conductelor. În cazul când aceasta nu se poate evita, razele de curbură se limitează pentru a nu se ajunge la eforturi unitare exagerat de mari.
Șocul hidraulic (lovitură de berbec)() provoacă o creștere de presiune în conductă p care se poate calcula cu ajutorul formulei lui Jukovski:
(2.11)
în care, în afară de notațiile cunoscute, reprezintă modulul de elasticitate al fluidului. Efortul unitar axial datorat acestei presiuni are deci expresia:
. (2.12)
În cazul în care închiderea conductei se efectuează treptat, în timpul ti, expresia precedentă devine:
(2.13)
în care l este lungimea conductei și ti – timpul de închidere. Efortul unitar axial total este deci suma:
(2.14)
și numai o analiză atentă a situației reale poate duce la neglijarea vreunuia din termeni.
2. Efortul unitar inelar
Efortul unitar inelar (în direcție tangențială) este datorat presiunii interioare din conductă. Pentru calcul se face distincția între țevi cu pereți subțiri și țevi cu pereți groși. Formulele pentru țevi cu pereți groși sunt mai exacte deoarece la stabilirea lor se ține sema de repartiția neuniformă a eforturilor inelare pe grosimea peretelui.
Formula de calcul pentru țevi cu pereți subțiri este mai simplă deoarece eforturile inelare sunt presupuse uniform repartizate pe grosimea peretelui.
Dacă se secționează o țeavă cu pereți subțiri pe o porțiune de lungimea L în care presiunea interioară este p cu un plan care trece prin axa geometrică (figura 2.4), forța datorită presiunii pe jumătate din țeavă este pdL, iar forța datorită efortului unitar inelar, presupus constant, are valorea 2iL.
Prin egalarea acestor două forțe se obține:
, (2.15)
formula fiind aplicabilă atunci când avem:
. (2.16)
La țevile cu pereți groși, se poate utiliza formula lui Lamé:
(2.17)
unde re este raza exterioară a țevii, ri este raza interioară, iar ri r re. Valoarea maximă a efortului unitar inelar, necesară pentru calcule, se găsește substituind în (2.17) r = ri și este :
(2.18)
sau
. (2.19)
Figura 2.4 Elemente de calcul pentru efortul unitar axial
Dacă se notează cu D = d+2 și se neglijează termenii care-l conțin pe 2 în cazul în care grosimea este suficient de mică, formula precedentă devine:
(2.20)
Valoarea efortului unitar inelar este modificată prin ovalitatea sau excentricitatea țevii. Ovalitatea țevii se definește prin raportul:
(2.21)
în care D1 este diametrul exterior maxim, D2 diametrul exterior minim și Do diametrul exterior nominal (figura 2.5)
Figura 2.5 Reprezentarea ovalității și excentricității conductei
După diverse standarde sunt admise ovalități până la 0,015 sau până la 0,01. Excentricitatea() rezultă din faptul că peretele țevii nu are o grosime uniformă (figura 2.5), ceea ce face ca într-o secțiune transversală cercul exterior să nu fie concentric cu cel interior. Dacă se noteză cu max grosimea maximă a peretelui țevii și cu min, grosimea minimă, excentricitatea este definită prin raportul:
. (2.22)
Dacă se definește ovaliatea într-un mod puțin diferit și anume prin relația:
(2.23)
efortul unitar inelar maxim se poate calcula cu ajutorul formulei:
(2.24)
care, pentru e = 0 și = 0 se reduce la (2.20). Valorile admisibile pentru acești parametri sunt 0,015 și e 0,015. Ovalitatea sau turtirea țevilor se poate produce și sub acțiunea presiunii exterioare pe.
Valoarea acestei presiuni la care apare turtirea rezultă din formula:
(2.25)
în care, pe lângă notațiile utilizate până în prezent, este coeficientul lui Poisson (pentru oțel =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 se exercită 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 de beton.
3. Efortul unitar radial
Efortul unitar radial dirijat după raza țevii este produs numai de presiunea interioară din conductă și are expresia:
. (2.26)
2.1.3. Determinarea grosimii peretelui țevilor
Fig.2.6. Material tubular
[Sursa: http://www.paind.net/images/slide8.jpg]
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 deferomație (criteriul Huber-Mipes-Hencky) se determină efortul unitar echivalent.
. (2.27)
Deoarece efortul unitar radial r este mic în comparație cu celelelte două, este posibil să se recurgă la formula simplificată:
. (2.28)
Valoarea rezultată a efortului unitar echivalent se compară cu cea a efortului admisibil a dată de relația:
(2.29)
unde c este limita inferioară de curgere a materialului (tabelul 2.2), iar c reprezintă un coeficient de siguranță.
Tabelul.2.2.Rezistența oțelurilor pentru conducte
Formulele (2.27) sau (2.28) servesc la verificare, deoarece calculul eforturilor unitare presupune, așa cum ușor se poate observa, că grosimea a peretelui țevii este cunoscută.
Dacă se obține e > a , se recurge fie la mărimea grosimii fie la alegerea unui oțel de calitate superoară.
Stabilirea prealabilă a grosimii peretelui țevilor se bazează pe teoria efortului unitar maxim. Deoarece efortul unitar inelar este cel mai mare, expresia acestuia (2.20) stă la baza formulei de determinare a grosimii peretelui țevilor.
Conform STANDARD grosimea peretelui se determină cu ajutorul formulei:
(2.30)
unde p este presiunea maximă din conductă, coeficient de calitate al îmbinării longitudinale a țevilor, iar a1 și a2 adaosuri pentru neuniformitatea grosimii peretelui, respectiv pentru coroziune. Coeficientul are valoarea 1 pentru țevile trase, iar pentru țevile sudate variază între 0,7-0,9 în funcție de tehnologia după care a fost executată sudura și de gradul de control.
Efortul unitar admisibil, a, se obține din formula (2.29) în care coeficientul de siguranță c are valorea 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 în 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 pentru țevile din gama curentă și 0,15 pentru țevile din gama specială. Adaosul de coroziune a2 se prevede numai la conductele la care nu se proiectează o instalație de protecție contra coroziunii; în acest caz, a2 are valoarea curpinsă între 0,5 mm și 1mm.
Calculul de rezistență al unei conducte se începe prin alegerea materialului din care sunt confecționate țevile , deci a valorii limitei inferioare de curgere c după care se determină din formula (2.29) rezistența admisibilă.
Diametrul interior al conductei() rezultă în urma calculului economic, iar grosimea peretelui se determină cu ajutorul formulei (2.30). 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 și efortul unitar echivalent, făcându-se în final verificarea.
În legătură cu formula (2.30) trebuie menționat faptul că aceasta dă, pentru grosimea peretelui țevilor, valori mai mari decât cele admise în alte țări. Astfel, în Rusia, 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 a = 0,75c, calculul conductelor pentru lichide fiind diferențiat de acela al conductelor pentru gaze. În ambele țevi 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 formulei (2.30) trebuie rotunjită la valoarea imediat superioară existentă. Pentru un anumit diametru exterior (nominal), gama de grosimi de perete care se fabrică în mod curent este destul de restrânsă, fapt care poate conduce la o supradimensionare artificială.
2.2.CALCULUL TERMIC AL CONDUCTELOR
Variația temperaturii în conductă are o influență sensibilă asupra pompării țițeiului și produselor petroliere. Astfel vâscozitatea lichidelor variază în sens contrar cu temperatura și o scădere accentuată a acesteia din urmă produce o creștere importantă a vâscozității. La un țiței vâscos pot aparea în acest caz dificultăți mari de transport.Temperatura solului în care este îngropată conducta variază atăt în timp, cât și cu adăncimea.
Amplitudinile variațiilor de temperatură scad proporțional cu adâncimea și în același timp apare un decalaj în timp între maximele și minimele de temperatură de la suprafață și acelea de la o adâncime oarecare.Acest decalaj este, de asemenea, proporțional cu adâncimea. Astfel, în țara noastră se constată că la adăncimea de îngropare a conductelor (1,1-2 m) există un decalaj de una pănă la două luni, vara respectiv iarna. De asemenea, la adâncimea normală de îngropare, temperatura solului nu scade în general sub +2C.
În calculele ce urmează a fi efectuate în legatură cu determinarea variației temperaturii lichidului în lungul conductei vom introduce pentru temperatura solulul valoarea de 3C. Așadar având în vedere că în timpul transportului variază o serie de parametrii printre care temperatura și implicit vâscozitatea, vom calcula această variație a temperaturii ținând cont și de temperatura mediului în care se află conducta.
Cunoscând în punctual inițial al conductei și temperatura de la care curgerea fluidului se reduce până la obturarea conductei, se aleg paliere de temperatură din 10 în 10 grade pentru care parametrii sunt considerați zonal constanți.
Formula care reprezintă legea de variație a temperaturii în lungul conductei:
unde:
– distanța;
– temperatura din punctul inițial al conductei ( – se alege );
– temperatura mediului în care se află conducta.
a – coeficient care se calculează pentru fiecare palier de temperatură:
unde:
– diametrul interior al conductei proiectate;
= debitul de țiței ce trece prin conductă;
– căldura specifică masică a lichidului:
– densitatea fluidului;
iar
– coeficientul global de schimb de căldură,ce se calculează cu următoarea formulă:
unde:
– diametrul interior al conductei;
– diametrul exterior al conductei;
– conducitivitatea termică a conductei;
– conductivitatea termică a izolației;
– conductivitatea termică a solului;
– diametrul exterior al izolației;
– adâncimea de îngropare a axului conductei
coeficient de convecție fluid-conductă,care se calculeză cu formula:
având următorii termeni:
– conductivitatea termică medie a lichidului:
– temperatura medie pe intervalul i
Nu – numărul lui Nusselt,care se calculează în funcție de regimul de curgere:
-regim de curgere laminar:
-regim de curgere intermediar:
-regim de curgere turbulent:
unde :
Re este numărul lui Reynolds:
Pr este numărul lui Prandtl:
unde:
– căldura specifică a lichidului;
– vâscozitatea lichidului;
– densitatea lichidului;
– conductivitatea lichidului;
Indicele “ i ” face referire la palierul de temperatură respectiv.
în care parametrii și reprezintă vâscozitatea respectiv densitatea lichidului la temperatura peretelui conductei.
Temperatura la peretele conductei:
2.3.CALCULUL HIDRAULIC AL CONDUCTELOR
În cazul când printr-o conductă se transportă petrol brut sau orice produs încălzit, calculul căderii de presiune este mai complicat deoarece panta hidraulică nu mai este în general constanta, ci poate depinde de temperatură.
Pentru determinarea căderii de presiune în conductă, se alege curgerea izotermică de comparație, fixând temperatura acesteia.În cazul în care se urmărește stabilirea variației presiunii în lungul conductei, se utilizează formula :
(2.47)
integrala efectuându-se numeric pentru diferite valori T < T1 ale temperaturii.
Parametri din formula de calcul au urmatoarele variații :
• P1 este presiunea inițială de pompare în punctul de plecare (Videle) ;
• 1 reprezintă densitatea fluidului în punctul inițial ;
•ii reprezintă panta hidraulică în cazul curgeri izotermice, ce se calculează cu urmatoarea formulă :
(2.48)
în care parametri reprezintă:
i coeficientul de rezistență hidraulică, în cazul curgerii izotermice, calculat în funcție de regimul de curgere astfel :
Formula lui Stokes (pentru regim de curgere laminar )
(2.49)
Formula lui Blasius (pentru regimul de curgere intermediar)
(2.50)
Formula lui Nikuradse (pentru regimul de curgere turbulent)
(2.51)
q – debitul de țiței transportat;
d – diametrul conductei de transport ;
g – accelerația gravitaționala .
– este densitatea floidului la temperatura din zona respectivă a conductei pe care o notăm m
T1 – temperatura țiteiului din punctul inițial ;
T – temperatura din punctul intermediar, ce este determinată de pasul de integrare;
– a fost definită anterior și reprezintă legătura dintre lungimea conductei și temperatură.
Parametrul din carereprezintă căldura specifică.
d,q și au fost definiți și anterior, iar k (coeficientul global de schimb de căldura ) se calculează cu formula :
în care:
– diametrul interior al conductei;
– diametrul exterior al conductei;
– conducitivitatea termică a conductei;
– conductivitatea termică a izolației;
– conductivitatea termică a solului;
– diametrul exterior al izolației;
– adâncimea de îngropare a axului conductei
coeficient de convecție fluid-conductă,care se calculeză cu formula:
(2.52)
având următorii termeni:
– conductivitatea termică medie a lichidului:
(2.53)
– temperatura medie pe intervalul i
(2.54)
Nu – numărul lui Nusselt,care se calculează în funcție de regimul de curgere:
-regim de curgere laminar:
-regim de curgere intermediar:
-regim de curgere turbulent:
unde :
Re este numărul lui Reynolds:
Pr este numărul lui Prandtl:
unde:
– căldura specifică a lichidului;
– vâscozitatea lichidului;
– densitatea lichidului;
– conductivitatea lichidului;
Indicele “ i ” face referire la palierul de temperatură respectiv.
în care parametrii și reprezintă vâscozitatea respectiv densitatea lichidului la temperatura peretelui conductei.
Temperatura la peretele conductei:
Figura.2.7. Încălzirea electrică directă a conductei pentru transportul țițeiului vâscos
[Sursa : http://www.sintef.no/home/news/sintef-energy-research/direct-electrical-heating-unblocks-oil-and-gas-pipelines]
CAPITOLUL 3
STAȚII DE POMPARE
Figura 3.1. Stație de pompare
[Sursa: http://en.it-spb.ru/upload/iblock/087/0872d1cde3e2f5d9f860088118ee242b.png]
3.1.GENERALITĂȚI
Presiunea necesară pentru transportul petrolului brut sau al produselor petroliere se realizează în stațiile de pompare. Stațiile de pompe() se pot clasifica dupa mai multe criterii:
dupa scop:
stații de colectare a petrolului brut din schelele de extracție;
stații de pompare a petrolului către stațiile principale.
Stațiile principale colectează petrolui brut din mai multe schele și îl pompează prin conducta magistrală către rafinărie (CONPET).
în cazul conductelor magistrale, când presiunea necesară de transport nu se poate realiza într-o singură stație plasată la intrarea în conducta inițilă, stațile principale de pompare și stațiile intermediare.
dupa natura lichidelor vehiculate:
stații pentru pomparea petrolului brut;
stații pentru pomparea produselor petroliere; Exista mai multe modalități de transport:
-transport prin: conducte, pe apă, pe calea ferată, pe șosele.
Cel mai raspandit mod de transport, atât pentru petrolui brut, cât și pentru produsele petroliere este acela prin conducte. În ceea ce privește gazele în starea lor naturală, acesta este singurul mod de transport utilizat.
Prezintă o serie de avantaje: continuitate și regularitate; posibilitatea automatizării; fiabilitate în exploatare; este cel mai ieftin. Totuși realizarea unei conducte este o investiție mare. Se realizează numai în cazul când se transportă cantități mari de petrol sau hidrocarburi lichide. În general adoptarea unui sistem de transport se face în urma unui calcul tehnico-economic.
3.2. PĂRȚILE COMPONENTE ALE UNEI STAȚII DE POMPARE
În compunerea stațiilor de pornpe intră ca părți principale parcul de rezervoare, casa pompelor, legăturile interne ale stației și instalația de măsură.
Figura 3.2. Schema tehnologică a unei stații principale de pompe pentru petrol brut
l-rezervor colector de scurgeri; 2-pompă principală; 3-casa pompelor principale;4-stația de lansare a curățitoarelor; 5-regulatoare de presiune; 6-filtre;7-instalația de măsură; 8-debitmetru; 9-vane acționate electric;10-pompe de alimentare, 11-casa de pompe de alimentare; 12-claviatură, 13-rezervor; 14-claviatură.
Parcul de rezervoare constă într-un număr de rezervoare prevăzute cu conducte de umplere și golire.În stația principală de pompare,capacitatea acestor rezervoare trebuie să asigure,de obicei,transportul timp de trei zile în cazul întreruperii alimentării stației.În cazul care conducta magistrală este utilizată pentru transportul succesiv al produselor petroliere,capacitatea rezervoarelor stașiei principale depinde de numărul de cicluri de pompare.
În casa pompelor se afla agregatele de pompare care sunt pompe cu piston sau centrifuge,ultimele fiind preferabile în special pentru conductele magistrate.Aceste pompe,funcționând în general în paralel,trebuie să fie astfel legate încât să fie posibilă trecerea în rezervă a oricăreia dintre ele făra a se afecta funcșionarea stației.Este recomandabil ca dintre pompele montate unele să fie antrenate cu altă formă de energie,decât grupul principal de pompe,în scopul de a putea fi utilizate în cazul întreruperii alimentării cu energie a pompelor principale.
În stația principală sunt montate și pompele de alimentare menționate mai înainte,care asigură funcționarea fără cavitație a pompelor principale.
Legăturile interne ale stației principale sunt formate din acele conducte care asigură primirea petrolului brut sau a produselor petroliere și repartizarea lor în rezervoare, legăturile între rezervoare și pompele de alimentare, dintre acestea din urmă și pompele principale și în sfârșit, dintre pompele principale și conducta magistrală.
Instalația de măsură cuprinde filtre și debitmetre.În stația principală de pompe, la intrarea în conducta magistrală se afla montată o instalație de lansare a curățitoarelor. De la exploatare, petrolul brut trece prin filtrele 6, unde se curăță de impuritățile solide, apoi prin debitmetrele 8 și, după aceea, prin claviatura 12 în oricare din rezervoarele 13. Din acestea, este aspirat prin claviatura 14 de către pompele de alimentare 10 care îl refulează la aspirația pompelor principale 2. Din conductele de refulare ale acestor pompe, petrolul brut trece prin regulatoarele de presiune 5 și intră în conductă.
Stațille intermediare de pompe se deosebesc de stațiile principale în primul rând prin aceea că parcul de rezervoare are o capacitate mai mică sau poate lipsi complet.În acest ultim caz, nu există nici pompe de alimentare. Stația pentru curățitoare este de lansare și de primire a acestora. Toate stațiile de pompare sunt dotate cu instalații de primire și distribuție a energiei electrice, de alimentare cu apă potabilă și industrială, instalații pentru combaterea incendiilor și canalizări pentru colectarea pierderilor de petrol brut sau produse petroliere.Sunt prevăzute legături telefonice și radio, clădiri pentru birouri și ateliere, locuințe pentru personal, dacă stația este izolată și drumul de acces.
Este necesar a se înlătura toate sursele posibile de incendii, a se asigura un control continuu al agregatelor de pompare, precum și al posibilităților de reparare fără dificultăți.
3.3. POMPE UTILIZATE PENTRU TRANSPORT
Agregatele de pompare utilizate în stații sunt pompele cu piston sau pompele centrifuge.Alegerea agregatului de pompare se efectuează pe baza considerentelor tehnico-economice și a condițiilor de exploatare.
Pompele centrifuge prezintă o serie de avantaje și anume:
– dimensiuni de gabarit relativ mici la debite mari și presiuni înalte;
– simplitatea cuplării directe a arborelui pompat, ia un motor cu viteza de rotație mare (electric);
– cost mai redus în comparație cu pompele cu piston, simplitatea exploatarii și a reparațiilor;
-posibilitatea unei reglări largi a regimului fără oprirea agregatului;
– posibilitatea cuplării în serie cu alte pompe centrifuge în cazul în care presiunea realizată cu o pompă este insuficientă;
– randament bun la transportul produselor cu vîscozitate mică;
– posibilitatea de a se transporta petrol brut care conține impurități solide;
– relativa simplitate a automatizării funcționarii stațillor de pompare.
Principalele dezavantaje ale pompelor centrifuge sunt:
– pornirea mai dificilă deoarece este necesară umplerea pompei pentru evitarea fenomenului de cavitație;
– randamentul relativ scazut la debite mici;
-un interval relativ redus de funcționare eficientă.
La rândul lor, pompele cu piston au câteva avantaje și anume:
-randamentul mare, neinfluențat de vîscozitatea lichidului pompat;
– presiunea de pompare practic independentă de debit.
În schimb din punct de vedere al utilizării lor la transportul petrolului brut și al produselor petroliere prin conducte magistrale, pompele cu piston prezintă mai multe dezavantaje:
-dimensioni de gabarit mari în special la debite mari;
-posibilități limitate de reglare a regimului fără oprirea agregatului;
-cost relativ ridicat;
-condiții de exploatare mai dificile;
– necesitatea montării compresoarelor de pulsație a debitului;
-imposibilitatea de a se transporta petrol brut care conține chiar foarte puține impurități solide;
– dificultatea automatizării funcționării stațiilor de pompare.
Pompele utilizate la transportul petrolului brut și al produselor petroliere prin conducte magistrale trebuie să asigure presiuni și debite mari, să funcționeze economic, să aiba o fiabilitate ridicată, să fie compacte, de construcție simplă și ușor de exploatat. Din aceste motive, cele mai folosite sunt pompele centrifuge, pompele cu piston putând fi luate în considerație numai pentru transportul produselor foarte vâscoase. De asemenea, pompele cu piston se utilizează la transportul intern, în exploatări, sau la transportul local, prin conducte relativ scurte și cu debite mici.
Pentru a se asigura condiții normale la aspirație, atunci când sunt folosite pompele centrifuge, se montează, așa cum am menționat și mai înainte,în special în stațiile principale, pompe de alimentare. Acestea sunt tot pompe centrifuge care asigura presiunea necesară la aspirația pompelor principale. De obicei se utiiizează pompe cu ax vertical, antrenate electric și instalate în vecinatatea rezervoarelor, pentru asigurarea unor condiții bune de aspirație. Pentru antrenarea pompelor centrifuge din stațiile de pompare sunt folosite în general, motoarele electrice, dar pot fi luate în considerație și turbinele cu gaze sau motoarele cu ardere internă.În ceea ce privește pompele cu piston, acestea sunt antrenate, de obicei, cu motoare cu ardere internă, prin intermediul unui redactor .
3.3.1.POMPE CU PISTON
Pompele cu piston sunt pompe volumice care transmit energia lichidelor prin intermediul unui element mobil activ (piston disc sau piston plonjon) care execută o mișcare de translație alternativă în cilindrul pompei.În afară de piston și cilindru, pompele mai sunt prevăzute cu organe de distribuție (supape de aspirație și de refulare) și cu mecanismul de acționare (sistemul bielă-manivelă și arborele cotit).
În cazul în care o singură față a pistonului este activă, pompa se numește cu simplu efect,iar în caz contrar, cu dublu efect .În funcție de numărul de cilindrii montați în paralel la același arbore cotit (cu decalajele corespunzătoare), pompa poate fi simplex (cu un singur cilindru), duplex (cu doi cilindri), triplex (cu trei cilindrii), sau quadruplex (cu patru cilindri).În funcție de poziția cilindrilor, există pompe orizontale sau verticale.
Figura 3.2 Pompa cu piston cu dublu efect
1-mașina de forță; 2-roata de curea sau lanț; 3-transmisie prin lanț sau prin curele; 4-roata de curea sau de lanț; 5-pinion; 6-coroana dințată solidară cu arborele cotit; 7-manivela; 8-biela de lungime 1; 9-glisiera; 10-capul de cruce; 11-tija pistonului; 12-cutie de etanșare; 13-organ de lucru (piston); 14-supape de aspirație; 15-supape refulare; 16-colector de aspirație; 17-conductă de aspirație; 18-clapetă de reținere; 19-sorb; 20-rezervor de aspirație; 21-colector de refulare; 22-conductă de refulare; A-butonul manivelei; r-raza manivelei.
Pistonul plonjor este un corp cilindric, masiv sau gol în interior, de volum mare în raport cu volumul cilindrului, se utilizează numai la pompe cu simplu efect cu presiune de refulare mare, peste 50 bar.
Reglarea debitului unei pompe cu piston se poate realiza prin variația lungimii cursei pistonului sau prin variația vitezei de rotație a arborelui.Acest ultim procedeu este în particular recomandabil la pompele acționate cu motoare electrice, cu sau fără reductor. Primul procedeu este utilizabil la pompele cu piston mici.O altă posibilitate de reglare a debitului este schimbarea cuplelor piston-cămașă de diferite diametre.
Pompele lente se utilizează la pomparea lichidelor foarte vâscoase, pompele normale la pomparea lichidelor cu vâscozitate medie, iar pompele rapide la pomparea lichidelor puțin vâscoase (apă, produse petroliere albe etc.).
3.3.2.POMPE CENTRIFUGE
La pompele centrifuge, energia primită la arbore este transmisă lichidului prin intermediui unui disc prevazut cu palete profilate care se rotește; acest disc poartă numele de rotor.
Figura 3.3 Pompă centrifugă
[Sursa: http://www.rasfoiesc.com/files/tehnica-mecanica/]
Creșterea presiunii lichidului într-o pompă centrifugă se datorează pe de o parte transformarii energiei cinetice a mișcării relative a lichidului, iar pe de altă parte lucrului mecanic dat de forța centrifugă.
În afară de rotor, care este elementul principal, o pompă centrifugă mai are o carcasă, și un sistem de acționare.
Există două tipuri mai importante de pompe centrifuge și anume pompe tip valută (cele mai răspândite) și pompe cu stator. Fiecare dintre aceste două tipuri, la randul lor, admite subdiviziuni în funcție de numărul rotoarelor (mono sau multietajate), forma rotorului, forma si poziția carcasei, caracteristicile de operare.
La pompele centrifuge de tip valută lichidul este aspirat axial, în zona rotorului din vecinatatea arborelui pompei și refulat radial într-un canal de colectare spiral cu secțiune continuă crescătoare, astfel că energia cinematică a lichidului să se convertească parțial în presiune.
Rotorul acestor pompe este prevăzut cu un număr de 6 până la 12 palete, care delimitează canalele prin care curge lichidul. Rotoarele pot fi de tip închis (cu palete așezate între două discuri), semi-închis, (cu palete așezate pe un singur disc) sau deschis (fară discuri laterale).
Aspirația() se poate efectua pe o singură față a rotorului (aspirație simplă) sau pe ambele fețe ale acestuia (aspirație dublă).În acest din urmă caz, discul rotorului este prevăzut cu palete pe ambele fețe.Se realizează astfel o echilibrare a împingerii axiale a pompei, dar construcția rotorului este mai complicată. funcție de numărul de rotoare montate pe același ax, există pompe monoetajate, cu un singur rotor și pompe multietajate cu mai multe rotoare legate în fiecare dintre acestea constituind o treaptă de presiune.În felul acesta, se poate alunge la realizarea unor presiuni de refulare de peste 3000 m H2O.
Figura 3.4 Secțiune printr-o pompă centrifugă monorotorică
1 – arborele pompei; 2 – pană; 3 – piuliță; 4 – inel de uzură; 5 – rotor; 6 – pală rotorică, 7 – stator; 8 pala statorică; 9 – carcasa spirală; 10-sistem de etanșare; 11 – flanșa aspirație; 12-difuzorul pompei; 13 – flanșa de refulare
La pompele cu stator, există, între rotor și carcasă, un dispozitiv fix ,(stator), format din două inele concentrice, între ele și cu rotorul, având un număr de palete între ele. Canalele de scurgere astfel formate ale statorului permit un contrli mai bun al curgerii lichidului, contribuie la convertirea energiei cinetice în presiune și la micșorarea pierderilor din pompă, mărind astfel randamentui acesteia.
Acționarea pompelor centrifuge se poate face direct (cu sau fără ax intermediar) sau prin intermediul unei transmisii, prima variantă fiind preferabilă și prin urmare mai răspândită. Acționarea se realizează, de obicei, cu motoare electrice dar, în anumite situații, și cu turbine cu abur sau chiar cu turbine cu gaze.
3.4. SISTEME DE POMPARE
În funcție de tipul de agregate de pompare instalate și de existența parcurilor de rezervoare în stațiile intermediare, pot fi utilizate diferite sisteme de pompare:
a) pomparea prin rezervoarele stației – este un sistem mai vechi care presupune existența a două grupuri de rezervoare în stațiile intermediare.Într-unul este primit petrolul brut sau produsul pompat din stația din amonte, în timp ce din al doilea grup aspiră pompele.Aceasta permite un control al calității de produs ce sosește în stație Acest sistem prezintă, pierderi mari prin evaporare.
Figura 3.5. Pomparea prin rezervoarele stației
b) pomparea printr-un rezervor la care lichidul din stația din amonte intră într-un rezervor de unde este aspirat de pompele stației. Nu se recomandă la produse volatile.
Figura 3.6. Pomparea printr-un rezervor
c) pomparea cu rezervor tampon()-în acest sistem lichidul intră din conductă direct în pompele stației intermediare.Intrarea și ieșirea lichidului din rezervorul tampon se produce numai atunci când funcționarea stației de pompare nu este sincronizată. Rezervorul tampon joacă rol de compensator.
Figura 3.7. Pomparea cu rezervor tampon
sisteme de pompare din pompă în pompă-rezervoarele nu intervin, lichidul trecând din conductă direct în pompele stației de unde este refulat spre stația urmatoare. Este necesară o sincronizare perfectă, ce se realizează mai ușor când se folosesc pompe centrifuge. Ca măsuri de siguranță se montează supape de siguranță pe CA ale PC. În stații trebuie sa existe rezervoare pentru golirea conductei în caz de accidente și reparații. Se recomandă la transportul succesiv ale produselor, deoarece se reduc pierderile suplimentare.
Figura 3.8. Sistem de pompare din pompă în pompă
Figura 3.9. Stație de pompare pentru transportul țițeiului prin conducte
[Sursa: https://www.google.ro]
CAPITOLUL 4
Mărirea capacității de transport a unei conducte pentru lichide prin diverse metode
Mărirea capacității de transport presupune creșterea debitului. Aceasta se poate realiza prin mărirea presiunii de pompare, prin montarea unei intercalații sau a unei derivații și prin micșorarea vâscozității.
4.1. MĂRIREA CAPACITĂȚII DE TRANSPORT A UNEI CONDUCTE PENTRU LICHIDE PRIN CREȘTEREA PRESIUNII DE POMPARE
Mărirea presiunii de pompare de la p1 la pentru obținerea debitului Q’ > Q, echivalează cu o creștere a pantei hidraulice.
Când presiunea de pompare este p1 se poate scrie:
(4.1)
iar când este > p1 se obține:
(4.2)
Făcând raportul celor două relații (4.2) și (4.1) membru cu membru se obține:
(4.3)
Din ecuația (4.3) rezultă raportul debitelor:
(4.4)
În regim laminar se știe că:
(4.5)
Analog, se poate scrie că:
(4.6)
Din relațiile (4.5) și (4.6) se obține:
(4.7)
Introducând expresia (4.7) în ecuația (4.4) rezultă raportul debitelor:
, (4.8)
ceea ce înseamnă că, în cazul regimului laminar, efectul este maxim.
În regim turbulent rugos, când = ’, efectul este minim, adică:
(4.9)
Pentru alte situații, eficiența metodei este cuprinsă între cele două limite indicate de relațiile (4.8) și (4.9).
4.2. MĂRIREA CAPACITĂȚII DE TRANSPORT A UNEI CONDUCTE PENTRU LICHIDE PRIN MONTAREA UNEI INTERCALAȚII
Mărirea capacității de transport se poate realiza prin montarea unei intercalații cu diametrul interior d1 > d (fig. 4.1).
Figura 4.1. Montarea unei intercalații pe traseul unei conducte
Figura 4.2. Montarea unei conducte in serie
[Sursa: https://www.google.ro]
Pentru conducta cu diametrul constant se poate scrie căderea de presiune astfel:
(4.10)
Pentru conducta cu intercalație căderea de presiune este:
(4.11)
Identificând relațiile (4.10) și (4.11) se obține:
(4.12)
Din relația (4.12) se deduce relația de calcul pentru lungimea intercalației:
(4.13)
Intercalația se poate monta oriunde pe traseul conductei.
4.3. MĂRIREA CAPACITĂȚII DE TRANSPORT A UNEI CONDUCTE PENTRU LICHIDE PRIN MONTAREA UNEI DERIVAȚII
Mărirea capacității de pompare a unei conducte se poate realiza și prin montarea unei derivații cu diametrul diferit sau egal cu cel al conductei respective (figura 4.2).
Figura 4.3. Montarea unei derivații pe traseul unei conducte
Figura 4.4. Montarea conductelor in paralel
[Sursa: https://www.google.ro]
În cazul inițial căderea de presiune poate fi exprimată cu ajutorul relației (4.10). După montarea derivației căderea de presiune poate fi exprimată sub forma:
(4.14)
Căderea de presiune poate fi exprimată în două moduri astfel:
(4.15)
sau
(4.16)
Egalând cele două ecuații se obține:
(4.17)
Relația (4.17) se mai scrie și sub forma:
sau
(4.18)
Conform ecuației de continuitate se poate scrie relația:
(4.19)
Ținând seama de relația (4.19) din ecuația (4.18) rezultă:
(4.20)
iar
(4.21)
Se înlocuiește relația (4.21) în expresia (4.15):
(4.22)
Astfel relația (4.14) devine:
(4.23)
Din identificarea realația (4.10) și (4.23) se obține lungimea derivației:
(4.24)
Rezultă:
(4.25)
Dacă d’ = d, atunci λ1 = λ2, iar relatia (4.25) devine
(4.26)
Poziția derivației de-a lungul conductei este arbitrară.
4.4. MĂRIREA CAPACITĂȚII DE TRANSPORT A UNEI CONDUCTE PENTRU LICHIDE PRIN MICȘORAREA VÂSCOZITĂȚII LICHIDULUI TRANSPORTAT
Prin micșorarea vâscozității, crește numărul Re, iar coeficientul de rezistență hidraulică scade, fapt ce are ca efect creșterea debitului() de la valoarea Q la Q’.
Când vâscozitatea scade de la la ’, căderea de presiune de-a lungul conductei va avea expresia:
(4.27)
Identificând relațiile (4.27) si (4.10) se obține:
(4.28)
În cazul regimului laminar, pentru cele două vâscozitati, coeficientul de rezistență hidraulică longitudinală va fi dat de relațiile:
; (4.29)
Făcând raportul celor două relații se obține:
sau, tinand cont de relatia (4.28)
(4.30)
În regim turbulent, când = ’ procedeul este ineficient. Eficiența cea mai ridicată o are în regim laminar.
CAPITOLUL 5
PIERDERI DE PRODUSE PETROLIERE ÎN TRANSPORT
Figura 5.1.Conductă spartă
[Sursa: http://cdn2-b.examiner.com ]
Pierderile de transport se pot clasifica în pierderi normale sau tehnologice și pierderi accidentale.
Pierderile normale constau, în cea mai mare parte, din pierderile produse prin evaporare și în măsură mai mică prin scurgeri de lichid din cauza neetanșeităților echipamentului de pompare, a rezervoarelor, a conductelor și a armăturilor acestora.
De obicei, scăpările de lichid sunt ușor sesizabile, chiar la scurgeri puțin importante și se pot lua măsuri imediate pentru eliminarea lor. Dificultăți în detectarea și eliminarea scăpărilor de lichid se pot întâlni însă în cazul unor defecțiuni a conductei îngropate sau a fundului rezervorului.
PIERDERI TEHNOLOGICE
Sunt cauzate de procesul tehnologic în sine, fiind legate de condițiile în care se efectuează transportul. Ele constau, în cea mai mare parte din: pierderi prin evaporare, antrenarea petrolului brut în apele reziduale scurse din rezervoare, scurgeri de lichid și gaze petroliere prin neetanșeități.
Pierderi prin evaporare
Sunt cele mai importante din punct de vedere cantitativ și calitativ și se manifestă prin:
Pierderi prin respirații mici:
Un rezervor aflat la suprafața și în comunicație cu atmosfera, constituie un sistem neizoterm. El primește căldură în orele calde ale zilelelor și o restituie în orele reci ale nopții.
Ritmul de schimbări termice este periodic în asamblu, dar nu și în detaliu.
Intervin perturbații atmosferice variabile atât geografic cât și în timp. Dacă rezervorul are spațiul de vapori și acesta este cazul cel mai frecvent, schimburile termice dau naștere unei alternanțe de fenomene reversibile de evaporare și condensare.
Pierderile potențiale devin pierderi reale când aerul carburant difuzează în atmosferă în afara rezervorului, fără posibilitatea de a mai fi recuperate.
Ciclul se repetă de cel puțin 365 ori pe an, dacă se face abstracție de alte variații de temperatură, datorită condițiilor atmosferice.
Pierderi prin respirații mari:
Mecanismul acestui gen de pierderi este analog cu cel descris pentru pierderile prin respirații mici, cu deosebirea că evacuarea în atmosferă (pierderea) a vaporilor este cauzată de umplerea, respectiv de golirea rezervorului.
Ciclul anual de mișcări (umpleri goliri) este diferit, în funcție de parametrii tehnice ai instalației.
Pierderi prin umectare:
La coborârea nivelului de lichid în rezervor, pereții interiori ai acesteia rămân umectați cu un strat subțire de lichid, care este supus aceluiași fenomen de evaporare.
Pierderile prin evaporare în acest caz depinde de:
rugozitatea pereților rezervorului;
viteza de scădere a nivelului lichidului;
diametrul rezervorului;
temperatura lichidului.
Pierderi prin ventilație:
Suprafața oricărui lichid volatil, tinde să degaje în permanență vapori în atmosferă, viteza de evaporare depinzând de tensiunea de vapori la temperatura de depozitare a lichidului respectiv. Într-un spațiu de vapori închis, evaporarea va înceta, de îndată ce presiunea vaporilor din acest spațiu va deveni egală cu presiunea vaporilor exercitată de lichid din rezervor. În felul acesta se stabilește un echilibrul dinamic, în cadrul căruia nu se produc pierderi.
Pierderi prin fierbere la suprafață:
Fierberea la suprafață a lichidului, poate rezulta în urma expunerii directe a suprafeței de evaporare la acțiunea razelor solare. Acest caz se întalnește cu deosebire la rezervoarele cu capac plutitor. În acest caz, căldura absorbită de metalul capacului este transmisă direct peliculei superficiale de lichid, care este în contact cu suprafața interioară a capacului.
În acest moment începe vaporizarea, iar vaporii vor scăpa în atmosferă pe la periferia capacului plutitor, deoarece niciodată etanșeitatea spațiului inelar nu este perfectă.
Pierderi prin scurgeri
Cauzele acestor pierderi sunt:
neetanșeități mecanice la utilaje, echipamente și dispositive de control;
efectul coroziunii solului asupra conductelor îngropate și fundurilor rezervoarelor;
efectele corozive ale agenților atmosferici sau a hidrocarburilor lichide asupra carcasei și a capacului rezervorului.
Pierderi prin separarea de apele reziduale
Operațiunile de separare a țițeiului de apele reziduale constituie surse de pierderi apreciabile. Pelicula de țiței de obicei plutește pe suprafața apei în pelicule separate, de diferite dimensiuni. Unele plutesc mult timp la suprafața apei, altele aderă la suprafețe solide mai grele și cad la fund împreuna cu acestea, iar cele de dimensiuni coloidale rămân în stare de suspensie.
În cazul scurgerii apelor reziduale, conținutul componenților petrolieri poate respecta un procent apreciabil.
PIERDERI ACCIDENTALE
În acestă categorie de pierderi se cuprind toate pierderile fortuite cauzate prin:
perforarea peretelui conductei cauzată de coroziune;
fisuri și găuri mici la îmbinări sudate;
ruperi de conducte;
accidente tehnice;
fenomenul infracțional.
Din acestă categorie de pierderi, ruperea conductei este avaria de o gravitate deosebită, datorită cantității mari de lichid ce se poate pierde din conductă, într-un timp foarte scurt.
5.1. DETECTAREA PIERDERILOR. MĂSURI DE REDUCERE A ACESTORA
Metodele moderne permit detectarea unor scurgeri foarte mici de produse transportate, desigur,cu cât scurgerea este mai mică, cu atât depistarea ei devine mai dificilă. Metodele de detectare a pierderilor de pe liniile de transport a lichidelor sunt:
rata de schimbare a presiunii;
rata de schimbare a debitului;
metode de bilanț volumic;
metode de detecție prin modelarea comportării dinamice și în regim trazitoriu;
metode vizuale.
Măsuri de reducere a pierderilor în sistemul de transport
Cele mai importante măsuri pentru reducerea pierderilor la transportul pe conducte a țițeiului și a produselor petroliere sunt urămtoarele:
etanșarea cât mai perfectă a instalațiilor;
prevenirea avariilor și lichidarea rapidă a pierderilor de produs în caz de avarie;
evidenta exacta a produselor transportate;
micșorarea volumului spațiului gazos;
majorarea presiunii de stocare;
asigurarea unui sistem total ermetic de pompare;
utilizarea unui sistem specializat de monitorizare și conducere în timp real a procesului de transport, respectiv sistem SCADA.
5.2. DETECTAREA ȘI LOCALIZAREA PIERDERILOR DE ȚIȚEI CU AJUTORUL SISTEMULUI SCADA
Modul de detectare și localizare a pierderilor de țiței utilizează parametrii de proces validați de sistemul SCADA, în combinație cu starea curentă a conductei din modelul de timp real pentru a indentifica, dimensiona și localiza scurgerile din conductă.
Detectarea scurgerilor este bazată pe metoda DRAP (Dynamic Response Averaging and Persistance compensation). Această metodă conduce la o rapidă detectare pentru toate mărimile de scurgeri și include softul cu fucții pentru calcularea răspunsului.
Ieșirile modelării conductei împreună cu măsurătorile de proces formează baza pentru calcularea detectării scurgerilor. Aceasta folosește următoarele metode bazate pe un model dinamic care va fi subiect pentru testul statistic DRAP:
debit neașteptat UF;
presiune neașteptată UP.
Rezultatele detectării scurgerilor evenimentele/alarmele provenite din modelarea dinamică sunt transferate în mod repetat în baza de date Micro SCADA pentru a-i fi prezentate operatorului prin SCADA MMI.
Datele vin cu o stare și o etichetă de timp:
indicatorul sistemului de alarmă;
nivelul alarmei scurgerilor;
locația estimată a scurgerilor (distanța minimă și maximă față de punctul de plecare).
Timpul de detectare a scurgerilor este compus din două componente specifice:
Timpul de dezvoltare a scurgerii.
Reprezintă timpul scurs între apariția unei scurgeri și timpul când aceasta este detectată. De menționat că o intrumentație precisă conduce la un prag de detectare a scurgerii redus care are ca rezultat detectarea scurgerilor de dimensiuni mai mici. Așa cum este de așteptat există o legătură exonențială între mărimea scurgerii și timpul de detectare. Astfel scurgerile mici cer mai mult timp pentru detectarea lor comparativ cu scurgerile mari, pe când scurgerile mai mici decât pragul minim detectabil nu pot fi fizic evidențiate. Oricum scurgerile mai mari sunt egale cu 2% vor fi detectate în maxim 30 minute.
Timpul de verificare a scurgerii.
Când răspunsul de detectare a scurgerii depășește pragul de detectare PAS utilizează Analiza Statistică a Detectării Scurgerilor (SALD). Această tehnică este special proiectată pentru a filtra stările tranzitorii și semnalele astfel încât să se evite alarme false. Când condițiile pentru o alarmă potentială sunt detectate, generarea unei alarme este suprimată până când modulul SALD dezvoltă suficientă încredere pentru a considera că există condițiile pentru o scurgere reală.
DETECTAREA LOCAȚIEI SCURGERII
La locația unei scurgeri profilul presiunii va prezenta o schimbare. Bazându-se pe răspunsul de presiune neașteptată UP și pe o tehnică de analiză statistică, modulul de detectare a locației scurgerii identifică locația acestei schimbări în profil, deci locația scurgerii.
În timpul situației de scurgere stabilizează pentru un număr de cicluri înainte de a da prima estimare de locație estimată. Apoi modelul va analiza progresiv mărimea și locația scurgerii la fiecare ciclu.
Fig.5.2.Conductă spartă în oraș
[Sursa : http://www.sqwalk.com ]
CAPITOLUL 6
COROZIUNEA CONDUCTELOR ȘI METODE DE COMBATERE A ACESTEIA
Coroziunea este un fenomen ce apare frecvent în sistemele de colectare, transport și depozitare a petrolului și produselor petroliere,în special la conducte.
În contact cu mediul coroziv, metalul conductei se consumă, fapt care poate duce la degradarea și în cele din urmă la străpungerea conductei.
La conducte poate apărea o coroziune internă sau una externă.Prima dintre acestea se datorează fluidului transportat,dacă acesta are proprietăți corozive și se poate combate cu ajutorul inhubitatorilor sau al învelișurilor protectoare,în cazul în care acestea pot fi aplicate pe suprafața interioară a conductei.
O importanță mai mare o prezintă coroziunea externă care se produce pe suprafața exterioară a conductei în raport cu mediul în care se află aceasta, coroziunea poate apare la contactul cu aerul,cu solul sau cu apa.
6.1. MECANISMELE DE COROZIUNE
Coroziunea reprezintă un proces de distrugere a metalelor printr-o reacție electrochimică sau chimică între acesta și mediul din apropierea lui.În cazul conductelor,mediul înconjurător este solul în care este îngropată aceasta.
Orice suprafață metalică în contact cu aerul este supusă unei oxidări datorită căreia se formează un strat subțire de oxid din metalul respectiv.În cazul conductelor îngropate, coroziunea este de obicei un proces de natură electrochimică , umiditatea din sol având rol de electrolit.La contactul dintre metal și electrolit, se manifestă tendința ca ionii metalici să părăsească rețeaua atomică și să treacă în electrolit, dacă forța de atracție dintre anionul metalic și cationul din electrolit este mai mare decât forța cu care anionul este atras de către rețeaua atomică a metalului.
Mecanismul coroziunii fierului în amosfera umedă,constă în formarea,la început,a produsului inișial de coroziune. hidroxidul feros Fe(OH)2 care,în contact cu oxigenul din aer, poate să treacă în hidroxid feric Fe(OH)3, acesta este puțin solubil în apă și acoperă suprafața metalului cu un precipitat afânat ce nu apară metalul de coroziune exterioară.
Ca rezultat al contactului neîntrerupt cu oxigenul din aer, coroziunea continuă pâna la distrugerea completă a metalului.
Ca urmare a fenomenului de coroziune se formează rugina care este o substanță , având compoziția nFeO, mFe203, pH20 unde coeficienții n,m și p sunt funcție de umiditate, temperatură, contactul cu oxigenul etc.
Figura 6.1 Variația vitezei de coroziune
Produsele coroziunii sunt higroscopice, ceea ce face ca produsul de coroziune să fie accelerat.
Partea metalică a conductei poate fi considerată drept anodul unei pile galvanice , iar produșii de coroziune catodul aceleiași pile.
Prin studiul termodinamic al dezvoltarii reacțiilor de oxidare a fierului în soluția apoasă au fost puși în evidență unii dintre factorii principali care influențează viteza de coroziune.S-a constat astfel că potențialul metalului, care este format din electronii liberi ai acestuia și concentrația mediului în ioni de hidrogen pot influența viteza de coroziune. Logaritmul cu semn schimbat al concentrației în ioni de hidrogen poartă denumirea de pH.În figura (6.1.) se prezintă variația vitezei de coroziune, în funcție de acest parametru și de gradul de oxigenare.
Cu cât metalul este mai stabil cu atât forța de reținere a ionilor metalici este și ea mai mare și trecerea în soluție se face mai greu. Oxidul de fier este mai stabil decât fiecare și deci ionii de fier vor trece mai ușor în electrolit de pe placa de fier decât de pe placa de oxid de fier. Placa de fier se consideră porțiunea din conductă supusă coroziunii, iar placa de oxid de fier este suprafața fierului acoperită cu un film de oxid de fier.
Electronii ce sosesc pe placa de oxid de fier, combină cu ionii de hidrogen prezenți în apă, reprezentat astfel :
2H+ + 2e- = 2H
Acumularea ionilor de hidrogen pe catod îngreunează accesul altor ioni de hidrogen și astfel electronii nu se mai pot combina cu noi ioni de hidrogen , pe măsură ce aceștia părăsesc anodul.Aceasta întârziere a procesului de combinare a electronilor sosiți la catod cu ionii de hidrogen , provoacă o mărire a potențialului negativ , ceea ce duce la o apropiere de potențial pozitiv până când cele doua potențiale se egalează și procesul de coroziune se oprește. Această frânare a procesului catodic poartă denumirea de polarizare catodică.O asemenea polarizare poate apare și la anod în care caz produce o polarizare anodică.
Pentru conducta îngropată în sol, este caracteristic faptul că polarizarea anodică este neglijabilă față de polarizarea catodică.
În realitate, procesul catodic de polarizare nu este frânat chiar până la oprirea lui , deoarece intervin și alte procese și anume :
Când pH-ul electrolitului este mai mare de 4,3-4,5 oxigenul dizovat în apa din sol și din atmosferă , dă loc la reacție :
4H+ + 4e- = 4H
4H + O2 = 2H2O
prin care hidrogenul este îndepărtat de pe catod , fenomenul purtând denumirea de polarizare prin oxigen ;
Când pH-ul este mai mic de 4,3 , adică în mediile acide , de polarizarea catodului apare prin descărcarea hidrogenului de pe catod sub formă de bule de gaz, potrivit relației:
H+ + H- = 2H
Zonele mai bine aerate formează zonele catodice , iar cele mai slab aerate formează zonele anodice, adică zonele de coroziune. Datorită aerației diferențiale , coroziunea la conducte are loc mai ales pe partea inferioară a acestora.
Rezistivitatea electrică a solului este un element de care depinde viteza de coroziune. Se consideră că un sol este agresiv dacă rezistivitatea acestuia este mai mică decât 20 m, iar dacă rezistivitatea solului depășește valoarea de 80 m solul se consideră puțin agresiv. Rezistivitatea solului se poate măsura cu metodele geofizice cunoscute și s-a constatat că depinde de umiditatea solului , de concentrația în săruri de temperatură. În figura de mai jos se redă variația rezistivității în funcție de cei trei parametrii (umiditate,sare adăugată și temperatură).
Figura 6.2 Variația rezistivități solului
Tot de natură electrochimică este coroziunea provocată de curenții electrici continui care circulă prin sol (curenți de dispersie) mai ales în vecinatatea punctelor unde sunt surse de curent continuu (căi ferate, instalații industriale etc). Acești curenți, dacă întâlnesc conductele îngropate, se scurg prin corpul acestora către sursa de generare a lor. Intensitatea curenților de dispersie poate atinge uneori zeci de amperi. Unele calcule au arătat că un curent de numai un amper poate dizolva anual 9 Kg fier.
O altă formă de coroziune la care sunt supuse conductele îngropate în sol este aceea datorită activității unor microorganisme (bacterii) ce trăiesc în sol.Această coroziune, denumită microbiologică, se produce în solurile neaerate în care se gasesc unele bacterii anaerobe.
Locurile în care se produce coroziunea microbiologică pot fi recunoscute după culoarea mai închisă a solului din apropierea conductei, datorită prezenței sulfurii de fier produse, precum și după mirosul de hidrogen sulfurat la dezgroparea conductei.Hidrogenul sulfurat apare datorită acțiunii reducătoare de oxigen pe care aceste bacterii o exercită asupra sulfaților din sol, cum ar fi sulfatul de calciu (gipsul).
Cercetările mai recente au arătat că activitatea de depolarizare a bacteriilor, încetează la un pH mai mare decât 9 și pericolul de coroziune este înlăturat dacă potențialul conductei față de sol este mai negativ decât -0,9 V în raport cu electrodul de referință Cu/CuSO4.
6.2. METODE DE PROTECȚIE ÎMPOTRIVA COROZIUNII
Măsurile care se iau pentru protectia conductelor împotriva coroziunii se pot împărți în doua categotii de metode, adică cele active și cele pasive.
Metoda pasivă constă în izolarea suprafeței conductei de solul înconjurător, prin activarea unui înveliș protector, confecționat din diferite substanțe izolatoare. Metoda activă urmărește anihilarea directă a cauzelor coroziunii prin introducerea în conductă a unui curent electric suficient de puternic, care va circula în sens invers față de cel ce provoacă fenomenul de coroziune.
Practica exploatări conductelor a dovedit că o protecție sigură și economică a conductelor îngropate în terenuri agresive nu se poate obține decât printr-o combinare a celor doua metode. Aceasta din cauză că, pe de o parte , învelișurile izolate folosite nu pot fi perfect realizate , iar pe de altă parte nu rezistă prea mult acțiunii solurilor agresive , orice deteriorare a învelisului expunând conducta la coroziune.
De asemenea aplicarea unei metode active la o conductă neizolată nu este posibilă datorită consumului mare de curent, ce o face neeconoimică. Cu cât conducta este mai bine izolată, consumul de curent este mai redus și prin urmare exploatarea conductei mai ieftină.
Izolarea trebuie executată în condiții cât mai perfecte, fiindcă așa cum am mai precizat, fară o izolație buna a țevilor â, aplicarea unei metode active nu este economică. Materialul izolator utilizat trebuie să dea un inveliș protector impermeabil, cu o constanță dielectrică mare, pentru asigurarea unei bune izolații electrice, cu duritate și rezistență mecanică bună, pentru a nu se deforma sub presiunea solului, cu bună aderență mecanică și cu stabilitate la variațiile de temperatură. Pe de altă parte, prețul izolației trebuie sa fie cât mai redus, pentru a face rentabilă protecția conductei.
În practică izolării conductelor, cea mai largă răspândire au capătat-o învelișurile de protecție pe bază de produse bituminoase și cele pe bază de gudron de cărbune.În ultima perioadă de timp se utilizează și masele plastice.
Grosimea izolației este de 10,5-12 mm, pentru solurile foarte agresive cu rezistivitatea mai mică de 5 m, 7,5-8,5 mm la solurile cu rezistivitatea cuprinsă între 5 și 20 m și de 3,5-5 mm la solurile cu rezistivitatea mai mare de 20 m. Este recomandabil ca pe porțiunile traseului care sunt greu accesibile pentru reparații să se aplice conductei un inveliș protector cu o grosime mai mare.
Izolația, oricare ar fi grosimea aleasă trebuie să prezinte o continuitate perfectă. Aceasta nu se poate atinge decât în urmatoarele condiții:
aplicarea mecanică a izolației pe traseul conductei, după sudarea țevilor în tronsoane cât mai lungi;
folosirea pentru izolație a unor materiale cât mai rezistente și întărirea invelișului protector cu benzi de înfășurare din fire de sticlă sau alt material corespunzător;
verificarea cu detectoare electrice și repararea eventualelor discontinuități , înainte de coborârea conductei în șanț care trebuie să fie în prealabil curatată de pietre și netezită; conducta trebuie să fie acoperită cu pământ moale sau nisip într-un strat de grosime de aproximativ 150 mm.
În cazul metodelor active, se introduce un curent electric de la o sursă exterioară și se face să circule în sens invers celui de coroziune suprafața peretelui conductei devenind astfel catodică și procesul de coroziune încetând.Acest fel de protecție se numește catodic.
Protecția catodică se poate realiza prin utilizarea unei surse exterioare de curent continuu, polul pozitiv al sursei fiind legat de un anod de sacrificiu, iar polul negativ de conductă.
Ca surse exterioare de curent pot fi utilizate transformatoare-redresoare conectate la rețeaua de curent alternativ acestea fiind cele mai indicate deoarece se poate regla curentul ieșit din transformator.Mai pot fi folosiți acumulatorii sau chiar generatoarele de curent continuu cu acțioanare diversă, priza anodică sau punerea la pământ se confecționează din oțel sau din grafit.
De exemplu , dacă se utilizează țeava de 4 inch, 15-20 bucăți din aceasta, cu lungime de 2 m, situate la 6 m una de alta sunt unite deasupra cu o platbandă.Această instalație se îngroapă la 0,6-1,3 m ,de la nivelul platbandei, iar cu un cablu izolat se racordează la borna pozitivă a sursei exterioare de curent continuu.
Protecția catodică a conducte se poate realiza cu ajutorul unei singure stații , însă de obicei se utilizează mai multe stații, așezate la distanțe convenabile una față de alta, care variază între 10 și 20 km.
Figura 6.3 Schema unei stații de protecție catodică
1- sursa de curent continuu; 2,3- cabluri de legătură; 4- priza anodică; 5- conducta ; 6- circulația curentulul electric
Dacă există o singură stație de protecție catodică , iar sectorul protejat nu este izolat electric de restul conductei cu flanșe izolatoare, distribuția potențialului în lungul conductei se face potrivit relației:
U=
Potențialul de protecție scade deci, în valoare absolută de la valoarea maximă Uo corespunzătoare punctului de conectare la stația de protecție catodică.
În cazul instalării mai multor stații de protecție, potențialul acestora se influențează reciproc.
Practic s-a constatat că pentru o protecție bună față de coroziunea solului, potențialul trebuie sa fie între -0,85V și -0,12V. Ultima valoare este aceea din punctul unde conducta se conectează la stația de protecție. Nu este indicat ca în acest punct să existe valori mai mari ale potențialului, deoarece protecția este neeconomică, potențialul fiind prea mare, și în plus, apar bule de hidrogen care pot dezlipi învelișul protector.Dacă potențialul scade, în valoare absolută, sub -0,85V, conducta devine subprotejată.Din acest motiv, între doua stații învecinate se stabilește o distanță astfel că potențialul să nu scadă între stații sub valoarea precizată.
Figura 6.4 Variația potențialului de protecție
Figura 6.5 Variația potențialului de protecție pentru două stații
În locul protecției catodice, pentru soluri cu rezistivități mai mici decât 30 m, pot fi utilizați anozi reactivi.Aceștia sunt formați din blocuri de metal având caracter mai electronegativ decât acela al metalului conductei.Anozii reactivi sunt legați electric cu suprafața conductei ce trebuie protejată, formându-se în acest fel o pilă galvanică în care anodul respectiv se consumă, iar conducta, transformată în catod, este protejată.
Metalele folosite ca anozi reactivi sunt: magneziul, zincul si alumuniul. Schema unei astfel de instalații este redată în figura (6.6.) în care 1 este anodul reactiv, 2 sacul de ambalare umplut cu bentonită, 3 legătura între anod și conductor, 4 priza de protecție, 5 conducta de protejat, 6 un strat de cocs, 7 acoperișul din cărămidă, 8 sensul de închidere a circuitului electric.
Figura 6.6 Protecția cu anozi reactivi
În timp greutatea anodului respectiv scade ceea ce conduce la o reducere a curentului și prin urmare protecția înpotriva coroziuni se reduce.În solurile cu rezistivități mai mari de 30 m este recomandabil, pentru un consum uniform al anodului respectiv, ca acesta să fie introdus într-o umplutură pulverulentă care trebuie să conțină bentonită, sulfat de calciu și uneori sulfat de sodiu.
Distanța între anodul respectiv și conductă trebuie să fie aproximativ 1-2 m ; legătura cu suprafața conductei se realizează cu oțel zincat.
Ca avantaj al acestei metode de protecție, se menționează, în primul rând, posibilitatea aplicării în situațiile în care nu se dispune de energie electrică. Montajul este simplu, iar curentul fiind slab, acești anozi nu interferează electric cu alte construcții învecinate.
Ca dezavantaje, în afară că nu sunt utilizabili în solurile cu rezistivități mari, anozii reactivi se corodează cu viteze diferite, când sunt folosiți mai mulți, ceea ce inpune un control periodic și înlocuirea lor selectivă. În ultimul timp, au apărut și inhibitorii anticorozivi care s-au introdus în lacuri și vopsele. Inhibitori anticorozivi sunt pigmenți organici și anorganici care, în anumite condiții, împiedică sau elimină aproape complet procesele de coroziune. Adaosurile de inhibitori de la 0,05 la 10% pot conferi lacurilor și vopselelor proprietăți complet noi dintre care cea mai importantă poate fi considerată protecția anticorozivă îmbunatățită.
CAPITOLUL 7
MĂSURI DE PROTECȚIE A MEDIULUI
7.1. SUPERLATIVE NEDORITE ÎN INDUSTRIA PETROLIERÃ
Cea mai gravã poluare a mediului
Din februarie pânã în octombrie 1994, circa 100 000 tone de țiței au inundat tundra arcticã a republici Komi ( Rusia ) pe o lungime de pânã la 18 km.
Figura 7.1 Komi(Rusia)
[Sursa : http://static.panoramio.com/photos/large/6708417.jpg]
Cea mai nocivã deversare de petrol pe țãrm
Petrolierul Exxon Valdez a eșuat la Prince William Sound, în Alaska ( SUA ) în martie 1989, iar o fâșie de coastă de 2400 km a fost cuprinsă de peste 30 000 tone țiței deversat. Proprietarul navei a fost amendat cu 3 miliarde de dolari și i s-a ordonat sã mai achite 3 miliarde de dolari pentru curãțirea zonei.
Figura 7.2.Alaska(S.U.A.)
[Sursa : http://s.ngm.com/1990/01/alaska-oil-spill/img/valdez-spill-cleanup-615.jpg]
Cea mai mare cantitate de țiței deversatã
Atlantic Empres a produs cea mai mare deversare de petrol ( 287 000 tone ) ciocnindu-se cu Algean Captain, în Caraibe, în largul coastei statului Tobago.Cantitatea de țiței deversatã în mare, într-un an, a fost de 608 000 tone, în 1979.
Figura 7.3.Atlantic Empres(Caraibe)
[Sursa : http://thespiritscience.net/wp-content/uploads/2015/06/megaborg.jpg]
Prin poluant se înțelege orice substanțã solidã, lichidã sau gazoasã, precum orice formã de energie, care introdusã în mediu, modificã echilibrul natural al constituienților acestuia, putând sã aducã daune organismelor vii, bunurilor materiale și utilizãrii legitime a mediului.
7.2. PRINCIPALELE ASPECTE ALE POLUÃRII ÎN ACTIVITATEA DE TRANSPORT ȚIȚEI ȘI MODURI DE DIMINUARE A ACESTEIA
7.2.1. POLUAREA AERULUI
În activitatea de colectare și transport, poluarea aerului este mininã, aceasta resimțindu-se mai ales în punctele de lucru în care sunt prezente rezervoare de petrol brut. În aceste depozite au loc, prin supapele de siguranțã, emisii de componenții volatilii, în cazul celor douã respirații ale rezervorului.
Pentru reducerea acestor poluanți, este utilã dotarea parcurilor cu rezervoare cu capac flotant, împiedicându-se astfel ieșirea în atmosferã a fracțiilor volatile din petrol.
O altã sursã de poluare apare în cazul accidentelor ce au ca rezultat scurgerii de țiței din conducte.
7.2.2. POLUAREA APEI
Este una din cele mai grave forme de poluare. Apare în cazul spãrturilor, fisurilor sau ruperii conductelor de transport țiței.
Aceste cauze sunt generate de calamitãții naturale, inundațiile și ploile abundente, care au ca efect surpãrile de maluri și alunecãri de teren, rafale puternice de vânt și supraîncãrcãrile cu zãpadã în cazul conductelor supraterane, cutremure de pãmânt.
O altã cauzã o reprezintã perforarea conductelor în vederea sustragerii de combustibilii.
De asemenea pot reprezenta o sursã de poluare și apele uzate, rezultate din curãțirea rezervoarelor, dacã aceste cantitãți de apã nu sunt epurate. Apele uzate sunt încãrcate cu cantitãții variabile de poluanți, iar pentru a fi reintroduse fie în circuit, fie în circuitul tehnologic, fie a fi deversate în emisar ( râu sau fluviu ) trebuie sã indeplineascã anumiții indicatori de calitate.
Din procedeul de epurare rezultã:
Ape epurate cu diferite grade de puritate, care vor fi deversate în emisar sau vor fi folosite în irigații;
Nãmolurile care pot fi prelucrate, descompuse sau depozitate;
Apele reziduale vor fi epurate prin mai multe metode:
metode fizico-mecanice;
metode fizico-chimice;
metode bio-chimice;
Ca tehnici avansate de eliminare a poluanților avem:
– procedura de epurare cu adsorție ( pe cãrbune activ, site moleculare );
– utilizarea schimbãtorilor de ioni sintetici;
– proceduri de oxidare chimicã, aplicate pentru eliminarea substanțelor poluante, utilizându-se substanțe poluante specifice: ozon, apã oxigenatã, clorul cu derivații sãi.
Ca tehnici de viitor, se menționeazã: eliminarea poluanților la temperaturi ridicate în reactoare cu plasmã, sau utilizarea radiațiilor ultraviolete.
Revenind la cele trei metode clasice de epurare se mai pot spune urmãtoarele:
Metode fizico-mecanice, cuprinde operațiile: reținerea corpurilor și suspensiilor grosiere, prelucrarea depunerilor de pe grãtare și site, denisiparea, sedimentarea.
Epurarea fizico-chimicã: urmeazã etapei mecanice în cazul în care nu s-a realizat sedimentarea naturalã a tuturor suspensiilor din apã.Etapa fizico-chimicã are la bazã procedee chimice de neutralizare, precipitare, coagulare, floculare,flotație, realizate prin tratarea apei cu reactivi chimici specifici.
Treapta biologicã: procesele biologice ( biochimice ) de epurare a apelor uzate reziduale sunt acelea în care materialele de tip organic, biodegradabile, din aceste ape și din nãmoluri sunt descompuse de microorganisme specializate ( spre exemplu bacteriile). Aceste transformãri pot avea loc în absența oxigenului ( descompunere anaerobã ), în prezența oxigenului ( descompunere aerobã ), în prezența ionului nitrat ( descompunere hanoxicã ).
7.2.3. POLUAREA SOLULUI
Aceastã poluare este generatã de scurgerile din conducte, revãrsãrile de țiței din rezervoare, operațiile de curãțire a acestora, etc.
Pe lângã petrol, un alt poluant al solului este și șlamul depus în rezervoare. Acest produs este de consistențã solidã, sau semisolidã, și are o compoziție variabilã, concentrația majoritarã fiind de nisip și pãmânt provenit din sondele de extracție, iar conținutul de apã și hidrocarburi ( cerezine și parafine ) este de 10……20%.
Ca metode de imobilizare a poluanților în cazul contaminãrii solului, avem:
Metode fizice:
1. Etanșarea, constã în închiderea fizicã a mediului contaminat, prin utilizarea unui sistem etanș de protecție format din pereți, cuverturã și fund.
Pentru realizarea etanșãrii zonelor poluate se recurge de obicei la douã tipuri de materiale:
-materiale naturale, cu permeabilitate foarte micã, practic impermeabile;
-geomembrane artificiale;
2. Blocarea hidraulicã, se face prin instalarea unor puțuri sau sonde de pompare cu prizã de apã sub nivelul zonei contaminate și evacuarea apei în exterior.
3. Stabilizarea, constã în transformarea unui poluant solubil în compus insolubil, pe baza unor reacții chimice, sau prin absorbție pe o materie neutrã.
4. Evacuarea solului contaminat.
Metode termice
Principiul general care stã la baza metodelor termice de decontaminare constã în încãlzirea materialului contaminat la diferite temperaturi, în vederea extracției, neutralizãrii, distrugerii sau imobilizãrii poluanților.
1.Incinerarea, metoda ce prezintã dezavantajul pierderii totale a materiei organice.
2.Desorbția termicã: constã în volatilizarea poluanților prin încãlzirea solului contaminat, urmând apoi tratarea gazelor rezultate.
7.2.4. POLUAREA SONORÃ
Se datoreazã diferitelor utilaje, cum ar fi pompele, instalațiile de acționare ale acestora, atelierelor mecanice, etc.
7.2.5. POLUAREA PRIN IMAGINE
Apare în cazul instalațiilor nefolosite și nedezafectate, flora afectatã de compuși organici volatili ( copaci uscați, plante îngãlbenite, etc).
Figura 7.2 Poluare
[Sursa : http://cdn.phys.org]
CAPITOLUL 8
STUDIU DE CAZ
Figura 8.1.Traseu conducte
[sursa : http://www.albawaba.com/]
8.1.DATE INIȚIALE:
Țițeiul ce urmează a fi transportat este un țiței vâscos de tip A ce are următoarele proprietăți:
Densitatea la 20C:20 = 920 kg/m3
Temperatura de congelare: T=-30C=243 K;
Temperatura în punctul inițial al conductei:;
Temperatura critică de curgere a fluidului: ;
Procent impurități și apă: i = 0,8 %;
Viscozitatea țițeiului:
Capacitatea de depozitare:-stația Videle 14000 m3;
-rafinăria Petrobrazi: 35000 ;
Debit util: Q = 135 /oră = 0,0375 m3/s;
Elevația traseului:
-stația pompare Videle ZVidele = Z1 = 226 m;
– rafinăria Petrobrazi ZPetrobrazi = Z2 =147 m;
– valorile elevațiilor și a profilului traseului sunt redate în tabelul 8.1., și reprezentate în figura 8.1.;
Lungimea conductei Videle-PetrobraziL = 80 km = 80000 m.
Debitul ce trebuie transportat prin conducta ce urmează a fi proiectată este:
Viteza economică se alege între 1…3 m/s
vec = 1,2 m/s
8.2.CALCULUL DIAMETRULUI CONDUCTEI
Se aleg conform STAS trei diametre apropiate(d < d1< d2< d3 ), efectuându-se apoi pentru fiecare un calcul hidraulic și economic complet.
8.3.CALCULUL VARIAȚIEI TEMPERATURII LICHIDULUI ÎN LUNGUL CONDUCTEI.DETERMINAREA NUMĂRULUI ȘI AMPLASAMENTULUI STAȚIILOR DE ÎNCĂLZIRE
După algoritmul de mai sus vom calcula variația temperaturii lichidului de-a lungul conductei pentru fiecare dintre cele trei diametre de conductă aleasă.
d1: 85/8 inch di = 200,1 mm de = 219,1 mm e = 9,5 mm
– densitatea la 293,15 K;
T1= temperatura din punctul inițial al conductei
Tcr= 283,15 K temperatura la care viscozitatea țițeiului împiedică curgerea lichidului
10 pas de integrare
Primul interval:
Viteza reală de curgere:
Temperatura peretelui conductei a fost estimata la
Temperatura medie pentru primul interval:
Tm1=321,48 K = 48,33 C
Determinarea constantelor A și B din formula lui C. Walter pentru calculul variației viscozității cu temperatura
Se cunosc: – Viscozitatea țițeiului la t1 = 40 C
– Viscozitatea țițeiului la t2 = 50 C
⇒
⇿ = 2,4957
0,879 ⇿ = 2,5094
Matricea sistemului este S = = 0,0137
A = = 0,042 B = = – 0,012
A= = 3,0657 B= =-0,8759
Determinarea factorului pentru calculul variației densității cu temperatura:
Calculul vâscozității medii în masa lichidului și la peretele conductei pe intervalul 1:
Calculul densității medii în masa lichidului și la peretele conductei pe intervalul 1:
Căldura specifică masică a lichidului:
Coeficientul de convecție fluid-conductă:
Calculul conductivității termice a lichidului:
Calculul numărului Reynolds:
Calculul numărului lui Prandtl:
Calculul numărului lui Nusselt:
-calculul raportului
Coeficientul global de schimb de căldură:
Unde:
– diametrul interior al conductei;
– diametrul exterior al conductei;
– conductivitatea termică a conductei;
– conductivitatea termică a izolației;
– conductivitatea termică a solului;
– diametrul exterior al izolației;
– adâncimea de îngropare a axului conductei;
– coeficient de convecție fluid – conductă.
Lungimea tronsonului de conductă pe care proprietățile lichidului vor fi considerate constante va fi:
Unde:
– temperatura la intrare în tronson;
– pasul de integrare;
– temperatura mediului în care se află conducta.
Rezultă că temperatura țițeiului scade de la 328,15 K la 318,15 K,la o distanță de 8732,938 m de punctul inițial.
Variația temperaturii de-a lungul conductei va fi prezentată tabelar:
Varianta 1
Tabelul 8.2.Variația temperaturii în lungul conductei pentru d=85/8in
∑le=8721,01744+11307,77595+16173,50417+28601,46828=64803,7659 m
La 64803,7659 m temperatura țițeiului scade de la 328,15 K la 288,15 K,față de punctul inițial;deci se impune introducerea unei stații de încălzire intermediară la această distanță,stație ce va ridica temperatura țițeiului la valoarea de 318,15 K.După realizarea calculelor reiese că țițeiul va ajunge la rafinăria Brazi cu temperatura T>298,15 K.
Figura 8.2. Variația temperaturii în lungul conductei pentru un diametru de conducta de 8”
Varianta 2
Tabelul 8.3.Variația temperaturii în lungul conductei pentru d=10 3/4in
∑le=7659,66455+9938,97173+14229,46116+23790,66687=55618,76431 m
La 55618,76431 m temperatura țițeiului scade de la 328,15 K la 288,15 K,față de punctul inițial;deci se impune introducerea unei stații de încălzire intermediară la această distanță,stație ce va ridica temperatura țițeiului la valoarea de 328,15 K.După realizarea calculelor reiese că țițeiul va ajunge la rafinăria Brazi cu temperatura T>298,15 K.
Figura 8.3. Variația temperaturii în lungul conductei pentru un diametru de conducta de 10”
Varianta 3
Tabelul 8.4.Variația temperaturii în lungul conductei pentru d=12 3/4in
∑le=6298,991588+8183,837134+11736,13185+19473,40789=45692,368462 m
La 45692,368462 m temperatura țițeiului scade de la 328,15 K la 318,15 K,față de punctul inițial;deci se impune introducerea unei stații de încălzire intermediară la această distanță,stație ce va ridica temperatura țițeiului la valoarea de 318,15 K.După realizarea calculelor reiese că țițeiul va ajunge la rafinăria Brazi cu temperatura T>298,15 K.
Figura 8.4. Variația temperaturii în lungul conductei pentru un diametru de conducta de 12”
8.4. CALCULUL HIDRAULIC AL CONDUCTEI PENTRU TRANSPORTUL ȚIȚEIULUI LA CALD.DETERMINAREA NUMĂRULUI ȘI AMPLASAMENTULUI STAȚIILOR DE POMPARE
Calculul căderii de presiune este mai complicat în cazul în care printr-o conductă se transportă petrol brut sau orice produs încălzit,deoarece panta hidraulică nu mai este în general constantă,ci poate depinde de temperatura.
DATE INIȚIALE:
ZVidele = Z1 = 226 m;
ZPetrobrazi = Z2 = 147 m;
Densitatea la 20C (293,15 K) :20 =293,15 =920 kg/m3
Temperatura în punctul inițial al conductei:;
Temperatura critică de curgere a fluidului: ;
Temperatura mediului în care se află conducta: = 2
Temperatura aleasă considerând curgerea izotermică de comparație:
Debit util: Q = 135 /oră = 0.0375 m3/s;
Constantele necesare calculului variației vâscozității: ;
A = 3,0657
B = -0,8759
Factor necesar calculului variației densității: ;
Densitatea considerând curgerea izotermică de comparație:
Vâscozitatea considerând curgerea izotermică de comparație:
Tabelul 8.5 Valorile elevațiilor pe traseul Videle-Brazi
Figura 8.5. Reprezentarea grafică pentru valorile elevațiilor și a profilului traseului
Varianta 1
Viteza reală de curgere:
Pentru rezolvarea numerică a integralei se dau valori lui , din douăîn două grade.
Intervalul 1:
Calculul vâscozității medii în masa lichidului și la peretele conductei pe intervalul 1:
Calculul densității medii în masa lichidului și la peretele conductei pe intervalul 1:
Căldura specifică masică a lichidului:
Coeficientul de convecție fluid – conductă:
– conductivitatea termică a lichidului:
Numărul lui Reynolds:
Numărul lui Nusselt:
Numărul lui Prandtl:
-calculul raportului
Nu
Coeficientul global de schimb de căldură:
Unde:
– diametrul interior al conductei;
– diametrul exterior al conductei;
– conductivitatea termică a conductei;
– conductivitatea termică a izolației;
– diametrul exterior al izolației;
– conductivitatea termică a solului;
– adâncimea de îngropare a axului conductei;
– coeficient de convecție fluid – conductă
Relația dintre temperaturăși lungime:
Coeficientul de rezistenț hidraulică:
Parametrii în cazul curgerii izotermice de comparație
Numărul Reynolds:
Coeficientul de rezistență hidraulică pe interval:
Calculul presiunii din punctul inițial(înălțimea de pompare):
1=328.15==920-0,615328,15-293,15)=898,475
Panta hidraulică:
Variația presiunii în lungul conductei
Unde:
– parametrii în cazul curgerii izotermice de comparație la
+225-226
=1098.463+225-226
= 549.145 m
Înălțimea de pompare la distanța de 1678.035 m este 549.145 m .
Rezultatele calculelor pentru cele trei diametre sunt notate în tabelele următoare:
Varianta 1
Tabelul 8.6. Calculul căderii de presiune în lungul conductei pentru varianta 1 având
Figura 8.6 Diagrama de presiune pe conducta de 85/8in Videle-Brazi
După 17038,25 m , presiunea scade de-a lungul conductei,de la 558,38 m la 326,26 m.
Tendința de scădere a presiunii este vizibilă,necesitând instalarea unei stații de pompare în acest punct.Temperatura produsului ajunge la 298,15 K,aproape de valoarea critică a țiteiului vehiculat,astfel este necesară instalarea unei stații de încălzire (318,15 K),care influențează vizibil diagrama presiunii pe conducta de 8”,aceasta raportând o creștere.Din acest moment presiunea scade,fară a mai fi nevoie însă de instalarea altui tip de instalații până la Petrobrazi.
Varianta 2
Tabelul 8.7. Calculul căderii de presiune în lungul conductei pentru varianta 2 având 103/4in
Figura 8.7 Diagrama de presiune pe conducta de 103/4 in Videle-Brazi
În cazul de față după 23492,88 m , presiunea scade de-a lungul conductei, de la 558,384 m la 261,635 m și se instalează o stație de pompare în acest punct.La 40126,81 m se instalează și o stație de încălzire (298,15 K) necesară pentru ca țițeiul să nu atingă temperatura critică și să nu poată fi transportat la destinație.
Varianta 3
Tabelul 8.8. Calculul căderii de presiune în lungul conductei pentru varianta 1 având 3/4in
Figura 8.8 Diagrama de presiune pe conducta de 123/4 in Videle-Brazi
Varianta numărul 3 este similară cu cele precedente,avem nevoie de o stație de pompare la 19313,529 m distanță de Videle,înălțimea de pompare scade de la 558,79 m la 245,245 m.În continuare presiunea este influențată de instalarea unei stații de încălzire (318,15 K) la 35378,094 m.
CONCLUZII
Ca urmare a creșterii activității de extracție și de prelucrare a petrolului, s-a dezvoltat în paralel și aceea de colectare, transport și depozitare, atât a petrolului brut cât și a produselor petroliere.
Transportul ocupă o ramură importantă deoarece reprezintă principala legătură a unui sistem ce s-a dezvoltat de-a lungul timpului în premiza utilizării produselor petroliere ca sursă principală de enrgie al umanității.Rolul acestuia este de alimentare a zonelor în care nu există zăcăminte de țiței sau nu pot fi exploatate,de alimentare cu carburanți si lubrifianți si de aprovizionarea rafinăriilor și combinatelor petrochimice.
Această operațiune se face printr-un sistem de parcuri, conducte de legătură, depozit și în cele din urmă, rafinărie, acest sistem putând fi adoptat la procesele automatizate , ușurând în acest fel responsabilitatea personalului angajat.
Ținând cont de faptul că transportul produselor petroliere prin conducte are costul cel mai redus, acesta are prioritate față de alte metode de transport. Întreținerea sistemului este ușoară, el necesită revizii tehnice periodice de cîteva ori pe an de către persoane autorizate.
Studiul prezentat are ca scop îmbunătățirea procesului de transport pentru reducerea sau evitarea pe cât posibil a pierderilor de produse petroliere,deoarece transportatorul este în dezavantaj prin prezența acestora.Pierderile reprezintă un factor extrem de important ce influențează activitatea dusă în privința protecției mediului,însă, deloc de neglijat este și coroziunea conductelor care provoacă pierderile accidentale despre care am amintit în capitolul 5.Având în vedere problemele enumerate anterior,activitatea de transport trebuie studiată și din punct de vedere economic,deoarece trebuie să fie rentabil,să vehiculeze cantități mari de produse pe o perioadă îndelungată.
În concluzie activitatea de transport trebuie atent studiată,din toate punctele de vedere pentru a contribui la îmbunătățirea acesteia intr-un mod real.
Un alt aspect ce trebuie urmărit este acela de sporire a activității în exploatare,respectiv mărirea capacității de transport,evidențiat prin diverse metode:montarea unei intercalații sau derivații,micșorarea vâscozității țițeiului prin încălzire sau amestecare cu alt produs petrolier sau prin creșterea presiunii de pompare.În cazul micșorării capacității de transport prin micșorarea vâscozității se implementează stații de încălzire pe traseu,iar în cazul creșterii presiunii de pompare,evident se montează în stațiile existente noi pompe.
În urma calculelor efectuate putem lua în considerare toate cele trei variante (pentru cele trei diametre),conducta fiind bine dimensionată,rezistând și eforturile ce apar în pereții acesteia,efortul datorat de variația temperaturii,efortul datorat presiunii interioare și a greutății lichidului,efortul unitar tangențial dar si cel unitar radical aparut în desfășurarea procesului.Alegerea mea este varianta a doua de calcul, 103/4 in ,în care la 23492,88 m este instalată o stație de pompare și la La 40126,81 m este instalată o stație de încălzire (298,15 K).
Este o variantă avantajoasă din punct de vedere economic în comparație cu varianta numărul 3 și mult mai eficientă decât prima variantă.
NORME DE TEHNICA SECURITĂȚII ȘI PROTECȚIA MUNCII
PREVENIREA ȘI STINGEREA INCENDIILOR
La elaborarea prezentului proiect s-au avut în vedere următoarele:
• Legea 212/1997 pentru aprobarea O.G. nr. 60/1997 privind apărarea împotriva incendiilor;
• Norme generale de prevenire și stingere a incendiilor, aprobate cu Ordinul M.I. nr. 775/1998;
• Norme de prevenire și stingere a incendiilor și de dotare cu mijloace tehnice de stingere pentru unitățile M.P., aprobate cu Ordinul nr. 869/89;
• Normativ departamental pentru proiectarea și executarea instalatiilor din punct de vedere al prevenirii și stingerii incendiilor în industria extractivă de tiței și gaze (N.P.C.I.P.G. – 1989);
• Normativ departamental pentru stabilirea distanțelor din punct de vedere al prevenirii incendiilor dintre obiectivele componente ale instalațiilor tehnologice din industria extractivă de petrol și gaze, aprobat cu Ordinul nr. 278/86;
• Prevederile din normativele în vigoare.
Măsurile de prevenire și stingere a incendiilor din prezentul proiect nu sunt limitative, după caz constructorul și beneficiarul urmând să ia și alte măsuri ce se impun. După punerea în funcțiune a construcției este interzisă executarea de lucrări,de completări sau modificări ale construcției,fără acordul proiectantului.
Prevederi specifice
La efectuarea unor remedieri pe conducte ca: înlocuirea garniturilor degradate la tlanșe, asamblarea de șarniere pentru astuparea unei perforări a conductei, înlocuirea de robinete etc. se vor folosi numai scule care nu produc scântei prin lovire sau frecare.
Se interzice staționarea personalului în timpul execuției probei de încercare hidraulică la rezistență în imediata apropiere a traseului conductelor. Apropierea de conducte și examinarea lor este permisă numai după reducerea presiunii de încercare la valoarea de 2 bar.
Se interzice cu desăvârștre efectuarea fără program de lucru aprobat a lucrărilor programate de reparații capitale, intervenții sau remedieri de defecte la conductele de transport și la instalațiile tehnologice aferente acestora, dacă acestea impun lucrul cu foc sau scoaterea din funcțiune a conductelor.
Remedierea provizorie a defectelor, suduri, racordări și perforări la conducte și instalațiile tehnologice aferente, aflate în funcțiune, se permit numai în cazuri excepționale, folosind muncitori de înaltă calificare, sub conducerea șefului de brigadă și cu respectarea tuturor măsurilor prevăzute prin normele tehnice și de protecția muncii.
În cazul spargerii conductelor, se vor lua următoarele măsuri:
a) se vor efectua manevrele necesare opririi funcționării (închiderea de robinete, blindarea, izolarea etc.);
b) se vor stinge toate sursele de foc pe o rază de 100 m în jurul punctului unde a avut loc spargerea conductei;
c) se interzice fumatul în zonă;
d) se va interzice circulația în zonă a oricăror persoane și milloace de transport care nu au legătură cu lucrările de reparație a conductei;
e) vor fi anunțate formația civilă de pompieri și organele locale;
f) se vor organiza în mod cât mai rațional lucrările de reparație a conductei;
g) iluminatul în zona de lucru se va face cu lămpi de construcție antiexplozivă;
h) pe o rază de 100 m zona de lucru va fi marcată cu tăblițe avertizoare "Pericol de incendiu, interzis aprinderea focului".
De asemenea, se vor aplica și respecta prevederile din "Primul ajutor în caz de accidente" – M.P. 1968, în cazul producerii de accidente umane în timpul execuțiilor de montaj sau în timpul exploatării, reviziei și reparației conductei. Concomitent cu primul ajutor acordat se va cere și ajutorul organului sanitar local.
În timpul exploatării, conductele vor fi supuse lucrărilor de reparații doar cu elaborarea de instrucțiuni proprii de exploatare pe baza documentației din proiect și a normelor departamentale în vigoare.
PROTECȚIA MUNCII
Pentru a înlătura pericolul producerii accidentelor de muncă este necesar să fie respectate atât de constructor (în faza de construcții – montaj), cât și de beneficiar (în faza de exploatare a conductei) normele în vigoare, respectiv:
a) Legea Protecției Muncii nr. 90/1996 a MMPS;
b) Norme Generale de Protecția Muncii – MMPS – MS;
c) Norme de prevenire și stingere a incendiilor și dotare cu mijloace tehnice de stingere pentru unitățile Ministerului Petrolului – Ordin 869/1990.
Normele menționate mai sus nu sunt limitative, ele putând fi completate, după caz, cu norme pe care constructorul și beneficiarul le consideră necesare.
A.Măsuri de protecția muncii prevăzute în proiect pentru asigurarea funcționării conductelor fără pericole de accidente tehnice și umane:
a) tronsoanele înlocuite au fost dimensionate la presiunea maximă de regim;
b)traseul tronsoanelor de conducte înlocuite a fost ales astfel încăt să se respecte distanțele din punct de vedere al prevenirii incendiilor dintre acesta și centrele populate (locuințe);
c) s-a prevăzut efectuarea probelor de presiune, astfel încăt tronsoanele de conducte înlocuite să poată funcționa la presiunea maximă de regim.
La lucrările de construire, exploatare și reparație a conductelor și a obiectivelor aferente acestora, pe lăngă NUPM se vor respecta obligatoriu normele departamentale de protecția muncii pentru:
• instalații de ridicat;
• lucrări de construcții, terasamente și montaj;
• alimentări cu apă și canalizări;
• colectarea probelor și scurgerilor de produse;
• manipulări și transporturi de utilaje și materiale;
• instalații de telecomunicatii;
• lucrări de sudura metalelor;
• transporturi auto;
• șantiere de petrol și gaze;
• igiena industrială;
• norme de prevenirea și stingerea incendiilor.
B.Măsuri de protecția muncii la construirea conductelor :
• manevrarea țevilor la încărcare, respectiv descărcare, se va face cu grijă, cu ajutorul macaralei șj prinderea acestora de ambele capete;
• așezarea țevilor se va face pe teren drept și nivelat;
• stivuirea țevilor se va face pe suporți adecvați tip "șa''; numărul rândurilor nu va fi mai mare de 5;
• sub liniile de tensiune nu se va lucra cu brațul macaralei ridicat;
• efectuarea probelor de presiune se va face sub supravegherea continuă a conductelor cu personal special instruit, dispus din loc în loc în lungul conductelor;
• tăierea conductelor în vederea înlocuirii se va face după izolarea acestora și numai cu ajutorul cuțitului cu role. Conductele nu se vor tăia cu flacără oxiacetilenică sau electrod de sudură;
• purjarea conductelor se va face asigurându-se un debit constant; evacuarea fluidului se va face la extremitatea conductei opuse celei de introdus;direcția de refulare se va alege astfel încat să nu pună în pericol persoanele din jur.
C. Măsuri de protecția muncii ce trebuie aplicate în exploatarea conductelor :
• se raportează de urgență pe cale ierarhică toate situațiile de funcționare anormală și care reduc securitatea în exploatare și în special apariția de spargeri ale conductelor, scurgeri produs, zone de alunecări de teren ce afectează conductele; starea tehnică a conductelor și a armăturilor în apropierea construcțiilor, obiectivelor industriale, sociale, drumuri, căi ferate, traversări de ape;
• se interzice amplasarea de construcții și executarea de lucrări în zona de protecție, de către terți la distanțe mai mici decât cele admise în normativ;
• dezghețarea robinetelor și a celorlalte armături este permisă numai prin folosirea apei calde; • toate robinetele vor avea tăblițe indicatoare pentru natura fluidulut, sensul închis-deschis și numărul de ture necesar închiderii.
Măsuri ce se iau în cazul avariilor pe conducte:
• Remedierea defectelor, montarea armăturilor, cuplarea conductelor și traversărilor etc, se execută fără presiune de fluid în tronsonul cuprins între două robinete de secționare consecutive, ținând cont de următoarele:
oprirea pompării și reducerea presiunii în conducte;
locarea robinetelor și marcarea cu plăcute avertizoare pentru evitarea deschiderii accidentale a acestora in timpul lucrului
echiparea fiecărui sudor cu costum de azbest;
controlul prezenței eventualelor emisii de gaze prin perforarea conductei cu ajutorul unui burghiu mecanic sau prin verificarea suprapresiunii sau a tirajului în cazul conductelor sparte;
la punctele de manevră și la locul lucrării se vor asigura mijloace de telecomunicație pentru menținerea legăturii între echipe, sediul brigăzii, dispeceratul unității și mijloacele de transport pentru eventualele intervenții.
• Conductele vor intra în exploatare numai după efectuarea tuturor probelor prevăzute în proiect, pentru a avea certitudinea bunei stări de funcționare care să excludă spargerile, scurgerile de lichid și posibilitatea de incendiu.
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Transportul Prin Conducte al Petrolului (ID: 164014)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.