Строительство трубопровода для «горячей» перекачки

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ  РФ
ФГБОУ  ВО «ДАГЕСТАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет _____________________ НГиПО _______________________________________________
Кафедра _________________ЭиООТиХНГиПП __________________________________________
Код и направления _________21.03.01 «Нефтегазовое дело»_____________   _________________


                              Утверждаю:
                            Утверждаю
	
                     Зав.  кафедрой  ЭиООТиХНГиПП
                    Заведующий кафедрой НГД

________________Магомедов М-С.Б.
____________Ибрагимов А.И.


ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ДИПЛОМНОМУ (ОЙ) ПРОЕКТУ (РАБОТЕ)
НА ТЕМУ:
Строительство трубопровода для «горячей» перекачки 10 млн. т. высоковязкой нефти на расстояние 900 км. от Избербаша до Новороссийска

                                                                               



Руководитель                                                                                               Дибиров М.М.
                                                                                                             

Нормоконтролёр                                                                                                            Омаров К.М.


Дипломник                                                         	                                        Казиев А.М.






Махачкала 2016 г.

Аннотация
     Казиев Арсланбек Магомедсаидович. Строительство трубопровода для «горячей» перекачки 10 млн. т. высоковязкой нефти на расстояние 900 км. от Избербаша до Новороссийска. Квалификационная работа содержит введение, четыре  раздела, основные результаты, выводы, список литературы. Руководитель Дибиров М.М., главный геолог ООО «Чеченпроект». 
	В выпускной квалификационной работе изложены основные положения по строительству трубопровода, приведены общие сведения о трассе трубопровода, выбору трассы, защите трубопровода. Также представлены гидравлический расчет, расчет насосных и тепловых станций,   сведения об охране труда и охране окружающей среды.
	Объем работы составляет 161 страниц, в том числе 9 рисунков и 7 таблиц. 


Содержание
Аннотация……………………………………………………..………………….2
Введение …………………………………………………………………….……5
РАЗДЕЛ  1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ…………………………………….7
1.1. Инженерно – геологические изыскания. …………………………….……..7
1.2. Проектирование магистрального трубопровода …………………......…..10
	1.2.1.История развития трубопроводного транспорта……………....….10
	1.2.2.Современные   требования   к   строительству   объектов	 трубопроводного транспорта………………………………...…………………20
	1.2.3.Правовые   основы   строительства   магистрального	 трубопровода……………………………………………………………….…….22
	1.2.4. Изыскание и трассирование трубопроводов…………………...…31
1.3. Защита трубопровода от коррозии……………………………………...…35
	1.3.1. Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии………..35
     1.3.2. Гальваническая протекторная защита от коррозии…………...…36
     1.3.3. Катодная защита от коррозии……………………………………..37
     1.3.4. Дренажная защита от коррозии……………………………….…..38
1.4.Особенности очистки полости и испытания трубопроводов, прокладываемых в различных условиях……………………………………….39
     1.4.1. Очистка полости и испытание системы магистральных трубопроводов, прокладываемых в условиях вечной мерзлоты…………..…39
     1.4.2. Очистка полости и гидравлическое испытание системы магистральных трубопроводов, прокладываемых в обычных условиях….....48
     1.4.3. Очистка полости и испытание магистральных трубопроводов,
прокладываемых в горных условиях…………………………………………...54
     1.4.4. Очистка полости и испытание участков трубопроводов категории В и I……………………………………………………………………………….57
     1.4.5. Гидравлические испытания трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста)…………………………………………..….60
РАЗДЕЛ  2. РАСЧЕТНАЯ  ЧАСТЬ……………………………………….….71
2.1. Гидравлический расчет трубопровода…………………………………….71
	2.1.1. Расчет количества насосных станций……………………….…….78
	2.1.2. расстановка насосных станций по трассе……………………..….80
2.2. Расчет тепловых станций……………………………………………….…..83
2.3.Локальная смета на сооружение участка магистрального 
трубопровода ………………………………………………………………….…85
РАЗДЕЛ  3. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ НЕФТЕГАЗОВОГО БИЗНЕСА  ………………………………………………………………………91
3.1.Основные понятия и категории …………………………………………….91
3.2.Общие принципы анализа экологических рисков …………………….…..98
3.3.Принципы обеспечения экологической безопасности при сооружении и эксплуатации нефтегазовых объектов ………………………………….....….107
3.4. Мероприятия по защите окружающей среды при проектировании и строительстве нефтегазовых объектов …………………………………….....113
     3.4.1.Общие положения…………………………………………...…….113
     3.4.2. Воздействие на земельные ресурсы, атмосферный воздух, водную среду, флору и фауну…………………………………………………………..115
     3.4.3. Сбор и утилизация строительных отходов, мусора, производственных и бытовых отходов…………………………………….....120
РАЗДЕЛ  4. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ……….122
4.1.Охрана труда при строительно-монтажных и ремонтных работах………………………………………………………..………………....122
     4.1.1.Погрузочно-разгрузочные работы, перемещение тяжестей и транспортирование грузов……………………………………………………..122
     4.1.2. Сварочные работы…………………………………………….…..129
     4.1.3. Земляные работы и прокладка трубопроводов……………...…..134
4.2. Электробезопасность…………………………………………………...…139
	4.2.1.Основные защитные мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию электроустановок………………………………………….…..139
	4.2.2.Требования техники безопасности при обслуживании электроустановок объектов бурения, добычи, сбора и транспорта нефти и газа…………………………………………………………………………..…..141
4.3. Противопожарные мероприятия……………………………………….....146
	4.3.1.Общие меры по обеспечению пожарной безопасности………....146
	4.3.2.Меры по обеспечению пожарной безопасности отдельных технологических процессов………………………………………………..…..148
Заключение…………………………………………….………………………158
Список использованной литературы………………………………………160

Введение
     Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта нефти и природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.
     Оптимальный режим эксплуатации магистральных нефте- и газопроводов заключается, прежде всего, в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку трубопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе, как правило, через каждые 100— 150 км. Длина участков трубопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления нефти и газа на данном участке трассы, а с другой, исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.
     Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа перекачивающих агрегатов (ПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.
     Газ, в основном из крупных месторождений Западной Сибири, поступает потребителям в густонаселенные районы страны, на рынки Западной, Центральной и Восточной Европы и в некоторые страны СНГ. 
     Мощная и разветвленная сеть магистральных трубопроводов                                                                                                    с тысячами установленных на них газоперекачивающих агрегатов, многие из которых уже выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал компрессорных цехов и производственных предприятий по обслуживанию трубопроводов  детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить, прежде всего, работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энерготехнического  оборудования КС.
     Основными стратегическими приоритетами нефтегазового омплекса являются:
     –повышение капитализации;
     –стабилизация добычи газа и укрепление сырьевой базы;
     –развитие и совершенствование трубопроводного транспорта;
     –реализация крупных международных проектов;
     –повышение экономической эффективности производства;
     –развитие инновационных методов в нефтегазовом комплексе.
     Укрепление сырьевой базы Общества будет осуществляться за счет освоения новых месторождений и наращивания добычи на введенных в действие.
Повышение экономической эффективности производства, в первую очередь, связано с использованием передовых достижений научно-технического прогресса. Это – увеличение коэффициента полезного действия перекачивающих агрегатов, углубление степени переработки углеводородного сырья, применение принципиально новых методов неразрушающего контроля технического состояния магистральных трубопроводов и агрегатов, совершенствование техники и технологии проведения ремонтов.









1. Перекачка нефти с подогревом
     Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом. Поэтому мы рассмотрим ее наиболее подробно.
     Существует несколько вариантов перекачки высокозастывающих нефтей с подогревом. Для коротких (чаще нефтебазовых) трубопроводов используют методы электроподогрева:
     - путем пропуска электрического тока по телу трубы;
     - применением электронагревательных элементов в виде специальных кабелей и лент.
     Прямой электроподогрев трубы заключается в подсоединении источника переменного тока напряжением не выше 50 В к изолированному участку трубопровода. При прохождении по нему электрического тока согласно эффекту Джоуля выделяется тепло и происходит равномерный нагрев стенок трубопровода и находящегося в нем продукта. В качестве источника питания, как правило, применяются однофазные трансформаторы. С учетом требований техники безопасности и незначительного сопротивления труб напряжение источника питания составляет 12...36 В. Максимальная длина трубопровода, обогреваемого от одного источника питания, равна 1200 м. При большей длине обогреваемый трубопровод разбивается на несколько самостоятельных участков и питание подводится к каждому из них в отдельности. В этом случае стоимость электрической системы подогрева значительно возрастает за счет большого числа пунктов питания и длины соединительных проводов. Использование данного метода на магистральных трубопроводах сдерживается и по техническим причинам: нагреваемый участок должен быть электрически изолирован от грунта, чтобы предотвратить большие утечки тока.
     Более распространены электронагревательные элементы в виде кабелей и лент. Кабели высокого сопротивления имеют термостойкую электроизоляцию и защиту от механических повреждений. Монтируются в основном с наружной поверхности трубы. Энергопотребление нагревательного кабеля составляет около 100 Вт на 1 м трубы. Прокладка нагреваемого кабеля внутри трубы более эффективна, чем снаружи, так как все тепло идет на разогрев нефти. Недостатком  греющих кабелей является неравномерность нагрева трубы по периметру, что приводит к необходимости поддерживать на кабеле высокую температуру. Мощность, потребляемая греющим кабелем, достигает 4000 кВт, а обогреваемая длина 13,2 км.
     Большее распространение для подогрева труб получили электронагревательные ленты шириной 25...80 мм, с длиной активной части от 3 до 40 м и толщиной 1,5 мм. Лента наматывается на трубопровод и его фасонные части. Для сокращения теплопотерь трубопровод с гибкой лентой покрывается тепловой изоляцией.
     Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ “горячей” перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод и периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе движения. Принципиальная схема такой перекачки следующая (рис. 1).
     Нефть с промысла по трубопроводу 1 подается в резервуарный парк 2 головной перекачивающей станции. Резервуары оборудованы подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти, позволяющая выкачать ее подпорными насосами 3. 
     Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием магистральных насосов 5. Магистральными насосами нефть закачивается в магистральный трубопровод 6.
     
      Рис. 1. Принципиальная технологическая схема «горячей» перекачки.
      1 – подводящий трубопровод; 2,9 – резервуары; 3 – подводящий насос; 4,7,10 – дополнительные подогреватели (печи подогрева);                              5,8 – основные насосы.
      ГНТС – головная насосно-тепловая станция; НТС – насосно-тепловая станция; КП – конечный пункт.
     По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25...100 км устанавливают пункты подогрева 7. Далее нефть попадает на промежуточную насосную станцию 8, где также установлены подогреватели и все повторяется снова. В конце концов нефть закачивается в резервуары 9 конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.
     В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 “горячих” магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод Узень-Гурьев-Куйбышев.
     Так как данный способ перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов получил наибольшее распространение мы уделим ему больше внимания.
     
     
2. Техника, технология и расчет  “горячей” перекачки 
высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
2.1. Оборудование насосных и тепловых станций
     Оборудование насосных станций “горячего” трубопровода такое же, как и обычного. Это объясняется тем, что температура транспортируемой жидкости (нефти или нефтепродукта), с одной стороны, достаточно высока, чтобы  среда была текучей, а с другой - не превышает 100 оС.
     Для “горячей” перекачки высоковязких нефтей и нефтепродуктов применяют поршневые и центробежные насосы. Поршневые насосы имеют большую высоту всасывания (6...7,5 м), достаточно высокий коэффициент полезного действия при перекачке высоковязких жидкостей и постоянную подачу. Однако они конструктивно сложны, дороги, малопроизводительны, их подача неравномерна. 
     Наиболее широко применяются поршневые насосы марки НТ-45. Этот насос имеет 3 цилиндра двойного действия, подачу - 160 м3/ч при 75 об/мин;  давление нагнетания при нормальной эксплуатации 6,0 МПа; максимальное рабочее давление, которое насос может выдержать кратковременно (до 40 мин) - 7,5 МПа. Насос приводится в действие от электродвигателя или двигателя внутреннего сгорания. Он используется для проталкивания застывшей нефти в трубопроводе.
     Преимущественное распространение на магистральных трубопроводах получили центробежные насосы, к.п.д. которых при перекачке подогретых жидкостей составляет 75...80 %. Как и при транспортировке обычных нефтей при “горячей” перекачке наилучшей схемой технологической обвязки насосных станций является последовательная установка 2...3 рабочих и одного резервного агрегатов.
     Известно, что с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости напор и к.п.д. центробежного насоса снижаются, а потребляемая мощность возрастает. Поэтому центробежный насос лучше устанавливать после теплообменных агрегатов. Однако такое расположение в ряде случаев оказывается неосуществимым, т.к. гидравлическое сопротивление коммуникаций на всасывающей линии оказывается очень большим. В результате насосу не хватает подпора, и он начинает работать с кавитацией. В связи с этим на крупных нефтепроводах подпорные и основные насосы устанавливаются перед теплообменными аппаратами и перекачивают охлажденную нефть повышенной вязкости. 
     При перекачке жидкостей повышенной вязкости насос не может обеспечить паспортную подачу и напор, которые указываются для случая работы насоса на воде. Чтобы получить характеристику насоса при работе на вязкой нефти или нефтепродукте, производится пересчет характеристик.
     Подогрев нефти перед закачкой в трубопровод можно производить как в резервуарах, так и в специальных теплообменных аппаратах. Однако подогрев в резервуарах производится только до температуры, обеспечивающей выкачку нефти с заданной производительностью. Дело в том, что нагрев нефти в резервуарах до начальной температуры перекачки нецелесообразен из-за больших потерь тепла в окружающую среду и увеличения потерь легких (наиболее ценных) фракций нефти. Нефть в резервуарах нагревается с помощью трубчатых теплообменников. В качестве теплоносителя используется водяной пар, иногда горячая вода или горячая нефть. Применяются стационарные (змеевиковые или секционные) подогреватели, располагающиеся над днищем резервуара с уклоном по ходу теплоносителя для  удаления конденсата и обеспечивающие общий подогрев всей массы нефти в резервуаре.
     Разогретая в резервуарах нефть забирается подпорными насосами и подается в дополнительные подогреватели (если позволяет величина подпора) или в основные насосы, которые прокачивают нефть через подогреватели в магистральный трубопровод. С точки зрения безопасности эксплуатации подогревателей и повышения эффективности работы основных насосов их надо устанавливать после подогревателей. На промежуточных насосно-тепловых станциях при перекачке по системе “из насоса в насос” подогреватели  должны устанавливаться только на всасывающих линиях. В этом случае нефть поступает в насосы с высокой температурой, т.е. к.п.д. насосов будет высокий.
     Через подогреватели можно пропускать весь поток транспортируемой нефти или только часть ее. В первом случае вся нефть нагревается до заданной температуры перекачки Тн, во втором - часть нефти нагревается до значительно более высокой температуры, а на входе в трубопровод смешивается с холодным потоком. Во втором случае существует опасность разгонки нефти. Чтобы ее предотвратить в подогревателях надо поддерживать повышенное давление, что требует установки перед ними специальных насосов, а это не экономично.
     На магистральных “горячих” трубопроводах применяются паровые и огневые подогреватели. Среди паровых наибольшее распространение  получили многоходовые теплообменники с плавающей головкой. Они удобны в эксплуатации, компактны, доступны для осмотра и ремонта. Для улучшения теплообмена и удобства обслуживания нефть пропускают через трубки, а пар - через межтрубное пространство. Обнаружение нефти в конденсате указывает на выход подогревателя из строя. В этом случае его останавливают, прекратив поступление нефти. После слива ее остатков  подогреватель продувают паром и отключают от паровой линии.
     В последние годы на “горячих” магистральных трубопроводах начали применяться огневые подогреватели. Такими подогревателями, в частности, оборудован крупнейший в мире “горячий” нефтепровод Узень-Гурьев-Куйбышев. Принципиальная схема радиантно-конвекционной печи Г9ПО2В показана на рис. 2.
     Все пространство печи, смонтированной в металлическом каркасе 1, разделено на 2 зоны: радиантную I и конвекционную II. Радиантная зона в свою очередь поделена на две части стенкой 2 из огнеупорного кирпича, размещенной вдоль оси печи. В нижней части печи установлены по шесть форсунок 3 с воздушным распылением топлива. Топливом на нефтепроводе Узень-Гурьев-Куйбышев является транспортируемая нефть. Однако форсунки позволяют сжигать и газообразное топливо.
     В радиантной зоне печи на кронштейнах уложены трубы змеевика 4, по которому течет нефть. Нагрев нефти в этой зоне осуществляется в основном за счет лучистой энергии факела. Продукты  сгорания проходят затем в конвективную зону, где передача тепла текущей по трубкам нефти осуществляется за счет конвекции. Из конвективной зоны печи продукты сгорания через дымовую трубу 5 выбрасывается в атмосферу.
     Регулирование тяги в печи осуществляется с помощью шибера 6. Стены печи покрыты изнутри огнеупорной обмуровкой, а снаружи тепловой изоляцией. 
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     

     Высота печи без дымовой трубы достигает 10,5 м. Пропускная способность - 600 м3/ч. Нефть нагревается с 30 до 65 оС. Максимальное рабочее давление нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5 МПа. Теплопроизводительность   печи    составляет   10500 кВт,  а  к.п.д.  достигает 0,77 (фактически 0,5), что свидетельствует о её высокой тепловой эффективности.
     Рассмотрим теперь методы расчета “горячей” перекачки. Для определения потерь напора в “горячем” трубопроводе надо знать температуру нефти в любом его сечении.
2.2. Тепловой режим магистральных трубопроводов при 
перекачке высоковязких и высокозастывающих нефтей
Подогретая нефть, двигаясь по трубопроводу, отдает тепло в окружающую среду и постепенно остывает. Выделим на расстоянии х от начала трубопровода участок длиной dx и составим для него уравнение теплового баланса (рис. 3).
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
Рис. 3. Схема к выводу закона изменения температуры нефти по длине     трубопровода

     При движении нефти через рассматриваемый участок она охладится на dT и потеряет в единицу времени количество тепла (изменение теплосодержания) 
dq_1=-M?c_p?dT,                                                       (1)
где 	M - массовый расход;
	ср - теплоемкость нефти.
     Знак “минус” учитывает, что температура нефти по мере удаления от пункта подогрева уменьшается ( dT ? 0 ).
     Изменение температуры нефти в трубопроводе происходит по следующим причинам:
     - отдача тепла в окружающую среду
dq_2=K?D?(T-T_0 )?dx ;                                            (2)
     - нагрев нефти вследствие выделения тепла трения
dq_3=-Mgi?dx;                                                      (3)
     - нагрев нефти вследствие выделения из нее кристаллов парафина
dq_4=M??/(T_нп-T_кп )?dT,                                                (4)
где 	К - полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую 	среду;
	D - внутренний диаметр отложений в трубопроводе;
	Т - температура нефти в сечении x;
	То - температура окружающей среды; 
	i - средний гидравлический уклон;
	? - массовая доля парафина в нефти;
	? - теплота кристаллизации парафина;
	Тнп, Ткп - температуры соответственно начала и конца выпадения парафина.
     Соответственно уравнение теплового баланса для нефти, находящейся в участке трубы длиной dx, примет вид
?-Mc?_p dT=K?D?(T-T_0 )dx-Mgidx+M??/(T_нп-T_кп )?dT.                  (5)
     Разделяя переменные, получим
dx=(-M?(c_p+? (???)/(T_нп-T_кп ))?)/(K?D?(T-T_0 )-Mgi)?dT .                                 (6)
     Интегрируя левую часть уравнения (6) от 0 до x, а правую от Тн до Т(х), после ряда преобразований получим
T(x)=T_0+?+(T_н+T_0-?)?e^(-ax),                          (7)
где	?, а - расчетные коэффициенты
?=Mgi/K?D;                     a=K?D/M(c_p+? (???)/(T_нп-T_кп ))?   .
	
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     



     
     Из формулы (4) как частный случай (? = 0, ? = 0 ) получается формула Шухова.
     Характер изменения температуры нефти в трубопроводе при различных сочетаниях ? и ? приведен на рис. 4.
     
     Из рис. 4 видно, что вследствие выделения тепла трения температура нефти несколько превышает температуру окружающей среды. Чем больше в нефти парафина, тем медленнее она остывает.
     Полный коэффициент теплопередачи, входящий в формулу (7), определяется из уравнения
1/KD=1/(?_1 D)+?_(i=1)^n?1/(2?_i ) ln D_(i+1)/D_i +1/(?_2 D_из )  ,                              (8)
где 	?i, Di, Di+1  - коэффициент теплопроводности, внутренний и на-                       ружный диаметры i - того слоя  (отложений, трубы, изоляции);
	?1 - внутренний коэффициент теплоотдачи, характеризующий
	теплоперенос от нефти к внутренней поверхности отложений;
	?2 - внешний коэффициент теплоотдачи, характеризующий 
	теплоперенос от внешней поверхности изоляции в окружающую
	среду;
	Dиз - наружный диаметр изоляции.
     Внутренний коэффициент теплоотдачи определяется по формуле		
?_1=?_н/D Nu ,                                                     (9)
где 	?н - коэффициент теплопроводности нефти.
     Величина числа Нуссельта определяется по экспериментальным формулам в зависимости от режима перекачки, например, по Михееву:
     -    при ламинарном режиме (Re ? 2000)
Nu=0,17Re^0,33?Pr^0,43?Gr^0,1?(Pr/Pr_w )^0,25,                           (10)
 при турбулентном режиме (Re ? 10000)
Nu=0,021Re^0,8?Pr^0,43 (Pr/Pr_w )^0,25,                                    (11)
     Re, Pr< Gr - числа Рейнольдса, Прандтля и Грасгофа
	
Re=?D/?;        Pr=(??c_p)/?_н ;        Gr=(D^3 g?_t (T-? T_w )  )/?^2 ;

	?t - коэффициент температурного расширения;
	Тw - средняя температура стенки трубопровода.
     В переходной области 2000 ? Re ? 10000 величина коэффициента ?1 определяется интерполяцией.
     Внешний коэффициент теплоотдачи определяется по формуле Аронса - Кутателадзе
?_2=(2?_гр)/(D_из?ln((4H_п)/D_из +? 1/Nu_0 )? )  ,                                       (12)
где 	Hп  - приведенная глубина заложения трубопровода, 
H_п=H+H_сн??_гр/?_сн   ;                                             (13)
	Н - фактическая глубина заложения;
	Нсн - высота снежного покрова;
	?гр, ?сн - коэффициент теплопроводности соответственно грунта 
	и снега; 
	Nu - число Нуссельта при теплоотдаче в воздух,
Nu_o=(?_o H)/?_гр   
	?o - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух,
	?o ? 11,63 Вт/(м?град).
     При H/Dиз ? 2 вторым слагаемым под знаком логарифма можно пренебречь. Данное равенство выполняется в случае, когда Dиз ? 600 мм.
     Для трубопроводов без специальной тепловой изоляции прокладываемых в грунтах малой влажности, при турбулентном режиме течения с малой погрешностью можно принять К ? ?2.
     Из вышеприведенных формул видно, что при проектировании “горячих” трубопроводов дополнительно надо располагать данными о коэффициенте теплопроводности грунта, а также о теплоемкости и коэффициенте теплопроводности нефти.
2.3. Смешанный режим движения в “горячих” трубопроводах
     В большинстве “горячих” трубопроводов при  начальной температуре нефть течет в турбулентном режиме. Однако по мере удаления от пункта подогрева нефть остывает, ее вязкость возрастает, турбулентные пульсации молей жидкости ослабевают и на некотором удалении от пункта подогрева число Рейнольдса может стать равным критическому Reкр, при котором турбулентный режим течения переходит в ламинарный.
      Происходящую смену режима течения в “горячем” трубопроводе необходимо учитывать при гидравлическом расчете. Для этого надо знать протяженность участков с турбулентным и ламинарным режимами течения.
     В соответствии с формулой (7) длина участка с турбулентным течением равна
l_т=(Mc_p^*)/(K_т ?D)?ln (T_н-T_о-?_т)/(T_кр-T_о-?_т )  ,                                     (14)
где 	 - обобщенная теплоемкость нефти, c_p^*=c_p+(? ?? ??_п)/(T_к-T_о );
	Кт, ?т - соответственно полный коэффициент теплопередачи и 
	коэффициент  ? при турбулентном режиме течения нефти.
     Аналогично можно выразить длину участка с ламинарным течением
l_л=(Mc_p^*)/(K_л ?D)?ln (T_кр-T_о-?_л)/(T_к-T_о-?_л )  ,                               (15)
где Тк - температура нефти на входе в пункт подогрева.
     Соответственно расстояние между пунктами подогрева равно
l_тс=?l_т+l?_л=(Mc_p^*)/?D?(1/K_т ??ln (T_н-T_о-?_т)/(T_кр-T_о-?_т )+1/K_л   ?? (T_кр-T_о-?_л)/(T_к-T_о-?_л )).      (16)
     Во всех трех формулах присутствует неизвестная пока критическая температура Ткр. Выразим ее.
     По определению
Re_кр=?4Q?_кр/(?D?_кр )??_кр/?_кр =4М/(?D?_кр )  .                                            (17)
     Отсюда динамическая вязкость нефти, соответствующая смене режима ее течения равна
?_кр=4М/(?DRe_кр )  .                                                        (18)
     С другой стороны аналогично формуле Филонова-Рейнольдса можем записать
?_кр=?*e^(?-??_? (T_кр-T_ф ) ),                                                  (19)
где 	?? - динамическая вязкость нефти при известной температуре Т?;
	v? - крутизна вискограммы для динамической вязкости.
     Решая (18) и (19) совместно, находим
Т_кр=Т_*+1/u_? ?ln (?DRe_кр??_*)/4М.                                      (20)
     Возможны 2 частных случая. При Ткр ? Тк  в трубопроводе имеет место только турбулентный режим течения и расстояние между пунктами подогрева lтс равно
l_тс=(Mc_p^*)/(K_т ?D)?ln (T_н-T_о-?_т)/(T_к-T_о-?_т )                                       (21)
а при Тн ? Ткр режим течения в трубопроводе только ламинарный и расстояние между пунктами подогрева находится по формуле
l_тс=(Mc_p^*)/(K_л ?D)?ln (T_н-T_о-?_л)/(T_к-T_о-?_л )                                      (22)
2.4. Потери напора и гидравлический уклон в “горячем”
          трубопроводе
     Поскольку в “горячих”  трубопроводах в результате изменения температуры по длине непрерывно изменяется вязкость нефти, то пользоваться формулами по расчету потерь напора, полученными для случая изотермической перекачки, можно лишь на бесконечно малом участке длиной dx (где температуру нефти можно считать постоянной), то есть
dh_?=??(Q^(2-m) ?^m (x))/D^(5-m) ??_f (x)?dx ,                                  (23)
где 	?(x) - кинематическая вязкость нефти на расстоянии х от пункта 
	подогрева;
	?r(х) - поправка на неизотермичность потока в радиальном 
	направлении в том же сечении.
     Интегрируя левую часть данного выражения от 0 до h?, а правую - от 0 до х, получим
h_?=(?Q^(2-m))/D^(5-m) ??_0^x???^m (x)??_f (x)?dx=? (Q^(2-m)?x)/D^(5-m) ??1/x ?_0^x???^m (x)??_f (x)?dx.?    (24)
Интеграл в правой части данного выражения, деленный на х, есть среднеинтегральная вязкость нефти в степени m на участке длиной х, т.е.
?_(-p)^m=1/x ?_0^x???^m (x)??_f (x)?dx .?                                     (25)
     Следовательно, мы можем переписать (24) в виде
h_?=? (Q^(2-m)??_cp^m?x)/D^(5-m)                                            (26)
что совпадает с уравнением для расчета потерь напора при изотермической перекачке нефти с температурой Тср.
     Таким образом, задача определения потерь напора в “горячем” трубопроводе сводится к вычислению среднеинтегральной вязкости нефти.
     Примем для простоты ?r(х) = ?r = const  по всей длине участка с одним режимом течения. Тогда, используя формулу Филонова-Рейнольдса, можем переписать (25) в виде
?_cp^m=?_r/x??_0^x???_0^m?e^(-um[T(x)-T_o ] ) dx?  .                               (27)
     Величина Т(х) описывается формулой (7). Однако для простоты примем, что ? ? 0. Такое допущение возможно по двум причинам. Во-первых, величина ?, как правило, невелика. А во-вторых, допущение о том, что  ? ? 0, идет в запас расчета величины h?. Соответственно получим
?_cp^m=(?_0^m??_f)/x??_0^x??e^(-um(T_н-T_o )?e^(-ax) )?dx?  .                          (28)
     Чтобы решить данный интеграл сделаем замену переменной, обозначив    е-ах = y. Тогда x=-1/a?lny  и  dx=1/a?dy/y. 
      С учетом этого
?_0^x??e^(-um(T_н-T_o )?e^(-ax) )?dx?=-1/a ?_l^(e^(-ax))??e^(-um(T_н-T_o )?y)?dy/y  .?            (29)
     Полученный интеграл является табличным - это интегральная показательная функция, или функция Эйлера Еi. Подставляя пределы интегрирования находим
?_cp^m=(?_0^m??_f)/ax?{E_i [-um(T_н-T_о )]-E_i [-um(T(x)-T_o )]}.       (30)
     Выражая ?о через кинематическую вязкость нефти при начальной температуре v_о=v_н?e^(-um(T_0-T_н)) и принимая во внимание, что произведение ах есть число Шухова Шу для участка трубопровода длиной “х”, после подстановки (30) в (24) получаем
     h_?=h_? (T_н )??_r??_l  ,                                          (31)
где 	h?(Тн) - потери напора при изотермической перекачке нефти с 
	температурой Тн;
	?l - поправка на неизотермичность потока по длине трубопровода
?_l=e^(um(T_н ?-T?_о))/Ш_у ?{E_i [-um(T_н-T_о )]-E_i [-um(T(x)-T_o )]}.        (32)
     Если в трубопроводе имеет место только один режим течения, то в формулу (27) вместо Т(х) надо подставить Тк. Если же режим течения смешанный, то общие потери напора на участке между пунктами подогрева находятся как сумма потерь на участках с турбулентным и ламинарным режимами, что дает
     h_?=i(T_н )?(l_т ?_(r_т ) ?_(l_т )+l_л ?_(r_л ) ?_(l_т ) ),                            (33)
где 	i(Тн) - гидравлический уклон при изотермическом течении нефти с температурой Тн;
      ?_(r_(т ) ), ?_(r_л ) - поправки на неизотермичность потока по радиусу 
	соответственно при турбулентном и ламинарном режимах, 
	?_(r_т )? 1 и ?_(r_л ) ? 0,9;
	?_(l_т )  ,? ??_(l_(т ) )- поправки на неизотермичность потока по длине при этих 	же режимах
?_l=e^(um(T_н ?-T?_о))/Ш_(у_т ) ?{E_i [-um(T_н-T_о)]-E_i [-um(Т_кр-T_o)]}  ;         (34)

?_(l_л )=e^(um(T_н ?-T?_о))/Ш_(у_л ) ?{E_i [-u(T_кр-T_о)]-E_i [-u(Т_к-T_o)]}  ;
      - числа Шухова для участков соответственно с турбулентным и ламинарным течением,  и .
     С учетом местных сопротивлений потери напора между пунктами подогрева составят 
     h=(1,01…1,02) h_?  .                                         (35)
     Характер изменения напора и температуры нефти между перекачивающими станциями горизонтального “горячего” трубопровода показан на рис. 5. Пусть напор на выходе из насосной станции (без учета подпора) равен Нст. На каждом перегоне между пунктами подогрева ТС он уменьшается на величину h. Поскольку нефть, движущаяся в трубопроводе, постепенно остывает, гидравлический уклон с удалением от ТС становится все больше. После нагрева нефти на следующем пункте подогрева характер изменения напора по длине трубопровода повторяется.
     Как определить гидравлический уклон в “горячем” трубопроводе? По определению, это потери напора на единице длины, т.е.
     i(x)=(dh(x))/dx  .                                                  (36)
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     



      Следовательно, гидравлический уклон численно равен первой производной от потерь напора по х. Геометрический смысл производной, как известно из курса высшей математики, это тангенс угла наклона касательной к кривой H(x). Следовательно, для определения гидравлического уклона в “горячем” трубопроводе надо провести касательную к кривой Н(х) в интересующем течении и найти тангенс угла ее наклона.
2.5. Характеристика “горячего” трубопровода
     Характеристика “горячего” трубопровода на участке - между пунктами подогрева описывается традиционным уравнением
     H=(1,01…1,02)?h_?+?z .                                    (37)
     Что мы можем сказать о ней? То, что на графике в координатах  “Н - Q” она должна находиться между характеристиками данного трубопровода, построенными для  случая изотермической перекачки с температурами То и Тн.
     Численные расчеты выявили несколько неожиданную карт.......................