Curs Transportul Si Depozitarea Hidrocarburilor

MOTTO "Arderile insuficiente nu sunt dorite nici în infern" Alexandru SOARE

INTRODUCERE

Scurt istoric Descoperirea petrolului brut (ţiţei) din vremuri necunoscute, confirmată pentru Moldova şi Muntenia încă din 1550 de către Dimitrie Cantemir în lucrarea sa "Descrierea Moldovei", folosit la început ca unguent (medicină, elemente mecanice în mişcare) iar, mai târziu, ca un combustibil. Devenit produs comercial, ţiţeiul trebuia transportat şi depozitat. La început, transportul se făcea în recipienţi de lemn sau în burdufuri de piele cărate de animale, prin şanţuri săpate în pământ sau jgheaburi din lemn, înma-gazinarea făcându-se în batale săpate în pământ. După săparea primelor sonde de petrol la Titusville (Pensylvania) în mai 1859, se construia prima conductă de 8 km cu diametrul de 2 in, până la prima staţie de cale ferată. Ea funcţiona cu două staţii de pompare care dezvoltau o presiune de 15 bar, debitul transportat fiind 100 t/zi. În 1879 Tidewater Oil Co construia prima conductă magistrală de 6 in în lungime de 175 km. Între 1897 şi 1907, D.I. Mendeleev şi V.G. Suhov construiau prima magistrală din fostul imperiu rus, Baku-Batumi, de 850 km şi 10 in diametru, conductă folosită pentru transportul lampantului până la cel de al II-lea război mondial. Acte oficiale ale ţării noastre, datând din 1825, indică expedieri, peste Dunăre, prin portul Giurgiu, a produselor petroliere spre ţările din Bazinul Dunărean. Un mare salt l-a constituit realizarea şi folosirea vagoanelor cisternă, special construite, pentru transportul produselor petroliere. Astfel, în 1882 existau 29 vagoane - cisternă, iar în 1892 erau deja 126, în 1908 - 2003, iar în 1930 - 10 414. Trebuie evidenţiată construirea şi folosirea de către H. Coandă a vagoanelor confecţionate din beton armat, înregistrat la Paris. Din documentele de arhivă rezultă că înainte de 1881, exploatarea de la Sărata Monteoru era legată "prin canalazaţiune de tuburi", cu o înclinare convenabilă de rezervoarele distileriei, iar în 1891 societatea "Steaua Română" a construit un conduct de 10 km din schelă la gara Doiceşti. În ceea ce priveşte transportul gazelor, conducta a reprezentat, de la început, singura soluţie. Prima conductă a fost realizată în 1625 în New York pentru iluminat, iar prima magistrală, în 1886, de 140 km lungime şi 8 in diametru, între Kane (Pensilvania) şi Buffalo (New York). La noi în ţară, prima conductă de gaze a fost construită în 1907 în Transilvania. Un avânt deosebit în construcţia conductelor magistrale l-a constituit introducerea, la începutul anilor 1920, a sudurii autogene, iar spre sfârşitul aceluiaşi an, a sudurii electrice, metode care au condus la sporirea vitezei de construcţie a conductelor.

2

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Un progres însemnat l-a constituit, de asemenea, introducerea pompelor centrifuge în transportul ţiţeiului şi a compresoarelor acţionate de turbine în transportul gazelor naturale. Acestea au contribuit atât la scăderea preţului de cost, cât şi la implementarea aparatelor de măsură şi control. Problemele ridicate de cel de al doilea război mondial au dus la necesitatea dezvoltării construcţiei de conducte magistrale din sud-vestul SUA spre coastele răsăritene. Astfel, au fost construite două conducte, una de 2 000 km cu diametru de 24 in pentru transportul petrolului şi o alta de 24 000 km, de 20 in pentru derivate. În aceeaşi perioadă a fost construită o conductă pentru transportul gazelor naturale, de 2 100 km şi 24 in diametru, într-o perioadă record (11 luni). Un alt record la reprezentat construcţia unei conducte de 1 800 km cu diametru de 16/20 in, în Canada (1950), în numai 150 zile. Tot în Canada a fost construită, în 1958, o conductă pentru transportul gazelor în lungime de 3 710 km care a costat 375 000 dolari fiind, în acel moment, cea mai lungă conductă din lume. Odată cu descoperirea unor resurse de hidrocarburi în Marea Nordului se poate evidenţia reţeaua de gaze naturale din Olanda spre Germania, Belgia, Franţa, Elveţia şi Italia. Deoarece resursele de hidrocarburi sunt cantonate în alte zone decât cele ale marilor consumatori (legea lui Murphy !) au fost necesare proiectarea şi realizarea unor sisteme intercontinentale de transport cum ar fi: Trans Canada - Canada - SUA - Canada, Asia Centrală - în Europa (Iran, Turkmenia , Rusia etc.), Federaţia Rusă (nord) - W Europa prin Polonia. Conducta Trans Alaska reprezintă un caz deosebit care trebuie menţionat: lungimea ei este de 1 280 km şi a costat 8 miliarde de dolari, echivalentul unei conducte convenţionale de 276 800 km (de 216 ori mai mult) deoarece oficialii protecţiei mediului au cerut ca această conductă să fie construită pe estacade.

Mijloace de transport Transportul ţiţeiului şi produselor petroliere se poate face şi prin alte mijloace decât prin conducte: transport auto, CFR şi naval:  Transportul cu autocisterna are o capacitate redusă şi un preţ de cost ridicat. Se foloseşte pentru transportul unor cantităţi mici de produse petroliere pe distanţe scurte, când este necesară o rapiditate în livrare. Distanţa pe care o parcurge produsul este cu 10…15% mai mare decât traseul dintre sursă şi beneficiar din cauza traseului impus de şosea şi centrele urbane;  Transportul pe calea ferată cu cisterne (50 m3) duce de asemenea la un preţ ridicat deoarece asigură livrarea unor cantităţi mici de ţiţei sau produse pe distanţe lungi traseul, fiind de asemenea impus. Acest mijloc de transport are şi dezavantajul că produsele sunt descărcate în rampe de garare şi nu la beneficiar ceea ce înseamnă că din aceste puncte terminale, transportul feroviar trebuie combinat cu alte mijloace de transport (auto, conducte);  Folosirea tancurilor fluviale sau maritime în transportul hidrocarburilor lichide, transferul unor volume mari de vehiculare şi ca atare la preţuri de cost scăzute. Există şi unele dezavantaje:  transportul de la sursă la beneficiar necesită alte surse de transport de la staţia terminus: auto, CFR, conducte.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

3

 în zonele cu climă continentală, transportul pe apă are caracter sezonier ca efect al îngheţului. Din acest motiv apare necesitatea construirii unor mari depozite (parcuri) atât la primirea produselor, cât şi la livrarea lor către consumatori (industrie, populaţie);  transportul maritim cu petroliere cu capacităţi de transfer din ce în ce mai mari (150 000 România, 550 000 Franţa, 1 000 000 Japonia - proiect) a fost favorizat de crizele mondiale ale petrolului. Din toate mijloacele de transport conducta s-a dovedit mijlocul cel mai eficace deoarece:  asigură transportul constant şi continuu al fluidelor;  asigură un preţ de cost foarte scăzut;  necesită un consum redus de energie;  prezintă siguranţă în exploatare datorită simplităţii şi comodităţii, costul de exploatare fiind de numai 1% din investiţii;  asigură posibilitatea automatizării complete (sisteme SCADA), astfel încât pierderile de fluide să fie minime;  dă posibilitatea transportului succesiv de fluide;  transportul prin conducte este cel mai puţin poluant faţă de alte mijloace de transport.

Tendinţe Factorii care vor influenţa rolul conductelor ca mijloace de transport în viitor sunt:  poziţia geografică a resurselor de hidrocarburi; situarea acestora în zone arctice sau pe platforme continentale va duce la montarea unor conducte mai lungi şi mai greu de construit, necesitând resurse financiare mult mai mari;  reducerea duratei necesare de la descoperirea resurselor de hidrocarburi până la exploatarea acestora şi evacuarea lor prin sisteme de conducte depinde de politica economică şi posibilităţile financiare ale fiecărui stat (9 ani pentru conducta Trans Alaska şi câţiva ani pentru conductele siberiene);  pentru conductele care urmează să fie construite se preconizează noi metodologii de proiectare care vizează calculul hidraulic, mecanic, termic sau economic al acestora; calculul mecanic vizează folosirea de noi oţeluri (X  100), noi materiale de izolare, sudura automată împreună cu inspecţia ultrasonică a acestora;  înregistrarea pierderilor de fluide transportate prin conducte se va face prin sisteme integrate astfel încât să poată folosi dispecerizarea sistemelor de transport fluide.

4

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Capitolul 1

CALCULUL HIDRAULIC AL CONDUCTELOR CARE TRANSPORTĂ LICHIDE

2 1.1. Consideraţii generale Din punct de vedere hidraulic conducta reprezintã un spaţiu de orice formã şi dimensiuni care permite mişcarea sub presiune a unui fluid. Convenţional, conductele sunt clasificate în trei categorii în funcţie de mărimea urmãtorilor termeni hidraulici: 2 v2 v2  L v ,   , (1) ,   2g 2g  d  2g

 

în care  

(1.1)

L  reprezintã pierderea de energie (de fapt disiparea energiei d

cinetice, potenţiale şi de poziţie în efecte termice şi vibraţii) proporţionalã cu lungimea, iar  coeficientul de pierderi locale de sarcinã;  este coeficientul de rezistenţã hidraulicã proporţional cu lungimea, L – lungimea conductei iar d – diametrul interior al acesteia. Astfel:  dacã parametrul

 L    > 50 conducta este considerată lungã  d

(magistralã) din punct de vedere hidraulic, ultimii doi termeni având valori neglijabile;  

 dacã parametrul 0,2 <  

L  > 50 conductele sunt considerate scurte d

(locale) din punct de vedere hidraulic, termenii din (1.1) au acelaşi ordin de mãrime, luarea lor în calcul fiind obligatorie;  dacã parametrul

 L    < 0,2, conductele sunt considerate scurte  d

(orificii, duze) din punct de vedere hidraulic, astfel încât în calcule contează numai pierderile locale. În calculul unei conducte se pun douã probleme:  de proiectare, când aceasta se construieşte, şi se cunosc: consumatorii (debite, presiuni), cotele topografice ale traseului, geografia terenului (traversãri de drumuri, cãi ferate, cursuri de apã, vãi etc.), variaţia temperaturii de-a lungul traseului ca medie multianualã, condiţiile climatice, gradul de agresivitate al solului în vederea dimensionãrii protecţiei catodice, parametrii regimului de transport etc.  de verificare a unui sistem de transport aflat în funcţiune în vederea depistãrii posibilitãţilor de mãrire a capacitãţii de transport.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

5

1.2. Calculul hidraulic al conductelor cu metoda analitică Calculul hidraulic al conductelor are ca scop determinarea simultanã a presiunii de pompare si a diametrului interior al conductei. Cunoaşterea presiunii iniţiale este necesarã pentru dimensionarea staţiilor de pompare, în calculul de rezistenţã al conductei si pentru evaluarea investiţiilor. Calculul hidraulic are la bazã ecuaţia fundamentalã a mişcãrii fluidelor reale prin tuburi de curent. Pentru stabilirea relaţiilor de calcul se alege o conductã de lungime L, diametru interior d care urmeazã sã transporte de la staţia de pompare 1 la beneficiarul 2 un debit de lichid Q la presiunea p2 (figura 1.1).

Fig. 1.1. Elementele hidraulice ale unei conducte

Ecuaţia fundamentalã de curgere (ecuaţia lui Bernoulli) scrisã în metri coloanã lichid, în cele douã secţiuni vii de curgere 1 şi 2, are expresia p1 v12 p2 v 22 2 z1    z2     h fr , g 2 g g 2 g i 1

(1.2)

în care z reprezintã cote, p – presiuni în axul conductei, v – viteze medii de curgere, iar hfr pierderile prin frecare între cele douã secţiuni H  z

p g

(1.3)

reprezintã sarcina hidraulicã într-un punct, celelalte notaţii din figura 1.1 având urmãtoarele semnificaţii:  L.S. – linia de sarcinã – valoarea maximã a sarcinii disponibile într-un sistem;  L.P. – linia piezometricã (energeticã fiindcã se neglijeazã v2/2g) – linia de-a lungul cãreia presiunea este egalã cu presiunea atmosfericã; diferenţa dintre L.S. şi L.P. reprezintã distribuţia pierderilor de sarcinã;  L.Poz. – linia de poziţie – în aceastã situaţie se identificã cu axul conductei;

6

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 L.R. – linia (planul) de referinţã; prin convenţie pentru ţara noastrã ea este nivelul Mãrii Negre, iar pentru Europa nivelul Mãrii Baltice;  i – panta liniei piezometrice denumitã pantã hidraulicã;   - panta geometricã a conductei. Pierderile de sarcinã prin frecare se compun din pierderi proporţionale cu lungimea (hl) şi pierderi locale (h). Aşa cum s-a stabilit anterior, pentru conducte magistrale pierderile locale se neglijeazã astfel încât 2

 h fr  hL   1

L v2 , d 2g

(1.4)

conform relaţiei Darcy – Weissbach. În aceastã situaţie ecuaţia (1.2) se retranscrie astfel p1 p L v2  2   z 2  z1    g g d 2g

(1.5)

Ştiind cã viteza medie are valoarea v

Q 4Q  , A πd 2

(1.6)

ecuaţia (1.5) devine p1 p 8 Q2  2   z2  z1   2  5 L g g π g d

(1.7)

Împãrţind la lungime [presiunea p1 se va exprima acum în (Pa/m col.lichid)/m lungime de conductã] rezultã p1  p2 i , gL

(1.8)

în care i

8 Q2  π2 g d 5

(1.9)

z2  z1 . L

(1.10)

şi



Pentru conducte orizontale  = 0, ecuaţia (1.2) reducându-se la p1  p2  iL, g

(1.11)

iar dacã mişcarea prin conductã este permanentã (i = ) p1  p2  2i . gL

(1.12)

Rezolvarea ecuaţiilor de mai sus necesitã determinarea rezistenţelor hidraulice. Primele experienţe pentru evaluarea domeniilor de existenţã a regimului de mişcare prin conducte au fost realizate de Nikuradze alegând, pentru a obţine un set de valori ale numãrului Reynolds ( vd/), conducte cu diametre diferite, fluide cu proprietãţi diferite şi debite diferite, dar şi

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

7

rugozitãţi artificiale diferite prin folosirea adezivã a unor particule de nisip de dimensiuni diferite. Prin organizarea datelor experimentale a reieşit diagrama ce îi poartã numele, redatã în figura 1.2.

Fig. 1.2. Diagrama Nicuradze

1.3. Rezistenţe hidraulice 1.3.1. Rezistenţele proporţionale cu lungimea Mişcarea laminarã în conducte de secţiune circularã În cãrţile de hidraulicã s-a dedus cã repartiţia vitezei într-o secţiune vie de curgere a conductei depinde de regimul de curgere. Acesta se defineşte prin numãrul Reynolds, ca raport între forţele de inerţie şi cele de frecare, având, dimensional expresia Re 

vd 4 Q  ,  d

(1.13)

În cazul în care secţiunea vie de curgere are o altã formã, viteza medie se va obţine împãrţind debitul la aria acestei secţiuni, iar numãrul Reynolds se defineşte, cu ajutorul razei hidraulice rH  2

A , P

(1.14)

în care A este aria secţiunii vii de curgere, iar P – perimetrul udat de lichid. Repartiţia vitezei în secţiunea transversalã are expresia

8

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

v

 p1  p2  d 2   r 2 , 4 L  4 

(1.15)

în care r este raza conductei cu valoarea zero în axul acesteia. Se deduc uşor, următorii parametri:  valoarea maximã a vitezei v max 

p1  p2 2 d , 16L

(1.16)

a debitului (din formula Hagen – Poiseuille) d 4  p1  p2  , 128L

(1.17)

Q  p1  p2  2  d , A 32L

(1.18)

Q

 viteza medie v

egalã cu jumãtate din viteza maximã. Din relaţia (1.17) rezultã cãderea de presiune p1  p2 

128LQ 32v  πd 2 d2

(1.19)

Efortul tangenţial are expresia



p1  p2 r 2L

(1.20)

din care rezultã cã în ax  = 0, iar la peretele conductei, are valoarea maximã



p1  p2 d 2L

(1.21)

Dacã se apeleazã la formula   

v2 , 8

(1.22)

egalã cu cea anterioarã, rezultã 

64 Re

(2.23)

Mişcarea turbulentã în conducte de secţiune circularã Curgerea turbulentã, pusã în evidentã mai întâi de G. Hagen (1839) şi apoi de O. Reynolds (1883) cu ocazia studierii curgerii prin conducte circulare, se caracterizeazã din punct de vedere fizic printr-o mişcare haoticã a particulelor a cãror traiectorie nu poate fi stabilitã pe cale riguros ştiinţificã.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

9

Reprezentând pe o diagramã logaritmicã variaţia gradientului de presiune ( 

p x

) funcţie de viteza medie de curgere a lichidului printr-o

conductã circularã, figura 1.3., reiese cã la viteze mici curgerea este laminarã si gradientul de presiune este direct proporţional cu viteza medie de curgere (în concordantã cu legea Hagen-Poiseuille). Cu creşterea vitezei, trecerea de la curgerea laminarã la curgerea turbulentã este caracterizatã printr-o creştere abruptã a gradientului de presiune. Pentru curgere turbulentã gradientul de presiune este proporţional cu n în care exponentul n variazã între 1,75 şi 2,00. Creşterea pierderii de energie cineticã se datorează, în principal, amestecului de particule fluide în timpul mişcãrii, dintr-un strat în altul, însoţite de un transport de cantitãţi de mişcare. Ca rezultat al acestui fenomen, distribuţia de vitezã într-o mişcare turbulentã este mai uniformã în partea centralã decât cea existentã în curgerea laminarã. Rezultã, de asemenea, cã valoarea vitezei în apropiere de peretele conductei este mai mare în mişcare turbulentã decât în cea laminarã. Pentru determinarea pierderilor de energie în curgerea turbulentã este necesarã, ca si la curgerea laminarã, stabilirea unor relaţii pentru calculul vitezei de curgere şi a tensiunilor tangenţiale. J. Boussinesq (1877) a definit tensiunea tangenţialã pentru curgerea turbulentã, prin analogie cu legea lui Newton a vâscozitãţii, astfel: t  

u z

(1.24)

în care η, numit şi vâscozitate aparentã, nu este o proprietate a fluidului ci o funcţie de turbulentã. Atunci tensiunea tangenţialã pentru o curgere turbulentã va fi datã de relaţia completã   1   t  

u u  z z

(1.25)

care include efectul combinat al vâscozitãţii şi al turbulenţei. În curgerea turbulentã valoarea numericã a lui η poate fi de câteva mii de ori mai mare decât al lui , primul termen neglijându-se. Cãutând sã se gãseascã o relaţie între vâscozitatea aparentã şi viteza turbulentã, Prandtl, introducând teoria lungimii de amestec, ajunge la relaţia  u    l   z 

2

(1.26)

în care l este o funcţie spaţialã ce urmeazã a fi determinatã experimental, punându-se sub forma l = kz

(1.27)

unde constanta universalã k a fost determinatã de Nikuradse care a gãsit valoarea 0,4 aproximativ.

10

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

log (-∂p/∂x) Curgere turbulentă -∂p/∂x≈vn

zonă de tranziţie

Curgere laminară -∂p/∂x≈v log v Fig. 1.3. Variaţia gradientului de presiune cu viteza medie de curgere a fluidului printr-o conductă

Astfel factorul η, prin combinarea ecuaţiilor (1.24) cu (1.26), capãtã forma   l 2

u u  k 2 z 2 , z z

(1.28)

iar tensiunea tangenţialã are expresia u  u     k 2 z 2   z  z 

2

(1.29)

Deoarece viteza de curgere a fluidului la peretele conductei este zero, iar foarte aproape de el este foarte micã, lângã perete nu poate exista curgere turbulentă din cauza inexistenţei componentelor perpendiculare sau oblice ale vitezei în această zonă. De aceea, lângă perete există un strat laminar, foarte subţire (câteva miimi de cm), în care tensiunea tangenţială se datorează numai vâscozităţii. La o oarecare distanţă de perete efectul vâscozităţii. La o oarecare distanţă de perete efectul vâscozităţii devine neglijabil în raport cu efectul vâscozităţii aparente, al turbulenţei. Ţinând cont de faptul că stratul laminar este foarte subţire  

5 0    

0,5

,  u    0,  z 

Prandtl a presupus că  = 0, iar conform celor de mai sus   astfel încât din relaţia (1.29) rezultă: du 

1 k

 0 dz ,  z

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

11

şi mai departe: 0 ln z  C 

u  2,5

Pentru evaluarea constantei C se pune condiţia: z = r0,

u = umax

Înlocuind pe z, prin r0 - r, ecuaţia de mai sus devine u  umax  5,75

0 r log 0  r0  r

(1.30)

Cu toate că relaţia (1.30) a fost dedusă numai pentru zona din imediata apropiere a peretelui conductei, rezultatele practice au dovedit valabilitatea ei pe întreaga secţiune vie de curgere. Viteza medie de curgere va avea expresia: r0

 ud   v

urdr

0

πr

2

πr

2

 umax 

3  2,5 0 2 

0 din relaţia (1.30), se ajunge la relaţia între  coeficientul de pierdere de sarcină şi viteza medie:

Făcând apel la valoarea

u umax



1 , 1  1,326

(1.31)

valabilă atât pentru conducte netede cât şi pentru cele rugoase. Nikuradze recomandă următoarea ecuaţie pentru determinarea profilului vitezei: r r  u  umax  0  r0 

n

(2.32)

unde n = 1/7 pentru Re  105 şi n = 1/8 pentru Re  4105. Din punct de vedere hidraulic, o conductă netedă este conducta la care asperităţile ei, , nu depăşesc înălţimea stratului limită . Cum grosimea stratului laminar scade cu creşterea numărului Re, înseamnă că aceeaşi conductă poate fi netedă sau rugoasă la numere Re mici şi respectiv mari. Printr-o serie de experienţe efectuate cu conducte cu diferite diametre şi rugozităţi relative (raportul dintre înălţimea asperităţilor şi diametrul interior al conductei). J. Nikuradze, E. Moody şi alţii au ajuns la concluzia că pierderile de energie depind nu numai de valoarea numărului Re, dar şi de mărimea rugozităţilor şi a distribuţiei lor în spaţiu, adică:     f  Re,  d 

(1.33)

Această diagramă a fost împărţită, de către autorul ei, în 4 (patru) domenii (figura 1.2). Explicitarea acesteia este reluată în figura 1.4.  Domeniul I, este domeniul laminar de mişcare (figura 1.4.I.) în care  > , arată o variaţie liniară între viteză şi gradientul de presiune. Datorită vitezelor reduse, tubul de curent care asigură mişcarea are ca limite pe

12

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

direcţia razei, axul conductei şi grosimea stratului limită laminar (), astfel încât curgerea "nu simte" asperităţile a căror înălţime absolută este ; deci în acest domeniu care se extinde la valori Re  0 - 2 300, valoarea rezistenţelor hidraulice depinde numai de numărul Re, iar valoarea rezistenţei hidraulice determinată de Stokes, are valoarea, dedusă analitic (demonstrată anterior) 

64 Re

(1.34)

Pentru valorile Re cuprinse între 2 300 şi 3 000 corelaţiile = f(Re) sunt neconcludente astfel încât această zonă, reprezentată în diagrama 1.2., a fost denumită zonă de tranziţie, neinterpretabilă.  Domeniul II (figura 1.4.II) corespunde regimului turbulent (deja numărul Re depăşeşte 3 000), denumită zona conductelor netede. În această zonă viteza medie de curgere a ajuns la acele valori la care înălţimea stratului limită laminar este de acelaşi ordin de mărime cu înălţimea asperităţilor, deci coeficientul de rezistenţă hidraulică încă nu depinde de rugozitate, astfel încât Blasius a stabilit experimental următoarea relaţie: 

0,3164 ,  Re  0, 25

(1.35)

 Domeniul III, domeniul mişcării turbulente relative (figura 2.4.III), domeniul denumit conducte mixte, este domeniul în care  < , astfel încât coeficientul de rezistenţă hidraulică depinde atât de regimul de curgere (Re) cât şi de rugozitatea relativă (/ d). Din multiplele relaţii de calcul avansate în literatura de specialitate, recomandăm folosirea formulei Colebrook şi White 1 2,51   1   2 log   3 , 71 d  Re   

(1.36)

care poate fi aplicată pentru orice regim de curgere turbulent (Re > 3000);  Domeniul IV, domeniul turbulenţei absolute (figura 1.4.IV) corespunde unor viteze medii de curgere foarte mari astfel încât   0, iar conducta se numeşte rugoasă; deoarece rezistenţele hidraulice depind numai de rugozitate, pentru calculul acestora recomandăm relaţia Nicuradze 1 1  1,74  2 lg    2  d 

(1.37)

Diagrama Nicuradze poate fi folosită numai calitativ, aşa cum s-a arătat anterior; pentru un regim de curgere determinat şi pentru o rugozitate relativă cunoscută, din diagrama 1.2. se poate stabili domeniul de existenţă al mişcării (în acest caz este vorba de conducte mixte) astfel încât pentru calculul coeficientului de rezistenţă hidraulică se va apela la o relaţie de tipul  = (Re, /d). Deoarece ultimele relaţii sunt implicite, pentru evaluarea coeficienţilor de rezistenţă hidraulică , au fost construite diagrame de corelaţii. Prima diagramă (figura 1.5) construită de către Moody prin experimente, se foloseşte atunci când se cunoaşte debitul.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

13

Pentru evaluarea rugozităţilor relative, pentru diferite materiale, de altfel avansate de către producători, sunt redate în diagrama construită de Al. Soare (figura 1.6).

Fig. 1.4. Evidenţierea regimurilor de curgere cu ajutorul profilelor de viteză

Fig. 1.5. Variaţia coeficientului de rezistenţă hidraulică cu numărul Reynolds

14

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 1.6. Variaţia coeficientului de rezistenţă hidraulică cu numărul Reynolds

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

15

Fig. 1.7. Variaţia rugozităţii relative a conductelor cu diametrul acestora

1.3.2. Rezistenţe locale Aşa cum s-a arătat anterior, rezistenţele locale trebuie luate în considerare în calculul conductelor de mică lungime şi a celor scurte. Ele reprezintă pierderi hidraulice pe spaţii restrânse create de elementele de legătură (coturi, teuri), de elemente de reglare (vane, robineţi) şi aparate de măsură şi control (diafragme etc). Pentru un singur element, pierderile locale de energie pot fi exprimate prin relaţia  v2  p       2 

(1.38)

Dacă de-a lungul unei conducte există n astfel de elemente, căderea totală de presiune locală se poate calcula cu formula p  

v2 n i 2 i 1

(1.39)

Dacă s-ar dori echivalarea acestor pierderi cu aceea corespunzătoare unor pierderi longitudinale ar rezulta p L  

Le  v 2   , d  2 

(1.40)

16

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

cu  v2  n   i , p     2  i 1

(1.41)

adică n

Le 

 i 1



i

d  d ,

(1.42)

ceea ce înseamnă că lungimea echivalentă corespunzătoare pierderilor locale este un multiplu sau un submultiplu al diametrului. În astfel de situaţii lungimea conductei luată în calculul hidraulic va avea valoarea Lc = L + L e

(1.43)

Trebuie să se reţină faptul că toţi coeficienţii pierderilor locale depind de caracteristicile geometrice ale elementului care produce rezistenţa locală, de numărul Reynolds, de rugozitate etc.

1.4. Calculul hidraulic al conductelor complexe Conductele complexe sunt conductele la care panta hidraulică variază ca urmare a schimbării secţiunii de curgere, a debitului sau ambilor parametri. În continuare se vor examina câteva tipuri de conducte complexe la care cel puţin una din condiţiile de mai sus sunt îndeplinite. 1.4.1. Conducte montate în serie (figura 1.15):

Fig. 1.15. Schema de calcul pentru conductă montată în serie

Aceste conducte sunt formate dintr-un singur fir de ţevi dar de lungimi şi diametre interioare diferite, debitul ce urmează a fi transportat având valoarea Q. Condiţiile de calcul sunt următoarele:  Conservarea debitului Q = Q1 = Q2 =……= Qn

(1.44)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

17

 Conservarea energiei hL = hL1 + hL2 +……+ hLn

(1.45)

Căderea de presiune de-a lungul întregului sistem va fi egală cu suma căderilor de presiune pe fiecare tronson în parte, adică p1  p2 

8 Q2   l1  g  z 2  z1  1 π2 d15

p2  p3 

8 Q2   l2  g  z3  z2  2 π2 d 25

 pn  pn 1 

8 Q2   ln  g  z n 1  zn  , n π2 d n5

Adunând ecuaţiile de mai sus

p1  pn 1 

n 8 li 2  Q   g  zn 1  z1  ,  i π2 d i5 i 1

(1.46)

rezultă următoarele:  căderea de presiune de-a lungul întregului sistem nu depinde de cotele intermediare ci numai de cele ale extremităţilor;  în formula de calcul există trei necunoscute, în cazul cel mai general, diametrul interior, regimul de curgere şi presiunea iniţială. Algoritmul de calcul este acelaşi redat în subcapitolul 1.6. Dacă se alege diametrul problema determinării presiunii p1 se rezolvă de la sine. Când căderea de presiune se cunoaşte se poate determina debitul care poate fi transportat, cu formula   π2  Q 8  

  p1 

pn 1   g  zn 1

 1    z1   n i li    d i5  1 

0 ,5

(1.47)

Pentru rezolvarea acestei ecuaţii se alege un regim de curgere şi determină Q; cu această valoare se calculează regimul de curgere şi compară cu cel ales (ele trebuie să corespundă). Pentru fluide vâscoase alege regim turbulent de curgere iar pentru lichide mai puţin vâscoase se alege regimul conductelor netede.

se se se va

1.4.2. Conducte montate în paralel Conductele montate în paralel (în derivaţie) au lungimi şi diametre diferite şi au în comun punctele 1 şi 2 (figura 1.16). Condiţiile de proiectare sunt Q = q1 + q2 +…+ qn

(1.48)

hL = hL1 = hL2 =…= hLn

(1.49)

şi

18

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 1.16. Schema de calcul a unui sistem de conducte montate în paralel

Pentru stabilirea căderii de presiune între cele două puncte, ţinând cont de faptul că a apărut o nouă necunoscută, qi, debitul distribuit pe fiecare derivaţie cu diametrele di, trebuie să se scrie expresia căderilor de presiune pe fiecare ramură în parte 2

8 q p1  p2  2 1  15 l1  g  z2  z1   d1 2

8 q p1  p2  2 2  25 l2  g  z2  z1   d2  2

8 q p1  p2  2 n  n5 ln  g  z2  z1   dn din care se explicitează expresiile pentru debitele parţiale q1 

π2 8

d15   p1  p2   g  z2  z1   0,5 1l1

q2 

π2 8

d 25 2 l 2

  p1 

p2   g  z 2  z1  

0,5

............................................................... qn 

π2 8

d n5 n l n

  p1 

p2   g  z 2  z1  

0,5

Conform ecuaţiei (1.48) n

Q   qi , 1

sau

Q obţinându-se

π 2  n di5  0,5    p1  p2   g  z2  z1   8   1 i li 

(1.50)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 p1  p2  

19

8 Q2   g  z2  z1  π2  n d 5 2 . i    1 ili 

(1.51)

Cea mai simplă soluţie a problemei se obţine numai în situaţia în care în fiecare conductă regimul de mişcare este turbulent şi conducta este rugoasă. În acest caz coeficienţii de rezistenţă hidraulică depind numai de rugozitatea relativă a cărei valoare se cunoaşte. Dacă debitul total Q se cunoaşte, ca şi valoarea lui p2, fiecare derivaţie având aceeaşi lungime şi acelaşi diametru, calculul hidraulic se simplifică, de asemenea, deoarece regimul de curgere pe fiecare ramură este acelaşi. Altfel relaţia (1.51) se rezolvă prin încercări. 1.4.3. Conducte colectoare Conductele colectoare sunt conducte cu ramificaţii care colectează fluidele din mai multe surse (de exemplu parcurile de separare din schelele de producţie petrolieră), colectorul principal fiind de fapt un sistem de conducte montate în serie doar că pe fiecare tronson variază nu numai lungimile şi diametrele interioare, dar şi debitele (figura 1.17).

Fig. 1.17. Schema de calcul al unui colector

Este evident că Q1  q1 Q2  Q1  q2 ...................... Qn 

n

q

i

1

Căderea totală de presiune de-a lungul colectorului va fi egală cu suma căderilor de presiune pe fiecare tronson

20

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

2

8 q p1  p2  2 1  15 l1  g  z2  z1   d1 2

p2  p3 

8 q   25 l2  g  z3  z2  2 2  d2

 2

pn  pn 1

8 q  2 n  n5 ln  g  zn 1  zn   dn

adică 2

p1  pn 1

8 n Qi li  2   i 5  g  zn 1  z1  π i 1 di

(1.52)

Se disting două situaţii :  colector cu diametru constant atunci când lungimea acestuia ca şi debitele au valori relativ mici, căderea de presiune reducându-se la pi  pn 1 

8  n 2  iQi li  g  zn 1  zn  π 2 d 5 i 1

(1.53)

 colector cu diametru variabil (crescător): din relaţia (1.52) rezultă că diametrul tronsonului i se poate calcula cu relaţia

8 di  2 π

  iQi2li     pi  pi 1   g  zi 1  zi  

0, 2

(1.54)

Căderea de presiune pe tronsonul i poate fi dedusă din relaţia de proporţionalitate

pi  pi 1 p1  pn 1  , n li  li

(1.55)

1

astfel încât dacă se cunoaşte presiunea la beneficiar, cotele în punctele de colectare, debitele şi lungimile, prin alegerea diametrului rezultă că presiunea în orice nod i se poate deduce cu relaţia pi  pi 1   p1  pn 1 

li L

(1.56)

1.4.4. Conducte distribuitoare Astfel de conducte se folosesc în distribuţia fluidelor (produse petroliere, gaze naturale, apă) diametrele, de această dată fiind descrescătoare. În figura 1.17, singurul lucru care se schimbă fiind sensul săgeţilor, rezultă

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

21

Q1  q1 Q2  Q1  q2 ...................... n

Qn  Q1   qi 1

Cu aceste modificări, relaţiile de calcul sunt aceleaşi ca cele de la conductele colectoare.

1.4.5. Conducte buclate Astfel de conducte se folosesc în sistemele urbane şi pe platforme industriale de transport apă sau gaze, din necesitatea alimentării unui consumator prin mai multe trasee (figura 1.18).

Fig. 1.18. Reţele buclate de distribuţie

Cu toate că este greu de stabilit traseul apei din punctul A de alimentare în punctul G, curgerea în orice reţea de distribuţie trebuie să satisfacă ecuaţia de continuitate şi cea energetică, adică  I - cantitatea de fluid care intră într-un nod trebuie să fie egală cu cantitatea de fluid care iese din el;  II - curgerea pe fiecare conductă trebuie să satisfacă ecuaţia energetică;  III - suma algebrică a pierderilor de sarcină în jurul oricărui circuit închis trebuie să fie zero. Deoarece calculul hidraulic al conductelor buclate este prea complicat pentru a putea fi rezolvat analitic se va prezenta în continuare o metodă practică, de aproximări succesive (metoda H. Cross): 1. se presupune o distribuţie iniţială de debite care să satisfacă ecuaţia de continuitate (I); 2. se scrie condiţia II pentru fiecare conductă, sub forma p1  p2 Qn  hL  g K

Pentru curgerea laminară exponentul n = 1, iar modulul de debit

(1.57)

22

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

KL 

πd 4 g 128L

(1.58)

Pentru mişcarea turbulentă, conducte netede, n = 2, iar KT 

8 L π2 g d 5

(1.59)

3. se scrie condiţia III sub forma

h

L





Qn , K

(1.60)

alegând semnul plus sensul acelor de ceasornic. 4. dacă suma de mai sus nu rezultă egală cu zero, distribuţia de fluide aleasă la punctul a) - distribuţia iniţială - se modifică debitul cu un Q, Q1 = Q + Q, astfel încât pentru fiecare conductă

Q1  Q  Q   1 Q n  nQ n 1Q  .........  K K K n

hL 

n





Dacă Q ales, pentru toate conductele, este mic în raport cu Q, din dezvoltarea în serie se pot reţine numai primii doi termeni, şi rezultă

 hL  

n

Q1 Q2 nQ n 1   Q  0, K K K

de unde Qn K  hL Q   n 1 h nQ n L  K Q

(1.61)

5. dacă după ce fiecărui circuit i s-a dat o primă corecţie suma pierderilor nu va fi totuşi zero datorită interacţiunii circuitelor (o conductă face parte din două bucle diferite şi primeşte corecţii diferite) iteraţia se repetă până când corecţiile devin neglijabile.

1.5. Mărirea capacităţii de transport a conductelor Cea de a doua problemă care se pune în calculul conductelor de transport fluide, aceea de verificare, se referă la studierea posibilităţilor de mărire a capacităţii (a debitului) unei conducte deja aflată în funcţiune. Evidenţierea acestor posibilităţi o oferă însăşi ecuaţia generală de curgere

 p1  p2  

8 Q2  L  g  z2  z1  2 d5

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

23

Acestea sunt, în ordinea apariţiei în ecuaţie: creşterea presiunii de pompare (p1), reducerea rezistenţelor hidraulice () şi schimbarea pantei hidraulice prin creşterea secţiunii de curgere. În ordinea uzanţei, pentru toate tipurile de lichide, acestea sunt descrise mai jos. 1.5.1. Schimbarea pantei hidraulice Schimbarea pantei hidraulice se poate realiza prin montarea unei intercalaţii sau prin montarea unei derivaţii. Montarea unei intercalaţii Căderea de presiune de-a lungul unei conducte (figura 1.19.a.), de lungime L, diametru interior d care transportă un debit Q este p1  p 2  iL   z 2  z1  g

(1.62)

2

Fig. 1.19. Conducte în serie

Această cădere de presiune va fi egală cu suma căderilor de presiune pe cele trei tronsoane p1  p 2  p1  p M   g  g

  pM  pN      g

  p N  p2        g 

sau iL   z2  z1   i1l   z M  z1   i1* x   z N  z M   i1L   z2  z N   i1l  i1 x,

care după explicitare conduce la valoarea lungimii intercalaţiei cu diametru d1 > d care va permite mărirea debitului de la valoarea Q la Q1,

x

i  i1 L i1*  i1

(1.63)

Ştiind expresiile pantelor hidraulice 2

2

8 Q2 8 Q 8 Q i  2  5 ; i1  2 1 15 ; i1*  2 1* 15 , π g d π g d1 π g d1 ecuaţia (1.63) se transcrie în

(1.64)

24

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

2

   Q  1      1  Q1  L x 5  1*  d  1      1  d1 

(1.65)

Din această ultimă relaţie reiese că lungimea intercalaţiei nu depinde de mărimea l astfel încât intercalaţia poate fi montată oriunde de-a lungul traseului. Se recomandă să se monteze înainte de beneficiar (punctul 2) deoarece distribuţia de presiune este descrescătoare. Montarea unei derivaţii

Fig. 1.20. Conducte montate în paralel

Căderea de presiune în sistem va putea fi dedusă din egalitatea

 p1  p2    p1  pM    pM  p2  ,

(1.66)

8 Q2 p1  p2  2  5 L π d

(1.67)

în care

şi 2

8 Q p1  pM  2 1 15  L  x  π d

(1.68)

Pentru exprimarea debitelor distribuite, q şi q1, se va scrie expresia căderii de presiune între punctele M şi 2 pentru fiecare ramură în parte, pM  p2 

8 q2  * x, π2 d5

respectiv 2

8 q pM  p2  2 1 * 15 x, π d1 rezultând q2 

5 π2  pM  p2  d 8 *x

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

25

şi 5

π2  pM  p2  d1 q  8 1 * x 2 1

Cunoscând valoarea debitului Q1 (egal cu suma lui q cu q1) se deduce imediat

2

8 Q1 pM  p2  2  2 x π  5 5  d  d1    * 1*   

(1.69)

Înlocuind expresiile (1.67), (1.68) şi (1.69) în (1.66) va rezulta

2

   Q  1     1  Q1   x 5 L d 1 1 2  d5 d 5    1   * 1 * 

(1.70)

Dacă derivaţia va avea acelaşi diametru d1 = d, debitele parţiale q = q1 = Q1/2, ecuaţia de mai sus se simplifică la forma x

4     Q   1    3   1  Q1  

2

 L 

(1.71)

Pentru determinarea lungimii intercalaţiei (x) trebuie să se cunoască * şi 1* care sunt funcţii de q şi q1, necunoscute. Din egalarea căderilor de presiune pe cele două ramuri rezultă

26

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

2

q2 q  * 5  1 * 15 , d d1 iar Q1 = q + q1 Într-o primă aproximaţie se alege * = 1*, se deduce q şi q1 cu care se verifică * şi 1*. 1.5.2. Creşterea presiunii de pompare Expresia căderii de presiune pentru o conductă poate fi scrisă şi sub forma p1  p2 f 

8 Q2  L, 2 d5

(1.72)

în care p2 f  p2  g  z2  z1 

(1.73)

Dacă presiune de pompare creşte de la valoarea p1 la p1*, debitul va creşte de la Q la Q1; coeficientul  va avea o altă valoare 1 iar valoarea densităţii rămâne practic constantă 2

p1 *  p2 f

8 Q  2 1 15 L  d

(1.74)

Raportul celor două relaţii p1*  p2 f p1  p2 f

   Q    1  1     Q 

2

(1.75)

arată că eficienţa acestei metode depinde de regimul de curgere:  regim laminar de mişcare Deoarece 64 64 c   4Q Re Q πd c 1  Q1

(1.76)

 p *  p2 f Q1   1 p p 2f  1

(1.77)



rezultă  Q  

 regim turbulent, conducte netede Deoarece

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

27

0,3164 c  01, 25 0 , 25 Re Q c 1  01, 25 Q1



(1.78)

rezultă  p*  p2 f Q1   1 p p 2f  1

   

0 , 571

Q

(1.79)

 regim turbulent, conducte rugoase Deoarece   1  p1*  p2 f Q1   p p 2f  1

   

0, 5

(1.80)

Relaţiile de mai sus arată că eficienţa cea mai mare a acestei metode, variaţie liniară între creşterea presiunii şi mărirea capacităţii de transport, o au conductele care funcţionează în regim laminar. 1.5.3. Transportul la cald După cum s-a văzut valoarea rezistenţelor hidraulice scade cu creşterea valorii numărului Reynolds, adică odată cu reducerea vâscozităţii. Reiese că o astfel de metodă se foloseşte la transportul fluidelor vâscoase. În mod curent scăderea vâscozităţii ţiţeiurilor se face prin încălzirea acestora, dar acolo unde nu există facilităţi pentru încălzire se foloseşte amestecul cu un ţiţei uşor. Expresia căderii de presiune pentru conducte în funcţiune este p1  p2 f

8 Q2  2  5 L  d

(1.81)

Dacă se doreşte mărirea debitului, prin încălzire, de la valoarea Q la Q1, cu menţinerea diferenţei de presiune, rezistenţele hidraulice vor căpăta valoarea 1, astfel încât se ajunge la relaţia Q1  Q

 1

(1.82)

Şi de această dată eficienţa măririi capacităţii de transport depinde de regimul de curgere:  regim laminar de mişcare Deoarece 64 64 c   4 Q Re Q d c 1  1 Q1



rezultă

(1.83)

28

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Q1 

 Q 1'

(1.84)

 regim turbulent, conducte netede Deoarece     c1   Q

0 , 25

  1  c1  1   Q1 

0 , 25

(1.85)

rezultă   Q1  Q '  1 

0 ,143

(1.86)

 regim turbulent, conducte rugoase Deoarece     f  d    1

rezultă Q1 = Q Relaţiile de mai sus arată că această metodă este eficientă numai la transportul ţiţeiurilor vâscoase sau altor produse petroliere care curg laminar. Pentru conducte rugoase acest procedeu are efect nul. 1.5.4. Transportul cu gaze în soluţie În cazul în care ţiţeiul care trebuie transportat prin conducte are o vâscozitate mare, se poate recurge la transportul acestuia cu gaze în soluţie. Se cunoaşte faptul că ţiţeiul cu gaze în soluţie are o vâscozitate mai mică, vâscozitatea acestuia scăzând pe măsura creşterii cantităţii de gaze dizolvate şi este minimă atunci când ţiţeiul este saturat cu gaze. Deci dacă se alege o valoare convenabilă a presiunii de saturaţie care determină cantitatea de gaze aflate în soluţie, menţinând pe toată lungimea conductei presiunea la o valoare superioară acesteia, vâscozitatea ţiţeiului va avea practic o valoare constantă mai mică decât în cazul ţiţeiului degazat. Această metodă de mărire a capacităţii de transport pe o conductă dată poate fi abordată, în sensul stabilirii eficacităţii acesteia, în două moduri. Reducerea presiunii de pompare Considerând, pentru simplificarea atingerii concluziilor finale, că avem de-a face cu o conductă orizontală, putem scrie căderea de presiune datorată frecării ca fiind egală cu H 

p1  p2 8 Q2  2  5 L, g π d

iar în cazul introducerii gazelor în curentul de curgere

(1.87)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

29

2

8 Q H x  2 x x5 L, π d

(1.88)

în care

Qx 

Mt  M g

x



t Qt   g Qg  x

1

g RGP t  pQt x

(1.89)

de unde  Qx    g     1  RGP  t t  Qt    x

(1.90)

Din raportul relaţiilor (1.87) şi (1.88) rezultă 2

H x  x  Qx      , H    Qt 

(1.91)

iar cu ajutorul relaţiei (1.85) 2

  H x  g  1  RGP   t H  t   x

2

  x    .   

(1.92)

Rezultă că reducerea presiunii de pompare în cazul folosirii transportului ţiţeiului cu gaze în soluţie depinde direct de regimul de curgere. Din relaţia (1.92) rezultă, de asemenea, că pentru ca procesul să fie eficace trebuie ca Hx/H  1 şi deci x/  1. Se observă că primul şi al doilea termen al relaţiei (2.92) sunt supraunitare, dar trebuie remarcat faptul că  g   1    RGP   10......20  , acest termen putând fi neglijat în proiectare.  800   t  O altă concluzie care rezultă din relaţia (1.92) este că în cazul conductelor   d 

rugoase pentru care   f    x , H x  1 şi deci folosirea acestei metode la astfel de conducte are efect negativ.  regim laminar de mişcare 64 64   c t Re 4 Q  t Qt πd  x  c x  xQx



(1.93)

 x    x   t  Qt        ,     t   x  Qx 

de unde, revenind la relaţia (1.92) rezultă 2

    Hx   1  g RGP   x  H  t   t 

Dacă

2

2

 x    ,  x 

(1.94)

30

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 x   t e  aRGP

rezultă că pentru

si

 x   t e bRGP ,

Hx  1 trebuie ca H

2b  a  0  .   2ba  RGP   g   e  1  RGP     t   

(1.95)

(1.96)

regim turbulent, conducte netede g  Hx   1  RGP  H t  

1, 75

e  2b 0, 25a  RGP ,

(1.97)

Hx  1, H

iar condiţiile pentru a avea

2b  0,25a  0     2b0,25a  RGP   g   1  RGP  e  t  

(1.98)

rezultând un efect mai mic ca în regimul laminar; a şi b sunt constante care se determină experimental. Menţinerea presiunii de pompare La conducta existentă 2

Qp 8 p1  p2  2  t  5 L, π d

(1.99)

iar în cazul injecţiei de gaze 2

8 Q p1  p2  2  5 L, π d

(1.100)

Din egalarea relaţiilor (1.99) şi (1.100) reiese  t t Qt2  Q2 ,

(1.101)

sau 2

 Q           t  ,       Qt 

(1.102)

mărirea capacităţii de transport depinzând de asemenea, de caracterul regimului de curgere, dar şi de modificările densităţii.  regim laminar

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

31

64 t   ;   c  Re  t Qt Q



(1.103)

    t    Q        ,         Q      

revenind la relaţia (1.102) rezultă   Q  Qt  t   e aRGP Qt   



(1.104)

regim turbulent, conducte netede 1

  c1

1

t 4 1 t4

1 t4

 Q

    t            

;   c1 1 4

      t 

1 4

 4 1

1

 4 Q 4

 Q     Qt 

1 4

(1.105)

Revenind la relaţia (1.102) rezultă  Q  Qt  t  



  t       

0 ,143

 Qt e  b  0,143a  RGP

(1.106)

regim turbulent, conducte rugoase    2

p  Q           Q  Qt  Qt e bRGP Q     t  t

(1.107)

Din relaţia (1.102) reiese că     g     1  RGP , t     

(1.108)

sau

 

1  g  1  RGP   t 

   

(1.109)

32

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Capitolul 2

CALCULUL TERMIC AL CONDUCTELOR

2.1. Consideraţii generale În cadrul acestui capitol se vor prezenta unele probleme teoretice şi practice legate de transportul prin conducte al ţiţeiurilor şi produselor petroliere vâscoase şi al lichidelor uşor congelabile. Dupã cum se ştie vâscozitatea lichidelor variază invers proporţional cu temperatura; astfel, o scădere accentuată a acesteia conduce la o creştere importantă a vâscozităţii, deci la scăderea fluidităţii (a pompabilităţii) ceea ce necesită staţii de pompare mai puternice sau un număr mai mare de staţii de pompare intermediare. De asemenea, scăderea temperaturii în conductă poate conduce la congelarea ţiţeiurilor uşor congelabile (parafinoase). Dacă temperatura ţiţeiului de-a lungul conductei este mai mare decât temperatura de congelare, parafina conţinută în ţiţei este complet dizolvată. Dacă temperatura scade sub această valoare, parafina se separă sub formă de cristale care se leagă între ele formând o reţea. În astfel de condiţii fluidul devine nenewtonian, prezentându-se ca o soluţie coloidală în care ţiţeiul este faza continuă iar parafina faza dispersă. Scăderea în continuare a temperaturii poate conduce la obturarea parţială sau totală a conductei cu consecinţele pe care le generează. Reluarea pompării se poate face numai după operaţii de deparafinare. Zonele cu restricţii în pomparea ţiţeiurilor uşor congelabile ca şi perioadele diurne pot fi puse în evidenţă prin trasarea într-o diagramă (figura 2.1) a variaţiei temperaturii solului la adâncimea de îngropare a conductei, de-a lungul acesteia, ca medie multianuală şi a dreptei care reprezintă temperatura de siguranţă (aceasta se ia cu 2...5 0 mai mare decât temperatura de congelare). Pentru transportul ţiţeiurilor uşor congelabile sau vâscoase s-au propus mai multe procedee (tehnologii) unele utilizate în mod curent (transportul neizoterm) altele folosite sporadic (hidrotransportul, transport cu diluanţi etc) altele aflate în diferite stadii de cercetare.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

33

Fig. 2.1. Variaţia multianuală a temperaturii

2.2. Transportul neizoterm În prezent procedeul cel mai folosit pentru transportul ţiţeiurilor vâscoase şi al celor uşor congelabile este pomparea acestora după o încălzire prealabilă la temperaturi mai mici de 700C pentru a evita pierderile fracţiilor uşoare dizolvate în ţiţei. Încălzirea ţiţeiurilor se realizează în rezervoare prevăzute cu serpentine prin care circulă un agent termic (abur) şi/sau cu schimbătoare de căldură sau tuburi termice. Deoarece temperatura mediului ambiant este mai mică decât aceea din conductă, în timpul transportului ţiţeiul cedează o parte din căldură, răcindu-se treptat. Pentru ca transportul să decurgă în mod normal temperatura în orice punct al conductei trebuie să fie mai mare decât temperatura de congelare. Răcirea ţiţeiului depinde de variaţia temperaturii mediului exterior conductei. De asemenea, schimbarea regimului de curgere prin schimbarea debitului, a temperaturii, a proprietăţilor în cazul transportului succesiv, oprirea şi pornirea planificată şi accidentală sunt tot atâtea elemente care produc modificări ale regimului termic din conductă, ceea ce face ca acestea să aibă un caracter nestaţionar. În cele ce urmează se vor discuta unele probleme considerând regimul termic staţionar. 2.2.1. Determinarea variaţiei temperaturii în lungul conductei Pentru un element de conductă de lungime dx (figura 2.2) se poate scrie bilanţul termic în unitatea de timp, egalând fluxul termic cedat prin transfer mediului exterior (temperatura acestuia este Text), fie cu ajutorul formulei lui Newton, dq  K  πd  dx  Tx  Text  ,

(2.1)

fie cu fluxul obţinut din variaţia entalpiei dq  c Q  dT x

(2.2)

în care K este coeficientul global de schimb de căldură, iar c - căldura specifică masică.

34

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Din egalarea relaţiilor (2.1) şi (2.2) rezultă dx  

1 dTx , a Tx  Text

unde prin a s-a notat a

Kd c Q 

(2.3)

(2.4)

Fig. 2.2. Transferul termic pentru un element de conductă

Deoarece a = f(K, c), K = f(T), c = f(T) rezultă că parametrul a nu este o constantă (pentru ţiţeiul de combustie de Videle, la T = 250 C  a = 10,70105, T = 300 C  a = 10,64105 şi la T = 350 C  a = 10,60105 1/m, valori relative, valabile şi pentru celelalte ţiţeiuri). Ca atare, cu aproximaţii reduse, se poate considera parametrul a ca având o valoare constantă. Cu aceste considerente, prin integrarea ecuaţiei (2.3) între limitele (T1, Tx) rezultă variaţia temperaturii de-a lungul conductei, T x  Text   T1  Text  e  ax ,

(2.5)

care arată că temperatura fluidului din conductă tinde către temperatura mediului exterior pentru x  , dar în realitate, la distanţe destul de reduse faţă de lungimea conductei, distanţă măsurată de la punctul iniţial conductei (figura 2.3) temperatura se uniformizează. Pentru a determina lungimea tronsonului de conducte de-a lungul căreia ţiţeiul nu congelează, se poate înlocui în relaţia (2.5) x = Lc şi Tx = Tc, rezultând Lc 

1 T1  Text ln a Tc  Text

(2.6)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

35

Fig. 2.3. Variaţia temperaturii de-a lungul unei conducte

Se poate observa că în relaţiile anterioare nu s-a ţinut seama de cantitatea de căldură degajată prin frecare (efectul Joule - Thomson), a cărei expresie, pentru elementul de căldură considerat, este i(Q)dx, i fiind panta hidraulică. Deoarece această cantitate de energie contribuie la încălzirea ţiţeiului, ecuaţia de bilanţ termic va avea valoarea Kπd  T x  Text  dx  i  Q  dx  c Q  dT

(2.7)

Dacă se notează b

πKd , i  Q 

(2.8)

rezultă că Tx  Text   T1  Text  b  e  ax

(2.9)

În relaţiile anterioare b s-a neglijat având o valoare redusă. 2.2.2. Calculul coeficientului global de schimb de căldură În cazul transportului fluidelor încălzite, datorită diferenţei de temperatură fluid-sol sau fluid-aer, are loc un transfer de căldură. Mecanismele de transfer sunt: convecţie între fluidul în mişcare şi peretele interior al conductei, conducţie prin stratul limită static prin peretele ţevii, prin izolaţia de protecţie, prin sol şi prin radiaţie conductă-aer pentru conductele supraterane. Se consideră o conductă îngropată în sol la adâncimea h (figura 2.4). Fluxul termic (căldura cedată prin convecţie) are expresia sau

Q  AT ,

(2.10)

Q    πdL  T f  T pi ,

(2.11)

rezultând, prin analogie termo-electrică, expresia rezistenţei termice R 

1 πdL

(2.12)

Fluxul termic prin conductă (prin analogie termo-hidrodinamică) se calculează cu relaţia

36

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Qc 

2π c LT pi  T pe  ln

D d

,

(2.13)

c având semnificaţia mobilităţii din hidraulică, iar L = h, "aria" perpendiculară pe direcţia de transfer. Rezistenţa termică va avea valoarea 1 D ln 2 π c L d

Rc 

(2.14)

Fig. 2.4. Secţiune printr-o conductă izolată, îngropată

În mod asemănător se scrie fluxul termic prin izolaţie şi rezistenţa termică corespunzătoare, adică

Qiz 

2 iz LTpe  Tiz  D ln iz D

(2.15)

D 1 ln iz 2π iz L D

(2.16)

Riz 

indicii având semnificaţiile: pi - perete interior, pe - perete exterior, iz izolaţie, s - sol. Rezistenţa termică prin sol are valoarea Rs 

1 4h 2 π s L Diz

(2.17)

Deoarece rezistenţele termice acţionează în serie, rezultă expresia fluxului termic fluid sol

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Q

37

T f  Ts

(2.18)

R  R c  Riz  R s

sau Q

T f  Ts  1 D 1 D 1 1 4h   ln  ln iz  ln   D 2π s L Diz  πdL 2π c L d 2 π iz L

(2.19)

Conform ecuaţiei lui Newton, acelaşi flux termic se poate exprima prin Q  K  πdL  T f  Ts ,

(2.20)

astfel încât din egalarea relaţiilor (2.19) şi (2.20) rezultă formula de calcul a coeficientului global de schimb de căldură K

1 1 d D d D d 4h  ln  ln iz  ln    D 2 s Diz   2 c d 2 iz

(2.21)

În cazul convecţiei forţate, fără existenţa unor schimbări de fază, coeficientul de transfer de căldură prin convecţie poate fi calculat apelând la criteriile Re 

vd c d , Pr  , Nu   e l

(2.22)

(Reynolds, Prandtl, Nusselt); aceste numere sunt funcţii de temperatură. Literatura de specialitate recomandă pentru calculul numărului Nu următoarele formule:  Pentru regim laminar (Re < 2000)  Nu  0,475 Re Pr   f   pi 1 3

   

0 ,14

(2.23)

,

în care f este vâscozitatea fluidului la temperatura din axul conductei la distanţa x de la punctul de încălzire, iar pi este vâscozitatea fluidului în aceeaşi secţiune la peretele interior al conductei.  Pentru regim intermediar, (2000 < Re > 10000) Nu  0,027 Re

0 ,8

 f Pr    pi 1 3

   

0 ,14

 6 10 5 1  Re 1,8 

 , 

(2.24)

 Pentru regim turbulent (din punct de vedere termic Re > 10000) Nu  0,027 Re

0 ,8

 Pr  f   pi 1 3

   

0 ,14

(2.25)

În aceste relaţii numerele Re şi Pr se calculează la temperatura din axul conductei (Tf); aceasta este măsurabilă. Pentru conductele supraterane, coeficientul de transfer de căldură de la peretele conductei către atmosferă depinde de diferenţa de temperatură dintre peretele exterior al conductei (izolată) şi a aerului din atmosferă; el are forma

38

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 a   ae   ar ,

(2.26)

 ae  6,15  4,18v a ,

(2.27)

în care este coeficientul de convecţie în aer, care depinde de viteza vântului va, iar  ar 

1cs Tc  Ta

 Tpc  4  T  4     a  ,  100   100   

(2.28)

este coeficientul de transfer de căldură prin radiaţie; 1 este un coeficient care depinde de culoarea izolaţiei conductei, cs un alt coeficient egal cu 5,68 W/m2K4, Tpc - temperatura conductei, iar Ta - temperatura aerului. După cum rezultă din ecuaţiile (2.23…2.25), pentru determinarea numărului Nu, deci a coeficientului de convecţie, trebuie aflată, mai întâi, temperatura la peretele interior al conductei. Din egalitatea   πdL  T f  T pi   K  πdL  T f  Text ,

rezultă Tpi  T f 

K T f  Text , 

(2.29)

o ecuaţie implicită. Pentru rezolvarea acesteia se propune următorul algoritm: se alege o valoare pentru Tpi < Tf. Tpi   pi  Re, Pr  Nu    K  Tpi

2.3. Calculul hidraulic al conductelor considerând proprietăţile fluidelor ca fiind zonal constante Având determinate elementele necesare calculului termic analizate anterior, se propune următorul algoritm pentru determinarea căderii de presiune de-a lungul unei conducte.  Se trasează variaţia temperaturii de-a lungul conductei cu relaţia deja cunoscută (figura 2.5) Tx  Text   T1  Text  e  ax

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

39

Fig. 2.5. Variaţia temperaturii de-a lungul unei conducte

 Se împarte conducta în n tronsoane egale (L) de-a lungul cărora funcţia T = f(x) poate fi considerată ca fiind liniară;  Se citesc din grafic, valorile temperaturii Ti şi Ti+1;  Se calculează temperatura medie pe tronsonul i; Tmi 

Ti  2Ti 1 3

 Se determină proprietăţile fluidului la această valoare a temperaturii ( , c, l,  etc);  Se determină viteza medie de curgere vi 

4Q πd 2

 Se determină numărul Re; Rei 

i v i d i

 Se calculează rezistenţele hidraulice i;  Se află panta hidraulică ii 

8 Q2 i 5 2  g d

 Se determină pierderea de sarcină pe tronsonul i; hLi  ii L

 Se determină pierderea totală de sarcină n

h L  Li  i i 1

Acum,

40

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

p1  p 2  h L   z 2  z1  , g

pentru situaţia când conducta nu este orizontală.

2.4. Calculul hidraulic al conductelor. Proprietăţile fluidelor sunt funcţii continui cu temperature După cum s-a arătat anterior, expresia sintetică a căderii de presiune pe o conductă, exprimată în metri coloană de lichid transportat, are forma: p1  p2  iL   z2  z1  g

(2.30)

Căderea de presiune pentru un tronson de conductă de lungime dx va avea forma p1  p

g

 ix   z x  z1 

(2.31)

Prin diferenţiere se ajunge la 

dp  idx  dz g

(2.32)

Deoarece sarcina într-un sistem este p  z, g

(2.33)

dp  dz  idx g

(2.34)

H 

se poate scrie că dH 

În cazul transportului unui fluid cald, dH * 

dp   dz  i dx g

(2.35)

Acum   dH i   dH  i   

 Q   Q

  

2

(2.36)

Deoarece i

8 Q2  ,  2g d 5

2

i 

8 Q  5 , 2  g d

folosind ecuaţia de continuitate, Q  Q ,

se ajunge la   dH   dH    

sau

     

  

2

,

(2.37)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

41

      dH       

2

  dH  

adică 2

       idx dH       

(2.38)

Prin integrare rezultă 2

T

1      p1 p dT  2    i       z 2  z1  , 1 g  2 g    a T x  Text  T2   

(2.39)

ceea ce arată că scăderea presiunii depinde de regimul de curgere.

2.5. Stabilirea numărului şi locului de amplasare al staţiilor de încălzire Deoarece temperatura de încălzire a ţiţeiului este limitată (max. 70 0C) din motive de pierderi de componenţi volatili, iar lungimea unor conducte poate fi mare, se poate ca montarea unei singure staţii de încălzire, în punctul iniţial al conductei, să fie insuficientă. După cum s-a văzut, lungimea de congelare, lungimea de-a lungul căreia un ţiţei poate fi transportat în siguranţă, are expresia

Lc 

T1

1

aT

Ts

dT x , x  Text

s-au dacă valoarea sa se consideră constantă Ls 

1 T1  Text ln . a Ts  Text

Acum numărul de staţii de încălzire va fi egal cu n

L , Ls

(2.40)

iar pentru determinarea amplasamentului acestora se recomandă următorul algoritm  Se alege scara graficului la valori convenabile pentru reprezentare (figura 2.6);  Se trasează funcţia Tx = f(x) cu relaţia (2.5) alegându-se o valoare pentru coeficientul global de schimb de căldură (K = 860 W/m2K).

42

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 2.6. Stabilirea amplasamentelor staţiilor de încălzire

Locul de amplasare al staţiilor intermediare de încălzire (S1, S2,…) se va afla la intersecţia acestor funcţii cu dreapta Ts. Este puţin probabil ca din grafic locaţiile acestora să coincidă cu acelea ale staţiilor intermediare de pompare. Oricum ele trebuie amplasate împreună pentru a folosi aceleaşi resurse materiale financiare şi umane. Există totuşi posibilitatea ca în urma proiectării staţiilor de încălzire temperatura la beneficiar să fie mai mare sau mai mică decât aceea necesară, de siguranţă (+T2, respectiv -T2 în figura 2.6). Aceste valori pot fi scăzute, respectiv crescute la valoarea Ts prin dimensionarea izolaţiei pe ultimul tronson (S4 - L) sau a temperaturii de încălzire.

2.6. Curăţirea parafinei şi decongelarea conductelor Când, cu toate măsurile luate, într-o conductă se formează o reţea cristalină de parafină, decongelarea acesteia se poate face cu acelaşi fluid încălzit la o temperatură mai mare decât Tc, sau cu ajutorul unui ţiţei mai puţin congelabil. În cazul în care o conductă este complet congelată se poate încerca desfundarea acesteia folosind pompe de abur, crescând treptat presiunea până la valoarea presiunii de probă. La conducte lungi tehnologia de deparafinare prin acest procedeu se aplică pe porţiuni succesive ale conductei între doi robineţi de secţionare. De obicei curăţirea parafinei care se depune pe pereţii conductei se face prin procedee mecanice care foloseşte un curăţitor de parafină (godevil). El este alcătuit dintr-o tijă metalică articulată în mai multe puncte pentru a se putea înscrie în curbe. Pe tijă sunt articulate 4 - 6 discuri tăietoare elastice din oţel, în formă de spirală, cu care se curăţă parafina. Tot pe tijă se află şi două garnituri de etanşare. Mai nou, după godevil se lansează un dop din gel pentru curăţirea conductei, tandemul fiind împins de ţiţeiul transportat. Lansarea acestora se face printr-o gară de lansare (figura 2.7): aici C.M. reprezintă conducta magistrală, iar C.O.- conductă de ocolire.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

43

Fig. 2.7. Gară de lansare curăţitor de parafină (godevil, pig, pig inteligent)

2.7. Transportul ţiţeiurilor vâscoase sau uşor congelabile "metode neconvenţionale"

cu

2.7.1. Transportul ţiţeiului cu ajutorul diluanţilor . Transportul ţiţeiului cu ajutorul diluanţilor se face prin amestec. Ca diluant se poate folosi benzina, petrolul lampant, motorina, condensul lichid din zăcământul de gaz condensat sau un ţiţei cu vâscozitate mai mică ( se pot folosi şi diluanţi mai scumpi dar nu este rentabil). Prezenţa diluanţilor în ţiţei ameliorează proprietăţile de curgere ale acestuia prin scăderea vâscozităţii şi reducerea considerabilă a concentraţiilor de parafină din amestec. S-a mai constatat că dacă diluantul este ţiţei uşor, unele componente ale acestuia împiedică dezvoltarea cristalelor de parafină. Experimentele au arătat că efectele pozitive ale diluanţilor depind de temperatura de amestecare şi de concentraţie. Aceste efecte sunt cu atât mai mari cu cât temperatura de amestecare şi concentraţia sunt mai mari. Singurul dezavantaj al acestei metode apare în situaţia opririi transportului când există posibilitatea formării reţelelor de cristale de parafină care face dificilă reluarea pompării. Spre exemplificare se redau în continuare rezultatele diluării ţiţeiului A3 (Videle) care la 200C are o densitate de 890 kg/m3 şi o vâscozitate de 1 426,6 cP. Tipul de diluanţi, concentraţia acestora, vâscozitatea dinamică ca şi scăderile de presiune de-a lungul unei conducte de 85 km, d = 14" care transportă un debit de 5 000 m3/zi în condiţii de vară (temperatura solului, T2 = 180C şi iarna, T2 = 40C) sunt redate în Tabelul 2.1. De aici rezultă câteva concluzii:  la aceeaşi concentraţie de diluanţi (5%) petrosinul este mai eficient de circa 5 ori (749/137) faţă de amestec cu ţiţei tip C;  la aceeaşi concentraţie, însă mai mare (10%) tetraclorura de carbon (CCl4)este de circa 4 ori mai avantajoasă (327/89) decât cea a amestecului de ţiţeiuri A3+C;  pentru perioada de vară s-ar recomanda varianta 5 deoarece petrosinul este ieftin, iar o parte din el s-ar putea recupera, ţiţeiul C valorificându-se la un nivel superior, iar în perioada de iarnă doar varianta 2.

44

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Tabelul 2.1. Influenţa unor diluanţi asupra vâscozităţii Varianta 0 1 2 3 4

Fluidul transportat Ţiţei curat, A3 Ţiţei A3 + ţiţei tip C ( =820 kg/m3)

Concentraţia % volum

Vâscozitatea , (cP)

0 5 10 30 10

1427 749 327 125 89

Ţiţei A3 + tetraclorura de carbon 5 5 Petrosin ( =900 kg/m3) *) nu este nevoie de o concentraţie atât de mare **) procedeu prohibit din punct de vedere economic.

137

Căderea de presiune (at) Vara Iarna 84 196 44 96 23 34 12 15* 28 60** 47

120

2.7.2. Transportul ţiţeiurilor cu adaosuri Această metodă are ca scop, de asemeni, scăderea temperaturii de congelare. Mecanismul acţiunii acestora nu este bine cunoscut până în prezent. Se presupune că moleculele de adaosuri sunt adsorbite pe suprafaţa cristalelor de parafină împiedicând formarea reţelelor spaţiale de cristale de parafină rezistente. Pentru ca acest procedeu să fie eficient trebuie ca ţiţeiul să fie încălzit la temperatura care să topească cristalele de parafină şi apoi amestecarea cu adaosuri. Drept adaosuri pot fi folosiţi compuşi macromoleculari ca polimetilacrilaţi, poliizobutilenă, polimerii etilenei, propilenei etc. În funcţie de natura adaosului se recomandă ca el să se încadreze între limitele 0,02…2 % din greutate. Se pare că eficienţa adaosurilor se manifestă numai în regim turbulent de mişcare. În regim laminar nu sunt eficiente iar costul este destul de ridicat. Spre exemplu, folosirea polimerului PULSER (  = 660 kg/m3) folosit ca adaos la ţiţeiul A3 de Videle în proporţie de 2,66 % a redus vâscozitatea de la 1427 la 1088 cP, scăzând căderea de presiune de la 84 la 82 at (pentru perioada de vară), deci eficienţă practic zero. Se aşteaptă folosirea unor compuşi macromoleculari ieftini care să aibă o eficienţă mai mare. 2.7.3. Transportul ţiţeiului termostatat Transportul ţiţeiului termostatat constă în încălzirea acestuia până la o anumită temperatură şi răcirea lui cu o numită viteză. Eficienţa acestei metode depinde de caracteristicile ţiţeiului, de temperatura de încălzire şi de viteza de răcire a acestuia. De exemplu, pentru un ţiţei parafinos (Ariceşti) temperatura optimă de răcire a fost de 120C/oră, punctul de congelare reducându-se de 4 ori. Pentru alte ţiţeiuri punctul de congelare s-a redus cu 50%. Mecanismul de funcţionare: prin încălzire parafina din ţiţei se dizolvă, iar la răcire componentele asfalto-răşinoase din ţiţei sunt adsorbite pe suprafeţele cristalelor de parafină împiedicând astfel formarea reţelei. Deci procedeul este cu atât mai eficient cu cât conţinutul în aceşti componenţi este mai mare. Marele inconvenient este lipsa unei tehnologii industriale adecvate.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

45

2.7.4. Hidrotransportul Hidrotransportul poate conduce, în anumite condiţii, la reducerea căderilor de presiune dacă ţiţeiul vâscos sau parafinos se transportă împreună cu apa. În principiu, hidrotransportul se poate realiza în mai multe variante:  folosirea unei tehnologii care să asigure o curgere concentrică, ţiţeiul fiind izolat de conductă de către un inel de apă; se obţine o scădere a căderii de presiune deoarece vâscozitatea apei este mai mică sau mult mai mică decât cea a ţiţeiului. Acest procedeu necesită tehnologii speciale de a realiza un şanţ elicoidal în interiorul conductei fără a fi siguri că stabilitatea mişcării inelare este asigurată pe distanţe mari;  realizarea unei emulsii a celor două fluide care să ofere o reducere sensibilă a vâscozităţii amestecului faţă de apă. Lăsând la o parte unele date din literatura de specialitate care sunt neconcludente (poate din lipsa datelor experimentale publicabile de către firme), prezentăm mai jos câteva date obţinute în laboratoarele catedrei de Hidraulică: s-a preferat ţiţeiul de Dudeşti (PETROM Arad) cu  = 440 cP la 350C, punct de congelare păcură +420C, la ţiţei de 300C şi cu un conţinut de parafină de 13,20 %, obţinându-se următoarele valori:  Emulsie 20 % Tip A/Ţ  = 500 cP  Emulsie 50 % Tip A/Ţ  = 667 cP  Emulsie 65 % Tip A/Ţ  = 784 cP  Emulsie 70 % Tip Ţ/A  = 68 cP inversare tip emulsie Comportarea emulsiei a fost nenewtoniană, de tip Ostwald. Tratarea emulsiei de 20% A/Ţ cu nonilfenol (NF3) - un aditiv de umectare care conduce la scăderea aderenţei ţiţeiului la peretele conductei şi la stabilizarea emulsiei de A/Ţ, a condus la o reducere a vâscozităţii de la 500 la 39 cP. 2.7.5. Transportul ţiţeiului în câmp magnetic În laboratorul de Hidraulică şi în cel al S.C. PETROSTAR S.A. Ploieşti a fost concepută o instalaţie care să ne permită studierea efectelor unui câmp magnetic permanent asupra parametrilor curgerii ţiţeiurilor prin conducte. Au fost analizate comportarea a trei tipuri de ţiţeiuri într-un câmp magnetic de intensitate 0,012 Tesla pe o durată de 30 minute. Rezultatele sunt prezentate în tabelul 2.2.: Tabelul 2.2. Influenţa unui câmp magnetic permanent asupra vâscozităţii

ţiţeiurilor Nr. crt. 1

Tipul ţiţeiului Suplacu de Barcău

2

Bărbunceşti

3

Videle

Temperatura de magnetizare,(0C) 0 11 20 0 10 12 22 25 30

Scăderea vâscozităţii, (%) 58 50 0 15 15 0 43 44 42

Din datele prezentate în tabelul 2.2. rezultă:

Vâscozităţi absolute, (cP) 32100 - 13440 12836 - 6206 2824 - 2724 -

46

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 Eficienţa procedeului creşte odată cu creşterea intensităţii câmpului magnetic;  Eficienţa procedeului depinde de compoziţia ţiţeiului;  Eficienţa procedeului scade cu creşterea temperaturii peste 250C;  Ţiţeiul de Videle era magnetizat şi după 3 zile.

2.7.6. Folosirea energiei ultrasonice în transportul ţiţeiurilor parafinoase Pentru evidenţierea efectului energiei ultrasonice asupra reducerii temperaturii de congelare a ţiţeiurilor s-au folosit generatoare de ultrasunete care pot asigura o emisie în regim discontinuu, cel puţin o oră, acestea funcţionează cu alimentare de la reţeaua electrică de 220 10 V şi frecvenţă de 50….60 Hz. Energia maximă consumată de la reţea este de 12 kWh. Pentru experimentare au fost folosite trei tipuri de ţiţeiuri; acestea au fost tratate sonic la puteri de 75, 150 şi 300 W la un timp de 60….900 s, rezultatele fiind redate în tabelul 3.3. Un alt efect care a rezultat în urma acestor experimente este creşterea temperaturii ţiţeiului tratat, aportul caloric fiind de 0,10C/s. Tabelul 2.3. Reducerea temperaturii de congelare a unor ţiţeiuri Tip ţiţei

Temperatura de congelare, (0C)

Dudeşti Ariceşti Modârzău

+26 +17 +13

Conţinut carbon parafinic, (%) 80,44 75,64 66,52

Putere generator, (W)

Timp tratare, (s)

300 150 150

600 600 300

Reducerea punctului de congelare (%) 34,62 41,18 30,77

Capitolul 3

CALCULUL MECANIC AL CONDUCTELOR

3.1. Consideraţii generale În calculul mecanic al conductelor se urmăreşte, în principal, determinarea grosimii peretelui ţevii astfel încât aceasta să aibă o comportare corespunzătoare în exploatare. Grosimea de perete influenţează atât fiabilitatea conductei, cât şi aspectul economic al exploatării. Aceste influenţe acţionează în sens contrar şi anume: o ţeavă cu grosime mare de perete

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

47

influenţează pozitiv siguranţa în exploatare a conductei dar conduce la investiţii mari, deci la un preţ de cost al produsului transportat mai mare, şi invers. Pentru determinarea grosimii de perete trebuie să se cunoască solicitările la care este supusă o conductă subterană sau una supraterană. Solicitările pot fi:  inevitabile (permanente sau temporare);  parţial evitabile;  accidentale (total evitabile sau parţial evitabile). Solicitările inevitabile permanente sunt: presiunea interioară din conductă, greutatea lichidului transportat şi greutatea ţevii, a izolaţiei termice. Solicitările temporar inevitabile sunt: variaţia de temperatură atunci când se transportă lichide calde (transport neizoterm), forţa datorită presiunii vântului ca şi greutatea zăpezii (la conductele supraterane). Solicitările parţial evitabile se datorează şocului hidraulic la conductele care nu sunt prevăzute cu compensatoare, presiunii exercitate de mijloacele de transport în cazul subtraversărilor fără manşoane de protecţie, datorate excentricităţii şi/sau ovalităţii conductelor. Solicitările accidentale total evitabile sunt cele legate de manipularea necorespunzătoare a ţevilor, de executarea incorectă a sudurilor etc. Presiunea de probă conduce la solicitări de scurtă durată, înainte de punerea conductei în funcţiune, realizându-se creşterea unor eforturi echivalente, adică scăderea coeficientului de rezistenţă introdus în calculul grosimii de perete. Aceste solicitări accidentale pot fi parţial evitabile fie prin scăderea, de la început, a valorii acestui coeficient, fie prin micşorarea presiunii de probă. Ambele soluţii presupun folosirea unui oţel cu calităţi superioare. În calcule trebuie considerate toate solicitările inevitabile, şi în funcţie de construcţie şi de exploatare, solicitările parţial evitabile. Solicitările menţionate mai sus, la care este supusă conducta, dezvoltă în pereţii ţevii eforturi unitare: axiale (ax), tangenţiale sau inelare (t) şi radiale (r) evidenţiate prin trei axe ortogonale (figura 3.1)

Fig. 3.1. Eforturile unitare într-o conductă

3.2. Eforturi unitare axiale

48

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Determinarea acestor eforturi datorită solicitărilor inevitabile foloseşte reprezentarea din figura 3.2.

Fig. 3.2. Forţele care solicită un element de conductă

Dacă în secţiunea iniţială (NN) a unui tronson de conductă presiunea are valoarea maximă p, în secţiunea de ieşire (MM) ea va avea valoarea maximă p M  p   L gz ,

(3.1)

astfel încât valoarea maximă a forţei de presiune va fi F  p M A   p   L gz 

πd 2 4

(3.2)

Efortul unitar axial datorat presiunii interioare va avea expresia  ax , p 

pd F d    L gz πde 4e 4e

(3.3)

Efortul unitar axial datorită greutăţii conductei va fi

 ax ,G 

G sin   0 L gπdLe sin     0 L gdz , πde πde

(3.4)

astfel încât eforturile unitare axiale datorate solicitărilor inevitabile vor fi  ax 

pd d    gz   L   0 L , 4e 4 e  

(3.5)

sau, pentru conducte orizontale,  ax 

pd 4e

(3.6)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

49

La montarea unei conducte se ia în calcul temperatura mediului exterior; capetele conductei sunt fixe, astfel încât, aceasta se pot considera ca fiind încastrată. În cazul transportului neizoterm materialul tubular este împiedicat să se dilate datorită încastrării astfel încât în conductă apare un efect unitar axial proporţional cu alungirea  ax ,T  E  ET ,

(3.7)

în care E reprezintă modulul de elasticitate al materialului din care este confecţionată ţeava. De-a lungul traseului, conductele magistrale prezintă curburi în plan orizontal, înclinat sau vertical, curburi care generează alungiri cu dezvoltarea unor eforturi unitare axiale. Considerând o curbă de lungime L şi rază de curbură R (figura 3.3), alungirea faţă de axa medie are expresia  ax , a  E  E

L d E L 2R

(3.8)

Fig. 3.3. Element de conductă curbată

În cazul în care de-a lungul conductelor nu s-au montat compensatoare, şocul hidraulic provoacă o creştere a presiunii în conductă datorată apariţiei mişcării nestaţionare; aceasta conduce la un efort unitar axial

 ax , s 

 LQ de

EL L E d 1 L E e

,

(3.9)

valabilă pentru o închidere rapidă a conductei, EL fiind modulul de elasticitate al lichidului, sau

50

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 ax , s  v

2L , ti

(3.10)

unde ti este timpul de închidere. Pentru situaţia cea mai defavorabilă, efortul unitar axial va avea expresia  ax 

pd d d  2L     z   L   0 L   E T    v 4e 4e 2R  ti   

(3.11)

3.3. Efortul unitar tangenţial Acest efort unitar apare numai datorită solicitării conductei la presiune interioară. Se face distincţie între ţevi cu pereţi groşi, în secţiunea cărora eforturile unitare sunt variabile, şi tuburi cu pereţi subţiri la care aceste eforturi au aceeaşi valoare în orice punct al secţiunii. Convenţional, se consideră că o ţeavă are pereţi subţiri dacă raportul e/d  0,024...0,025.  În cazul tuburilor cu pereţi groşi (figura 3.4.a) distribuţia efortului unitar tangenţial este dată de formula Lame

t 

 re2 1  re2  ri 2  r 2 ri 2

  p,  

(3.12)

ri şi re fiind razele interioară, respectiv exterioară a ţevii.

b Fig. 3.4. Distribuţia eforturilor tangenţiale într-o secţiune a conductei

Pentru r = ri, t = tmax, adică  t max 

re2  ri 2 re2  ri 2

p

D2  d 2 D2  d 2

p

Ştiind că D = d +2e, e < d şi 4e2  0, ecuaţia (3.12) devine

(3.13)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

51

 t max 

pD 2e

(3.14)

 Pentru situaţia în care ţevile pot fi considerate tuburi subţiri (figura 3.4.b), făcând apel la calculul forţelor de presiune pe suprafeţe curbe, prin scrierea echilibrului de forţe rezultă 2teL = pdL, de unde: t 

pd 2e

(3.15)

Deoarece în practică ţevile pot prezenta ovalităţi (figura 3.5.a) sau excentricităţi (figura 3.5.b), formulele (3.14) se corectează prin parametrii A şi B, astfel t 

pD0  3D0  2e 1    , 2e  2e 1 B 

(3.16)

unde D0 este diametrul exterior teoretic al ţevii, A parametrul pentru ovalitate A2

a b  0,015 admisibil ab

B parametrul pentru excentricitate B

e max  e min  0,15 admisibil e max  e min

iar  excentricitatea.

Fig. 3.5. Conductă ovală (a) şi conductă excentrică (b)

Ovalitatea sau turtirea ţevilor se poate produce şi sub acţiunea forţelor exterioare (de exemplu la subtraversări). Valoarea presiunii exterioare la care apare turtirea are expresia p ext 

2E  e   2 c(1   )  D 

3

(3.17)

unde c este un coeficient de siguranţă (>3), iar - coeficientul lui Poisson (pentru oţel  = 0,3).

52

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

3.4. Efortul unitar radial Efortul unitar radial se datorează, de asemenea, presiunii interioare şi ca atare

r = - p

(3.18)

3.5. Determinarea grosimii peretelui ţevii Pentru determinarea grosimii ţevii se calculează cele trei eforturi unitare reţinând semnul algebric corespunzător şi prin intermediul teoriei de rezistenţă a energiei maxime de deformare a formei (Huber-Mises-Hensky) se determină efortul unitar echivalent  ech 



1  ax   t  2   t   r  2   r   ax  2 2



0 ,5

,

(3.19)

care se poate simplifica la

 ech   2ax   t2   ax t  , 0,5

(3.20)

pe motivul că  r   ax   t . Calculele efectuate se pot corecta dacă  ech   a 

c c

(3.21)

unde a este efortul unitar admisibil, c - efortul unitar corespunzător limitei inferioare de curgere, iar c - un coeficient de siguranţă. Pentru acesta se aleg următoarele valori: c = 2,00 pentru zone cu acces uşor (trasee de categoria a doua) şi c = 1,67 pentru zone cu acces greu (trasee de gradul I). Efortul unitar admisibil se determină pentru diferite valori ale temperaturii de funcţionare, Tf, a sistemului de transport în funcţie de r rezistenţa de rupere la 273,150C, c - rezistenţa de curgere la Tf şi fl rezistenţa de curgere la fluaj la temperatura Tf. Relaţiile de calcul sunt următoarele:  Pentru Tf < 270,150C a 

r , cr

(3.22)

coeficientul de siguranţă cr având valoarea 3,75 pentru ţevi trase şi valoarea 3 pentru ţevi sudate elicoidal sau longitudinal.  Pentru intervalul 270,15 < Tf < 420,150C a 

 Pentru Tf > 420,150C a 

ce având valoarea cuprinsă între 1...2.

c , cc  Tf cTf

,

(3.23)

(3.24)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

53

Dacă în relaţia (3.21) c > a se recurge fie la mărirea grosimii de perete, fie la folosirea altui oţel cu calităţi superioare. Grosimea de perete a ţevii se poate determina şi pe baza teoriei efortului unitar maxim (efortul tangenţial). Astfel, din relaţia (3.14), cu mici adaosuri, reiese e  e   a1  a 2

(3.25)

în care e 

pD , 2 a

(3.26)

coeficientul  de calitate al sudurii, are valoarea de 0,7…0,8 pentru ţevi sudate şi 1 pentru ţevi trase; coeficientul a1 reprezintă un adaos pentru neuniformitatea grosimii peretelui ţevii şi în proiectare se ia 0,125e* pentru ţevile din gama curentă şi 0,15e* pentru ţevile din gama specială; adaosul pentru coroziune a2 se prevede la conductele neprotejate catodic şi se ia de 0,5…1 mm. În concluzie, calculul de rezistenţă se începe prin alegerea materialului din care sunt confecţionate ţevile, deci a limitei inferioare de curgere, cu ajutorul căruia se determină rezistenţa admisibilă. Diametrul interior al conductei se alege pe criterii economice, după ce s-a efectuat calculul hidraulic; în continuare se determină grosimea de perete, eforturile unitare şi în final, efortul echivalent. Pe scurt algoritmul este următorul: material, c, c a D, d, eax , t , r e

În tabelul 3.1. sunt redate unele caracteristici mecanice pentru materiale folosite în confecţionarea ţevilor. Tabelul 3.1. Caracteristici mecanice ale unor oţeluri folosite în confecţionarea conductelor Calitatea oţelului

Rezistenţa de rupere, r la 293,15 K

-

10-6Pa

OLT 32 OLT 35 OLT 45 OL 38 OL 42 OL 50 OAT 1 OAT 2 OAT 3 X46 X52 X60 X65

3,2 3,5 4,7 3,8 4,2 5,0 3,8 4,5 4,5 4,2 4,4 5,5 5,6

Limita de curgere, c 293

473

573

Limita de fluaj, f 673

10-6Pa 1,8 2,3 2,6 2,2 2,4 2,7 3,0 3,5 4,2 4,6

1,6 1,8 2,2 1,9 2,1 -

1,3 1,4 1,8 1,3 1,4 -

10-6Pa 1,1 1,2 1,4 1,1 1,2 -

1,4 2,1 2,2 -

0,9 1,5 1,0 -

0,4 0,7 0,5 -

0,2 0,2 0,2 -

54

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

X70 X80 X100

5,7 6,2 7,9

4,8 5,5 7,4

-

-

-

-

-

-

-

CAP. 4 . COLECTAREA ŢIŢEIULUI ÎN UNITĂŢILE DE PRODUCŢIE ŞI TRANSFERUL ACESTUIA

4.1. Consideraţii generale Petrolul cantonat în zăcăminte ajunge la suprafaţă prin intermediul sondelor care, după completare şi echipare pot produce, în funcţie de valoarea energiei de zăcământ (presiunea şi temperatura iniţială) ca şi tipul de fluid, în erupţie naturală (artezian), sau, dacă această energie are un nivel scăzut (de obicei presiunea iniţială este mai mică decât presiunea de saturaţie) este necesar un aport de energie de la suprafaţă sau din strate adiacente, exploatarea realizându-se prin erupţie artificială (gas-lift) prin diverse sisteme de pompaj sau prin metode combinate. Zăcămintele de gaze produc în regim elastic sau mixt. Conducta de la sondă la parcul de separare, denumită conductă de amestec transportă fluide produse prin sonde (ţiţei, gaze, apă împreună cu impurităţi mecanice). Amestecul de fluide care vine de la sonde la parc prin conductele de amestec este dirijat printr-o claviatură la diferite separatoare (de total, de etalonare) pentru separarea fazelor.

4.2. Sisteme de colectare şi transfer Separarea, colectarea şi transportul ţiţeiului se face în sistem deschis, închis sau mixt. În sistemul deschis rezervoarele de depozitare sunt în contact cu atmosfera, gazele dizolvate în ţiţei se degajă antrenând cu ele fracţiile uşoare, volatile care de altfel sunt şi cele mai preţioase. Deoarece pierderile acestor fracţii se situează între 3…5% se impune folosirea sistemului închis de transfer. În sistemul închis, pe tot parcursul său, sondă - parcuri de separare instalaţii de prelucrare, ţiţeiul nu poate veni în contact cu atmosfera. figura 4.1. prezintă schema unui transfer automat în sistem închis LACT (Lease Automatic Custody Transfer). Ţiţeiul provenit de la sonde este introdus întro staţie de tratare (1) şi apoi într-un rezervor tampon (2), de ţiţei curat, şi

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

55

două recipiente de măsură (3) cu încărcare - descărcare alternativă. Umplerea acestora se realizează prin intermediul pompei (4) în timp ce dispozitivul (5) controlează calitatea ţiţeiului tratat; dacă calitatea nu corespunde, ţiţeiul va fi recirculat prin conducta (13) înapoi în vasul de tratare (1). Traductoarele de nivel (6) din recipienţii de măsură (3) comandă pornirea pompei (10) care transferă ţiţeiul. Prin înregistrarea numărului de descărcări ale recipienţilor de măsură se etalonează cantitatea de ţiţei pompată. Dispozitivul (9) colectează, periodic, probe de ţiţei pentru analiza calităţii acestuia, iar robinetul (15) comandă închiderea sau deschiderea, transferul ţiţeiului către magistrală.

Fig. 4.1. schema unui transfer automat în sistem închis LACT (Lease Automatic Custody Transfer). Variantele româneşti ale sistemelor de transfer LACT sunt:  Sistemul STIP (sistem de transfer integral sub presiune) Ţiţeiul din separatoarele de gaze cu o presiune de 1 - 5 at intră în staţia de dezemulsionare automatizată de la parcul central şi, în continuare, direct în conducta de transport, pomparea efectuându-se în sistemul din "pompă în pompă" (staţiile de repompare sunt prevăzute cu rezervoare de depozitare strict necesare în cazuri de accidente pe conductă). Ţiţeiul ajuns în rafinărie, la presiunea de 1 - 5 at, intră direct din conductă în staţia de desalinizare cuplată cu instalaţia de distilare primară (DA). Avantajele sistemului STIP:  asigură reducerea pierderilor prin evaporare datorită evitării contactului dintre ţiţei şi atmosferă în cursul transportului dintre schelă şi rafinărie;  reduce investiţiile suprimând rezervoarele de depozitare;

56

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 

asigură automatizarea procesului de pompare; reduce cheltuielile de exploatare a conductelor.

Dezavantajele sistemului STIP:  necesită o sincronizare perfectă a ritmului de prelucrare în rafinării cu ritmul de pompare al ţiţeiului (neexistând rezervoare de depozitare);  realizarea sistemului de depozitare obligă automatizarea procesului de extracţie al ţiţeiului;  instalaţiile de distilare din rafinării trebuie să asigure şi valorificarea hidrocarburilor uşoare (C1 - C5) care au fost menţinute numai datorită presiunii cu ajutorul căruia a fost efectuată pomparea ţiţeiului.  Sistemul SATSR (sistem automat de transport cu stabilizare în rafinării) Colectarea şi pomparea ţiţeiului din schele la rafinării se face identic ca în sistemul STIP. În rafinării ţiţeiul este introdus în instalaţia de stabilizare din care se extrag fracţiile uşor volatile, iar apoi este stocat în rezervoare atmosferice fiind practic nevolatil (pierderile prin evaporare au fost astfel înlăturate ). Avantajele sistemului SATSR:  acest sistem prezintă o mare flexibilitate în transport, depozitare şi prelucrare nefiind necesară o sincronizare între pomparea ţiţeiului şi prelucrarea din rafinărie datorită existenţei posibilităţilor de depozitare: în această situaţie desalinarea ţiţeiului se poate face în instalaţiile obişnuite. Dezavantajele sistemului SATSR:  necesită, în fiecare rafinărie, instalaţii de stabilizare a ţiţeiului pentru fiecare sortiment de ţiţei;  menţine parcul de rezervoare pentru depozitarea ţiţeiului în rafinării.  Sistemul SATSS (Sistam automat de transport cu stabilizare în schelă). În această variantă colectarea şi pomparea petrolului brut, de la sonde şi până la parcul central al schelei, se face în condiţii identice cu cele descrise la sistemele precedente. Deosebirea esenţială constă în faptul că stabilizarea petrolului brut are loc în schelă, fie înainte, fie după ce a trecut prin staţia de dezemulsionare. De aici şi până la rafinării, pomparea petrolului brut stabilizat se poate face la regim deschis, prin sistemele de pompare descrise anterior. Avantajele sistemului SATSS:  colectarea şi pomparea ţiţeiului în regim închis se face numai de la sonde la parcul central. Nu sunt necesare transformări la staţiile iniţiale de pompare şi de repompare;  asigură o pompare succesivă. Dezavantajele sistemului SATSS:  necesită existenţa unei instalaţii de stabilizare a ţiţeiului în fiecare schelă;  se reduc rezervoarele numai la parcurile de separatoare;  pierderile de hidrocarburi uşoare se menţin totuşi apreciabile (ca la

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

57

sistemul de pompare în regim deschis) datorită atât distanţelor mari ce urmează a fi parcurse cât şi a manipulărilor din staţiile de repompare şi din depozitele finale. Pompele staţiei din capul conductei de lungă distanţă nu pot realiza practic o presiune mare de pompare, în afara faptului că nici materialul tubular existent nu ar nu ar rezista la presiunile mari care ar fi necesare. Pentru a se putea executa transportul la distanţe, se construiesc staţii intermediare care să lucreze la presiunea maximă admisă pentru ţevile din care se construiesc conductele de ţiţei sau produse petroliere. La transportul unei anumite cantităţi de fluid, cu cât diametrul conductei este mai mic, cu atât pierderea de presiune este mai mare, iar numărul necesar de staţii intermediare creşte şi invers, pierderea de presiune şi numărul de staţii intermediare scade, cu cât diametrul adoptat este mai mare.

4.3. Sisteme de pompare Pomparea ţiţeiului şi a produselor petroliere folosind staţiile intermediare se poate face astfel:  Pomparea prin două rezervoare (figura 4.2.a):

Fig. 4.2

58

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Se lucrează cu două rezervoare, unul de umplere şi celălalt pentru golire. Acest sistem permite efectuarea unui control al pompărilor fiind însă neeconomic (blochează un număr mare de rezervoare, prin staţiile intermediare de pe traseul conductei, producându-se şi pierderi mari datorită respiraţiei rezervoarelor).  Pomparea printr-un singur rezervor (figura 4.2.b) se face printr-un sistem numit curs-tras, rezervorul fiind în acelaşi timp în umplere şi în golire. Pompările nu pot fi urmărite şi pierderile se menţin.  Pomparea prin rezervor tampon (figura 4.2.c). Produsul trece direct din conductă în tragerea pompei, iar rezervorul este folosit numai atunci când debitul pompelor, în staţia intermediară, este depăşit de debitul de intrare în staţii, conducta fiind descărcată în rezervor (pentru sincronizarea debitului conductei cu tragerea pompelor). Cu toate că pompările nu sunt controlate, pierderile se reduc simţitor.  Pomparea din pompă în pompă (figura 4.2.d). Prin acest sistem rezervoarele se desfiinţează iar pierderile se elimină complet. La noi în ţară pomparea din pompă în pompă se foloseşte la transportul produselor albe, iar la ţiţei se foloseşte sistemul curs-tras. Trecerea de la sistemul de transport din staţie în staţie la transportul din pompă în pompă are unele avantaje: - automatizarea completă ceea ce permite conducerea de la distanţă, - reducerea numărului de rezervoare, va fi necesar un rezervor tampon; - folosirea pompelor centrifuge; - reducerea pierderilor tehnologice; - interacţiune uşoară; - reducerea numărului de salariaţi.

4.4. Circulaţia ţiţeiului în schele De la separatoare ţiţeiul este transportat, prin energie proprie, la rezervoarele de etalonare sau direct în rezervoarele din parcurile de depozitare. În figura 4.3. se prezintă o schemă simplificată a circulaţiei petrolului de la sonde la rafinărie, iar în figura 4.4. schema unui parc de separatoare. Din rezervoarele parcurilor ţiţeiul colectat este pompat la depozitul central unde se efectuează tratarea şi selectarea acestora în vederea obţinerii calificativului de produs comercial (conţinut în apă  1% şi conţinut în sare  0,6 kg/tonă ţiţei). Petrolul brut care îndeplineşte aceste condiţii este transportat direct la rafinării pentru prelucrare sau către bazele de export.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 4.3. Schemă simplificată a circulaţiei petrolului de la sonde la rafinărie

Fig. 4.4. Schema unui parc de separatoare.

59

60

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

4.5. Tratarea ţiţeiului Ţiţeiul colectat în schele conţine în soluţie fracţii lichide uşor volatile (propan, butan, pentan), apă de zăcământ sub formă de emulsii mai mult sau mai puţin stabile şi impurităţi mecanice formate din particule de nisip, argilă, oxizi, săruri etc. Hidrocarburile uşor volatile ies din masa petrolului atunci când presiunea şi temperatura ating valori normale, ceea ce reprezintă pierderi calitative şi cantitative importante. Apa de zăcământ împreună cu petrolul conţin săruri (procentul cel mai mare îl deţine Na Cl) a căror cantitate poate ajunge la 100 - 150 kg/tonă. Impurităţile mecanice trebuie înlăturate deoarece pot eroda sistemele de colectare, transport şi depozitare. Compuşi ai sulfului existenţi în petrol pot mări viteza de coroziune a instalaţiilor. La început, eliminarea impurităţilor din petrol se face în parcurile de separare. În depozitul central se elimină impurităţile mecanice, apa şi sărurile prin operaţii de sedimentare, deshidratare şi desalinare astfel încât petrolul devine produs comercial. Petrolurile sulfuroase sunt supuse operaţiei de desulfurare şi de reducere a conţinutului în săruri până la max 0,001%. Procede de tratare cele mai cunoscute sunt: filtrarea, centrifugarea, tratarea termică, tratarea chimică, tratarea electrică, tratarea biologică, desalinarea şi deshidratarea ţiţeiului separat sau împreună. O staţie de tratare are următoarele componente: RE - rezervor de emulsie; RPC - rezervor de petrol curat; CAS - colector de apă sărată; PPC pompă de petrol curat; PE - pompă de emulsie; SC - schimbător de căldură; TE treater electrostatic; RV - C - recuperator vapori-compresor; CS coloană de stabilizare; DP - decantor de petrol; PS - petrol separat; AS - apă sărată; A - analizator; TA - transfer automat. 4.5.1. Filtrarea ţiţeiului (paturi adsorbante) Procedeul se bazează pe faptul că la trecerea emulsiilor hidrofobe (A/T) prin filtre hidrofile (acestea sunt udate numai de către apă) se reţine apa la suprafaţa ţesutului filtrat ca urmare a fenomenului de umezire preferenţială prin adsorbţie; ca atare particulele de apă se unesc între ele în picături mai mari care apoi sedimentează. Ca materiale filtrante se pot folosi: vată de sticlă, sticlă pisată, pietriş, nisip, talaş de lemn etc. Vata de sticlă este filtrul cel mai eficient deoarece nu

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

61

se înfundă prin presare, se curăţă uşor prin spălare şi rezistă la temperaturi ridicate.

4.5.2. Centrifugarea Diferenţa de densitate dintre ţiţei şi apa sărată a condus la ideea folosirii separatoarelor centrifugale cu viteza de 3000 rotaţii/minut; particulele cu densitatea mai mare sunt proiectate către peretele separatorului şi evacuate în mod continuu. Deoarece aparatura este foarte scumpă, consumul de energie foarte mare, iar impurităţile mecanice pot pune probleme deosebite, acest procedeu se foloseşte numai în analize de laborator. Pentru separarea impurităţilor mecanice se utilizează cu succes hidrocicloanele care folosesc ca energie pe aceea a jetului de fluid. 4.5.3. Tratarea termică Această metodă are eficienţa cea mai mare la tratarea emulsiilor mai puţin stabile. Încălzirea se face direct în vasul de tratare. Creşterea temperaturii are, în principal, două efecte: - creşte diferenţa de densitate dintre apa de zăcământ şi ţiţei: densitatea ţiţeiului scade mult mai rapid cu temperatura decât cea a apei; - scade vâscozitatea sistemului favorizând astfel contopirea şi decantarea particulelor de apă. În cazul emulsiilor stabile se recomandă folosirea tratării termice împreună cu alte procedee. 4.5.4. Tratarea chimică Dezemulsionarea chimică constă în spargerea emulsiei şi separarea fazelor cu ajutorul unor agenţi activi de suprafaţă, numiţi dezemulsionanţi. Un bun dezemulsionant trebuie să aibă capacitatea de a migra rapid prin faza continuă şi să transforme emulgatorul existent la interfaţă dintr-o substanţă hidrofobă într-una hidrofilă. Emulgatorul se va dizolva în apă, distrugând pelicula de protecţie care înconjoară particulele de apă. Viteza de aglomerare a particulelor de apă este proporţională cu viteza de difuzie a dezemulsionantului în apă şi cu temperatura. Practic s-a constatat că un dezemulsionant bun pentru distrugerea unei emulsii, prezintă o eficacitate redusă faţă de altă emulsie. Rezultă deci că dezemulsionarea fiecărui ţiţei este o problemă specifică, ce se rezolvă prin încercări de laborator. În inductria de petrol se folosesc următoarele tipuri de dezemulsionanţi: - ionici (săpunuri naftenice SN, pe bază de acizi sulfonici şi sulfonaftenaţi D4 şi D5); - neionici (blocopolimeri - polimeri ale căror macromolecule sunt formate din blocuri alternante de polimeri de structură diferită

62

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

hidrofilă-hidrofobă) ex. E96, STN3 etc. Cantitatea de dezemulsionant introdusă este funcţie de tipul şi stabilitatea emulsiei, variind între 0,01 - 1 kg, la tona de emulsie tratată, fiind introdusă sub formă de soluţie diluată cu apă în proporţie de 1/20-1/40, pentru a se putea dispersa mai uşor şi uniform în întreaga masă de emulsie. Introducerea unei cantităţi dozate de dezemulsionant în petrol, se face pe traseul pompei de petrol, pentru o uniformă distribuţie. Urmează o amestecare într-un sistem de agitare, care să asigure un contact cât mai bun între dezemulsionant şi emulgator. În figura 4.6. este reprezentată o instalaţie de dezemulsionare chimică ce foloseşte şi spălarea finală a ţiţeiului cu apă sărată.

Fig. 4.6. Instalaţie de dezemulsionare chimică Ţiţeiul din rezervorul 1 este aspirat de pompa 2 şi împins prin preîncălzitorul 3 şi amestecătorul 4 în rezervorul spălător 6. În acest rezervor ţiţeiul pătrunde printr-un distribuitor de fund 7, prin care este dispersat în masa de apă sărată. Apoi ţiţeiul trece prin conducta de preaplin 5 în rezervorul de decantare 8. Fracţiunile uşoare sunt recuperate din rezervorul 8 cu ajutorul unui compresor care le refulează în instalaţia de degazolinare a schelei. Dezemulsionantul aflat în rezervorul 9 se poate introduce fie în aspiraţia pompei de alimenatre cu ţiţei 2, fie după schimbătorul de căldură 3, cu pompa 10. Procedeele de dezemulsionare chimică implică investiţii relativ mici şi un cost de operare scăzut, însă nu realizează un randament ridicat de purificare, în cazul tuturor tipurilor de emulsie. 4.5.5. Tratarea electrică Dezemulsionarea pe cale electrică se poate face într-un deshidrator electric. Emulsia A/T trece printr-un câmp electric de înaltă tensiune 35000…45000 V la o temperatură de 320…350 K şi o presiune de 2,5…3,0 bar.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

63

Particulele dispersate suferă un proces de polarizare formându-se particule de apă mai mari care decantează. Viteza optimă de deplasare a emulsiei se determină experimental pe modele de laborator. Ţiţeiul dezemulsionat se evacuează pe la partea superioară către rezervorul de ţiţei curat din depozit, iar apa decantată se evacuează pe la partea inferioară către sistemul de decantare şi apoi la staţia de epurare. Pot fi tratate cu ajutorul curentului electric doar emulsiile de tipul apă în ulei A-U, emulsiile de tip ulei în apă ducând la scurtcircuitarea instalaţiei. Mecanismul spargerii emulsiei cu ajutorul câmpului electric poate fi explicată în felul următor:  dacă în câmpul electric al unor electrozi paraleli, aflaţi sub o tensiune ridicată există petrol, liniile de forţă vor fi paralele (figura 4.7.a.);  dacă în acest câmp se introduc o particulă de apă, aceasta având o constantă dielectrică mult mai mare ca a ţiţeiului, se orientează de-a lungul liniilor de forţă ale câmpului electric (figura 4.7.b.);  dacă în acest câmp se introduce o emulsie de tip apă în ulei A-U, se vor forma lanţuri de particule orientate (figura 4.7.c.). Particulele de apă sunt polarizate, se deformează, trecând de la o formă sferică, la una eliptică, într-o parte grupându-se sarcinile pozitive (orientate la polul pozitiv. Forţa de interacţiune dintre două particule este dată de următoarea relaţie (Lutoskin): F

K 2 r 6 , l2

unde: K - coeficient de proporţionalitate;

 - tensiunea câmpului electric; r - raza picăturii de apă; l - distanţa dintre centrele picăturilor. Sub influenţa câmpului electric dintre cei doi electrozi va avea loc o deplasare a particulelor încărcate electric spre electrodul de semn contrar. Particulele de apă, având mărimi şi viteze de deplasare diferite, se ciocnesc, îşi rup filmul de protecţie, se unesc în particule mai mari şi decantează. În cazul curentului electric alternativ, datorită schimbării orientării particulelor de apă către un electrod, când către celălalt, în funcţie de frecvenţa curentului, se produce o tensionare a filmului de emulgator, urmată de contopiri ale particulelor ce duc la desfacerea emulsiei. Particulele de apă care ating electrodul, se vor încărca cu electricitate de acelaşi fel şi vor fi respinse, ciocnindu-se puternic cu particule care vin spre electrod, ciocnirile conducând de asemenea la acelaşi rezultat, desfacerea emulsiei.

64

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig.4.7.

Fig.4.8

În figura 4.8. este reprezentată schema de principiu a unui deshidrator electric. Acesta este un vas cilindric 1, ce conţine electrozii 2, suspendaţi de cablurile prevăzute cu izolatoare 3, alimentate de transformatoarele 4, prin cablurile 6 ce pătrund în deshidrator prin izolatoarele de trecere 5. Ţiţeiul emulsionat, încălzit în prealabil, intră prin conducta 7 şi distribuitorul reglabil 8, în câmpul electric dintre electrozii 2, cu o anumită viteză ce se stabileşte experimental după caracteristicile emulsiei. Deshidratorul este prevăzut cu o serpentină de abur 9. Trecând prin câmpul electric, emulsia de ţiţei se distruge, apa ce se decantează se scurge prin conducta 11, iar ţiţeiul curat se evacuează prin conducta 10. Distanţa dintre electrozi este stabilită experimental şi poate fi reglată din afară, tensiunea în câmpul electric format este de 35000-45000 V, iar temperatura de lucru în deshidrator este 50-700C. 4.5.6. Metode biologice de tratare Dificultăţile ce apar în procesele de tratare a ţiţeiurilor brute datorate conţinutului mare de apă sau îmbătrânirii rapide a emulsiei, au determinat cercetarea unor posibilităţi de utilizare a unor produse, obţinute din microorganisme selectate din ţiţeiuri, apă de zăcământ, apă de mare etc. Aceşti produşi microbieni, denumiţi biosurfactanţi, pot fi utilizaţi ca agenţi tensioactivi în procesul de spargere a emulsiei stabile ţiţei - apă. Biosurfactanţii produşi de microorganisme sunt în general lipide, iar proprietăţile lor de agenţi activi de suprafaţă se datorează structurii lor moleculare care cuprinde:  componentă hidrofobă (apolară), care este de obicei radicalul hidrocarbonat al unui acid gras, solubil în ţiţei sau alţi solvenţi

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor



65

organici; componentă hidrofilă (polară), care este de obicei o grupare organică funcţională solubilă în apă.

Folosirea acestor produşi prezintă următoarele avantaje:  nu sunt toxici;  sunt biodegradabili;  pot fi utilizaţi în condiţii variabile de temperatură (30-50 0C şi peste 500C) şi pH = 4,5 - 9;  nu sunt inhibaţi de prezenţa unor concentraţii ridicate de NaCl (peste 10%). Cea mai eficientă metodă de izolare a microorganismele producătoare de biosurfactanţi s-a dovedit a fi metoda culturilor îmbogăţite. Cele mai frecvente grupe de bacterii sunt: heterotrofe aerobe facultativ anaerobe, heterotrofe strict anaerobe şi hidrocarbon oxidante. Tulpinile bacteriene izolate aparţin în principal genurilor: Bacillus, Pseudomonas, Serratia, Arthrobacter, Corynabacterium, Mycobacterium, Micrococcus. Cele mai bune rezultate s-au obţinut pentru emulsii ţiţei - apă tratate cu tenside chimice (E96, D5), cotenside şi produse microbiene provenite din tulpini de: Pseudomonas sp. C16 (BIO3), Pseudomonas Putida (BIO4), Serratia sp. 1 (BIO5), Mycobacterium sp.11 (BIO10) etc. Procesul de tratare a ţiţeiului cu biosurfactanţi este asemănător cu cel care foloseşte dezemulsionant sintetic. Conform schemei din figura 4.9. tratarea se desfăşoară astfel:  separarea apei libere, într-un separator trifazic (1);  injecţia dozei corespunzătoare de agent tensioactiv;  separarea apei conţinute sub formă de emulsie într-un separator trifazic (5);  depozitarea ţiţeiului tratat, în vederea livrării la rafinărie (6). Condiţiile de tratare ce se impun sunt:  temperatura de lucru 450C;  doza optimă de produs 2%;  durata de decantare 4 ore.

4.6. Optimizarea sistemului de colectare a ţiţeiului în schelele de producţie petrolieră

66

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Spre deosebire de calculul hidraulic al colectoarelor (distribuitoarelor) care urmărea determinarea căderii de presiune şi a diametrului (diametrelor) acestora, în cazul analizei funcţionării sistemelor de colectare (distribuţie) se are în vedere, în plus determinarea presiunilor de pompare necesare evacuării producţiei în fiecare parc ca şi stabilirea unor programe de pompare care să conducă la un consum minim de energie (electrică). Se va presupune că există o reţea de colectare formată din n' conducte de legătură de la parcurile (P1'….. Pn') şi un colector [1- (n+1)] prin care trebuie evacuată producţia a n parcuri (figura 4.10).

În vederea optimizării reţelei de colectare trebuie să se cunoască următorii parametrii:  producţia fiecărui parc în 24 ore, Qi, i  (1,…..,n);  distanţele între nodurile colectorului, l1-2,…., ln-(n+1);  lungimile conductelor de legătură, li' , i  (1,…..,n);  cotele nodurilor, Zi' , i  (1,…..,n+1);  cotele parcurilor, Zi' , i  (1,…..,n); Se cunosc, de asemenea, diametrele conductelor de legătură şi a colectorului, pe fiecare porţiune a sa dacă este vorba de un colector cu diametru variabil. 4.6.1. Algoritmul de calcul În practica proiectării sistemului de transport lichide se foloseşte de obicei, următorul algoritm de calcul: - cunoscându-se debitul pe fiecare conductă sau tronson de conductă, din ecuaţia de continuitate se obţine diametrul: d

-

4Qi v ec

din STAS-ul aferent se alege valoarea cea mai apropiată a diametrului ţevii aflată în fabricaţie; folosind aceeaşi ecuaţie de continuitate se recalculează valoarea reală a vitezei medii de curgere prin conductă:

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

v

-

67

4Q i 2 d STAS

în vederea determinării şi a diferenţei de presiune pe fiecare conductă de legătură sau pe întreg colectorul, acum se poate calcula numărul Reynolds: Re 

vd 

unde  este vâscozitatea cinematică a lichidului transportat conform cu condiţiile de temperatură; -

cunoscând regimul de mişcare al lichidului prin conductă se poate obţine coeficientul de rezistenţă hidraulică, , folosind o relaţie de calcul corespunzătoare.

Algoritmul calculului hidraulic al conductelor poate fi sintetizat sub forma: 4.6.2. Alegerea variantei optime În vederea aflării soluţiei optime de pompare se aleg mai multe variante, ce de exemplu: 1. pompează fiecare parc separat. În acest caz timpul de pompare rezervat fiecărui parc va fi egal cu raportul dintre numărul de ore (din 24 dacă există restricţii) de pompare dintr-o zi şi numărul de parcuri (dacă toate parcurile au aceeaşi producţie); 2. pompează două câte două parcuri simultan; 3. pompează grupuri de câte două parcuri şi câte trei parcuri simultan; 4. etc. Dacă prima variantă nu poate fi acceptată în cazul existenţei unui număr mare de parcuri, optimizarea sistemului de colectare existent începe cu studiul variantei 2). În funcţie de poziţie şi de producţie se aleg grupurile de parcuri în aşa fel încât exploatarea colectorului să fie cât mai raţională din punctul de vedere al criteriilor discutate anterior. În general parcurile sunt echipate cu acelaşi tip de pompe, deci debitele acestora sunt egale. Cum producţiile parcurilor sunt diferite, determinarea unor timpi de evacuare corespunzători se poate face prin folosirea uneia sau mai multor pompe care să lucreze în paralel. Dacă timpul de evacuare a producţiei colectată de un parc pe parcursul a 24 ore, în cazul funcţionării unei singure pompe, are valoarea: t ev 

Qi , Qp

unde Qp este debitul unei pompe, debitul de evacuare a producţiei din fiecare parc se obţine din: Q evi  N i Q p ,

Ni fiind numărul de pompe în funcţiune în parcul i.

68

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Cunoscând timpii şi debitele de evacuare se poate stabili programul de pompare pentru varianta de studiu (figura 4.11) admiţând restricţii între orele 6 - 8 şi 18 - 20. Programul de pompare prezentat în figură se referă la varianta 2).

În aceste condiţii, presiunile necesare pompării se vor calcula folosind ecuaţia fundamentală de mişcare a fluidului prin conducte, scrisă între punctele 1 şi 2, sub forma: Z1 

p1 p L v2  Z2  2    . g g d 2

Înlocuirea expresiei vitezei medii de mişcare a lichidului prin conducte, din expresia sa (4.5), transformă ecuaţia (4.9) în:

p1  p 2   iL   g  Z 2  Z 1  , panta hidraulică (energetică) i având expresia: i

8

 2g



Q2 . d5

Revenind la programul de pompare pentru varianta 2), redată în figura 4.11, presiunile de pompare necesare în parcuri vor fi cele prezentate în continuare. Între orele 0,….,6 pompează simultan parcurile 1' şi 3': p1 '  p n 1   iL  1 3   iL  2  3   iL  3 n 1 g  Z n 1  Z 1  , p 3 '  p n 1   iL  3'3   iL  3 n 1  g  Z n 1  Z 3'  .

Pantele hidraulice din expresia (iL)1-3 se vor calcula în funcţie de debitul de evacuare din parcul 1' şi diametrul colectorului pe porţiunea 1-3, iar panta hidraulică din expresia (iL)3-n+1, se va calcula în funcţie de debitele de evacuare (Qev1' + Qev3') şi diametrul colectorului între punctele 3 şi (n+1). Între orele 8,…,10 pompează simultan pompele 2' şi 3', presiunile de pompare având valorile:

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

69

p 2 '  p n 1   iL  2'2   iL  2 3   iL  3 n 1 g  Z n 1  Z 2'  , p 3 '  p n 1   iL  3'3   iL  3 n 1  g  Z n 1  Z 3'  .

Între orele 10,…,14 pompează simultan pompele 2' şi i', presiunile de pompare având valorile: p 2 '  p n 1   iL  2'2   iL  2 3   iL  3 n 1 g  Z n 1  Z 2'  , p i '  p n 1   iL  i 'i   iL  i  n 1  g  Z n 1  Z i '  .

Presiunile de pompare la parcurile 2' şi n' care pompează simultan între orele 14,…,18 şi 18,…,24 vor avea valorile: p i '  p n 1   iL  i ' i   iL  i '  n   iL  i  n 1  g  Z n 1  Z i '  , p n '  p n 1   iL  n '  n   iL  n  n 1  g  Z n 1  Z n '  .

Odată calculate presiunile de pompare la fiecare parc în parte, se poate calcula în continuare energia electrică necesară pentru acţionarea pompelor cu relaţia: Wi ' 

p i' Qevi t evi , [kWh] 102

unde este randamentul pompelor. Însumarea energiilor necesare acţiunii pompelor din fiecare parc va conduce la necesarul de energie în reţea pentru varianta studiată: n'

W   Wi ' i 1'

Varianta optimă ce se alege va fi aceea care necesită consumul minim de energie.

Capitolul 5

DEPOZITAREA ŢIŢEIURILOR ŞI PRODUSELOR PETROLIERE

5.1. Consideraţii generale Depozitarea ţiţeiului şi produselor petroliere este necesară în parcurile de separare şi în parcurile centrale din şantierele petroliere, în unele

70

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

staţii de pompare atunci când pomparea ţiţeiului se face în sistem deschis, în rafinării, înainte ca ţiţeiul să fie supus operaţiilor de prelucrare. De asemenea, există depozite de produse albe sau negre în rafinării, în staţiile de pompare a acestor produse, pe conducte distribuitoare ca şi în bazele finale ale acestor conducte (la beneficiari). Dependent de starea şi destinaţia acestora (pentru depozitare, transport şi consum) produsele petroliere se introduc, corespunzător actelor normative, în recipienţi şi ambalaje specificate în tabelul 5.1.

5.2. Clasificarea rezervoarelor Rezervoarele pentru depozitarea ţiţeiurilor şi a produselor petroliere sunt recipiente de construcţie complexă şi capacităţi variabile. Ele pot fi clasificate după mai multe criterii:  După materialele din care sunt confecţionate: rezervoare metalice, din beton armat, din materiale plastice armate etc. (figura 5.1);  După capacitatea de depozitare: rezervoare mici (100 m3), rezervoare mijlocii (100...5 000m3), rezervoare mari (30 000…. 100 000), rezervoare gigant ( 100 000 m3);  După presiunea interioară: rezervoare de joasă presiune (atmosferică), de medie presiune ( 10 bar) şi de înaltă presiune;  După calitatea produselor depozitate: ţiţei, produse albe, produse negre, uleiuri, hidrocarburi aromatice, gaze petroliere lichefiate, produse de înaltă puritate;  După forma constructivă: rezervoare cilindrice (verticale sau orizontale), sferoidale, de construcţie specială;  După amplasarea fundului rezervoarelor faţă de sol: rezervoare supraterane pe sol sau pe apă, parţial îngropate şi subterane în roci naturale sau subacvatice;  După poziţia capacului: cu capac fix sau cu capac flotant;  etc.

5.2.1. Rezervoare metalice O clasificare utilă a rezervoarelor metalice este reprezentată schematic în figura 5.1. Pentru siguranţă în exploatare fiecare rezervor suprateran sau grupuri de rezervoare trebuie să fie prevăzute cu diguri (din zid sau pământ) care constituie cuve de retenţie şi care au următoarele funcţii principale:  Protejează rezervoarele contra lichidelor combustibile şi a apei care ar veni din exterior în mod accidental;  Protejează mediul ambiant împotriva unor accidente care ar conduce la scăpări necontrolate a produselor din rezervoare. Volumul cuvei este egal cu cel al rezervorului, iar dacă împrejmuirea este comună, volumul acesteia trebuie să fie de 80% din volumul tuturor rezervoarelor.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

71

În interiorul cuvei sunt montate cămine cu închidere hidraulică care au rolul de a face legătură cu bazinele de decantare de unde lichidul poate fi repompat în alt rezervor. Capacitatea de înmagazinare a ţiţeiului în rezervoarele din şantierele petroliere trebuie să fie de trei ori mai mare decât producţia zilnică.

Fig. 5.1. Clasificarea rezervoarelor metalice

Rezervoare cilindrice verticale Rezervoarele cilindrice verticale şi de presiune atmosferică sunt cele mai răspândite datorită simplităţii execuţiei şi montării. Aceste rezervoare se confecţionează din virole de tablă de oţel (prin sudură sau nituire - mai rar). Lăţimea virolelor pentru manta este de minim 1500 mm; ea poate să fie şi de 1000 m pentru rezervoare mai mici de 100 m3. Rezervoarele sudate sunt calculate pentru a rezista la o suprapresiune a gazelor de cel mult 200 mm H2O şi la un vid de 40 mm H2O. Rezervoarele se aşează pe fundaţii din inele de beton sau pe o platformă de nisip. Un rezervor cilindric vertical pentru lichide (figura 5.2.) este echipat, în funcţie de capacitatea sa, cu următoarele dotări, prezentate în tabelul 5.2. Tabelul 5.2. Anexele unui rezervor A. Echipament tehnologic 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Gură de vizitare Gură de lumină Gură pentru probe Ştuţ de împingere Ştuţ de tragere Ştuţ de egalizare presiune spaţii vapori Aparat de măsurat nivelul Ştuţ de aerisire Supapă de tragere Opritoare de flăcări (ambalate cu supape de respiraţie şi siguranţă) 11. Supapă de respiraţie (hidraulică, de siguranţă)

B. Construcţii metalice 18. Scară exterioară (în spirală) 19. Podeţ la echipamentul de pe capac 20. Podeţ de acces la ştuţul de aerisire 21. Legare electrică la pământ

72

12. 13. 14. 15. 16. 17.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Eductor sau sorb mobil Ştuţ de scurgere Ştuţuri pentru încărcătoarele de spumă Ştuţ pentru intrarea aburului în serpentină Ştuţ pentru ieşirea condensatului din serpentină Dispozitiv etanş şi automat pentru luat probe şi măsurat temperatura

Pentru buna funcţionare a unui rezervor există o conductă de încărcare, una de tragere şi alta de scurgere. Conducta de încărcare coboară în rezervor până la 1 m deasupra fundului în scopul reducerii agitaţiei lichidului şi deci a pierderilor prin evaporarea fracţiilor uşoare. Conducta de tragere se prelungeşte în interiorul rezervorului cu un sorb oscilant ca să poată fi manevrat din exterior. Conducta de scurgere se fixează pe fundul rezervorului şi face legătura cu un cămin de evacuare. Rezervoarele mai posedă o serie de armături şi anexe:  miră (sticlă de nivel) necesară pentru vizualizarea din exterior a nivelului lichidului din rezervor şi deci la măsurarea aproximativă a volumului acestuia;  capacul pentru luat probe (gura de măsurare) care permite introducerea în rezervor a aparatului de luat probe şi pentru efectuarea măsurătorilor de nivel cu ajutorul ruletei;  armături speciale de siguranţă montate pe capac: supapă de respiraţie necesară pentru a menţine, între anumite limite, presiunea sau depresiunea din rezervor; supapă de siguranţă care înlocuieşte supapa de respiraţie atunci când acestea sunt defecte; opritoare de flăcări montate sub supapele de respiraţie şi de siguranţă pentru a împiedica propagarea flăcărilor din exterior;  podeţ la platforma echipamentului de pe capac;  scară exterioară, prevăzută cu balustradă, pentru acces pe capacul rezervorului; ea poate fi verticală, înclinată sau spirală pentru mărimi diferite ale rezervorului;  ştuţuri pentru încărcătoarele cu spumă necesară stingerii incendiilor;  ştuţ pentru intrarea aburului în serpentine de încălzire;  ştuţ pentru ieşirea condensului din serpentină către oala de colectat condens;  guri de vizitare (două) montate la partea inferioară a rezervorului necesare pentru curăţirea şi repararea rezervorului; pe parcursul acestei operaţii capacul de măsurare se află deschis pentru a asigura aerisirea şi iluminarea;  instalaţie de legare electrică la pământ.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

73

Fig. 5.2. Rezervor cilindric vertical cu dotările aferente

Calculul mecanic al rezervoarelor Determinarea grosimii peretelui unui rezervor care trebuie să reziste la o presiune interioară p se face folosind teoria rezervoarelor de revoluţie. În acest sens se ia în considerare un element de suprafaţă dintr-un rezervor de formă oarecare şi grosime constantă . Acest element de suprafaţă delimitată de două meridiane şi două paralele învecinate, văzut frontal are forma unui dreptunghi (figura 5.3).

74

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Scriind acum echilibrul dintre forţele dezvoltate de toate eforturile unitare rezultă pds1 ds 2  2 1 ds1 sin  1  2 2 ds 2  sin  2  0

(5.1)

Deoarece elementul ds2 este infinit mic, arcul BB' poate fi aproximat cu acesta şi deci, sin1 = 1, fiindcă unghiul 1 este foarte mic. În acest caz  1  sin  1 

ds 2 ds , respectiv  2  sin  2  1 21 2 2

(5.2)

Fig. 5.3. Element de suprafaţă de rezervor

Înlocuirea relaţiei (5.2) în ecuaţia (5.1) conduce la pds 1 ds 2 

2 1ds1 ds 2 2 2 ds1 ds 2  , 21 2 2

sau, după simplificare p 1  2   ,  1  2

cunoscută ca ecuaţia Laplace. Aplicarea ecuaţiei lui Laplace la rezervoare cilindrice verticale, 1 = R şi 2 =  (înălţimea rezervorului este o dreaptă), conduce la p   ,  R

sau  

pR , 

rezultând că grosimea de perete a rezervorului este funcţie de presiunea, p = gH. Acum

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 

75

gHR , 

în care efortul unitar luat în calcul are valoarea  a

km , n

unde: k = 0,9 - coeficientul de omogenitate a oţelului; m = 0,8 - coeficient care depinde de condiţiile de construcţie ale rezervorului; n =1,1 coeficientul care include modul de asamblare al rezervorului (sudură, nituire). Din relaţia (5.6) rezultă că grosimea peretelui rezervorului variază cu presiunea şi deci cu înălţimea lichidului din rezervor. Dacă la rezervoarele mari (peste 100 tone) se ţine cont de acest fapt, virolele de tablă fiind din ce în ce mai groase către fundul rezervorului, rezervoarele mici din şantier au aceeaşi grosime de perete pe toată înălţimea. În construcţia rezervoarelor problema tehnico-economică se rezumă la un consum minim de material la capacitatea maximă de înmagazinare. Se consideră un rezervor cilindric vertical cu rază R, înălţime x şi volum V (figura 5.4)

Fig. 5.4. Rezervor cilindric vertical

Cantitatea totală de metal necesară pentru confecţionarea unui rezervor cilindric vertical este Q  qc  q f  qe

în care q c  πR 2  c q f  πR 2  f q e  2 π e x

indicii având semnificaţia: c - capac, f - fund şi e - mantaua laterală. Deci

76

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Q  πR 2  c   f   2πR e x

Volumul rezervorului este V = R2x, de unde R2 

V πx

Acum V  c   f   2πR e x V , x πx V Q   c   f   2 e Vπx x Q

Pentru minim dQ 1 1 1   2 V  c   f   2 e V 0 dx 2 x x

(5.16)

din care rezultă 1 1 1 πR 2 x c   f   2 e πR 2 xπ 0 2 2 x x

sau xR

c  f e

Dacă grosimile de perete sunt egale, adică

= cfe, reiese x = 2R = D, adică se va realiza un rezervor cu consum minim de metal pentru o capacitate de înmagazinare dată atunci când înălţimea rezervorului este egal cu diametrul acestuia. Calculul termic al rezervoarelor  Răcirea ţiţeiului sau produselor petroliere în rezervoare Ţiţeiul depozitat în rezervoare se răceşte în timp. Răcirea nu trebuie să depăşească anumite limite mai ales atunci când este vorba de înmagazinarea ţiţeiurilor vâscoase şi/sau congelabile. În aceste situaţii temperatura în rezervor trebuie să se menţină la o valoare superioară celei de congelare sau de cristalizare a parafinei. Se consideră un rezervor cilindric vertical (figura 5.5).

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

77

Fig. 5.5. Rezervor cilindric vertical

Notând cu T temperatura ţiţeiului din rezervor şi cu Text - temperatura mediului ambiant, în timpul dt se cedează către exterior cantitatea de căldură q  KA T  Text  dt ,

unde K este coeficientul global de schimb de căldură şi A - aria totală a rezervorului. Pe de altă parte dacă V este volumul de ţiţei din rezervor, aceeaşi cantitate de căldură se poate exprima prin q   Vcdt ,

Din egalarea relaţiilor anterioare rezultă dt  

Vc dT KA T  Text

Prin urmare timpul t în care temperatura din rezervor scade de la temperatura Ti la o valoare T, are expresia t

V Ti c dT A T K T  Text

Calculul integralei se poate realiza numai prin metode numerice. Pentru simplificarea calculelor se consideră de obicei, că variaţiile parametrilor , c şi K cu temperatura sunt nesemnificative, astfel încât t

Vc Ti  Text ln KA T  Text

cu condiţiile T = Tc, t = tc, T = Ts, t = ts din ecuaţia (5.22) se poate deduce variaţia temperaturii din rezervor cu timpul T  Text   Ti  Text  e



KA t Vc

,

rezultând, cu simplificările admise anterior în legătură cu constanţa proprietăţilor termice ale ţiţeiului, că la t  , T  Text.

78

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Pentru determinarea timpului de răcire este necesar să se evalueze coeficientul global de schimb de căldură. Aceasta se face cu ajutorul relaţiei k

K c Ac  K e Ae  K f A f Ac  Ae  A f

pentru fundul rezervorului Kf 

1 , i 1 D    1 f i 1  fi 8 s n

unde 1f este coeficientul de transfer de căldură de la lichid la fundul rezervorului, fi conductivităţile termice ale fundului şi straturile de izolaţie de grosimi i, D diametrul rezervorului şi s conductivitatea termică a solului. Coeficientul 1f se determină din Nu 

 if D e

 C  Gr Pr  , n

în care coeficienţii C şi n depind de regimul de curgere. Numărul Grashof are forma Gr 

T

m

 T f D3

2

g ,

Tm fiind temperatura medie a lichidului, Tf - temperatura fundului rezervorului, iar  - coeficientul de dilatare termică. Temperatura medie a lichidului se calculează pentru intervalul de timp (0 - t1) care reprezintă durata procesului de răcire. Astfel se obţine Tm 

1 t1



t1

0

KA  t1  1  e Vc  

Tdt  Text 

Vc Ti  Text KA t1

Tm  Text 

Vc Ti  T fi , KA t1

   

(5.28)

sau

tfi fiind temperatura finală a lichidului care se atinge la timpul t1. pentru capacul rezervorului 1 1  , n  ke i 1 1 g     1e  2 g i 1  ci  2 c   3c

(5.56)

unde: 1c - coeficientul de transfer de căldură de la suprafaţa liberă a lichidului la perna de gaze din spaţiul superior al rezervorului; 2c coeficientul de transfer de căldură de la capac în atmosferă 3c - coeficientul de transfer de căldură prin radiaţie; g - grosimea pernei de gaze; g conductibilitatea termică echivalentă a gazelor; ci - conductibilitatea termică echivalentă a capacului şi izolaţiei; i - grosimile capacului şi izolaţiilor.  Încălzirea ţiţeiului sau produselor petroliere

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

79

În cazul transportului ţiţeiurilor sau produselor petroliere vâscoase sau congelabile este necesar ca acestea să fie încălzite în rezervoare. Încălzirea se face cu un agent termic (abur) care circulă printr-o serpentină. Cantitatea de căldură necesară încălzirii ţiţeiului Qnec 

Q1  Q 2  Q4  Q3 , t

în care:  Q1 - cantitatea de căldură efectiv necesară încălzirii lichidului de la Text la Tî (temperatura de încălzire, valoarea maximă este 60 700C); Q1 = Vc(Ti - Text) 

Q2 - cantitatea de căldură necesară topirii parafinei cristalizate Q 2  V

unde:  - cantitatea de parafină conţinută în produs;  - căldura latentă de topire a parafinei; Q4 - cantitatea de căldură necesară încălzirii pereţilor metalici ai rezervorului; Q3 - cantitatea de căldură care compensează pierderile în mediul exterior; t - timpul de încălzire. Lungimea serpentinei de încălzire se determină prin alegerea diametrului acesteia L

A πd

A fiind aria totală a serpentinei A

Q  T fc

 Tab i K ab t  2 



Tti  Ts 2

   

unde: Kab - t este coeficientul global de schimb de căldură abur - ţiţei (cca 1600 W/m2K); Tab i - temperatura iniţială a aburului; Tfc - temperatura finală a condensului (283,15 K); Tti - temperatura iniţială a ţiţeiului; Ts - temperatura finală a ţiţeiului încălzit (temperatura de siguranţă). Cantitatea de abur necesară încălzirii ţiţeiului este gală cu Q ab 

QV , i ab

V fiind volumul rezervorului iar iab - entalpia aburului (560 kcal/kg). Producerea acestei cantităţi de abur necesită un debit de gaze Qg 

Q , [ms/h] pc

pc = 8750 kcal/ m3s/h fiind puterea calorică a gazului combustibil. 

Rezervoare cilindrice orizontale

Rezervoarele cilindrice orizontale sunt de capacitate mică (sub 100 m3) şi se amplasează, de regulă, la consumatori (staţii de distribuţie). Ele sunt confecţionate din două părţi distincte: corpul (confecţionat din tablă de oţel prin sudare) şi capacele îmbinate tot prin sudură. Rezervoarele destinate

80

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

produselor petroliere lichide cu presiune până la 0,7 bar se construiesc de dimensiuni şi capacităţi redate în tabelul 5.3. Tabelul 5.3. Dimensiunile rezervoarelor cilindrice orizontale. Capacitate, m3

Diametrul interior, mm

Lungimea corpului, mm

Lungimea totală, mm

1,00 1,25 1,60 2,00 2,50 3,15 4,00 5,00 6,30 8.00 10,00 12,50 16,00 20,00 15,00 31,50 40,00 50,00 63,00 80,00 100,00

1000 1000 1000 1200 1200 1300 1300 1400 1400 1600 1600 1600 1800 1800 2000 2000 2400 2400 2400 3000 3000

1290 1590 2090 1780 2180 2380 3080 3280 4070 4070 4970 6160 6360 7850 7950 8950 8950 11040 14000 11140 14080

1800 2170 2600 2400 2800 3050 3750 4000 4770 4870 5870 6950 7260 8750 8950 9950 10150 11270 15200 12640 14530

Aceste rezervoare pot fi compartimentate cu unul sau mai mulţi pereţi interiori, transversali pe axa rezervorului, fiecare compartiment având o gură de vizitare. Rezervoarele destinate depozitării produselor petroliere lichefiate sunt recipiente cilindrice sub presiune. Ele sunt dotate cu dispozitive ca la orice rezervor vertical. Rezervoare sferoidale Rezervoarele sferice se folosesc pentru depozitarea produselor petroliere lichefiate sau a produselor petroliere lichide. Ca formă ele pot fi: sferoidal neted sub formă de picături (figura 5.6.) şi sferoidal cu mai multe cupole (figura 5.7.).

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

81

Fig. 5.6. Rezervor sferoidal neted

Fig. 5.7. Rezervor sferoidal cu mai multe cupole

Rezervoarele sferoidale netede şi cel cu mai multe cupole se folosesc pentru depozitarea produselor pe termen lung în depozitele mari (>100000t). În funcţie de produsele petroliere cărora le sunt destinate aceste rezervoare sunt dotate cu dispozitive şi accesorii corespunzătoare. Rezervoarele sferoidale prezintă unele avantaje (la o capacitate dată consumul de metal este mai mic faţă de rezervoarele cilindrice şi deci aria exterioară a acestora reduce pierderile de căldură; timpul de golire este de asemenea mai mic) şi unele dezavantaje (construcţia greoaie şi deci cost ridicat).

82

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Capitolul 6

TRANSPORTUL GAZELOR NATURALE PRIN CONDUCTE

6.1. Consideraţii generale: Conform ordinului 101/08.12.1997 emis de cãtre Agenţia Naţionalã pentru resurse minerale (ANMR) se definesc urmãtoarele:  Petrolul reprezintã substanţele minerale combustibile, constituite din amestecuri de hidrocarburi naturale acumulate în scoarţa terestrã, care în codiţii de suprafaţã se prezintã în stare gazoasã sau lichidã;  Petrolul cuprinde urmãtoarele substanţe:



Ţiţei, amestec de hidrocarburi, care în condiţii de zãcãmânt şi standard se prezintã în stare lichidã;  Gaze asociate cu ţiţeiul sunt gazele dizolvate în ţiţei în condiţii iniţiale de zãcãmânt şi gazele din capul primar de gaze asociate acumulãrilor de ţiţei;  Gazele naturale libere acumulate în zãcãminte exclusiv sub formã de gaze; acestea pot fi gaze sãrace (fãrã condensat), gaze bogate (în amestec cu condensat în condiţii de zãcãmânt la care raţia gazcondensat depãşeşte 27000 mS3/m3), sau gaz condensat (gaze în amestec cu condensat (C) în condiţii de zãcãmânt la care raţia gaz-condensat este cuprinsã între 540-27000 mS3/m3);  Condensatul reprezintã o fracţie lichidã de hidrocarburi uşoare la care componenta C7+ nu depãşeşte 12,5%, rezultat prin procese de separare a gazelor provenite din zãcãmintele de gaz condensat, din gaze bogate sau din capul de gaze al zãcãmântului de ţiţei;  Amestecuri de gaze combustibile naturale din zãcãmintele exclusiv de gaze, care pot, pe lângã componenţii din grupa hidrocarburilor sã conţinã şi alţi componenţi chimici (dioxid de carbon, azot, argon, hidrogen sulfurat etc.) în proporţii cumulate de peste 10% (volumetric) şi a cãror combustibilitate este doveditã prin teste de ardere. Deci, gazele naturale sunt hidrocarburi parafinice (alcani) care, în condiţii standard de presiune si temperaturã (p0 = 1,01325.105 N/m2, T0 = 288,15 K) se gãsesc în stare gazoasã. In categoria gazelor naturale intrã hidrocarburile care au urmãtoarele proprietãţi (STAS 3317-67):  Densitate 0,710…0,905 kg/m3  Densitate relativã în raport cu aerul 0,550…0,700  Limite de explozivitate (metan) 5…15% din volum  Temperatura de autoaprindere 650…750 0C. Deoarece presiunea la cele douã capete ale conductei de gaze rãmâne practic constantã pe perioade mari de timp, mişcarea gazelor prin conducte poate fi consideratã ca fiind staţionarã. Cercetãrile experimentale au condus la concluzia cã variaţia temperaturii în lungul conductei magistrale de gaze nu este semnificativã. In

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

83

general, aceastã variaţie este mai accentuatã într-o porţiune scurtã de la intrarea în conductã de-a lungul cãreia s-ar putea efectua un calcul termic. Ca atare se poate considera cã transportul gazelor prin conducte magistrale se desfãşoarã în regim izoterm.

6.2. Calculul hidraulic al conductelor de gaze 6.2.1. Ecuaţia presiunii Ecuaţia fundamentalã a dinamicii fluidelor reale poate fi scrisã sub forma: dz 

dp vdv   dh fr  0, g g

care, prin neglijarea energiei potenţiale (exprimatã în metrii coloanã de fluid transportat) pe motivul valorii mici a densitãţii gazelor, devine: dp  vdv  

dx v 2   0, d 2

obţinutã prin înlocuirea în relaţia (6.1) a termenului corespunzãtor disipãrii energiei pentru un element de conductã de lungime dx, dar neglijând pierderile locale de energie. Acum 2dp 2dv dx   0 2 v v d

Din ecuaţia generalã a gazelor ideale p



 RT ,

rezultã cã pentru un proces izoterm  p  1 p1

Din ecuaţia de continuitate reiese cã:

 v1  , 1 v astfel încât v  v1

p1 p

Deoarece v 2   1v1  v  1v1

2

p1 , p

ecuaţia (6.3) capãtã forma 2 2dv dx pdp   0 2 v d 1v1 p1

84

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Integrarea acesteia între limitele x  0, p  p1 si v  v1 x  L, p  p2 si v  v 2

va rezulta cã p12  p12  1v12 p1

L d

pe considerentul cã v  1v1, deci v1  v2, astfel încât 2ln(v1/v2)  0. Ecuaţia (6.9) este implicitã. Înlãturarea acestei dificultãţi se face prin deducerea ecuaţiei debitului. 6.2.2. Ecuaţia debitului Din ecuaţia (6.9) rezultã imediat 0 ,5

 p 2  p22 d   , v1   1  p1 1L 

ca şi ecuaţia debitului raportat la condiţiile de la intrarea în conductã (T1, p1),

d 2   p12  p22 d 5   Q1  v1   4 4  p1 1L 

0, 5

Ecuaţia gazelor reale se poate exprima prin forma p1 , Z1 RT1

1 

care, prin folosirea densitãţii relative a gazelor (), devine

1 

p1 Z1RaerT1

Cu aceste considerente, ecuaţia (6.11) devine

  p 2  p 2 d 5 Z1T1Raer   Q1   1 2 2 4  p1 L 

0,5

In mod normal debitul de gaze se raporteazã la condiţiile standard. Deoarece p0 Q0 = Z0RTo şi p1 Q1 = Z1RT1, rezultã Q0  Q1

astfel încât

1 T0 p1 , Z1 T1 p0

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

85

 T   d5  Q  Q0  Rser  0   p12  p22   4 Z1T1L   p0  

0,5

(6.16)

Relaţia finalã a cãderilor de presiune poate fi scrisã sub forma p12  p22 

Q2 L, K2

fiind o altã formã a ecuaţiei energiei, (Bernoulli). In expresia (6.17), modulul de debit K reprezintã  K  4

0,5

 T  d 5   , Raer  0   p0  Z1T1 

reieşind cã acesta nu este o constantã, aşa cum de obicei se considerã, ci o variabilã funcţie de compoziţia gazelor reprezentatã prin valoarea densitãţii relative a acestora în raport cu aerul, de valoarea temperaturii (T1) şi presiunii (p1) la intrarea în conductã ca şi de regimul de curgere. În legãturã cu coeficientul de rezistenţã hidraulicã, în transportul gazelor prin conducte, se poate reaminti cã acesta este funcţie atât de regimul de curgere cât si de rugozitatea relativã, pentru: 

Conducte mixte



Conducte rugoase

    f  Re,  ; d      f  . d

Oricum numãrul Re are expresia: Re 

 v  d 

Deoarece viteza masicã (v) este constantã, iar variaţia vâscozitãţii dinamice cu presiunea este neglijabilã (pentru gaz metan, la temperatura de 150C aceasta are valoarea de  = 0,01 cP la o presiune de 1 bara şi de  = 0,012 cP la 70 bara), rezistentele hidraulice pot fi deduse cu relaţia lui Colebrook şi White sau cu relaţia Weymonth,

W 

0,009407 d

1 3



1 , 100d 0,33

în care diametrul se exprimã în metri. Deoarece, prin experimente, s-a dovedit cã relaţia Weymounth este valabilă numai pentru gaze uscate, afirmaţie neconfirmatã prin mãsurãtorile de teren, catedra de Hidraulicã a UPG Ploieşti, prin prof.dr.ing. Alexandru SOARE şi şef lucr.dr.ing. Gheorghe IONESCU, în urma unor cercetãri cerute de Centrala Gazului Metan Mediaş, au stabilit o nouã relaţie de calcul a rezistentelor hidraulice pentru transportul gazelor umede prin conducte: 6

u  W   aiuii , 1

unde u reprezintã rezistentele hidraulice pentru gaze umede iar  datele reieşite din aplicarea formulei Weymounth. În aceastã relaţie: a1 = 0,1500; a4 = -0,1570;

86

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

a2 = -0,3250; a5 = 0,0317; a3 = 0,3310; a6 = -0,0014; Un alt parametru care poate prezenta interes în proiectare este valoarea presiunii medii într-o conductã de gaze. p1 g

pm l

p2

0

x

L Fig. 6.1. Presiunea medie într-o conductă care transportă gaze sau lichide

Conform figurii 6.1. L

1 p m    p x dx, L0

ceea ce este echivalent cu 0, 5

L p 2  p 22  1  p m    p12  1 x  dx, L 0 L 

care dupã integrare are valoarea

2 p22   pm   p1  3 p1  p2  demonstrând faptul cã presiunea medie într-o conductã de gaze, la distanta x, este mai mare decât cea existentã într-o conductã de transport lichide.

6.3. Calculul hidraulic al conductelor complexe În aceastã categorie intrã conductele cu pantã hidraulicã variabilã, cu debite diferite sau cu variaţia ambilor parametrii. 6.3.1. Conducte montate în serie Se considerã o conductã de transport gaze formatã din n tronsoane de lungimi li şi module de debit Ki care trebuie sã transporte un debit volumetric

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

87

Q (figura 6.2). Q

l1,K1

l2,K2

1

ln,Kn

2

3

n

n+1 Fig. 6.2. Conducte montate în serie

Se observã cã diferenţa de presiune între cele douã capete ale conductei este egalã cu suma cãderilor de presiune pe cele n conducte, astfel cã:

p

2 1

 

 





 pn21  p12  p22  p22  p32  ..........  pn2  pn21



(6.25)

Acum p12  p22  Q 2

l1 K12

p22  p32  Q 2

l2 K 22

.................... ......... pi2  pi21  Q 2

li K i2

.................... ......... pn2  pn21  Q 2

ln K n2

_______________ TOTAL :

li 2 1 Ki Deoarece se cunosc urmãtorii parametrii: debitul volumetric, lungimile tronsoanelor de conductã ca şi distribuţia de presiune, din ecuaţiile tip (6.26) se poate deduce modulul de debit Ki, şi deci diametrul tronsonului i, di, pe motivul proporţionalitãţii. n

p12  pn21  Q 2 

pi2  pi21 p12  pn21  li L n

L fiind

l

i

.

1

6.3.2. Conducte montate în paralel Este posibil ca de-a lungul unei conducte magistrale de transportat gaze sã fie necesarã montarea, între douã noduri, 1 si 2, a n conducte de lungimi (trasee) diferite (module de debite diferite) si deci, debite parţiale diferite (figura 7.3).

88

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

l1, K1, q1 l1, k1, q1 l2, K2, q2

1 Q

2

ln, Kn, qn

Fig. 6.3. Conducte montate în paralel

Cãderile de presiune între punctele 1 si 2, scrise pentru fiecare ramurã în parte, vor avea formele redate mai jos; din acestea se pot deduce debitele pe fiecare ramurã (noi necunoscute în ecuaţia generalã de curgere): 2

p12  p22 

q1 l1  q1  K1 K12

p12  p22 

q2 l2  q 2  K 2 K 22

p12  p22 l1

2

p12  p22 l2

........................................................... 2

p  p 2 i

2 2

q  n 2 l n  qn  K n Kn

p12  p22 ln

Conform ecuaţiei de continuitate n

Q   q1 1

rezultând expresia p12  p22 

Q2  n Ki     1 l  i  

2

,

din care se poate deduce modulul de debit KI şi deci diametrul tronsonului i. 6.3.3. Conducte colectoare de gaze Calculul hidraulic al conductelor colectoare de gaze (figura 6.4) se deosebeşte de calculul hidraulic al conductelor montate în serie prin faptul cã la colectare debitul pe fiecare tronson are altã valoare, şi anume, una mai mare q1 1

q2 l1, K1 Q1

q3

qn

l2, K2 2

ln, Kn Q2

3

n+1 Fig. 6.4. Schema unui colector

n

Qn

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

89

Q1  q1 Q3  Q1  q2 ........................ Qn 

n

q

i

i 1

Cãderea de presiune de-a lungul colectorului va fi egalã cu suma cãderilor de presiune de pe fiecare tronson, adicã p12  p22  Q1

2

p22  p32  Q2

l1 K12

2

l2 K 22

............................. pn2  pn21  Qn

2

ln K n2

_______________ p  p 2 1

2 n 1

2

Q     li i 1  K i n

Convenţional se pot distinge douã situaţii:  Colector cu diametru constant (debite sau lungimi mici) p12  pn21 

1 n 2  Qi li K 2 i 1

 Colector cu diametru variabil (6.31) Pentru determinarea modulului de debit pe tronsonul “i” se poate folosi proporţionalitatea

p

2 i

 

 pi21  p12  pn21

 lL i

Deoarece valoarea (p12 – pn+12) este cunoscutã, din relaţiile (6.32), respectiv (6.33) se deduc K şi deci Ki, şi ca atare, diametrul d sau di.

6.4. Metode folosite pentru mărirea capacităţii de transport Spre deosebire de transportul lichidelor prin conducte mãrirea capacităţii de transport printr-o conductã de gaze deja aflatã în exploatare dispune de posibilitãţi limitate datoritã restricţiilor prezentate la (7.1). Astfel, singura metodã, la îndemânã, este schimbarea pantei hidraulice prin cele douã variante posibile. 6.4.1. Montarea unei intercalaţii În cazul în care o conductã de gaze de lungime L si modul de debit K transportã un debit volumic Q, ecuaţia care descrie aceastã curgere este redatã în relaţia (6.17). Pentru mãrirea debitului de la valoarea Q la valoarea Q1, undeva pe traseu, la o distantã “l” nedeterminatã se monteazã o

90

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

intercalaţie de lungime “x” care urmeazã a fi estimatã, de modul K1 (diametru interior d1>d) - figura 7.6. Q

L, K 1

2 Q1

l, K

x, K1 1

(L-l-x), K M

N

2 Fig. 6.6. Mărirea debitului de transport prin montarea unei intercalaţii

Cãderea de presiune de-a lungul conductei poate fi scrisã, în noua situaţie sub forma:

p

2 1

 

 

 



 p22  p12  pM2  pM2  pN2  pN2  p22 ,

(6.34)

sau,

Q

2

 Q12

 KL

2

 1 1   Q1 x 2  2  ,  K1 K 

din care se deduce imediat lungimea intercalaţiei de diametru d1 (modul K1) 2

Q 1     Q1  L x 2 K   1    K1 

Din aceastã ecuaţie rezultã cã putem monta aceastã intercalaţie oriunde pe traseu; desigur cã se recomandã ca aceasta sã se monteze la capul 2 (beneficiar) deoarece valoarea mai redusã a presiunii va conduce la o grosime de perete mai micã. 6.4.2. Montarea unei derivaţii Pentru creşterea debitului volumic de gaze se poate monta o derivaţie pe o lungime “x” care urmeazã a fi determinatã, aceasta având acelaşi modul de debit, k, sau unul mãrit k1(d1>d) - figura 6.7. Q

L, K 1

2 Q1 2

(L – x), K

M

x, q, K x, q1, K1

1

Fig. 6.7. Mărirea debitului de transport prin montarea unei derivaţii

Cãderea totalã de presiune de-a lungul întregului sistem de transport va

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

91

fi egalã cu suma acestora pe fiecare tronson în parte

p

2 1

 

 



 p22  p12  pM2  pM2  p22 ,

Pentru ramura superioarã (M – 2), cãderea de presiune va avea expresia p M2  p 22 

q2 K2

x,

din care se poate deduce necunoscuta q (debit)  p 2  p22   q  K  M x  

0 ,5

La fel se deduce si debitul q1 din ramura inferioarã (M – 2)  p 2  p22   q1  K1  M x  

0,5

Deoarece 0,5

 p 2  p22   , Q1  q  q1   K  K1   M x  

se poate deduce cãderea de presiune pe tronsonul (M - 2)

Q12 p p  x  K  K1  2 2 M

2 2

Revenind la relaţia (6.37) se poate scrie

Q2 K2

L

Q12 Q12 Q12 L  x  x, K2 K2  K  K1  2

din care se deduce lungimea derivaţiei 2

Q 1     Q1  L x K2 1  K  K1  2

Aceastã ecuaţie, pentru K = K1, adicã d = d1, se reduce la expresia simplã x

4  Q   1   3   Q1  

2

 L 

92

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Capitolul 7

DISTRIBUŢIA GAZELOR NATURALE 7.1. Definiţii  Starea standard (de referinţă) este starea unui gaz uscat la temperatura standard de 288,15 K şi presiunea standard de 1,01325 Pa (760 mm coloană mercur). În această stare un kmol al unui gaz perfect ocupă volumul standard de 22,414 m3;  Metru cub standard (ms3 sau stmc) de gaz este acel volum care se află în starea standard, adică 1 ms3 = (1/22,414) kmol; rezultă că ms3 nu este un volum ci o anumită cantitate de gaz;  Treaptă de presiune reprezintă intervalul dintre limita maximă şi limita minimă a presiunilor admise în reţelele şi instalaţiile consumatoare de gaze combustibile;  Staţia de predare reprezintă ansamblul instalaţiilor de reducere a presiunii, de măsurare a debitului de gaze şi de filtrare şi odorizare prin care gazele naturale (transportate de la surse prin conducte de transport - conducte magistrale la staţiile de predare), sunt puse la dispoziţia (sunt vândute) societăţilor comerciale de distribuţie a gazelor.  Sistem de distribuţie - ansamblu de conducte şi accesorii în aval de staţiile de predare până la robinetele de branşament ale consumatorilor. Acesta cuprinde una sau mai multe reţele de repartiţie, staţii de reglare la sector, reţeaua de distribuţie, branşamente, staţii sau posturi de reglare la consumatori (figura 7.1);  Reţeaua de repartiţie - conducta care face legătura între staţia de predare şi staţiile de reglare de sector (de zonă), respectiv staţiile de reglare măsurare ale consumatorilor importanţi;  Reţea de distribuţie - ansamblu de conducte şi accesorii în aval de staţiile de reglare de sector până la robinetele de branşament ale consumatorilor alimentaţi cu gaze la joasă presiune;  Branşament - conducta de legătură de la reţeaua de distribuţie la ieşirea din robinetul de branşament prin care circulă gaze nemăsurate (figura 7.2);  Robinet de branşament - robinetul montat la capătul aval al branşamentului de la care se poate opri în întregime alimentarea cu gaze naturale a unui consumator;  Staţii de reglare - măsurare - ansamblu de aparate, armături şi accesorii de reducere - reglare a presiunii şi măsurare a consumului, amplasat întro construcţie separată prin care gazele naturale trec (figura 7.3):  din reţeaua de repartiţie în reţeaua de distribuţie (staţie de reglare de sector);  din sistemul de distribuţie în instalaţiile de utilizare ale consu-matorului (staţie de reglare la consumatori).

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

93

Fig. 7.1. Reţea de distribuţie 1 - conductă de transport; 2 - staţie de predare; 3 - reţea de repartiţie; 4 - staţie de reglare de sector; 5 - reţea de distribuţie; 6 - staţie de reglare între cele două inele repartizate dacă acestea au presiuni diferite.

Fig. 7.2. Schema de principiu a unui branşament 1- conductă de distribuţie; 2 - branşament; 3 - răsuflătoare cu capac; 4 răsuflătoare la perete; 5 - robinete de branşament; 6 - post de reglare; 7 - firidă; 8 instalaţie exterioară; 9 - robinet de incendiu; 10 - coloană; 11 - robinet de contur; 12 - contur volumetric; 13 - instalaţie interioară; 14 - robinet de siguranţă; 15 - robinet manevră; 16 - aparat de utilizare; 17 - evacuare gaze arse.

94

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 7.3. Staţie de reglare



Post de reglare - ansamblu de aparate, armături şi accesorii, amplasat într-o firidă sau cabină, sau direct pe agregate tehnologice prin care se face reducerea şi reglarea presiunii gazelor naturale într-o singură treaptă. Reducerea presiunii între staţia de predare şi punctele de consum este impusă atât de raţiuni de siguranţă cât şi de raţiuni tehnologice. Ele sunt destinate să păstreze presiunea într-un anumit interval de funcţionare a aparatelor, în care aparatul realizează performanţele sale maxime, şi să evite presiuni mai mari decât cele necesare pentru orice tip de conductă. Ele îndeplinesc deci atât funcţia de reducere cât şi funcţia de reglare a presiunii. O staţie de reglare cuprinde: 1. Robinet de izolare, se montează în exterior, la 5 m de clădire şi are rolul opririi integrale a alimentării în cazul unui accident; 2. Ventil de siguranţă destinat închiderii conductei atunci când presiunea la intrare scade sub o anumită limită considerată de siguranţă; 3. Supapa de siguranţă destinată protejării instalaţiilor din aval de staţie prin evacuarea de gaze în atmosferă atunci când presiunea în aval creşte peste valoarea admisibilă; 4. Filtre pentru reţinerea prafului (50 - 80% din praful găsit în regulatoare îl reprezintă oxidul de fier). Praful conduce la uzarea prematură a scaunelor regulatoarelor şi deci la pierderi de gaze; 5. Instalaţie de încălzire a gazului. În timpul destinderii gazelor de la o presiune p1 la p2 acesta se răceşte. În cazul în care gazul nu este uscat se formează criohidraţi care produc obturări, pierderi suplimentare de presiune, deteriorarea garniturilor etc; 6. Refulatorul are o pantă de 1:10 şi serveşte la refularea impurităţilor lichide care se decantează în interiorul său;

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

95

7. AMC - claviatură sau panou de măsurare debit - debitmetre diferenţiale, contor volumetric sau contor cu pistoane rotative; 8. Regulatoare de presiune, acţionează prin variaţia secţiunii de trecere; 9. Conducta de ocolire a staţiei; 10. Staţie de predare: aici are loc odorizarea gazelor şi vânzarea acestora către distribuitori.  Instalaţie de utilizare - ansamblu de conducte, aparate şi accesorii montate în incinta unui consumator, în aval de robinetul de branşament;  Instalaţie exterioară - partea din instalaţia de utilizare care se găseşte în exteriorul clădirilor, între robinetul de branşament (între staţia sau postul de reglare) şi robinetul de incendiu montat la intrarea conductei în clădiri;  Instalaţia interioară - partea din instalaţia de utilizare din interiorul clădirii, între robinetul de incendiu şi aparatele de utilizare, inclusiv focarul şi coşul de evacuare a gazelor de ardere;  Robinet de incendiu - robinet montat în afara clădirii la intrarea în instalaţia interioară de la care se poate opri în întregime furnizarea gazelor naturale în clădirea respectivă, hală industrială etc.;  Aparat de utilizare - sistem mecanic complex destinat să consume gaze naturale (combustibil sau materie primă) în condiţii igienice, economice şi de siguranţă;  Arzător - construcţie mecanică destinată să consume gaze naturale combustibile în condiţii igienice, economice şi de siguranţă, într-un focar sau într-o incintă;  Debit -:  nominal (m3N/oră) - cantitatea de gaze naturale care trece într-o oră printr-un aparat de utilizare, raportat la condiţii normale (T0 = 273,15 K şi p0 = 1,01325 bara);  instalat - suma debitelor nominale ale aparatelor de utilizare existente într-o instalaţie de utilizare sau debitul nominal al unui aparat de utilizare;  de calcul - produsul dintre debitul instalat şi factorul de încărcare corespunzător numărului de aparate.  Consumator - persoana fizică sau juridică care beneficiază de instalaţia de utilizare, racordată la reţeaua furnizorului şi prin care primeşte gazele naturale:  Consumator casnic şi asimilat - persoană fizică care utilizează gazele naturale în locuinţă pentru necesităţi casnice sau persoana juridică care utilizează aceste gaze în scopuri social - culturale;  Consumator industrial şi similar - consumatorul care foloseşte gazele naturale în procesul de fabricaţie ca materie primă sau în alte scopuri, respectiv consumatorul care foloseşte gaze naturale în diverse mijloace de producţie pentru fabricarea unor bunuri de consum;  Consumator divers - orice consumator în afara celor casnici şi industriali, adică consumul în administraţie publică.  Abonat - consumatorul sau grupul de consumatori care are relaţii contractuale directe cu unitatea de distribuţie a gazelor naturale.

7.2. Presiuni utilizate în transportul gazelor Treptele de presiune admise în sistemul de alimentare cu gaze naturale sunt:

96

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 presiune înaltă (  6,0 bara) folosită în conductele magistrale, în amonte de staţiile de predare;  presiune medie (6,0..…2,0 bara) folosită în reţelele de repartiţie ale consumatorilor importanţi;  presiune redusă (2,0……0,05 bara) folosită în instalaţiile exterioare;  presiune joasă (sub 0,05 bara) folosită în instalaţiile de utilizare; pentru clădiri de locuit se admite numai presiune joasă, atât în instalaţiile exterioare cât şi a celor interioare. De obicei presiunea joasă e bine să se situeze la un nivel mai mic de 300 mm col H2O (0,03 bara) deoarece sub această valoare se produc întoarceri de flacără. La valori mai mari de 0,03 bara poate avea loc ruperea flăcării arderea are loc cu zgomot iar procentul de monoxid de carbon (CO) degajat creşte considerabil. Astfel la o presiune joasă de 0,058 bara emanaţia de CO este de 10 ori mai mare faţă de cel degajat la o presiune de 0,03 bara. Aşa cum s-a arătat, reţelele de joasă presiune se folosesc, în general, în uzul casnic. Pentru aparatele de utilizare se admite o variaţie a debitului de  10%. Ştiind că  pmax Qmax   Q  p

  

0 ,5

 1,1,

(7.1)

rezultă că pmax    1,21p , ceea ce înseamnă că debitul se poate păstra în limite admisibile înăuntrul unei variaţii a presiunii de  21%. Se poate deduce imediat că pentru o presiune de 0,02 bara, pentru o bună funcţionare, presiunea poate varia între 0,0158 şi 0,0242 bara. Reţelele de repartiţie şi de distribuţie se proiectează pe considerente tehnico-economice ţinând cont de configuraţia, mărimea localităţilor, modul de repartizare al consumatorilor, structura, mărimea şi perspectivele consumului şi presiunilor necesare. De asemenea, trebuie ca disponibilul total de presiune să fie astfel repartizat încât pentru debite date, trasee date şi condiţii de funcţionare fixate să se realizeze un sistem de distribuţie cu consum minim şi cu un număr redus de trepte de presiune.

7.3. Calculul hidraulic al reţelelor de distribuţie După cum s-a demonstrat anterior, ecuaţia curgerii gazelor prin conducte are forma p12  p22 

Q2 L, K2

în care modulul de debit are expresia  T0 K  4 p0

 d5   Raer   Z1T1 

0, 5

Dacă gazele se consideră uscate, coeficientul de rezistenţă hidraulică se poate evalua cu relaţia (6.20) aşa încât formula anterioară se poate scrie şi sub forma K = cd8/3, expresia parametrului c fiind evidentă.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

97

Deoarece reţelele de distribuţie proiectate pentru consumul casnic, social, administrativ sau comercial funcţionează la joasă presiune, se poate scrie 2

 p1  p2  p1  p2   Q 2 L

(7.2)

K

Se poate admite că p1 = 101325 + 300 = 101625 Pa p2 = 101325 + 250 = 101575 Pa astfel încât presiunea medie are valoarea p1  p2  101600 Pa  p0 2 În această situaţie p  p1  p2 

1 Q2 L 2 p0 K 2

(7.3)

de unde rezultă expresia debitului volumic  p  p2  Q  K 2 p0  1   L 

0,5

(7.4)

7.3.1. Calculul unei conducte cu mai multe branşamente O conductă în al cărui punct iniţial intră un debit Q, (figura 7.4), iar pe parcurs se tranzitează debitul (Q - nq) este, aproximativ, echivalentă cu o conductă care transportă un debit Qcalcul  Q N 

0,5

(7.5)

,

în care  q  1 1  q  N  1          Q   3 6n  Q 

2

(7.6)

Fig. 7.4. Sistem de distribuţie cu mai multe branşamente

În cazul în care numărul de branşamente este mare, termenul (1/6 n) se poate neglija, astfel încât, dacă în schiţa de sistematizare nu se prevăd noi consumatori, conducta se construieşte din tronsoane cu diametre diferite (conducte montate în serie).

98

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

7.3.2. Calculul hidraulic al conductelor buclate Calculul hidraulic al conductelor buclate (reţele închise de conducte) se efectuează prin două modalităţi:  Prin debuclare şi prin metode aproximativ succesive se realizează o reţea deschisă, cu ramificaţii, distribuitoare (figura 7.6); Debuclarea reţelei din figura 7.5 conduce la discretizarea redată în figura 7.6.

Fig. 7.5. Sistem de distribuţie prin reţele buclate

Fig. 7.6. Mod de debuclare a unei reţele închise

Algoritmul de calcul ar putea fi:  se alege o distribuţie de debite volumice; Q  Q12 (40%)  Q16 (60%) ;  se calculează valoarea presiunii în punctul 3 p3  p1 

Qcalc 123 N K2

de

exemplu:

L123

şi p3  p1 

Qcalc 163 N K2

L163

Dacă cele două valori nu sunt identice, se va alege o altă distribuţie a debitelor. În cazul în care noua distribuţie corespunde, se va calcula presiunea în punctul 4, care de asemenea, trebuie să fie egală urmând cele două căi:

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

p4  p1 

99

Q 21234 N L1234 , K2

şi

Q 21654 N p4  p1  L1654 K2  prin folosirea Metodei aproximărilor succesive. Deoarece este imposibil de stabilit sensul de curgere de-a lungul unor reţele închise (de exemplu conductele 3.6 şi 4.5 - figura 7.5) mişcarea în orice reţea de conducte trebuie să satisfacă ecuaţiile fundamentale ale conservării masei şi energiei: a)cantitatea de fluid care intră într-un nod este egală cu cantitatea de fluid care iese din el; b)mişcarea gazelor pe fiecare conductă în parte trebuie să satisfacă ecuaţia fundamentală a dinamicii fluidelor; c)suma algebrică a pierderilor de sarcină în jurul oricărui circuit (reţele, buclă) trebuie să fie zero. Algoritmul de calcul este următorul:  se propune o distribuţie de debit care să satisfacă condiţia a);  se aleg sensurile de curgere;  se scrie condiţia b) sub forma: 2

p 2  p22 Q0 hL  1  2 L K 

se scrie condiţia c) pentru fiecare circuit n

2

n

Q hL   02  0  i 1 i 1 K 

(7.7)

(7.8)

dacă această condiţie nu este satisfăcută, se modifică distribuţia iniţială n

Q0, cu o valoare Q astfel încât

h i 1

L

să devină egală cu zero.

Pentru aceasta trebuie determinată valoarea de modificare Q. Astfel, se poate scrie Q = Q0 + Q, adică

h   L

 Q0  Q  2 K2

 0, din care se poate deduce

Q02  K2  hL Q   Q h 2 02 2 L K Q0 

(7.9)

(7.10)

dacă, după ce fiecărui circuit i s-a dat o primă corecţie, suma pierderilor pe fiecare circuit nu va fi totuşi zero (o conductă face parte din două circuite diferite şi primeşte corecţii diferite), iteraţiile se vor repeta până când corecţiile devin neglijabile.

100

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Indicativul I6 - 98 referitor la proiectarea sistemelor de alimentare cu gaze naturale recomandă următoarele relaţii pentru calculul debitelor.  pentru conductele de presiune medie sau presiune redusă   p 2  p22  d 5  Q  4,2 1   TL 

0, 5

(7.11)

în care Q este debitul de calcul în condiţii standard, p1 - presiunea absolută la intrarea în tronsonul considerat (bara), p2 - presiunea absolută la sfârşitul tronsonului considerat (bara), d - diametrul interior al conductei (cm), T temperatura gazelor (K), L - lungimea tronsonului (km),  - densitatea relativă a gazelor (0,554), - coeficientul de rezistenţă hidraulică pentru gaze fără umiditate 

1 , 100 d 0 ,33

cu diametrul exprimat în m, sau  2,51 1   2 lg  3 , 71 d  Re  

 , 

în care  este rugozitatea absolută şi are valorile: 0,05 cm pentru conductele din oţel şi 0,007 cm pentru conductele din mase plastice. Valorile coeficientului de rezistenţă hidraulică sunt redate în tabelul 7.1. Diametrele minime admise pentru conductele subterane sunt: minim 1 in pentru branşamente şi instalaţii de utilizare şi minim 3 in pentru conducte de distribuţie. Viteza medie a gazelor într-un tronson de conductă în regim staţionar de mişcare, la presiuni medii sau reduse, cu destindere izotermă, se calculează cu relaţia

v

5,376Q  p22    d  p1  p  p 1 2   2

(7.12)

Viteza maximă admisibilă a gazelor naturale este de 20 m/s pentru conducte supraterane şi 60 m/s pentru conducte subterane.  pentru conductele de presiune joasă





0,5

 p  p2 d 5  Q  6,1 1  ,  TL 

(7.13)

în care lungimea de calcul a conductei, L, se exprimă în (m), iar căderea de presiune în m bara = 10 mm col H2O. Lungimea de calcul cuprinde lungimea fizică a tronsonului considerat la care se adaugă lungimile echivalente ale rezistenţelor locale (armături, coturi, teuri). Lungimile echivalente ale diferitelor rezistenţe locale, pentru dimensionarea instalaţiilor de presiune joasă sunt indicate în tabelul 7.2. Pentru instalaţii uzuale din clădiri de locuit, lungimea de calcul se poate considera egală cu (1,1...1,2) înmulţit cu lungimea fizică a conductei.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

101

La dimensionarea instalaţiilor de utilizare de joasă presiune din clădiri înalte ( 10m), se va ţine seama şi de creşterea disponibilului de presiune datorită forţelor ascensionale a gazelor naturale. Cuantumul creşterii disponibilului de presiune provocat de forţa ascensională se obţine făcând produsul dintre valoarea indicată în tabelul 8.3. şi înălţimea la care va fi montat punctul de consum măsurată de la nivelul regulatorului de presiune. Determinarea diametrelor se poate face folosind nomograma redată în figura 7.10. sau din tabelul 7.6. Tabele 7.4, 7.5 şi 7.6 redau categoriile de ţevi necesare realizării conductelor subterane şi supraterane folosite în sistemele de alimentări cu gaze, grosimile de perete minime admise, respectiv presiunile recomandate pentru încercarea conductelor. Calculul conductelor este redat, pentru diametre uzuale, în tabelul 7.7. În cazul instalaţiilor de utilizare de joasă presiune, alimentate prin regulatoare de presiune şi debit mic, pentru aparatele de uz casnic sau aparate industriale cu presiune nominală de 20 mbara ( 200 mm H2O), căderea de presiune admisă pentru dimensionare va fi de 5 mbara ( 50 mm H2O), figurile 7.7., 7.8., 7.9. exemplifică modul de stabilire a căderilor de presiune. Tabelul 7.3. Valorile disponobilului suplimentar de presiune dat de forţa ascensională, în funcţie de înălţimea punctului de consum faţă de nivelul regulatorului de presiune Altitudinea locului unde se montează regulatorul de presiune [m] 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

Disponibilul suplimentar de presiune dat de forţa ascensională, în funcţie de înălţimea punctului de consum faţă de nivelul regulatorului de presiune [mbar/10 m] [mmH2O/10m] 0,054 0,55 0,052 0,53 0,051 0,52 0,050 0,51 0,049 0,50 0,047 0,48 0,046 0,47 0,045 0,46 0,043 0,44 0,042 0,43 0,041 0,42 0,040 0,41 0,039 0,40

102

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 7.7. Schema de principiu pentru stabilirea căderilor de presiune, în regim de presiune medie 1 - staţie de predare; 2 - staţie de reglare de sector; 3 - post de reglare la consumator

Fig. 7.8. Schema de principiu pentru stabilirea căderilor de presiune, în regim de presiune redusă (exemplu): 1 - staţie de reglare de sector; 2 - post de reglare la consumator

Figura 7.9. Schema de principiu pentru stabilirea căderilor de presiune, în regim de joasă presiune (exemplu): 1 - staţie de reglare de sector; 2 - robinet de branşament; 3 - branşament. Tabelul 7.5.1. Grosimile admise ale pereţilor ţevilor din oţel utilizate la realizarea sistemelor de alimentare cu gaze naturale

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

103

Diametrul nominal, [mm]

Grosimea peretelui, [mm]

Diametrul nominal, [mm]

Grosimea peretelui, [mm]

10 15 20 25 32 40 50 65 80

2,35 2,50 2,50 3,25 3,50 3,50 3,50 3,50 4,00

100 125 150 200 250 300 350 400

4,00 4,00 4,50 5,00 5,60 6,30 6,30 6,30

Tabelul 7.5.2. Categorii de ţevi pentru realizarea conductelor subterane sau supraterane ale sistemelor de alimentare cu gaze naturale Nr. crt .

Tipul de ţeavă

Conducte subterane

Conducte supraterane

x

x

x

x

x

x

x

x

x -

x x

x

-

1. Ţeavă de oţel fără sudură, laminată la cald, STAS 404/1 şi 404/3 2. Ţeavă de oţel fără sudură, trasă a rece, STAS 530/1 şi 530/3 3. Ţeavă de oţel trasă pentru industria petrolieră, STAS 715/2 4. Ţeavă de oţel sudată elicoidal pentru conducte petroliere, STAS 11082 5. Ţeavă de oţel sudată elicoidal, STAS 6896/2 6. Ţeavă de oţel sudată longitudinal, pentru instalaţii, neagră sau zincată, STAS 7656 7. Ţeavă din polietilenă de înaltă sau medie densitate

Tabelul 7.6. Presiuni pentru încercarea conductelor Nr. Destinaţia şi treapta de presiune crt. 1. Conducte de distribuţie şi instalaţii de utilizare subterane de: 1.1. Presiune medie 1.2. Presiune redusă 1.3. Presiune joasă 2. Staţii de reglare având în amonte: 1.1. Presiune medie 1.2. Presiune redusă 3. Instalaţii de utilizare aparente de: 1.1. Presiune medie 1.2. Presiune redusă 1.3. Presiune joasă *Cu manevrarea armăturilor

Proba de rezistenţă, [bar]

Proba de etanşeitate, [bar]

9 4 2

6 2 1

9 4

6 2

9 4 1

6 2 0,2*

7.4. Indicatori tehnico - economici

104

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Aceşti indicatori au ca scop compararea sistemelor de distribuţie aflate în exploatare şi în special oportunitatea implementării unor astfel de sisteme în zone noi:  indice de transport - raportul dintre debitul transportat şi căderea de presiune IT 

Q , (ms3/h.bara) p1  p2

 indice specific de transport ITS 

IT , (ms3/h.m.bara.m) L

 indice de transport personal ITP 

IT , N

în care N este numărul de abonaţi.  indice de greutate a ţevii - raportul dintre masa ţevii şi numărul de abonaţi IGT 

M , (kg/abonat) N

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 7.10. Determinarea diametrelor

Capitolul 8

ÎNMAGAZINAREA GAZELOR NATURALE 8.1. Consideraţii generale

105

106

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Debitul necesar unei reţele de distribuţie are următoarele componente:

a) debitul necesar aparatelor industriale de utilizare care au un consum relativ constant şi debitele variabile; b) obiective industriale care folosesc gazele naturale drept combustibili pentru consumul casnic, social, cultural şi administrative, sau materie primă. Datorită acestei structuri, în transportul şi distribuţia gazelor naturale se înregistrează variaţii orare, diurne şi sezoniere de consum funcţie de natura abonaţilor. Pentru acoperirea vârfurilor orare de consum se foloseşte una sau mai multe din următoarele metode:  înmagazinarea gazelor în conducte magistrale de transport (noaptea);  depozitarea gazelor în rezervoare metalice supraterane situate în apropierea punctelor de consum;  depozitarea gazelor în distribuitoare inelare de presiune înaltă;  folosirea simultană a combustibilului gazos cu cel lichid. Pentru satisfacerea vârfurilor diurne şi sezoniere de consum se pot folosi separat sau combinat următoarele soluţii:  înmagazinarea subterană a gazelor în zăcăminte depletate sau în acvifere;  crearea de depozite de gaze lichefiate (GNL, GPL);  dotarea conductelor magistrale cu staţii intermediare de recomprimare a gazelor;  interconectarea sistemelor de transport gaze;  aplatizarea curbei de consum.

8.2. Înmagazinarea gazelor în conducte magistrale Cea mai simplă metodă folosită pentru preluarea vârfurilor orare de consum o constituie folosirea capacităţii de înmagazinare a conductelor magistrale. Ea se realizează între perioada de consum maxim (când datorită faptului că debitul nominal al conductei este mai mare decât debitul consumat, iar presiunea în punctul final ajunge la valoarea maximă) şi perioada de consum minim (când necesarul de gaze este mai mare decât debitul nominal al conductei iar presiunea în punctul final atinge valoarea minimă). Capacitatea de înmagazinare a unei conducte este cu atât mai mare cu cât presiunea la intrarea în conductă este mai mare şi cu cât volumul acesteia este mai mare (eficienţa maximă o prezintă sistemele de transport interconectate). În intervalul în care se face înmagazinarea, capacitatea de transport a conductei se diminuează pe măsură ce presiunea la capătul final al conductei creşte.

8.3. Rezervoare metalice supraterane Rezervoarele metalice folosite pentru înmagzinarea gazelor în stare naturală sunt de joasă presiune (0,05 bara sau 500 mm H 2O presiune relativă); ele se numesc umede sau cu etanşare hidraulică (figura 8.1) şi

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

107

rezervoare cu etanşare uscată (figura 8.2). Domeniul de funcţionare al rezervoarelor de înaltă presiune este de la 5….7 bara. Rezervoarele uscate au următoarele avantaje:  la volume mai mari de 10000 ms3 consumul de metal este mai mic decât la rezervoarele umede (la rezervoare de 200000 ms3 consumul de metal se reduce la jumătate);  presiunea specifică pe sol este mai mică decât la rezervoarele umede;  cheltuielile de exploatare sunt mai reduse;  folosirea rezervoarelor uscate nu creşte umiditatea gazelor şi deci nu îngheaţă iarna;  reglajul presiunii la o valoare constantă se realizează mai uşor; singura cauză de variaţie a presiunii o constituie frecarea pistonului la perete; la construcţii îngrijite această variaţie nu depăşeşte 1,5.10-3 bara.

Fig. 8.1.Rezervor umed

Fig. 8.2. Rezervor

uscat

Rezervoarele uscate au următoarele dezavantaje:  pereţii interiori ai cilindrului trebuie să fie de bună calitate astfel încât etanşarea care se realizează cu inele de cauciuc sau cu benzi de piele să nu permită pătrunderea gazelor deasupra pistonului (pericol de explozie - la gaz metan, pentru explozie, este necesar un amestec de doar 5….15% volum aer);  gazele trebuie să fie bine uscate pentru ca iarna să nu se formeze gheaţa care ar periclita etanşeitatea sistemului. Rezervoarele de înaltă presiune sunt instalaţii simple, fără părţi mobile, exploatarea acestora fiind deci uşor de automatizat. Au formă cilindrică şi pot fi montate vertical sau orizontal. Capacitatea necesară a rezervoarelor se calculează pe baza graficului de consum zilnic. Volumul de gaze care poate fi livrat din rezervoare se numeşte capacitatea de lucru a acestora. Dacă V este volumul rezervoarelor, pi - presiunea maximă de lucru şi p - presiunea la intrare în reţea, capacitatea pi  p de lucru este V . Atunci când presiunea din rezervoare scade până la p0 valoarea presiunii de intrare în reţea, capacitatea de lucru este utilizată integral. Dacă presiunea din rezervoare scade numai până la valoarea pf > p,

108

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

volumul extras din rezervoare va fi V

pi  p f p0

. Raportul dintre acest volum

şi capacitatea de lucru a rezervoarelor Ku 

pi  p f pi  p

,

(8.1)

se numeşte coeficient de utilizare a capacităţii de lucru.

8.4. Depozitarea gazelor în distribuitoare inelare Parcurile de rezervoare reprezintă o investiţie considerabilă din cauza consumului mare de metal necesar pentru construirea lor; înseamnă că înmagazinarea gazelor în rezervoare de înaltă presiune este neeconomică. Cea mai bună exemplificare o reprezintă determinarea presiunii de înmagazinare corespunzătoare unui volum optim. Din ecuaţia generală a gazelor p0V0  Z 0 RT pV  ZRT

(8.2)

rezultă V0 1 T0 p  , V Z T p0

sau V0  V

1 T0 p0 1  f  Z T p Z

(18.3)

Reprezentarea grafică a funcţiei (8.3), redată în figura 8.3. arată că volumul maxim de gaze ce poate fi înmagazinat în rezervoare este la 160 bara, ceea ce conduce la consum imens de material şi folosirea compresoarelor speciale pentru încărcarea acestor rezervoare foarte puternice.

Fig. 8.3. Variaţia volumului de gaze înmagazinate în recipienţi de înaltă presiune

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

109

În loc de utilizarea parcurilor de rezervoare se poate folosi un sistem redat în figura 8.4. Mai multe conducte magistrale, venind din zone diferite, sunt interconectate la sosire printr-o conductă inelară, cu diametrul mare, amplasată în afara perimetrului de consum. În acest fel se asigură o continuitate a livrărilor de gaze, se utilizează mai eficient capacităţile de transport ale conductelor şi se măreşte substanţial cantitatea de gaze care poate fi înmagazinată în conducte în timpul nopţii pentru a satisface vârfurile de consum de a doua zi. Un astfel de sistem constituie cel mai eficient regulator de debit atunci când vârful orar de consum este pronunţat.

Fig. 8.4. Interconectarea conductelor magistrale de transport gaze naturale

8.5. Folosirea sistemului de consum mixt de combustibil Aplicarea sistemului de consum mixt de combustibil, respectiv în suplimentarea deficitului de gaze în perioadele de vârf prin alţi combustibili solizi sau lichizi, este determinată de disponibilităţile care există în zonă.

8.6. Înmagazinarea subterană a gazelor în stare naturală Acoperirea vârfurilor sezoniere de consum se poate face prin înmagazinarea subterană a gazelor în depozite situate în apropierea marilor centre de consum. Depozitarea subterană a gazelor se poate face în zăcăminte de gaze epuizate total sau parţial, în acvifere sau în rezervoare subterane criogenice sau în caverne formate în sâmburi de sare. Depozitarea subterană a gazelor în rezervoare situate în jurul marilor centre de consum apare preferabilă atunci când sursele de gaze sunt

110

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

amplasate la distanţe de ordinul sutelor de kilometri şi atunci când condiţiile tehnice ale structurilor de gaze permit realizarea unor capacităţi de producţie la nivelul debitelor solicitate în anotimpul friguros. Înmagazinarea gazelor în zăcăminte epuizate energetic, preferabilă depozitării în acvifere, fără ape active marginale sau de talpă, reprezintă una din variantele care s-au impus din punct de vedere economic cu condiţia ca fondul de sonde existent să poată fi folosit, iar rezervorul să fie perfect etanş pentru a asigura conservarea volumului de gaz injectat; porozitatea şi permeabilitatea trebuie să fie cât mai mari, iar adâncimea să fie relativ redusă, astfel încât presiunea de injecţie să fie cât mai mică. Se recomandă să se evite înmagazinarea gazelor în zăcăminte epuizate care au produs în regim mixt (destinderea elastică a gazelor şi rocii şi avansarea apei de zăcământ) deoarece presiunea de injecţie poate depăşi posibilităţile de comprimare sau presiunea de fisurare a rocii. Resursa iniţială a unui zăcământ de gaze care produce în regim elastic va avea expresia Gi  Vm1  sai 

1 , bi

(8.4)

1 b

(8.5)

iar la presiunea statică p, G  Vm1  sai 

În aceste relaţii V este volumul brut al zăcământului, m - porozitatea, sai - saturaţia în apă interstiţială, iar b factorul de volum al gazelor. Cumulativul de gaze extras în intervalul de presiune (pi - p) va fi egal cu  1 1 G  Vm1  sai    ,  bi b 

(8.6)

iar factorul de recuperare, în orice moment va fi



G b  1 i Gi b

(8.7)

1 p0 T  f  , p T0  p

(8.8)

Deoarece bZ

aşa cum rezultă din diagrama PVT, cu cât presiunea este mai mare cu atât factorul de volum este mai mic şi deci şi factorul de recuperare al gazelor injectate în zăcământ va fi mai mic. În afară de dezavantajul menţinerii presiunii de injecţie la o valoare ridicată, trebuie evitată înmagazinarea gazelor în zăcăminte cu apă de talpă deoarece acestea favorizează formarea unor lentile sau a unor conuri de apă. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în zăcăminte depletate prezintă multiple avantaje tehnice şi economice. Deoarece caracteristicile geologice ale zăcământului sunt deja cunoscute ca şi proprietăţile fizice şi hidrodinamice ale stratului; astfel se pot face economii importante dacă se renunţă la investigaţii suplimentare în laborator sau în şantier. În plus, în majoritatea cazurilor se folosesc sondele deja existente, fie ca sonde de

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

111

injecţie sau de extracţie, fie că îndeplinesc ambele funcţii. Modificările instalaţiilor de suprafaţă sunt minore şi deci destul de ieftine. Metodologia de proiectare a înmagazinării subterane este următoarea:  Reevaluarea imaginii geologice a unităţilor hidrodinamice:  stratigrafia, în cazul în care au mai fost săpate sonde după ultimul studiu de exploatare avizat;  tectonica şi caracterul de etanşeitate a faliilor prin interpretarea investigaţiilor hidrodinamice efectuate prin sonde;  trasarea hărţilor cu izobate, izopachite, izoperme, izocore, izosaturaţii, izo apă interstiţială, secţiuni geologice prin fiecare bloc tectonic etc.  Evaluarea parametrilor fizico - hidrodinamici ai zăcămintelor:  presiunea statică şi temperatura de zăcământ;  întocmirea buletinului de analiză a gazelor ce urmează a fi înmagazinate şi folosirea sa împreună cu diagrama PVT pentru evaluarea presiunii şi temperaturii pseudoreduse; aceste valori ne permit estimarea unor proprietăţi ale gazelor (Z - factor de abatere de la legea gazelor perfecte,  - vâscozitatea dinamică,  - factorul de compresibilitate etc);  evaluarea porozităţii, permeabilităţii efective pentru gaze şi a saturaţiei în apă din analize pe carote, investigaţii geofizice şi/sau hidrodinamice;  determinarea grosimii efective a stratului din diagrafii geofizice;  alegerea ciclului injecţie extracţie (mai-octombrie, noiembrie-aprilie);  stabilirea sondelor de injecţie şi a celor de extracţie.  Calculul rezervelor:  prin metoda volumetrică Gi  Ahef m1  sai 

pi T Z i 288,15

(8.9)

 din datele de comportare (ecuaţii de bilanţ). 8.6.1.Proiectarea înmagazinării gazelor în zăcăminte care au produs în regim elastic 

Istoricul de producţie (figura 8.5) Reprezentarea grafică a datelor de producţie va conduce la dreapta  p   p   1  G j   ,        Z  j  Z i  Gi 

(8.10)

în care Gj reprezintă cumulativul produs până ce presiunea statică atinge valoarea pj, iar Gi reprezintă resursa iniţială de gaze. Aceasta se obţine prin extrapolarea dreptei până la valoarea (p/Z)=0.

112

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 8.5. Istoricul de producţie pentru zăcăminte care au produs în regim elastic

Dacă datele de producţie sunt corect înregistrate resursa geologică iniţială determinată din grafic va corespunde valorii ei determinată cu metoda volumetrică. De asemenea, dacă se impune presiunea de abandonare, din acelaşi grafic se obţine rezerva recuperabilităţii şi odată cu aceasta factorul final de recuperare,  = Gr/Gi.  Determinarea presiunii medii la sfârşitul primei perioade de injecţie  p  p   G   I 1       1  , Gi  Z  I 1  Z i  

(8.11)

în care G este cumulativul extras până la începutul injecţiei, iar (I)1 reprezintă cumulativul de gaze injectat în prima perioadă de injecţie. Determinarea presiunii statice medii la sfârşitul primului ciclu de producţie (extracţie)  p  p   G   G 1   I 1       1  (8.12)  Gi  Z  E  I  Z i   

Determinarea presiunii medii la sfârşitul ciclului "n" de injecţie, respectiv producţie n 1 n   G     G  j     I  j   p p     j 1 j 1     1     Gi  Z  I  n  Z i      n n   G    G  j     I  j    p  p j 1 i 1     1     Gi  Z  E  n  Z i     

(8.13)

(8.14)

În situaţia în care volumul de înmagazinare a gazelor este mai mare decât cel de extracţie, variaţia presiunii statice a zăcământului funcţie de timp, din momentul zero (începerea procesului de înmagazinare) până în momentul atingerii presiunii maxime de comprimare (pcmax) este redată în figura 8.6.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

113

Fig. 8.6. Variaţia presiunii într-un proces de înmagazinare-extracţie

8.6.2. Proiectarea înmagazinării gazelor în zăcăminte care au produs în regim mixt 

Istoricul de producţie: Curba reală a variaţiei funcţiei (p/Z) = f(G) obţinută din datele de producţie este redată în figura 8.7 (curba 2). Se observă că scăderea presiunii este mai mică decât la zăcămintele care au produs în regim elastic (dreapta 1); reiese încă o dată că presiunea de abandonare este mai mare, ceea ce conduce la un factor de recuperare mai mic. Diferenţa valorilor parametrului (p/Z) corespunzând curbei 2 şi dreptei 1 permite determinarea influxului de apă (W) care pătrunde din acvifer în zona saturată cu gaze. Variaţia presiunii în timp, prin cumulatovul G este dată de ecuaţia

G Gi  p   p  ,      Z  j  Z i  1  Wi Gi bi 1

(8.15)

în care factorul de volum are forma bi 

T p0 T0  p     Z i

Acum din expresia (8.15) se deduce imediat

(8.16)

114

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

  p    Z   G  Gibi Wi  1   1 1  Gi    p   Z    2 

(8.17)

De asemenea se poate determina, în orice moment, volumul de pori saturat cu gaze

 V  p

j

 V0  W j ,

(8.18)

sau, reducerea procentuală a acestuia

 p  j V0



V0  W j

,

V0

(8.19)

în care V0 este volumul de pori iniţial saturat cu gaze iar Wj este influxul total de apă până în momentul j.

Fig. 8.7. Istoricul de producţie pentru zăcăminte care au produs în regim mixt

În cazul în care nu există puncte care să definească curba 2 se va folosi modelul redat mai jos. Debitul cu care produce, sau injectează o sondă va avea valorile





Q p  IP ps2  pd2 ,

(8.20)



(8.21)

respectiv,



2 Qinj  IP pinj  ps2 ,

în care

IP  

khT0 ,  rc 3  ZTp0  ln   s   rs 4 

(8.22)

unde:  - lungimea contactului apă-gaz, radiani; k - permeabilitatea efectivă a gazelor; h - grosimea efectivă a stratului; Z - factorul de neidealitate; rc raza echivalentă a zăcământului de arie A, egală cu (A/)0,5; s - factorul total

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

115

de sondă (imperfecţiunea după modul de deschidere, după gradul de deschidere etc); ps - presiunea statică a zăcământului; pd - presiunea dinamică a sondei; pinj - presiunea de injecţie. Determinarea presiunii medii la sfârşitul ciclului n de injecţie, respectiv producţie se va face cu relaţiile

 p    Z I n

 p    Z E n

n 1 n   G    G  j    I  j   j 1 j 1 1     Gi    p    n   Z  W j    1  i 1   Gibi      n n   G    G  j     I  j   j 1 i 1 1     Gi     p     n    Z i   W j  1  j 1  Gi bi     

(8.23)

(8.24)

8.6.3. Înmagazinarea gazelor naturale în acvifere Există şi posibilitatea înmagazinării gazelor în acvifere dacă nu există alte soluţii. Acviferele trebuie să fie cantonate în strate orizontale sau puţin înclinate cu un acoperiş de marnă etanş chiar la presiuni maxime de injecţie. În formaţiile acvifere, în special a celor orizontale, amplasarea sondelor poate fi făcută cu restricţii, iar presiunea de injecţie necesară dezlocurii acviferelor trebuie să fie mai mare decât presiunea statică a acviferului.

8.7. Interconectarea sistemelor de transport gaze naturale Dacă debitul de gaze necesar pentru acoperirea vârfurilor de consum este mai mare decât debitul maxim al unei conducte magistrale, se recomandă folosirea conductelor interconectate. Interconectarea sistemelor de transport gaze prezintă mai multe avantaje în procesul tehnologic de alimentare cu gaze a consumatorilor situaţi în diferite zone; dintre acestea reamintim următoarele:  mărirea siguranţei în exploatare; în cazul apariţiei unei defecţiuni pe un tronson, alimentarea totală sau parţială a consumatorilor se face prin celelalte tronsoane aflate în funcţiune;  mărirea supleţei funcţionării sistemului de alimentare cu gaze prin crearea posibilităţilor de a se efectua schimbarea sensului mişcării gazelor prin conductele interconectate (prin schimbarea nivelului producţiei surselor de gaze) şi a regimurilor tehnologice pe conducte ceea ce permite utilizarea optimă a capacităţilor de extracţie şi de transport;

116

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 utilizarea maximă a capacităţilor de extracţie şi de transport al conductelor prin menţinerea unei presiuni maxime la exploatări şi a unei presiuni minime la sosire; deficitul temporar de debit pe o conductă poate fi compensat dintr-o altă conductă în care există un excedent de debit. În perioadele de vârf orar şi diurn din perioada de iarnă, interconectarea sistemelor de transport poate realiza debite suplimentare de 15…..20%.

8.8. Aplatizarea curbei de consum a gazelor Pentru îmbunătăţirea indicilor de eficienţă economică ai alimentărilor cu gaze se caută să se aplatizeze, pe cât posibil, vârfurile de consum. În acest sens trebuie ca în apropierea extremităţilor sistemelor de transport instalaţiile de utilizare să fie astfel concepute încât să poată trece oricând de la combustibili gazoşi la cei lichizi sau solizi. Astfel de consumatori pot utiliza gazele naturale numai 6….8 luni pe an, trecând apoi la folosirea altor combustibili în sezonul rece; se recomandă, de asemenea, folosirea permanentă a gazelor în procesele tehnologice de bază, ceilalţi combustibili fiind folosiţi numai pentru încălzit.

8.9.Înmagazinarea gazelor în stare lichidă (GNL) Ca şi în cazul ţiţeiului sau produselor petroliere şi gazelor naturale lichide, se depozitează în rezervoare supraterane, semiîngropate sau subterane. Acestea pot fi metalice sau pot fi executate în roci naturale. Rezervoarele metalice supraterane sunt confecţionate din oţeluri înalt aliate, cu un conţinut ridicat de Nichel (10%) sau din aluminiu pur (100%) care să reziste la temperaturi scăzute. Ele sunt prevăzute cu pereţi dubli între care se introduce un material izolant (azot lichid). Depozitarea se efectuează, din motive de siguranţă, la presiunea atmosferică dar la temperatura de lichefiere a gazului metan (111,46 K). Exploatarea depozitului se poate efectua la temperatura minimă de 110,16 K pentru a împiedica evaporarea metanului. Rezervoarele subterane de gaze lichefiate se realizează într-un sol deja îngheţat, acesta se realizează astfel:  pe un contur circular cu diametru de 40…50 m se sapă o serie de găuri, din doi în doi m, cu ajutorul unor sondeze echipate cu coloană de 6 in; adâncimea de forare trebuie să fie ceva mai mare decât înălţimea proiectată a depozitului;  sondele se echipează cu garnituri pentru circulaţia saramurii (4 in) care trebuie să aibă o temperatură sub zero grade până când solul îngheaţă;  se excavează solul îngheţat din interiorul cilindrului;  la suprafaţă se construieşte, pe bordura cilindrului, un inel de beton pe care se amplasează un capac din metal izolat termic (poliuretan); capacul este prevăzut cu două orificii, unul pentru instalaţia de frig iar

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

117

celălalt pentru conducta de introducere - extragere a GNL cu ajutorul unei pompe (figura 8.8).

Fig. 8.8. Depozit de gaze lichefiate

În cazul în care consumatorii se află la distanţe foarte mari (transcontinentale sau continentale) investiţiile necesare transportului de gaze naturale prin conducte ar fi deosebit de mari, în multe situaţii, nerealizabile. În aceste situaţii soluţia economică adoptată a fost transportul gazelor naturale în stare lichidă cu nave specializate (metaniere) construite din aceleaşi materiale şi exploatate în aceleaşi condiţii ca şi rezervoarele metalice. Avantajul folosirii acestui mijloc de transport îl constituie faptul că prin lichefiere gazele îşi reduc volumul de aproximativ 600 de ori, dar dezavantajul constă în faptul că acest transport implică construcţia unor rezervoare corespunzătoare pentru depozitarea temporară a GNL în porturile de încărcare şi descărcare. Se prevede ca în viitor înmagazinarea gazelor naturale să se facă în stare solidă datorită raportului mare de reducere a volumului. Acest lucru s-ar putea face prin asocierea unei molecule de gaz cu 6-7 molecule de apă la temperaturi reduse dar presiuni mari condiţii care permit formarea de hidraţi cu densitate de circa 900 kg/m3.

118

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Capitolul 9

COROZIUNEA CONDUCTELOR 9.1. Consideraţii generale Coroziunea, în general şi coroziunea metalelor în special, este un fenomen observat, studiat şi interpretat de foarte mult timp datorită efectelor negative, materiale şi financiare, pe care le provoacă. Coroziunea este definită, în sensul cel mai larg, ca fiind distrugerea în timp a metalelor şi aliajelor metalice în urma unor acţiuni chimice sau electrolitice provocate de mediul exterior al construcţiilor şi instalaţiilor. Coroziunea se produce datorită instabilităţii termodinamice a metalelor; acestea au un nivel energetic ridicat deoarece pentru obţinerea lor s-a cheltuit o cantitate importantă de energie. Deci fenomenele de coroziune sunt fenomene naturale care tind să readucă metalele la starea iniţială (oxizi, hidroxizi, sulfaţi, carbonaţi etc) deoarece această stare energetică mai redusă este şi cea mai stabilă. Deci coroziunea metalelor apare datorită formării unor microelemente în care impurităţile din metal funcţionează ca microcatozi cu descărcare de hidrogen pe suprafaţa lor în timp ce metalul, funcţionând ca anod, se dizolvă. Rezultă că fenomenele de coroziune sunt fenomene complexe, dificil clasificabile. O clasificare se poate face pe baza următoarelor criterii:  După mecanismul de desfăşurare a procesului de distrugere: - coroziune electrochimică; - coroziune chimică; - coroziune microbiologică.  După distribuţia atacului pe suprafaţa metalului: - coroziune generală (continuă) - uniformă şi neuniformă; - coroziune localizată (discontinuă) - pete, plăgi, ciupituri;  După condiţii specifice: - coroziune în aer; - coroziune în sol; - coroziune în prezenţa solicitărilor mecanice (coroziunea datorată solicitărilor la oboseală, coroziunea fisurată sub tensiune, coroziunea sub eroziune etc). Aprecierea efectelor coroziunii se face apelând la următoarele criterii:  criteriul calitativ, prin examinarea vizuală sau macroscopică;  criteriul cantitativ, prin evaluarea vitezei procesului de coroziune sau prin metode gravimetrice, volumetrice şi electrochimice. Viteza de coroziune se evaluează prin indicele gravimetric Kg care reprezintă variaţia greutăţii probei în urma coroziunii unităţii de suprafaţă, în unitatea de timp: Kg 

g  g  , At  m 2 h 

în care g este variaţia greutăţii probei, A- aria şi t - durata măsurătorii.

(9.1)

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

119

Metodele volumetrice utilizează măsurarea cantităţii de hidrogen degajat sau a cantităţii de oxigen consumat. Indicele de coroziune volumetric se măsoară în cm3/m2zi şi permite evaluarea pierderii în greutate. Metodele electrochimice evaluează cantitatea de metal corodată măsurând curentul electric debitat în acest proces.

9.2. Tipuri de coroziune: 9.2.1. Coroziunea chimică Coroziunea chimică include acele procese în care au loc reacţii chimice direct între metal şi soluţii alcaline sau gaze agresive în lipsa umidităţii (fără apariţia de curent electric). Coroziunea chimică este, de cele mai multe ori, o reacţie eterogenă gaz - solid. De aceea pentru studierea vitezei de coroziune trebuie studiată viteza reacţiei chimice şi care, din punct de vedere cinetic, depinde de viteza de difuzie a reactanţilor şi de capacitatea produsului de reacţie de a forma o peliculă mai mult sau mai puţin impermeabilă. Pentru ca pelicula de coroziune să fie protectoare (acest produs primar pasivează metalul făcându-l rezistent la coroziune) ea trebuie să fie aderentă, compactă şi continuă, lipsită de fisuri şi pori. În coroziunea chimică, produsele de coroziune se formează direct pe acele porţiuni ale suprafeţei metalice care au venit în contact cu mediul coroziv. De exemplu, la interfaţa metal - aer se formează pelicula de oxid a căror grosime depinde de temperatură şi durata de încălzire. Peliculele pot fi subţiri (grosime  400 A), medii (400 - 5000 A) şi groase ( 5000 A, vizibile cu ochiul liber). Dependenţa dintre viteza de coroziune este dată de ecuaţia lui Arrhe k  Ae



B RT

(9.2)

în care k este constanta vitezei de coroziune, A şi B constante care depind de agentul coroziv (B) şi de metal (A). 9.2.2. Coroziune electrochimică Distrugerea metalelor în prezenţa soluţiilor bune conducătoare de electricitate (electroliţi) se numeşte coroziune electrochimică. Soluţia şi metalul sunt străbătute de un curent electric, generat de procesele electrochimice care se desfăşoară în limita celor două faze. Mecanismul coroziunii electrochimice este atribuit activităţii unor pile galvanice microscopice ai căror anozi localizează distrugerea propriu-zisă pe anumite porţiuni ale suprafeţei metalului, în timp ce restul suprafeţei, care acţionează catodic, rămâne neatacată. Pilele galvanice apar datorită neomogenităţilor în compoziţia sau structura unui metal, sau ca urmare a contactului între două metale de activităţi chimice diferite. Astfel, s-a demonstrat experimental că dizolvarea unei bare de zinc brut, având diverse impurităţi metalice, se desfăşoară mult mai rapid decât a zincului pur. Impurităţile, de obicei metale mai puţin active ca zincul, realizează catozii unor pile locale, iar masa de zinc, anozii. Procesele de

120

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

electrod fac ca la anod să se dizolve zincul (se corodează) iar la catod se degajă hidrogen ca urmare a reducerii catodice a ionilor de H + din soluţiile acide sau apoase în care are loc coroziunea. (+) 2H+ + 2e-  2H  H2 Reducere catodică 2+ (-) Zn  Zn + 2e Reducere anodică În microelementele, sau pilele locale formate, anodul şi catodul vin în contact direct, pe suprafaţa metalică apărând un număr mare de microanozi şi microcatozi. Trecerea curentului electric prin metal, între anozi şi catozi, se realizează prin deplasarea electronilor de la porţiunile anodice la porţiunile catodice. Principalii factori care influenţează coroziunea suprafeţelor metalice sunt neomogenităţile: - Neomogenităţi ale suprafeţelor metalului influenţează coroziunea; cu cât o suprafaţă este mai lustruită, cu o structură chimică omogenă, cu atât rezistă mai bine la coroziune. Pentru un metal, proeminenţele de pe suprafaţă joacă rol de anozi, astfel încât viteza de coroziune este mai mare pe vârfuri, muchii, coturi etc. În cazul coroziunii electrochimice care apare la contactul a două metale cu activitate chimică diferită, metalul mai activ chimic funcţionează ca anod şi se corodează primul. - Neomogenităţile mediului coroziv se referă la: concentraţii diferite de electrolit, diferenţe în concentraţia H+ (influenţa pH - figura 9.1), concentraţii diferite de oxigen, etc.

Fig. 9.1. Influenţa pH-ului asupra vitezei de coroziune

Atunci când electrolitul este un acid care circulă la suprafaţa unui metal coroziunea este mai mare în locurile de intrare a soluţiilor proaspete de acid, metalul fiind anodul pilei de concentraţie. Influenţa acidităţii trebuie privită atât legat de concentraţiile diferite de acid la suprafaţa metalului cât şi de rezistenţa diferită a metalelor faţă de acizi. Viteza de coroziune a metalelor nu este întotdeauna funcţie de pH-ul soluţiei (figura 9.1. a); este cazul metalelor nobile (Au, Ag, Pt). Metalele al căror oxizi au caracter amfoter (Al, Sn, Pb) se corodează atât în medii acide (pH = 0…7) cât şi în mediu bazic (pH = 7), ca urmare a solubilităţii oxizilor atât în acizi cât şi în baze. Se înţelege că cu cât aciditatea sau bazicitatea soluţiilor este mai mare, cu atât viteza de coroziune este mai mare (figura 9.1.a.). Majoritatea metalelor uzuale (Fe, Cu, Mg etc) formează oxizi solubili în mediu acid şi insolubili în mediu bazic (figura 9.1.c.). - Neomogenităţile unor condiţii fizice influenţează, de asemenea, procesul de coroziune.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

121

Temperatura duce la modificarea vitezei de coroziune. Creşterea acesteia face ca mobilitatea ionilor dintr-o soluţie să fie mai mare astfel încât reacţiile chimice de la suprafaţa metalului să fie mai energice. Pe de altă parte, la creşterea temperaturii cantitatea de oxigen dizolvată în electrolit scade şi odată cu ea scade şi viteza de coroziune prin oxidare. S-a constatat că diferenţele de temperatură între diferite puncte ale unor instalaţii (cazane de abur, schimbătoare de căldură) conduc la viteze mari de coroziune în porţiunile mai calde, acestea funcţionând ca anozi. Lumina distribuită neuniform (de exemplu la conductele supraterane) duce la o mărire a vitezei de coroziune, porţiunile mai bine luminate funcţionând ca anozi ai pilelor electrochimice formate. Câmpurile electrice neuniforme conduc şi ele la formarea unor zone anodice şi catodice în metal având ca efect accentuarea coroziunii în porţiunile anodice. Curenţii electrici continui care circulă prin sol (curenţi de dispersie) mai ales în vecinătatea punctelor unde sunt surse de curent continuu (căi ferate, instalaţii industriale) se scurg prin corpul conductelor îngropate (dacă curenţii le întâlnesc) către sursa de generare a lor. Intensitatea curenţilor de dispersie poate atinge uneori zeci de amperi (de exemplu un curent de numai un amper poate dizolva circa 9 kg fier/an). Rezistivitatea electrică a solului, măsurabilă prin metode geofizice, este un alt element de care depinde viteza de coroziune. Se consideră că un sol este agresiv dacă rezistivitatea acestuia este mai mică decât 20 m; solul se consideră puţin agresiv dacă rezistivitatea lui depăşeşte 80 m. S-a dovedit că rezistivitatea solului () depinde de umiditatea solului, de concentraţia în săruri şi de temperatură (figura 9.2).

Fig. 16.2. Variaţia rezistivităţii solului cu umiditatea, concentraţia în săruri şi temperatură

9.2.3. Coroziune microbiologică Este fenomenul de distrugere a metalelor sub acţiunea unor microorganisme (bacterii). Fenomenul de coroziune poate avea loc în condiţii aerobe şi anaerobe. Bacteriile pot iniţia şi stimula coroziunea prin mai multe mecanisme:  acţiunea corozivă a unor derivaţi metabolici precum: acizi organici, H2S, CO2, mercaptan etc. Producerea acestor produse, chiar în cantităţi mici, este periculoasă deoarece o concentraţie mare în agent coroziv se menţine în apropierea metalului;

122

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 formarea de zone eterogene pe suprafaţa metalului; o colonie de microorganisme, prin fixarea sa pe metal, creează zone cu concentraţii diferite şi coroziunea prin aerare diferenţială;  modificarea peliculelor protectoare de pe suprafaţa metalului şi apariţia fisurilor în care în care se dezvoltă procesul de coroziune;  depolarizarea catodică; acest fenomen apare prin consumarea hidrogenului degajat în zonele catodice în procesul de coroziune sau prin oxidarea metabolică a sărurilor feroase rezultând săruri ferice. Mecanismul coroziunii aerobe este cel mai bine reprezentat de reacţia de coroziune a aliajelor feroase 4Fe  4Fe2+ + 8e8H+ + 8H-  8H Deplasarea catodică produsă de bacterii se evidenţiază prin bacterii reducătoare SO4- + 4H S 2- + 4H2O de sulfat Produsele de coroziune reacţionează cu mediul Fe2+ + S2-  FeS Fe2+ + 2OH  Fe(OH)2 Sulfura feroasă precipitată se depozitează la locul de reacţie sub forma unor cruste sau tuberculi care, împreună cu oţelul, realizează o micropilă în care metalul devine anod faţă de sulfură şi astfel se corodează mărind crusta cu depuneri de oxizi de fier (Fe3O4). Locurile în care se produce coroziunea microbiologică pot fi uşor recunoscute după culoarea mai închisă a solului din apropierea conductei datorită prezenţei sulfurii de fier produse precum şi după mirosul de hidrogen sulfurat la dezgroparea conductei. Hidrogenul sulfurat apare datorită acţiunii reducătoare de oxigen pe care aceste bacterii o exercită asupra sulfaţilor din sol (de exemplu sulfatul de calciu - gips). Cercetări recente au arătat că activitatea de depolarizare a bacteriilor încetează la un pH > 9 şi pericolul de coroziune este înlăturat dacă potenţialul conductei faţă de sol este mai negativ decât -0,9 V în raport cu electrodul de referinţă Cu/CuSO4.

9.3. Metode de protecţie Măsurile care se iau pentru protecţia conductelor împotriva coroziunii se pot încadra în două categorii şi anume: metode pasive şi metode active. Metodele electrochimice de protecţie (metode active) se bazează pe schimbarea potenţialului metalului de protejat, prin polarizarea anodului (încărcat negativ) spre valori mai pozitive (protecţie anodică), sau prin polarizarea catodului spre valori mai negative (protecţie catodică). Protecţia catodică se poate realiza prin:  metoda anozilor de sacrificiu (protectori) constă în legarea, la construcţia metalică care trebuie protejată, a unor plăci sau bare confecţionate dintr-un metal cu potenţial mai negativ (Zn, Mg);

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

123

aceştia devin anozii consumabili iar restul instalaţiei devine catod (necorodabil);  metoda curenţilor exteriori constă în legarea construcţiei metalice la polul negativ al unei surse de curent continuu. Construcţia metalică se transformă astfel în catod necorodabil. Această metodă se aplică în special instalaţiilor metalice îngropate: conducte, cabluri subterane, rezervoare semiîngropate ca şi schimbătoarele de căldură, condensatoarelor etc. Protecţia anodică se realizează prin legarea metalului de protejat la polul pozitiv al unei surse de curent continuu; se obţine astfel o pasivare a corodării suprafeţelor metalice. Procesul de pasivare nu este încă bine cunoscut dar a dat rezultate bune la vasele folosite în industria chimică care conţin soluţii puternic corozive (H2SO4, NaOH etc). Măsurile care se iau pentru protecţia conductelor contra coroziunii se pot împărţi în două categorii de metode şi anume pasive şi active. Metoda pasivă constă în izolarea suprafeţei conductei de solul înconjurător, prin aplicarea unui înveliş protector, confecţionat din diferite substanţe izolatoare. Metoda activă urmăreşte anihilarea directă a cauzelor coroziunii prin introducerea în conductă a unui curent electric suficient de puternic, care circulă în sens invers faţă de acela ce provoacă fenomenul de coroziune. Practica exploatării conductelor a dovedit că o protecţie sigură şi economică a conductelor îngropate în terenuri agresive nu se poate obţine decât printr-o combinare a celor două metode. Aceasta din cauză că, pe de o parte, învelişurile izolante folosite nu pot fi perfect realizate iar pe de altă parte nu rezistă prea mult acţiunii solurilor agresive, orice deteriorare a învelişului expunând conducta la coroziune. De asemenea, aplicarea unei metode active la o conductă neizolată nu este posibilă datorită consumului mare de curent, ceea ce o face neeconomică. Cu cât conducta este mai bine izolată, consumul de curent este mai redus şi prin urmare exploatarea conductei este mai ieftină. Izolaţia trebuie executată în condiţii cât mai perfecte, fiindcă, aşa cum am precizat, fără o izolaţie bună a ţevilor, aplicarea unei metode active nu este economică. Materialul izolator utilizat trebuie să dea un înveliş protector impermeabil, cu o constantă dielectrică mare, pentru asigurarea unei bune izolaţii electrice, cu duritate şi rezistenţă mecanică bune, pentru a nu se deforma sub presiunea solului, cu bună aderenţă mecanică şi cu stabilitate la variaţiile de temperatură. Pe altă parte, preţul izolaţiei trebuie să fie cât mai redus pentru a face rentabilă protecţia conductei. În practica izolării conductelor, cea mai largă răspândire au căpătat-o învelişurile de protecţie pe bază de produse bituminoase şi cele pe bază de gudron de cărbune. În ultima perioadă de timp se utilizează şi masele plastice. Grosimea izolaţiei 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 şi 20 m şi de 3,5 - 5 mm la solurile cu rezistivitatea mai mare de 20 m. Este recomandabil ca pe porţiunile traseului care sunt greu accesibile pentru reparaţii să se aplice conductei un înveliş protector cu grosimea mai mare. Izolaţia, oricare ar fi grosimea aleasă, trebuie să prezinte o continuitate perfectă. Aceasta nu se poate atinge decât în următoarele condiţii:

124

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 aplicarea mecanică a izolaţiei pe traseul conductei, după sudarea ţevilor în tronsoane cât mai lungi;  folosirea pentru izolaţie a unor materiale rezistente şi întărirea învelişului protector cu benzi de înfăşurare din fire de sticlă sau alt material corespunzător;  verificarea cu detectoare electrice şi repararea eventualelor discontinuităţi, înainte de coborârea conductei în şanţ care trebuie să fie în prealabil curăţat de pietre şi netezit; conducta trebuie să fie acoperită cu pământ moale sau nisip într-un strat de grosime de aproximativ 150 mm. În cadrul metodelor active, se introduce un curent electric de la o sursă exterioară şi se face să circule în sens invers celui de coroziune, suprafaţa peretelui conductei devenind astfel catodică şi procesul de coroziune încetând. Acest fel de protecţie se numeşte catodică. Protecţia 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 transformatoareredresoare conectate la reţeaua de curent alternativ, acestea fiind cele mai indicate deoarece se poate regla curentul ieşit din transformator. Mai pot fi folosiţi acumulatori sau chiar regulatoare de curent continuu cu acţionare diversă. Priza anodică sau punerea la pământ se confecţionează din oţel (şine de cale ferată, ţevi folosite etc) sau din grafit (figura 9.3). De exemplu, dacă se utilizează ţeavă de 4 in, 15-20 bucăţi din aceasta, cu lungimea de 2 m, situate la 6 m una de alta sunt unite deasupra cu o platbandă (figura 9.4). Această izolaţie 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 corespunzătoare punctului de conectare la staţia de protecţie catodică (figura 9.5).

Fig. 9.3. Schema unei staţii de protecţie catodică: 1 - sursă de curent continuu; 2, 3 - cabluri de legătură, 4 - priză anodică, 5 conductă, 6 - circulaţia curentului electric.

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

125

Fig. 9.4. Priza anodică

Fig. 9.5. Variaţia potenţialului de protecţie

Protecţia catodică a conductei se poate realiza cu ajutorul unei singure staţii, aşezate la distanţe convenabile una de alta, care variază între 10 şi 20 km. Dacă există o singură staţie de protecţie catodică iar sectorul, protejat nu este izolat electric de restul conductei cu flanşe izolatoare, distribuţia potenţialului în lungul conductei se face potrivit relaţiei U 

U0 chx

(9.3)

Potenţialul de protecţie scade deci, în valoare absolută de la valoarea maximă U0 În cazul instalării mai multor staţii de protecţie, potenţialul acestora se influenţează reciproc. Practic s-a constatat că pentru o protecţie bună faţă de coroziunea solului potenţialul trebuie să fie între -0,85 V şi -1,2 V. Ultima valoare este aceea din punctul unde conducta se conectează la staţia de protecţie. Nu este indicat ca în acest punct să existe valori mai mari ale potenţialului, deoarece protecţia este neeconomică, potenţialul fiind prea mare, şi, în plus, apar bule de hidrogen care pot dezlipi învelişul protector. Dacă potenţialul scade, în valoare absolută, sub -0,85 V, conducta devine subprotejată. Din acest motiv, între două staţii învecinate se stabileşte o distanţă astfel ca potenţialul să nu scadă sub valoarea precizată (figura 9.6).

126

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

Fig. 9.6. Variaţia potenţialului de protecţie pentru două staţii

În locul protecţiei catodice, pentru soluri cu rezistivităţi mai mici decât 30 m, pot fi utilizaţi anozi reactivi. Aceştia sunt formaţi din blocuri de metal având caracter mai electronegativ decât acela al metalului conductei. Anozii reactivi sunt legaţi electric cu suprafaţa conductei ce trebuie protejată, formându-se în acest fel o pilă galvanică în care anodul reactiv se consumă, iar conducta, transformată în catod, este protejată. Metalele folosite ca anozi reactiv sunt: magneziul, zincul şi aluminiul. Schema unei astfel de instalaţii este redată în figura 9.7. în care 1 este anodul reactiv, 2 - sacul de ambalare umplut cu bentonită, 3 - legătura între anod şi conductă, 4 - priza de potenţial, 5 - conducta de protejat, 6 - un strat de cocs, 7 - acoperişul din cărămidă şi 8 - sensul de închidere a circuitului electric.

Fig. 9.7. Protecţia cu anozi reactivi

În timp, greutatea anodului reactiv scade ceea ce conduce la o reducere a curentului şi prin urmare protecţia împotriva coroziunii se reduce. În solurile cu rezistivităţi mai mari de 30 m este recomandabil, pentru un costum uniform al anodului reactiv, ca acesta să fie introdus într-o

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

127

umplutură pulverulentă care trebuie să conţină bentonită, sulfat de calciu şi, uneori sulfat de sodiu. Distanţa dintre anodul reactiv şi conductă trebuie să fie aproximativ 12 m; legătura cu suprafaţa conductei se realizează cu oţel zincat. Ca avantaj al acestei metode de protecţie, se menţionează, în primul rând, posibilitatea aplicării în situaţiile în care nu se dispune de energie electrică. Montajul este simplu iar curentul fiind slab, aceşti anozi nu interferează electric cu alte construcţii învecinate. Ca dezavantaje, în afară că nu sunt utilizabili în solurile cu rezistivităţi mari, anozii reactivi se corodează cu viteze diferite, când sunt folosiţi mai mulţi, ceea ce impune un control periodic şi înlocuirea lor selectivă. În ultimul timp, au apărut şi inhibitorii anticorosivi care s-au introdus în lacuri şi vopsele. Inhibitorii anticorosivi sunt pigmenţi organici şi anorganici care, în anumite condiţii, împiedică sau elimină aproape complet procesele de coroziune. Adaosurile de inhibitori de la 0,05 la 10% pot conferi lacurilor şi vopselelor proprietăţi complet noi dintre care cea mai importantă poate fi considerată protecţia anticorosivă îmbunătăţită.

9.4. Metode de investigare a stării conductelor Asigurarea funcţionării în siguranţă a sistemelor de conducte, atât a celor noi dar mai ales a celor vechi, necesită promovarea de noi tehnologii care să permită inspecţia stării conductelor fără întreruperea funcţionării acestora. Astfel de operaţii se supun:  reglementărilor juridice în vigoare, relative la siguranţa funcţionării conductelor (de exemplu legislaţia din S.U.A. obligă operatorii sistemelor de transport prin conducte să verifice sistemul la fiecare 5 ani ceea ce înseamnă un volum anual de 20% din sistem) - aspectul juridic;  reglementările autorităţilor locale şi teritoriale, dacă există, precum şi preluarea în aceste reglementări a sugestiilor cetăţenilor - aspectul social;  necesităţilor tehnologice care trebuie să ofere noi instrumente, mai performante, care să dovedească integritatea sistemului de transport aspectul tehnic. Cea mai aplicată metodă de investigare este aceea care foloseşte un instrument numit pig . Funcţionarea lui este totuşi restricţionată în conducte montate în serie cu diametre descrescătoare sau de robineţi de secţionare, AMC etc. Pig-ul simplu este folosit în mai multe operaţii cum ar fi: curăţirea interioară a conductei după construcţie, înaintea punerii în funcţiune, evacuarea apei după efectuarea testelor de presiune şi etanşeitate, deparafinarea conductelor şi inspecţia acestora fără oprirea pompării. Pig-ul inteligent oferă o gamă mai mare de servicii:  măsurători geometrice;  detectarea efectelor coroziunii;  localizarea fisurilor, rupturilor etc;  măsurarea presiunii şi temperaturii;  inspecţie fotografică;  monitorizarea protecţiei catodice;

128

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

 detectarea zonelor în care protecţia pasivă este deteriorată;  măsurarea tensiunilor existente în pereţii conductei;  detectarea prezenţei unor depuneri sau cruste chimice. Măsurătorile geometrice folosesc instrumente electronice şi arată dacă conducta are diametrul interior constant pe toată lungimea sa. Reducerea acestuia, indiferent de cauză este periculoasă. Ovalitatea creează probleme pentru funcţionarea pig-ului. În cazul în care acesta se opreşte, curgerea lichidului va înceta, iar partea metalică a lui poate ciupi din peretele conductei. De aceea inspecţia trebuie să determine exact locul în care diametrul interior al conductei este mai mic decât cel proiectat. Pentru detectarea efectelor coroziunii s-au depus eforturile financiare cele mai mari. Până la ora actuală sunt deja disponibile două sisteme care folosesc fie un flux magnetic, fie un flux ultrasonic. Fisurile, rupturile, mai ales cele orizontale reprezintă defecte foarte serioase ale conductelor. Deoarece prin detecţie nu se poate estima mărimea accidentelor, detectarea lor în faza incipientă este esenţială. Ele, ca şi înclinarea fisurii faţă de curent, pot fi localizate cu unde ultrasonice sau acustice aplicate o perioadă de timp convenabilă. Detectarea scurgerilor de-a lungul conductelor sub presiune s-a bucurat de resurse umane şi financiare foarte mari. Câteva sisteme (de exemplu cel dezvoltat de către compania Shell în 1960) au obţinut rezultate foarte bune în depistarea locului de scurgeri de lichide, dar mai puţin satisfăcătoare în detectarea scurgerilor din conductele de gaze naturale. S-a folosit un instrument acustic care traversează conducta, împreună cu un pig proiectat ca o platformă, care emitea un sunet dar diferit de cel produs de defect. În plus s-au făcut cercetări pentru a depista sunetele emise de diferite forme ale defectului. Ultimele cercetări în domeniu efectuate în S.U.A. au urmărit găsirea unor modalităţi de detectare a pierderilor din conductele magistrale de gaze. Folosind sisteme radar special proiectate, locul scurgerilor pot fi uşor depistate prin observarea vitezei semnalului în zonele în care au loc scurgeri în comparaţie cu zonele curate. O scurgere de gaze usucă solul din jurul şi deasupra conductei; semnalul radar traversează mai repede zona uscată decât zona neafectată. Mişcarea conductelor. În zonele cu alunecări de teren sau în zonele cu seismicitate ridicată trebuie să se cunoască valoarea supratensiunilor care apar în conductă. Aceleaşi efecte pot apare în zonele arctice, la traversări de râuri sau la conductele submarine pozate în zone în care există curenţi puternici. Mişcarea conductelor se determină cu instrumente giroscopice, care au dat cele mai bune rezultate sau cu instrumente care folosesc laserul. Inspecţia ultrasonică se face cu un aparat integrat, simplu, prevăzut cu cipuri de memorie, încorporat într-un instrument (pig) care se deplasează dea lungul conductei efectuând mii de măsurători ale grosimii de perete. Instrumentul este echipat cu un transmiţător de 20 Hz şi baterii cu timp efectiv de operare de 50…..90 ore şi este format din mai multe module (unul pentru diametre > 28 in, două pentru 20 < d < 2 in, trei pentru 12...1 in şi patru pentru d = 8….1 in) cuplate între ele cu piese de poliuretan pentru a asigura flexibilitate. Undele ultrasonice circulă de la emiţător prin lichid către peretele interior al conductei de unde se reflectă. Restul undelor continuă să se propage prin peretele conductei către peretele exterior de unde apoi se

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

129

reflectă. Diferenţa dintre timpii de recepţie ai peretelui interior şi exterior se transpune, cu ajutorul unui calculator, în valoarea grosimilor de perete. Erorile de determinare sunt de 0,12 in (circa 3 mm).

CHESTIONARUL 1

1. Care este scopul calculului hidraulic al unei conducte ?

2. Cum

se

evaluează

rezistenţele

hidraulice

proporţionale cu lungimea conductei ?

3. Cum se evaluează rezistenţele hidraulice locale? Ce reprezintă ele ?

4. Cum se modifică panta hidraulică a unei conducte şi în ce scop ?

5. Care este algoritmul de calcul al unei conducte simple pentru transportul lichidelor ?

6. Care este algoritmul de calcul hidraulic al unui sistem de conducte montate în serie ?

7. Care este algoritmul de calcul hidraulic al unui sistem de conducte montate în paralel ?

8. Care sunt metodele de mărire a capacităţii de transport a unei conducte care transportă ţiţei sau produse petroliere ?

130

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

CHESTIONARUL 2

1. Ce se înţelege prin calculul termic al conductelor ? 2. Care sunt parametrii necesari calculului termic ? 3. Care este distribuţia temperaturii de-a lungul unei conducte ?

4. Care sunt parametrii care influenţează distribuţia de temperatură ?

5. Cum se stabileşte numărul şi locul de amplasare al staţiilor de încălzire ?

6. Care

sunt

metodele

neconvenţionale

pentru

transportul ţiţeiurilor vâscoase sau uşor congelabile

7. Cum se evaluează tensiunile unitare care apar în pereţii unei ţevi ?

8. Care este algoritmul de evaluare a grosimii de perete al unei ţevi ?

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

131

CHESTIONARUL 3

1. Ce tipuri de aparate se folosesc în procesul de separare a fluidelor bifazice şi trifazice ?

2. Care sunt sistemele de colectare şi transfer al ţiţeiului de la sondă la rafinărie ?

3. Care sunt metodele folosite în tratarea ţiţeiului ? 4. Ce avantaje prezintă metodele biologice de tratare a ţiţeiului ?

5. Ce înseamnă o tratare complexă ? 6. Care este algoritmul de calcul hidraulic al unui sistem de colectare a ţiţeiului ?

7. Ce tipuri de rezervoare cunoaşteţi ? 8. Ce tipuri de rezervoare subterane se folosesc; care este scopul acestora ?

132

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

CHESTIONARUL 4

1. Care este algoritmul pentru calculul hidraulic al conductelor magistrale de transport gaze naturale ?

2. Care este algoritmul pentru calculul hidraulic al conductelor montate în serie ?

3. Care este algoritmul pentru calculul hidraulic al conductelor montate în paralel ?

4. Care este algoritmul pentru calculul hidraulic al conductelor colectoare ?

5. Care

sunt

metodele

folosite

pentru

mărirea

capacităţii de transport prin conducte a gazelor naturale ?

6. Ce este coroziunea; tipuri de coroziune ? 7. Care sunt metodele de protecţie a unei conducte ? 8. Ce metode de investigare a conductelor cunoaşteţi ?

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

133

CHESTIONARUL 5

1. Care sunt stările de referinţă ale gazelor naturale ? 2. Ce este o reţea de distribuţie; din ce se compune ? 3. Care este schema alimentării cu gaze a unui abonat (branşament) ?

4. Care este schema unei staţii de reglare şi măsurare (SRM) ?

5. Care sunt presiunile folosite în transportul gazelor naturale ?

6. Care este algoritmul de proiectare a unei reţele buclate de distribuţie ?

134

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

BIBLIOGRAFIE

[1] Altiocaian, I., - Contribuţii la studiul curgerii gazelor în regim nestaţionar de mişcare - Teză de doctorat, Universitatea Petrol-Gaze Ploieşti, 1998; [2] Antics, M., A., - Cercetarea hidrodinamică a apelor geotermale - Teză de doctorat, Universitatea Petrol-Gaze Ploieşti, 1997; [3] Bulău, L., - Colectarea, transportul şi depozitarea ţiţeiului - multiplicat Institutul de Petrol şi Gaze, Ploieşti, 1978; [4] Creangă, C., - Curs de chimia ţiţeiului - Editura didactică şi pedagogică, Bucureşti, 1962; [5] Creţu, I., Stan, Al., - Transportul fluidelor prin conducte. Aplicaţii şi probleme - Editura Tehnică, Bucureşti, 1984; [6] Creţu, I., Soare, Al., şi alţii - Probleme de hidraulică - Editura Tehnică, Bucureşti, 1972; [7] Creţu, I., - Hidraulică generală şi subterană - Editura didactică şi pedagogică, Bucureşti, 1983; [8] Cristescu, Tudora, - Cercetări privind interacţiunea mediilor poroase în contact în procesul combustiei subterane în vederea optimizării procesului tehnologic folosind date din experimentele de la Suplacul de Barcău şi Videle - Teză de doctorat - Universitatea Petrol-Gaze Ploieşti, 1997; [9] Constantinescu, G., - Sonics - reeditare după The Transaction of the Society of Engineers, Abbey House, Westminster, S.W.I., 1959; [10] Dragotescu, D.,N., şi alţii - Transportul pe conducte al ţiţeiului, gazelor şi produselor petroliere - Editura Tehnică, Bucureşti, 1961; [11] Drug, V., Ungureanu, O., - Transportul gazelor naturale - Editura Tehnică, Bucureşti, 1972; [12] Gheorghe, Gabriel, - Distribuţia şi utilizarea gazelor naturale Editura Tehnică, Bucureşti, 1972; [13] Gheorghiu, C-ţa., Antonescu, L., Zolaru, F., - Chimie - Editura Didactică, Bucureşti, 1982; [14] Ghiliceanu, M., - Transportul ţiţeiului şi gazelor prin conducte Culegere de probleme, Editura Tehnică, Bucureşti, 1954; [15] Grigorescu, D., Iung, M., - Deshidratarea gazelor naturale - Editura Tehnică, Bucureşti, 1971; [16] Iamandi, C., şi alţii - Hidraulică şi maşini hidraulice; elemente de calcul; aplicaţii - Institutul de Construcţii, Bucureşti, 1982; [17] Idelcic, E.,I., - Îndrumar pentru calculul rezistenţelor hidraulice Editura Tehnică, Bucureşti, 1984; [18] Ioanesi, N., Marinescu, D., - Depozitarea, transportul şi gestionarea produselor petroliere - Editura Tehnică, Bucureşti, 1980; [19] Isalski, H.,W., - Separation of Gaseses – Oxford Science Publication, Clarendon Press Oxford, 1989; [20] Jercălău, Adriana, - Studiu critic al metodelor actuale de înmagazinare a gazelor – Referat nr. 1 - doctorat, Universitatea Petrol-Gaze, Ploieşti, 1999; [21] Macovei, N., - Hidraulica forajului - Editura Tehnică, Bucureşti, 1982;

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

135

[22] Mănescu, M., Florescu, M., Soare, Al., şi alţii - Modelarea şi simularea asistată de calculator în industria petrolieră - Editura Tehnică, Bucureşti, 1986; [23] Minescu, F., - Fizica zăcămintelor - Editura Universităţii Petrol-Gaze, Ploieşti, 1974; [24] Mirescu, Tănase, - Contribuţii la transportul ţiţeiurilor vâscoase şi/sau congelabile – Teză de doctorat, Universitatea Petrol-Gaze, Ploieşti, 1994; [25] Mucenica, D-tru., Florin, - Cercetări privind reducerea vâscozităţii ţiţeiurilor sub acţiunea câmpului magnetic – Teză de doctorat, Universitatea Petrol-Gaze, Ploieşti, 1997; [26] Mucenica, D-tru., Florin, Soare, Al., Petrescu, Toma, - Reducerea vâscozităţii emulsiilor apă în ţiţei sub acţiunea câmpului magnetic – Buletinul Institutului de Petrol şi Gaze, Ploieşti, vol. XLVII – L – nr. 3, 1995 - 1998; [27] Nicolescu, C-ţa., - Cercetări privind utilizarea undelor ultrasonice în industria de petrol – Teză de doctorat, Universitatea Petrol-Gaze, Ploieşti, 2000; [28] Oroveanu, T., David, V., Stan, Al., Trifan, C., - Colectarea, transportul, distribuţia şi depozitarea produselor petroliere şi gazelor – Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1983; [29] Oroveanu, T., Stan, Al., Talle, V., - Transportul petrolului – Editura Tehnică, Bucureşti, 1985; [30] Oroveanu, T., Stan, Al., - Transportul, distribuţia şi depozitarea produselor petroliere– Institutul de Petrol şi Gaze, Ploieşti, 1981; [31] Oroveanu, T., Mohamed, Asef, - Asupra unei probleme de mişcare nestaţionară în conductele de gaze – Stud.Cerc.Mec.Apl., Tom 40, nov.dec., 1981; [32] Oroveanu, T., Trifan, C., Altiocaian, I., - Fenomene tranzitorii în conductele de gaze – Buletinul Universităţii Petrol-Gaze, Ploieşti, vol. XLVII, 1995-1998; [33] Oroveanu, T., Stan, Al., - Consideraţii asupra regimului termic în mişcarea gazelor prin conducte – Stud.Cerc. Mec.Apl., Tom 38, nr.3, 1979; [34] Oroveanu, T., Siro, Boris, - Asupra unor posibilităţi de optimizare a transportului succesiv de produse petroliere– Stud.Cerc. Mec.Apl., Tom 38, nr.3, 1979; [35] Oroveanu, T., Soare, Al., Trifan, C., - Asupra unor probleme nestaţionare în conductele pentru lichide – Conferinţa Maşini hidraulice şi hidrodinamică, Timişoara, sept. 1995; [36] Oroveanu, T., Trifan, C., - Une methode de calcul des gasoducts functionmant en regime non-stationnire – Buletinul Institutului de Petrol şi Gaze, Ploieşti, vol. XXXV, 1, 1993; [37] Papadopoulou, M., - Contribuţii la studiul fezabilităţii unui sistem de transport gaze – Teză de doctorat, Universitatatea Petrol-Gaze, Ploieşti, 1997; [38] Papadopoulou, M., Soare, Al., Bratu, C-tin., - Definirea unor indicatori tehnico-economici în transportul gazelor prin conducte – Buletinul Universităţii Petrol-Gaze, Ploieşti, vol.XLVII-L-nr.3, 1995-1998; [39] Peavy, S.H., Rowe, R.D., Tchonoglaus, G., - Enviromental Engineering – Mc Groe, Hill Book Company, 1985;

136

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

[40] Petcu, C.N., - Presiunea optimă din punct de vedere economic la transportul gazelor la distanţă – Institutul Român de Energie, Bucureşti, nr. 272, 1942; [41] Platon, Victor, - Protecţia mediului şi dezvoltarea economică. Instituţii şi mecanisme în perioada de tranziţie – Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1997; [42] Popescu, H., Mihordea, P., - Măsurarea debitelor în tehnică– Editura Tehnică, Bucureşti, 1969; [43] Popoviciu, S., Stan, Al., Popoviciu, E., Diminuarea infiltraţiilor de gaze din reţele de distribuţie – Editura Tehnică, Bucureşti, 1991; [44] Rădulescu, A.G., - Proprietăţile ţiţeiurilor Româneşti – Editura Academiei, Bucureşti, 1974; [45] Rusu, Liliana. - Metode folosite în separarea fazelor dintr-un fluid multifazic – Referat nr. 2, doctorat, 2000; [46] Săndulescu, D., Chimie fizică – vol.I, Editura Ştiinţifică şi Enciclopedică, Bucureşti, 1979; [47] Soare, Al., - Transportul şi depozitarea fluidelor – vol.I şi II, Editura Universităţii din Ploieşti, 2002; [48] Soare, Al., coordonator - Ingineria zăcămintelor de hidrocarburi – vol.I şi II, Editura Tehnică, Bucureşti, 1981; [49] Soare, Al., Bratu, C-tin., - Cercetarea hidrodinamică a zăcămintelor de hidrocarburi, Editura Tehnică, Bucureşti, 1987; [50] Soare, Al., Bratu, C-tin., Petcu, D., - On modeling gas-storing and production processeses in depleted gasfields, Stud.Cerc.Mec.Apl, Tom 33, nr.2. mars-avril, 1988; [51] Soare, Al., Ionescu, Gh., - The determination of the corfficient of hidraulic rezistance at the wet gases transport through pipe lines, Buletin I.P.G., Ploieşti, vol.XLI, nr.2, 1989; [52] Soare, Al., Bratu, C-tin - Cercetări privind determinarea surselor de poluare cu ţiţei şi apă de zăcământ în zona sondei 201 Zemeş şi elaborarea de tehnologii pentru reducerea poluării – contract S.A./102/1996; [53] Soare, Al., Bratu, C-tin - Stabilirea ecuaţiilor de curgere, a vitezei de deplasare şi a undei de şoc la transportul produselor petroliere în regim staţionar şi nestaţionar de mişcare prin conducte – contract S.A./103/1996; [54] Soare, Al., Bratu, C-tin - Stabilirea ecuaţiilor de curgere, a vitezei de deplasare şi a undei de şoc la transportul gazelor naturale în regim staţionar şi nestaţionar de mişcare prin conducte – contract S.A./104/1996; [55] Soare, Al., Mucenica, D-tru., şi alţii - Model experimental pentru determinarea pierderilor de produse pe o conductă de transport în regim nestaţionar de mişcare - Buletin U.P.G. Ploieşti, vol. XLVII-L, nr. 3, 19951998; [56] Soare, Al., Papadopoulou, M., Bratu, C-tin - Un algoritm de calcul complet pentru transportul neizoterm al lichidelor prin conducte, Buletin U.P.G. Ploieşti, vol. XLVII-L, nr. 3, 1995-1998; [57] Ştefan, I., - Introducere în magnetohidrodinamică – Editura Tehnică, Bucureşti; [58] Stoianovici, S., Robescu, D., - Procedee şi echipamente mecanice pentru tratarea şi epurarea apei – Editura Tehnică, Bucureşti, 1982; [59] Suciu, Gh., şi alţii - Ingineria prelucrării hidrocarburilor – vol. I şi II, Editura Tehnică, Bucureşti, 1983, 1985; [60] Strătulă, C., - Vaporizarea şi condensarea, principii şi metode de calcul – Editura Tehnică, Bucureşti, 1988;

Transportul şi depozitarea hidrocarburilor

137

[61] Strătulă, C., - Purificarea gazelor – Editura Ştiinţifică şi Enciclopedică, Bucureşti, 1984; [62] Strătulă, C., - Fracţionarea, principii şi metode de calcul – Editura Tehnică, Bucureşti, 1986; [63] Suciu, C., Gh., - Ingineria prelucrării hidrocarburilor – vol. 2 şi 3, Editura Tehnică, Bucureşti, 1985, 1987; [64] Tarek, Ahmed, - Hydrocarbon Phase Behavior – Gulf Publishing Company, Huston, 1989; [65] Toma, I., Berechet, I., - Transportul, depozitarea şi exportul produselor chimice petroliere – Ministerul Industriei Chimice, Bucureşti, 1978; [66] Trifan, C., - Contribuţii la studiul gazelor prin conducte lungi – Teză de doctorat, I.P.G. Ploieşti, 1983; [67] Vladimirescu. I., - Maşini hidraulice şi staţii de pompare – Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1974; [68] Zamfirescu. D., - Comprimarea gazelor naturale – Referat doctorat, nr. 2, 1998; [69] *** - Manualul inginerului – vol. I, Editura Tehnică, Bucureşti, 1954; [70] *** - Pipe line rules of thrumb Handbook – Mc Allister, W.E., 1972; [71] *** - Water Treatment Handbook – Degremont, 1991; [72] *** - Manualul inginerului hidrotehnician – vol. I, Editura Tehnică, Bucureşti, 1989; [73] *** - Indicativ I6-98 pentru proiectarea sistemelor de alimentare cu gaze; [74] *** - Legea protecţiei mediului – nr. 137/29.12/ 1995; [75] *** - Pipe line and Gas Journal; [76] *** - Oil and Gas Journal; [77] *** - Journal of Petroleum Technology; [78] *** - Offshore.