Ёмкость может оставаться тёплой, тогда как нефть в незащищённой трубе охладилась за длительный простой. Когда насос отключается при повторном пуске, одной температуры ёмкости недостаточно, чтобы описать то, что насос пытается перемещать.
Для сырой нефти вопросы выходят за рамки одной «тёплой» и одной «холодной» вязкости. Имеют значение конкретная проба, история охлаждения, поведение парафина, а также вода или твёрдые частицы. Цель этого разбора — установить условия, которые должно выдержать оборудование, не предполагая одно правило для любой сырой нефти.
| Проверка | Какие сведения предоставить |
|---|---|
| Проба нефти | Идентификация пробы или партии, доступный состав, содержание воды и твёрдых частиц, а также любая химическая обработка. |
| Холодное состояние | Наиболее длительный останов и ожидаемые температуры нефти у ёмкости, насоса и незащищённых участков труб. |
| Результаты испытаний | Отчёты по вязкости или реологии, подготовка пробы и условия охлаждения, а также результаты по парафину или температуре застывания при наличии. |
| Монтаж | Пути входа и выхода, отметки, внутренние диаметры, подогрев, данные привода и утверждённые пределы давления. |
Раздельно указывайте измеренные значения, оценки и отсутствующие данные. Сообщённая температура застывания сама по себе не является утверждённой температурой повторного пуска.
1. Используйте данные по фактической сырой нефти и её истории охлаждения
Охлаждение обычно повышает вязкость жидкости, но у сырых нефтей нет универсальной кривой вязкости. Парафинистые нефти при охлаждении могут образовывать кристаллы и гелевую структуру. Не считайте все сырые нефти псевдопластичными, не назначайте фиксированную температуру «лёгкого» течения и не предполагайте то же изменение для другой партии.
Пришлите протокол испытания с идентификацией пробы, диапазоном температур и методом подготовки. Для нефти, которая гелеобразуется после охлаждения, на измеренный отклик могут влиять скорость охлаждения, время покоя и предшествующее сдвиговое воздействие. Проба, подогретая и перемешанная перед испытанием, может не представлять нефть, оставшуюся неподвижной в линии.
При наличии укажите температуру появления парафина, температуру застывания и измерения геля или предела текучести с методами испытаний. Они описывают разные аспекты нефти. Ни одно из них само по себе не устанавливает безопасное условие пуска насоса или давление, нужное для повторного пуска установленной линии.
2. Не применяйте фиксированный множитель пускового крутящего момента
Попросите поставщика разделить крутящий момент, нужный для пуска насоса, и давление, нужное для установления потока по линии. Для разбора нужны предлагаемая конфигурация и частота вращения насоса, состояние нефти, условия на входе, сопротивление на выходе и доступная пусковая способность привода.
Пусковую нагрузку нельзя установить умножением нормального рабочего крутящего момента на универсальный коэффициент. Запросите основу расчёта или испытания, охватываемые условия и пределы двигателя, привода, муфты и редуктора, использованные при подборе. Любые неизвестные свойства холодной нефти должны оставаться явно указанными.
3. Разбирайте холодную линию и метод пуска вместе
Отметьте на схеме любые неотапливаемые участки, высокие точки, сужения и изменения диаметра труб. Укажите, какие части остаются заполненными при останове. Подогрев сосуда не устанавливает состояние нефти внутри удалённого шланга, арматуры или участка трубы.
Ответственные инженеры по оборудованию и площадке должны подтвердить метод пуска и схему защиты по давлению. Разгон ПЧ специфичен для привода, насоса и режима; общего времени разгона для холодной сырой нефти не существует. Если требуется реверс, подтвердите защиту в обоих направлениях как часть проектирования системы.
4. Подтвердите уплотнения, эластомеры и смазки для конфигурации
Предоставьте фактические данные по составу сырой нефти, диапазон температур, промывочные жидкости и воздействие при останове. Проверьте предлагаемый компаунд роторов, уплотнения и O-кольца на эти условия. Ни «сырая нефть», ни общее название эластомера недостаточно для подтверждения комплекта материалов.
Используйте инструкции по смазке и обслуживанию уплотнений для поставленной конфигурации и её диапазона температур. Промежуточную камеру или масляную ванну не следует считать доказательством предотвращения отложений парафина или снижения пускового крутящего момента. Уточните, что делает эта схема и какие требования к осмотру или обслуживанию применяются.
Если подозревается набухание роторов или повреждение материала, используйте проверки эластомеров, чтобы подготовить историю воздействия. Один неудачный повторный пуск сам по себе не устанавливает дефект материала.
5. Пришлите хронологию останова вместе с эксплуатационными данными
При существующей проблеме укажите, когда насос остановился, сколько система простояла и измеренные или оценённые температуры нефти при повторном пуске. Добавьте требуемый расход, давления на входе и выходе, полную схему трубопроводов, установленный подогрев, данные насоса и привода, а также доступные отчёты испытаний нефти.
Включите исходную запись отключения или аварии, доступные тренды тока и давления, а также изменения партии нефти, обработки или процедуры эксплуатации. Используйте существующие записи и отмечайте недоступные показания. Не запускайте насос только ради новой трассы.
Руководство по рабочей и пусковой вязкости включает копируемый контур RFQ. Для холодной сырой нефти приложите пробу и историю останова выше и уточните, какие дополнительные испытания или расчёты нужны до подтверждения возможности повторного пуска.
