Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Ответы ДР.doc
Скачиваний:
22
Добавлен:
16.11.2019
Размер:
14.78 Mб
Скачать

63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах

64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)

Рассмотрим трубопровод с жидкостью под давлением Р0, имеющий отверстие в стенке.

Жидкость вытекает в воздушное пространство с давлением Р1. Струя, отрываясь от кромки отверстия, несколько сжимается. Такое сжатие обусловлено движением жидкости от различных направлений, в том числе и от радиального движения по стенке, к осевому движению в струе.

Степень сжатия оценивается коэффициентом сжатия.

где Sс и Sо - площади поперечного сечения струи и отверстия соответственно; dс и dо - диаметры струи и отверстия соответственно.

Скорость истечения жидкости через отверстие такое отверстие

где Н - напор жидкости, определяется как

φ- коэффициент скорости

где α - коэффициент Кориолиса; ζ- коэффициент сопротивления отверстия.

Расход жидкости определяется как произведение действительной скорости истечения на фактическую площадь сечения:

65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина

В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды, парафина, паров, механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода, что и может служить показателем состояния внутренней полости.

Фактическая величина гидравлического уклона определяется следующим образом

, (1)

где P1 и P2 – давление в начале и в конце исследуемого участка, Па; z – разность геодезических отметок этого участка, м; l – длина исследуемого участка, м.

Однако в общем случае гидравлический уклон на различных участках нефтепровода может быть не одинаковым из-за изменения толщины стенок труб и наличия лупингов или переходов через препятствия.

Теоретический гидравлический уклон в этом случае будет определяться с использованием

. (2)

Как правило iф > i. В противном случае следует искать ошибку в технологии участка, физических свойствах нефти или Q.

В настоящее время для оценки состояния внутренней полости используют понятия эффективного диаметра трубопровода и эффективности работы трубопровода.

Эффективный диаметр показывает каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка

. (3)

Если Dэф не меняется в процессе эксплуатации и отличается от Dэк, то это может быть связано с загрязнением трубопровода после очистки, повышенной шероховатостью труб при работе в зоне смешанного трения и с наличием не полностью открытых задвижек или других местных сопротивлений на участке, или загрязнение участка достигло максимального значения.

Величина Dэф позволяет качественно оценить состояние внутренней полости.

Более информативным является понятие эффективности работы участка

. (4)

Если принять, что отложения равномерно распределены по участку, то

, (5)

, (6)

где – толщина отложений; Vот – объем отложений; Vтр – объем внутренней полости участка.

Следует помнить, что обработкой одного режима диспетчерских данных невозможно получить Е с точностью более 5%, то есть даже для чистого трубопровода будут получаться Е от 0,95 до 1,05. Сделать какой либо вывод по такому результату невозможно. Чтобы получить Е с точностью порядка 0,1%, необходима статистическая обработка 2030 диспетчерских данных (двое суток стабильной работы), либо проведение специальных контрольных замеров с использованием приборов повышенной точности.

Предварительные причины засорения нефтепровода могут быть определены по характеру изменения Е во времени. Если в зимнее время снижение Е замедляется или даже эффективность начинает расти, то полость засоряется водой. Повышение эффективности работы при повышении температуры грунта говорит о наличии процесса отложения парафина на стенках труб. Окончательный вывод можно сделать исследовав состав отложений выносимых из трубопровода при очистке.

В соответствии с правилами эксплуатации МН очистку нефтепровода следует производить при снижении его пропускной способности на 3%.

Учитывая, что

. (7)

Снижение фактической производительности Qф на 3% по отношению к производительности чистого нефтепровода Q произойдет при снижении Е до 0,948 при работе в зоне Блазиуса и до 0,944 при работе в зоне смешанного трения.

Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти. При плановой производительности нефтепровода, оптимальной периодичности пропуска очистных устройств будет соответствовать минимум суммы затрат на очистку труб и на транспорт нефти S0:

, (8)

где Aе – годовые затраты электроэнергии на транспорт нефти, кВт час; Cе – стоимость электроэнергии, руб/(кВт час); С0 – стоимость одной очистки, руб; п – количество очисток в году.

Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. После очистки МН будет иметь максимальную пропускную способность, превышающую плановую производительность. В дальнейшем, по мере засорения пропускная способность постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов необходимо добиться производительности МН, не намного превышающей плановую. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода плановой. Затем включением или переключением насосов вновь повышается производительность выше плановой и так далее. В результате такого регулирования будет обеспечена работа МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном кпд регулирования. Регулирование работы МН редуцированием может свести на нет эффект от очистки.

Необходимое количество насосов определяется из уравнения баланса напоров, при этом потери напора на трение определяются с учетом засорения участка:

, (9)

где Еi – средняя эффективность работы участка в i-ом периоде,

, (4.74)

где Е1i и Е2i – эффективность работы участка в начале и в конце i-го периода, принимаемые на основании исследования изменения Е в межочистной период.

В общем случае, эффективность работы участка в процессе эксплуатации экспоненциально снижается от начальной Е0 после очистки до минимального значения. Дальнейшее изменение Е зависит от причин засорения участка, температуры нефти (сезона) и производительности.

Если снижение эффективности связано со скоплениями воды, то с понижением температуры и повышением производительности будет происходить частичный вынос воды, и Е будет стремиться к новому, более высокому значению.

При запарафинивании участка повышение эффективности связано с повышением температуры, что приводит к повышению растворимости парафина в нефти и, как следствие, к отмыву части отложений.

Так как все процессы засорения участка идут медленно, возможно интерпретировать изменение Е линейной зависимостью

, (10)

где а – коэффициент, характеризующий скорость изменения Е, 1/час. Величину а можно определить, зная два значение Е:

, (11)

где Е – известное значение эффективности по прошествии  часов после пропуска очистного устройства.

В этом случае АЕ определяется зависимостью

, (12)

где Ni – мощность, потребляемая электродвигателем i-го насоса, КВт; i – продолжительность i-го периода работы МН, час; r – количество работающих насосов на МН.

Мощность, потребляемая электродвигателем,

, (13)

где Ni – мощность, потребляемая электродвигателем, Вт; н – к.п.д. насоса; м – механический кпд;  – к.п.д. электродвигателя.

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.