Анализ эксплуатации технологического участка Омск – Анжеро-Судженск с учетом движения партий нефти с различными физико-химическими свойствами

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Транспорт, грузоперевозки
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

285,8 Кб
Опубликовано:

2015-07-15

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Анализ эксплуатации технологического участка Омск – Анжеро-Судженск с учетом движения партий нефти с различными физико-химическими свойствами

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Анализ эксплуатации технологического участка Омск - Анжеро-Судженск с учетом движения партий нефти с различными физико-химическими свойствами

Введение

нефтепровод насос гидравлический

Трубопроводный транспорт является наиболее экономичным и экологически чистым видом транспорта. Этот вид транспорта обладает рядом преимуществ, такими как:

· кратчайшее расстояние между пунктами;

· герметичность системы

· является непрерывным видом транспорта

· хорошо поддается автоматизации.

Недостатками трубопроводного транспорта являются, жесткость системы и большие метало и капиталовложения.

В настоящее время создана довольно обширная и разветвленная сеть трубопроводов обеспечивающих доставку углеводородного сырья с промыслов к потребителям.

В настоящее время, бурно развивается нефтехимическая промышленность, растет число бытовых потребителей, увеличивается экспорт углеводородного сырья, таким образом возникает необходимость разработки новых месторождений нефти. Здесь же возникает проблема, связанная с режимом перекачки нефти каждого месторождения в отдельности. Известно, что свойства нефти на каждом месторождении разные.

В связи с этим при расчете режимов перекачки по усредненным параметрам возникает погрешность не соответствующая регламентам по перекачки нефти, что приводит к остановке перекачки в связи с действующими руководящими документами.

Поэтому возникает необходимость контролировать и параметры перекачиваемого продукта и своевременно корректировать режимы перекачки с учетом движения партий нефти.

На сегодняшний день, при перекачки нефти из одного пункта в другой, к трассе, подключаются /отключаются участки других месторождений. Это вызывает изменение параметров продукта по длине трубопровода. Таким образом, необходимость планировать и корректировать режимы возникает практически ежесуточно.

Также, при перекачки нефти, возникает ряд регламентных работ по очистке и диагностики трубопроводов, что в свою очередь вызывает дополнительное сопротивление в трубопроводе, которое необходимо учитывать при поставке нефти потребителям.

Таким же образом влияют работы по обслуживанию запорной арматуры.

Основной задачей дипломного проекта является разработка методов по расчету и корректировки режимов перекачки нефти при движении партий, с различными свойствами такими как:

вязкости нефти;

плотность нефти;

Полученные зависимости могут быть внедрены в организации, занимающиеся расчетом технологических режимов, что позволит более быстро и точно определять режим перекачки и, таким образом, снизить затраты как прямые (электроэнергия), так и косвенные (штрафы). 1 Общие сведения

1. Краткая характеристика участка «Анжеро-Судженск-Омск»

Нефтепровод «Омск-Иркутск» условным диаметром Ду = 700 мм, совместно с нефтепроводами «Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск» и «Красноярск-Иркутск» условным диаметром Ду = 1000 мм. Магистральный нефтепровод разделяется на четыре самостоятельных участка:

«Анжерская-Омск» (или «Омск-Анжерская»). Головная НПС - «Омская» ЛПДС, промежуточные: НПС «Сокур», НПС «Чулым», НПС «Барабинск» и НПС «Татарск»;

«Анжерская-Рыбное». Головная НПС - ЛПДС «Анжеро-Судженск», промежуточные НПС: «Мариинск», «Каштан», «Ачинск», «Кемчуг» и «Вознесенка»;

«Рыбинское-Нижнеудинск». Головная НПС - НПС «Рыбинское», промежуточные НПС: «Пойма», «Тайшет» и «Замзор»;

«Нижнеудинск-Ангарск». Головная НПС - ЛПДС «Нижнеудинск», промежуточные НПС: «Тулун» и «Кимильтей». Конечным пунктом является ангарский участок налива нефти.

Технологический участок «Анжеро-Судженск-Омск», имеет протяженностью 925,5 км и перепад нивелирных отметок 107 м. Основная нитка выполнена из труб диаметром 720 мм. Технологический участок имеет лупинги общей протяжённостью 603,2 км и диаметром 720 мм. Проектная пропускная способность участка составляла 12 млн. т/год, а фактическая - 10 млн. т/год.

В настоящее время перекачка ведется по основной нитке нефтепровода. Вызвано это тем что часть трубопровода находится во ременной консервации. От 0 до 132,3 км перекачка ведется по основной нитке, а после 132,3 км и до 590,0 км основная нитка находится в консервации, а перекачка ведется через лупинг. После 590,0 км перекачка снова осуществляется по основной нитке. На участке 132,3-590,0 км основная нитка полностью отрезана от лупингованого участка и законсервирована.

Перекачка в настоящее время ведется из Омска в Анжеро-Судженск, крупным потребителем нефти в Омске является Омский нефтеперерабатывающий завод. Проведение очистки и диагностики осуществляется из Омска в Анжеро-Судженск вызвано это тем, что камеры приема-пуска СОД развернуты с учетом перекачки нефти на ВСТО.

Водные переходы нефтепровода: р. Омь - однониточный переход; р. Каргат - однониточный переход; р. Чулым - однониточный переход; р. Оеш - однониточный переход; р. Грязнуха - однониточный переход; р. Старица - двухниточный переход.

Расположение станций, относительно «Омской» ЛПДС (от нулевого километра) и высотные отметки приведены в таблице 1.8

Таблица 1.1 - Расстановка НПС по трассе нефтепровода

Название	Расположение НПС, км	Высотная отметка z_i, м	Перепад высот Δz_i, м
1. ЛПДС «Анжеро-Судженск»	925,5	228,4	-12,39
2. НПС «Сокур»	703,9	216,01	-79,78
3. НПС «Чулым»	525,65	136,23	-17,63
4. ЛПДС «Барабинск»	347,5	118,6	-9,7
5. НПС «Татарская»	180	108,9	12,6
6. ЛПДС «Омск»	0	121,5	-

Все насосные станции эксплуатационного участка осуществляют перекачку нефти по системе «из насоса в насос» и имеют последовательно-параллельную обвязку насосов НМ 2500-230. Последовательно-параллельная обвязка выполнена таким образом, что насосы могут работать группами «два по два», то есть две группы по два последовательно соединенных насосов соединены между собой параллельно. В обвязке предусмотрена работа всех насосов последовательно.

1.1 Краткая характеристика НПС, участка и насосно-силового оборудования

ЛПДС «Омская» входит в состав Омского районного нефтепроводного управления (ОРНУ) акционерного общества «Транссибнефть».

Головная ЛПДС «Омск» имеет два насосных цеха. На основной насосной НПС-1 установлены 3 подпорных насоса 20НДСН и четыре магистральных агрегата НМ 2500-230 (диаметры рабочих колес 1 и 2 - 345 мм, 3 и 4 - 440 мм). На НПС -2 установлены два подпорных насоса НМП 3600 и четыре магистральных агрегата НМ 7000-210.

НПС «Татарская» имеет четыре магистральных агрегата НМ 2500-230 (диаметры рабочих колес 1 и 2 - 392 мм, 2 и 3 - 440 мм) с электродвигателями типа 4АЗМВ1-1600/6000.

НПС «Барабинск» имеет три магистральных агрегата НМ 2500-230 (диаметры рабочих колес 1 - 360 мм, 2 и 3 - 390 мм) с электродвигателями типа 4АЗМВ 2000/6000.

НПС «Чулым» имеет четыре магистральных агрегата НМ 2500-230 (диаметры рабочих колес 440 мм) с электродвигателями типа 4АЗМВ 2000/6000.

НПС «Сокур» имеет три магистральных агрегата НМ 2500-230 (диаметры рабочих колес 440 мм) с электродвигателями типа 4АЗМВ 2000/6000 и одни магистральный агрегат НМ 2500-230 (диаметр рабочего колеса 424 мм).

ЛПДС «Анжеро-Судженск» имеет два насосных цеха. На основной насосной НПС-1 установлены четыре насоса НМ 2500-230 (диаметры рабочих колес 440 мм) с электродвигателями типа 2АЗМВ1-2000/6000, мощность которых 2000 кВт и число оборотов вала 2979 об/мин. Для насосов НПС-1 подпор создается подпорной насосной, в которой установлены три подпорных насоса НМП 3600-78 с электродвигателями типа ВАО 2-560L номинальной мощностью 5000 кВт.

На основной насосной НПС-2 установлены четыре насоса НМ 10000-210 с электродвигателями типа СТД 6300, мощность которых 63000 кВт, а число оборотов вала - 3000 об/мин; подпор создается одним из четырех подпорных насосов НПВ 5000-120 с электродвигателями типа ВАОВ-800L-4.

1.2 Основные насосно-силовые агрегаты и их характеристики

Характеристики насосных агрегатов представлены в таблицах 1.1-1.6

Таблица 1.1 - Характеристика подпорного насоса 20НДСН

Q, м3/ч	0	584	1168	1460	1753	2045	2337	2629	2921
Н, м	51,2	51	47,4	45,5	44,6	43,6	42,7	39,8	36

Таблица 1.2 - Характеристика насоса НМ - 2500-230 (345)

Q, м3/ч	0	375	750	1125	1312.5	1500	1687,5	2250	2700	3700
Н, м	166	165,3	159,9	150,4	146	138	130	104	80	0

Таблица 1.3 - Характеристика насоса НМ - 2500-230 (440)

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2500	3000	3500	4000	4500
Н, м	280	276	270	255	240	227	210	178	110	0

Таблица 1.4 - Характеристика насоса НМ - 2500-230 (424)

Q, м3/ч050010001500200025003000350040004500
Н, м	259	258	249	239	220	194	164	125	70	0

Таблица 1.5 - Характеристика насоса НМ - 2500-230 (390)

Q, м3/ч	0	443	886	1330	1551	1773	1994	2600	3500	4500
Н, м	210	207	202	196	192	186	179	159	97	0

Таблица 1.6 - Характеристика насоса НМ - 2500-230 (360)

Q, м3/ч04098181227143216361841204522502455
Н, м	187	185	181	175	172	167	161	154	147	137

Определение аппроксимационных коэффициентов для насосов

Зная табличные значения характеристики насосов, аппроксимируем эти зависимости функцией вида используя метод наименьших квадратов.

Метод наименьших квадратов служит для оценки неизвестных величин по результатам измерений (эксперимента), содержащим случайные погрешности. Среди многих приложений метода наиболее важным является нахождение наилучшего уравнения (функциональной зависимости) определенного вида для представления опытных данных.

Процесс выражения опытных данных функциональной зависимостью с помощью метода наименьших квадратов состоит из двух этапов: на первом выбирают вид искомой формулы, на втором для данной формулы подбираются параметры [1].

Построим табличную зависимость для подпорного насоса 20НДСН, (см. рисунок 1.1)

Рисунок 1.1 - Паспортная характеристика насоса 20НДСН

В соответствии с идеей метода наименьших квадратов необходимо минимизировать сумму:

(1.1)

где - значение функции, определяемое опытным путем в точке ;

- теоретическая зависимость

В случае зависимости функция является функцией двух переменных и сумма принимает вид:

(1.2)

Проиллюстрируем метод для нахождения коэффициентов в аналитической зависимости вида (1.2), для N экспериментальных значений тогда невязка будет равна

(1.3)

Составим систему уравнений

(1.4)

после преобразований получим:

(1.5)

(1.6)

где , число опытных величин.

Прежде чем воспользоваться формулами (1.5) и (1.6) найдем значения сумм

, ,

Определим коэффициенты по формулам (1.5) и (1.6)₀== 50,76₂==1,76*10^-6

Построим графики функций и паспортной характеристики (см. рисунок. 1.2.)

Аналогичным образом найдены аппроксимационные коэффициенты для остальных насосов и приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Данные по насосам

Марка насоса	Диаметр рабочего колеса, мм	a	b
НМ - 2500-230	345	166,12	0,0000121
НМ - 2500-230	440	290,85	0,0000121
НМ - 2500-230	424	266,29	0,0000124
НМ - 2500-230	390	215,26	0,0000102
НМ - 2500-230	360	187,26	0,0000803

Рисунок 1.2 - Совмещение паспортной и аппроксимированной зависимости

Рисунок 1.3 - Совмещение паспортной и аппроксимированной зависимости насоса НМ - 2500-230 (345)

Рисунок 1.4 - Совмещение паспортной и аппроксимированной зависимости насоса НМ - 2500-230 (440)

Рисунок 1.5 - Совмещение паспортной и аппроксимированной зависимости насоса НМ - 2500-230 (424)

Рисунок 1.6 - Совмещение паспортной и аппроксимированной зависимости насоса НМ - 2500-230 (390)

Рисунок 1.7 - Совмещение паспортной и аппроксимированной зависимости насоса НМ - 2500-230 (360)

Как видно из рисунка 1.2 вычисленные аппроксимационные коэффициенты подобранны правильно - подобранная функция практические полностью совпадает с таблично, следовательно, погрешности будут минимальными и не будут превышать 0,1%.

Из рисунка 1.3 следует, что подобранная функция подходит табличной зависимости, следовательно, погрешности будут минимальными и не будут превышать 0,1%.

Из рисунка 1.4 следует, что подобранная функция подходит табличной зависимости, но при определении напора на участках подач от 0 до 2100 м³/ч и 2500 до 4000 м³/ч будет погрешность не превышающая 2%.

Из рисунка 1.5 следует, что подобранная функция практически полностью совпадает с табличной зависимостью, погрешность определения напора составит не более 1%.

Из рисунка 1.6 следует, что подобранная функция практически полностью совпадает с табличной зависимостью, погрешность определения напора составит не более 1%

Из рисунка 1.7 следует, что подобранная функция практически полностью совпадает с табличной зависимостью, погрешность определения напора составит не более 1%

1.4 Физико-химические свойства нефтей

Параметры перекачиваемой нефти взяты в лаборатории химического анализа Омского РНУ ОАО «Транссибнефть» усредненные (всесезонные)

– плотность нефти r = 0,853 тн/м³ = 853 кг/м³;

– вязкость нефти n = 8,5 сСт = 8,5×10^-6 м²/с;

– давление насыщенных паров P_s = 480 мм рт. ст. = 63984 Па.

Параметры нефти при стандартных условиях приводятся в таблице 1.9

Таблица 1.9 - Свойства перекачиваемой нефти

Показатель	Величина
Плотность при 20°С, кг/м³ Вязкость при 20°С, сСт Вязкость при 50°С, сСт Содержание хлористых солей, % Содержание воды, % Суммарное содержание балласта, % Содержание серы, % Давление насыщенных паров при температуре 37,8°С, кПа	826,5 9,8 2,6 0,0013 0,148 0,1428 0,62 62,1

За расчетную температуру перекачки принимается минимальная температура окружающей магистральный нефтепровод среды с поправкой на начальную температуру нефти, тепловыделение в трубопроводе, обусловленное трением потока, и теплопередачу тепла в окружающую среду. Для заглубенных трубопроводов это минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода.

Таблица 1.10 - Партии нефти, перекачиваемые по трубопроводу

Номер партии	Вязкость при 20°С, сСт	Вязкость при 50°С, сСт	Плотность при 20°С, кг/м³
1	8	2,5	842
2	9	4	793
3	8,4	3,3	850
4	9,8	2,9	822

Плотность и вязкость нефти зависят от температуры: при повышении температуры они уменьшаются, а при понижении - увеличиваются. Плотность при температуре перекачки t в ⁰С определяется по формуле [2]

(1.7)

где ρ₂₀ - плотность нефти при t = 20⁰C,

ξ - коэффициент объемного расширения.

Вязкость нефтей различных месторождений значительно отличается и в справочной литературе приводятся, как правило, значения кинематической вязкости нефти определенного состава при температуре 20 и 50 ⁰С ν₂₀ и ν₅₀.

При изменении давления плотность нефти также изменяется. Несмотря на то что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же имеется. Плотность нефти при увеличении давления возрастает, а при уменьшении давления - убывает. Изменения плотности малы по сравнению с ее номинальным значением. Соответствующие поправки необходимо учитывать в приемосдаточных операциях, а также при расчетах волновых процессов в нефтепроводах.

Зависимость плотности нефти от давления представляется формулой

(1.8)

в которой - плотность нефти при стандартных условиях (атмосферном давлении P₀и температуре +20 С); - коэффициент сжимаемости нефти, среднее значение которого составляет 0,00078 МПа^-1

В тех случаях когда одновременно отклоняются от номинальных значений и температура и давление, плотность нефти при давлении и температуре можно рассчитывать по формуле

(1.9)

где K - модуль упругости нефти и равен 1,3*10⁹ Па

Давление насыщенных паров определяется экспериментально для каждой нефти и также зависит от температуры перекачки, однако для НПС МН можно принять Р_S = 500 мм рт. ст. = 66650 Па.

Расчетную вязкость можно вычислить, например, по формуле Рейнольдса - Филонова:

(1.10)

где ν₀ - вязкость при температуре t₀ = 20 или 50 ⁰С, а k - эмпирический коэффициент, равный

(1.11)

Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вальтера

(1.12)

где n_Т - кинематическая вязкости нефти, мм²/с;

А_ν и В_ν - постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂при двух температурах Т₁ и Т₂:

; (1.13)

где , - расчетные значения вязкости при температурах и соответственно

; (1.14)

Произведем пересчет партии нефтей на рабочую температуру. Для этого воспользуемся зависимостями (1.4)

Рабочая температура t=5 ^oC или 278 К

Определим плотность нефти при расчетной температуре для первой партии по формуле (1.7)

кг/м³

Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вальтера (1.12). Для этого определим постоянные величины при помощи зависимостей (1.13) и (1.14)

где сСт, сСт, Т₂=323К, Т₁=293К

;

сСт

Определим плотность нефти при расчетной температуре для второй партии по формуле (1.7)

кг/м³

где сСт, сСт, Т₂=323К, Т₁=293К

;

сСт

Определим плотность нефти при расчетной температуре для третьей партии по формуле (1.7)

кг/м³

где сСт, сСт, Т₂=323К, Т₁=293К

;

сСт

Определим плотность нефти при расчетной температуре для четвертой партии по формуле (1.7)

кг/м³

где сСт, сСт, Т₂=323К, Т₁=293К

;

сСт

.5 Определение влияния вязкости на изменение характеристик насоса

Известно, что свойства перекачиваемой жидкости могут влиять на напорную характеристику насосов, поэтому необходимо определить будут ли насосы изменять своих характеристики в исследуемом диапазоне вязкостей от 15 до 25 сСт.

Определяем границы автомодельного режима на примере магистрального насоса НМ2500-230 с рабочим колесом D₂=440 мм.

где - коэффициент быстроходности насоса

Зная число можно найти предельное значение вязкости, начиная с которой необходимо вести пересчет характеристик насоса:

сСт

где -число оборотов ротора насоса, -диаметр рабочего колеса насоса.

Следовательно, при вязкость продукта не будет влиять на напорную характеристику, так как диапазон вязкостей намного меньше следовательно перекачиваемый продукт не будет влиять на характеристику магистрального насоса НМ2500-230 (440).

Аналогично проведем расчет для всех насосов (см. таблицу 1.11)

Таблица 1.11 - Таблица переходных вязкостей

Тип насоса	Диапазон сСт		Переходная вязкость, сСт
НМ - 2500-230 (440)	15-25		128,11
НМ - 2500-230 (424)			118,96
НМ - 2500-230 (390)		15-25		100,3
НМ - 2500-230 (360)				85,2
НМ - 2500-230 (345)				78,76

Как видно из таблицы 2.5 - в исследуемом диапазоне вязкость продукта не влияет на напорную характеристику насосов.

1.6 Факторы, влияющие на распределение напоров

При расчете технологический режимов по всесезонным усредненным параметрам расчетная модель может не совпадать с фактическим распределением напоров по длине трассы.

Неравномерный характер обусловлен следующими группами факторов:

1) Топографические и климатические условия: неверная интерпретация показаний датчиков давления, обусловленная ошибочным определением нивелирных отметок и места расположения по трассе; сезонные изменения температуры и т.д.

2) Технические средства измерений: отклонение погрешности датчиков давления и т.п.

) Конструктивные особенности МН: искажение диаметра в месте, где датчик давления показывает аномальное давление и т.п.

) Технологические параметры: расчёт по эквивалентному (эффективному) диаметру, при котором не учитывается отклонение линии гидроуклона отдельных участков от гидроуклона основной магистрали; отклонение внутреннего диаметра от расчётного за счёт отложений парафина; последовательное движение партий нефти с различными свойствами по длине технологического участка. Вышеизложенные проблемы входят в перечень актуальных научно-технических проблем ОАО «Транссибнефть», выдвинутые отделом главного технолога аппарата управления предприятия.

2. Расчетная часть

2.1 Сущность последовательной перекачки нефтей методом прямого контактирования

В настоящее время нефти различных промыслов и месторождений, а число таких нефтей, отличающихся по физико-химическим свойствам (плотности, вязкости, содержанию серы, минеральных солей, парафина и т.п.), может достигать несколько десятков, перекачивают методом, получившим название «последовательная перекачка прямым контактированием» [2].

В результате добычи нефти в той или иной нефтяной провинции в резервуарах накапливаются нефти различных сортов. Понятно, что строить отдельный трубопровод для добываемой нефти каждого сорта было бы нерентабельно, поэтому большинство из них транспортируют по одному и тому же нефтепроводу, к которому тяготеют данные месторождения, закачивая последовательно одну нефть за другой.

Поэтому сущность последовательной перекачки нефтей прямым контактированием состоит в том, что разносортные нефти, объединенные в отдельные партии по несколько тысяч или десятков тысяч тонн каждая, закачивают в трубопровод последовательно, одну за другой, и транспортируют так до самого потребителя. При этом, каждая партия нефти вытесняет предыдущую и в свою очередь вытесняется последующей. Получается так, что нефтепровод по всей своей протяженности заполнен партиями различных нефтей, вытянутых в цепочку и контактирующих друг с другом в местах, где кончается одна партия и начинается другая.

Таким образом, главное в последовательной перекачке нефтей - это то, что различные виды и сорта нефтей перекачивают не по разным, а по одной и той же трубе.

На головной станции трубопровода различные сорта нефти закачивают из отдельных резервуаров, транспортируют партиями, по пути, если на то есть необходимость, подкачивают другие нефти, и на конечных пунктах (нефтеперерабатывающих заводах или перевалочных нефтебазах) принимают в отдельные резервуары.

На рисунке 2.1 приведена принципиальная схема трубопроводной системы для последовательной перекачки нефтей, где видны последовательно движущиеся в магистральном нефтепроводе (МНП) партии нефтей (№1, 2, 3, 4, 5 и т.д.), вытесняющие предыдущие партии и в свою очередь вытесняемые последующими, а также нефтепромыслы (П1) и (П2) с пунктами подготовки нефти к транспорту (ППНТ) резервуарные парки (РП) головной перекачивающей станции (ГПС), резервуарные парки промежуточных перекачивающих станций (ППС) и резервуарный парк конечного пункта (КП), на котором происходит прием нефтей в резервуары нефтеперерерабатывающего завода (НПЗ) или перевалочной нефтебазы для перевалки на другие виды транспорта.

В систему для последовательной перекачки нефтей входят те же основные объекты, что и в систему транспортировки однородной нефти:

- соединительные трубопроводы (СТ), соединяющие пункты подготовки нефти к транспорту с головной перекачивающей станцией;

- головная перекачивающая станция, предназначенная для последовательной закачки нефтей в трубопровод и создания необходимого напора в начале первого участка. Как правило, головная перекачивающая станция имеет резервуарный парк с резервуарами для накапливания необходимых объемов различных нефтей, устройства для их количественного учета и компенсации неравномерности поступления и откачки;

линейная часть магистрального нефтепровода с линейными сооружениями, обеспечивающими ее функционирование;

промежуточные перекачивающие станции, находящиеся на границе соседних участков и предназначенные для создания дополнительного напора, обеспечивающего дальнейшую транспортировку нефти;

конечный пункт нефтепровода, на котором различные сорта нефти принимают из трубопровода в отдельные резервуары и далее либо отправляют на нефтеперерабатывающий завод, либо переваливают на другие виды транспорта (железнодорожный, водный и т.п.).

Рисунок 2.1 - Система перекачки

2.2 Гидравлические особенности расчета нефтепровода при последовательной перекачки нефтей

Принципы гидравлического расчета работы нефтепровода при стационарных режимах перекачки сформулированы в гл. 8. [2] В большой степени они применимы также к расчету нефтепроводов, по которым ведется последовательная перекачка нефтей с различными свойствами. Несмотря на то что такие процессы (связанные с постепенным замещением одной жидкости другой) строго, говоря, не являются стационарными, все же происходящие изменения совершаются достаточно медленно, поэтому инерцией жидкости можно пренебречь.

Особенности гидравлического расчета последовательной перекачки нефтей связаны с тем, что в трубопроводе находится одновременно несколько нефтей с различными плотностями и вязкостями. По этой причине параметры работы отдельных участков нефтепровода постепенно изменяются. Если отличия плотности и вязкости нефтей незначительны, то движение партий практически не сказывается на гидравлических характеристиках трубопроводной системы. Если же эти отличия велики, то в нефтепроводе могут возникать осложнения, связанные с уменьшением КПД работы перекачивающих агрегатов, возникновением волн давления при прохождении партий через перекачивающие станции, появлением или исчезновением самотечных участков, а также с необходимостью регулирования работы насосов для поддержания минимально допустимых подпоров перед станциями и предотвращения перегрузок в линиях нагнетания.

Если на участке нефтепровода (рисунок 2.2) происходит вытеснение одной нефти другой, а плотности и вязкости этих жидкостей отличаются друг от друга, то уравнение Бернулли в обычном виде неприменимо. Предполагая процесс замещения нефтей практически стационарным (или, как говорят, квазистационарным) и пренебрегая протяженностью зоны смеси (х_с), запишем уравнения Бернулли для участков (х₁ х_с) и (х_с, х₂) трубопровода, занятых соответственно нефтью №1 и №2 [2]:

Рисунок 2.2 - Вытеснение одной партии нефти другой нефтью

(2.1)

Здесь p_lr p₂ - плотности нефтей; h_1-c; h_c-2 - потери напора на участках, занятых нефтью №1 и №2, соответственно; z_c - высотная отметка профиля трубопровода в месте контакта партий.

Исключив из этих уравнений давление р_с в месте контакта партий, получим обобщенное уравнение Бернулли для рассматриваемого случая:

(2.2)

Если же исключить из уравнений (2.1) высотную отметку z_c, получим еще одно уравнение:

(2.3)

В пренебрежении потерями напора на местных сопротивлениях величины h_1-c и h_c-2 обозначают здесь потери напора на участках (x₁, х_с) и (х_с, х₂) соответственно:

(2.4)

где L_i - протяженности этих участков.

Уравнение (2.2) служит для определения скорости и перекачки, а уравнение (2.3) - для определения давления р_св месте контакта нефтей.

Уравнения (2.2) и (2.3) полезно записать в терминах давлений при этом после преобразований получим:

(2.5)

Из второго уравнения следует, что разность напоров (Н₁ - H₂) между началом и концом трубопровода не равна сумме гидравлических потерь на участках, занятых первой и второй нефтью; она содержит еще одно слагаемое, обусловленное разностью плотностей перекачиваемых нефтей (см. рисунок 2.2). Это означает, что напор Н(х), представляемый линией АСДВ гидравлического уклона, не является непрерывным; в месте контакта нефтей существует разрыв СД. Значение этого разрыва

(2.6)

называется скачком напора.

Скачок напора =0, если, т.е. плотности нефтей равны; скачок < 0 (напор скачком уменьшается), если р₂ > р_1г т.е. менее плотная нефть вытесняет более плотную нефть; скачок > 0 (напор скачком увеличивается), если р₂ < р_1г т.е. более плотная нефть вытесняет менее плотную.

Наличие на линии гидравлического уклона скачков напора приводит к тому, что при прохождении границы раздела нефтей с различными плотностями и вязкостями через промежуточную перекачивающую станцию режим ее работы изменяется, и в трубопроводе генерируются волны давления, распространяющиеся вверх и вниз по потоку.

2.3 Методика гидравлического расчета при последовательной перекачки нефтей

Исходя, из проведенных исследований влияния входных параметров на режим перекачки стало - известно, что все входные параметры необходимо учитывать при расчете.

Наиболее частым входными параметрами является вязкость, плотность, так как они зависят от температуры, которая может меняться значительно в зависимости от времени суток, года и в короткий промежуток времени. Поэтому вязкость и плотность будут варьируемыми параметрами, а все остальные параметры в зависимости от конкретного случая будут фиксированными, либо отсутствующими.

Для того чтобы все необходимые параметры были известны для гидравлического расчета при последовательной перекачки, необходимо провести гидравлический расчет технологического участка по усредненным всесезонным параметрам.

В первую очередь необходимо провести перерасчет свойств нефти при стандартных условиях на температуру перекачки нефти по формулам (1.7), (1.12)

Затем зная схему включении насосов определяем расход методом итерации:

Принимая в первом приближении к-т гидравлического сопротивления запишем уравнение для определения расхода

, (2.7)

где ;- сумма всех коэффициентов магистральных насосов, работающих на станциях,

и - аппроксимационные коэффициенты подпорного насоса,

Нк - конечный напор, равный уровню взлива в резервуаре на последней станции технологического участка,- длина технологического участка,- диаметр эквивалентный.

После определения расхода в первом приближении ведется пересчет

коэффициента гидравлического сопротивления следующим образом:

(2.8)

(2.9)

после определения производим проверку сравнивая с

(2.10)

Если расхождение составляет менее 1%, то расчет прекращается и по последнему коэффициенту ведется расчет расхода, если погрешность превышает 1%, то расчет повторяется вновь, пока расхождение не будет менее 1%.

Для определения напоров перед и после станций необходимо знать расход, найденный выше. Для расчета напоров и подпоров воспользуемся следующими зависимостями:

для определения подпора на головной станции

; (2.11)

- для определения напора создаваемого магистральными насосами первой станции

; (2.12)

для определения напора на первой станции

; (2.13)

Для определения подпора перед следующей станцией воспользуемся зависимостью:

, (2.14)

где - потери на трение по длине участка

(2.15)

Зависимость (2.15) не совсем удобна для расчетов т.к. здесь расход выражен через скорость, поэтому преобразуем это уравнение в другой вид с помощью формулы:

, где S - площадь трубопровода равная , тогда

уравнение (2.15) примет вид:

, тогда (2.16)

с учетом уравнения (2.14) получим:

(2.17)

Аналогично для всех остальных участков находятся напоры после станций и подпоры перед ними.

По приведенным выше напорам и подпорам можно сделать вывод о работоспособности режима, а именно про анализировать нет ли превышений по уставкам давлений.

После расчета по усредненным всесезонным параметрам ведется расчет с учетом движения партий нефти с различными физико-химическими свойствами.

Перед тем как вести расчет стало возможным определить зависимость плотности от давления, т.е. для более точного расчета необходимо знать не только как плотность меняется от температуры, но и как плотность меняется от давления. По обобщенной формуле (1.8) найдем эту зависимость для каждой партии нефти.

После пересчета партий нефти ведется основной гидравлический расчет по уравнению Бернулли

, (2.18)

где - потери на по длине трубопровода определяются по формуле Лейбензона:

, (2.19)

где - коэффициенты при определенном режиме течения.

В таблице 2.1 приведены значения коэффициентов b и m для различных режимов течения жидкости. Согласно [3]

Таблица 2.1 - Зависимость коэффициентов b и m от режимов течения

Режим течения		Re	m	b
Ламинарный		Re<2320	1	4,153
Турбулентный	Гидравлически гладкие трубы	2320<Re<0,250,0246
	Смешанное трение	<Re<0,10,0166
	Квадратичное трение	Re>09,089×10^-3×e^0,25

Расчет ведется из конца трубопровода к началу с интервалом в 1 км, предполагая, что все насосы расположены в начале технологического участка. Это обусловлено тем, что расчет ведется с учетом различных нефтей с различными свойствами.

Преобразуя уравнение (2.18) получим:

(2.20)

За расчетный расход принимается расход, найденный при расчете по усредненным параметрам в качестве первого приближения. Причем расчет ведется из резервуара в конце участка в резервуар в начале участка.

Зная распределение партий нефти по длине трубопровода по уравнению (2.20) находим давления в промежуточных точках по всей длине трассы. За расчетный шаг принимается 1 км.

Для более удобного анализа необходимо перейти от единиц давления в единицы напора. Для этого воспользуемся зависимостью:

(2.21)

После гидравлического расчета очевидно, что линии гидроуклонов, посчитанные по усредненным всесезонным параметрам и линии гидроуклонов, посчитанные с учетом движения партий нефти с различными физико - химическими свойствами не сойдутся в одну точку в начале трассы. Это связано с неверным определением расхода, т.к. до этого расход считался по усредненным параметрам. Решать эту задачу нужно многократно, т.е. подобрать такой расход, при котором линии гидроуклонов сойдутся в одну точку в начале трассы. После чего зная схему включения насосов на всех станциях, при помощи ранее найденных величин, распределяем линии гидроуклонов по все длине трассы, с учетом найденной производительности.

Соответственно получиться график распределения напоров с учетом движения партий нефти с различными физико химическими свойствами. Анализируя который стало возможным наблюдать реальные распределения напоров.

Особенно важно реальные распределения напоров в случаях, когда физико-химические свойства партий нефтей непосредственно контактирующих между собой существенно различаются между собой, т.к. в месте их контактирования происходит значительный скачок. Особенно опасно, когда менее плотная и менее вязкая нефть вытесняет более плотную и вязкую нефть, потому что скачок напоров пойдет в сторону понижения напора. Это обусловлено тем, что более плотную и вязкую нефть труднее перекачивать, т.е. на перекачку нефтей с такими физико-химическими свойствами нужно затрачивать больше энергии, т.к. количество вырабатываемой энергии не изменяется, то за счет этого линии распределения напоров резко снизятся по сравнению с менее плотной нефтью. В таком случае при подходе зоны контактирования к нефтеперекачивающей станции, возможно, не будет выдерживаться уставка по давлению, что может привести к кавитации и не стационарным процессам, которые могут нести серьезные последствия для работоспособности агрегатов, установленных на станции.

.4 Гидравлический расчет по усредненным всесезонным параметрам

Для разработки и демонстрации методики выбран участок «Омск-Анжеро-Судженск», исходными данными для расчета являются:

длина участка - 925,5 км;

высотная отметка начального участка (Омска) - 120 м;

высотная отметка конечного участка (Анжеро-Судженск) - 227 м;

перепад высот.- 107 м;

вязкость усредненная - 9,5 сСт;

плотность усредненная - 826 кг/м3;

насосное оборудование:

подпорных насоса - один рабочий, второй резервный,

магистральных насоса на каждой станции - один резервный, остальные работают в зависимости от схемы перекачки.

Насосы во всех схемах перекачки соединяются последовательно.

Воспользуемся уравнением (2.7)

= 1565,17; = 51,3 + 30; Нк = 30 м; = 107 м; = 3.526*10^-4

=0,0000133; D=0,682 м; = 0,02 (в первом приближении), тогда

Производим проверку:

Определяем число Re

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления, предполагая, что режим течения находится в зоне Блазиуса (гладкой трубы)

После определения производим проверку, сравнивая с , используя зависимость (2.10)

Из заданного диапазона в 1% коэффициент не выходит, следовательно его можно принять для определения расхода. Таким образом, расход найден.

Необходимо провести расчет на подтверждение предполагаемого режима течения. Режимы течения и зависимости их описывающие представлены в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Режимы течений жидкости

Режим течения		Re
Ламинарный		Re<2320
Турбулентный	Гидравлически гладкие трубы	2320<Re<
	Смешанное трение	<Re<
	Квадратичное трение	Re>

Для этого необходимо определить переходное число Re

Переходное число Re определиться из следующей зависимости

В свою очередь к-т равен

где - относительная шероховатость трубы равная 2 мм.

Откуда переходное число Re определиться

Как видно, что число Re намного меньше найденного переходного числа, следовательно режим течения определен верно.

Далее определяем подпор на первой станции используя зависимость (2.11)

Затем определяем напор создаваемый магистральными насосами первой станции по формуле (2.12)

Определяем напор на первой станции ГНПС «Омск» при помощи формулы (2.13)

Далее определяем напоры, создаваемые магистральными насосами на последующих станциях:

Напор на станции НПС «Татарск»

Напор на станции ГНПС «Барабинск» работают два насоса последовательно.

Напор на станции НПС «Чулым» работает один насос.

Напор на станции НПС «Сокур» работает один насос.

Определяем напоры на входе станций, которые являются подпорами, необходимыми для без кавитационной работы агрегатов, установленных на станциях. Подпоры определяются по формуле (2.17)

Определяем напор на входе в НПС «Татарск»

Определяем напор на входе в ГНПС «Барабинск»

Определяем напор на входе в НПС «Чулым»

Определяем напор на входе в НПС «Сокур»

Определяем напор на входе в ГНПС «Анжеро-Судженск»

Построим распределение напоров в виде графика (см. рисунок 2.4)

2.5 Определение влияния плотности от давления

После гидравлического расчета по усредненным параметрам стало возможным определить влияние давления на реологические свойства нефтей. В частности на плотность, т.к. при давлении менее 10 МПа вязкость практически не изменяется. Про анализируем влияние давления на плотность. За давление будем принимать то давление, которое определилось при расчетах по усредненным параметрам. Для более точного расчета будем использовать базовые точки по всей длине технологического участка с определенным интервалом. В качестве базовых точек возьмем точки по длине трассы с соответствующими давлениями, представленные в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Базовые точки

P, МПа	L, км	P, МПа	L, км	P, МПа	L, км	P, МПа	L, км	P, МПа	L, км
3,13	0	2,94	180,3	4,46	347,5	4,29	525,65	4,12	703,9
2,67	50	2,75	200	3,98	400	4,07	550	3,69	750
2,20	100	2,29	250	3,51	450	3,61	600	3,23	800
1,74	150	1,83	300	3,05	500	3,14	650	2,77	850
1,46	180,3	1,39	347,5	2,81	525,65	2,65	703,9	2,07	925,5

Воспользуемся зависимостью (1.8) и находим плотность на первом участке в 0 км. [4]

Плотность на отметке 50 км.

Плотность на отметке 100 км.

Плотность на отметке 150 км.

Плотность на отметке 180,3 км.

Далее пересчитанные значения плотностей на других участках приведены в таблице 2.6

Таблица 2.6 - Распределение плотностей

L, км	p, кг/м³	L, км	p, кг/м³	L, км	p, кг/м³	L, км	p, кг/м³
180,3	838,73	347,5	839,70	525,65	839,59	703,9	839,48
200	838,61	400	839,39	550	839,45	750	839,21
250	838,32	450	839,09	600	839,158	800	838,92
300	838,02	500	838,80	650	838,86	850	838,62
347,5	837,75	525,65	838,6	703,9	838,54	925,5	838,18

После расчета плотностей в базовых точках необходимо пересчитать напор по формуле , т.к. напор будет отличаться в связи изменением плотности по длине трассы. Напоры представлены в таблице 2.7

Таблица 2.7 - Распределение напоров

L, км	H, м	L, км	H, м	L, км	H, м	L, км	L, км	H, м
0	380,8	180,3	357,4	347,5	542,1	525,65	521,9	703,9	500,8
50	324,7	200	335,3	400	483,3	550	494,6	750	449,2
100	268,6	250	279,2	450	427,3	600	438,7	800	393,2
150	212,5	300	223,1	500	371,3	650	382,6	850	337,2
180.3	178,4	347,5	169,7	525,65	342,6	703,9	322,2	925,5	252,5

После пересчета напора в базовых точках необходимо построить график распределения напоров с учетом изменяющейся плотности по длине технологического участка, наложить на график с усредненной плотностью и проанализировать тенденции и характер изменения линий пьезометрического напора.

Из рисунка 2.5 видно, что линии распределения напоров практически совпадают. Это позволяет сделать вывод, что зависимость плотности нефти от давления незначительно и в дальнейших расчетах не стоит это учитывать, т.к. расчет очень неудобный.

2.6 Гидравлический расчет с учетом движения партий нефти с различными физико-химическими свойствами

Исходными данными для расчета являются:

длина участка - 925,5 км;

высотная отметка начального участка (Омска) - 120 м;

высотная отметка конечного участка (Анжеро-Судженск) - 227 м;

перепад высот.- 107 м;

насосное оборудование:

подпорных насоса - один рабочий, второй резервный,

4 магистральных насоса на каждой станции - один резервный, остальные работают в зависимости от схемы перекачки.

Партии нефти представлены в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Значение свойств нефтей

Номер партии	Вязкость при 20°С, сСт	Вязкость при 50°С, сСт	Плотность при 20°С, кг/м³
1	8	2,5	842
2	9	4	793
3	8,4	3,3	850
4	9,8	2,9	822

Так как расчетная усредненная температура перекачки равна 5^о С,

то дальше в таблице 2.6 приведены характеристики нефти при данной температуре.

Таблица 2.6 - Свойства нефтей

Номер партии	Вязкость при 5°С, сСт	Плотность при 5°С, кг/м³
1	19,3	853
2	15,54	804
3	16,19	860
4	24,87	832

Распределение партий нефти по длине участка трубопровода приведена на рисунке 2.6

Рисунок 2.6 - Распределение партий нефти

Расчет ведется по уравнению Бернулли из конца технологического участка, где известен напор равный уровню взлива резервуара. За расчетный шаг принимаем 1 км.

Рисунок 2.7

Запишем уравнение баланса напоров для всего участка: [5]

, (2.22)

где - гидроуклон отдельно взятой партии нефти со своими свойствами.

Т.к. численно решить такое уравнение не представляется возможным, то разделим это уравнение на две части и будем решать их отдельно, т.е. отдельно решаем левую и правую части так, чтобы они оказались равными или их разность была равна нулю.

Для этого запишем по отдельности это уравнение, заменяя напоры на давления.

Для решения правой части уравнения, вместо левой запишем давления начальные и в качестве первого приближения, подставляем расход, найденный по усредненным параметрам.

Запишем уравнение:

(2.23)

Используя выведенную зависимость (2.23) будем рассчитывать линию распределения давлений, после чего при помощи уравнения (2.21) преобразовывать в распределение напоров.

Определим давление на границе партий нефти с конца участка 925,5 км до границы 831 км:

Определим давление на границе партий нефти с 830 км до границы 800 км:

Определим давление на границе партий нефти с 799 км до границы 730 км:

Определим давление на границе партий нефти с 729 км до границы 608 км:

Определим давление на границе партий нефти с 607 км до границы 497 км:

Определим давление на границе партий нефти с 496 км до границы 342 км:

Определим давление на границе партий нефти с 341 км до границы 194 км:

Определим давление на границе партий нефти с 193 км до границы 0 км:

Через уравнение переведем распределение из единиц давления в единицы напора.

Определим напор на 831 км:

Определим напор на 830 км:

Определим напор на 800 км:

Определим напор на 799 км:

Определим напор на 730 км:

Определим напор на 729 км:

Определим напор на 608 км:

Определим напор на 607 км:

Определим напор на 497 км:

Определим напор на 496 км:

Определим напор на 342 км:

Определим напор на 341 км:

Определим напор на 194 км:

Определим напор на 193 км:

Определим напор на 0 км:

Определим напор на резервуаре:

Далее построим графики распределения давлений и распределения напоров и проведем анализ линий гидроуклонов.

Рисунок 2.8 - Распределение давлений

Покажем на рисунке 2.9 распределение напоров по всему технологическому участку.

Рисунок 2.9 - Распределение напоров

Из системы координат «Расстояние - давление» в зоне контакта партий нефти скачки не наблюдаются, а заметно лишь искривление. Это связанно с изменение вязкости по длине трассы.

На рисунке 2.9 наоборот наблюдаются скачки напоров в зоне контакта различных партий и их отчетливо видно. Это связанно с различной плотностью у разных партий нефти.

На графике распределения напоров отчетливо видно, что гидроуклоны, посчитанные по усредненным параметрам и с учетом различных партий не попадают в одну точку в начале технологического участка. Это связанно с неточным определением пропускной способности т.к. при расчетах гидроуклона с различными партиями в качестве первого приближения использовался расход, посчитанный по усредненным параметрам. Расчет показал, что он не подходит. Для того что бы определить расход, нужно свести линии гидроуклона в одну точку в начале трассы. Т.к. в ручную это очень долгий и тяжелый подсчет, то расчет велся в пакете программ Excel, при помощи функции «подбор параметра». Таким образом после расчета в Excel, был найден расход, который удовлетворял всем условиям.= 0,302 м³/с

Построим график распределения напоров (см. Рисунок 2.10)

2.7 Гидравлический расчет с учетом движения партий нефти с различными физико-химическими свойствами с подкачкой на НПС «Барабинск»

Исходными данными для расчета являются:

длина участка - 925,5 км;

высотная отметка начального участка (Омска) - 120 м;

высотная отметка конечного участка (Анжеро-Судженск) - 227 м;

перепад высот.- 107 м;

насосное оборудование:

подпорных насоса - один рабочий, второй резервный,

Партии нефти представлены в таблице 2.9

Таблица 2.9 - Значение свойств нефтей

Номер партии	Вязкость при 20°С, сСт	Вязкость при 50°С, сСт	Плотность при 20°С, кг/м³
1	8	2,5	842
2	9	4	793
3	5,3	4	832
4	9,8	2,9	822

Так как расчетная усредненная температура перекачки равна 5^о С, то дальше в таблице 2.10 приведены характеристики нефти при данной температуре.

Таблица 2.10 - Значение свойств нефтей

Номер партии	Вязкость при 5°С, сСт	Плотность при 5°С, кг/м³
1	19,3	853
2	15,54	804
3	10,1	845
4	24,87	832

Распределение партий нефти по длине участка трубопровода приведена на рисунке 2.11

Рисунок 2.11 - Распределение партий нефти

Для гидравлического расчета технологического участка МН с учетом движения партий нефти необходимо привести методику гидравлического расчета с подкачкой по осредненным параметрам, затем считать с различными партиями нефтей.

Рисунок 2.12 - Технологический режим с подкачкой

Запишем систему уравнений для всего технологического участка МН [5]

(2.24)

Из системы (2.24) не определены 2 величины: Q и .

Значение q задается таким образом, чтобы обеспечить посуточный график движения нефти, поэтому это известная величина. Складываем два уравнения, тогда получим:

, (2.25)

где , а , тогда численно числено решить не представляется возможным. С помощью пакета программ Excel и функции «подбор параметра» найти Q возможно, если от правой части уравнения отнять левую и приравнять нулю.

(2.26)

После определения Q находим из любого уравнения системы (2.24) величину

(2.27)

Затем используя зависимости (2.12), (2.13), (2.17) определяем подпор на первой станции, напор, создаваемый основными насосными агрегатами, и подпоры перед следующими станциями соответственно.

Запишем уравнение (2.26) численно, если q = 3 тыс. тонн/сут. Или= 0,042 м³/с

Решая это уравнение через «подбор параметра» получили . При данном значении левая и правая часть равны

Затем при помощи уравнения (2.27) определим подпор перед станцией, на которой производится подкачка:

Далее используя зависимости (2.12), (2.13), (2.17), находим подпор на первой станции, напор, создаваемый основными насосными агрегатами, и подпоры перед следующими станциями соответственно.

Определяем подпор на первой станции используя зависимость (2.11), если Q - q = 0,346 - 0,042 = 0,304 м³/с

Затем определяем напор создаваемый магистральными насосами первой станции по формуле (2.12)

Определяем напор на первой станции НПС «Омск» при помощи формулы (2.13)

Далее определяем напоры, создаваемые магистральными насосами на последующих станциях

Напор на станции НПС «Татарск»

Напор на станции ГНПС «Барабинск» работают один насос.

Напор на станции НПС «Чулым» работает один насос.

Напор на станции НПС «Сокур» работает один насос.

Определяем напоры на входе станций, которые являются подпорами, необходимыми для без кавитационной работы агрегатов, установленных на станциях.

Определяем напор на входе в НПС «Татарск»

Определяем напор на входе в ГНПС «Барабинск»

Определяем напор на входе в НПС «Чулым»

Определяем напор на входе в НПС «Сокур»

Определяем напор на входе в ГНПС «Анжеро-Судженск»

Построим распределение напоров в виде рисунке 2.13

Из Рисунка 2.13 видно, что распределения напоров до и после подкачки отличаются друг от друга. Это связанно с различным расходом до и после подкачки, соответственно потери на трение будут увеличиваться на последующих участках после подкачки.

Далее будем рассчитывать распределение давлений с учетом движения партий нефти с различными физико-химическими свойствами, используя выведенную зависимость (2.23), после чего при помощи уравнения (2.21) преобразовывать в распределение напоров.

Определим давление на границе партий нефти с конца участка 925,5 км до границы 565 км:

Определим давление на границе партий нефти с 564 км до границы 439 км:

Определим давление на границе партий нефти с 438 км до границы 392 км:

Определим давление на границе партий нефти с 391 км до границы 249 км:

Определим давление на границе партий нефти с 248 км до границы 82 км:

Определим давление на границе партий нефти с 81 км до границы 0 км:

Через уравнение переведем распределение из единиц давления в единицы напора.

Определим напор на 565 км:

Определим напор на 564 км:

Определим напор на 439 км:

Определим напор на 438 км:

Определим напор на 392 км:

Определим напор на 391 км:

Определим напор на 249 км:

Определим напор на 248 км:

Определим напор на 82 км:

Определим напор на 81 км:

Определим напор на 0 км:

Определим напор на резервуаре:

Рисунок 2.14 - Распределение давлений

Покажем на Рисунке 2.15 распределение напоров по всему технологическому участку.

Рисунок 2.15 - Распределение напоров

Из системы координат «Расстояние - давление» (Рисунок 2.14) в зоне контакта партий нефти скачки не наблюдаются, а заметно лишь искривление. Это связанно с изменение вязкости по длине трассы.

На графике 2.15 наоборот наблюдаются скачки напоров в зоне контакта различных партий и их отчетливо видно. Это связанно с различной плотностью у разных партий нефти.

Также, анализируя, графики и распределение давлений, и распределение напоров, видно, что на 3-й станции ведется подкачка нефти, примерно с такими физико-химическими свойствами, что в данный момент времени проходит через данную станцию. Это позволяет сделать вывод, что смесеобразование данных партий нефти не повлияют на процесс перекачки.

На графике распределения напоров отчетливо видно, что гидроуклон, посчитанный, с учетом различных партий не попадает в одну точку в начале трассы участка из-за расхода. Расчет велся в пакете программ «Excel», при помощи функции «подбор параметра». Таким образом, после расчета в «Excel», был найден расход, который удовлетворял всем условиям.= 0,323 м³/с Построим график распределения напоров.

2.8 Вытеснение партий нефти

В данном разделе рассмотрен вопрос о процессах, которые являются нестационарными, т.е. процессы в которых параметры изменяются с течением времени, а именно расход. Когда в начале и в конце технологического участка расположена нефть с одинаковыми свойствами, то процесс можно назвать стационарным по расходу, но не по распределению давлений. Как только в начале участка начинает закачиваться нефть с другими свойствами, то начинает происходить изменение расхода, или когда в конце участка начинает вытесняться другая нефть.

Рисунок 2.17 - Распределение напоров

Запишем уравнение баланса напоров относительно границ партий нефти:

(2.28)

Выразим расход из уравнения (2.28) [5]

(2.29)

Подставляя вместо х либо 0, либо l_см, запишем уравнения для двух расходов и соответственно

(2.30)

(2.31)

где - расход, когда еще новая партия не закачивается в трубопровод,

- расход, когда конечная партия нефти полностью вытеснена из трубопровода на весь свой объем,

- длина последней партии нефти в трубопроводе.

Аппроксимационные коэффициенты и косвенно влияют на процесс, т.к. после преобразований они сократятся и участвуют только в определении расхода при различных положениях партий нефти.

Выражая из (2.30) и (2.31) и подставляя в (2.29) после математических преобразований получим:

, (2.32)

Рисунок 2.18 - Вытеснение партий

Как видим, расход в момент времени зависит от места положения границы раздела перекачиваемых жидкостей, режима течения и расходов и .

Определим продолжительность процесса смены жидкостей в трубопроводе. На основании уравнения неразрывности скорость продвижения границы раздела

С учетом (2.30) имеем

(2.32)

После интегрирования в указанных пределах время продвижения границы раздела от начала до конца трубопровода определим из условия , тогда

, (2.33)

где - объем вытесненной нефти.

Произведем расчет производительностей при различных положениях партий в трубопроводе.

Рисунок 2.19 - Положение партий

Пользуясь методикой, изложенной в предыдущих разделах, определим пропускную способность технологического участка, с учетом положений партий нефти показанных в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Пропускная способность

Пропускная способность м³/с
Q₁	Q₂	Q₃	Q₄	Q₅	Q₆	Q₇	Q₈
0,302	0,3	0,301	0,3	0,303	0,29	0,3	0,297

Произведем расчет времени вытеснения одной партии, находящийся в конце технологического участка по формуле (2.33)

Переведем в часы, тогда получим:

Проведем аналогичные расчеты при других положениях партий нефти и результаты запишем в таблице 2.13

Таблица 2.13 - Время вытеснения нефтей

	Пропускная способность м³/с
	Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q6	Q7	Q8
	0,302	0,3	0,301	0,3	0,303	0,29	0,3	0,297
Время, с		114633	37666	85053	147748	136772	191912	181037
Время, ч		31,84	10,46	23,62	41,04	37,99	53,30	50,28

Построим график зависимости времени от расхода.

Рисунок 2.20 демонстрирует нестационарные процессы. После расчета стало видно, что время, за которое первая партия вытиснет все остальные равно 248,56 часов.

Также если из уравнения (2.33) выразить расстояние через объем смеси и время, то задаваясь различными значениями времени возможно решать обратную задачу, а именно определение положения границ партий в нужный момент времени.

Рисунок 2.20 - Время вытеснения партий нефти

3. Экономическая часть

Целью экономического расчета является определение затрат на разработку метода расчета и корректировки технологических режимов перекачки. В экономическом расчете необходимо просуммировать все затраты необходимые при разработке методики.

В экономической части ведется расчет затрат на разработку методики с учетом затрат на зарплату разработчику и использование дополнительного оборудования и материалов необходимых для разработки метода.

3.1 Расчет затрат на разработку метода расчета и корректировки режимов перекачки нефти при изменении входных параметров

Затраты на материалы.

Таблица 3.1 - Затраты на материалы

Наименование	Кол - во	Цена, руб.	Стоим - ть, руб.
1. Бумага А4	500 листов	120	120
2. Канц. принадлежности	-	-	150
3. Ватман	10 листов	8	80
4. Папка	2 шт.	20	40
ВСЕГО:			390

Расчет заработной платы проектировщика.

Суммарная трудоемкость собственной работы:

Т=t_i(3.1)

где t_i - затраты времени на соответствующую стадию выполнения конструкторской работы; N - количество стадий.

Трудоемкость i-ой стадии выполнения конструкторской работы:

_i = t_р n K1 K2 · (3.2)

где t_р - норма времени на разработку одного листа; n - количество листов; К1 - коэффициент, учитывающий масштаб чертежа; К2-коэффициент, учитывающий использование аппликаций и оригиналов; K3 - коэффициент, учитывающий оригинальность изделия.

Таблица 3.2 - Обоснование трудоемкости проектирования.

Наименование работ	t_p, час.	N, шт.	К1	К2	К3	t_i, час.
1	2	3	4	5	6	7
1. Преддипломная практика	-	-	-	-	-	272,0
2. Техническое задание
2.1. Определение основных требований к проектируемому объекту	1	2	−	−	−	2
2.2. Изучение конструкций и выбор прототипа для проектирования	3	2	−	−	−	6
3. Техническое предложение
3.1. Ознакомление с проблемами поставленной задачи исследования	4,88-0,9-34,56
3.2. Патентный поиск	2	1	-	-	-	2
4. Эскизный проект
4.1. Предварительные замечания	5	2	-	0,8	-	8
4.2. Подготовка к проведению предварительных расчетов	1	-	-	-	-	1
4.3. Предварительные расчеты	4,5	30	-	0,9	-	121,5
4.5. Расчеты	6	50	-	0,9	-	270

Расчет основной заработной платы осуществляется по формуле:

Зосн = Змес · Кпр · Кр · t_ПР, (3.3)

где З_ОСН - основная заработная плата работающего; З_МЕС − оклад инженера - конструктора (по данным ОАО «Транссибнефть» составляет 7000 руб./мес); Кпр − коэффициент премирования (для проектирования составляет Кпр = 1); Кр − районный коэффициент, Кр = 1.15; t_ПР - время выполнения проекта, мес. (см. табл. 2)

Таким образом, основная заработная плата составляет:

З_ОСН = 7000 · 1 · 1.15 · 4,52= 36386 руб.

Расчет дополнительной заработной платы (оплата за непроработанное время) осуществляется следующим образом:

З_ДОП= З_ОСН· З_ДОП%

Процент дополнительной заработной платы З_ДОП% определяется по формуле:

З_ДОП%= ((D_ОТП+ D_Б+ D_ГО) / Dяв)·100%, (3.4)

где D_ОТП - продолжительность отпуска; D_Б - продолжительность пропуска по болезни; D_ГО - продолжительность пропуска в связи с выполнением гос. обязанностей.

По данным ОАО «Транссибнефть» в среднем D_ОТП= 24 рабочих дней, D_Б= 10 дней, D_ГО= 0 дней.яв − количество явочных дней:

яв = Dраб − (D_ОТП+ D_Б+ D_ГО)

_РАБ- количество рабочих дней в году; в 2007 году D_РАБ= 250 дней.яв = 250 − (24+ 10+ 0) = 216 день

Таким образом, найдем процент дополнительной заработной платы:

З_ДОП%=((24 + 10 + 0) / 216)) · 100% = 15.74%

И, следовательно, определим размер дополнительной заработной платы:

З_ДОП= 36386· 0,15 = 5457,9 руб.

Отчисления по заработной плате во внебюджетные фонды.

Единый социальный налог (ЕСН) составляет 26% от полной заработной платы

З_ОТЧ= (З_ОСН + З_ДОП) ·26%

З_ОТЧ = (36386+ 5457,9) · 0.26 = 10879,41 руб.,

Затраты на использование ЭВМ.

Затраты на использование ЭВМ определяются по следующей формуле:

З_ЭВМ = А_ЭВМ+А_ПО+ З_Э/Э + З_РЕМ,

где А_ЭВМ - амортизация ЭВМ;

А_ПО - амортизация программного обеспечения (ПО);

З_Э/Э - затраты на электроэнергию; З_РЕМ - затраты на ремонт и обслуживание.

А_эвм= ·Т_пр, (3.5)

где Ц_ЭВМ - цена компьютера (Pentium 4 1700/630DDR/32GeForce2/40Gb/17»), Ц_ЭВМ = 17000 руб. (стоимость ЭВМ взяты из прайс-листа компьютерной фирмы «ТНТ»); - норма амортизации компьютера за 1 месяц, (согласно общероссийского «Классификатора основных средств для включения в амортизационные группы», ЭВМ относится к 3 группе оборудования, срок службы которого t_сл = 3¸5 лет), по данным расчетного отдела ОАО «Транссибнефть» t_сл = 4 года; и, следовательно, норма амортизации компьютера за один месяц составит:

= 357 руб./мес ·3,61=1288,77 руб.,

Амортизация программного обеспечения:

·Т_пр, (3.5)

где С_ПО- стоимость программного обеспечения (ОС Windows XP − 4550 руб., Office XP − 11460 руб., AutoCad 2002 − 42630 руб., математический пакет Maple 9.5 - 7991 руб.) (стоимость ПО взята из прайс-листа компьютерной фирмы «ТНТ»).

Стоимость ПО: С_ПО = 66631 руб.;

- срок службы программного обеспечения. = 5 лет = 60 мес;

, где, тогда

чел./мес,

Следовательно, амортизация программного обеспечения за один месяц составляет:

руб. (3.6)

Определим затраты на электроэнергию:

З_э/э = C_э/э · N · Т_р, (3.7)

где С_Э/Э - стоимость 1 кВт´ч электроэнергии по тарифу для организаций, С_Э/Э = 1,64 руб./кВт´ч.; N - потребляемая мощность ЭВМ, кВт/час, N = 0,3кВт;

З_э/э = 1.64 · 0.3 · 8 = 3,93 (руб./день) · 21 = 82,65 (руб./мес) ·3,61=298,36 руб.

Затраты на ремонт и обслуживание находятся по формуле:

З_РЕМ= Ц_эвм · · T_пр(3.8)

Процент затрат на ремонт, по данным расчетного отдела ОАО «Транссибнефть», составляет 3% в год. Тогда затраты на ремонт и обслуживание ЭВМ составят:

З_РЕМ= = 510 руб./год = 42.5 руб./мес·3,61=153,42 руб.

Таким образом, полные затраты на использование ЭВМ:

З_ЭВМ = 1288,77+ + 298,36 + 153,42 = 5719.51 руб.

Амортизация рабочего места проектировщика.

Амортизация рабочего места проектировщика рассчитывается как:

, (3.9)

где Ц_П- цена 1 м² рабочего помещения. По данным расчетного отдела ОАО «Транссибнефть» Ц_П = 8500 руб.; - норма амортизации рабочего помещения за 1 месяц.

Согласно общероссийского «Классификатора основных средств для включения в амортизационные группы», здания рабочих помещений относятся к 10 группе оборудования, срок службы которого t_сл более 30 лет. По данным расчетного отдела ОАО «Транссибнефть» t_сл= 80 лет = 960 мес; следовательно, норма амортизации помещения за 1 месяц будет находится как:

S - площадь рабочего помещения, S = 10м²:

88,4 руб./мес.

Таким образом, величина амортизации рабочего места проектировщика составляет:

4,52 78 = 352,56 руб.

Прочие расходы.

1) Расходы на печать пояснительной записки к проекту (фирма «Филипп», 4 руб./лист формата А4):

4 = 480 руб.

) Расходы на печать графической части (фирма «Филипп», 64 руб./лист формата А1)

· 10 = 640 руб.

Итого прочие расходы в совокупности составляют 1120 руб.

Накладные расходы.

Накладные расходы: содержание аппарата управления, содержание охраны, оплата коммунальных услуг

По данным расчетного отдела ОАО «Транссибнефть» накладные расходы составляют 140% от основной заработной платы проектировщика и рассчитываются по следующей формуле:

Р_Н = 43663,2 руб.

Общая смета затрат на разработку метода.

Таблица 3.3 - Затраты на проектирование

Затраты	Сумма, руб.
Затраты на материалы	390
Основная заработная плата	36386
Дополнительная заработная плата	5457,9
Отчисления во внебюджетные фонды	10879,41
Затраты по использованию ЭВМ	5719.51
Затраты на амортизацию рабочего места	352,56
Прочие расходы	1120
Накладные расходы	43663,2
Итого:	103968,58

Общие затраты на проектирование составляют 103968,58 руб.

Заключение

В данном дипломном проекте был произведен анализ влияния входных параметров на режим перекачки нефти, на основе проведенных исследований стало известно, входные параметры в значительной степени влияют на режим перекачки, как в отдельности, так и в совокупности.

Чтобы оценить и быстро рассчитать, а также скорректировать режим перекачки с учетом новых входных параметров в данном дипломном проекте была разработана методика, описанная математическим методом, которая позволяет не только рассчитать, но и быстро скорректировать режим перекачки.

Также по ходу дипломного проектирования были решены некоторые проблемы, входящие в перечень актуальных научно-технических проблем ОАО «Транссибнефть», предложенные отделом главного технолога аппарата управления предприятия.

Таким образом анализ показал, что при расчете режимов перекачки с учетом движения партий нефти является более точным в плане определения пропускной способности и в плане построения линий распределения напоров.

Таким образом расчет позволяет:

) планировать объемы перекачиваемых нефтепродуктов с обеспечением безопасных режимов перекачки;

) наблюдать реальную картину давлений и напоров на всей протяженности участка нефтепровода;

3) обеспечивать визуальный анализ режимов перекачки на основе сравнительно небольшого объема данных, что существенно позволяет сэкономить время принятия решения.

Список использованной литературы

1. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти: учебное пособие/ А.Г. Гумеров [и др.]; под ред. А.Г. Гумерова. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 295 с.:ил. - ISBN 5-8365-0016-9. с 10-21.

2. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев Г.Е. Коробоков, А.А. Коршак и др.; Под редакцией СМ. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 407 с.

3. Коршак А.А., Нечваль А.М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для системы дополнительного пофессионального образования / Коршак А.А., Нечваль А.М. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2205. - 516 с.

4. Трубопроводный транспорт нефти/С.М. Вайншток, В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров, А.М. Шаммазов и др.; Под ред. СМ. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - Т. 2. - 621 с: ил,

. Нечваль Н.В. Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам / М.В. Нечваль, В.Ф. Новоселов, П.И. Тугунов. - М.: «Недра», 1976. - 221 с.

6. Охрана труда. Справочник. Сост. Арустамов Э.А. (2008, 588 с.) <http://alleng.ru/d/saf/saf19.htm>

. Безопасность жизнедеятельности. Конспект лекций. Алексеев В.С., Жидкова О.И., Ткаченко Н.В. (2008, 160 с.) <http://alleng.ru/d/saf/saf28.htm>

8. Насейкин А.И. Оздоровление воздушной среды: методические указания к самостоятельной работе студентов. - Омск, 2000. с 2-12.

. http://www.violaart.ru

. СанПин 2.2.2/2.4.1340-03