Меню

Расчет массы нефти в трубопроводах



Приложение 21. Пример расчета массы нефтепродукта в линейной части трубопровода

Пример расчета
массы нефтепродукта в линейной части трубопровода

Определить массу дизельного топлива в участке трубопровода: длиной L = 100 км, диаметром D = 529 мм, толщиной стенки мм. Давление в начале участка трубопровода МПа; в конце МПа. Модуль упругости трубы МПа. Средняя температура на участке .

1) Находят геометрический объем участка трубопровода по градуировочной таблице

2) Находят среднее избыточное давление

3) По приложению 18 находят значение поправочного коэффициента на вместимость трубопровода в зависимости от среднего давления на участке и размеров трубопровода — .

4) По приложению 19 находят значение поправочного коэффициента в зависимости от величины коэффициента сжимаемости нефтепродукта и среднего давления в трубопроводе — .

5) По приложению 17 находят значение поправочного коэффициента на вместимость трубопровода в зависимости от средней температуры .

6) С учетом значений и определяют вместимость участка трубопровода (объем дизельного топлива в трубопроводе)

7) Определяют плотность дизельного топлива как среднее значение плотности в начале и конце участка трубопровода

8) Массу дизельного топлива находят умножением средней плотности на его объем в трубопроводе

М = 17 668 274,2 кг

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас или получите полный доступ к системе ГАРАНТ на 3 дня бесплатно!

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.

© ООО «НПП «ГАРАНТ-СЕРВИС», 2021. Система ГАРАНТ выпускается с 1990 года. Компания «Гарант» и ее партнеры являются участниками Российской ассоциации правовой информации ГАРАНТ.

Источник

Гидравлический расчет нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Практическое занятие № 1

Тема: «Гидравлический расчет магистральных нефтепроводов»

Цель работы:Определение диаметра трубопровода и суммарных потерь напора по длине

В практике проектирования расчеты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктов называют также технологическими расчета, то есть имеется в виду комплекс расчетов, связанных с технологическими процессами транспорта нефти и нефтепродуктов. В состав технологического расчета входит собственно гидравлический расчет нефтепровода и нефтепродуктопровода, выбор оборудования, механические и технологические расчеты, а также технико-экономический расчет, включающий выбор оптимального диаметра трубопровода с учетом сравнительных технико-экономических показателей различных вариантов. Кроме того, при выбранных вариантах расположения насосных станций рассчитывают режимы эксплуатации трубопровода с уточнением пропускной способности при различных условиях перекачки и принятых методах регулирования его работы. Технологические расчеты выполняют в соответствии с «Нормами технологического проектирования и технико-экономическими показателями магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов». По технологическим расчетам решаются основные технические вопросы наиболее рациональной схемы сооружения магистрального нефтепровода (или нефтепродуктопровода) при минимальных затратах на строительство и эксплуатацию:

Исходными данными для расчета являются:

Ø требуемая подача нефти и нефтепродуктов (объем перекачки), определяемая заданием на проектирование и технико-экономическими проработками;

Ø физические характеристики нефти и нефтепродуктов при температуре перекачки (зависимость вязкости и плотности от температуры);

Ø среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода;

Ø механические свойства материала труб;

Ø направление, протяженность и высотное расположение трубопровода, определяемое по плану трассы, нанесенной на топографическую карту, и сжатому профилю трассы.

Гидравлический расчет нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

В задачу гидравлического расчета магистрального нефтепровода (или нефтепродуктопровода) входит определение суммарных потерь напора по длине трубопровода, числа перекачивающих станций и расстановка их по трассе трубопровода.

К основным расчетным параметра магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода относятся:

Гидравлический расчет трубопровода ведется в следующей последовательности (порядок расчета): по пропускной способности и вязкости находят диаметр трубопровода и режим течения жидкости (параметр Рейнольдса), от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления; затем определяют потерю напора и гидравлический уклон, как основного трубопровода, так и лупинга (местного удвоения трубопровода) или вставки (местного увеличения диаметра). По профилю трассы определяют расчетную длину трассы до перевальной точки и соответствующую разность геодезических отметок

(Δz). Пользуясь этими данными, определяют число насосных станций.

Практически всегда n будет получаться в виде неправильной дроби и возникает необходимость округления числа НПС.

При округлении в большую сторону суммарный напор всех НПС будет превышать необходимый для обеспечения заданной пропускной способности. В случае округления числа станций в большую сторону (n > n) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах, часть планового времени t2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью (например, если на каждой НПС включено mм – 1 магистральных насосов.

Читайте также:  Проход трубой стенки бетонного колодца

Если повышение пропускной способности не желательно, напор развиваемый всеми НПС необходимо снизить на величину:

Это возможно выполнить заменой рабочих колес на части насосов или обточки рабочих колес. Во избежание снижения к.п.д. насосов обточка не должна превышать 10%.

Если суммарный напор НПС не снизить, то величина ΔH будет потеряна на дросселирование.

При округлении в меньшую сторону (n 3 ;

— разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода ΔZ = 125,5 м;

— перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода Н = 1,6 м до оси;

— минимальная температура марта составляет 272 K;

— кинематическая вязкость нефти Т = 272 K равна v = 0,997 . 10 -4 m 2 /с;

— давление, развиваемое насосной станцией Рi = 5.494 МПа;

— остаточное давление в конце перегона Р2 = 0,147 МПа;

— абсолютная шероховатость труб e = 1,43;

— длительность перекачки 350 суток;

— объем годовой перекачки Gгод = 8,0 млн.т/год.

Выполнить гидравлический расчет магистрального нефтепровода.

1. В соответствии с нормами технологического проектирования, расчетное число дней перекачки принимаем равным 350, тогда секундный расход нефти равен:

/с (1)

Где Gгод – годовая пропускная способность трубопровода, млн.т/год.

350 – число рабочих дней трубопровода за год (согласно норм технологического проектирования);

р – плотность нефти или нефтепродукта, кг/м 3

2. Определяем расчетный диаметр нефтепровода:

(2)

Где w – скорость течения нефти, м/с (w = 1,5:2,0 м/с; принята теоретически

q – секундная пропускная способность (расход), м 3 /с.

3. В соответствии стабл.1 (приложение № 1) принимаем D трубопровода;

Принимаем – предел прочности для данного трубопровода из табл. № 1 (приложение);

Коэффициенты k1 = 1,47; m = 0,75; kн = 1; n1 = 1,1 (см. формулы)

(3)

Где p – рабочее давление;

Dн – наружный диаметр трубы;

n1 — коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе принимаем

n1 = 1,2 – при постоянных нагрузках (давление грунта) и воздействие кратковременных сосредоточенных нагрузок (пропуск очистных устройств, воздействие ветра, обледенение);

n1 = 1,15 – для нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»;

n1 = 1,1 – во всех остальных случаях;

R1 – расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений

(4)

R H 1 – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, равное минимальному пределу прочности δвр;

m — коэффициент условий работы трубопровода:

(m = 0,9 для трубопроводов I и IV кат.; m = 0,75 для трубопроводов I и II кат.;

m = 0,6 – для трубопроводов кат.В)

k1 – коэффициент надежности по материалу: из табл. 1

kн = — коэффициент надежности, зависящий от d нефтепродуктопровода ( для 1000 мм, кН = 1, Dн 1200 мм, КН = 1,05, для Dн £ 1400 мм, Кн = 1,1.)

4. Определяем расчетное сопротивление металла по формуле:

(5)

= 255,1 МПа

5. Необходимая толщина стенки по формуле:

(6)

= 6,12 мм

В соответствии с табл.1 (основные характеристики электросварочных труб) используем трубы D = 529 мм (δ = 8 мм), тогда Dвн = 513 мм.

6. Находим среднюю скорость течения нефти:

(7)

= 1,457 м/с

7. Вычисли первое переходное число Рейнольдса при при эквивалентной шероховатости новых, чистых труб kэ = 0,015 мм относительная шероховатость:

(8)

И переходное число Рейнольдса по формуле:

(9)

Где ε = – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость kэ (табл. Приложение эквивалентная шероховатость труб и диаметр).

8. Находим число Re при движении нефти по трубопроводу по формуле:

= (10)

Где v, η соответственно кинематическая вязкость и коэффициент динамической вязкости нефтепродукта.

Имеем турбулентный режим в зоне гидравлически гладкого трения.

9. По формуле Блазиуса вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления:

(11)

10. Гидравлический уклон – есть потеря напора на трение на единицу длины трубопровода:

(12)

11. Потери на трение для всего трубопровода:

(13)

12. Полная потеря напора по формуле (при условии, что потери на местные сопротивления составляют 30 м (около 1% от потерь на трение) составит:

Δz = z2 – z1 ; z1, z2 – геодезические отметки соответственно начала и конца трубопровода.

H = 3050,5 + 30 – 125,5 = 2955 м

Читайте также:  Водопроводные трубы стальные диаметр 350

13. Напор, развиваемый одной насосной станцией:

При выборе p1 и p2 ( давлений) руководствуются рабочими характеристиками основных и подпорных насосов.

14. Необходимое число насосных станций (1 эксплуатационный участок)

(15)

= 4,76

Источник

РД 39-0147103-351-86 Методика определения и введения поправок на массу брутто нефти, измеряемую на автоматизированных узлах учета нефти при учетно-расчетных операциях между предприятиями Миннефтепрома

Министерство нефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору,
подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов
(ВНИИСПТнефть)

первым заместителем министра

В. Ю. Филановским

22 июля 1986 года

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ВВЕДЕНИЯ ПОПРАВОК
НА МАССУ БРУТТО НЕФТИ, ИЗМЕРЯЕМУЮ НА
АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ УЗЛАХ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ
УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ МЕЖДУ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ МИННЕФТЕПРОМА

Руководящий документ РД 39-0147103-351-86 «Методика определения и введения поправок на массу брутто нефти, измеряемую на автоматизированных узлах учета нефти при учетно-расчетных операциях между предприятиями Миннефтепрома».

РАЗРАБОТАН Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (разработчики — А.Г. Гумеров, В.Г. Володин, Н.М. Черкасов, Э.Г. Любарская, A . А. Дворяшин, А. В. Безрук, Р. Ф. Гизатуллина, Ф. Ш. Хайдарова, Н. И. Безногова);

Специализированным Управлением пуско-наладочных работ (разработчики — И. С. Микасян, Е. Ю. Сементовская);

Объединенным диспетчерским Управлением Главтранснефти (разработчики — Н. А. Сафонов, Ю. В. Романенко);

Уфимским нефтяным институтом Минвуза РСФСР (разработчики — И. Р. Байков).

СОГЛАСОВАН Казанским филиалом Всесоюзного ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательского института физико-технических и радиотехнических измерений (КВ ВНИИФТРИ) Госстандарта.

В связи с ограниченным тиражом институт ВНИИСПТнефть разрешает заинтересованным организациям размножение данного документа.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ВВЕДЕНИЯ ПОПРАВОК НА МАССУ БРУТТО НЕФТИ, ИЗМЕРЯЕМУЮ НА АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ УЗЛАХ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ МЕЖДУ ПРЕДПРИЯТИЯМИ МИННЕФТЕПРОМА

Вводится взамен
РД 39-30-1238-85 «Временной методики
определения и введения поправок на
массу брутто нефти, измеряемую на
автоматизированных узлах учета нефти
при учетно-расчетных операциях между
предприятиями Миннефтепрома»

Срок введения установлен с 1.10.86 г.

Срок действия до 1.10.88 г.

Настоящий руководящий документ (в дальнейшем — РД) устанавливает порядок определения и введения поправок на результат измерения массы брутто нефти (в дальнейшем — поправок), учитывающих режим работы, свойства перекачиваемой нефти, различия термодинамических условий определения объема и плотности нефти при учетно-расчетных операциях на узлах учета нефти (в дальнейшем — УУН).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Значение массы нефти при учетно-расчетных операциях на узлах учета определяют в соответствии с «Инструкцией по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях» МИ 275-83 (РД 39-5-770-82) с учетом поправок, вводимых, настоящим РД на массу брутто нефти.

1.2. Определение поправочных множителей и введение поправок в соответствии с настоящим РД производится представителями предприятий поставщика и покупателя ежесменно. Поправочные множители и величина поправки вносятся в журнал регистрации (приложение 1), поправка учитывается при составлении акта приема-сдачи нефти.

1.3. Контроль определения поправочных множителей и введения поправок осуществляется представителями треста «Спецнефтеметрология» (базовой организацией по метрологическому обеспечению учета нефти в отрасли) ежеквартально и при возникновении разногласий с составлением акта (приложение 2).

1.4. При определении массы брутто должны быть учтены необходимые поправки на результат измерения массы брутто нефти по давлению, температуре нефти, содержанию в ней свободного газа.

При определении плотности нефти в химлаборатории по отобранной пробе необходимо учитывать также поправку на возникающую при этом систематическую погрешность, связанную в первую очередь с испарением легких фракций из отобранной пробы нефти.

1.5. Действия оперативного персонала и ответственность за расчет и введение поправок должны быть оговорены в инструкции по эксплуатации узла учета.

1.6. Для контроля наличия и измерения количества свободного газа в нефти УУН должен быть оборудован приборами типа ИФС-1 и УОСГ-100М. Индикатор фазового состояния ИФС-1 должен быть установлен на приеме насосов внешней откачки. Прибор УОСГ-100М должен быть установлен в блоке контроля качества (БКК) в соответствии со схемой, приведенной в рекомендуемом приложении 3.

1.7. При отборе нефти на преобразователь плотности и УОСГ-100М должны обеспечиваться одинаковые скорости течения в трубопроводе в месте отбора и входных патрубках пробозаборного устройства, выполненного по ГОСТ 2517-80.

Читайте также:  Замерзла труба с водой как узнать какая

Контроль изокинетичности отбора пробы нефти осуществляется с помощью расходомера, установленного в БКК (см. схему приложения 3). Рекомендуемое соотношение расходов нефти через систему отбора и в трубопроводе для обеспечения изокинетических условий приведено в приложении 4.

1.8. Измерение температуры и давления нефти, проходящей через ТПР, производится на выходном коллекторе УУН.

1.9. Измерение температуры и давления нефти, проходящей через преобразователь плотности, производится в БКК на выходе плотномера.

1.10. Для измерения давления и температуры используются манометры класса точности 1,5 и ртутные термометры с ценой деления 0,1 ° С.

1.11. На межповерочном интервале должен осуществляться периодический контроль коэффициентов преобразования ТПР в соответствии с приложением 6.

2. ВВЕДЕНИЕ ПОПРАВОК НА РЕЗУЛЬТАТ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ БРУТТО НЕФТИ

2.1. Порядок определения массы брутто нефти на автоматизированном узле учета при отсутствии свободного газа в нефти.

2.1.1. Массу брутто ( M бр. сч. ) нефти определяют по показаниям вторичных приборов измерения или результатам регистрации на цифропечатающем устройстве (ЦПУ) в соответствии с п. 2.1 МИ 275-83.

2.1.2. В результат измерений по п. 2.1.1 должна быть введена поправка, учитывающая различие термодинамических условий в преобразователе плотности и ТПР. Поправка вводится со знаком, полученным в результате вычислений, т.е. может складываться с измеренным значением массы брутто или вычитаться из него:

(1)

где Мбр — значение массы брутто с учетом поправок, т;

ΔМ — поправка на измеренное значение массы-брутто, т;

К Σ — суммарный поправочный множитель;

F — коэффициент сжимаемости нефти,

F = 1,0 × 10 -3 МПа -1 ;

β — объемный коэффициент термического расширения, значения β представлены в приложении 5.

Рпл , Ртпр — среднесменные значения давления нефти соответственно в преобразователе плотности и ТПР, МПа;

t пл , t тпр — среднесменные значения температуры нефти соответственно в преобразователе плотности и ТПР, °С.

2.1.3. Среднесменные значения температуры и давления вычисляются по данным измерений Pi , ti через 2 часа по формулам

(2)

n — общее число измерений за смену.

Поправки на давление и температуру учитываются в случаях, если среднее значение разности давлений и температур в ТПР и плотномере в процессе работы узла учета равно или превышает 0,3 МПа и 0,5 °С соответственно.

2.1.4. Текущий контроль работоспособности преобразователя плотности производится в соответствии с «Методикой контроля работоспособности преобразователя плотности в условиях эксплуатации».

В случае несоблюдения условий достоверности измерений преобразователя плотности, оговоренных в разделе 6 указанной методики, определение массы брутто нефти за соответствующий период производится по п. 2.2. настоящего РД.

2.2. Порядок определения массы брутто нефти при отключении преобразователя плотности из-за отказа или наличия в нефти свободного газа.

2.2.1. При отказе автоматического плотномера, а также при обнаружении в нефти свободного газа массу брутто нефти Мбр определяют расчетным путем по формуле

К Σ = FP + K ρ , (3)

где Vt — измеренный объем нефти при рабочей температуре на узле учета, м 3 ;

ρ л t — плотность нефти по данным аналитической лаборатории, приведенная к температуре t тпр на узле учета, т/м 3 ;

K ρ — поправочный множитель, вводимый при измерении плотности в аналитической лаборатории, определяется по методика приложения 7;

Р — давлении (избыточное) в ТПР, M Па;

δ сг — содержание свободного газа в нефти при рабочем давлении, % учитывается при δ сг ³ 0,1 %.

2.2.2. Содержание свободного газа определяют 1-2 раза за смену, но не менее трех раз за сутки, а также непосредственно после появления сигнала с ИФС.

Плотность нефти определяют путем лабораторного анализа по ГОСТ 3900-85 с учетом рекомендаций, представленных в приложении 8.

2.3. Поправочные множители вычисляют и округляют до пяти знаков после запятой, значение суммарного поправочного множителя округляют до четырех знаков после запятой, поправку — до целых значений тонн.

2.4. Примеры исправления результата измерения массы брутто нефти путем введения поправок приводятся в справочном приложении 9. В справочных приложениях 10 и 11 приведены методика и примеры расчета суммарной погрешности автоматизированного УУН при подсчете массы брутто нефти с учетом поправок.

Источник