Практическая работа №7. Определение положения места утечки на трассе нефтепровода

Общие сведения

Одним из наиболее простых способов обнаружения крупных утечек при полном или частичном разрыве трубопровода является метод, основанный на построении линий гидравлического уклона и измерении расхода. При повреждении трубопровода расход на участке до места истечения будет больше, чем на участке после места аварии на величину утечки. Поэтому значение гидравлического уклона до места разрыва будет больше, чем после него. Проекция точки пересечения линий гидравлического уклона на профиль трассы трубопровода будет указывать на место аварии (рис.).

Рис. Изменение давления по длине линейного участка трубопровода в зависимости от интенсивности утечки

Цель.Согласно своему варианту, провести вынос на профиль места протечки.

Задачи.По приведенным ниже формулам произвести расчет положения точки протечки на профиле трассы. Для расчета конечного гидравлического уклона i₂ и конечного давления P₂ , учитывать, что средняя скорость нефти на конечном пункте w _к и ее давление P₂ на конечном пункте составляют 65% от тех значений, которые должны быть без нарушения целостности трубопровода.

Порядок вычислений.

Координаты места утечки в случае повреждения линейной части магистрального трубопровода можно определить и расчетным путем из уравнения баланса давлений

, (1)

где Р₁, Р₂ – давление соответственно в начале и конце участка трубопровода;

– плотность перекачиваемой жидкости;

g – ускорение свободного падения;

L_У – длина участка;

х – расстояние от начала участка до места утечки;

Dz – разность геодезических отметок конца и начала участка трубопровода.

Решая (1) относительно х, найдем расстояние до места повреждения трубопровода

. (2)

Величины i_{1 и} P₁ известны по предыдущим расчетам. В качестве пункта «С» принимается начальный пункт, в качестве пункта «С+1» принимается конечный пункт (см. рис.). Соответственно, на перпендикуляр напора в начале трассы откладывается напор, образуемый насосными агрегатами всех НПС.

Расчет давления P₁ = B₁ (ситуация «нефтепровод без протечки») определяется по формулам (3) и (4):

h_к=Р₂/(ρg)_, (3)

откуда

Р₂ = h_к ρ g_, (4)

h_к - требуемый конечный напор, то есть напор в конце трубопровода, необходимый по условиям перекачки, м
где Р₂ – требуемое конечное давление, то есть давление в конце трубопровода, необходимое по условиям перекачки, Па

ρ – плотность нефти или нефтепродукта, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с² .

Вспомним, что гидравлический уклон, i определяется по формуле:

, где D – внутренний диаметр трубы [м]; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу [м/с]; l – коэффициент гидравлического сопротивления.

Литература

1. Караев М.А., Азизов А.Г., Рагимов А.М., Рзаева Г.Г. Работа центробежных насосов на вязких жидкостях / Учебное пособие. Баку, 2005. – С.175

2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела – Уфа. ООО "ДзайнПолиграфСервис», 2005.- 528 с.

3. Коршак А. А., Коробков Г.Е, Обеспечение надежной работы магистральных нефтепродуктопроводов: Учеб. пособие. — Уфа: УНИ, 1993. —148 с.

4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.

Приложение 1.

Кинематическая вязкость сахалинских нефтей в зависимости от температуры, сСт (мм²/с)

Температура ˚С	Нефть
Эхабинская товарная	Колендо	Тунгусская	Нельма	Кыдыланьи	Мухто, пласт ЖЗ	Мухто, пласт И
	7,70	11,46	4,47	16,64	5,87	6,87	5,66
	5,79	8,42	3,48	7,84	4,47	5,22	4,39
	4,55	6,95	2,92	6,21	3,66	4,26	3,67
	3,64	5,73	2,48	4,80	2,92	3,43	2,98

Плотность сахалинских нефтей в зависимости от температуры, кг/м³

Температура ˚С	Нефть
Эхабинская товарная	Колендо	Тунгусская	Нельма	Кыдыланьи	Мухто, пласт ЖЗ	Мухто, пласт И
	869,5	872,4	861,4	880,9	864,1	870,2	843,9
	862,6	865,7	854,6	874,3	857,2	863,5	836,8
	856,2	859,0	847,7	867,7	850,3	856,8	829,7
	849,3	852,3	840,8	861,1	843,4	850,0	822,5

Приложение 2. Технические характеристики нефтяных магистральных и подпорных насосов

Типоразмер насоса	Исполнения ротора	Число ступеней	Номинальный режим	Диаметр рабочего колеса D2, мм	Ширина лопатки рабочего колеса b2, мм	Коэффициент быстроходности ns	Диаметр входного патрубка dвх., мм
Подача Q	Напор Н, м	Допустимый кавитационный запас Δhдоп.в., м	Частота вращения n, об/с (об/мин)
м3/ч	м3/с
НМ 1250-260	1,0			0,347			50(3000)
	0,7			0,25			50(3000)
НМ 2500-230	1,0			0,694			50(3000)		36,2
	0,7			0,5
	0,5			0,347
НМ 3600-230	1,0			1,0			50(3000)
	0,7			0,694
	0,5			0,5
НМ 5000-210	1,0			1,389			50(3000)
	0,7			0,972
	0,5			0,694
НМ 7000-210	1,0			1,944			50(3000)
	0,7			1,389
	0,5			0,972
НМ10000-210	1,0			2,778			50(3000)
	0,7			1,944
	0,5			1,389
НПВ1250-60				0,347		2,2	25(1500)			105,8
НПВ2500-80				0,694		3,2	25(1500)			120,6
НПВ3600-90				1,0		4,8	25(1500)			132,5
НПВ5000-120				1,389		5,0	25(1500)			125,8

Приложение 3. Технические характеристики центробежных насосов