Адрес: 105678, г. Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 55 (Карта проезда)
Время работы: ПН-ПТ: с 9.00 до 18.00, СБ: с 9.00 до 14.00

Гидравлический расчет магистрального газопровода: 2 Основные формулы для гидравлического расчета газопровода

Содержание

Технологический расчет магистрального — Курсовая работа

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Дагестанский государственный технический университет»

Кафедра «ЭиООТиХГиПП»

Курсовая работа

по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и газа»

Технологический расчет магистрального

газопровода

                                    Выполнил: студент

                            Группы: ЗГ-42

                               Гаджиев Камиль

                                                       Проверил: ст. пр. Давудов И.А

Махачкала 2018

Содержание

Введение        3

1. Определение исходных расчетных данных        5

1.1 Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода        5

1.2 Расчет свойств перекачиваемого газа        6

1.

3 Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС        8

1.4 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями        11

2. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС        18

Заключение        24

Список использованной литературы:        25


Введение

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км.

Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой — исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.

Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (от 6 до 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе.

Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов). Остальное приходится на электрический и поршневой виды привода.

В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.


1. Определение исходных расчетных данных

Выполнить расчет магистрального газопровода для перекачки Qг = 26 млрд. м3/год протяженностью L = 370 км. По газопроводу транспортируется газ следующего состава:

Компонент

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

СО2

N2

Объемная доля, %

97,2

0,120

0,010

0,010

0,100

2,56

5.

Расчет внутридомового газопровода. Газоснабжение района города

Похожие главы из других работ:

Гидравлический расчет теплоэнергетического агрегата

1. Гидравлический расчет газопровода высокого давления

Давление газа в конце участка длиной меньше, чем в начале из-за потерь на трение и определяется из выражения: (3.1) Если скорость газа выразить через расход V (3.2) а также ввести постоянные значения =101325 Па и = 273,15 К, то выражение (3…

Конструктивный расчёт общезаводского газопровода

3. Гидравлический расчет межцехового газопровода низкого давления

Из расчетной схемы видно, что расчетный расход газа Vдо ГРП убывает в направлении от первого к последнему рассматриваемому участку. Соответственно…

Конструктивный расчёт общезаводского газопровода

4.1 Гидравлический расчет газопровода среднего давления (от ввода до ГРП)

При подборе диаметра газопровода на участке до ГРП особых ограничений по перепаду давлений нет. Однако с целью поддержания максимальной скорости газа и экономии металла будем выбирать минимально возможный диаметр…

Обслуживание и ремонт оборудования компрессорной станции №14 «Приводино»

2.3 Гидравлический расчет газопровода

Произведем расчет для двух диаметров: 1220мм, 1020мм. Определим часовую производительность газопровода , млн.м3/сут, при стандартных условиях (293 К и 0,101325 МПа). , (2.10) где kн — оценочный коэффициент пропускной способности газопровода…

Обслуживание и ремонт оборудования компрессорной станции №14 «Приводино»

2.4 Расчет толщины стенок труб газопровода

Для газопровода выбираем сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву…

Проект газоснабжения микрорайона

2.4 Гидравлический расчет газопровода низкого давления

Цель гидравлического расчета наружного газопровода низкого давления — определение диаметров газопроводов, подводящих газ потребителям. Диаметры должны быть такими…

Проект строительства котельной мощностью 4 МВт

7. Расчет газопровода котельной

Топливом для проектируемой котельной является природный газ. Котел КВСр- 0.8К/1,0Гс оборудован газовой блочной горелкой, номинальной тепловой мощностью 1,1 МВт. Расход природного газа на один котел 120 мі/ч…

Проектирование газораспределительной станции

1.Механический расчет газопровода-отвода.

.Расчет толщины стенки: Где — коэффициент перегрузки; ; — рабочее (нормативное давление), МПа; — наружный диаметр газопровода…

Проектирование и эксплуатация магистрального газопровода

3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОПРОВОДА

Проектирование распределительного газопровода среднего давления района поселка Урдома Ленского района Архангельской области

3. Гидравлический расчет газопровода среднего давления в районе поселка Урдомы

В данном дипломном проекте выполнен гидравлический расчет для 250 жилых квартир. При этом предполагается установка во всех жилых домах газовых четырех конфорочных плит ПГ-4 и настенных двухконтурных газовых котлов Baxi ECO Home 24F мощностью 24 кВт…

Разработка технологии сооружения поселковых газопроводов из полиэтиленовых труб на давление p = 0,003 МПа, диаметр 110 мм, глубина заложения 1,5 м, трубопроводы подвода газа к дому диметром 25 мм (28 домов)

2 Расчет газопровода на прочность и устойчивость

Расчет параметров газопровода

3.. Гидравлический расчет межцехового газопровода низкого давления

Из расчетной схемы видно, что расчетный расход газа Vдо ГРП убывает в направлении от первого к последнему рассматриваемому участку. Соответственно…

Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ

— технологический расчет магистрального газопровода;

— система централизованного контроля и управления…

Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ

2.
Технологический расчет магистрального газопровода

Исходные данные для расчета: материал труб — сталь Ст.2; коэффициент сжимаемости — 0,93; температура грунта на глубине укладки — (-1) оС; производительность газопровода Q=0,91 млрд. м3/год; давление газа Р=5,6 МПа; длина газопровода — 600 км; состав газа: СН4 — 91…

Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической коррозии

2.3 Эксплуатация внутридомового газового оборудования

Эксплуатация внутридомового газового оборудования состоит из приёмки газового оборудования и профилактического обслуживания и ремонта. Приемка газового оборудования состоит из: внешний осмотр газовой сети…

Гидравлический расчет простых трубопроводов

6.5. Гидравлический удар

Гидравлическим ударом называется резкое повышение давления, возникающее в напорном трубопроводе при внезапном торможении потока рабочей жидкости. Этот процесс является очень быстротечным и характеризуется чередованием резких повышений и понижений давления, которое связано с упругими деформациями жидкости и стенок трубопровода. Гидравлический удар чаще всего возникает при резком открытии или закрытии крана или другого устройства, управляемого потоком.

Пусть в конце трубы, по которой движется жидкость со скоростью υ0, произведено мгновенное закрытие крана (рис. 6.10, а).

Рис. 6.10. Стадии гидравлического удара

При этом скорость частиц, натолкнувшихся на кран, будет погашена, а их кинетическая энергия перейдет в работу деформации стенок трубы и жидкости. При этом стенки трубы растягиваются, а жидкость сжимается в соответствии с увеличением давления на величину Δ

Pуд, которое называется ударным. Область (сечение n — n), в которой происходит увеличение давления, называется ударной волной. Ударная волна распространяется вправо со скоростью c, называемой скоростью ударной волны.

Когда ударная волна переместится до резервуара, жидкость окажется остановленной и сжатой во всей трубе, а стенки трубы — растянутыми. Ударное повышение давления распространится на всю длину трубы (рис. 6.10, б).

Далее под действием перепада давления ΔPуд частицы жидкости устремятся из трубы в резервуар, причем это течение начнется с сечения, непосредственно прилегающего к резервуару. Теперь сечение

n-n перемещается обратно к крану с той же скоростью c, оставляя за собой выровненное давление P0 (рис. 6.10, в).

Жидкость и стенки трубы предполагаются упругими, поэтому они возвращаются к прежнему состоянию, соответствующему давлению P0. Работа деформации полностью переходит в кинетическую энергию, и жидкость в трубе приобретает первоначальную скорость υ0, но направленную теперь в противоположную теперь сторону.

С этой скоростью весь объем жидкости стремится оторваться от крана, в результате возникает отрицательная ударная волна под давлением P0 — ΔPуд, которая направляется от крана к резервуару со скоростью c, оставляя за собой сжавшиеся стенки трубы и расширившуюся жидкость, что обусловлено снижением давления (рис. 6.10, д). Кинетическая энергия жидкости вновь переходит в работу деформаций, но противоположного знака.

Состояние трубы в момент прихода отрицательной ударной волны к резервуару показано на рис. 6.10, е. Так же как и для случая, изображенного на рис. 6.10, б, оно не является равновесным. На рис. 6.10, ж, показан процесс выравнивания давления в трубе и резервуаре, сопровождающийся возникновением движения жидкости со скоростью υ0.

Очевидно, что как только отраженная от резервуара ударная волна под давлением ΔP уд достигнет крана, возникнет ситуация, уже имевшая место в момент закрытия крана. Весь цикл гидравлического удара повторится.

Протекание гидравлического удара во времени иллюстрируется диаграммой, представленной на рис. 6.11, а и б.

Штриховыми линиями показано теоретическое изменение давления у крана в точке А, а сплошной действительный вид картины изменения давления по времени (рис. 6.11, а). При этом затухание колебаний давления происходит за счет потерь энергии жидкости на преодоление сил трения и ухода энергии в резервуар.

Если давление P0 невелико (P0 P уд), то картина изменения амплитуды давления получается несколько иная, примерно такая, как показано на рис. 6.11, б.

Рис. 6.11. Изменение давления по времени у крана

Повышение давления при гидравлическом ударе можно определить по формуле

ΔPуд = ρυ0c

Данное выражение носит название формулы Жуковского. В нем скорость распространения ударной волны c определится по формуле:

где r — радиус трубопровода;
E — модуль упругости материала трубы;
δ — толщина стенки трубопровода;
K — объемный модуль упругости (см. п.1.3)

Если предположить, что труба имеет абсолютно жесткие стенки, т.е. E = , то скорость ударной волны определится из выражения

Для воды эта скорость равна 1435 м/с, для бензина 1116 м/с, для масла 1200 — 1400 м/с.

6.6. Изменение пропускной способности трубопроводов в процессе их эксплуатации

При проектировании напорных трубопроводов следует учитывать, что их пропускная способность в период эксплуатации снижается (например, для водопроводных труб до 50% и даже ниже). Вследствие коррозии и образования отложений в трубах (инкрустации), шероховатость труб увеличивается. Это можно оценить по формуле:

kt = k0 + αt

где k0 — абсолютная шероховатость для новых труб, (мм),
kt — шероховатость через t лет эксплуатации,
α — коэффициент характеризующий быстроту возрастания шероховатости (мм/год).

Таблица 6.1

Проверить себя ( Тест )

Наверх страницы

Управляемый данными расчет гидравлики сети трубопроводов природного газа

Gaochen Cui получил B.S. и М.С. получил степень в области электротехники в Тяньцзиньском университете, Тяньцзинь, Китай, в 2016 и 2019 годах. В настоящее время он получает степень доктора философии. степень в области науки и техники в области автоматизации и управления в Университете Цинхуа, Пекин, Китай. Его исследовательский интерес включает неинтрузивный мониторинг нагрузки, глубокое обучение и обучение с подкреплением.

Цин-Шань Цзя (S’02–M’06–SM’11) получил B.С. и доктор философии. получил степень в области науки и техники в области автоматизации и управления в Университете Цинхуа, Пекин, Китай, в 2002 и 2006 годах соответственно. Он был приглашенным научным сотрудником Гарвардского университета, Кембридж, Массачусетс, США, Гонконгского университета науки и технологий, Гонконг, и Массачусетского технологического института, Кембридж, Массачусетс, США, в 2006, 2010 и 2013 годах соответственно. В настоящее время он является адъюнкт-профессором Центра интеллектуальных и сетевых систем факультета автоматизации Пекинского национального исследовательского центра информационных наук и технологий Университета Цинхуа.Его текущий исследовательский интерес — оптимизация кибер-физических энергетических систем.

Xiaohong Guan (M’93–SM’95–F’07) получил B.S. и М.С. степени в области инженерии управления Университета Цинхуа, Пекин, Китай, в 1982 и 1985 годах, соответственно, и докторскую степень. получил степень в области электротехники в Университете Коннектикута, Сторрс, Коннектикут, США, в 1993 году.

Он был старшим инженером-консультантом в PG&E, Сан-Франциско, Калифорния, США, с 1993 по 1995 год. наук, Гарвардский университет, Кембридж, Массачусетс, США, с 1999 по 2000 год.С 1995 года он работает в Институте системной инженерии Сианьского университета Цзяотун, Сиань, Китай, и в 1999 году был назначен профессором системной инженерии в Чунг-Конге, а в 2008 году — деканом Школы электронной и информационной инженерии. С 2001 года он также работает в Центре интеллектуальных и сетевых систем Университета Цинхуа, где с 2003 по 2008 год занимал должность начальника отдела автоматизации. Он является академиком Китайской академии наук, Пекин.Его исследовательские интересы включают оптимизацию электроэнергетических и энергетических систем, рынков и киберфизических систем, таких как интеллектуальные сети и сенсорные сети.

Доктор Гуан работает редактором журнала IEEE TRANSACTIONS ON SMART GRID.

Цин Лю получил B.S. и М.С. в 1985 и 1992 годах окончила Чунцинский архитектурно-строительный институт, Чунцин, Китай, по специальности «Городская газовая инженерия». Она является менеджером отдела планирования Диспетчерского центра Beijing Gas Group Ltd., Пекин, Китай. Область ее научных интересов включает дистанционное управление регулирующей станцией, прогнозирование газовой нагрузки, интенсификацию работы газовой сети и интеллектуальное диспетчерское управление газом.

© 2020 Автор(ы). Опубликовано Elsevier B.V.

%PDF-1.4 % 1 0 объект >поток iText 4.2.0 от 1T3XT2022-03-05T19:13:16-08:002018-01-09T18:37:11+03:00dvips(k) 5.991 Copyright Radical Eye Software, 20112022-03-05T19:13:16-08: 00uuid:754647b2-f7ae-11e7-0000-8915a583f372018-01-09T18:37:11+03:00uuid:754647b2-f7ae-11e7-0000-8915a583f372018-01-09T18:37:18u+03:fae-bd-09:37:18u+03:fae-b-d09:37:11u+03: 4d72-b72c-82ec3fdf6331

  • сохраненоxmp.iid:8E3D5689B57AE811A1548C0B9BA3BCC
      -06-28T14:57:55+05:30Adobe Bridge CS6 (Windows)/метаданные заявление/pdf
    • Курбатова Галина Ибрагимовна
    • Ермолаева Надежда Николаевна
    • Филиппов Василий Борисович
    • конечный поток эндообъект 2 0 объект > эндообъект 3 0 объект >поток xXɎ7W,[email protected]çK)U*,a{5U-Q꧝,}3%}Мм. [:5%9klD K16 ip{w2%c]AqH׉3][email protected]:r1lϛugt2=Zֽ_}qG @)W»@Q5″AFk[eeвязкаS(4l21B>=,ƂIXJ(il,’.] $dǟKҌ&

      Определение коэффициента гидравлического сопротивления нефтепровода

      1. Введение

      Трубопроводный транспорт является основным способом доставки нефти потребителям.Пропускная способность трубопровода определяется технологическими режимами и гидравлическими потерями при перекачке нефти (Алиев и др. , 1988)., 2002). Изменение температуры масла за счет теплообмена с окружающей средой вызывает увеличение вязкости и увеличение гидравлического сопротивления трубопровода. Шероховатость внутренней поверхности трубопровода изменяется в зависимости от эксплуатации трубопровода. Все это приводит к изменению коэффициента гидравлического сопротивления. Эти процессы наиболее интенсивно протекают в случаях более эффективного использования технологических режимов эксплуатации трубопровода.

      Для определения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода используется большое количество эмпирических формул (Akers et al. , 2006; Альтшуль, 1982; Коулбрук, 1939 год; Колбрук и Уайт, 1937; Идельчик, 1992; Морозова и Коршак, 2007; Мансон и др., 2006 г.; Шлихтинг, 1974; Тугунов и др., 2002).

      Применение уравнения Коулбрука имеет трудности при гидравлических расчетах трубопроводов. Бркич (2011) провел обзор существующих явных аппроксимаций и построил алгоритм вычисления уравнения Коулбрука. Показано, что большинство имеющихся аппроксимаций формулы Коулбрука (включая формулу Альтшуля) точны с разницей в несколько процентов.

      Бркич и Пракс (2019), (Пракс и Бркич, 2020) показали способ построения точных и эффективных приближений уравнения Коулбрука. Использование сдвинутой W-функции Ламберта, также известной как омега-функция Райта, позволило ускорить расчеты и получить данные с относительной погрешностью от 0,0096% до 0,000024%.

      Свами (1993) рассмотрел поток горячей сырой нефти в подводном нефтепроводе. По мере продвижения потока горячая сырая нефть постепенно охлаждается, увеличивая вязкость и гидравлическое сопротивление. При охлаждении сырой нефти режим течения может изменяться с турбулентного на ламинарный. Получено унифицированное уравнение коэффициента гидравлического сопротивления, действующего как при ламинарном, так и при турбулентном течении подводных нефтепроводов.

      Бркич и Пракс (2018) представили новую единую формулу для ньютоновских жидкостей, действительную для всех режимов течения в трубе от ламинарного до полностью турбулентного.

      Эта формула следует изогнутой форме кривых, полученных в экспериментах Никурадзе, а не монотонной форме, предложенной Коулбруком и Уайтом.В единой формуле используются функции переключения и взаимозаменяемые формулы для ламинарного, переходного и полностью турбулентного режимов течения.

      Айда-Заде и Кулиев (2016) рассмотрели подход к определению коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода с использованием конечномерной задачи оптимизации.

      Савич и др. (2009) исследовали температурную зависимость влияния вязкости на величину коэффициента гидравлического сопротивления.

      Жолобов (2019) представил численный метод идентификации гидравлической модели трубопровода.Жолобов (2019) установил структурную зависимость от параметров для расчета потерь на трение в напорных трубопроводах на основе экспериментальных данных. Предложен алгоритм численного расчета, позволяющий восстановить значения параметра конструктивной зависимости коэффициента гидравлического сопротивления.

      В настоящее время внедрение системы SCADA позволило напрямую контролировать состояние магистрального трубопровода. В режиме реального времени возможен сбор данных о работе технологического оборудования, блокировок клапанов, регуляторов давления и режимах перекачки нефти.Датчики системы SCADA измеряют скорость потока, давление, температуру масла и грунта. Фактические данные системы SCADA могут быть использованы для определения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода.

      В данной работе предложена методика определения коэффициента гидравлического сопротивления с использованием фактических данных системы SCADA и результатов теплогидравлических расчетов программы SmartTranPro (Бейсембетов и др. , 2020).

      2. Математическая модель

      Рассматривается участок подземного трубопровода длиной L и внутренним диаметром D 1 (см. рисунок 1).Датчики SCADA позволяют определять фактические данные при перекачке нефти (расход, давление, температура) на участке магистрального трубопровода.

      Поток нефти считается ньютоновской жидкостью. Длина трубопровода L измеряется в километрах, а диаметр измеряется в метрах (D 1 ≪L). Следовательно, можно применить одномерную модель.

      Рис. 1. Схема участка трубопровода

      Уравнение неразрывности потока: (1) ∂ρ∂τ+∂ρu∂x=0(1)

      Уравнение количества движения потока: (2 ) ρ∂u∂τ+∂p∂x=−ζ(Re,ε)ρuu2D1−ρgsinβ(x)(2)

      Уравнение энергии для потока: (3) ∂t∂τ+u∂t∂ x=−4kρcpD1(t−tw)+ζu32cpD1(3)

      , где p [бар] – давление; u [м/с] – скорость потока; τ[с] – время; x [м] — координата; t [°C] – температура масла; cp[Дж/(кг⋅°С)] – теплоемкость; ζ=ζRe,ε – коэффициент гидравлического сопротивления; Re=ρuD1/µ — число Рейнольдса; k [Вт/(м 2 °С)] – коэффициент теплоотдачи; ε – шероховатость внутренней поверхности трубопровода; t w [°C] – температура почвы; β=β(x) – угол наклона трубопровода.

      Система уравнений (1)–(3) решается при начальных и граничных условиях: (4) τ=0:u(x)=u0,p(x)=p0,t(x)=tw( 4) (5) τ≥0,x=0:u=u0,p=p0,t=t0(5)

      В уравнении (2) коэффициент потери напора ζ определяется сравнением расчетного с фактическими данными системы SCADA. В ламинарном режиме ньютоновской жидкости в соответствии с формулой Пуазейля ζ=64/Re (Schlikhting, 1974) использовалась регрессионная модель: (6) ζ(Re)=aReb(6)

      , где a, b – расчетные коэффициенты.

      Для турбулентного режима в соответствии с формулой Альтшуля (Альтшуль, 1982; Идельчик, 1992) использовалась регрессионная модель: (7) ζ(Re)=a68Re+εb(7)

      где ε= δ/D1 – шероховатость внутренней поверхности трубопровода, a, b – расчетные коэффициенты.

      В классической формуле Альтшуля константы a, b имеют значения a = 0,11, b = 0,25 .

      5. Результаты и обсуждение

      Проведены расчеты определения коэффициента гидравлического сопротивления на магистральных нефтепроводах НПС-3 — Кощагил, Северные Бузачи — Каражанбас, Прорва — Култумиев, Касымов — Большой Чаган.

      5.3. Магистральный нефтепровод Прорва — Култумиев

      Профиль магистрального нефтепровода Прорва — Култумиев находится ниже уровня моря от −24,6 м до −12,3 м (см. рис. 6).

      Длина нефтепровода L = 102,872 км, внутренний диаметр D 1  = 0,514 м, глубина залегания H = 1,47 м, шероховатость внутренней поверхности трубопровода Δ= 1 мм. Плотность нефти при температуре 20 °С составляет ρ20= 868,8 кг/м 3 . Зависимость вязкости масла µ[Па⋅с] от температуры найдена по системе SCADA и выражается следующей формулой: (16) µ(t)=0.0226⋅exp(−0,055⋅t)(16)

      Рис. 6. Профиль магистрального нефтепровода Прорва — Култумиев

      Нефть не содержит парафинов, температура застывания T pp  = -27 °C, что позволяет перекачивать ньютоновскую жидкость при низких температурах. Перекачка происходит при объемных расходах нефти в диапазоне 250–470 м 3 /ч и температурах на выходе из НПС «Прорва» 9–32 °С.

      Система SCADA определяет параметры потока нефти в режиме реального времени по длине трубопровода.По этим данным были рассчитаны значения числа Рейнольдса Re и коэффициента гидравлического сопротивления ζ. Экспериментальные данные Re и ζ обработаны по регрессионной модели и построена зависимость ζ(Re) (см. рис. 7).

      Реальные точки на графике лежат в зоне турбулентного течения (Re > 5000) и описываются модифицированной формулой Альтшуля: (17) ζ=0,1⋅68Re+ε0,25(17)

      Сравнение результатов теплогидравлических расчетов и фактических данных системы SCADA на магистральном нефтепроводе Прорва — Култумиев представлен на рисунке 7.Величина объемного расхода Q = 404,5 м 3 /ч, температура T вых = 9,7 °С на выходе из НПС «Прорва».

      Как видно из рисунка 8 расчетные данные гидравлического напора (верхний график), давления (средний график) практически совпадают с показателями системы SCADA на участке Прорва-Култумиев. Следует отметить, что показатели меток гидронапора, давления и температуры масла стабильны, что свидетельствует о достаточной точности работы датчиков давления и температуры системы SCADA. Рис. трубопровод

      Рис. 7. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления магистрального нефтепровода Прорва—Култумиев от числа Рейнольдса

      Определение коэффициента гидравлического сопротивления нефтепроводаhttps://doi.org/10.1080/23311916.2021.1950303

      Опубликовано в сети:
      20 июля 2021

      5.4. Магистральный нефтепровод Касымов-Большой Чаган

      Профиль магистрального нефтепровода Касымов-Большой Чаган показан на рисунке 9, увеличивается от -25 м на Касымовской НПС до 29.3 м в ЛОДС Большой Чаган.

      Рисунок 9. Профиль магистрального нефтепровода Касымов — Большой Чаган

      Длина нефтепровода L = 400 км, внутренний диаметр D 1 = 1,0 м, глубина залегания H = 1,4 м, трубопровод внутренний шероховатость поверхности Δ= 2 мм. Плотность нефти при температуре 20 °С равна ρ20= 872,4 кг/м 3 . Зависимость вязкости нефтяной смеси µ[Па⋅с] от температуры находится по системе SCADA и выражается следующей формулой: (18) µ(t)=0. 5218⋅exp(−0,097⋅t)(18)

      Смесь масел высоковязкая и высокозастывающая, температура застывания равна Tpp=15°С. Перекачка осуществляется при объемных расходах нефти в диапазоне 1600–2042 м 3 /ч и температурах 45–55 °С на выходе из Касымовской НПС.

      По фактическим данным системы SCADA определены значения коэффициента гидравлического сопротивления ζ и числа Рейнольдса Re. Экспериментальные данные Re и ζ обработаны по регрессионной модели и построена зависимость ζ(Re) (см. рис. 10).

      Определение коэффициента гидравлического сопротивления нефтепроводаhttps://doi.org/10.1080/23311916.2021.1950303

      Опубликовано в сети:
      20 июля 2021

      Рис. 10. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления магистрального нефтепровода Касымов — Большой Чаган от числа Рейнольдса

      Реальные точки на графике лежат в зоне турбулентного течения (Re > 30 000) и описываются уравнением модифицированная формула Альтшуля (см. рис. 10).

      Результаты теплогидравлических расчетов гидравлического напора (верхний график), давления (средний график) и температуры (нижний график) представлены на рисунке 11. Фактические данные системы SCADA показаны черными точками на рисунке 11.

      Как видно из рисунка 11, коэффициент гидравлического сопротивления, определенный по модифицированной формуле Альтшуля, достаточно точно определяет потери гидравлического напора и распределение давления на магистральном нефтепроводе Касымов — Большой Чаган.Рис. Рис. 3 / ч, T из  = 43 °C

      6.Заключение

      1. Идентификация коэффициента гидравлического сопротивления в магистральных нефтепроводах осуществляется путем сравнения результатов теплогидравлических расчетов и фактических данных системы SCADA. В ламинарном режиме получены отличия фактических данных системы SCADA с теоретической формулой Пуазейля коэффициента гидравлического сопротивления. В турбулентном режиме фактические данные системы SCADA описываются модифицированным вариантом формулы Альтшуля.

      2. Методика определения коэффициента гидравлического сопротивления апробирована в ламинарном режиме на магистральных нефтепроводах НПС-3 — Кощагил, Северные Бузачи — Каражанбас и в турбулентном режиме на магистральных трубопроводах Прорва — Култумиев, Касымов — Большой Чаган нефтепроводы. Результаты апробации показали применимость предложенной методики определения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода.

      3. Надежность методики определения коэффициента гидравлического сопротивления показана путем сравнения теплогидравлических расчетов программы SmartTranPro с фактическими данными SCADA-системы.Расчетные данные гидравлического напора, давления и температуры магистральных нефтепроводов НПС-3 — Кощагил, Северные Бузачи — Каражанбас, Прорва — Култумиев, Касымов — Большой Чаган практически совпадают с фактическими данными.

      Т вых  = 9,7 °С

      Рис. 10. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса магистрали Касымов — Большой Чаган нефтепровод

      Гидравлика газопровода (Книга, 2005 г.) [WorldCat.org]

      Содержание: СВОЙСТВА ГАЗА: Масса и вес —
      Объем —
      Плотность, удельный вес и удельный объем —
      Удельный вес —
      Вязкость —
      Идеальные газы —
      Реальные газы —
      Смеси природных газов —
      Псевдокритические свойства от силы тяжести газа —
      Ударопрочность высокосернистого газа и неуглеводородных компонентов —
      Коэффициент сжимаемости —
      Теплотворная способность —
      ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ ИЗ-ЗА ТРЕНИЯ: Уравнение Бернулли —
      Уравнения течения —
      Общее течение уравнение —
      Влияние высоты трубы —
      Среднее давление в сегменте трубы —
      Скорость газа в трубопроводе —
      Скорость эрозии —
      Число Рейнольдса потока —
      Коэффициент трения —
      Уравнение Коулбрука-Уайта —
      Коэффициент передачи —
      Модифицированное уравнение Коулбрука-Уайта —
      Уравнение Американской газовой ассоциации (AGA) —
      Уравнение Веймута —
      Уравнение Панхэндла А —
      Уравнение Панхэндла В —
      Уравнение Института газовых технологий (IGT) —
      Уравнение Шпицгласа —
      Уравнение Мюллера —
      Уравнение Фритцше —
      Влияние шероховатости трубы —
      Сравнение уравнений потока —
      НЕОБХОДИМОЕ ДАВЛЕНИЕ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ: Необходимое полное падение давления —
      Эффект трения —
      Эффект высоты трубопровода —
      Влияние изменения давления нагнетания в трубопроводе —
      Трубопровод с промежуточными впрысками и нагнетаниями —
      Последовательный трубопровод —
      Параллельный трубопровод —
      Установочная петля —
      Градиент гидравлического давления —
      Регуляторы давления и предохранительные устройства арматура —
      Изменение температуры и моделирование газопровода —
      Линейный пакет. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ: Расположение компрессорных станций —
      Гидравлические весы —
      Изотермическое сжатие —
      Адиабатическое сжатие —
      Политропическое сжатие —
      Температура нагнетания сжатого газа —
      Требуемая мощность —
      Оптимальное расположение компрессоров —
      Компрессоры в последовательные и параллельные —
      Типы компрессоров — центробежные и объемные —
      Кривые производительности компрессоров —
      Потери в трубопроводе компрессорной станции —
      Схема компрессорной станции —
      ТРУБОПРОВОДНЫЕ КОНТУРЫ В ОТНОШЕНИИ СЖАТИЯ: Назначение трубопроводного контура —
      Назначение сжатия —
      Увеличение пропускной способности трубопровода —
      Снижение требований к мощности —
      Закольцовывание распределительного трубопровода —
      АНАЛИЗ ТРУБ: Толщина стенки трубы —
      Уравнение Барлоу —
      Толстостенные трубы —
      Вывод уравнения Барлоу — —
      Материал и класс труб —
      Уравнение внутреннего расчетного давления —
      Класс расположения —
      Магистральные клапаны — 902 62 Гидростатическое испытательное давление —
      Расчеты продувки —
      Определение тоннажа трубы —
      ТЕПЛОВАЯ ГИДРАВЛИКА: Изотермическая и термогидравлическая —
      Изменение температуры и моделирование газопровода —
      Обзор отчетов о моделировании —
      АНАЛИЗ ПЕРЕХОДНЫХ УСТРОЙСТВ И ПРИМЕРЫ : Нестационарный поток —
      Тематические исследования —
      КЛАПАНЫ И ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА: Назначение клапанов —
      Типы клапанов —
      Материал конструкции —
      Коды конструкции и конструкции —
      Задвижка —
      Шаровой кран — —
      Пробковый клапан —
      Поворотный клапан —
      Шаровой клапан —
      Обратный клапан —
      Клапан регулирования давления —
      Регулятор давления —
      Предохранительный клапан —
      Измерение расхода —
      Расходомеры —
      Вентури метр —
      Сопло —
      ЭКОНОМИКА ТРУБОПРОВОДА: Компоненты затрат —
      Капитальные затраты —
      Эксплуатационные расходы —
      Определение экономичного размера трубы.

      Трубопроводная гидравлика (Line Pack) — Инженерный журнал APETT

      Линейный пакет

      Трубопровод, особенно в нефтяной и газовой промышленности, используется для транспортировки природного газа от устья добывающей скважины к потребителям (от нескольких до нескольких сотен миль между ними), а также может использоваться для хранения этого газа до и во время транспортировки к потребителям. Следует отметить, что сжимаемость газа позволяет осуществлять временное хранение газа в трубопроводах. Этот метод называется Line Packing, т.е.е., метод, используемый для краткосрочного хранения газа, при котором природный газ сжимается в линиях электропередач, обеспечивая дополнительные объемы газа для удовлетворения ограниченного пикового спроса. Таким образом, с помощью технологии линейной упаковки можно обеспечить устойчивость поставок газа потребителям в случае увеличения потребности в газе или проблем, с которыми сталкивается производитель, расположенный выше по течению.

      Как правило, в трубопроводе для перекачки природного газа газ течет из точки «А» в точку «В». Основные свойства, такие как давление и температура, изменяются по длине трубопровода.В однофазной линии (только газ или только жидкость) объем соответствующей жидкости, содержащейся в трубопроводе заданной длины, представляет собой просто физический объем сегмента трубы. Например, рассмотрим 16-дюймовый газопровод с номинальным размером трубы (NPS) длиной 1 миля. Физический объем газа в этом трубопроводе составит 7000 фут3. Этот объем трубопровода будет представлять собой объем газа на этом 1-мильном участке при фактической температуре и давлении газа. Это также относится к трубопроводам с однофазной жидкостью, например, к трубопроводам для перекачки конденсата.Количество газа, содержащегося в трубопроводе под давлением, измеренное при стандартных условиях (обычно 14,7 фунта на кв. дюйм и 60°F), называется объемом трубопроводной насадки, тогда как для однофазного жидкостного трубопровода «объем набивки» представляет собой просто физический объем трубопровод, так как жидкость несжимаема. Однако в некоторых случаях текучая среда в трубопроводе может испытывать двухфазные явления — частный пример многофазного потока. Это будет объяснено в разделе «Расчет линейной упаковки (многофазный метод)».

      Расчет линейного блока (однофазный метод)

      Рассмотрим отрезок трубы длиной L и внутренним диаметром D с давлением на входе (P1) и температурой (T1), а также давлением на выходе (P2) и температурой (T2), тогда физический объем (Vp) участка трубы определяется выражением уравнение (1):

      Уравнение (1) (Э. Шаши Менон, 2005)

      Этот объем представляет собой объем газа (при условии однофазного пара) при давлениях и температурах в диапазоне от P1, T1 (на входном конце) до P2, T2 (на нижнем по потоку конце) длины трубы L с внутренним диаметром D.Рассчитанный объем газа соответствует фактическим условиям, поэтому его необходимо преобразовать в стандартные условия давления (Pb) и температуры (Tb). Применим газовый закон в уравнении (2):

      Уравнение (2) (Э. Шаши Менон, 2005)

      Где Pavg = среднее давление газа в отрезке трубы, Tavg = средняя температура газа в отрезке трубы, Zavg = средний коэффициент сжимаемости газа при Tavg и Pavg, Zb = коэффициент сжимаемости при базовых условиях ~1,00 и Vb = объем трубопроводной насадки в отрезке трубы при стандартные условия.Среднее давление (Pavg) рассчитывается исходя из давлений на входе и выходе, P1 и P2 соответственно, с использованием приведенного ниже уравнения (3). Это уравнение было использовано, поскольку при больших перепадах давления увеличивается процентная ошибка.

      Кроме того, перепад давления изменяется нелинейно, и используемое уравнение может лучше всего представлять расчет P avg . Среднюю температуру (T f ) можно принять как среднее арифметическое температур выше и ниже по потоку T 1 и T 2 соответственно.Этот подход для средней температуры будет точным, только если мы будем рассматривать короткие отрезки трубы. Наконец, коэффициент сжимаемости Z можно рассчитать с помощью уравнения (4). Важно отметить, что этот коэффициент сжимаемости действителен, когда среднее давление газа превышает 100 фунтов на квадратный дюйм. Для средних давлений, меньших или равных 100 фунтов на квадратный дюйм, Z приблизительно равно 1,00. В качестве альтернативы мы можем использовать инженерное программное обеспечение, такое как Aspen HYSYS, для получения Z-значения.

      Уравнение (3 ) (Е.Шаши Менон, 2005)

      Уравнение (4) (Э. Шаши Менон, 2005)

      Где G — плотность газа (воздух = 1)

      Из уравнения (2), решая для линейного пакета V b при стандартных условиях, получаем

      Уравнение (5) (Э. Шаши Менон, 2005)

      Подставляя V p из уравнения (1) в уравнение (5) в выходы

      Уравнение (6) (Э. Шаши Менон, 2005)

      Где V b = линейный пакет в сегменте трубы в стандартных футах 3 , D = внутренний диаметр трубы в футах, L = длина сегмента трубы в футах.

      Поскольку давление и температура в газопроводе неодинаковы по длине, для повышения точности расчетов объем линейного пакета V b рассчитывается для коротких отрезков трубы и суммируется для получения линейного пакета всего трубопровода.

      Можно отметить, что приведенный выше метод расчета выполнен для однофазного пара. Если в трубопроводе присутствует только жидкость, физический объем трубы даст вам объем жидкости в трубопроводе, поскольку эта жидкость несжимаема.См. уравнение (1).

      Двухфазные явления

      В этом обсуждении перед расчетом объема линейной насадки «Только газ или жидкость» в многофазном трубопроводе нам необходимо понять фазовое поведение двухфазного (многофазного) флюида в трубопроводе. Данные фазового поведения, иногда называемые данными давления-объема-температуры (P-V-T), являются важным аспектом инженерных расчетов, особенно трубопроводов. Следовательно, нам нужны точные модели для прогнозирования точности свойств P-V-T, особенно для газа, поскольку это имеет решающее значение для проектирования трубопроводов, хранения газа и измерения газа.Необходимо различать транспортировку «сухих газов» (без жидкости, только пар) и «более влажных газов» (многофазные условия из-за выпадения конденсата), поскольку они могут повлиять на стоимость и/или ожидания поставок производителя и потребителя. .

      При движении газа по трубопроводу давление и температура меняются (кривая P-T), что может привести к образованию жидкой фазы вследствие частичной конденсации газообразной среды. Ретроградное явление, обычно встречающееся в многокомпонентных углеводородных системах, происходит за счет конденсации газовой фазы и появления жидкости даже при расширении текущего потока.То же самое явление может также вызвать испарение жидкой фазы, так что она снова входит в газовую фазу. Состав жидкой и газовой фаз непрерывно меняется по всему трубопроводу за счет непрекращающегося массообмена между фазами. Как правило, количество тяжелых примесей в потоке определяет степень ретроградного поведения и внешний вид жидкости.

      Для данного композиционного анализа преобладающие условия давления и температуры всегда будут определять, является ли состояние жидкости полностью жидким (однофазным), полностью газообразным (однофазным) или газожидкостным (двухфазным).Если в систему поступает более богатый газ, то на входе он покажет однофазное состояние, но через определенное расстояние давление и температурный режим будут находиться в двухфазной области. Если система транспортирует более влажный газ, он будет иметь двухфазные условия как на входе, так и на выходе из трубопровода.

      Таким образом, наличие и/или образование жидкости в трубопроводе в конечном счете определяется свойствами транспортируемого газа и наоборот.

      Расчет линейного блока (многофазный метод)

      Как объяснялось выше, в газопроводах могут возникать выпадения жидкости в зависимости от свойств газа или просто из-за того, что газ «влажный» на входе в трубопровод. Когда нам нужно оценить объем линейной упаковки, нам необходимо учитывать общий объем жидкости в трубопроводе, чтобы прийти к подходящему решению. Простой и легкий способ подходящей «приблизительной» оценки — использование Aspen HYSYS, где мы можем определить свойства потока и другие свойства, такие как задержка жидкости (с проскальзыванием) на каждом интервале сегмента трубопровода (обычно подходит 5).На Рисунке (1) ниже показаны доли задержанной жидкости на разных длинах трубопровода, полученные с помощью Aspen HYSYS путем моделирования потока добычи нефти и газа. Необходимо найти общий запас жидкости в трубопроводе, используя уравнение (7) ниже:

      Уравнение (7)

      Где V L — объем жидкости, H L — доля удерживаемой жидкости, а V p — объем сегмента трубы

      Рис. 1: Фракция задержки жидкости вдоль трубопровода.

      После получения общего объема жидкости в трубопроводе объем парового пространства рассчитывается путем вычитания общего объема жидкости из физического объема трубопровода. Затем этот объем пара используется для определения объема газа в трубопроводе при стандартных условиях путем модификации уравнения (6) путем подстановки уравнения (8) в уравнение (6), чтобы получить уравнение (9):

      Уравнение (8)

      Уравнение (9)

      Заключение

      Как уже говорилось, с помощью технологии укладки трубопровода можно обеспечить гарантированное снабжение газом в случае увеличения спроса на газ или возникновения проблем с производителями.Следовательно, если линия представляет собой однофазную жидкость, физический объем трубопровода будет представлять собой объем запасов жидкости в трубопроводе и может считаться «объемом упаковки», поскольку жидкость несжимаема. Что касается многофазной линии, простой метод определения общего запаса жидкости можно определить с помощью Aspen HYSYS, и, следовательно, можно рассчитать объем парового пространства, а уравнение линейной насадки можно использовать для определения объема набивки газа в многофазной трубопровод.Рекомендуется выполнить подробное моделирование многофазных трубопроводов в OLGA, чтобы получить более точное представление об объемах газа и жидкости, удерживаемых внутри трубопроводов.

      Автор
      Викард Гиббингс
      Ссылки
      • Кэмпбелл, MJ (февраль 2004 г.). Подготовка и переработка газа, Том. 1: Основные принципы .
      • Менон, Э.С. (2005). Гидравлика газопровода .

      Гидравлика газопровода — 1-е издание — E.Шаши Менон

      Содержание

      СВОЙСТВА ГАЗА
      Масса и вес
      Объем
      Плотность, удельный вес и удельный объем
      Удельный вес
      Вязкость
      Идеальные газы
      Реальные газы
      Смеси природных газов Компоненты
      Коэффициент сжимаемости
      Нагревательное значение
      Сводка
      Проблемы
      Ссылки

      Уравнение давления
      Уравнение трения
      Уравнение Bernoulli
      Уравнения потока
      Уравнение общих потоков
      Эффект возвышения труб
      Средняя трубопроводов Давление
      Эрозационная скорость.
      Число Рейнольдса потока
      Коэффициент трения
      Уравнение Коулбрука-Уайта
      Коэффициент передачи
      Модифицированное уравнение Коулбрука-Уайта
      Уравнение Американской газовой ассоциации (AGA)
      Уравнение Веймута
      Шпицглас Эква Tion
      Уравнение Мюллера
      Фрицше Уравнение
      Эффект шероховатости труб
      Сравнение уравнений потока
      Сводка
      Проблемы
      Сведения

      81 Проблемы
      Ссылки

      Давление Требуется для транспортировки
      Общий падение давления
      Фрикционное действие
      Эффект возвышения трубопровода
      Эффект смены трубы Давление доставки
      Трубопровод с промежуточными инъекциями и поставками
      серии Трубопровод
      Параллельный трубопровод
      Нахождение трубопроводов
      Градиент гидравлического давления
      Регуляторы давления и рельефные клапаны
      Регуляторы давления и газопровод
      Моделирование температуры
      Линейный пакет
      Сводка
      Проблемы
      Ссылки

      Компрессорные станции
      Компрессорная станция
      Гидравлические весы
      Изотермическое сжатие
      Адиабатическое сжатие
      Политропное сжатие
      Температура нагнетания сжатого газа
      Требуемая мощность в л. с. 81 Типы компрессоров-центробежных и положительных смещений
      кривые компрессора
      Компрессорная станция Убытки трубопроводов
      Схема компрессорной станции
      Сводка

      81 Проблемы
      Ссылки

      Трубопроводные петли в зависимости от сжатия
      Назначение трубной петли
      Назначение сжатия
      Увеличение трубопровода
      Увеличение Требования к питанию
      цикла в распределении трубопроводов
      Сводка
      Проблемы
      Рекомендации

      Проблемы
      Ссылки

      Трубопровод
      Толщина стенки трубы
      Уравнение барловой стенки
      Уравнение толстой стенки
      Вывод толщиной уравнения
      Уравнение труб
      Уравнение труб
      Уравнение внутреннего дизайна
      Расположение
      Магистральные клапаны
      Гидростатическое испытательное давление
      Расчеты продувки
      Определение тоннажа трубы
      Резюме
      Проблемы
      Ссылки

      ТЕПЛОВАЯ ГИДРАВЛИКА
      Сравнение изотермической и термогидравлической систем
      Изменение температуры и моделирование газопровода
      Revi EW Of Simulation Model Reports
      Сводка
      Проблемы
      Ссылки

      Переходный анализ и тематические исследования

      Нестабильный поток
      Технические исследования
      Сводка
      Проблемы
      Рекомендации

      Клапаны и измерения расхода
      Назначение клапанов
      Типы клапанов
      Материал строительства

      Задвижка
      Шаровой кран
      Пробковый клапан
      Поворотный клапан
      Шаровой клапан
      Обратный клапан
      Клапан регулирования давления
      Регулятор давления
      Клапан сброса давления
      Измерение расхода
      Расходомеры
      Расходомер Вентури
      Список литературы

      Экономика трубопроводов
      Компоненты затрат
      Стоимость затрат
      Капитал 10481 Операционные расходы
      Определение экономической трубы Размер
      Сводка
      Проблемы
      Сведения

      Приложение A: Единицы и преобразования
      Приложение B: Физические свойства различных газов
      Приложение C: Труба ОБЫЧНАЯ СИСТЕМА ЕДИНИЦ IES-US
      ПРИЛОЖЕНИЕ D: ОТЧЕТ О ПРОИЗВОДСТВЕ ГАСМОДОВ
      ПРИЛОЖЕНИЕ E: ОБЗОР ФОРМУЛ
      УКАЗАТЕЛЬ

      Оценка перепада давления вдоль трубопроводов

      Самый простой способ транспортировки жидкости в замкнутой системе из точки А в точку В — с помощью трубопровода или трубы ( Рис. 1 ).

      • Рис. 1—Проточная система (любезно предоставлено AMEC Paragon).

      Конструкция трубопровода

      Минимальные базовые параметры, необходимые для проектирования системы трубопроводов, включают, помимо прочего, следующее.

      • Характеристики и физические свойства жидкости.
      • Требуемый массовый расход (или объем) транспортируемой жидкости.
      • Давление, температура и высота над уровнем моря в точке А.
      • Давление, температура и высота над уровнем моря в точке B.
      • Расстояние между точками A и B (или расстояние, которое должна пройти жидкость) и эквивалентная длина (потери давления), обусловленные клапанами и фитингами.


      Эти основные параметры необходимы для проектирования системы трубопроводов. Предполагая установившийся поток, существует ряд уравнений, основанных на общем уравнении энергии, которые можно использовать для проектирования системы трубопроводов. Переменные, связанные с жидкостью (т.е., жидкость, газ или многофазные) влияют на поток. Это приводит к выводу и разработке уравнений, применимых к конкретной жидкости. Хотя трубопроводные системы и проектирование трубопроводов могут быть сложными, подавляющее большинство проблем проектирования, с которыми сталкивается инженер, могут быть решены с помощью стандартных уравнений потока.

      Уравнение Бернулли

      Основным уравнением, разработанным для представления стационарного потока жидкости, является уравнение Бернулли, которое предполагает, что полная механическая энергия сохраняется для устойчивого, несжимаемого, невязкого, изотермического потока без передачи тепла или совершения работы.Эти ограничительные условия на самом деле могут быть репрезентативными для многих физических систем.

      Уравнение записывается как
      (уравнение 1)
      где

      З = высота напора, фут,
      П = давление, psi,
      р = плотность, фунт/фут 3 ,
      В = скорость, фут/сек,
      г = гравитационная постоянная, фут/сек 2 ,
      и
      В Д = потеря напора, фут.


      На рис. 2 представлена ​​упрощенная графическая иллюстрация уравнения Бернулли.

      • Рис. 2—Набросок четырех уравнений Бернулли (любезно предоставлен AMEC Paragon).


      Уравнение Дарси далее выражает потерю напора как
      (уравнение 2)
      и
      (уравнение 3)
      , где

      В Д = потеря напора, фут,
      ф = Коэффициент трения Moody, безразмерный,
      Л = длина трубы, фут,
      Д = диаметр трубы, фут,
      В = скорость, фут/сек,
      г = гравитационная постоянная ft/sec 2 ,
      Δ Р = Падение давления, psi,
      р = плотность, фунт/фут 3 ,
      и
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм

      Число Рейнольдса и коэффициент трения Муди

      Число Рейнольдса является безразмерным параметром, который полезен для характеристики степени турбулентности режима течения и необходим для определения коэффициента трения Муди. Оно выражается как
      (уравнение 4)
      , где

      Вязкость
      р = плотность, фунт/фут 3 ,
      Д = внутренний диаметр трубы, фут,
      В = скорость потока, фут/с,
      и
      мк = , фунт/фут-сек.


      Число Рейнольдса для жидкостей может быть выражено как
      (уравнение 5)
      , где

      Вязкость
      мк = , сП,
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      СГ = удельный вес жидкости по отношению к воде (вода = 1),
      Q л = расход жидкости, барр./сут.,
      и
      В = скорость, фут/сек.


      Число Рейнольдса для газов может быть выражено как
      (уравнение 6)
      где

      Вязкость
      мк = , сП,
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      С = удельный вес газа при стандартных условиях относительно воздуха (молекулярная масса, деленная на 29),
      и
      Q г = расход газа, млн кубических футов в сутки.


      Коэффициент трения Муди, f , выраженный в предыдущих уравнениях, является функцией числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности трубы и определяется как Рис. 3 . На коэффициент трения Муди влияет характеристика потока в трубе. Для ламинарного потока, где Re < 2000, перемешивание текущей жидкости слабое, и скорость потока является параболической; Коэффициент трения Муди выражается как f = 64/Re. При турбулентном течении, где Re > 4000, происходит полное перемешивание потока, скорость потока имеет равномерный профиль; f зависит от Re и относительной шероховатости (Є/ D ). Относительная шероховатость представляет собой отношение абсолютной шероховатости Є, меры дефектов поверхности, к внутреннему диаметру трубы, D . В таблице 9.1 указана абсолютная шероховатость для нескольких типов материалов труб.

      • Рис. 3—График коэффициента трения (любезно предоставлен AMEC Paragon).


      Если вязкость жидкости неизвестна, рис. 4 можно использовать для вязкости сырой нефти, рис. 5 для эффективной вязкости смесей сырая нефть/вода и рис. 6 для вязкость природного газа. При использовании некоторых из этих цифр необходимо использовать соотношение между вязкостью в сантистоксах и вязкостью в сантипуазах
      (уравнение 7)
      где

      γ = Кинематическая вязкость, сантистокс,
      = абсолютная вязкость, сП,
      и
      СГ = удельный вес.
      • Рис. 4—Стандартные графики вязкости/температуры для жидких нефтепродуктов (предоставлено ASTM).

      • Рис. 5—Эффективная вязкость смеси масло/вода (любезно предоставлено AMEC Paragon).

      • Рис. 6—вязкость углеводородного газа в зависимости от температуры (любезно предоставлено компанией Western Supply Co.).

      Перепад давления для потока жидкости

      Общее уравнение

      Экв.3 можно выразить через внутренний диаметр трубы (ID), как указано ниже.
      (уравнение 8)
      где

      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      ф = Коэффициент трения Moody, безразмерный,
      Л = длина трубы, фут,
      Q л = расход жидкости, б/д,
      СГ = удельный вес жидкости по отношению к воде,
      и
      Δ Р = Падение давления, psi (полное падение давления).

      Уравнение Хазена-Вильямса

      Уравнение Хазена-Вильямса, применимое только для воды в турбулентном потоке при температуре 60°F, выражает потерю напора как
      (уравнение 9)
      , где

      В Д = потеря напора от трения, фут,
      Л = длина трубы, фут,
      С = Коэффициент трения постоянный, безразмерный ( Таблица 2 ),
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      Q л = расход жидкости, б/д,
      и
      гал/мин = расход жидкости, гал/мин.


      Падение давления можно рассчитать по
      (уравнение 10)

      Падение давления потока газа

      Общее уравнение

      Общее уравнение для расчета расхода газа указано как
      (Ур. 11)
      где

      с = скорость потока, фунт/сек,
      г = ускорение свободного падения, 32,2 фут/сек 2 ,
      А = площадь поперечного сечения трубы, м 2 ,
      В 1 = удельный объем газа на входе, фут 3 /фунт,
      ф = Коэффициент трения, безразмерный,
      Л = длина, фут,
      Д = диаметр трубы, фут,
      П 1 = давление на входе, фунтов на квадратный дюйм,
      и
      П 2 = Давление на выходе, фунтов на квадратный дюйм.


      Допущения: работа не выполняется, установившийся поток и f = постоянная функция длины.

      Упрощенное уравнение

      Для практических целей трубопровода Eq. 11 можно упростить до
      (уравнение 12)
      , где

      П 1 = давление на входе, фунтов на квадратный дюйм,
      П 2 = Давление на выходе, фунтов на квадратный дюйм,
      С = удельный вес газа,
      Q г = расход газа, млн куб. фут/сут,
      З = Коэффициент сжимаемости для газа, безразмерный,
      Т = Температура подачи, °Р,
      ф = Коэффициент трения Moody, безразмерный,
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      и
      Л = длина, фут.


      Коэффициент сжимаемости Z для природного газа можно найти на рис. 7 .

      • Рис. 7—Сжимаемость низкомолекулярных природных газов (любезно предоставлено Ассоциацией поставщиков газовых процессоров).


      Для расчета расхода газа в трубопроводах можно использовать три упрощенных производных уравнения:

      • Уравнение Веймута
      • Уравнение Панхандла
      • Уравнение Шпицгласса

      Все три уравнения эффективны, но точность и применимость каждого уравнения находятся в пределах определенных диапазонов расхода и диаметра трубы.Далее формулируются уравнения.

      Уравнение Веймута

      Это уравнение используется для течений с большими числами Рейнольдса, где коэффициент трения Муди является просто функцией относительной шероховатости.
      (уравнение 13)
      где

      Q г = расход газа, млн куб. фут/сут,
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      П 1 = давление на входе, фунтов на квадратный дюйм,
      П 2 = Давление на выходе, фунтов на квадратный дюйм,
      Л = длина, фут,
      Т 1 = температура газа на входе, °Р,
      С = удельный вес газа,
      и
      З = Коэффициент сжимаемости для газа, безразмерный.
      Уравнение попрошайничества

      Это уравнение используется для течений с умеренным числом Рейнольдса, где коэффициент трения Муди не зависит от относительной шероховатости и является функцией числа Рейнольдса в отрицательной степени.
      (уравнение 14)
      где

      КПД
      Е = (новая труба: 1,0; хорошие условия эксплуатации: 0,95; средние условия эксплуатации: 0,85),
      Q г = расход газа, млн куб. фут/сут,
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      П 1 = давление на входе, фунтов на квадратный дюйм,
      П 2 = Давление на выходе, фунтов на квадратный дюйм,
      Д м = длина, мили,
      Т 1 = температура газа на входе, °Р,
      С = удельный вес газа,
      и
      З = Коэффициент сжимаемости для газа, безразмерный.
      Уравнение Шпицгласса


      (уравнение 15)
      где

      Q г = расход газа, млн куб. фут/сут,
      Δ В Ш = потеря давления, дюйм вод. ст.,
      и
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм


      Предположения:

      ф = (1+ 3,6/ д + 0,03 д ) (1/100),
      Т = 520°Р,
      П 1 = 15 фунтов на квадратный дюйм,
      З = 1.0,
      и
      Δ Р = < 10% Р 1 .

      Применение формулы

      Как обсуждалось ранее, существуют определенные условия, при которых различные формулы более применимы. Далее дается общее руководство по применению формул.

      Упрощенная формула газа

      Эта формула рекомендуется для большинства применений потока общего назначения.

      Уравнение Веймута

      Уравнение Веймута рекомендуется для труб меньшего диаметра (обычно 12 дюймов).и менее). Он также рекомендуется для сегментов меньшей длины (< 20 миль) в производственных батареях и для ответвлений сборных линий, для приложений со средним и высоким давлением (от +/–100 до > 1000 фунтов на квадратный дюйм) и при высоком числе Рейнольдса.

      Уравнение попрошайничества

      Это уравнение рекомендуется для труб большего диаметра (диаметром 12 дюймов и более). Он также рекомендуется для длинных участков трубопровода (> 20 миль), таких как магистральные трубопроводы, и для средних чисел Рейнольдса.

      Уравнение Шпицгласса

      Уравнение Шпицгласса рекомендуется для вентиляционных линий низкого давления диаметром < 12 дюймов (Δ P < 10% от P 1 ).

      Инженер-нефтяник обнаружит, что общее газовое уравнение и уравнение Веймута очень полезны. Уравнение Веймута идеально подходит для проектирования ответвлений и магистральных трубопроводов в промысловых системах сбора газа.

      Многофазный поток

      Режимы течения

      Флюид из ствола скважины в первую часть производственного оборудования (сепаратор) обычно представляет собой двухфазный поток жидкость/газ.

      Характеристики режимов горизонтального многофазного потока показаны на рис. 8 . Их можно описать следующим образом:

      • Пузырь: Возникает при очень низком соотношении газ/жидкость, когда газ образует пузырьки, поднимающиеся к верхней части трубы.
      • Пробка: Возникает при более высоком соотношении газ/жидкость, когда пузырьки газа образуют пробки среднего размера.
      • Стратифицированный: По мере увеличения соотношения газ/жидкость пробки становятся длиннее, пока газ и жидкость не перетекают в отдельные слои.
      • Волнистый: По мере дальнейшего увеличения соотношения газ/жидкость энергия текущего газового потока вызывает волны в текущей жидкости.
      • Пробка: По мере того, как соотношение газ/жидкость продолжает увеличиваться, высота волн жидкости увеличивается до тех пор, пока гребни не коснутся верхней части трубы, создавая жидкие пробки.
      • Распыление: При чрезвычайно высоком соотношении газ/жидкость жидкость диспергируется в протекающем потоке газа.
      • Рис.8—Картины двухфазного потока в горизонтальном потоке (любезно предоставлено AMEC Paragon).


      На рис. 9 [1] показаны различные режимы течения, которые можно ожидать при горизонтальном течении в зависимости от приведенных скоростей потока газа и жидкости. Поверхностная скорость — это скорость, которая существовала бы, если бы не было другой фазы.

      • Рис. 9—Карта горизонтального многофазного течения (по Гриффиту). [1]


      Многофазный поток в вертикальной и наклонной трубе ведет себя несколько иначе, чем многофазный поток в горизонтальной трубе.Характеристики режимов вертикального течения показаны на рис. 10 и описаны далее.

      • Рис. 10—Схемы двухфазного потока в вертикальном потоке (любезно предоставлено AMEC Paragon).

      Пузырь

      При малом соотношении газ/жидкость газ присутствует в жидкости в виде мелких пузырьков переменного диаметра, расположенных случайным образом. Жидкость движется с довольно равномерной скоростью, в то время как пузырьки движутся вверх через жидкость с разными скоростями, которые определяются размером пузырьков.За исключением общей плотности составной жидкости, пузырьки мало влияют на градиент давления.

      Пробковое течение

      По мере того, как соотношение газ/жидкость продолжает увеличиваться, высота волны жидкости увеличивается до тех пор, пока гребни не коснутся верхней части трубы, создавая жидкие пробки.

      Переходный поток

      Жидкость переходит из непрерывной жидкой фазы в непрерывную газовую фазу. Жидкие пробки практически исчезают и уносятся в газовую фазу.Эффекты жидкости все еще значительны, но преобладают эффекты газовой фазы.

      Кольцевой поток тумана

      Газовая фаза непрерывна, и основная часть жидкости увлекается газом. Жидкость смачивает стенку трубы, но влияние жидкости минимально, поскольку регулирующим фактором становится газовая фаза. На рис. 11 [2] показаны различные режимы потока, которые можно ожидать при вертикальном потоке в зависимости от приведенных скоростей потока газа и жидкости.

      • Рис. 11—Карта вертикального многофазного потока (по Taitel и др. ). [2]

      Двухфазный перепад давления

      Расчет перепада давления в двухфазном потоке очень сложен и основан на эмпирических соотношениях для учета фазовых переходов, происходящих из-за изменений давления и температуры вдоль потока, относительных скоростей фаз и сложных эффектов подъема. изменения. В таблице 3 перечислены несколько коммерческих программ, доступных для моделирования падения давления. Поскольку все они в той или иной степени основаны на эмпирических отношениях, их точность ограничена наборами данных, на основе которых эти отношения были разработаны. Нередко измеренные перепады давления в полевых условиях отличаются на ± 20 % от рассчитанных по любой из этих моделей.

      Упрощенная аппроксимация падения давления на трение для двухфазного потока

      Экв.16 дает приближенное решение для падения давления на трение в задачах двухфазного потока, которое удовлетворяет заявленным предположениям.
      (уравнение 16)
      где

      Δ Р = Падение давления на трение, psi,
      ф = Коэффициент трения Moody, безразмерный,
      Л = длина, фут,
      Ш = расход смеси, фунт/час,
      ρ М = плотность смеси, фунт/фут 3 ,
      и
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм


      Формула расхода смеси:
      (уравнение 17)
      где

      Q г = расход газа, млн куб. фут/сут,
      Q L = расход жидкости, б/д,
      С = удельный вес газа при стандартных условиях, lbm/ft 3 (воздух = 1),
      и
      СГ = удельный вес жидкости относительно воды, фунт/фут 3 .


      Плотность смеси определяется выражением
      (уравнение 18)
      где

      П = рабочее давление, фунтов на квадратный дюйм,
      Р = газожидкостное отношение, футы 3 /баррель,
      Т = рабочая температура, °Р,
      СГ = удельный вес жидкости относительно воды, фунт/фут 3 ,
      С = удельный вес газа при стандартных условиях, lbm/ft 3 (воздух = 1),
      и
      З = Коэффициент сжимаемости газа, безразмерный.


      Формула применима, если выполняются следующие условия:

      • Δ P составляет менее 10 % входного давления.
      • Наличие пузыря или тумана.
      • Нет изменений высоты.
      • Необратимая передача энергии между фазами отсутствует.

      Падение давления из-за изменения высоты

      Существует несколько примечательных характеристик, связанных с падением давления из-за изменений высоты в двухфазном потоке.Характеристики потока, связанные с изменениями высоты, включают:

      • В нисходящих линиях поток становится стратифицированным, поскольку жидкость течет быстрее, чем газ.
      • Глубина слоя жидкости соответствует статическому напору и равна падению давления на трение.
      • Нет восстановления давления в линии спуска.
      • При низком расходе газа/жидкости поток на восходящих участках может быть «наполненным» жидкостью при низких скоростях потока. Таким образом, при низких расходах общее падение давления представляет собой сумму падений давления для всех подъемов.
      • При увеличении расхода газа общий перепад давления может уменьшиться по мере удаления жидкости из восходящих сегментов.


      Падение давления при малых скоростях потока, связанное с изменением высоты в гору, может быть аппроксимировано уравнением . 19 .
      (уравнение 19)
      где

      Δ P Z = Падение давления из-за увеличения высоты сегмента, psi,
      СГ = удельный вес жидкости в сегменте по отношению к воде,
      и
      Δ Z = увеличение высоты сегмента, футы.


      Тогда полное падение давления может быть аппроксимировано суммой падений давления на каждом подъемном участке.

      Падение давления, вызванное клапанами и фитингами

      Одним из важнейших параметров, влияющих на перепад давления в трубопроводных системах, является перепад давления в фитингах и клапанах, встроенных в систему. Для систем трубопроводов внутри производственных помещений падение давления через фитинги и клапаны может быть намного больше, чем через прямолинейный участок самой трубы.В длинных трубопроводных системах падением давления на фитингах и клапанах часто можно пренебречь.

      Коэффициенты сопротивления

      Потери напора в клапанах и фитингах можно рассчитать с помощью коэффициентов сопротивления как
      (уравнение 20)
      где

      В Д = потеря напора, фут,
      К р = Коэффициент сопротивления, безразмерный,
      Д = внутренний диаметр трубы, фут,
      и
      В = скорость, фут/сек.


      Общая потеря напора равна сумме всех K r V 2 /2 g .

      Коэффициенты сопротивления K r для отдельных клапанов и фитингов приведены в табличной форме в ряде отраслевых публикаций. Большинство производителей публикуют табличные данные для всех размеров и конфигураций своей продукции. Одним из лучших источников данных является Crane Flow of Fluids , технический документ No.410. [3] Ассоциация поставщиков переработчиков природного газа. (NGPSA) Engineering Data Book [4] и Ingersoll-Rand’s Cameron Hydraulic Data Book [5] также являются хорошими источниками информации. Некоторые примеры коэффициентов сопротивления приведены в таблицах 4 и 5 .

      Коэффициенты текучести

      Коэффициент расхода для жидкостей, C V , определяется экспериментально для каждого клапана или фитинга как расход воды в галлонах/мин при 60°F при перепаде давления в 1 psi через фитинг. Соотношение между коэффициентами расхода и сопротивления можно выразить как
      (уравнение 21)
      . свойства с Eq. 22 .
      (уравнение 22)
      где

      Q L = расход жидкости, барр./сут.,
      и
      СГ = удельный вес жидкости по отношению к воде.


      Опять же, резюме опубликовано для большинства клапанов и фитингов и может быть найдено в Crane Flow of Fluids, [3] Engineering Data Book, [4] Cameron Hydraulic Data Book, [5] , а также технические данные производителя.

      Эквивалентные длины

      Потеря напора, связанная с клапанами и фитингами, также может быть рассчитана с учетом эквивалентной «длины» сегментов трубы для каждого клапана и фитинга. Другими словами, расчетная потеря напора, вызванная прохождением жидкости через задвижку, выражается как дополнительная длина трубы, которая добавляется к фактической длине трубы при расчете перепада давления.

      Все эквивалентные длины клапанов и фитингов в сегменте трубы будут суммироваться для расчета перепада давления для сегмента трубы. Эквивалентная длина, L e , может быть определена из коэффициента сопротивления, K r , и коэффициента текучести, C V 907 9070

      .
      (уравнение 23)

      (ур. 24)
      и
      (ур.25)
      где

      К р = Коэффициент сопротивления, безразмерный,
      Д = диаметр трубы, фут,
      ф = Коэффициент трения Moody, безразмерный,
      д = внутренний диаметр трубы, дюйм,
      и
      С В = коэффициент текучести для жидкостей, безразмерный.


      В таблице 6 показаны эквивалентные длины труб для различных клапанов и фитингов для ряда стандартных размеров труб.

      Номенклатура

      Вязкость
      З = высота напора, фут,
      П = давление, psi,
      р = плотность, фунт/фут 3 ,
      В = скорость, фут/сек,
      г = гравитационная постоянная, фут/сек 2 ,
      В Д = потеря напора, фут.
      ф = Коэффициент трения Moody, безразмерный,
      Л = длина трубы, фут,
      Д = диаметр трубы, фут,
      Δ Р = Падение давления, psi,
      мк = , фунт/фут-сек.
      СГ = удельный вес жидкости по отношению к воде (вода = 1),
      Q л = расход жидкости, барр./сут.,
      С = удельный вес газа при стандартных условиях относительно воздуха (молекулярная масса, деленная на 29),
      Q г = расход газа, млн кубических футов в сутки.
      γ = Кинематическая вязкость, сантистокс,
      = абсолютная вязкость, сП
      Q л = расход жидкости, б/д,
      с = скорость потока, фунт/сек
      П 1 = давление на входе, фунтов на квадратный дюйм
      П 2 = Давление на выходе, фунтов на квадратный дюйм.
      Δ В Ш = потеря давления, дюйм вод. ст.,
      Ш = расход смеси, фунт/час,
      ρ М = плотность смеси, lbm/ft 3
      P = рабочее давление, фунтов на квадратный дюйм,
      Р = газожидкостное отношение, футы 3 /баррель,
      Т = рабочая температура, °Р,
      Δ P Z = Падение давления из-за увеличения высоты сегмента, psi,
      Δ Z = увеличение высоты сегмента, футы.
      В Д = потеря напора, фут,
      К р = Коэффициент сопротивления, безразмерный
      С В = коэффициент текучести для жидкостей, безразмерный.
      К р = Коэффициент сопротивления, безразмерный,

      Каталожные номера

      1. 1.0 1.1 Гриффит, П. 1984. Многофазный поток в трубах. J Pet Technol 36 (3): 361-367. SPE-12895-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12895-PA.
      2. 2.0 2.1 Taitel, Y., Bornea, D., and Dukler, A.E. 1980. Моделирование переходов режимов течения для установившегося восходящего газожидкостного потока в вертикальных трубах. Айше Дж. 26 (3): 345-354. http://dx.doi.org/10.1002/aic.6304.
      3. 3.0 3.1 Крановый поток жидкости, Технический документ № 410.1976. Нью-Йорк: Crane Manufacturing Co.
      4. 4.0 4.1 Книга технических данных, девятое издание. 1972. Талса, Оклахома: Ассоциация поставщиков переработчиков природного газа.
      5. 5.0 5.1 Westway, C. R. и Loomis, A.W. изд. 1979. Cameron Hydraulic Data Book, шестнадцатое издание. Озеро Вудклифф, Нью-Джерси: Ingersoll-Rand.

      Примечательные статьи в OnePetro

      Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые обязательно должен прочитать читатель, желающий узнать больше.

      Внешние ссылки

      Используйте этот раздел для размещения ссылок на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

      См. также

      Трубопроводы и трубопроводные системы

      Трубопроводы

      Очистка трубопроводов

      Рассмотрение конструкции трубопровода и стандарты

      PEH:Piping_and_Pipelines

      .
  • alexxlab

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован.