Home » Misc » Давление в нефтепроводе

Давление в нефтепроводе


Давление и принуждение: как работает нефтепровод?

- Как это работает

Побрызгаться духами — привычное дело. Обывателю не важно, как это работает. Давление в сосуде, выброс жидкости, её распыление — все остается за кадром. Но нефтяники сталкиваются с подобным процессом ежедневно, только думают они далеко не о духах, а о том, как заставить нефть двигаться в трубах. Ведь даже просто придать ей движение — задача не из легких. Как это происходит, почему нефтяные магистрали не опаснее автомойки и зачем по трубам бьет ток — все ответы в этом тексте. 

Процесс отправки нефти на перерабатывающие заводы или на транспорт начинается сразу после того, как она вышла из недр и попала в головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС). Дальше нефть попадает в большую систему магистрали. 

Стоит отметить, что часто компании пользуются одним и тем же нефтепроводом, поэтому отличить продукт, например, «Лукойла» от жидкостей других компаний в магистрали невозможно, она как «черный ящик». Если что-то идет не так, это приводит к конфликтам между компаниями или как минимум к недопониманию. Так недавно произошло с «Дружбой», в которой была замечена загрязненная нефть. Все считают это саботажем, но кто устроил его, выяснить сложно. 

Магистраль можно разбить на три ключевых элемента. Скелет всего нефтепровода — линейная часть (т.е. сами трубы) с массой задвижек и ответвлений, на которые можно переключать поток в случае необходимости очистки или диагностики. Функцию сердца на себя берут насосы с резервуарами, которые создают давление в трубах и приводят нефть в движение. Наливные эстакады — третий элемент — расположены в самом конце длинной цепочки, на которых нефть заканчивает дорогу по нефтепроводу и начинает путь к потребителю.

Существует два варианта нефтяного путешествия: напрямую из скважины в насос и в трубы, он же транзитный, и из скважины в трубы через резервуар, он же постанционный. Второй считается не самым интересным с экономической точки зрения — траты начинаются с возведения огромного сосуда (он вмещает в себя 2–3 дневной нормы объема отправленной нефти) и продолжаются в постоянном испарении нефти из емкости.  

Первый вариант, транзитный, минимизирует издержки, но подвержен большому риску: если на нефтепроводе произойдет авария, остановить придется все производство, в то время как резервуары минимизируют ущерб от ЧП. Тем не менее, в обоих вариантах присутствует ГНПС — головная нефтеперекачивающая станция. Как раз на ней и ставят резервуары, если они есть.

Всю дальнейшую дорогу нефть идёт по трубам. Нефтепроводы бывают трёх видов: подводные, наземные и подземные. Последние встречаются чаще всего. Трубы укладывают на глубину почти метр от крайней верхней точки. Но металл, который находится под землей, сильнее подвержен эрозии и банально ржавеет. Чтобы трубы служили дольше, ещё в СССР придумали пропускать ток. Таким образом условий для разрушения конструкций не возникает. Кроме того, трубы оборудованы разными видами связи и датчиками, чтобы сообщать о нарушениях и сбоях.

Однако в более экстравагантных ситуациях вроде вечной мерзлоты трубы закопать не удается. Поскольку температура труб на севере высока (нефть приходится нагревать, чтобы она не замерзала и не остановилась в потоке), закопать их под землю нельзя: трубы будут нагревать почву, почва — охлаждать трубы. Чтобы избежать пагубного взаимодействия, инженеры нефтепровода Заполярье – Пурпе решили вести трубы по воздуху: они просто положили их на сваи.

Если нефтяные пути кое-как исповедимы, то способы и приемы, которые заставляют её двигаться, понять сложнее. Да, бывают примитивные конструкции (вернее, участки), вроде перевалочного комплекса «Шесхарис» под Новороссийском. Там всё просто: трубы соединены двумя платформами, одна из которых на горе, а другая около моря. Гравитация делает свое дело и нефть бежит вниз. А если местность ровная или, наоборот, трубы должны преодолеть возвышения Урала? 

На помощь движению приходят нефтеперекачивающие станции (НПС). На станциях стоят резервуары для хранения половины суточной нормы продукта на случай ЧП. НПС оборудованы, как правило, центробежными насосами с электроприводами, которые создают давление, толкающее нефть в нужном направлении. Как уже очевидно, на это уходит много электричества. Например, «Транснефть» жжет в среднем 14,5 млрд. кВт в час (1% от всего потребления электричества в России). Этого хватит, чтобы в течение часа освещать более 1,8 млрд. квартир. Тем не менее это позволило ей переправить около 470 млн. тонн нефти. 

При создании маршрута и планировании инфраструктуры нефтепровода инженеры рассчитывают расстояния между НПС так, чтобы продукт нигде не мог остановиться. Стоит отметить, что и диаметр труб подбирают из соображений пропускной способности и создаваемом в них давлении. Если просто, то чем они меньше, тем давление и скорость больше, риски больше, а пропускная способность меньше, и наоборот. Это очень сложный процесс технических измерений. В среднем расстояние между ними 70–150 км, при этом они обеспечивают подачу в более 1200 кубометров в час при скорости движения 10–20 км в час. Давление в итоге доходит до 100 бар, что, на самом деле, не много: такое же давление достигается в шланге на автомойке. 

В конечном итоге нефть достигает либо сразу покупателя, либо станции, на которых её перельют в цистерны и отправят в другие регионы и страны. Напомним, что в нефтепровод свой продукт могут закачивать несколько компаний, поэтому на выходе нефть не сортируют, где чья, а делять по пропорциям объемов и так отчитываются перед организациями.  

В конце стоит отметить, что мир нефтепроводов обязан нашему изобретателю В.Г. Шухову. Он не только соорудил уникальную телебашню в Москве, но и придумал, как доставить нефть из скважины к покупателю максимально удобно. До него её перевозили в бочках, а собирали ведрах. Когда он начал работать в Баку, первом разработанном нефтяном месторождении России, появились цистерны, сложные системы труб, знаменитая петля Шухова, которая увеличивала объем транспортируемой нефти, нефтяные баржи и целые трактаты о технической стороне транспортировки будущих бензина, реактивного и дизельного топлива, солярки… Кстати, как делать все это из нефти тоже придумал Шухов. 

Все тексты автора — Никита Малашенко

Я учусь на факультете журналистики МГУ, изучаю деловую журналистику и медиабизнес. Сейчас активно учу нефть и газ, теорию пропаганды и механизмы продвижения. До конца магистратуры из Московского государственного ни ногой. С 16 лет я успел поработать в разных местах и на разных позициях: от корреспондента в районной газете до новостинка в Esquire, от бренд-менеджера в образовании до контент-менеджера кандидата в мэры Москвы, от сотрудника учебного центра до частного репетитора со своими сотрудниками и аудиторией более 2000 человек. Тем не менее, спустя неделю работы на новом месте часто говорю: «Понаберут непрофессионалов, вроде меня» (да, это цитата из «Галилео»).

Никита Малашенко

Продажа дипломов сегодня Обнинск. При этом он будет дешевле, чем http://maindiplom.com/ диплом из нашего интернет- магазина, что, конечно же, является большим плюсом. Вообще, говорят, бывают разные ситуации, в которых требуется диплом. Т

Транснефть: как устроены нефтепроводы - Российская газета

Свежий номер

РГ-Неделя

Родина

Тематические приложения

Союз

Свежий номер

22.06.2015 00:50

Рубрика:

Экономика

Что заставляет нефть течь по трубе к пунктам перевалки

Михаил Калмацкий

Заставить нефть двигаться по трубе - непростое дело, требующее знаний из многих областей науки и техники. Ведь географические, геологические, климатические условия, в которых работают нефтепроводы, порой отличаются друг от друга радикально, да и само сырье далеко не везде одинаково.

Магистральный нефтепровод представляет собой сложнейший механизм, в состав которого входят линейные сооружения (их также называют линейной частью), нефтеперекачивающие станции (НПС) с резервуарными парками или без них, наливные эстакады. Линейная часть - это и есть сама труба и специальные камеры для запуска внутрь трубы диагностических и очистных устройств. У нее есть ответвления и параллельные нитки, на которые можно переключить поток. С интервалом 10-30 км на трубопроводе устанавливают задвижки для перекрытия того или иного участка в случае аварии или планового ремонта.

Каждую магистраль сопровождают линии телефонной и радиорелейной связи. Их используют для передачи сигналов от многочисленных датчиков и дистанционного управления задвижками и другим оборудованием. Чтобы закопанный в землю трубопровод не ржавел, в дополнение к противокоррозионному изоляционному покрытию самих труб вдоль трасс размещают станции катодной и дренажной защиты.

Во всех трубопроводах "Транснефти" углеводороды идут непрерывным потоком. То есть выделить в нем "свою" партию нефтяники не могут. При этом сырье постоянно принимается от добывающих компаний и отгружается на нефтеперерабатывающих заводах или на морских терминалах и наливных эстакадах. Там нефть "пересаживается" на другие виды транспорта - танкеры и железнодорожные составы. Но до этого она должна пройти свой путь по трубам, в чем ей активно помогают нефтепроводчики.

Чтобы заставить нефть двигаться по трубопроводу, требуется создать повышенное давление. Эту задачу выполняют нефтеперекачивающие станции, которых у "Транснефти" по стране около пятисот. По мере движения сырья по магистрали давление падает, но вся система рассчитана так, чтобы его хватило до следующей НПС.

Сердце любой перекачивающей станции - магистральная насосная, где установлены агрегаты, создающие необходимый напор. Они получают вращающий момент от электродвигателей. Иными словами, НПС преобразуют электрическую энергию в энергию движения нефти. Не удивительно, что "Транснефть" - один из крупнейших потребителей электроэнергии. В 2014 году компания израсходовала 12,3 млрд. кВт.ч, перекачав при этом 477,5 млн т нефти и 31,2 млн т нефтепродуктов.

Давление в трубе составляет от 50 до 100 атмосфер. Под его воздействием нефть движется со скоростью 10-12 км/ч. Однако есть участки, где сырье толкать не надо, оно течет само. Такое бывает в местах с относительно большим перепадом высот. Примером может служить перевалочный комплекс "Шесхарис" под Новороссийском, где нефть отгружается в танкеры. Комплекс состоит из двух площадок с резервуарами, одна из которых расположена на уровне моря, а другая - на горе, благодаря чему сырье из нефтехранилищ на верхней площадке перетекает в резервуарный парк нижней самотеком.

Движение в трубе в немалой степени зависит от характеристик самой нефти. Большинство добываемых в России углеводородов свободно движутся по трубопроводам только за счет создаваемого насосами давления. Однако из любого правила есть исключение, коим можно назвать северную нефть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Эта нефть с высокой вязкостью и плотностью относится к категории неньютоновских жидкостей: их вязкость зависит от скорости течения. Кроме того, у нее повышенное содержание парафина (в среднем до 8%) и высокая температура застывания, среднее значение которой составляет +14 ºС, на некоторых месторождениях она доходит и до +30 ºС. То есть нефть при этих температурах превращается в подобие смолы или угля. Российские ученые разработали специальную присадку ДПН-1, называемую депрессорной. Ее добавление в поток снижает температуру застывания нефти практически до нуля по Цельсию, что позволяет уменьшить пусковые давления после длительных остановок трубопровода и предотвратить его "замораживание".

Другим решением для транспортировки вязкого сырья стало сооружение пункта подогрева нефти в северной части магистрали Уса - Ухта - Ярославль. Там ее нагревают до +40 ºС. И хотя по мере продвижения по трубопроводу сырье начинает остывать, запаса тепла хватает, чтобы пройти весь необходимый путь. Несколько пунктов подогрева сейчас сооружается на строящемся нефтепроводе Заполярье - Пурпе - самой северной магистрали "Транснефти". Там нефть не такая парафинистая, но зато температура зимой может опускаться до очень низких значений и, соответственно, охлаждать сырье.

Большинство магистралей "Транснефти" - подземные, труба погружена в грунт на глубину около 1 м. Но если нефтепровод строится на Крайнем Севере, уберечь вечномерзлые грунты от губительного воздействия теплой трубы можно только проложив ее над землей. Так поступили, например, на строящейся магистрали Заполярье - Пурпе: трубы поместили на специальные опоры, которые, в свою очередь, покоятся на сваях. А чтобы и сваи не воздействовали на вечную мерзлоту, использовали технологию термостабилизации, то есть промораживания грунтов.

На пересечениях с крупными реками трубопровод заглубляют ниже дна реки, выкапывая траншею и укладывая в нее трубу, утяжеленную специальными грузами. Помимо основной нитки, укладывают также резервную нитку нефтепровода. Общее число подводных переходов на магистралях компании - свыше 1700. Около 40 из них - с глубиной залегания трубы от поверхности воды 25 м и более. Обслуживанием и ремонтом нефтепровода на подводных переходах занимается специальная водолазная служба.

Российская газета - Спецвыпуск: Транспорт нефти

Нефть и газ

Главное сегодня

Низкое давление по сравнению с плотной фазой высокого давления Транспортировка природного газа по трубопроводу

Сравнение капитальных затрат (CAPEX)

Высокое давление (или плотная фаза) все чаще используется для транспортировки больших объемов диоксида углерода (CO 2 ) и природного газа на большие расстояния. В этом месяце «Совет месяца» (TOTM) мы продолжаем исследовать ключевые аспекты транспортировки плотной фазы по трубопроводам. В этом месяце основное внимание уделяется оценке капитальных затрат в качестве инструмента для сравнения, а затем выбора рабочих давлений и связанных с ними объектов для магистрального газопровода с большим расходом.

В недавних ТОТМ (с января по апрель 2012 г. и снова в августе и сентябре 2012 г. ) мы обсуждали несколько аспектов физического поведения и транспортировки двуокиси углерода (CO 2 ) и природного газа в плотной фазе. Мы показали, как изменяются теплофизические свойства в плотной фазе и их влияние на расчеты перепада давления. Было проведено сравнение расчетов перепада давления с использованием уравнений жидкой и паровой фаз.

В августе 2012 г. (TOTM) мы исследовали транспортировку богатого природного газа в области плотной фазы и сравнили результаты со случаем транспортировки того же газа с использованием двухфазного (газожидкостного) варианта. Наше исследование выявило плюсы и минусы транспортировки в плотной фазе.

В сентябре 2012 г. (TOTM) мы проанализировали трубопроводную транспортировку обедненного природного газа в широком диапазоне рабочих давлений от относительно низкого давления, характерного для многих газопроводов, до гораздо более высоких давлений в области плотной фазы.

Практический пример:

Мы продолжим использовать ту же основу для тематического исследования, которая использовалась в TOTM за сентябрь 2012 года. Состав газа и условия представлены в табл. 1. Для простоты расчеты и последующее обсуждение будем проводить на сухой основе. Точка росы подаваемого газа была снижена до -40 ˚F (-40 ˚C) путем пропускания его через механическую холодильную установку для регулирования точки росы. Полученный в результате состав и условия обедненного газа также представлены в таблице 1. Полная теплотворная способность бедного газа составляет 1082 БТЕ/куб. куб. фут (40,33 МДж/см 9 ).0025 3 ), который находится в диапазоне, обычно используемом для природного газа контрактного качества в Северной Америке. Параметры трубопровода:

  • Длина 1000 миль (1609 км)
  • Наружный диаметр трубопровода составляет 42 дюйма (1067 мм). Исходные внутренние диаметры для гидравлических расчетов: случай A = 39,0 (991 мм) дюймов, случай B = 40,0 дюймов (1016 мм) и случай C = 40,5 дюймов (1029 мм)
  • Предполагается устойчивый режим.
  • Давление в точке нагнетания и всасывания на каждой компрессорной станции составляет 615 фунтов на квадратный дюйм (4,24 МПа)
  • Это горизонтальный трубопровод без изменения высоты.
  • Общий коэффициент теплопередачи: 0,25 БТЕ/ч-фут 2 -°F (1,42 Вт/м 2 -°C).
  • Программное обеспечение для моделирования: ProMax и Equation of State от Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Таблица 1. Состав и условия сырьевого газа и обедненного газа

Таблица 2. Технические характеристики трубопровода для трех случаев Рассмотрены три случая транспортировки этого природного газа, каждый из которых кратко поясняется ниже. Количество сегментов трубопровода, длина сегмента и давление на входе каждого сегмента для трех случаев представлены в Таблице 2 в полевых единицах (FPS, фут, фунт и секунда) и SI (Международная система).

Таблица 2. Технические характеристики трубопровода для трех вариантов


Результаты и обсуждение гидравлического моделирования: после более крутых обязанностей. В таблице 3 представлены сводные результаты моделирования для трех случаев в системах единиц FPS и SI.

Случай A: Высокое давление (плотная фаза)

Этот трубопровод представляет собой конфигурацию с одной компрессорной станцией. Давление на входе в трубопровод находится в зоне плотной фазы. После обработки и прохождения через скруббер первой ступени давление бедного газа повышается до 149 бар.6 фунтов на квадратный дюйм (10,32 МПа), затем охлаждают до 100 ˚F (37,8 ˚C). Газ дополнительно сжимается на второй ступени до 3659 фунтов на квадратный дюйм (25,22 МПа). Сжатый газ высокого давления снова охлаждается до 100 ˚F (37,8 ˚C), а затем проходит через сепаратор перед подачей в длинный трубопровод.

Вариант B: Промежуточное давление

В этом трубопроводе есть три компрессорные станции, каждая из которых расположена на расстоянии 333 миль друг от друга. Давление на входе в трубопровод близко к зоне плотной фазы. На каждой станции давление повышается с 615 фунтов на квадратный дюйм до 2071 фунтов на квадратный дюйм (от 4,24 до 14,28 МПа) за один этап, затем охлаждается до 100 ˚F (37,8 ˚C) и, наконец, проходит через сепаратор перед входом в каждый сегмент трубопровода.

Случай C: Низкое давление

В этом трубопроводе есть пять компрессорных станций, расположенных на равных участках в 200-мильных (322 км) сегментах. Давление на входе в трубопровод значительно ниже, чем для плотной фазы. На каждой станции давление повышается с 615 фунтов на квадратный дюйм до 1637 фунтов на квадратный дюйм (от 4,24 до 11,28 МПа) за один этап, затем охлаждается до 100 ˚F (37,8 ˚C) и, наконец, проходит через сепаратор перед входом в каждый сегмент трубопровода.

Таблица 3. Сводка результатов компьютерного моделирования для трех случаев.

Как видно из этой таблицы, вариант А с одной компрессорной станцией требует наименьшей общей мощности сжатия и самых низких требований к тепловой нагрузке. Снижение мощности для варианта А составляет около 51 % по сравнению со случаем Б (с тремя компрессорными станциями) и 63 % по сравнению с вариантом С (с 5 компрессорными станциями). Это снижение требований к мощности и тепловому режиму является значительным. Точно так же снижение тепловой нагрузки для случая А составляет примерно 39 % по сравнению со случаем В и 50 % по сравнению со случаем С соответственно.

Изменения скорости газа, давления и температуры показаны на рисунках с 1 по 3 для случаев A и B. Как обсуждалось в предыдущем TOTM, когда фазовая диаграмма и профили давления строятся в виде кросс-графика с использованием профилей давления и температуры, трубопровод состояние на выходе остается справа от кривой точки росы, при этом газ остается однофазным.

Рисунок 1. Изменение скорости газа в трубопроводе (Варианты A и B)

Механическая конструкция (толщина стенки и марка)

Толщина стенки трубопровода является важным экономическим фактором. Материалы трубопровода обычно составляют примерно 40% капитальных затрат (CAPEX) трубопровода. На строительство также будет приходиться примерно 40% капитальных затрат. Оценка CAPEX разработана позже в этом TOTM. После определения толщины стенки можно рассчитать общий вес (тоннаж) трубопровода, а также стоимость стали для трубопровода.

Толщина стенки, т , для трех случаев рассчитывается по изменению уравнения Барлоу, обнаруженного в стандартном стандарте ASME B31.8 для газопроводных трубопроводов:

(1)

, где,

  • P является максимальным допустимым рабочим давлением, здесь установить на 1,05-кратное давление на входе,
  • OD наружный диаметр,
  • E - эффективность соединения (принимается за 1), так как трубопровод будет соединяться стыковыми швами на всю толщину и проверяться на 100%,
  • F  – расчетный коэффициент (от 0,4 до 0,72), здесь установлено значение  0,72 (для отдаленных районов),
  • T — коэффициент снижения номинальных характеристик при температуре, который также равен 1,0 при температуре на входе не выше 100 ˚F (37,8 ˚C).
  • σ — предел текучести материала трубы (Класс X70 = 70 000 фунтов на кв. дюйм или 448,2 МПа), а
  • CA — допуск на коррозию (для этого сухого газа предполагается равным 0 дюймов или 0 мм).

После расчета толщины стенки отношение диаметра к толщине стенки (D/t) проверяется на соответствие следующим практическим правилам:

  • Береговые трубопроводы будут иметь максимальное значение D/t 72.
  • Морские трубопроводы будут иметь максимальное значение D/t 42.

Если рассчитанное значение D/t слишком велико, толщина стенки будет увеличена, чтобы получить максимально допустимое значение D/t.

Рисунок 2. Изменение давления в трубопроводе (варианты A и B)

   

Рисунок 3. Изменение температуры в трубопроводе (варианты A и B) гидравлика в качестве отправной точки, MAOP, затем можно рассчитать толщину стенки. Затем расчетная толщина стенки проверяется на соответствие критерию максимального D/t. В таблице 4 приведены эти расчеты для трех случаев как для наземных, так и для морских местоположений.

Зная толщину и диаметр стенки, можно рассчитать вес на линейную длину (в футах или метрах). Затем также можно рассчитать общий вес стали на 1000 миль (1609 км). Удельный вес указывается в фунтах на фут (кг/м), а общий вес в коротких тоннах (2000 фунтов) и метрических тоннах (1000 кг). Результаты этих расчетов массы приведены в Таблице 5.

Из этих расчетов можно сделать следующие выводы: тоннаж стали примерно 14%. Как покажут расчеты затрат, это сокращение значительно снизит стоимость. Однако использование сталей Х-80 до сих пор не получило широкого распространения в трубопроводной промышленности.

  • Объем стали в сочетании с диаметром и толщиной стенки потребует большую часть производственных мощностей для производства труб. Если бы это был санкционированный проект, закупка стальных труб должна была бы проводиться задолго до запланированного строительства.
  • Толщина стенок НЕ увеличена до следующих стандартных значений API. Необходимое большое количество стали позволяет покупателю диктовать нестандартную толщину. Трубные заводы будут рады удовлетворить такое требование.

    • Таблица 4: Выбор давления и толщины стенки

    Таблица 5: Выбор толщины стенки трубопровода и общий вес стали

    Расчетные капитальные затраты

    Капитальные затраты основаны на двух ключевых оценках переменные: толщина стенки трубопровода и необходимая мощность сжатия. Оба параметра зависят от профиля давления в трубопроводе, который определяется количеством компрессорных станций. Сметная стоимость будет рассчитываться исходя из следующих допущений:

    • Линейная труба по цене 1200 долларов США за короткую тонну с добавлением 15% на покрытие.
    • Общая стоимость установки трубопровода в 2,5 раза превышает стоимость стали трубы плюс стоимость покрытия. Этот фактор удивительно постоянен как для наземных, так и для морских трубопроводов большой протяженности и большего диаметра. Специфические факторы проекта, такие как гористая местность для наземных трубопроводов или необходимость прокладки траншей для морского трубопровода, могут повлиять на этот множитель затрат.
    • В этой оценке не учитывается дополнительная разница в стоимости между строительством на суше и на море. На самом деле есть разница, которая может быть существенной. Эти различия в значительной степени зависят от местоположения проекта с факторами, которые могут включать погодные и сезонные проблемы, глубину воды для морских проектов, рельеф для береговых проектов, доступную инфраструктуру и ее влияние на логистику, а также наличие строительного оборудования и рабочей силы.
    • Компрессоры и сопутствующее оборудование (приводы, охладители и вспомогательное оборудование) оцениваются в 1500 долларов США за требуемую мощность в лошадиных силах.
    • Наземные компрессорные станции оцениваются в 25 миллионов долларов США каждая для строительных работ, зданий и оборудования, не связанных напрямую со сжатием газа.
      • Стоимость
    • морских компрессорных станций составляет 250 миллионов долларов США каждая за стационарную конструкцию, верхние строения, не связанные напрямую со сжатием газа, и комплекс помещений. Это допущение чувствительно к местоположению проекта, независимо от того, является ли сооружение автономным или в группе сооружений, глубине воды и гидрометеорологическим условиям океана.
    • Случаи морского трубопровода берут свое начало НА БЕРЕГУ с головной компрессорной станцией.

    С учетом этих предположений о стоимости, оценка порядка величины (OME) для общей стоимости установки (TIC) разрабатывается для трубопровода, затем для компрессорных станций и, наконец, объединяется для всей трубопроводной системы в Таблице 6 – Оценка трубопровода, Таблица 7 – Оценка компрессорной станции и Таблица 8 – OME всей системы.

    Таблица 6: Общая стоимость установки трубопровода

    Наши оценочные допущения могут привести к одинаковым затратам как для наземных, так и для морских трубопроводов. Именно здесь знание проекта становится жизненно важным для корректировки оценки с учетом условий, которые могут повлиять на предположения.

    Таблица 7: Общая стоимость установки компрессорных станций

    Наиболее чувствительной переменной для расчетов компрессорных станций является расположение любых морских объектов. Местоположение, глубина воды и гидрометеорологические условия могут существенно повлиять на расчетную стоимость.

    Таблица 8: Общая система OME

    Общие затраты на установку НАБОРНОЙ системы снижаются с уменьшением рабочего давления (MAOP), хотя скорость снижения также снижается по мере необходимости большего количества компрессорных станций. Для береговых систем эксплуатационные расходы, особенно затраты на топливо, могут повлиять на решение о рабочем давлении/количестве компрессорных станций. Обычно общие затраты в течение жизненного цикла (OPEX плюс CAPEX) начинают расти в какой-то момент по мере увеличения количества компрессорных станций и общей мощности при снижении рабочего давления.

    Для МОРСКОЙ системы покажите, что самая низкая общая стоимость установки будет при конфигурации с тремя компрессорными станциями. Это «оптимальное» решение CAPEX будет зависеть от местоположения проекта, как обсуждалось выше, а также от эксплуатационных расходов. Часто с включенными эксплуатационными расходами «оптимальная» конфигурация благоприятствует более высокому рабочему давлению и меньшему количеству компрессорных станций. Корректировка стоимости для местоположения проекта как по CAPEX, так и по OPEX может быть переведена в «оптимальную» конфигурацию в любом случае.

    Заключительные комментарии:

    Мы исследовали транспортировку природного газа в области плотной фазы (высокое давление) и сравнили результаты со случаями транспортировки того же газа при промежуточном и низком давлении. В нашем исследовании выделяются следующие особенности:

    1. По мере увеличения MAOP требуемая мощность и связанная с этим охлаждающая способность могут значительно возрасти.
    2. Снижение затрат на сжатие компенсируется увеличением затрат на конвейер. Главное на сколько.
    3. Местоположение проекта может оказать значительное влияние на затраты, поэтому ключевые решения принимаются в отношении рабочего давления, наземного или морского маршрута (где это возможно), а также количества и уровней мощности на компрессорных станциях.
    4. В связи с высокими требованиями к мощности трубопроводов большого диаметра и высокой пропускной способности эксплуатационные расходы на топливо могут быть ключевым фактором при выборе конфигурации. Если газ в источнике находится под недостаточно высоким давлением, может потребоваться значительная мощность сжатия и режим охлаждения, если будет принято решение использовать плотную фазу.

    В будущем «Совете месяца» мы рассмотрим влияние местоположения проекта и эксплуатационных расходов на стоимость жизненного цикла и выбор конфигурации.

    Чтобы узнать больше, мы предлагаем посетить наши G40 (Основы процесса/объекта ), G4 ( Подготовка и переработка газа ), G5 ( Подготовка и переработка газа-Специальный ), 09 PF ( 8100) CO 2 Наземные объекты ), PF4 ( Объекты добычи и переработки нефти ), и PL 4 ( Основы береговых и морских трубопроводных систем ) курсов.  

    John M. Campbell Consulting (JMCC) предлагает консультационные услуги по этому и многим другим вопросам. Для получения дополнительной информации об услугах, предоставляемых JMCC, посетите наш веб-сайт www. jmcampbellconsulting.com или напишите нам по адресу [email protected].  

    Авторы: Дэвид Хейрстон и Махмуд Мошфегян

    Каталожные номера:

    1. Beaubouef, B., «Северный поток завершает строительство самого длинного подводного трубопровода в мире», Offshore, P30, декабрь 2011 г.
    2. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/
    3. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Брайан, Техас, 2012 г.

     

    Поток и давление в трубах. Практическая инженерия

    Все трубы, по которым проходят жидкости, испытывают потери давления, вызванные трением и турбулентностью потока. Он затрагивает, казалось бы, простые вещи, такие как сантехника в вашем доме, вплоть до проектирования массивных, гораздо более сложных трубопроводов большой протяженности. Я говорил о многих проблемах, с которыми сталкиваются инженеры при проектировании трубопроводных систем, включая гидравлический удар, вовлечение воздуха и силы тяги. Но я никогда не говорил о факторах, влияющих на реальное количество жидкости, протекающей по трубе, и о давлениях, при которых это происходит. Итак, сегодня мы собираемся немного повеселиться, протестировать несколько различных конфигураций трубопроводов и посмотреть, насколько хорошо инженерные уравнения могут предсказывать давление и расход. Надеюсь, даже если вы не собираетесь использовать уравнения, вы получите некоторую интуицию, прочитав, как они работают в реальной ситуации. Сегодня мы говорим о гидравлике закрытых трубопроводов и падении давления в трубах.

    Я люблю инженерные аналогии, и в данном случае между электрическими цепями и жидкостями в трубах есть много общего. Подобно тому, как все обычные проводники имеют некоторое сопротивление потоку тока, все трубы оказывают некоторое сопротивление потоку жидкости внутри, обычно в виде трения и турбулентности. На самом деле, это прекрасная аналогия, потому что сопротивление проводника зависит как от площади поперечного сечения, так и от длины проводника: чем больше и короче провод, тем меньше сопротивление. То же самое и с трубами, но причины немного другие. Скорость жидкости в трубе зависит от скорости потока и площади трубы. Учитывая скорость потока, большая труба будет иметь меньшую скорость, а маленькая труба будет иметь более высокую скорость. Эта концепция имеет решающее значение для понимания гидравлики конструкции трубопровода, поскольку трение и турбулентность в основном являются результатом скорости потока.

    В своем видео я построил демонстрацию, которая должна помочь нам увидеть это на практике. Это коллектор для проверки различных конфигураций труб и наблюдения за их влиянием на поток и давление жидкости внутри. Он подключен к моему обычному крану слева. Вода проходит через расходомер и клапан, мимо нескольких манометров, через соответствующую трубку для отбора проб и, наконец, через насадку для душа. Я выбрал насадку для душа, так как для многих из нас это наиболее ощутимая и непосредственная связь с проблемами в сантехнике. Вероятно, это один из самых важных факторов, определяющих разницу между хорошим душем и плохим. Не волнуйтесь, вся эта вода будет отдана моим растениям, которые в ней нуждаются прямо сейчас.

    Я использовал эти прозрачные трубы, потому что они выглядят круто, но внутри особо не на что смотреть. Вся необходимая нам информация будет отображаться на датчиках (при условии, что я каждый раз стравливаю весь воздух из линий). Первый измеряет расход в галлонах в минуту, второй измеряет давление в трубе в фунтах на квадратный дюйм, а третий измеряет разницу в давлении до и после образца (также называемую потерей напора) в дюймах. воды. Другими словами, этот манометр измеряет, сколько давления теряется из-за трения и турбулентности в образце — это то, за чем нужно следить. Проще говоря, это говорит о том, насколько вы должны открыть клапан, чтобы достичь определенной скорости потока. Я знаю, что люди, занимающиеся метрикой, хихикают над этими единицами измерения. В этом видео я собираюсь нарушить свое правило о предоставлении обеих систем измерения, потому что эти значения в любом случае являются просто примерами. Это просто приятные круглые числа, которые легко сравнить с реальным приложением вне демоверсии. Если хотите, замените свои предпочтительные единицы, потому что это не повлияет на выводы.

    Существует несколько методов, используемых инженерами для оценки потерь энергии в водопроводных трубах, но одним из самых простых является уравнение Хазена-Вильямса. Его можно изменить несколькими способами, но этот способ удобен, потому что в нем есть переменные, которые мы можем измерить. В нем говорится, что потеря напора (другими словами, падение давления от одного конца трубы к другому) является функцией скорости потока, а также диаметра, длины и шероховатости трубы. Теперь — это много переменных, поэтому давайте попробуем пример, чтобы показать, как это работает. Во-первых, мы исследуем влияние длины трубы на потери напора. Я начинаю с короткого отрезка трубы в коллекторе и тестирую все при трех скоростях потока: 0,3, 0,6 и 0,9.галлонов в минуту (или галлонов в минуту).

    При 0,3 галлона в минуту мы видим, что перепад давления в трубе практически незначителен, чуть менее половины дюйма. При 0,6 гал/мин потеря напора составляет около дюйма. А при расходе 0,9 галлона в минуту потеря напора составляет чуть более 3 дюймов. Сейчас меняю образец на гораздо более длинную трубу того же диаметра. В данном случае это в 20 раз больше, чем в предыдущем примере. Длина имеет показатель степени 1 в уравнении Хазена-Вильямса, поэтому мы знаем, что если мы удвоим длину, мы должны получить двойную потерю напора. И если мы умножим длину на 20, мы увидим, что падение давления также увеличится в 20 раз. И действительно, при скорости потока 0,3 галлона в минуту мы видим падение давления на трубе диаметром 7,5 дюймов, примерно в 20 раз по сравнению с короткой трубой. Это максимум, что мы можем здесь сделать — дальнейшее открытие клапана просто перекрывает показания дифференциального манометра. В этой длинной трубе так много трения и турбулентности, что мне понадобился бы другой датчик только для того, чтобы измерить это.

    Длина — это лишь один из факторов, влияющих на гидравлические характеристики трубы. 4,3, что составляет лишь малую долю от потерь, измеренных с исходным образцом. Давайте посмотрим, так ли это. При 0,3 галлона в минуту падение давления в основном незначительно, как и в прошлый раз. На 0,6 и 0,9галлонов в минуту, падение давления практически такое же, как и исходное. Очевидно, что потеря напора связана не только со свойствами самой трубы, и, возможно, вы уже уловили это. В уравнении Хейзена-Вильямса есть что-то бросающееся в глаза. Он оценивает трение в трубе, но не включает трение и турбулентность, возникающую при резких изменениях направления или расширении и сжатии потока. Их называют малыми потерями, потому что для длинных труб они обычно незначительны. Но в некоторых ситуациях, таких как сантехника в зданиях или моя небольшая демонстрация здесь, они могут быстро складываться.

    Каждый раз, когда жидкость делает резкий поворот (например, вокруг локтя), расширяется или сжимается (например, через эти быстроразъемные фитинги), она испытывает дополнительную турбулентность, что создает дополнительную потерю давления. Думайте об этом, как будто вы идете по коридору с поворотом. Вы предвидите поворот и соответствующим образом корректируете свой путь. Воды нет, поэтому она должна врезаться в борт, а затем изменить направление. И на самом деле есть формула для этих незначительных потерь. В нем говорится, что они являются функцией квадрата скорости жидкости и коэффициента k, который был измерен в ходе лабораторных испытаний для любого количества изгибов, расширений и сжатий. В качестве еще одного примера этого, вот образец трубы с четырьмя 9Изгибы 0 градусов. Если бы вы просто рассчитывали потери давления от потока в трубе, вы бы ожидали, что они будут незначительными. Короткая гладкая труба соответствующего диаметра. Реальность такова, что при каждом расходе, испытанном в исходном образце прямой трубы, этот имеет примерно двойную потерю напора, достигая максимального перепада давления почти 6 дюймов при 0,9 галлона в минуту. Инженеры должны включить «незначительные» потери в расчетные потери на трение внутри трубы, чтобы оценить общую потерю напора. В моей демонстрации здесь, за исключением 20-футовой трубы, большая часть перепада давления между двумя точками измерения вызвана незначительными потерями через различные фитинги в коллекторе. Вот почему в этом примере падение давления практически такое же, как и в оригинале. Несмотря на то, что труба намного больше в диаметре, расширение и сжатие, необходимые для перехода на эту большую трубу, компенсируют разницу.

    Одно пояснение к этой демонстрации, которое я хочу сделать: я регулировал этот клапан каждый раз, чтобы поддерживать постоянную скорость потока в каждом примере, чтобы мы могли провести объективное сравнение. Но мы не так принимаем душ или пользуемся кранами. Может быть, вы делаете это по-другому, но я просто поворачиваю вентиль до упора. Результирующий расход зависит от давления в кране и конфигурации трубопровода на пути. Больше давления или меньшее трение и турбулентность в трубах и фитингах даст больший поток (и наоборот).

    Итак, давайте свяжем все эти новые знания с примером конвейера. Вместо того, чтобы просто знать общее падение давления от одного конца до другого, инженеры предпочитают постоянно измерять давление вдоль трубы. Это называется линией гидравлического уровня, и удобно, что она представляет собой высоту, на которую поднялась бы вода, если бы вы вставили вертикальную трубу в основную трубу. С гидравлической нивелирной линией очень легко увидеть, как теряется давление из-за трения трубы. Изменение расхода или диаметра трубы изменяет наклон линии гидравлического уклона. Также легко увидеть, как фитинги создают незначительные потери в трубе. Этот тип диаграммы выгоден во многих отношениях. Например, вы можете наложить номинальное давление трубы и посмотреть, превышаете ли вы его. Вы также можете увидеть, где вам могут понадобиться дожимные насосные станции на длинных трубопроводах. Наконец, вы можете визуализировать, как изменения в конструкции, такие как размер трубы, скорость потока или длина, влияют на гидравлику на этом пути.

    Трение в трубах? Не обязательно самое увлекательное гидравлическое явление.

    Learn more