WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 ||

hП – высота паровой фазы в сегменте нефтепровода;

h1 – высота столба нефти в трубопроводе, соответствующая предельной утечке;

Zmax 1 и Н – расстояние по вертикали между максимальной Zminминимальной отметками профиля трассы нефтепровода;

А – место дефектного отверстия (свища, трещины и т.п.).

В точке А установится давление, равное:

РА = ghА + Ратм, (2) где - плотность нефти;

hА – расстояние от места дефектного отверстия до свободной поверхности нефти на дневной поверхности (до поверхности земли);

Ратм – атмосферное давление.

Плотность товарной нефти считается известной. Изменением плотности нефти за счет испарения из нее легких углеводородов можно пренебречь, т.к. изменяется плотность только вышележащих слоев (участвующих в процессе фазового перехода) и это изменение незначительно.

Давление, определяемое по формуле (2) будет уравновешено Рдавлением паров нефти и давлением нефтяного столба высотой h1:

Р0 + gh1 = Pатм + ghА. (3) Величина Н находится из профиля трассы нефтепровода (рис. 1) Н = hП + h. (4) Давление р в жидкой (нефтяной) фазе будет меняться по закону гидростатики:

р(h)= P0 + gh. (5) Элементарный объем нефти dV на произвольной глубине погружения h (рис.2) равен:

dV = Sосн dh, (6) Sосн где - площадь основания рассматриваемого отсека.

dl dh Sосн Рис.2. Пространственная расчетная схема наклонного трубопровода где – угол наклона трубопровода к горизонтальной плоскости;

dl – длина отсека вдоль образующей.

С учетом того, что основание рассматриваемого отсека представляет собой фигуру эллипсоидальной формы, выражение (6) примет вид:

d dV = dh, (7) 4sin где d – внутренний диаметр трубопровода.

VП РОбъем паровой фазы зависит от величины давления. С учетом полученной в работе регрессионной зависимости (1) объем паровой фазы, выделившейся из отсека, определится выражением:

dVП = dVЖ [ap + bp + c], (8) где давление р определяется по формуле (5).

При определении количества вытекшей нефти из участка трубопровода необходимо учитывать, что в общем случае в образовании паровой фазы будет участвовать не весь объем нефти, а только та часть ее объема, в которой давление будет меньше давления насыщения. Из нефти, h находящейся на большей глубине погружения, чем, не будет выделяться паровая фаза.

Для определения количества вытекшей нефти из левой ветви hП трубопровода необходимо определить величину. Для этого нужно проинтегрировать выражение (8), которое с учетом (5) и (6) примет вид:

h hП = (ap2 + bp + c) dh = h. (9) = [a(P0 + gh) + b(P0 + gh)+ c] dh agh b hП = h[aP0 2 + bP0 + c]+ gh aP0 + + (10) 3 2.

h Величину можно определить по формуле:

Pнас - Рh =. (11) g h В том случае, если значение, вычисленное по формуле (11) hокажется больше, чем высота столба нефти в левой ветви трубопровода (рис.1), то в выражении (9) значение верхнего предела интегрирования h = hнеобходимо принимать.

Система уравнений (3), (4), (10), (11) является замкнутой.

hП h1 P0 h Неизвестными являются ; ; ;. Совместно решая эти уравнения, hП можно найти искомые величины, в том числе, и, следовательно, объем VП вытекшей нефти, который принимается равным объему паровой фазы в левой ветви трубопровода:

d VП = hП.

(12) 4sin При выполнении расчета количества вытекшей нефти из сегмента трубопровода при наличии двух поверхностей фазового перехода (рис.3), когда испарение будет происходить и с одной и с другой поверхности, вместо уравнения (10) следует использовать уравнение (13):

Рис.3. Сегмент участка магистрального нефтепровода с двумя поверхностями фазового перехода h1 hгде и – глубина погружения точки под свободной поверхностью нефти в трубопроводе, в которой давление равно давлению насыщения Рнас, в правой и левой частях трубопровода соответственно;

h0 – расстояние по вертикали от места повреждения до ближайшей минимальной точки перегиба профиля трассы нефтепровода.

agh1 b hП = h1[aP0 2 + bP0 + c]+ gh1 aP0 + + + 3 (13) agh2 b + h2[aP0 2 + bP0 + c]+ gh2 aP0 + + 3 Предельная величина утечки из всего участка нефтепровода определяется суммой объемов паровых фаз в возвышенных участках трассы:

n V = V i. (14) i=При расчете количества вытекшей нефти из участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками, учитывается, что профиль трассы трубопровода может состоять из нескольких ветвей – нисходящих и восходящих (рис.4). Высотные отметки точек перегиба Zmax i Zmin i нефтепровода – максимальные и минимальные, а также lij расстояния по горизонтали между ними (i=1,2,3,…,n; j=1,2) считаются известными и находятся из профиля трассы.

Рис.4. Расчетная схема участка магистрального нефтепровода, отсеченного линейными задвижками Ниже приведены основные положения из предлагаемой методики в виде отдельных этапов вычисления величин для определения предельного объема утечки.

Обработка исходной информации Установление условий процесса опорожнения нефтепровода /определение высотных отметок точек перегиба профиля трассы, расстояний между ними, координаты места повреждения и т.д./ Вычисление величины давления в месте утечки /согласно формулы (2)/ Проверка возвышенных точек профиля трассы на условие наличия паровой фазы /паровая фаза существует, если давление в возвышенной точке трассы нефтепровода меньше давления насыщения/ Определение объема паровых фаз в возвышенных участках трассы /в соответствии с формулами (2)-(13)/ Вычисление предельной величины аварийной утечки /согласно формулы (14)/ На основе разработанной методики создан программный продукт для расчета предельной величины аварийной утечки нефти из участка магистрального нефтепровода при безнапорном режиме с учетом профиля трассы, месторасположения повреждения и динамики изменения давления насыщенных паров товарной нефти.

Программный продукт разработан с использованием системы визуального программирования Delphi 7 и работает с исходными данными, сохраняя их в базе данных формата Paradox.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Установлены зависимости изменения давления насыщенных паров товарных нефтей применительно к процессу самотечного опорожнения трубопровода на основе проведенных экспериментальных исследований по выделению паровой фазы для нефтей среднего приобья Западной Сибири.

2. Получены регрессионные зависимости давления в паровой фазе от соотношения объемов паровой и жидкой фаз товарных нефтей, отличающихся компонентным составом.

3. Выявлены закономерности аварийного истечения нефти из отсеченного задвижками участка трубопровода в зависимости от профиля трассы и динамики изменения давления насыщенных паров нефти.

4. Разработана математическая модель, позволяющая оценить предельную величину аварийной утечки из участка нефтепровода, отсеченного линейными задвижками.

5. Разработана методика, предназначенная для расчета количества вытекшей нефти из участка магистрального трубопровода при безнапорном режиме с учетом профиля трассы и свойств товарной нефти.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Антипьев В.Н. Закономерности аварийного опорожнения линейного участка магистрального нефтепровода. / Антипьев В.Н., Долговых В.Л., Налобина Е.В. // Известия ВУЗов, серия «Нефть и газ». -Тюмень:

ТюмГНГУ, №4, 2003г. -С.63-67.

2. Антипьев В.Н. Применение вероятностного подхода при определении объема аварийной утечки нефти из магистрального нефтепровода./ Антипьев В.Н., Долговых В.Л. // Материалы международной научнопрактической конференции «Проблемы эксплуатации транспортных систем в суровых условиях»/. Ч.1.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2002г. -С.3-7.

3. Антипьев В.Н. Экспертиза промышленной безопасности нефтегазовых объектов как контролирующий фактор риска и энергоресурсопотребления.

/ Антипьев В.Н., Долговых В.Л. // Материалы международного совещания «Энергоресурсосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России»/. Тюмень: ТюмГНГУ, 2001г. -С.144-150.

4. Земенков Ю.Д. Определение утечек на магистральных нефтепроводах./ Земенков Ю.Д., Долговых В.Л., Коваленко Н.П. // Известия ВУЗов, серия «Нефть и газ». -Тюмень: ТюмГНГУ, №2, 1997г. -С.72-75.

5. Долговых В.Л. Расчет аварийных утечек нефти. // Материалы международного семинара «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли»/. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2002г. -С.236-237.

6. Долговых В.Л. Влияние величины разрежения в паровой фазе на процесс истечения нефти из трубопровода при аварии. // Материалы международной научно-практической конференции «Нефть и газ.

Проблемы недропользования, добычи и транспортировки»/. -Тюмень:

ТюмГНГУ, 2002г. -С.201.

7. Долговых В.Л. Определение утечек нефти при авариях на магистральных нефтепроводах на различных этапах истечения. / Долговых В.Л., Антипьев В.Н., Налобина Е.В. // Сборник научных трудов «Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов Западной Сибири»/. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2003г. -С.86-93.

Pages:     | 1 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»