Исследование особенностей и прогнозирование нештатных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов

Садуева, Гульмира Худайбергеновна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование особенностей и прогнозирование нештатных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Исследование особенностей и прогнозирование нештатных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов"

УДК 622.692.4

На правах рукописи

СЛДУЕВА ГУЛЬМИРА ХУДАЙБЕРГЕНОВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕШТАТНЫХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2006

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ ИГГТЭР)

Научный руководитель - доктор технических наук,

старший научный сотрудник Карамышев Виктор Григорьевич

Официальные оппоненты

- доктор технических наук, профессор

Агапчев Владимир Иванович

- кандидат технических наук Пиядин Михаил Николаевич

Ведущее предприятие - Центр химической механики

нефти Академии наук Республики Башкортостан (ЦХИМН АН РБ)

Защита состоится "19 " октября 2006 г. в "14"-" часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ "ИПТЭР"

Автореферат разослан " 19" сентября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

технических, наук иУИ^ Л.П.Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Известно, что значительную роль в системе народного хозяйства играет трубопроводный транспорт углеводородного сырья. Особое внимание специалистов направлено на поиск и решение задач, которые позволили бы решать вопросы, связанные с разработкой и внедрением ресурсосберегающих технологий, сокращением энергозатрат и надежности работы оборудования.

Значительный вклад в исследования вопросов повышения надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов и транспорта высокопарафини-стых нефтей внесли как отечественные исследователи: Акуличев В.А., Арзу-манов Э.С., Гуров В.И., Карелин В.Я., Колпаков Л.Г., Рахматуллин Ш.И., Гу-бин В.Е., Антипьев В.Н., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И., Черникин В.И., Гуме-ров А.Г., Ращепкин К.Е., так и зарубежные - Степанов А.И., Спрейкер В.А., Флоршоу Л., Уилкинсон У.Л., Coy С., Тонг Л, Чао Б. и др.

В этой связи создание новой техники и технологии, эффективная эксплуатация действующих объектов будут определяться состоянием и уровнем разработок теоретических основ техники и технологии, исследований, направленных на изучение и интенсификацию физических процессов.

Большое значение в нефтяной отрасли имеют исследования физических явлений, связанных с фазовыми превращениями в жидкостях углеводородного происхождения, в частности, исследование кавитации в связи с интенсивным развитием нефтепроводного транспорта и вводом в эксплуатацию энергоемких насосных станций, систем автоматизации и телемеханизации.

Опыт эксплуатации нефтепроводных систем, представляющих одну из энергоемких подотраслей народного хозяйства, решение проблем кавитации в нефтях, связанных с обеспечением бескавитационной работы гидравлических звеньев этой системы, становится актуальной задачей. Следовательно, определение и техническое обеспечение бескавитационных режимов - один из основных факторов бескавитационной эксплуатации технологического оборудования магистрального нефтепровода.

Решение названных проблем должно базироваться на изучении физиче-

ских закономерностей возникновения и развития кавитации в нефтях, теоретических основ и современных методов расчета кавитирующих потоков, обеспечивающих правильный выбор технических средств и технологических параметров, их надежное и эффективное функционирование.

Кавитация в нефтях заключается в том, что транспортируемые по магистральным нефтепроводам нефти по своим физическим свойствам, влияющим на кавитацию, существенно отличаются от холодной воды - характерной рабочей среды, используемой при отработке конструкций технологического оборудования и определяющих его рабочих характеристик. Так коэффициент теплопередачи от нефти к паровому пузырьку, а также теплоемкость и теплопроводность значительно ниже, чем для воды. Кроме того, у нефтей по сравнению с холодной водой более высокие кинематическая вязкость и давление насыщенных паров. Давление же насыщенных паров нефти как многокомпонентной жидкости зависит для заданной температуры, в отличие от воды, от соотношения объемов, занимаемых жидкой и паровой фазами. Значения поверхностного натяжения нефти по сравнению с водой значительно меньше, что делает их менее прочными с точки зрения разрыва. С другой стороны, вследствие специфики промысловой подготовки товарных нефтей в ней может содержаться большее, чем в воде, количество растворенных газов.

В работе представлены исследования влияния кавитационных процессов на экономичность трубопроводного транспорта нефти.

Следовательно, исследования кавитационных процессов в нефтях и возникающие нештатные ситуации при эксплуатации нефтепроводов требуют дальнейшего изучения.

Цель работы - прогнозирование нештатных ситуаций при эксплуатации магистральных нефтепроводов и разработка мероприятий по их предупреждению.

Основные задачи работы

1. На основе существующих рекомендаций и методов кавитационного расчета насосов исследовать критическое давление кавитации в товарной нефти.

2. Разработать способы и устройства для измерения кавитационного запаса насоса. Разработать метод расчета кавитационного запаса насоса при работе на нефти

3. Разработать метод расчета текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти.

4. Разработать мероприятия, включающие технические решения и технологические приемы, обеспечивающие поддержание рабочего состояния резервуаров.

5. Разработать метод диагностирования утечек нефти из нефтепровода с самотечными участками на основе штатных измерений режимных параметров.

6 Разработать математическую модель и алгоритм определения местонахождения утечки в трубопроводе.

7. Совершенствование технологии трубопроводного транспорта высоко-парафинистых нефтей путем улучшения их реологических свойств.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач использовались аналитические и численные методы решения дифференциальных уравнений.

Для подтверждения выводов и реализации, предложенных в диссертации расчетных методов, использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.

Научная новизна

1. Впервые при расчете допустимого давления на входе насоса, перекачивающего углеводородную смесь, установлена необходимость учитывать физические свойства этой жидкости.

2. Предложено для обеспечения однофазности и бескавитационной работы насосных агрегатов учитывать равновесность фазовых превращений при кавитации, и приведена расчетная математическая зависимость.

3. Разработан алгоритм расчета текущих и минимально допустимых уровней взлива нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти.

4. Предложена методика диагностирования утечек нефти из нефтепровода на основе штатных измерений режимных параметров.

5. Построена математическая модель и алгоритм определения местонахождения утечки жидкости из нефтепровода.

6. Разработана методика расчета экономической эффективности, получаемой при увеличении пропускной способности нефтепровода за счет снижения энергозатрат.

7. Предложены два технических решения, защищенные авторскими свидетельствами, для замера кавитационного запаса насоса.

Практическая ценность

Полученные в работе результаты позволили с высокой эффективностью осуществлять эксплуатацию объектов нефтепроводного транспорта.

На основе проведенных исследований разработаны новые технологические принципы, способы определения и устройства для измерения кавитационного запаса насоса, диагностирования утечек нефти из нефтепровода и алгоритм определения местонахождения утечки, которые легли в основу для ряда руководящих документов.

Апробация работы

Результаты работы докладывались и обсуждались на:

- заседании секции Ученого Совета и семинарах Института химии и нефти и природных солей Республики Казахстан;

- методическом совете института проблем транспорта энергоресурсов;

- международном конгрессе нефтегазопромышленников в г. Уфе в апреле 1998 года;

- международной специализированной выставке «Нефть. Газ. Технологии 2004 г. в Уфе, 19 мая 2004 года.

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 15 научных статьях, в том числе в трех патентах Российской Федерации.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка литературы, включающего 99 наименований. Работа выполнена на 114 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц, 19 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, показана научная новизна, приведена информация о практической реализации результатов работы.

В первой главе приводятся исследования особенностей обеспечения и контроля бескавитационной работы магистральных нефтяных насосов и расчет минимально допустимого давления на входе магистрального насоса при перекачке товарной нефти.

При расчете допустимого давления на входе насоса, перекачивающего углеводородную смесь, необходимо учитывать физические свойства этой жидкости.. Как правило приводимые паспортные кавитационные характеристики подпорных и основных магистральных нефтяных насосов, получают путем их испытаний на обычной холодной воде. Далее проводят пересчет кавитацион-ных характеристик, полученных на воде, на ту нефть, которую перекачивает насос в процессе эксплуатации.

В главе приведена математическая модель определения допустимого давления на входе насоса, перекачивающего товарную нефть. Установлено, что увеличение вязкости с одной стороны увеличивает гидравлическое сопротивление на входе в насос до зоны кавитации, а с другой - способствует замедлению роста паровых каверн, т.е. приводит к снижению давления в зоне кавитации. Наличие же газовой фазы в перекачиваемой жидкости приводит к увеличению критического давления кавитации по сравнению с давлением насыщенных паров.

Как видно из изложенного, изменение величины критического давления кавитации в проточной части насоса в зоне кавитации и, соответственно, изменение допустимого давления на входе в насос в связи с влиянием физических свойств перекачиваемой жидкости, как правило, прогнозируют не путем непосредственного измерения величины критического давления кавитации, а расчетным путем. Кроме того, в подавляющем большинстве, расчетный путь базируется на эмпирических формулах, применимость которых ограничена условиями тех экспериментов, на основе которых они получены.

В этой связи возникает потребность в рекомендациях, позволяющих учитывать влияние физических свойств перекачиваемой жидкости на основе способа непосредственного определения критического давления кавитации. Таким наиболее доступным способом является способ прямого измерения критического давления кавитации в неподвижном канале, в котором за счет пережатия его проточной части инициируется кавитационный режим течения, который по физическим свойствам перекачиваемой жидкости, начальным температурным условиям, интенсивности кавитации максимально соответствует кавитационному режиму течения в проточной части насоса. В этом случае в качестве неподвижного канала - генератора кавитационного потока можно использовать кавитационную трубку, выполненную либо в виде сопла Венгури, либо близкой к нему, по которой перепускается незначительная часть потока перекачиваемой жидкости в емкость утечек или во всасывающую магистраль. Такая схема позволяет достаточно полно и оперативно учитывать основные факторы, влияющие на величину критического давления кавитации (фракционный состав нефти, температура, интенсивность кавитации, время нахождения жидкости в зоне кавитации, число кавитационных зародышей в единице объема).

Здесь же приводятся результаты и интерпретация особенностей экспериментального исследования и определения величины критического давления кавитации товарной нефти, проведенного непосредственно на нефтеперекачивающей станции. Для определения критического давления кавитации часть потока перекачиваемой нефти отбиралась из напорной магистрали подпорного насоса и пропускалась через кавитационную трубку. Схема обвязки кавитаци-онной трубки, контрольно-измерительные приборы приведены на рисунке 1.

Методика эксперимента заключалась в следующем. При постоянном значении давления на входе в кавитационную трубку, контролируемого по манометру, меняли величину перепада давления на ней и фиксировали соответствующие значения давления в характерных сечениях трубки и расход жидкости через нее, контролируемому с помощью расходомера.

1 - узел отбора

2 - вентиль (1У = I", Ру = 16

3 - сетчатый фильтр

4 - расходомер ШЖУ-25

5 - кавитационная трубка

6 - образцовый манометр

Ртах ^ 10 кг/см2

7 - образцовый манометр Р<4 кг/см

8 - разделительный бачок

9 - дифманометр

10 - термометр

11 - фазометр

12 - вентиль с!у =1", Ру 2 5

13 - напорная магистраль подпорного

насоса

Рисунок 1 - Схема замера величины критического давления кавитации нефти

Момент возникновения кавитации фиксировался визуально по появлению небольшого белого кольца в «горле» (в конце суженого участка канала). Результаты исследования представлены на рисунке 2. Ргжряхт.

' Ргммрлап.

Ш) \ Л\Л ¡Аии/ог!

\ N

И>

и «7 и 03 13 (/ <г Асе Рисунок 2 - Изменение давления в "горле" кавитационной трубки

Из полученных результатов следует, что при кавитации нефти давление в кавитационной зоне (в каверне) при переходе от начальной стадии кавитации к развитой снижается, причем для исследованной нефти это снижение составило порядка 200 мм.р.ст.

Практический вывод из вышеуказанного заключается в том, что при оценке допустимого давления на входе в насос на основе использования критического давления кавитации, соответствующего начальным условиям кавитации, могут бьггь определены условия работы насоса, исключающие в его проточной части нарушения сплошности потока перекачиваемой жидкости.

Важное значение имеет выбор минимально допустимых давлений на приеме насосных станций, особенно при перекачке широкой фракции легких углеводородов. Обеспечение требований бескавитационной работы насосов на промежуточных насосных станциях, работающих по схеме «из насоса в насос», связано с тем, что на этих станциях давление на приеме изменяется не только при изменении режима работы самой станции, но и при изменениях режима работы других станций нефтепровода.

Известная формула обеспечения однофазности и бескавитационной работы насосных агрегатов носит упрощенный характер, поскольку не отражает современные представления о механизме в углеводородных системах с высокой упругостью паров, заключающиеся в следующем.

Кавитация в жидкостях с высокой упругостью паров сопровождается тепловым эффектом, связанным с заметным снижением температуры жидкости в зоне кавитации насоса по сравнению с исходной температурой во всасывающей магистрали. Снижение температуры жидкости приводит к понижению давления насыщенного пара в зоне кавитации. Процесс кавитирования жидкости протекает во времени. В быстротекущих потоках время пребывания жидкости в зоне низкого давления может быть меньше времени, необходимого для равновесного образования пара.

В сумме тепловой эффект и эффект неравновесности приводят к тому, что критическое давление (давление в зоне кавитации) будет ниже, чем давление насыщенных паров, определяемое по исходной температуре во всасывающей магистрали.

Соответственно, минимально-допустимое давление на приеме насоса будет ниже, чем давление, прогнозируемое по уравнению

Р min ) ^ Р нас (х ) к.з. Р техн» (1)

где Рщт(х) - минимальное рабочее давление в нефтепроводе;

Риде - давление насыщенных паров;

АР«.:,. - допустимый кавитационный запас;

ДРгехн - запас, предусматривающий непредвиденное снижение рабочего давления при выполнении различного рода технологических операций на магистрали насосных станций (ДРтош = 0,3-0,5 МПа).

На основании изложенного запись вышеназванного уравнения с учетом современных представлений о кавитационном процессе будет иметь вид

Pmin (Ф Ркр(х) + ДРкз. + Ртехн . (2)

где Ркр(х) критическое давление в зоне кавитации.

Таким образом, задача состоит в нахождении аналитического выражения для Рц, в прямом виде или в форме суммарной термодинамической поправки, которое учитывало бы тепловые эффекты, а также неравновесность фазовых превращений при кавитации.

Показано, что углеводородные смеси имеют больший термодинамический эффект, чем «чистые» однокомпонентные жидкости. Доказательство этого положения построено на анализе математической модели кавитационного потока, основанного на системе дифференциальных уравнений

- энергии

ÖTV , /и2

- импульса

:p,-|^Jdp + idx + dl —|=о. (3)

dp + d(pu2]=0, (4)

• неразрывности

d(pu) = 0, (5)

- плотности кавитирующей жидкости

I = V = (1 - х)- Vi + х • v v, (6)

а также эмпирических зависимостей, учитывающих изменение упругости паров углеводородной смеси от соотношения паровой и жидкой фаз

R = —^— = 0,515-0,0633-ДНкр>1 (7)

Vy +\(

Ps,t=PS,t,v=4.r(l,70-0,35-V°-5) (8)

„ оТ

Здесь cvg - удельная теплоемкость жидкости,--наклон кривой насы-

др

щения температура - давление, Т - температура, р - давление, г - скрытая теплота парообразования, и — скорость, р - плотность, v - удельный объем двухфазной (кавитирующей) жидкости, «£» и «v» - индексы, характеризующие параметры соответственно жидкости и пара, V = Vv / Vf - отношение объема пара к объему жидкости, ps t, pSit,v=4:l " упругость паров углеводородной смеси.

В результате теоретического анализа указанных уравнений для углеводородных смесей предлагается следующее выражение для термодинамической поправки для критического кавитационного запаса насоса

ДН^ДН^+ДН^, (9)

где ДНКр t - термодинамическая поправка, обусловленная снижением давления насыщенных паров из-за понижения температуры нефти в зоне кавитации, обусловленного отбором тепла из окружающей жидкости на парообразование, и определяемая по формуле

0,485-Bh +0,0633 ,

ajx irn t ~ — ————————— -+-

Kp>t 0,1266 • B[,

0,485 ■ Bh +0,06334

0,515

0,0633-Bh

0,5

, (Ю)

0,1266 Вь

ДНкр у - поправка, обусловленная зависимостью упругости паров углеводородной смеси от температуры и соотношения паровой и жидкой фаз:

0,35-У°-5-Р5^4:1 ё-Р

критерий тепловой кавитации:

AHkp,v=-^^ (11)

г Эр

В таблице 1 приводятся результаты расчета по предлагаемой формуле и сопоставление с полученными экспериментальным данными. Таблица 1

жидкость Вь, 1/м АНкр,ь ДНкр.У' ДН£,м ДН^ЭКС, Расхож-

м м м дение, м

нефть 0,35 1,87 1,00 2,87 2,7 +0,17

нефть 0,82 1,11 1,19 2,3 2,0 +0,3

нефть 2,02 0,24 0,86 1,1 0,8 +0,3

Наблюдаемое расхождение результатов является вполне удовлетворительным для инженерных расчетов.

На уровне изобретения разработан способ измерения кавитационного запаса насоса, заключающийся в том, что в трубопроводе перед насосом размещают баллончик, который предварительно заполняют перекачиваемой жидкостью, обеспечивая в полости баллончика соотношение паровой и жидкой фаз равным или близким к соотношению фаз в проточной части навигационной зоны насоса. При этом соотношение паровой и жидкой фаз в баллончике и кавитационной зоне устанавливают с учетом теплофизических свойств жидкости. На входе в насос и в баллончик дифференциальным манометром измеряют перепад давления. Адекватное соотношение паровой и жидкой фаз в баллончике и кавитационной зоне насоса устанавливают с учетом теплофизических свойств жидкости, пользуясь формулой

+ „3)

для области 0,15 —¿В), ¿1,65— и м м

^- = 1:1,05 (14)

для области Вь >1,65— , м

На рисунке.3 приведен общий вид устройства для измерения кавитаци-онного запаса насоса.

Рисунок 3 - устройство для измерения кавитационного запаса насоса

Вторая глава посвящена выбору и обеспечению технологических решений эффективной эксплуатации резервуарного парка нефтеперекачивающих станций.

Известно, что на перекачивающей станции откачка нефтепродукта может осуществляться одновременно из нескольких резервуаров. Резервуары, как правило, располагаются друг от друга на значительных расстояниях, имеют разные геодезические отметки, различные уровни взливов нефти и, в результате этого, неодинаковые расходы нефти из каждого резервуара.

В этом случае расчет текущих и минимально допустимого уровней нефти в резервуарах можно отождествить с расчетом разветвленных и сложных трубопроводов.

В диссертационной работе рассмотрен случай одновременной откачке нефти из двух резервуаров, технологическая схема которых приведена на рисунке 4.

n3 n2 n1 q=qi+qs

Hp*

-txi-

zro

-W;

__I.zh,

d„l>

5Ю

n3 n4

Ы-M-

Рисунок 4 — Технологическая схема откачки нефти на насосной станции из двух резервуаров

Приведены алгоритм расчета уровней нефти в каждом резервуаре при одновременной откачке из двух резервуаров с учетом изменения во времени и последовательность его реализации.

При расчете соответствующий уровень взлива в резервуарах принимается минимально допустимым из условия обеспечения бескавитационной работы насосов. Причем окончательное решение о минимально допустимом уровне нефти в резервуарах принимается на отсутствие воронкообразования. Расчет воронкообразования выполняется с учетом расходов из каждого резервуара. Определение критической высоты образования самопроизвольной воронки в резервуаре определяется по известной зависимости.

Графическое решение полученных уравнений приведено на рисунке 5.

Отличительной особенностью предлагаемой оценки величины критической высоты является то, что условие образования вихревых воронок в резервуарах определяется не для суммарного расхода перекачиваемой нефти из ре-зервуарного парка, а с учетом индивидуального расхода нефти из каждого резервуара, из которого производится откачка. В этом случае величины минимально допустимых остатков, нормируемые условиями образования вихревых воронок, будут различными, но при этом они будут всегда меньшими, чем минимально допустимый остаток, определяемый для суммарного расхода. Ука-

занная оценка минимально допустимых остатков, в зависимости от задействованных резервуаров, их удаленности от подпорных насосов, позволяет увеличить полезную емкость резервуарного парка.

гй ' 0»0-,+01

1,6- соответственно гидравлическая характеристика, соответственно,

технологического трубопровода «1-В», и «6-В»

Рисунок 5 - Зависимость давления в точке «В» от расхода О при одновременной откачке нефти из двух резервуаров

При эксплуатации резервуаров на днище их откладывается большое количество твердых и вязких осадков, которые снижают полезный объем и осложняют нормальную эксплуатацию емкостей. Предлагается способ удаления осадков из резервуаров с использованием теплоносителя, в качестве которого используются легкие углеводороды, получаемые гидроциклонированием, и расчетная формула для определения их необходимого количества. Приводится пример осуществления способа. Установлено, что способ является перспективным. Он позволяет значительно сократить энергозатраты и время очистки резервуаров, исключить накопление статического электричества и, тем самым, повысить безопасность процесса.

В этой же главе рассмотрен вопрос защиты резервуара от коррозии.

Приводится способ, позволяющий значительно ослабить процесс коррозии внутренней поверхности резервуаров за счет покрытия ее защитной пленкой.

Третья глава посвящена анализу существующих методов диагностирования технического состояния трубопровода в части нарушения целостности линейной части с целью раннего обнаружения утечек нефти, осуществляемого на основе штатных измерений режимных параметров.

Несмотря на большое разнообразие методов и приборных средств, которые используются для фиксации времени и места образования утечки все они обладают определенными недостатками. Как правило, недостатки обусловлены тем, что применение тех или иных методов ограничено параметрами трубопровода, профилем трассы, свойствами перекачиваемой жидкости, режимами перекачки, а также природно - климатическими условиями. Некоторые методы, например, при течении с неполным заполнением сечения трубопровода, становятся вообще неприемлемыми.

Не отрицая их значимости, представляется целесообразным рассмотрение и использование методических приемов обнаружения утечек, основанных с одной стороны на штатных измерениях режимных параметров - давления, расхода и температуры, производимых системой СДКУ (система диспетчерского контроля и управления) с помощью обычного и характерного для любого трубопровода набора датчиков, с другой - позволяющих учитывать влияние самотечных участков. В этом случае одним из предпочтительных методов диагностирования утечек является дифференциальный метод, основанный на сравнении одноименных параметров в разных точках трассы.

Суть дифференциального метода состоит в обеспечении контроля значения дебаланса расходов транспортируемой нефти на входе и выходе контрольного участка трубопровода в соответствии с выражением

которое представляет собой разницу расходов жидкости на входе и выходе контрольного участков трубопровода за период времени Т с учетом изменения объема нефти за этот же период времени. Здесь С?„х(1), 0„мч(1) - соответственно расход нефти в начале и конце контрольного участка (значения определяются

¡=1

(15)

¡=1

системой СДКУ); УгрДТ), Утр/О) - соответственно объем нефти напорных участков трубопровода в конце и начале периода интегрирования (от 0 до Т); Т — контрольный период времени; Утрд,ыш(Т), Угр,иаМ(0) - соответственно объем нефти на самотечных участках трубопровода в конце и начале контрольного периода времени.

Величина е, теоретически точно соответствует нулю до тех пор, пока не произойдет утечка нефти. При наличии утечки величина е>0. На практике по целому ряду причин величина е будет отличаться от нуля даже при отсутствии утечки. Определение порогового значения е представляет собой цель рассматриваемого метода.

Для определения численного значения е требуется выполнить расчет объемов нефти на напорных участках и на самотечных участках. Для этого используется известные и усовершенствованные использованием аппроксимаци-онных зависимостей методиками. Предлагается алгоритм расчета дебаланса объемов нефти е, который дает возможность построить метод диагностирования утечек нефти из трубопровода с самотечными утечками

Метод основан на постоянстве мгновенного и интегрального значений объемов перекачиваемой жидкости в начале и конце контрольного участка трубопровода с учетом объема жидкости в напорных (полностью заполненных) и безнапорных (самотечных) участках трубопровода при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.

Для реализации метода на входе и выходе контрольного участка трубопровода устанавливаются турбинные или ультразвуковые счетчики измерения количества перекачиваемой нефти.

Методическая основа определения и сравнения порогового и шумового дебаланса базируется на статистической обработке данных по дебапансу нефти на рассматриваемом участке за контрольный период времени Т.

Определение дебаланса е объемов производится для п случаев. Полученные результаты представляются в виде ряда из п статистических данных: Е|, Ег, £3 ... еп- Вычисление дебаланса е производится с целью определения поля допуска, которое характерно для данного технологического процесса и дает вероятность риска не более некоторого наперед задаваемого числа. Для статиче-

ской обработки данных по дебалансу е желательно иметь количество данных п > 20.

В процессе статистической обработки данных определяются следующие параметры.

1. Среднее арифметическое значение дебаланса из I) измерений:

.1=]_

(16)

где £; - результат 1 - го измерения, п - число измерений.

2. Средняя квадратичная ошибка единичного результата измерения при п измерениях:

-]0,5

5П =

(п-0

(17)

(18)

3. Задаются надежность определения поля допуска Р для дебаланса объемов е и величина а = 1 - 2р (2р - вероятность - задаваемое числовое значение). Для выбранной надежности определения поля допуска Р и вероятности а определяется коэффициент [, используемый при определении поля допуска.

4. Определяются границы поля допуска дебаланса е

11 =ё-*-8п.

Таким образом, если за поле допуска брать величину (12-1|), то с надежностью Р и вероятностью риска Р из всех будущих наблюдений величины дебаланса е будут лежать в этом интервале поля допуска.

Приводится алгоритм исключения одного ошибочного измерения. Его особенностью является то, что объем жидкости на самотечном участке определяется в отличие от существующего нормативного алгоритма с учетом вязкости транспортируемой жидкости, что позволяет повысить достоверность определения дебаланса контролируемых объемов жидкости.

В работе предлагается конструкция, обеспечивающая контроль утечек нефти из подводного трубопровода. С некоторыми дополнениями она может быть использована и для трубопроводов, проходящих по сильно пересеченной местности.

При эксплуатации нефтепроводов , проходящих по сильно пересеченной местности, перекачивающих нефть с большим содержанием остаточной влаги, в наиболее низких местах на участках наибольшего прогиба трубопроводов вследствие коррозии возможны аварийные ситуации с утечкой нефти. Особенно опасны нарушения целостности при эксплуатации подводных переходов, когда до обнаружения утечки в реку или водоем может вылиться значительное количество нефти или нефтепродукта.

В подводном переходе, выполненном по схеме «труба в трубе», в месте максимального прогиба по нижней образующей наружной трубы приварить «карман», внутри которого размещается предлагаемое устройство. Устройство представляет собой коромысло установленное на шарнире с поплавком и ограничителем хода коромысла, при этом коромысло и ограничитель подсоединены к источнику питания с наличием в электросети сигнального устройства. «Карман», приваренный к нижней образующей наружной трубы, частично заполнен нейтральной средой. В главе приводится конструкция устройства и описание его работы.

Предлагаемая конструкция устройства позволяет осуществить контроль состояния подводного перехода, повысить его надежность и предотвратить загрязнение водоемов и рек.

Четвертая глава посвящена совершенствованию технологии трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей. Известно, что в общем балансе добываемых в Республике Казахстан нефтей значительную долю составляют высокопарафинистые застывающие нефти. Это является причиной пристального внимания всех исследователей, работающих в области магистрального транспорта нефти.

Как правило, при транспорте этих нефтей возникают определенные трудности, связанные с высокой вязкостью и, как следствие - значительные потери на трение при перекачке по трубопроводам.

Высокая эффективность и повышенная температура застывания обуславливает необходимость изыскивать способы для исключения застывания в трубопроводе после его длительной остановки. В последнее время появилось много работ, посвященных транспорту аномальных нефтей, в частности, изучению физико-химических свойств для безаварийного их транспорта.

На основе анализа существующих способов предложен метод транспорта высокопарафинистых нефтей, позволяющий улучшить реологические свойства высокопарафинистой нефти. Суть предлагаемого способа заключается в следующем. Термообработанную при температуре плавления парафина высо-копарафинистую нефть подвергаю гидроциклонированию и только затем вводят разбавитель при температуре выше температуры выпадения парафина. При цикпонировании высокопарафинистой нефти за счет центробежных сил происходит отброс нерасплавленных включений парафина (температура плавления парафина находится в пределах 40-70 "С и даже выше) и механических примесей в накопительную емкость.

Приводится пример конкретного выполнения.

В результате эксперимента было выявлено, что предлагаемый способ требует разбавителя в два раза меньше, при этом улучшить реологические свойства высокопарафинистой нефти и увеличить время восстановления кристаллической структуры парафина.

В целях улучшения реологических свойств высокопарафинистые застывающие нефти подвергают термообработке. Термообработка позволяет получить нефть с непрочной структурной решеткой, не способной удержать в своих ячейках весь объем нефти. В этом случае большое значение имеют правильно выбранные условия охлаждения нефти. Высокопарафинистые нефти в процессе термообработки целесообразно охладить в движении до температуры массовой кристаллизации I = 40 °С, а в диапазоне температур, где происходит массовая кристаллизация парафина и формирование структурной решетки - в покое, со строго определенной скоростью охлаждения, которая определяется опытным путем.

В лабораторных условиях были проведены эксперименты с целью улучшения реологических свойств перекачиваемой высокопарафинистой нефти за

счет создания перед разрушением прочной структурной решетки. Для этого исходную нефть нагревали до температуры, при которой парафин растворялся в жидкой углеводородной части нефти, затем охлаждали в состоянии покоя ниже температуры кристаллизации парафина, в данном случае — до температуры окружающей среды. После чего механически разрушали образованную кристаллами парафина структуру, например, перемешиванием.

В результате экспериментов было установлено, что подогрев высокопа-рафинистой нефти до температуры растворения парафина в жидкой нефти приводит к свободной ориентации молекул парафина в объеме. Они занимают положение, при котором система обладает наименьшим запасом потенциальной энергии. Охлаждение такой нефти до температуры кристаллизации парафина и ниже приводит к появлению структурной решетки в объеме. Причем прочность ее оказывается максимальной по сравнению с прочностью структурной парафиновой решетки, образованной при любом другом сочетании операций нагрева и охлаждения высокопарафинистой нефти, что подтверждается сравнением величин опытно определенных начальных касательных напряжений сдвига.

Итак, полученная дисперсная система характеризуется не только меньшей эффективной вязкостью, но и слабовыраженными тиксотропными свойствами, т.е. способностью восстанавливать структуру во времени как в динамике, так и в покое. Это обстоятельство дает возможность транспортировать вы-сокопарафинистые нефти при температуре ниже температуры кристаллизации парафина на большие расстояния без использования каких-либо других средств и осуществлять запуск трубопровода после аварийной остановки без осложнений.

В главе приводится модель расчета потребляемой мощности и коэффициента полезного действия нефтепровода, транспортирующего нефть с подогревом.

Приведены математические зависимости для расчета потребляемой мощности и коэффициента полезного действия нефтепровода.

Прогнозный расчет количества потребного на обогрев нефти топлива с учетом переменной производительности перекачки может быть произведен по формуле

QTOnn=Pg-{lQo-[20-n)-Ti]-Ati}-At.c-Ц— (19)

1 i J Л печь '" и

В предположении, что дросселирование потока отсутствует, коэффициент полезного действия трубопровода может быть записан в следующем виде

"пол F(Q)

~ NnoTp ~~ fto) + Pj_Qj_Ätj_c ' (20)

Л Л печь

где F(Q) = (4 • Q2'75 + Q • Az • gp)- 9,81

Для оценочных расчетов коэффициент полезного действия печи Т1печь может быть принят равным 0,65; теплотворная способность нефти Ни=10400 ккал/кг = 10400-4186,8 дж/кг, величина подофева At = 15-18 °С; удельная теплоемкость нефти с = 0,48 ккал/(кг-град) = 0,48-4186,8 , дж/(кг-град).

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Исследованы особенности расчета минимально допустимого давления на входе магистрального насоса при перекачке товарной нефти. Экспериментально определено критическое давление кавитации товарной нефти на неподвижной модели. Разработан способ измерения кавитационного запаса насоса.

2. Разработана математическая модель и алгоритм для определения местонахождения утечек жидкости при разгерметизации трубопровода. Показано, что углеводородные смеси имеют больший термодинамический эффект, чем «чистые жидкости».

3. Разработан полуэмпирический метод расчета кавитационного запаса насоса при работе на углеводородных смесей (нефть, мазут). Предложен метод контроля бескавитационной работы магистральных нефтяных насосов.

4. Выполнен расчет текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти. Предложен способ зачистки днища резервуара от донных отложений с использованием теплоносителя и вариант защиты резервуара от коррозии.

5. Разработана усовершенствованная технология трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей путем улучшения их реологических свойств.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Рахматуллин Ш.И., Садуева Г.Х., Карамышев В.Г. Расчет текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2004,- вып.63.- С. 176-181.

2. Рахматуллин Ш.И., Карамышев В.Г., Пирогов А.Г., Садуева Г.Х. Выбор минимально допустимых давлений на приеме насосных станций //Тр. инта /Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2004,- вып.63,- С. 204-207.

3. Садуева Г.Х., Карамышев В.Г., Пирогов А.Г. Опорожнение дефектного участка трубопровода от нефтепродуктов // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2004.-вып.63.- С. 47-49.

4. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Рзиев С.А., Садуева Г.Х. Улучшение реологических свойств высокопарафинистых нефтей // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.-2004,- вып.63.- С.94-96.

5. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Садуева Г.Х. Подготовка высокопа-рафинистой нефти к трубопроводному транспорту // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.-2004.- вып.63,- С.67-69.

6. Садуева Г.Х., Рахматуллин Ш.И., Карамышев В.Г. Исследование критического давления кавитации в товарной нефти // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья / Международная специализированная выставка «Нефть. Газ. Технологии-2004», г. Уфа, 2004,- С.31-34.

7. Садуева Г.Х., Бронштейн А.И. Зачистка днища резервуаров от донных отложений // Проблемы и методы обеспечения надежности безопасности

объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья / Международная специализированная выставка «Нефть. Газ. Технологии-2004», г. Уфа, 2004,-С. 117-118.

8. Садуева Г.Х. Защита резервуара от коррозии. // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья. /Международная специализированная выставка «Нефть. Газ. Технологии-2004», г.Уфа, 2004,- С. 119-120.

9. Рахматуллин Ш.И., Шагиев Р.Г., Захаров Н.П., Садуева Г.Х. Методика расчета экономической эффективности, получаемой при увеличении пропускной способности нефтепровода за счет использования противотурбулентной присадки // Энергоэффективные технологии / Международная специализированная выставка «Нефть. Газ. Технологии-2004», г.Уфа, 2004,- С.33-36.

10. Рахматуллин Ш.И., Захаров Н.П., Садуева Г.Х. Модель расчета потребляемой мощности и коэффициента полезного действия нефтепровода, транспортирующего нефть с подогревом // Энергоэффективные технологии / Международная специализированная выставка «Нефть. Газ. Технологии-2004», г.Уфа, 2004,-С. 41-45.

11. Станев B.C., Гумеров А.Г., Рахматуллин Ш.И., Садуева Г.Х. Исследование особенностей обеспечения и контроля бескавитационной работы магистральных нефтяных насосов / Вестник Башкирского университета, г. Уфа, 2004, №2,- С. 55-58.

12. Гумеров А.Г., Садуева Г.Х., Рахматуллин Ш.И., Карамышев В.Г. Оценка области применения метода динамического баланса для диагностики утечек в трубопроводе // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2005,- вып. 65,-С.15-19.

13.Патент № 2278302, МПК F04D 29/66. Способ измерения кавитацион-ного запаса насоса / Гумеров А.Г., Рахматуллин Ш.И., Карамышев В.Г., Садуева Г.Х.. Заявл. 15.03.2004; Опубл. 25.09.2005; Бюл. 27 (1ч.).- С. 150.

14. Решение о выдаче патента на изобретение № 2004109483/06, МПК F04D 9/00. Способ измерения кавитационного запаса насоса / Гумеров А.Г., Рахматуллин Ш.И., Карамышев В.Г., Садуева Г.Х.. Заявл. 15.03.2004; Опубл. 25.09.2005; Бюл. 27 (1ч.).- С.149.

15. Садуева Г.Х.. Контроль утечек в нефтепроводе / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем,- Уфа.: Транстэк.- 2005,- С.3-4.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 14. 09.2006 г. Бумага писчая. Заказ №. 592. Тираж 100 экз. Ротапринт ИПТЭР. 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Садуева, Гульмира Худайбергеновна

Введение.

1. Исследование особенностей обеспечения и контроля бескавитационной работы магистральных нефтяных насосов.

1.1. Обзор существующих рекомендаций и методов кавитационного расчета насосов, перекачивающих углеводородные смеси нефтяного

1 происхождения.

1.2. Исследование критического давления кавитации в товарной нефти.

1.3. Особенности экспериментального определения критического давления кавитации товарной нефти на неподвижной модели.

1.4. Способы и устройства для измерения кавитационного запаса насоса.

1.5. Разработка метода оперативного расчета истинного давления насыщенных паров нефти.

1.6 Теоретический анализ и разработка полуэмпирического метода расчета уменьшения допустимого кавитационного запаса насоса при 28 работе на нефти.

Выводы.

2. Выбор и обеспечение технологических решений эффективной эксплуатации резервуарного парка нефтеперекачивающей станции. 52 t 2.1 Расчет текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти.

2.2 Разработка рекомендаций по зачистке днища резервуара от донных отложений с помощью теплоносителя.

2.3 Разработка рекомендаций по защите внутренней поверхности резервуара от коррозии.

Выводы.

3. Разработка метода диагностирования утечек нефти из магист ральных нефтепроводов с самотечными участками на основе штатных измерений режимных параметров.

3.1 Особенности диагностирования утечек нефти в трубопроводах с самотечными участками.

3.2 Разработка метода диагностирования утечек нефти из трубопровода с самотечными участками.

3.3 Разработка конструкции, обеспечивающей контроль утечек из

1 нефтепровода на подводных переходах

Выводы.

4. Совершенствование технологии трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей.

4.1 Подготовка высокопарафинистой нефти к трубопроводному транспорту.

4.2. Способ улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей.

4.3. Модель расчета потребляемой мощности и коэффициента полезного действия нефтепровода, транспортирующего нефть с подогревом.

4.4. Опорожнение дефектного участка трубопровода от нефти и нефтепродуктов.

4.5 Методика расчета экономической эффективности увеличения пропускной способности нефтепровода за счет использования при

I садки.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование особенностей и прогнозирование нештатных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов"

Опыт эксплуатации нефтепроводных систем, представляющих одну из энергоемких подотраслей народного хозяйства, решение проблем кавитации в нефтях, связанных с обеспечением бескавитационной работы гидравлических звеньев этой системы, становится актуальной задачей. Следовательно, определение и техническое обеспечение бескавитационных режимов - одним из основных факторов бескавитационной эксплуатации технологического оборудования магистрального нефтепровода.

Решение названных проблем должно базироваться на изучении физических закономерностей возникновения и развития кавитации в нефтях, теоретических основ и современных методов расчета кавитирующих потоков, обеспечивающих правильный выбор технических средств и технологических параметров, их надежное и эффективное функционирование.

Кавитация в нефтях заключается в том, что транспортируемые по магистральным нефтепроводам нефти по своим физическим свойствам, влияющим на кавитацию, существенно отличаются от холодной воды - характерной рабочей среды, используемой при отработке конструкций технологического оборудования и определяющих его рабочих характеристик. Так коэффициент теплопередачи от нефти к паровому пузырьку, а также теплоемкость и теплопроводность значительно ниже, чем для воды. Кроме того, у нефтей по сравнению с холодной водой более высокие кинематическая вязкость и давление насыщенных паров. Давление же насыщенных паров нефти как многокомпонентной жидкости зависит для заданной температуры, в отличие от воды, от соотношения объемов, занимаемых жидкой и паровой фазами. Значения по-► верхностного натяжения нефти по сравнению с водой значительно меньше, что делает их менее прочными с точки зрения разрыва. С другой стороны, вследствие специфики промысловой подготовки товарных нефтей в ней может содержаться большее, чем в воде, количество растворенных газов.

Особые повышенные требования к условиям обеспечения однофазности потока нефти, например, при эксплуатации турбинных расходомеров, возникают в технологических процессах трубопроводного транспорта. Применительно к таким процессам большое практическое значение приобретают исследования кавитационных свойств нефтей как при квазистатическом, так и при динамическом воздействии.

В последнее время возросла практическая целесообразность исследования кавитации в нефтях. Это связано с тем, что насосные станции стали оснащаться агрегатами, для которых характерным гидродинамическим признаком является относительно высокий уровень скоростей в межлопастных каналах, что естественно требует учета влияния на механизм кавитационных процессов не только теплофизических свойств нефти, но и неравновесности кавитирова-& ния нефти в проточной части насоса.

Наиболее перспективным направлением в решении проблем сокращения потерь и рационального использования нефтяного газа - это транспортировка его вместе с нефтью в однофазном состоянии по магистральным трубопроводам в районы предприятий - потребителей углеводородного сырья. Необходимо отметить, что специфичные особенности, отличающие газонасыщенные нефти от дегазированных, обусловленные характерными физическими явле-* ниями, предъявляют определенные требования к технике и технологии трубопроводной системы. В этом случае наиболее характерным явлением при динамике газонасыщенных нефтей, определяющим условия работы технологического оборудования, будет газовая кавитация, при которой, в отличие от паровой кавитации, присутствует процесс диффузии газа из нефти в пузырек. Безусловно, большое практическое значение приобретают исследования, связанные с определением функциональной зависимости давления в газовой каверне - критического давления кавитации - от газосодержания, гидродинамических режимов системы.

В итоге можно отметить, что для специалистов, занятых эксплуатацией нефтепроводов, исследование кавитационных явлений в нефтях представляет научный и практический интерес.

В процессе эксплуатации нефтепроводов производится постоянный контроль за его рабочим состоянием на основе текущего измерения ряда параметров, характеризующих работу его элементов. По отклонению этих параметров от нормативных может быть выполнена оценка возникновения нештатных ситуаций.

В диссертации рассмотрен ряд вопросов при возникающих нештатных ситуациях в процессе эксплуатации нефтепровода и установленного оборудования. В частности, рассмотрены такие вопросы как:

- выбор и обеспечение технологических решений эксплуатации резерву-арного парка нефтеперекачивающей станции;

- приведен расчет текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти;

- разработаны мероприятия по зачистке донных отложений и по защите внутренней поверхности резервуара от коррозии.

В связи с глубоким интересом нефтяной отрасли Республики Казахстан к транспорту высокопарафинистых нефтей, автор ставит ряд задач, касающийся этой проблемы, и приводит их решение. В частности, рассматривается совершенствование технологии трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей, путем улучшения реологических свойств перекачиваемой нефти.

Как разработка новых эффективных мероприятий, направленных на ликвидацию нештатных ситуаций, возникающих на нефтепроводах, так и транспорт высокопарафинистых нефтей являются актуальным не только для Республики Казахстан, но и других нефтедобывающих стран.

Цель работы - прогнозирование нештатных ситуаций при эксплуатации } магистральных нефтепроводов и разработка мероприятий по их предупреждению.

Основные задачи работы

2. Разработать способы и устройства для измерения кавитационного запаса насоса. Разработать метод расчета кавитационного запаса насоса при ра' боте на нефти

3. Разработать мероприятия, включающие технические решения и технологические приемы, обеспечивающие поддержание рабочего состояния резервуаров.

4. Разработать метод диагностирования утечек нефти из нефтепровода с самотечными участками на основе штатных измерений режимных параметров.

5. Разработать математическую модель и алгоритм определения местонахождения утечки в трубопроводе.

6. Исследовать возможность совершенствования технологии трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей путем улучшения их реологических свойств. t Методы решения поставленных задач

Научная новизна работы заключается в следующем: f 1. Впервые при расчете допустимого давления на входе насоса, перекачивающего углеводородную смесь, установлена необходимость учитывать физические свойства этой жидкости.

5. Построена математическая модель и алгоритм определения местонахождения утечки жидкости из нефтепровода.

Практическая ценность

Апробация работы

Результаты работы докладывались и обсуждались на:

- методическом совете института проблем транспорта энергоресурсов;

- международном конгрессе нефтегазопромышленников в Уфе в апреле 1998 года;

- международной специализированной выставке «Нефть. Газ. Технологии 2004 г. в Уфе, 19 мая 2004 года.

Публикации.

Объем работы.

Диссертационная работа общим объемом 114 страниц машинописного текста состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, 8 таблиц, 19 иллюстраций. Список литературы включает 99 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Садуева, Гульмира Худайбергеновна

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

2. Разработана математическая модель и алгоритм для определения местонахождения утечек жидкости при разгерметизации трубопровода.

3. Разработан полуэмпирический метод расчета кавитационного запаса насоса при работе на нефти. Предложен метод контроля бескавитационной работы магистральных нефтяных насосов.

6. Предложена методика расчета экономической эффективности, получаемой при увеличении пропускной способности нефтепровода

106

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Садуева, Гульмира Худайбергеновна, Уфа

1. Stahl Н.А., Stepanoff A.J. Thermodynamic Aspects of Cavitation in Centrifugal Pumps. Trans. ASME. Vol. 78, pp. 1691-1693.

2. Salemann V. Cavitation and NPSH Requirements ASME. Series D, vol. 81,1959, pp. 167-173.

3. Степанов А.И. Кавитация в центробежных насосах, перекачивающих жидкости, отличные от воды. Пер. с англ.- Тр. Американского общества инженеров-механиков,- М.: Мир, 1961.-№ 1.- С. 98-112.

4. Степанов А.И. Кавитационные свойства жидкости. Серия А. Пер. с англ.-Тр. Американского общества инженеров-механиков.- М.: Мир, 1964.- № 2.-С. 122-128.

5. Спейкер В.А. Влияние свойств жидкостей на кавитацию в центробежных насосах. Пер. с англ.- Тр. Американского общества инженеров-механиков.-М.: Мир, 1965,-№3.-С. 88-98.

6. Рахматуллин Ш.И., Колпаков Л.Г. О пересчете кавитационных характеристик центробежных насосов для нефтей и вязких нефтепродуктов.- Нефтяное хозяйство, 1970, № 7, С. 54-56.

7. Колпаков Л.Г., Рахматуллин Ш.И. Кавитация в центробежных насосах при перекачке нефтей и нефтепродуктов.- М.: Недра, 1980,- 144 с.

8. Рахматуллин Ш.И. Кавитация в гидравлических системах магистральных нефтепроводов. М., Недра, 1986,165 с.

9. Синярев Г.Б., Добровольский М.В. Жидкостные реактивные двигатели.- М.: Гос. изд. Оборонной промышленности, 1957.- 580 с.

10. Ю.Боровский Б.И., Ершов Н.С., Овсянников Б.В., Петров В.И. Чебаевский В.Ф., Шапиро А.С. Высокооборотные лопаточные насосы. Под редакцией д-ра техн. наук Овсянникова Б.В. и д-ра техн. наук Чебаевского В.Ф.- М.: Машиностроение, 1975,- 336 с.

11. П.Акуличев В.А. Кавитация в криогенных и кипящих жидкостях. М., Наука, 1978.

12. Арзуманов Э.С. Кавитация в местных гидравлических сопротивлениях. М., Энергия, 1978

13. З.Ахмедов К.А. О применении идентификационных моделей при расчете фазовых превращений.- Изв. вузов. Нефть и газ, 1978, № 6. С. 26-29.

14. Гуров В.И., Дорфман Ю.М. Влияние частоты вращения ротора на антикави-тационную устойчивость насоса.-Вестник машиностроения, № 10, 1981,1. С. 29-32.

15. Джекобсон И.К. О механизме срыва напора во входном участке кавити-рующих насосов. Пер. с внгл,- Тр. амер. общ. инж.-мех., Серия Д. 1964, № 2. С.166-168.

16. Ильин В.Г., Левковский Ю.Л., Чалов А.В. Кавитационная прочность воды при возникновении гидродинамической кавитации.- Акустический журнал, 1975, т. XXI, вып.4, С. 661-664.

17. Карелин В.Я. Кавитационные явления в центробежных и осевых насосах. М., Матгиз. 1975.42 с.

18. Колпаков Л.Г., Рахматуллин Ш.И., Беркутов И.С., Аюкасов Р.Н., Размыслов А.П.- РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1983, № 11, С.7-9.

19. Мартяшова В.А. К расчету давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов.- Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977, № 3, С.29-23.

20. Несис Е.И. Кипение жидкости. М., Наука, 1973.

21. Перепелкин К.Е., Матвеев B.C. Газовые эмульсии. Л., Химия, 1979.

22. Перник А.Д. Проблемы кавитации. М., Судпромгиз, 1963.

23. Рахматуллин Ш.И., Колпаков Л.Г. Расчет кавитационных характеристик центробежных насосов при перекачке нефтей и вязких нефтепродуктов.- Тр. ВНИИСПТнефть, Уфа, вып. IX, 1972, С. 99-100.

24. Рахматуллин Ш.И. К расчету кавитации в газосодержащей жидкости.- Тр. ВНИИСПТнефть, сер. Технология трубопроводного транспорта, 1981,1. С. 16-27.

25. Высокооборотные лопаточные насосы. Под ред. д-ра техн. наук Б.В. Овсянникова и В.Ф. Чебаевского. М.: Машиностроение 1975.

26. Флоршоу Л, Чао Б. Механизм разрушения пузырьков пара.- Теплопередача (пер. Frans, ASME, ser С), № 2, С. 58-72.

27. Чебаевский В.Ф., Петров В.И. Кавитационные характеристики высокооборотных шнеко центробежных насосов. М., Машиностроение, 1973.

28. Poritsky H. The collapse or growth of a spherical bubble or cavity in a viscous fluid J. US national Congress of Applied Mechanics, 1952, p. 812-821.

29. Staneley, Hutton P. Kavutation parameter voc Humpen der.// Konferenz fur Stromungsmaschinen. Budapest, 1966, p. 175-181.

30. Zanker F. Vapor Pressurs of Pure Hundrocarbons. Erdol, Kohle, Erdgas Petro-chemie, 1977, XI, Bd 30, № 11, p. 521-522.

31. Стулов T.T. и др. Железобетонные резервуары для нефти и нефтепродуктов. М.: Недра,- 1968.-С. 233-234.

32. Заявка № 58-30398 Япония. Заявл. 17.08. 81; № 56-129743; Опубл. 22.02.83.

33. Вургафт А.В. Образование и удаление донных отложений в нефтеналивных судах. НТО Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ.- 1974.- 15 с.

34. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктов. М.: Недра.-1981.

35. Тепловая изоляция. Справочник строителя. М.: Стройиздат.- 1985.- 255 с.

36. Новоселов В.Ф. и др. Эксплуатация нефтепродуктопроводов при неполной загрузке. М.: ВНИИОЭНГ.- 1973.

37. Алиев Р.А., Копанев С.В., Михайлов В.Н. Определение потерь напора в «горячем» нефтепроводе при сборе или подкачке. РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ.- 1972,- № 8.

38. A.C. 857625 СССР МПК F16L55/10. Устройство для локализации места течи в трубопроводе/ В.П. Лисафин, К.В. Фролов, В.Я. Грудз, Я.Д. Кушнир (СССР).- 2831957/29; Заявл. 29.10.79; Опубл. 23.08.81; Бюл. 31,- С. 3.

39. Патент США 5029614, F16L 55/10, 1992.

40. Патент 2079766 RU, МПК F16L 55/10. Способ опорожнения дефектного участка трубопровода / В.Н. Халтурин, В.Ю. Гурьянов, Г.Н. Бусыгин и др. (RU).- 94038405/06; Заявл. 11.Ю.94;Опубл. 20.05.97; Бюл. 14,- С.4.

41. Патент США № 3675671, кл. 137-1. Опубл. 1970. (подготовка в/п нефти)

42. Шавчуков А.Д. и др. Исследование возможности снижения температуры застывания высокопарафинистой нефти с целью улучшения ее транспортировки / Нефтепромысловое дело.- 1976,- № 8.

43. А.С. 754159 СССР, МПК F17D 1/16. Способ подготовки высокопарафинистых нефтей к трубопроводному транспорту / Ю.В. Скрипников, Р.А. Ну-рутдинова (СССР).- 2698179/25; Заявл. 13.12.78.; Опубл. 07.08.1980,-Бюл.22.- С.2.

44. Дегтярев В.Н. Некоторые вопросы термообработки высокозастывающих нефтей. / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.- 1964,- № 8,1. С.28-30. F17D 1/16.

45. А.С. 1377501 СССР, МПК F17D 1/16. Способ подготовки высокопарафини-стых нефтей к транспорту. / A.M. Соцков, Н.Н. Репин, В.Г. Карамышев, JI.B. Давыдова, В.Н. Арканюк (СССР).- 4056734/23-08; Заявл. 15.04.86; Опубл. 30.02.88; Бюл. 8.-С.З.

46. Ишмухаметов И.Т. и др. Сборник практических расчетов при транспортировке нефтепродуктов по трубопроводам.- М.: Нефть и газ.- 1997.- 112 с.

47. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М, Гидродинамика.- М.: Наука, 1986.- 736 с.

48. Трубопроводный транспорт широкой фракции легких углеводородов / Обзорная информация ВНИИОЭНГ, серия, Транспорт и хранение нефти.-Вып.12.- 1988,- С.22.

49. Чириков К.Ю. Исследование технологических задач транспорта нестабильного конденсата по магистральным трубопроводам с помощью центробежных насосов / Авторефер. Дисс.- М., 1979.- 24 с.

50. Гуров В.И. Исследование кавитационных режимов работы лопастных насосов на различных жидкостях / Труды ЦИАМ,- 1976.- Вып. 10,- С.29-92.

51. Гуров В.И. Моделирование предельно-срывного по расходу течения одно-компонентных жидкостей в насосе / Тр. ЦИАМ им. П.И. Баранова.- 1975,-С. 30-34.

52. A.C. 667460СССР, МПК В65Д 87/20. Плавающая крыша резервуара / В.Г. Прозоров,-2531192/23; Заявл. 13.10.77; Опубл. 05.06,1979; Бюл 21,- С. 2.

53. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей,- М.: Гостоптехиз-дат, 1958.

54. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов.- М.: Недра, 1982.

55. Котен В.Г., Игнатьев В.Г., Атаев X. Экспериментальные исследования движения высокозастывающих парафинистых нефтей в трубопроводах. М.; ВНИИОЭНГ, 1968.- НТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов,

56. Григорян Г.М., Черникин В.И. Подогрев нефтяных продуктов М.: Гостоп-техиздат, 1947.

57. Бондаренко П.М., Логинов В.В., Степанюгина М.П. Электрообогрев трубопроводов при перекачке высоковязких нефтей и нефтепродуктов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1976.- РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.

58. Дегтярев В.Н., Данилов В.И. Влияние термообработки на температуру застывания маловязких парафинистых нефтей.- М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1971, № 3.

59. Ефремов В.П., Надиров Н.К., Каширский А.И. Снижение реологических параметров мангышлакской нефти путем разбавления ее с эмбинскими.- М.: ВНИИОЭНГ', Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981, № 4.

60. Карамышев В.Г., Касымов Т.М., Танатаров Р.А. Подготовка высокопарафи-нистой нефти к транспорту.- Труды ИПТЭР, 1996, Вып. 56.

61. Касымов Т.М. Определение вязкости нефти и нефтепродуктов при температуре застывания.-Труды ИПТЭР, 1996, Вып. 56.

62. Сальникова С.Н., Касымов Т.М., Карамышев В.Г. Движение несмешиваю-щихся жидкостей в трубопроводе со сложной границей раздела.- Труды ИПТЭР, 1996, Вып. 56.

63. Попов В.В., Фазлутдинов И.А., Сафин М.А. Осложнения при транспорте высокопарафинистых нефтей на месторождениях «Узень» и «Жетыбай».-Труды ИПТЭР, 2003, Вып. 4. С.224-234.

64. Гумеров А.Г., Попов В.В., Карамышев В.Г. Магистральный транспорт вы-сокопарафинистой нефти,- Труды ИПТЭР, 2003, Вып. 4. С.224-228.

65. Хусаинов З.М., Карамышев В.Г., Бадертдинов А.Х., Попов В.В. Подготовка товарной нефти к транспорту,- Труды ИПТЭР, 2000, Вып. 59. С.27-29.

66. Садуева Г.Х., Карамышев В.Г., Пирогов А.Г. Опорожнение дефектного участка трубопровода от нефтепродуктов // Тр. ин-та / Институт проблемтранспорта энергоресурсов.- 2004.- Вып. 63,- С. 47-49.

67. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Садуева Г.Х. Подготовка высокопарафи-нистой нефти к трубопроводному транспорту // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2004.- Вып. 63,- С. 67-69.

68. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Рзиев СЛ., Садуева Г.Х. Улучшение реологических свойств высокопарафинистых нефтей // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2004.- Вып. 63.- С. 94-96.

69. Рахматуллин Ш.И., Садуева Г.Х., Карамышев В.Г. Расчет текущих и минимально допустимых уровней взливов нефти в резервуарах при одновременной откачке из них нефти // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2004.-Вып. 63.-С. 176-181.

70. Рахматуллин Ш.И., Карамышев В.Г., Пирогов А.Г., Садуева Г.Х. Выбор минимально допустимых давлений на приеме насосных станций // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2004.- Вып. 63.- С. 204-207.

71. ГОСТ 1756-52 (ИСО 3007-99) Межгосударственный стандарт. Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.

72. Рахматуллин Ш.И., Гумеров А.Г., Станев B.C., Садуева Г.Х. Исследование особенностей обеспечения и контроля бескавитационной работы магистральных нефтяных насосов / Вестник Башкирского университета, 2004, №2.-С. 55-58.

73. Рахматуллин Ш.И., Гумерова ГЛ., Ванифатова В.В. К оценке динамического баланса объемов нефти в трубопроводе с самотечными участками / Трубопроводный транспорт нефти, №2 3,2001.- С. 24-28.

74. Куликов В.Д., Шишнев А.В. Яковлев А.Е. Антипьев В.Н. Промысловые трубопроводы. М.: Недра, 1994.- 300 с.

75. Инструкция по учету нефти при ее транспортировке, Уфа, ВНИИСПТнефть, 1995.-61 с.

76. Методика статистической обработки эмпирических данных, РТМ44-62. М.: 1966.- 99 с.

77. Берчик Э.Д. Свойства пластовых жидкостей /Гостотехиздат.- 1960.- с. 184.

78. Zanker A Vapor Pressures of Pure Hydrocarbons. Erdoei und Kohle. Erdgas Pet-rochemic Organ der Dentschen Gesellschaft fue Mineraloiwissenschaft und Koh-lechemil 30 Jahrgang, Heft 11/Novtmber, 1977.

79. Зайдель A.H. Ошибки измерений физических величин. Л.; Наука, 1974.-108с

80. Садуева Г.Х. Контроль утечек в нефтепроводе / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем.- Уфа: Транстэк,- 2005,- С.3-4.

81. Садуева Г.Х., Рахматуллин Ш.И., Карамышев В.Г. Оценка области применения метода динамического баланса для диагностики утечек в трубопроводе / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2005,- Вып. 64,

82. Гурьянов А.А. Обнаружение места утечек в магистральных нефтепроводах с помощью сканирующих импульсов давления. Канд дисс. УГНТУ, Уфа.-. 2004.

83. Вязунов Е.В., Дымшиц J1.A. Методы обнаружения утечек из магистральных нефтепродуктопроводов // ОИ. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов»,- М.: ВНИИОЭНГ, 1979,- 53 с.

84. Р50.2.040-2004 ГСИ Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. (Основные положения) Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии. Москва, 2004.- С.66.

85. Л.Б. Кублановский. Определение мест повреждения напорных трубопроводов. Изд-во «Недра», Москва, 1971, с. 135.

86. М.В. Лурье, П.С. Макаров, В.А. Черникин Новый алгоритм оперативного обнаружения утечек жидкости из трубопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов; НТС.- М.: УНИИТЭнефтехим, 2001.- №3.

87. М.В. Лурье, П.С. Макаров Гидравлическая локация утечек нефтепродукта на участке нефтепровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов; НТС.-М.: УНИИТЭнефтехим, 1998.-№12.

88. Г.Э. Одишария, В.П. Славинский. Влияние физических свойств жидкости на высоту образования воронки в емкости / Проблемы транспорта и хранения газа. М.: ВНИИгаз,- 1979,- С.53.97.Стандарт СЭВ 3654-82.

89. Гост 28781-90 Нефть и нефтепродукты. Метод определения давления насыщенных паров на аппарате с механическим диспергированием

90. Патент на полезную модель 39676, МПК П7Д 1/00 Подводный переход

91. A.M. Акбердин, И.С. Беркутов, В.И. Еронен.-2004101505; Заявл 19.01.2004: Опубл. 10.08.2004: Бюл.22.-С.4.

Информация о работе

Садуева, Гульмира Худайбергеновна
кандидата технических наук
Уфа, 2006
ВАК 25.00.19

Диссертация

Исследование особенностей и прогнозирование нештатных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы