Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет36/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   32   33   34   35   36   37   38   39   ...   81

 

 

213


Литература 

 

1.  С.Б.  Косболов  «Оптимальное  проектирование»  учебное  пособие,  город  Алматы,  КазНТУ, 



2011г.  

2.  В.С.Каштанов,  В.И.Ивановский,  В.И.Дарищев,  А.А.Сабиров,  С.С.Пекин  «Оборудование  для 

добычи нефти и газа»  Учеб.пособие в 2-х частях, 2002г. 

3. К.Г. Оркин,  А.М. Юрчук «Расчеты в технологии и технические добычи нефти»  М., « Недра», 

1967г. 

4. А.И. Снарев «Расчет машин и оборудования для добычи нефти и газа» Самара, 1995 г. 



 

 

МАГИСТРАЛДЫ ҚҰБЫРӨТКІЗГІШТІҢ ТЕХНИКАЛЫҚ 



ЖАҒДАЙЫН БАҚЫЛАУ: МОНИТОРИНГ ЖҮЙЕСІ 

 

Кулбаева А.С., Қарғабаев И.С.,  Құмар Б.Қ. 

Қ.И. Сәтбаев атындағы КазҰТУ, Алматы қ, Қазахстан Республикасы 

 

Жаңа  технологиялар  мен  техникаларды  адамның  жұмыс  саласының  барлығына  енгізу  соңғы 



жылдардың  тенденциясына  айналды.  Бірінші  кезекте  инновациялық  әзірлеулер  өндіріс  пен 

өнеркәсіптің дамуына әсер етті.  

Өндірістік  инфрақұрылымның  объектілері  жүйесінің  ең  маңызды  бөлігі,мұнай-газ  өндіруші 

кешеннің  функционалды  қызмет  етуін  қамтамасыз  ететін-  әр  түрлі  мақсаттағы  құбырлар  желісі 

болып  табылады.  Түгелдей  дерлік  өндірілетін  сұйықтық,  тауарлық  мұнай,  мұнай  өнімдері  мен 

қосалқы  агенттер  құбыр  желісі  арқылы  тасымалданады.  Сонымен  қатар  белгілі  бір  мақсатта 

реконструкциялауға,  құрал-жабдықтарды  алмастыруға,  өндірістік  активтерді  кеңейтуге  және  де 

автоматтандырылған  басқаруға  инвестиция  құю  сенімділіктің  жоғарылауын,  құбыр  желісін 

эксплуатациялау кезіндегі қауіпсіздікті қамтамасыз етеді.  

Қазіргі  таңда  құбырлар  арқылы  мұнай  және  газ  тасымалдаудың  қауіпсіздігі  мен  сенімділігін 

қамтамасыз  ету,  салынып  жатқан  және  реконструкцияланатын  магистралдық    құбырлардың 

өнімділігінің  артуы  мұнай  және  газ  құбырларын  жобалау,  салу  және  пайдалану  кезіндегі  жаңа 

ғылыми тәсілдерді алдын ала анықтады. 

Көмірсутектерді  құбыр  арқылы  тасымалдау  кезіндегі  өнеркәсіп-тік  және  экологиялық 

қауіпсіздікті  қамтамасыз  ету  әрқашан  көкейкесті  мәселелердің  бірі  болып  қалады.Құбырөткізгіш 

қауіп-қатер  дәрежесі  үлкен  инженерлік-техникалық  құрылым  және  ол  жоғары  қысыммен  жұмыс 

жасайды,  егер  құбырдың    тығыз  бекітілген  бөлігінде  бұзылулар  болса,  онда  көлемі  елеулі  өнім 

шығыны  болады.  Бұл  өз  кезегінде  кәсіпорынға  өнім  шығынына,  аварияны  жоюға,  айыппұл 

санкцияларына материалдық шығындарымен қатар, қоршаған ортаны ластайды, төтенше экологиялық 

жағдайлар пайда болуына алғышарттар жасайды. 

Құбырлық  көлік  технологиясын  жетілдірудің  маңызды  позиция-ларының  бірі,  құбырлық  көлік 

саласында технологияларды жетілдіру мен жаңа шешімдерді қолданудағы негізгі бағыты: «аз адамды 

технология»    біртұтас  автоматтандырылған  басқару  жүйесі  және  магистралды  құбырөткізгіштің 

техникалық жағдайын бақылау болып табылады. 

Мұнай-газ құбырларына қауіп-қатер туғызатын негізі фактор-ларға: құбыр тұтастығының табиғи 

бұзылуы,  адамның  әсері,  табиғи  жағдай  әсерінен  зақымдану.Осыған  байланысты  магистралды 

құбырдың  тұрақты  жұмысын  қамтамасыз  ететін  әр  түрлі  штаттық  емес  жағдайларда  табиғи  немесе 

техногенді әсер ету дәрежесін анықтайтын магистралды құбырөткізгішті басқаруға автоматты жүйені 

жасауға байланысты ғылыми-технологиялық кешенді қиыншылықтар туындайды. Бұл мәселені шешу 

үшін  магистралды  құбырөткізгішті  және  төгілулерді  бақылап  отыратын  интегралданған  жүйені 

ұсынамыз. Соның ішінде мұнай-газ құбырөткізгішінің жұмыс істеу қабілеттілігін қамтамасыз ететін, 

бөтен әсерлер мен төгілулерді мониторинг жүйесі негізінде бақылау тиімді тәсіл болып табылады. 

Мұнай  кеніштерін  жайғастыруда  құбырдың  техникалық  жағдайын  бақылаудың  басты 

қағидаттары: 

  Құрылыс мерзімдерін және әр лицензиялық жер қойнауы учаскесі бойымен түрлі мақсаттағы 

құбырларды пайдалану, санын есептеу(мұнай құбыры, газ құбыры-барлық созылым ұзындығы); 

  Құбырлар күйін бақылау және есептеу; 

  Апаттық жағдай күйін бақылау және есептеу; 

  Құбырлардың гидравликалық жұмыс режимдерін бақылау 


 

214 


Күрделі  мұнай-газ  магистралдарының  қауіпсіздігін  қамтамасыз  ететін  элемент  бұл-құбырөткізгіш 

жүйелерінің  мониторингі  болып  табылады.Құбырды  бақылау  жүйесі  құбырөткізгіштегі  қысымды,  ағын 

жылдамдығын және температураны есептеу арқылызақымданудан қорғады. 

Мониторинг жүргізудің мақсаттары: 

 Идентификациялау  және  труба  ішінің  диагностикасы  деректемелері  негізінде  ақауларды 

жіктеу; 


 Беріктікке есептеу және ақаулармен өқбырдың ұзақ мерзімділігі; 

 Ақаудың даму қарқынын анықтау; 

 Құбырдың қалдық ресурсын болжау; 

 Құбырдың пайдалану режимдеріне арналған ұсыныстарды беру; 

Құбырөткізгіштердің техникалық жағдайының мониторингі кезінде шешілетін мәселелер: 

 Статикалық информация өңдеу көмегімен істен шығулардың себебін талдау; 

 Авариялық жағдайлардың зардптарын жоюға арналған оңтайлы шараларды анықтау; 

 Құбырдың аттестациясы. 

Мониторинг кезінде жүргізілетін жұмыстар бірнеше этаптан тұрады: объектілердің техникалық 

жағдайы  туралы  параметрлер  деректемелерін  жинау,  интеграциялау,  жіктеу  және  сақтау,осы 

мәліметтердің нәтижесінде құбырөткізгіш жағдайын бақылап отыру. 

Төгілу,  бұзылуларды анықтаудан  басқа  мониторинг  жүйесі  келесі  аналитикалық  функцияларды 

атқарады: 

o

  Айдаудың технологиялық режимін бақылау; 



o

  Өлшегіш аспаптардың күйін анықтау; 

o

  Құбырдың тиімді диаметрін анықтау; 



o

  Сорап агрегаттарының сипаттамаларын идентификациялау. 

Техникалық  жағдайды  толық  талдау  және  түпкілікті  шешім  қабылдау  үшін  операторға 

эргономды интерфейс қажетті мәліметтердің барлығын экранға шығаруға мүмкіндік береді. 



Жүйе құрылымы 

Мониторинг  жүйесі  үш  деңгейден  тұрады:    Далалық  өлшеуіш  жабдығы,  сораптық  станцияның 

торабы,  басты  бақылау  орталығы  .  Коммуникациялық  торабы  далалық  жабдықтамасы  мен  басты 

бақылау  орталығы  өнеркәсіптік  Ethernet  немесе  CPRS  негізінде  ұйымдастыру  мүмкін.  Тораб 

сораптық станциялары мен басты орталығы арасы өнеркәсіптік Ethernet негізінде орналасады. 

Қойылатын талаптар 

Неғұрлым мұнай және газ құбырлары әдетте үлкен созылымы бар мыңдаған километрді басып, 

мониторинг  жүйесі  едәуір  үлкен  араларға  жайылу  керек.  Торабтық  жабдықтамасы  талапқа  сәйкес 

келу  керек  ,соның  ішінде  улкен  диапазонды    температурада  жұмыс  істеу,  IP  қорғаудың  улкен 

дәрежесі, шаң және ылғал өткізбейтін болуы. 

Мониторинг жүйесінің апараттық бөлігі 

Мониторинг жүйесінің апараттық бөлшегі болып көрінетін бөлісілген жүйені жинау, өндеу және 

сақтау диагностикалық деректер және орталық есептеуіш станциядан  (ОЕС) тұратын және өлшеуіш 

блогі  (ӨБ)  бітеулік  корпустарда  тағы  сервер  дерекқордан  тұрады.  ОЕС-тің  қабылдау,  табыстау, 

уақытша  сақтау  үшін  және  мағлұматтарды    алдын  ала  өңдеу  ,  байланыс    және  басқару  өлшегіш 

арналары.Әрекет  қағидаты  ИСБ  сандық  өңдеуге  құрылған  гидроакустикалық,  сеисмоакустикалық 

және акустикалық сигналдарды талдауыш спектрі жүзеге асыратын  олар бір біріне тәуелсіз  әр канал 

бойынша нақты масштаб.ИСБ магистралдық құбырдың желілік бөлігінде  орнатылады, жабдықталған 

трасса бойында созылып жатуына және оның инфроқұрылым (жолдар, байланыс және т.б) жүйесі бір 

деңгейлі және ғалами көп деңгейлі құрылу мүмкін, жерргілікті телімдерді қорғауды бірнеше ондаған 

және жүздеген километр трасса аралығында СС-тен келесі СС-ке қамтамасыз етеді.ИСБ жұмыс істеу 

дербесті  технологиялық  біріктірілген  жүйе  де  және  біріктірілген    де  болу  мүмкін  құрамында  бар 

немесе  шығаралып  жатқан  автоматтандырылған  басқару  жүйесі  SKADA  сияқты  нақты  теңшелім 

жүйелердің  жобалау  шешімдер  сауалдама  парақтар  негізінде  анықталады  (тапсырыс  карталыры). 

Сапасына  байланысты  арналыры  оптоволокондық  байланыс  желісі  де  және  шешім  қолдану  мүмкін, 

сымсыз технологияға негізделген WiFi немесе WIMAX.  

Өлшегіш блоктарды өлшеу үшін әр түрлі орындалуына жасалады: 

  Құбырдың деформациялары, Құбырдың үсті температуралары ,  

  Құбырдың коррозия жылдамдығы,  

  Электрлік кедкергі құбыр мен қорғаныс қабы арасы,  

  Құбырдың қорғаныс қабы ішінде газдың шоғырлануы, 


 

215


  Электрохимиялық  қорғаныстың  акустикалық  эмиссиялардың  сигналдар  параметрлері  , 

поляризациялық және жиынтық жүйелері. 



 

Қорытынды 

 

Табиғи ескеруімен байланысты және біртіндеп шығуымен қауіпсіздік өндірістік нысандарының 

жобалықпайдалану  мерзіміне  байланысты  сенімділігі  қойылатын  талаптар  мониторингке,  қалдық 

ресурстарды бағалауға және тәуекелдер жоғарлайды. 

Бүгiн  әр  түрлi  штаттық  жағдайларды  болжау  үшiн  оңтайлы  шешiм  құбырдың  трассасының 

бақылауы - және маңызды зардаптарды шығару апат мүмкiн. Күрделi құбыр жүйелерін қызмет етуде 

алайда  тiптi  жүйелi  бақылаудың  жүргiзуiнде  мүмкiн.  Себеп  әр  түрлi  бола  алады:  шарт,  адамның 

әсерненi  күрделi  табиғи-климаттық  және  жануарлар,  құбыр  ақаулары,  жегiде,  табиғи  жойқын 

апаттары – мүмкiн емес ескеру. 

Күрделi  құбыр  жүйелерді  қызмет  етуде  алайда  тiптi  жүйелi  бақылаудың  жүргiзуiнде  бас-сирақ 

мүмкiн. Себеп әр түрлi бола алады: шарт, адамның әсерi күрделi табиғи-климаттық және бәрi жануар, 

бүркеме құбыр ақаулары, жегiде, табиғи жойқын апаттары – мүмкiн емес ескеру. 

Мониторинг  негізгі  мәселесі  жалпы  мәлімет  жүйелер  жағдайлары    құрылысынан  бастап  және 

пайдаланудың кезеніне  

Соңғы  жылдары  көп  жаңа  функциялары  жүзегеасырылады  және  жаңа  игерулер  енгізіледі,  сол 

бойынша газ мұнай және өнімдерді тасылмалдауға тиімді және қауіпсіз болады.  

 

Әдебиеттер 

 

1.  Аладинский  В.В.,  Григорьева  Ю.Б.  Мониторинг  объектов  магистрального  нефтепроводного 

транспорта / Журнал  «Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов».-

М., 2011.- С.16-21 

2. Кумар Б.К., Абаева С.Б. Мониторинг напряжённо-деформирован-ного состояния магистральных 

трубопроводов // Научно-практической конференции «Сатпаевские чтения». –Алматы, 2012.- С. 188-192 

3. 

Материал 



StatePipelineCoordinator’sOffice, 

USA. 


Опыт 

мониторинга 

уникального 

Трансаляскинского нефтепровода / Журнал  «Наука и технология трубопроводного транспорта нефти 

и нефтепродуктов».-М., 2011.- С. 96-100 

4.  Катанов  Р.Ш.  Применение  адаптивных  моделей  в  технологическом  мониторинге 

магистральных нефтепроводов. «Нефтегазовое дело», 2009 www.ogbus.ru 

5.  Кутуков  С.Е.  Технологический  и  экологический  мониторинг  систем  магистрального 

транспорта и промыслового сбора нефти. Практика и перспективы совершенствования//Безопасность 

жизнедеятельности. Приложение,2004-№8 

6.  Кутуков  С.Е.  Информационно-аналитические  системы  магистральных  трубопроводов.  М.: 

СИПРИА, 2002.- 324 с. 

7. API, 1995a, Computational Pipeline Monitoring. API Publication 1130, 17p 

8.  Стабильный  рост  нефтедобычи  в  Казахстане  в  последние  годы  естественным  образом 

увеличивает  нагрузку  и  стимулирует  развитие  трубопроводной  системы  транспортировки  нефти 

страны. "Oilmarket", №9, 2009 

9. Глушко С. И.,Зазирный Д. В. – Инновационные технологии для нефтегазовой отрасли на базе 

волоконно-оптических  информационно  измерительных  систем  /  Журнал    «Наука  и  технология 

трубопровод-ного транспорта нефти и нефтепродуктов».  -М., 2011.-С. 84-87 

 

 

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК  

ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ 

 

Кумар Б.К.,  Кумар Д.Б., Исаханов А.К., Турсынбеков О.С.  

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г.Алматы, Республика Казахстан 

 

В  настоящий  период  в  связи  с  ростом  цен  на  электроэнергию  особо  актуальным  становится 



вопрос  повышения  эффективности  работы  трубопроводов  с  целью  снижения  эксплуатационных 

затрат при перекачкенефти. 

Одним  из  способов  решения  данной  проблемы  является  использование  в  качестве  добавки  к 


 

216 


перекачиваемым  нефтям  и  нефтепродуктам  специальных  полимерных  присадок,  снижающих 

гидравлическое  сопротивление за  счет гашения турбулентности вдоль стенок трубопровода.  

Впервые  явление  снижения  сопротивления  течению  путем  впрыскивания  полимера  было 

открыто  в  1946г.  английским  химиком  Б.Томсом.  Исследуя  характеристики  жидких  растворов  в 

турбулентном  потоке,  Б.  Томс  установил,что  при  введении  небольших  количеств  полимерав 

трубопровод с турбулентным движением потока раствор снижает сопротивление течению.  

Первые исследования по снижению коэффициента гидравлического сопротивления трубопроводов с 

помощью  добавок  высокополимеров  в  бывшем  СССР  были  проведены  в  1964  году  на  кафедре 

гидравлики МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. В качестве исследуемой добавки были выбраны     растворы 

карбоксиметилцеллюлозы  (КМЦ),  а  в  качестве  перекачиваемой  жидкости  использовалась  вода.                  

В результате проведенных экспериментов при различных числах   Рейнольдса было получено снижение 

коэффициента  гидравлического  противления  на  15-20%.  Тогда  же  под  руководством  профессора 

И.А.Чарного  была  разработана  и    первая  методика  определения  оптимального  процента  добавления 

полимера  в  поток  жидкости,  которая,  как  показали  опыты,  вполне  могла  быть  применима  и  для 

нефтепродуктов. В связи с этим, дальнейшие исследования по снижению гидравлических сопротивлений 

в трубопроводе МИНХ и ГП проводил уже на нефтепродуктах. 

Для  увеличения  пропускной  способности  нефтепровода  Казахстан-Китай  до  12  млн.т/год  и 

определения  эффективностии  концентрации  противотурбулентной  присадки  (ПТП)  ГБТФ-2009  при 

транспортировке  нефти  на  участке  НПС  №9-Алашанькоу  магистрального  нефтепровода  Атасу-

Алашанькоу были проведены испытания. Данная присадка предоставлена казахстанским производителем 

[1] и испытывалась при рабочем давлении до 6,5МПа и внутреннем диаметре трубы 797мм. 

Результаты  расчетов  потерь  давления  на  трение  и  гидравлической  эффективности  при 

различных дозировках ПТП, согласно варианту ГНПС Алашанькоу, представлены в таблице 1 [2]. 

 

Таблица 1 



Потери напора на трение и параметры гидравлической  

эффективности при различных дозировках ПТП (до ГНПС Алашанькоу) 

 

Потери давления на трение, 



Концентрация 

ПТП, 


ppm 

Плотность 

нефти (при 

факт, т-ре), кг/м

3

 

Факт.,  



атм 

Среднее, 

атм 

Снижение 



Параметр  

гидравлической 

эффективности, % 

820,7 


40,2 

40,2 


 



828,3 

39,0 


38.7 

6,6 



827,0 


36,1 

37,0 


15,8 


822,9 


36,2 

35,3 


12 

10,3 


10 

826,5 


33,2 

33.5 


17 

19,1 


15 

827,2 


35,6 

35.6 


11 

11,0 


 

Следует  отметить,  что  полученные  значения  гидравлической  эффективности  (таблица  1)  не 

располагаются  в  монотонной  зависимости  -  при  одних  концентрациях  ПТП  наблюдаются  более 

высокие  значения,  а  при  других  значения  ниже.  Причинами  такой  разницы  может  являться 

непостоянство  состава  перекачиваемой  нефтесмеси,  ухудшение  реологических  свойств  нефти  на 

локальных участках (в местах прохождения нефтепровода через соровые участки), а также различная 

скорость  перекачки.  Различные  скорости  движения  нефти  также  могут  оказывать  существенное 

влияние  на  формирование  флуктуационного  слоя  гидродинамически  активного  полимера  (ПТП)  у 

стенки  трубы.  Кроме  того  высокие  скорости  потока  могут  способствовать  частичной  механо-

деструкции. Зависимость среднего значения потери давления, у (атм) от концентрации ПТП, х (ррm) 

можно описать квадратичным уравнением: 

 

                  у =  40,83 – 1,1315х + 0,05х



2

                                                                  (1) 

 

Для  расчета  эффективности  применения  ПТП  на  участке  НПС  №9-Алашанькоу  в  таблице  2  в 



соответствии с [2] приведены затраты по электроэнергии, необходимой для работы насосных агрегатов на 

НПС №9.  

 

 

 



 

217


Таблица 2 

Исходные параметры для технико-экономического анализа перекачки  

нефти с применением ПТП 

 

Наименование параметра 



Обозначения 

Численные 

значения 

Примечания 





Нормативное число часов работы 

нефтепровода в год, ч/год 

τ

год



 

8400 


 

Базовая производительность 

нефтепровода.м

3

/час 



М

Б

 



1499,5 

По данным ОПИ 

Производительность нефтепровода в 

присутствии ПТП, м /час 

М

ПТП


 

1700 


 

Базовая суммарная потребляемая 

мощность  

НА, • кВт-ч 

N

Б

 



1876,6  

(табл. 13) 

По данным ОПИ 

Суммарная потребляемая мощность 

НА в присутствии ПТП, кВт-ч 

N

ПТП



 

1919,8 


(таблица 3.6) 

 

Тариф за потребляемую . 



электроэнергию, тенге/кВт ч 

Рэл 


8.3 

Принимается по данным 

АО "КазТрансОйл"  

 

В ходе анализа рассчитаны следующие параметры: 



ΔМ - увеличение производительности нефтепровода (м

3

/час), определяемое как [61]: 



ΔМ= Мптп- M

Б

                                                                    (3.10),  



(dN

Σk

/dM) - суммарная удельная потребляемая мощность на магистральных насосах, задействованных 



в перекачке нефти на НПС №9, кВт/м

3

/час; 



Рм

3

 - стоимость электроэнергии, расходуемой на перекачку 1м



3

 нефти тг: Рм

3

= (dN


Σk

/dM)∙Рэл 

З

безптп


  -  затраты  по  электроэнергии  на  перекачку  нефти  с  учетом  стоимости  электроэнергии, 

расходуемой на перекачку 1м

3

 нефти без ПТП, тг: З



безптп

= Рм


3

∙М∙τ


год

 

З



с  птп

  -  Затраты  по  электроэнергии  на  перекачку  нефти  с  учетом  стоимости  электроэнергии, 

расходуемой на перекачку 1м

3

 нефти с ПТП, тг (рассчитываются аналогично З



без птп

). 


Э - экономия, получаемая при уменьшении затрат по электроэнергии с применением ПТП, тг. 

Результаты анализа приведены в таблице 3. 

 

Таблица 3 



Результаты экономического анализа на примере затрат по электроэнергии  

на работу насосных агрегатов 

 

Условия 


 

Наименование показателей 

без ПТП 

с ПТП  


(10-15 ррm) 

Производительность нефтепровода М, м

3

/ч 


1499 

1700 


Увеличение производительности нефтепровода ΔM, м

3

/ч 



201 


Суммарная удельная потребляемая  

мощность dNΣk/dМ, кВт/м

3

/час 


1,252 

1,105 


стоимость электроэнергии, расходуемой на перекачку 1 

м

3



 нефти Рм

3

, тг/ м



3

 

10,4 



9,2 

Затраты на перекачку  нефти без ПТП 

 (при Рм

3

=10,4)З



без птп

, тыс. тг 

148 512.0 –  

131 376,0 

 

Затраты на перекачку нефти с ПТП (при Рм



3

=9,2)  


З

с птп


,  тыс. тг 

 

115 842,7 – 



130 952,6 

Экономия по электроэнергии ΔЗ,  тыс. тг 

15 109.9 - 17 136,0 



 

Как  видно  из  таблицы  3,  в  случае  применения  противотурбулентной  присадки  экономия  затрат  на 

электроэнергию,  необходимую  для  работы  насосных  агрегатов  на  НПС  №9,  составит  от  15  до  17  млн. 

тенге и более в год. 



 

 

218 


Литература 

 

1.  СТ  ТОО  50531783-01-2009.  Реагент  противотурбулентный  «ГБТФ-2009».  –  Алматы:  ТОО 

«Промышленная компания «Гербициды», 2009. – 11с. 

2. Отчет о НИР. Проведение исследований возможности применения противотурбулентной присадки 

на МН «Атасу-Алашанькоу / АО «КазТрансОйл». – Алматы: 2010. – 39с. 

 

 



ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК ПРИ 

ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ МН АТАСУ-АЛАШАНЬКОУ 

 

Кумар Б.К., Илес Ш.Ж.Клышбаев М.Б., Курманбаев Б.Н.   



КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г.Алматы, Республика Казахстан 

 

Для  увеличения  пропускной  способности  нефтепровода  Казахстан-Китай  до  12  млн.т/год  и 



определения  эффективностии  концентрации  противотурбулентной  присадки  (ПТП)  ГБТФ-2009  при 

транспор-тировке  нефти  на  участке  НПС  №9-Алашанькоу  магистрального  нефтепровода  Атасу-

Алашанькоу 

были 


проведены 

испытания. 

Данная 

присадка  предоставлена  казахстанским 



производителем [1] и испытывалась при рабочем давлении до 6,5МПа и внутреннем диаметре трубы 797мм. 

Для  анализа  технологического  процесса  перекачки  нефти  на  участке  НПС  №9-Алашанькоу  с 

применением  ПТП  в  ходе  опытно-промышленных  испытаний  получены  данные  (таблица  1)  по 

изменению энергетических параметров во время стационарных режимов [2, с. 36, 37]. 

 

Таблица 1 



Энергетические характеристики во время стационарных  

режимов в ходе опытно-промышленных испытаний 

 

насосный агрегат 



№3 

насосный агрегат №4 

Дата 

Время 


замера 



cosφ 

N

3



 



cosφ 

N3 


Без присадки 

19-00 


76,6 

10.0 


0,87 

1154 


51,4 

10,0 


0,83 

739 


20-00 

76,6 


10,0 

0.86 


1141 

51.3 


10,0 

0,83 


737 

21-00 


76,2 

10,0 


0,86 

1135 


51,3 

10,0 


0.82 

729 


03.09 10 

22-00 


76,6 

10,0 


0,86 

1141 


51,4 

10,0 


0,82 

730 


Средние значения 

1142,8 


 

 

 



733.8 

Производительность1230,6 т/час 

3 ррm (ГБТФ-2009) 

насосный агрегат №2 

насосный агрегат №4 

Дата 


Время 

замера 


cosφ 



N

3

 



cosφ 



N

3

 



20-00 

77.4 


10,3 

0,85 


1174 

51,6 


10,3 

0,81 


746 

21-00 


77,0 

10,3 


0,85 

1168 


51,6 

10,3 


0,81 

746 


22-00 

79,9 


10,3 

0,85 


1212 

52,6 


10,3 

0,81 


760 

12 09.10 

23-00 

79,0 


10,3 

0.85 


1198 

52,8 


10,3 

0,81 


763 

Средние значения 

1188,0 

 

 



 

753.8 


Производительность 1266,7 т/час 

5ррm (ГБТФ-2009) 

насосный агрегат №2 

насосный агрегат №4 

Дата 

Время 


замера 



cosφ 

N

3



 



cosφ 

N

3



 







10 


05-00 

80,8 


10.3 

0.85 


1225 

53,4 


10.3 

0,81 


772 

06-00 


80,6 

10,3 


0,85 

1222 


53,2 

10,3 


0 82   

778 


07-00 

812 


10,3 

0,86 


1246 

53,7 


10,4 

0,81 


784 

22.09.10 

08-00 

81,2 


10,3 

0,86 


1243 

53 4 


10,3 

0,82 


781 

Средние значения 

1234.8 

 

 



 

778.8 


Производительность1281,9 т/час 

7ррm (ГБТФ-2009) 



 

219


Продолжение таблицы 1

 

 



насосный агрегат №1 

насосный агрегат №4 

Дата 

Время 


замера 



cosφ 

N

3



 



cosφ 

N

3



 

20-00 


77.4 

10,3 


0,85 

1174 


51.9 

10,3 


0,80 

741 


21-00 

77,0 


10,3 

0.85 


1168 

51,6 


10,4 

0,80 


744 

22-00 


77,2 

10 4 


0,83 

1154 


52.0 

10,5 


0.79 

747 


29 09 10 

23-00 


77,2 

10,4 


0,84 

1168 


52.0 

104 


0,79 

740 


Средние значения 

1166.0 


 

743,0 


Производительность1237,6 т/час 

10 ррm (ГБТФ-2009) 

насосный агрегат №1 

насосный агрегат №4 

Дата 

Время 


замера 



cosφ 

N

3



 



cosφ 

N

3



 

08-00 


77,2 

10,4 


0,84 

1168 


51 4 

10 4 


0,81 

750 


09-00 

76,8 


10,3 

0.85 


1165 

51,4 


10,3 

0,81 


743 

10-00 


77,0 

10,3 


0,85 

1168 


51,4 

10,3 


0,81 

743 


11.10.10 

11-00 


77,4 

10,3 


0,85 

1174 


51,4 

10,3 


0,81 

743 


Средние значения 

1168,8 


 

744.8 


Производительность 1252, 6 т/час 

15 ppm (ГБТФ-2009) 

насосный агрегат №1 

насосный агрегат №4 

Дата 

Время 


замера 



cosφ 

N

3



 



cosφ 

N

3



 

18:00 


77,2 

10,1 


0,86 

1161 


51,4 

10,0 


0.83 

738.9 


19:00 

77,0 


10,1 

0,87 


1172 

51.3 


10.1 

0,85 


762.8 

20:00 


77,0 

10,2 


0,85 

1156 


51,7 

9,8 


0.84 

/37 2 


19.10.10 

21:00 


76,9 

10.2 


0,85 

1155 


50,9 

10,2 


0,85 

764 4 


Средние значения 

 

 



1161 

 

 



 

750.8 


Производительность 1237,5 т/час 

 

По данным таблицы 2 видно, что в ходе опытно-промышленных испытаний по мере дозировки 



ПТП  наблюдается  повышение  потребляемой  мощности  при  увеличении  пропускной  способности 

нефтепровода.  В  таблице  2  приведена  зависимость  суммарной  мощности  насосных  агрегатов  НПС 

№9 от дозировки ПТП. 

 

Таблица 2 



Зависимость суммарной мощности насосных агрегатов от дозировки ПТП 

 

 



Концентрация ПТП, ррm 



10 



15 

Суммарная мощность  

НА, кВт∙ч 

1876,6 


1941,8 

2013.6 


1909 

1913,6 


1911,8 

 

При аппроксимации зависимости мощности (у)  от  концентрации ПТП (х) получаем следующие 



уравнения: 

 

у = 1903,9 + 0,96х, r = 0,24                                                           (1) 



у = 1902,1 + 7,346lnх, r = 0.64                                                      (2) 

у = 1898,7 + 13,79х – 0,925х

2                                       

                              (3) 

 

В уравнениях (1) и (2) не учтена 5-ая точка как наиболее отстоящая от остальных точек. Решение 



по уравнению (3) выдает результаты с погрешностью не более 5%, однако для практических расчетов 

подходит уравнение (2). 

 



жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   32   33   34   35   36   37   38   39   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет