Министерство нефтяной
промышленности
ВНИИСПТнефть
УТВЕРЖДЕН
начальником Главного научно-
технического управления
Е. М. Довжком
8 февраля 1989 г.
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ
ПРИ СПИСАНИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ, ОТРАБОТАВШИХ
АМОРТИЗАЦИОННЫЙ СРОК СЛУЖБЫ
РД 39-0147103-346-89
г. Уфа
1989
Настоящая методика разработана во ВНИИСПТнефть и предназначена для научно-исследовательских организаций и работников, занимающихся вопросами эксплуатации и учета нефти на магистральных нефтепроводах.
Разработчики: Бронштейн И. С., Ривкин П. Р., Бадретдинов Э. Ш., Батталов А. З., Тигашов М. А., Гуринович Э. Г.
Методика согласована начальником Главтранснефти Черняевым В. Д.
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
|
МЕТОДИКА |
РД 39-0147103-346-89 Вводится впервые |
Срок введения установлен с 1 апреля 1989 г.
Настоящая методика предназначена для расчета количества нефти, теряемой в виде парафиносмолистых отложений на внутренней поверхности труб при списании магистральных нефтепроводов или их участков.
Методика применима также для определения потерь нефти от отложений в трубах в случае замены участков нефтепровода при капитальном ремонте.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. При списании отработавших амортизационный срок службы магистральных нефтепроводов или их участков, а также при капитальном ремонте нефтепроводов с заменой труб новыми на стенках демонтируемых труб после их опорожнения остается часть нефти в виде парафиносмолистых отложений.
1.2. Магистральные нефтепроводы по величине потерь в результате отложений на внутренней поверхности труб делятся на две группы:
подвергавшиеся регулярной очистке внутренней поверхности от накоплений парафиносмолистых веществ;
не подвергавшиеся по тем или иным причинам очистке внутренней поверхности труб.
1.3. Интенсивность отложений в нефтепроводах зависит от следующих основных факторов: объема перекачиваемой нефти, ее температуры, скорости перекачки, содержания парафина и асфальтосмолистых веществ в нефти, плотности нефти, температуры грунта на глубине заложения нефтепровода, времени работы нефтепровода без очистки от парафинистых отложений (времени парафинизации).
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ
Наименование нефтепровода.
Способ эксплуатации нефтепровода (с очисткой, без очистки).
Внутренний диаметр нефтепровода.
Расстояние между смежными НПС, на котором расположен списываемый участок нефтепровода.
Номера пикетов начала и конца списываемого участка нефтепровода.
Давление в нефтепроводе на выходе НПС и на входе на последующую НПС, между которыми расположен списываемый участок нефтепровода.
Количество (масса) нефти, перекачанной за расчетное время парафинизации.
Характеристика перекачиваемой нефти:
наименование перекачиваемой нефти;
содержание парафиносмолистых веществ в нефти;
температура нефти в нефтепроводе на выходе НПС и на входе на последующую НПС, между которыми располагается списываемый участок нефтепровода на момент вывода его из эксплуатации (данные берутся из оперативных журналов за последний месяц);
плотность перекачиваемой нефти при 293 К (20 °С).
Температура грунта на глубине заложения нефтепровода на момент вывода участка нефтепровода из эксплуатации для списания.
3. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
G - потери нефти при списании нефтепровода (масса парафиносмолистых веществ, отложившихся на стенках нефтепровода), кг;
t - продолжительность расчетного периода парафинизации списываемого нефтепровода (или участка), ч; принята в методике равной половине года (t = 4320 ч);
B0 - массовое содержание парафиносмолистых веществ в нефти, перекачанной за расчетный период парафинизации, кг;
ξ - безразмерный коэффициент, равный отношению массы отложившихся парафиносмолистых веществ на стенках нефтепровода к массе парафиносмолистых веществ в нефти, перекачанной за расчетный период парафинизации;
Q - количество нефти, перекачанной по нефтепроводу за расчетный период парафинизации, т;
М - массовый расход нефти по нефтепроводу за расчетный период парафинизации, кг/ч;
к - содержание парафиносмолистых веществ в нефти (принимается по данным физико-химического анализа нефти), в долях единицы;
ρ - плотность перекачиваемой нефти при 293 К (20 °С), кг/м3;
l - расстояние между смежными НПС, на котором расположен списываемый участок нефтепровода, м;
X - длина списываемого участка нефтепровода, м;
Р1 - давление в нефтепроводе на выходе НПС, Па;
Р2 - давление в нефтепроводе на входе на последующую НПС, Па;
DР - перепад давления на списываемом участке нефтепровода, Па;
н - номер пикета начала списываемого участка нефтепровода;
к - номер пикета конца
списываемого участка нефтепровода;
z - расстояние между смежными пикетами, м;
Т - температура потока нефти на момент вывода нефтепровода из эксплуатации для списания, К;
Тн - температура нефти в нефтепроводе на выходе НПС на момент вывода его из эксплуатации для списания, К;
Тк - температура нефти в нефтепроводе на входе на последующую НПС на момент вывода его из эксплуатации для списания, К;
T0 - температура грунта на глубине заложения нефтепровода на момент вывода его из эксплуатации для списания, К;
D - внутренний диаметр «чистого» (без отложений) нефтепровода, м;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
qотл. - удельные потери нефти на 1 п. м нефтепровода, кг/м;
δ - толщина парафиносмолистых отложений, м; определяется непосредственным измерением ее величины штангенциркулем на одной из труб демонтированного нефтепровода. При оценочных расчетах для нефтепроводов, подвергавшихся регулярной очистке, толщина отложений принимается с надежностью 0,95 равной (0,8 ± 0,08) 10-3 м;
ρотл. - плотность парафиносмолистых отложений, кг/м3; определяется лабораторным анализом пробы, отобранной из списанного и демонтированного нефтепровода. При оценочных расчетах для нефтепроводов, подвергавшихся регулярной очистке, принимается равной 925 кг/м3.
4. ОСНОВНЫЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОТЕРЬ
4.1. Определение потерь нефти при списании нефтепроводов, подвергавшихся очистке
4.1.1. Удельные потери нефти на 1 п. м нефтепровода определяют по формуле:
qотл. = π D ρотл. δ. (1)
4.1.2. Потери нефти определяют по формуле:
G = qотл. X. (2)
4.1.3. Для расчета удельных потерь нефти при списании нефтепроводов, подвергавшихся очистке, можно воспользоваться графиком зависимости удельных потерь от диаметра нефтепровода (Приложение 1).
4.2. Определение потерь нефти при списании нефтепроводов, не подвергавшихся очистке
4.2.1. Потери нефти рассчитывают по формуле:
G = ξ · B0. (3)
где ξ определяют по зависимости:
(4)
4.2.2. Массовый расход нефти по нефтепроводу за расчетный период парафинизации определяют по формуле:
(5)
При работе нефтепровода при цикличном режиме перекачки (перекачка - простой) массовый расход нефти подсчитывается по фактическому времени работы нефтепровода в последний год перед списанием.
4.2.3. Среднюю по длине нефтепровода температуру перекачиваемой нефти перед его остановкой для списания определяют по формуле:
(6)
4.2.4. Перепад давления для разнорасположенных списываемых участков нефтепровода определяют по формулам:
а) при списании участка нефтепровода между двумя НПС:
DР = Р1 - Р2; (7)
б) при списании участка нефтепровода от пикета н до последующей НПС:
(8)
в) при списании участка нефтепровода от НПС до к:
(9)
г) при списании участка нефтепровода от пикета 
н до пикета 
к:
(10)
4.2.5. Предельная длина нефтепровода, для которой рассчитывают потери нефти по формуле (3), равна расстоянию между двумя НПС. При списании нефтепровода большей длины расчеты проводят для участков нефтепровода, расположенных между смежными НПС и результаты суммируют.
4.2.6. Массовое содержание парафиносмолистых веществ в потоке нефти за расчетный период парафинизации определяют по формуле:
B0 = М · t · к. (11)
4.2.7. С целью уменьшения расчетов по формулам (3) и (4) для определения потерь нефти при списании не подвергавшихся при эксплуатации очистке нефтепроводов можно воспользоваться номограммой (Приложение 2), разработанной для нефтепроводов диаметром до 600 мм включительно.
4.3. Погрешность определения потерь нефти при списании нефтепроводов по формулам (2) и (3) составляет соответственно ± 10 % и ± 24 %.
5. ПРАВИЛА ПОЛЬЗОВАНИЯ НОМОГРАММОЙ, ПРИВЕДЕННОЙ В ПРИЛОЖЕНИИ 2
Для определения потерь нефти по номограмме поступаем следующим образом.
Значение производительности нефтепровода (в кг/ч) откладываем на оси ординат. Из этой точки проводим горизонтальную прямую до пересечения с кривой «Mt». Из этой точки проводим вертикальную прямую до пересечения с прямой значения плотности «ρ». Далее проводим горизонтальную прямую до пересечения со значением перепада давления «DР». Проводим вертикальную прямую до пересечения с прямой значения температуры перекачиваемой нефти «Т». Проводим горизонтальную прямую до пересечения со значением температуры грунта «Т0». Проводим вертикальную прямую до пересечения с прямой «X», соответствующей длине списываемого участка нефтепровода. Далее проводим горизонтальную прямую до пересечения с прямой содержания (в долях единицы) парафиносмолистых веществ в нефти «к». Проводим вертикальную прямую до пересечения с прямой заданного диаметра нефтепровода «D». Из этой точки проводим горизонтальную прямую до пересечения с осью ординат, на которой указана величина потерь нефти.
Промежуточные значения параметров определяют интерполированием.
Схематически зависимость потерь нефти от конкретных параметров можно представить следующим образом:
Разница между величиной потерь, рассчитанной по формуле и определенной по номограмме, составляет не более 20 %.
6. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА
Пример 1. Рассчитать потери нефти при списании нефтепровода, подвергавшегося в период эксплуатации регулярной очистке.
Исходные данные
Нефтепровод диаметром 0,720 м.
Внутренний диаметр «чистого» (без отложений) нефтепровода, D = 0,702 м.
Номера пикетов начала н и конца к списываемого участка нефтепровода, н = 0, к = 2000.
Плотность парафиносмолистых отложений, ρотл. = 926 кг/м3.
Толщина парафиносмолистых отложений, δ = 0,8 · 10-3 м.
Расчет потерь
Удельное потери на 1 п. м трубы определяем по формуле (1):
qотл. = 3,14 · 0,702 · 0,8 · 10-3 = 1633 · 10-3 = 1,63 кг/м.
Длина списываемого участка нефтепровода
X = 
к - 
н = 2000 · 50 - 0 = 100 · 103 м.
Потери нефти определяем по формуле (2):
G = 1,63 · 100 · 103 = 163 · 103 кг = 163 т.
Удельные потери, определенные по графику зависимости удельных потерь от диаметра нефтепровода, составляют также 1,63 кг/м.
Пример 2. Рассчитать потери нефти при списании нефтепровода, подвергавшегося в период эксплуатации регулярной очистке.
Исходные данные
Нефтепровод диаметром 1,020 м.
Внутренний диаметр «чистого» (без отложений) нефтепровода, D = 1,0 м.
Номера пикетов начала н и конца к списываемого участка нефтепровода, н = 600, к = 3000.
Плотность парафиносмолистых отложений, ρотл. = 926 кг/м3.
Толщина парафиносмолистых отложений, δ = 0,8 · 10-3 м.
Расчет потерь
Удельные потери на 1 п. м трубы определяем по формуле (1):
qотл. = 3,14 · 1,0 · 926 · 0,8 · 10-3 = 3,33 кг/м.
Длина списываемого участка нефтепровода
X = к - н = (50 · 3000 - 50 · 600) - (150 - 30) 103 = 120 · 103 м.
Потери нефти определяем по формуле (2):
G = 2,33 · 120 · 103 = 279,6 · 103 кг = 279,6 т.
Удельные потери, определенные по графику, qотл. = 2,34 кг/м.
Разница между величиной удельных потерь, определенной по формуле и по графику, составляет 0,43 %.
Пример 3. Рассчитать потери нефти при списании нефтепровода, не подвергавшегося в период эксплуатации очистке.
Исходные данные
Нефтепровод диаметром 0,530 м.
Внутренний диаметр «чистого» (без отложений) нефтепровода, D = 0,514 м.
Расстояние между смежными НПС, l = 84 · 103 м.
Номера пикетов начала н и конца к списываемого участка нефтепровода, н = 480, к = 1680 = l.
Давление в начале и конце нефтепровода между соседними НПС Р1 = 10 · 105 Па, Р2 = 1 · 105 Па.
Расчетное время парафинизации, t = 4320 ч.
Масса нефти, перекачанной за расчетное время парафинизации, Q = 600 тыс. т за полгода.
Температура грунта на глубине заложения нефтепровода, Т0 = 280 К (7 °С).
Характеристика перекачиваемой нефти:
по нефтепроводу перекачивается смесь нефтей 5-ти месторождений;
содержание парафиносмолистых веществ в нефти, к = 0,11;
температура нефти в нефтепроводе на выходе НПС и на входе на последующую НПС, Тн = 301 К (28 °С), Тк = 290 К (17 °С);
плотность перекачиваемой нефти при 293 К (20 °С), ρ = 843 кг/м3.
Расчет потерь
Массовый расход нефти по нефтепроводу за расчетный период парафинизации определяем по формуле (5):
Температуру перекачиваемой нефти определяем по формуле (6):
Длина списываемого участка нефтепровода:
X = l - н = 1680 · 50 - 480 · 50 = (84 - 24) · 103 = 60 · 103 м.
Перепад давления определяем по формуле (10):
Массовое содержание парафиносмолистых веществ в перекачанной нефти за расчетный период парафинизации определяем по формуле (11):
В0 = 139 · 103 · 4,32 · 103 · 0,11 = 66 · 106 кг.
Определяем величину ξ по формуле (4):
Потери нефти определяем по формуле (3):
G = 85,9 · 10-5 · 66 · 106 = 56694 кг = 56,7 т.
Потери нефти, определенные по номограмме (см. Приложение 2) при тех же исходных данных, составляют:
Gномогр. = 48 · 103 кг = 48 т.
Разница между величиной потерь, рассчитанной по формуле и определенной по номограмме, составляет 15 %.
Пример 4. Рассчитать потери нефти при списании нефтепровода, не подвергавшегося в период эксплуатации очистке.
Исходные данные
Нефтепровод диаметром 0,426 м.
Внутренний диаметр «чистого» (без отложений) нефтепровода, D = 0,406 м.
Расстояние между смежными НПС, l = X = 50 · 103 м.
Номера пикетов начала н и конца к списываемого участка нефтепровода, н = 0, к = 1000.
Давление в начале и конце нефтепровода между соседними НПС Р1 = 34 · 105 Па, Р2 = 4 · 105 Па.
Расчетное время парафинизации, t = 4320 ч.
Масса нефти, перекачанной по нефтепроводу за расчетное время парафинизации, Q = 2,16 млн. т за полгода.
Температура грунта на глубине заложения нефтепровода, Т0 = 283 К (10 °С).
Характеристика перекачиваемой нефти:
нефть западно-сибирская;
содержание парафиносмолистых веществ в нефти, к = 0,10;
температура нефти в нефтепроводе на выходе НПС и на входе на последующую НПС, Тн = 300 К (27 °С), Тк = 290 К (17 °С);
плотность перекачиваемой нефти при 293 К (20 °С), ρ = 850 кг/м3.
Расчет потерь
Массовый расход нефти по нефтепроводу за расчетный период парафинизации определяем по формуле (5):
Температуру перекачиваемой нефти определяем по формуле (6):
Зависимость удельных потерь нефти от диаметра трубы при списании нефтепроводов, подвергавшихся очистке
Длина списываемого участка, X = l = к - н = 50 · 103 - 0 м.
Перепад давления определяем по формуле (7):
DР = (34 - 4) 105 = 30 · 105 Па.
Массовое содержание парафиносмолистых веществ в перекачанной нефти за расчетный период парафинизации определяем по формуле (11):
В0 = 0,5 · 106 · 4,32 · 103 · 0,1 = 2,16 · 108 кг.
Определяем величину ξ по формуле (4):
Потери нефти определяем по формуле (3):
G = 14,44 · 10-4 · 2,16 · 108 = 31,2 · 104 = 312 · 103 кг = 312 т.
Потери нефти, определенные по номограмме (см. Приложение 2) при тех же исходных данных, составляют:
Gномогр. = 272 · 103 кг = 272 т.
Разница между величиной потерь, рассчитанной по формуле и определенной по номограмме, составляет 13 %.
