|
|
| Программное обеспечение |
|
ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС NIPAL 3.0
(Non-Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids)
Назначение
Программный комплекс NIPAL 3.0 предназначен для мониторинга, моделирования и оптимизации режимов работы нефтепроводов любых типов, а также систем нефтепроводов.
Комплекс программ идеально подходит для моделирования стационарного, пускового, переходных режимов работы, а также остывания трубопроводов, транспортирующих высоковязкие нефти с высокой температурой застывания, имеющих сложные реологические свойства.
|
Возможности программного комплекса:
1. Моделирование стационарного режима работы;
2. Моделирование остановки (остывания) трубопровода в динамике;
3. Моделирование пускового режима (после остановки) с любым наперед заданным шагом по времени. Возможно изменение любых параметров работы трубопровода по сравнению со стационарным режимом;
4. Моделирование переходных режимов работы, связанных с изменением температуры подогрева, производительности, реологических характеристик нефти и других параметров.
Универсальность программного комплекса NIPAL состоит в том, что перечисленные режимы работы можно моделировать для трубопроводов, состоящих из участков, отличающихся способом укладки труб, диаметром, производительностью и другими параметрами, подробнее см. раздел Идентификация участков трубопровода.
К значительным преимуществам программного комплекса NIPAL 3.0 можно отнести мощную базу данных (в формате MS Access), позволяющую хранить информацию о различных нефтях и трубопроводах, диспетчерские данные, статистические материалы и другую информацию. Программный комплекс имеет современный и удобный пользовательский интерфейс, позволяющий работать с программой без специальной подготовки, детальную документацию на русском языке, развитые возможности по обработке результатов, связь с приложениями MS Office (Word, Excel).
|
Идентификация участков трубопровода
Трубопровод может состоять из любого количества участков, которые идентифицируются по следующим параметрам:
1. Способ укладки труб:
1.1 Подземный участок трубопровода;
1.2 Надземный участок;
1.3 Подводные участки:
- в стоячей воде;
- в проточной воде.
2. Диаметр трубопровода (может изменяться по длине);
3. Производительность трубопровода (возможно моделирование трубопровода с подкачкой);
4. Начальная температура нефти (для моделирования работы участков при наличии между ними ППС);
5. Реологические свойства жидкости (могут меняться на участках трубопровода);
6. Применение тепловой изоляции (на различных участках она может быть разной);
7. Применение систем электроподогрева (на различных участках и при различных режимах работы).
|
Структура программного комплекса
В программный комплекс входят следующие блоки:
1. Подпрограмма по идентификации характеристик участков трубопровода и насосных агрегатов, куда заложены технологические схемы НПС и трубопроводов, насосные характеристики, расположение задвижек, резервуарные парки и эстакады и.т.п.
2. Подпрограмма «Подбор модели» по выбору оптимальной реологической модели течения нефти по двум параметрам (погрешности и риску);
3. Подпрограмма «NIPAL» по моделированию режимов работы трубопровода;
4. Программа ведения баз данных, функционирующая независимо от программного комплекса.
|
Результаты численного моделирования
1. Кривая распределения давления вдоль трассы трубопровода (в атмосферах, метрах или МПа) в любой момент времени;
2. Распределение средней (без учета скорости) и среднескоростной (реальной) температур вдоль трассы трубопровода в любой момент времени;
3. Получение двумерного распределения температур и скоростей (по радиусу и длине) в виде матриц и/или цветовых схем в любой момент времени;
4. Автоматический подсчет перепада давления, передаваемого давления, истинного давления в трубопроводе с учетом профиля (в атмосферах, метрах или МПа);
5. Построение PQ-характеристики при стационарном и пусковом режимах работы трубопровода;
6. Построение динамической кривой перепада давления (изменение давления по времени) при пуске трубопровода (с учетом или без учета профиля);
7. Построение кривой истинного давления по длине трубопровода (с учетом профиля) в любой момент времени;
8. Построение графиков изменения температур в начале и в конце трубопровода во времени (при пусковом режиме и остывании);
9. Нахождение времени безопасной остановки, времени безопасной работы при пониженных режимах, времени прогрева из холодного состояния;
10. Построение графиков изменения толщины застойной зоны во времени в любом сечении трубопровода.
|
Примеры моделирования режимов работы трубопровода с помощью программного комплекса NIPAL
Рисунок 1 – P-Q–характеристика и результаты теплогидравлического расчета нефтепровода. Стационарный режим.
Синяя кривая – потери напора на трение вдоль трассы трубопровода, атм (отложена по левой шкале), коричневая – средняя по сечению температура, оС (без учета скорости, отложена по правой шкале), красная – среднескоростная (реальная) температура движущейся нефти, оС (отложена по правой шкале). Черная линия – профиль трассы нефтепровода.
Рисунок 2 – Пусковой режим.
На верхней части рисунка хорошо заметно, как горячая нефть (показана красным цветом) вытесняет холодную, которая остыла в процессе остывания. На нижнем рисунке видны два режима течения: турбулентный (вначале синим цветом, скорости по сечению равны средней) и ламинарный. Черный цвет обозначает нулевую скорость, т.е. у стенки трубопровода присутствует застойная зона (трубопровод работает неполным сечением). Справа показаны профили температур и скоростей в выбранном сечении (по радиусу) трубопровода.
Рисунок 3 – Динамика изменения пускового давления и температур в конце трубопровода с момента пуска (выход на стационарный режим).
Рисунок 4 – Переходной режим работы нефтепровода, связанный с изменением во времени производительности перекачки и уменьшением начальной температуры подогрева нефти с 50 оС до 30 оС
На цветовых схемах внизу показаны распределения температур и скоростей при данных режимах работы.
Рисунок 5 – Моделирование режимов работы сложного нефтепровода, состоящего из двух участков разного диаметра, первый участок – подземный, D1=1020 мм, второй – надземный, с пенополиуретановой изоляцией, D2=720 мм. В начале второго участка находится пункт подогрева (ППС).
|
Математические модели, реализованные в программном комплексе
Моделирование режимов работы трубопроводов основано на решение системы дифференциальных уравнений движения и энергии в двумерной постановке (по радиусу и длине трубопровода). Это позволяет отказаться от применения эмпирических формул и наиболее точно описать различные режимы течения жидкости по трубопроводу (погрешность по сравнению с фактическими данными не превышает 7%).
Необходимость моделирования режимов работы трубопроводов в двумерной постановке обусловлена тем, что появление предельного напряжения сдвига у транспортируемых нефтей при температурах перекачки может послужить причиной того, что у стенки трубопровода появляется «застойная зона», скорость нефти в которой равна нулю. Поэтому трубопровод в этом случае работает не полным сечением, а находящаяся у стенки нефть играет роль тепловой изоляции. Из этого следует, что большинство методик, применяемых на сегодняшний день для теплогидравлического расчета неизотермического нефтепровода, основанных на усреднении температур и скоростей по сечению трубопровода, могут давать значительную погрешность в расчетах (до 100%).
Математическая модель, основанная на решении системы дифференциальных уравнений в частных производных, состоящей из уравнений Навье – Стокса и уравнения теплопроводности, позволяет наиболее точно моделировать стационарные и нестационарные режимы работы трубопровода.
Подробнее с возможностями программного комплекса NIPAL можно ознакомиться в статье:
Бахтизин Р.Н., Шутов А.А., Штукатуров К.Ю.
МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТРУБОПРОВОДОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСА ПРОГРАММ NIPAL 3.0 (Non Isothermal Pipeline for Abnormal Liquids)
http://www.ogbus.ru/authors/Bahtizin/Bahtizin_1.pdf
|
Демо-версия
На сайте журнала "Нефтегазовое дело" размещена демо-версия программного комплекса NIPAL с ограниченной точностью расчетов (уменьшена примерно на 25%):
Демо-версия NIPAL (1,1 Мб)
Руководство пользователя (22 стр.) (3,2 Мб)
Демо-версию можно использовать только для ознакомления с программой!
|
Контактная информация
450055, г.Уфа, пр.Октября, 144/3, ГУП «ИПТЭР»
тел. (347) 284-37-58
e-mail: ipter@anrb.ru
Свидетельство о регистрации программного комплекса №2003611947
|
|
