B.Sc Graduation Project
Under Supervision of:
Prof. Dr. : Arafa Sayed Goneemy
PPC Chairman Assistant: Aly Farag
2016
Crude Oil Transmission Pipeline
System
Oil & Gas transmission pipelines
Oil & Gas transmission pipelines are pipelines dedicated to the
transportation of treated crude oil, or natural gas, and also refined
petroleum products. Transmission pipeline systems are large
pipelines include all of the equipment and facilities necessary to
effect the transportation of the petroleum substance. This includes
the pipe, valves, pumps or compressors, breakout tanks, storage
tanks. Transmission pipelines are constructed from steel pipe and
can range in size from several inches to several feet in diameter.
Depending on the product being transported, transmission pipeline
systems can be designed to operate from relatively low pressures
to over 1000 pounds per square inch (psi) of pressure. They can
range in length from hundreds of feet to hundreds of miles.
خطوط نقل البترول والغاز هى خطوط تستخدم لنقل الزيت الخام أو الغاز الطبيعى بعد معالجته
نظم خطوط النقل عباره عن خطوط كبيرة القطر. وايضا المنتجات البتروليه بعد التكرير,
وهذا يشمل.تشمل كل األجهزه والتسهيالت الضروريه إلنجاز عملية نقل الماده البتروليه
المواسير والصمامات والمضخات والضواغط وخزانات مياه اإلطفاء وصهاريج تخزين
وتقام خطوط األنابيب من مواسير الصلب وبمكن أن تتراوح أقطارها من عدد من. البترول
ووفقا والماده المنقوله فى الخط يمكن ان تصمم خطوط األنابيب.البوصات إلى عدد من األقدام
رطل على1000 لتعمل تحت ضغوط ضعيفه إلى خطوط تعمل بضغوط عاليه تزيد على
. ضغط جوى) و تتراوح أطوالها من مئات األقدام إلى مئات األميال70( البوصه المربعه
Most pipelines are operated remotely from centrally-located control
(3)
centers. These control centers allow for the efficient operation of
either a single pipeline, or a number of different pipeline systems
from a single location. Pipeline control center operators can start
and stop pumps, open and close valves, monitor product
movements, monitor leak detection systems, conduct training
operation, and perform other system management tasks from a
single operation center. Actions are taken in response to fields data
that is transmitted from hundreds of miles away by communication
system to the operation center (Dispatching Center). Often, the
data observed at the control center is confirmed with, and by, field
personnel at affected locations, before actions are taken.
مراكز التحكم. معظم خطوط األنابيب تدار من مراكز تحكم تقام فى مواقع مركزيه للخطوط
هذه توفر تشغيال ذو كفاءة عاليه من موقع واحد للخطوط سواء كان الخط منفردا أو كان
, حيث يمكن للمشغلين بمركز التحكم تشغيل وإيقاف المضخات. مجموعه من الخطوط المختلفه
إجراء, مراقبة نظم كشف الخرير, مراقبة حركة البترول بالخط, فتح وغلق الصمامات
حيث تتخذ. وتأدية مهام أخرى إلدارة الخط من مركز واحد للتشغيل, التشغيل التجريبى
اإلجراءات المناسبه لبيانات المواقع التى تنقل من مئات األميال بواسطة نظام إتصاالت إلى
البيانات التى تنقل للمركز غالبا ما يتم التأكد منها من العاملين بالموقع المصدر.مركز التشغيل
. للبيانات قبل إتخاذ اإلجراءات
Regulation of Transmission Lines:
Petroleum transmission pipelines are owned by many different
companies and operated under control from a regulation corporation ,
such as Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) regulates the
transmission of oil by pipeline in Egypt , and Egyptian Natural Gas
Holding Company (EGAS) in gas transmission. The safety of
construction, operation and maintenance of transmission pipeline
systems is regulated by the Office of Pipeline Safety under the
applied safety program.
:تنظيم عمل خطوط النقل باألنابيب
)ويتم تشغيلها بترتيب من مؤسسات (هيئات, خطوط نقل البترول تملكها شركات مختلفه
مثل الهيئه المصريه العامه للبترول فهى الجهه المنوطه بتنظيم تشغيل خطوط أنابيب, منظمه
الشركه المصريه القابضه للغازات الطبيعيه بالنسبه للغاز الطبيعى أما عن أمان, البترول
عمليات اإلنشاء والتشغيل والصيانه فإنها تنظم من اإلداره المختصه بأمان الخط وفقا وبرنامج
. األمان المطبق
(4)
Index
(5)
Welcome to Pipelines
أهال بكم فى خطوط األنابيب
What is a Pipeline?
A pipeline is a tight-close passage through which substances such as
liquids (water, sewage, crude oil, petroleum products) or gases
(natural gas, carbon dioxide) or slurries of (coal, metals ore and
solids), are transported from their sources to the mentioned points.
This passage can be made of concrete, cast iron, carbon steel,
stainless steel, and plastics.
Pipelines are considered the safest and most efficient means of
transporting any substance of great quantities for long distances.
ما هو خط األنابيب؟
المنتجات, الزيت الخام, مياه الصرف, خط االنابيب هو ممر مغلق بإحكام من خالله تنقل مواد مثل السوائل ( الماء
المواد, خام المعادن, ثانى أكسيد الكربون) أو مخاليط الماء مع ( الفحم,البتروليه ) أو الغازات (الغاز الطبيعى
, الصلب الكربونى, الحديد الزهر, هذا الممر يمكن عمله من األسمنت. الصلبه) من مصادرها إلى النقاط المعنيه
. والبالستيكات,الصلب اإلستانلس
.وتعتبر خطوط األنابيب هى الوسيله األكثر أمانا وكفاءة لنقل أى ماده ذات كميات كبيره ولمسافات طويله
Pipeline Components:
Pipeline components are pipes, valves and other equipment attached
to the pipe such as tanks, strainers and filters, metering systems,
compressor, pumps, regulators, heating stations, cooling stations, and
delivery stations.
:مكونات خط األنابيب
وتجهيزات متصله بالخط, الصمامات, مكونات خط األنابيب هى المواسير
, مضخات, ضواغط, أنظمة القياس, المصافى والفالتر, مثل الصهاريج
. ومحطات التسليم, محطات تبريد, محطات تسخين, منظمات ضغط
(6)
History of Pipelines
The earliest pipelines were probably built in China around 500
BC to transport natural gas from gas wells to heat brine in
order to recover salt. Bamboo sections were split lengthwise
and the horizontal nodes removed. The halves were then glued
back together and bound with twine.
تاريخ خطوط األنابيب
قبل الميالد لنقل الغاز الطبيعى من آبار الغاز لتسخين الماء500 ربما بدأ بناء خطوط األنابيب فى الصين عام
ثم أعيد لصق النصفين. فقد شقت أعواد نبات البامبو بكامل طولها وأزيلت العقد الداخليه. المالح إلستخالص الملح
. معا وربط األعواد معا بالجدائل
Types of Petroleum Pipelines
There are many types of pipelines used to transport petroleum
substances defined by the transported substance such as crude oil
pipelines, natural gas pipelines and product pipelines.
أنواع خطوط أنابيب البترول
خطوط, توجد أنواع ك ثيره من خطوط نقل المواد البتروليه تسمى بإسم الماده المنقوله مثل خطوط أنابيب الزيت الخام
. وخطوط نقل المنتجات البتروليه, أنابيب الغاز الطبيعى
Crude Oil Pipelines
Crude oil pipeline network includes different diameters lines
from small-diameter plastic gathering lines(2 to 8 in-5to20cm)
diameter to steel trunk lines up to more than 40 in-100cm
diameter.
Small-diameter pipelines:
(5 to 15 cm- 2 to 6 in) gathering
system pipelines in individual fields carry oil from wellheads to
a central facility in the field called a battery.
Larger lines:
(up to 20 cm-8 in) diameter connect groups of
batteries with local refineries or with larger trunk lines.
(7)
Trunk lines: (up to 120 cm- 48 in) diameter feed refineries
across the country. The oil is moved along the pipelines by
powerful centrifugal pumps spaced along the line at intervals
depending upon pipeline size, capacity and topography.
خطوط أنابيب الزيت الخام
تشمل شبكة أنابيب الزيت الخام خطوط مختلفة األقطار إبتداء من خطوط تجميع الزيت ذات األقطار الصغيره من
البالستك ( من 5إلى 20سنتيمتر 2 -إلى 8بوصه) حتى خطوط النقل الرئيسيه التى تصل أقطارها إلى ما يزيد
على 40بوصه100 -سنتيمتر.
خطوط االنابيب ذات االقطار الصغيره ( :بقطر من 5إلى 15سنتيمتر2 -إلى 6بوصه) وهى خطوط تجميع تبدأ
من مخرج البئر إلى مجمع مركزى فى حقل البترول يسمى بطاريه.
خطوط االنابيب االكبر ( :التى تصل أقطارها حتى 20سنتيمتر 8 -بوصه) والتى تصل مجموعه من البطاريات إلى
معامل تكرير قريبه أو إلى خط رئيسى أكبر قطرا وطوال.
الخطوط الرئيسيه ( :حتى قطر 120سنتيمتر 48 -بوصه) لتغذية معامل التكرير المتراميه بالبالد حيث يدفع
الزيت بالخط بواسطة مضخات طارده مركزيه ذات قدرات عاليه تتخلل الخط على مسافات تتوقف على قطر الخط
ومعدالت الضخ وطبوغرافية مسار الخط.
Natural Gas Pipelines:
Gas wells are connected to small-diameter (5to 15 cm- 2 to 6
in) gathering systems that take the gas to a gas processing
facility usually referred to as gas plants, vary in size from small
compression facilities that are mounted on movable platforms
and that remove impurities and water from the gas, to large
gas plants that also remove sulfur and carbon dioxide. Some
gas plants also extract ethane, propane, and butane, which are
referred to as natural gas liquids or NGLs. Generally dry gas
may then be compressed prior to moving into the large
diameter transmission pipeline.
خطوط أنابيب الغاز الطبيعى:
تركب على آبار الغاز خطوط تجميع صغيرة القطر من 2إلى 6بوصه تأخذ الغاز إلى وحدة معالجة الغاز تسمى
عادة محطات الغاز تتغير فى إمكانياتها من وحدات ضغط صغيره مثبته على شاسيهات متحركه إلى وحدات تزيل
الملوثات والماء من الغاز إلى محطات غاز كبيره تخلص الغاز من الكبريت وثانى أكسيد الكربون .بعض المحطات
)(8
وعموما يتم ضغط الغاز قبل ضخه. تستخلص ايضا اإليثان والبروبان والبيوتان والمسماه بسوائل الغاز الطبيعى
.فى الخط الرئيسى ذو القطر الكبير لنقل الغاز
Product Pipelines:
Product pipelines carry refined products such as gasoline,
diesel, jet fuel, heating oil and lubricants from refineries to
terminals or local distribution centers. Like oil pipelines,
centrifugal pumps move the products through the line. Pipe
diameters usually range from 20 centimeters to as high as 106
centimeters (eight inches to 42 inches).
Mixing only occurs where two batches come in contact with
each other, these small contaminated volumes are reprocessed.
:خطوط أنابيب المنتجات البتروليه
خطوط المنتجات تنقل المنتجات المكرره مثل الجازولين وزيت الديزل ووقود النفاثات وزيت التدفئه وزيوت التزييت
ومثل خطوط الزيت الخام تستخدم المضخات الطارده, من معامل التكرير إلى محطات التسليم او مراكز التوزيع
8 من- سنتيمتر106 إلى20 المركزيه لضخ المنتجات خالل الخط وعادة ما تتراوح أقطار هذه الخطوط من
. بوصه42 إلى
وهذه الكميات الصغيره, يحدث خلط بين المنتجات فقط داخل الخط عندما تتالمس شحنتان متتابعتان من المنتجات
.الملوثه يعاد معالجتها
Some physical properties of liquids:
1- Relative density, (specific mass) or specific gravity:
1- Solids and Liquids:
It is the ratio of the density (mass of a unit volume) of a substance to water.
Pressure and temperature must be specified for both the sample of the substance and the
reference (water). Pressure is nearly always 1 atm (101.325 kPa.). at which substance and
water density is measured. Temperatures for both sample and reference vary from
industry to industry.
it is normally assumed to be water at 4 °C which is the temperature at which water
reaches its maximum density = 1000 kg/m³ or 1 g/cm³, which makes relative density
calculations particularly convenient .Temperatures are specified by the notation (Ts/Tr)
with Ts representing the temperature at which the sample's density was determined and Tr
the temperature at which the reference (water) density is specified. For example SG
(20°C/4°C) would be understood to mean that the density of the sample was determined
at 20 °C and of the water at 4°C.The temperatures of the two materials may be explicitly
stated in the density symbols; for example:
Relative density:
or specific gravity:
(9)
Where the superscript indicates the temperature at which the density of the material is
measured, and the subscript indicates the temperature of the reference (water).
بعض الخواص الطبيعيه
-1الكثافه النسبيه ( الكتله النوعيه) أو الوزن النوعى :
-1الجوامد والسوائل :
الكثافه النسبيه أو الوزن النوعى هو النسبه بين كثافة الماده إلى كثافة الماء.
البد أن يحدد الضغط ودرجة الحراره لعينة الماده والماء حينما أخذت كثافتهما .بالنسبه للضغط فهو
الضغط الجوى وقيمته هى 101325باسكال والذى عنده ٌقيست كثافة عينة الماده والماء .أما درجة حرارة
العينتين فإنها تتغير من صناعه ألخرى .ويمكن إعتبار درجة حرارة الماء 4 °Cوهى الدرجه التى تصل
كثافة الماء إلى أقصاها وهو 1000 kg/m³ or 1 g/cm³مما يجعل عمليه القسمه سهله .وتتحدد درجتى
حرارة عينتى اإلختبار من اإلصطالح ) (Ts/Trحيث تشير Tsإلى درجة حرارة الماده وتشير Trإلى
درجة حرارة الماء فمثال عند ذكر الوزن النوعى لمادة ما بالقيمه ) (20°C/4°Cفهذا يعنى أن كثافة الماده
تحددت عند درجة حراره 20°Cوأن كثافة الماء تحددت عند درجة حراره . 4 °Cويمكن تحديدها
كثافه نسبيه أو
بوضوح كما بالمثال اآلتى -:
حرارة عينة اإلختبار للماده والرقم السفلى درجة حرارة الماء .
وزن نوعى .فيمثل الرقم العلوى درجة
2- Gases:
The relative density of gases is often measured with respect to dry air at a temperature of
20 °C and a pressure of 101.325 kPa absolute, which has a density of 1.205 kg/m3.
Relative density with respect to air can be obtained by
-2الغازات :
الكثافه النسبيه للغازات غالبا ما تقاس منسوبه إلى الهواء الجاف عند درجة حراره 20 °Cوضغط مطلق 101325
باسكال وكثافه 1.205 kg/m3بدال من الماء للجوامد والسوائل .
وتتحدد الكثافه النسبيه للغازات RDبواسطة العالقه اآلتيه-:
2-Specific Weight:
Specific Weight is defined as the weight per unit volume. Weight is a force.
?What is weight and what is mass
An explanation of the difference between weight and mass. Specific Weight can be
expressed as
)(10
: γ الثقل النوعى-2
-: والثقل النوعى يمكن التعبير عنه كما يلى.يعرف الثقل النوعى على أنه وزن وحدة الحجوم من الماده
γ = ρ g = 1000 (kg/m3) x 9.8(m/s2) = 9800 N/m3 =9.8kN/m3
where
γ = specific weight (N/m3) , ρ = density (kg/m3) , g = acceleration of gravity (m/s2)
Head (H) = Pressure (P)/specific weight (γ)= Pascal/(N/m3)
H = (P)/ (γ) = (N/m2)/ (N/m3) = (m)
3- API gravity:
The American Petroleum Institute gravity, or API gravity, is a measure of how heavy or
light a petroleum liquid is compared to water. If its API gravity is greater than 10, it is
lighter and floats on water; if less than 10, it is heavier and sinks. API gravity is thus a
measure of the relative density of a petroleum liquid at 60o F(15oC)and the density of
water at the same temperature , but it is used to compare the relative densities of
petroleum liquids. Although mathematically API gravity has no units (see the formula
below), it is nevertheless referred to as being in “degrees”. API gravity is graduated in
degrees on a hydrometer instrument and was designed so that most values would fall
between 10 and 70 API gravity degrees.
: درجة جودة معهد البترول األمريكى-3
فإذا.درجة معهد البترول األمريكى هى مقياس يدل على ما إذا كان السائل البترولى ثقيال أو خفيفا بالمقارنه بالماء
فإن الماده تكون أخف من الماء وتعوم على سطحها وإذا كانت أقل فإن الماده تكون أثقل من10 كانت الدرجه أكبر من
60o F(15oC) الماء وتغوص فيها ولهذا فإن هذه الدرجه أقرب ما تكون ممثل للكثافه النسبيه للماده البتروليه عند
وعلى الرغم من أن هذه الدرجه ليست لها.لكنها فى الحقيقه جعلت للمقارنه بين الكثافات ا لنسبيه للمواد البتروليه
لقياس70 , 10 وقد رسمت تدريجات على هيدرومتر خاص تقع ما بين. وحدات حسابيه إال أنها يرجع إليها كدرجه
. درجة كثافة معهد البترول األمريكى للمواد البتروليه
API gravity formulas)(معادلة حساب درجة معهد البترول األمريكى
The formula used to obtain the API gravity of petroleum liquids is thus:
(11)
Conversely, the specific gravity of petroleum liquids can be derived
Thus, a heavy oil with a specific gravity of 1.0 (i.e., with the same density as pure water
at 60°F) would have an API gravity of:
Specific Volume at 60º F = 1 ÷ ( 141.5 / API gravity + 131.5 ) m³/ton
Using API gravity to calculate barrels of crude oil per metric ton
In the oil industry, quantities of crude oil are often measured in metric tons. One can
calculate the approximate number of barrels per metric ton for a given crude oil based on
its API gravity:
Example:
How many barrels are there in 60000 metric ton at 60º F of oil having 42 API gravity ??
Solution:
Barrels = 60000 x (42 +131.5) / 141.5 x 0.159 = 462697.5
Crude Oil Classifications or Grades:
Generally speaking, oil with an API gravity between 40 and 45 commands
the highestprices. Above 45 degrees the molecular chains become shorter
and less valuable torefineries. Crudeoil is classified as li
ght, medium or heavy, according to its measured API gravity. Light crude oil
is defined as having an API gravity higher than 31.1 °API
Medium oil is defined as having an API gravity between 22.3 °API and 31.1
°API, Heavy crude oil is defined as having an API gravity below 22.3 °API.
Crude oil with API gravity less than 10 °API is referred to as extra heavy oil
or bitumen. Bitumen derived from the oil sands deposits in the Alberta,
Canada area has an API gravity of around 8 °API. It is 'upgraded' to an API
gravity of 31 °API to 33 °API and the upgraded oil is known as synthetic
crude.
(12)
: تصنيف الزيت الخام أو تحديد درجة جودته
من درجات جودة معهد البترول يعتبر هو األغلى سعرا45 ,40 بشكل عام الزيت الخام الذى تنحصر درجته ما بين
فإن طول السلسله الهيدروكربونيه له يصير أقصرويصبح أقل جوده بالنسبه لعمليات45 أما األعلى من درجة
هذا ويصنف ا لزيت الخام من حيث الجوده إلى زيت خفيف وزيت متوسط وزيت ثقيل وفقا ودرجة معهد,التكرير
22.3 °API and 31.1 والمتوسط ما بين31.1 °API فالخفيف درجته أعلى من.البترول االمريكى الخاصه به
يعتبر زيت ثقيل جدا أو بيتومين حيث10 °API والزيت الخام األقل من، 22.3 °API. أما الثقيل فأقل من°API
API ويتم رفعها بعالجات كيميائيه إلى8 °API. تصل درجة البيتومين المستخرج من رمال الزيت فى كندا إلى
.ويسمى الزيت الخام الناتج بعد العالج الزيت اإلصطناعىgravity of 31 °API to 33 °API
4-Pour point:
It is a rough indication of the lowest temperature centigrade or fahrenheit at
which oil is readily pumpable. For crude oils, the pour point of the oil, )the
temperature at which viscosity of a cooling oil sharply increases(, needs to
be considered to determine if special procedures are required to move the oil
easier
when ambient ground and air temperatures are below this
temperature. An oil with a pour-point above the ambient condition will
require dilution by mixing a lighter stock with oil like condensates
(sometimes referred to as cutter stock), addition of a pour-point depressant,
or a heated pipeline system.
: درجة اإلنسكاب-4
درجة, بالنسبه للزىت الخام.هى بيان عن أقل درجة حراره مئويه أو فهرنهيتيه يصبح الزيت عندها قابل لإلنسكاب
اإلنسكاب ( درجة الحراره التى عندما يبرد الزيت ترتفع بشده لزوجته) يجب أن تؤخذ فى اإلعتبار فيما إذا كانت
هناك إجراءات خاصه مطلوبه لتحريك الزيت بصوره أسهل عندما تكون درجة حرارتى الجو والتربه أقل من درجة
فالزيت الذى ترتفع درجة إنسكابه عن درجة حرارة الجو يتطلب تخفيف قوامه بخلطه مع زيت, حرارة الزيت بالخط
أو تصميم خط األنابيب لنقل الماده بعد, أو إضافة خافض كيميائى للزيت لخفض درجة إنسكابه, أخف مثل المتكثفات
.تسخينها
4-Vapor pressure:
Vapor pressure is the equilibrium pressure of a vapor above its liquid (or solid); in a
closed container when liquid temperature causes it to start boiling.Vapor pressure is
measured in the standard units of pressure as pascal (Pa) unit. One pascal is one newton
per square meter (N·m-2 or kg·m-1·s-2). Or atm.
When liquid temperature increases the vapor pressure also increases as it is illustrated in
the following diagram for some substances.
(13)
-4ضغط التبخير :
هو الضغط المستقر للبخار فوق سطح السائل فى وعاء مغلق عندما تستقردرجة حرارته عند درجه كافيه لبدء غليانه .
ويقاس ضغط التبخير بالوحدات القياسيه للضغط مثل الباسكال أو الضغط الجوى .وعندما ترتفع درجة حرارة
السائل فإن ضغط تبخيره يزداد أيضاكما هو مبين فى البيانى اآلتى لبعض المواد.
viscosity
The resistance of a substance to flow. For example,water has a lower visc
osity than molasses and flowsmore easily. Viscosity is related to the conc
ept of)shear force( ; it can be understood as the effect ofdifferent layers
of the fluid exerting shearing force oneach other, or on other surfaces, as
they move against each other. There are two types of viscosity Kinematic
and dynamic
اللزوجه
هى مقاومة الماده للتدفق .وكمثال الماء اقل من السكر المنصهر فى اللزوجه وتتدفق بسهوله اكثر وتعتبر
اللزوجه مشتقه من قوة القص ويمكن فهمها على انها غباره عن تأثير طبقات المائع المختلفه التى تمارس قوى
فص على بعضها او على االسطح االخرى المالمسه لها عتدما تتحرك مستنده على بعضها .وهناك نوعان من
)(14
اللزوجه الكيناماتيكيه والديناميكيه
Incompressible Flow
Sound waves are pressure waves, they travel through liquids. This is an
evidence of the elasticity of liquids but it may be considered that liquids are
incompressible and their flow can be studied by Bernoulli equation.
التدفق الغير قابل لإلنضغاط
.على الرغم أنه ال يوجد فى الحقيقه ما يسمى بالمائع الغير قابل لإلنضغاط إال أن هذ التعبير يطلق على السوائل
.وحيث ان موجات الصوت والتى فى حقيقتها هى موجات ضغط تنتقل فى السوائل فإن هذا شاهد على مرونة السوائل
. لكن يمكن إعتبار السوائل غير قابله لإلنضغاط وأن يدرس تدفقها بواسطة معادلة بيرنوللى
Bernoulli Equation
Bernoulli Equation can be considered to be a statement of the conservation of energy
principle appropriate for flowing fluids. The qualitative behavior that is usually labeled
with the term "Bernoulli effect" is the lowering of fluid pressure in regions where the
flow velocity is increased. In the high velocity flow through the constriction, kinetic
energy must increase at the expense of pressure energy. The model calculation here
assumes laminar flow and the distance from the larger diameter to the smaller is short
enough that viscous losses can be neglected.
(15)
معادلة بيرنوللى
معادلة بيرنوللى يمكن إعتبارها تطبيق من تطبيقات مبدأ بقاء الطاقه يخص تدفق الموائع .ولعل
السلوك الملتصق بالمعنى (تأثير بيرنوللى) هو اإلنخفاض فى ضغط المائع فى مناطق االنابيب عندما
تزاد فيها سرعة المائع .ففى حالة التدفق عالى السرعه فى إختناقات مقطع األنابيب تزداد طاقة
الحركه للسائل بقيمة ما أستهلك من طاقة الضغط .وحسابات الطاقه التى أجريت على النموزج
المرفق رسمه تفترض أن التدفق من النوع الخطى وأن المسافه بين نقطة القطر األكبر ونقطة القطر
األصغر تكون قصيره بما يمكن إهمال فواقد اإلحتكاك باللزوجه أثناء السريان خاللها.
Dividing both sides of the equation by ρɡ
P1/ ρɡ + ½ ρ (v1)2 / ρɡ + ρɡ(h1)/ ρɡ = P2/ ρɡ + ½ ρ (v2)2/ ρɡ + ρɡ(h2)/ ρɡ
Where :
)h = z (Elevation) ft (m
( ft (m) ,الضاغط) )P/ ρɡ = H (Head
)Acceleration due to gravity (local), ft/s2 (m/s2
)Flow Velocity, ft/s (m/s
)Density, lbm/ft3; (kg/m3
;Absolute pressure, lbf /ft2, lbf /in2 _ psia (N/m2 _ Pa, kPa, bar
ɡ
v
ρ
P
H1 + ½ (v1)2 / ɡ + Z1 = H2 + ½ (v2)2 / ɡ + Z2
If point (2) is far from point (1), the frictional head loss (Hf) is considerable.
So in real flow systems, however, Bernoulli equation must be supplemented
by a frictional head loss (Hf) in between point (1) and (2) as follows:إذا كانت النقطه ) (2بعيده عن النقطه ) (1فإن الضاغط المفقود باإلحتكاك ) (Hfيؤخذ فى
اإلعتبار .ولهذا فإنه فى النظم الحقيقيه للسريان البد ان تستكمل معادلة بيرنوللى بإضافة الضاغط
المفقود باإلحتكاك (Hf)1-2بين النقطتين ( )1و ( )2كما يلى-:
H1 + (v1)2 /2 ɡ + Z1 = H2 + (v2)2 /2 ɡ + Z2 + (Hf) 1-2
)(16
Friction Head Loss (Hf ) :
The frictional head loss is given by the following D’Arcy-Weisbach
equation:
Hf = ƒ (v2 / 2 ɡ) (L/D)
Where:
f D’Arcy-Weisbach friction factor , dimensionless
L Distance from point (1) to point (2)
ft (m)
For laminar flow: f = 64/Re
Re Reynolds number, dimensionless = D V / Ƴ
Ƴ
Kinematic viscosity, ft2/s (m2/s)at the operating temperature.
D
Pipe internal diameter ft (m)
1 stokes = 100 centistokes = 1 cm2·s−1 = 0.0001 m2·s−1.
1 centistokes = 1 mm2·s−1 = 10−6m2·s−1.
In case of flow through a straight pipe with a circular cross-section, Reynolds numbers
of less than 2100 are generally considered to be of a laminar type. , while the region
in between (2100 < Re < 4000) is called the critical region. When Reynolds number is
higher than the schedule value of the selected (ε /D) will most likely correspond to
complete turbulent flow.
تدل على أن2100 فى حالة السريان فى خط أنابيب مستقيم ذو مقطع دائرى فإن قيم معامل رينولدز األقل من
تزيد4000 و2100 بينما يسمى التدفق حرج إذا إنحصرت قيمة معامل رينولدز بين. التدفق من النوع الخطى
. قيمة معامل رينولدز عما فى الجدول للخشونه المذكوره ففى الغالب يكون التدفق من النوع المضطرب
Roughness:
Any irregularities in the internal pipe surface is called roughness, roughness
is expressed in two forms. Absolute roughness (ε) is the average height of
the irregularities expressed in feet (millimeters), of commercial pipes. There
is a relative roughness (ε /D) as a ratio between the absolute roughness and
the internal pipe diameter. Higher roughness is the higher friction head loss.
(17)
الخشونه
أى نتؤات تتواجد على السطح الداخلى لألنابيب تسمى خشونه ,ويعبر عن الخشونه بطريقتين.
الخشونه المطلقه ) (εوهى اإلرتفاع المتوسط للنتؤات ويعبر عنه بالقدم أو بالملليمتر للمواسير
التجاريه .وهناك الخشونه النسبيه ) (ε /Dوهى نسبه بين الخشونه المطلقه والقطر الداخلى لألنابيب.
كلما زادت الخشونه كلما زاد الضاغط المفقود باإلحتكاك .
Note: (1) The head loss in laminar flow is independent of wall roughness.
ملحوظه ( :)1الضاغط المفقود باإلحتكاك فى حالة التدفق الخطى ال يرتبط بالخشونه.
(2) Colebrook equation is the basis to calculate the friction factor ( f ) in
transition zone between smooth pipes and the complete turbulent
.
flow.
) (2تعتبر معادلة كولبروك هى األساس لحساب معامل اإلحتكاك ) ( fفى المنطقه اإلنتقاليه بين
التدفق فى االنابيب الملساء وبين التدفق المضطرب فى األنابيب الخشنه.
)(18
(3) Friction factors in turbulent flow are based upon experimental data, .
it can be determined from the above schedule.
حيث يمكن تحديده من, ( تاسس تحديد معامل اإلحتكاك فى التدفق المضطرب على بيانات معمليه3)
-: الجدول السابق
Moody Diagram:
The relation between Reynolds number (Re) and the relative roughness(ε /D)
and the flow friction factor ( f ) is plotted in a diagram called Moody
diagram. Moody diagram is widely accepted for hand calculations. But for
computerized calculations of the pressure drop, however, the Colebrook
equation is built into the software.
Moody Diagram
Reynolds Number
:خريطة موودى
( f )( ومعامل إحتكاك التدفقε /D) ( والخشونة النسبيه لألنابيبRe) العالقه بين رقم رينولدز
رسمت فى خريطه تسمى خريطة مودى وهى مستخدمه بصوره واسعه عندما تجرى الحسابات
. أما إذا أستخدمت برامج التصميم على الحاسب فغالبا ما تستخدم معادلة كوولبروك,يدويا
(19)
Exercise (1):
Determine flow friction factor of crude oil having the following data:Pipes material is commercial steel, Nominal pipe sizes are 10,12,14,16 (in) schedule 80
Transported commodity is general crude oil of pour point 13°C at operating temp. 20°C,
high wax content crude oil of min. temp. 35°C at operating temp. 60°C , *Flow rate
(average)= 100,000 BPD , 120,000 BPD
The following schedules of commercial pipes can be used.
Solution:
For commercial steel, absolute roughness (ε) = 0.00015 ft (from Moody diagram)
= 0.00015 x 12 in. = 0.0018 in.
From table E2.1 at schedule 80 the inside diameter of 10,12,14,16 pipes are:9.564, 11.376, 12.500, 14.314 in. respectively.
Relative roughness (ε /D) of pipes = 0.0018/9.564, 0.0018/11.376, 0.0018/ 12.500, 0.0018/14.314
= 0.000188, 0.000158, 0.000144, 0.000126
Reynolds number calculations:
One cubic meter = 6.289 American Barrel
One square meter = 1550 in2
1 centistokes = 10−6m2·s−1.
One meter = 39.37 in
Flow rate =100,000 BPD
= 100,000 / 6.289 = 15900 m3 /d
= 15900/24x60x60=0.184 m3 /s
Inside cross sectional area of 10 in. pipe (from table E2.1 schedule 80) = 71.8 in2
= 71.8/ 1550 = 0.0463 m2
Flow velocity (V) = Flow rate/Inside Area = 0.184/0.0463=3.97 m/s
General crude oil viscosity (Ƴ) at 20°C from table C5.1= 11 cSt = 11x 10−6m2·s−1.
Inside Diameter(D) for 10 in pipe schedule 80 from table E 2.1 = 9.564 in
= 9.564/ 39.37 m = 0.243 m
Re = D V / Ƴ = 0.243 x 3.97 /11x 10−6 = 8.77 x 104
(20)
Commercial Steel Pipes Data
(21)
(22)
By blotting relative roughness (0.000188) and Reynolds Number(8.77x104) and get a
Friction factor (f) = 0.0196
Check up by Colebrook equation:
Right side = - 0.86 ln { 0.000188/3.7 + 2.51/ 8.77x104
= - 0.86 ln{0.0000508+ 2.51/8.77x104 x 0.14}
= -0.86 ln{0.0000508+0.000205}
= -0.86 ln{ 0.0002558} = 7.12
(23)
0.0196}
Left side
= 1/
f = 1/
0.0196 = 1/ 0.14 = 7.14
Left side is rather equal to the right side by using Colebrook Equation
Piping Friction Head Loss Calculation
Piping friction head loss Hf is the head consumed to overcome the friction resistance
against the flow in the pipes, it can be calculated as follows:-
Hf = f (v2/2g) (L/D)
ft (m)
Where:f
= Friction factor (dimensionless)
V = Flow velocity ft/s (m/s)
g = Gravity acceleration =32 (ft/s2) = 9.8 (m/s2)
L = Pipeline length ft (m)
D = Inside Diameter ft (m)
Load Factor:
The actual flow rate that a system must be capable of attaining to compensate for lost
capacity from shutdowns and reduced flow conditions is the flow rate per operating day
BPOD, which is greater than the flow rate per calendar day. The ratio of flow rate per
calendar day to operating day is the load factor it is always a decimal.
:معامل التحميل
معدل التدفق الحقيقى البد أن يكون كافيا لتعويض العجز الناتج من توقفات التشغيل وحاالت نقص معدل النقل لليوم
وهنا تكون النسبه بين معدل اليوم التأريخى إلى اليوم. التشغيلى والذى هو أكبر من معدل النقل لليوم التأريخى
.التشغيلى هى ما يسمى بمعدل التحميل وهو دائما أقل من الواحد
Load Factor(L.F) = Rate Per Calendar Day (BPCD)/Rate Per Operating Day(BPOD)
BPOD = BPCD / L.F
A well-operated pipeline can be expected to have a load factor of 92 to 95 percent. For
domestic pipelines, this may be used in the design procedure unless special circumstances
dictate a lower factor. Pipelines to be located in remote areas, more complex systems
with many pump stations, or pipelines operated with expected flow variations would be
more reasonably designed to a lower load factor, 85 to 90 percent, to account for greater
system downtime, i.e., from interruptions in service as a result of operations and
maintenance.
(24)
وخط األنابيب الذى يدار جيدا يمكن أن يحقق معامل تحميل من 92إلى . % 95ويمكن إختيار قيمة المعامل بين هذه
القيم فى إجراءات التصميم إال إذا كانت هناك ظروف تملى على المصمم إستخدام معامل أقل من ذلك .فخطوط
األنابيب التى تقام فى مناطق نائيه ,والخطوط الطويله األكثر تعقيدا التى تحتوى على محطات ضخ كثيره ,أو
الخطوط المتوقع تشغيلها على معدالت متغيره ال شك أنها تصمم على معامل تحميل يتراوح ما بين 85إلى %90
وذلك بسبب المزيد من أوقات توقف تشغيل الخط نتيجة إرتباكات التشغيل والصيانه.
Recommended Flow velocities
Flow velocities in pipelines can reach about 10 ft/s (3 m/s) technically but
for safety and sometimes economically it is better to be limited at 7ft/s
(2m/s) for liquids. Higher velocities may be justified by thorough
investigation of the erosion potential, also the higher velocities may result in
undesirable flow induced vibrations and noise particularly at the above
ground parts such as valves and metering skids.
السرعات المرغوبه للتدفق
يمكن أن تصل سرعات التدفق فى فى خطوط األنابيب إلى 10قدم /ثانيه ) 3متر/ثانيه( فنيا تقريبا ولكن ألسباب
األمان وألسباب إقتصاديه يجب أال تتعدى 7قدم/ث ) 2متر/ث( وذلك بالنسبه للسوائل .سرعات التصميم األعلى
يجب أن يالزمها بحث ودراسه كامله إلحتماالت الهرى ,وأيضا السرعات العاليه قد تتسبب فى ذبذ بات وضوضاء
غير مرغوب فيها خاصة عند األجزاء المكشوفه من الخط مثل الصمامات ومجمعات القياس .
(Q-D) System (Flow Rate-Diameter) Relation:
A= π D2/4
Q= Ax V = (π D2/4) V
To get the most suitable transportation let us assume :)V= (1, 1.5, 2 m/s
Where:
)Q = flow rate (BPOD) (Barrel Per Operating Day
)D = Inside Diameter (inch
)V = Flow velocity (m/s
)(25
D2
= {(4/ π v) Q /6.289x24x60x60} x39.37x39.37
= (4x39.37x39.37/ π x 6.289x24x60x60) Q/v
= 36 x 10-4 Q/v
D
= 0.06
in2.
Q/v in.
Exercise:
Determine the suitable pipe diameters for 50000,80000 BPCD of crude oil
having 11 cSt kinematic viscosity if the flow velocities are 1, 1.5, 2 m/s and
the friction head loss in each diameter for one kilometer .
Solution:
BPOD = BPCD / L.F
When V = 1 m/s
Assume L.F = 92% V = 1 m/s
BPOD = 50000/92% = 54348
D = 0.07
Q/v in.
= 0.07 54348/ 1 = 0.06x233 = 14 in.
Re = D V / Ƴ = (14/39.37) x 1 / 11x10−6
= 3.2 x 104
For commercial steel, absolute roughness (ε) = 0.00015 ft (from Moody diagram)
= 0.00015 x 12 in. = 0.0018 in.
Relative roughness ε/D = 0.0018/14 = 0.00013
From Moody Diagram at Re = 3.2 x 104 and
ε/D = 0.00013
Friction Factor (f) = 0.013
Friction Head Loss Hf = f (v2/2g) (L/D)
(m)
= 0.013 (1/2x9.8) (1000 x 39.37/14)
= 1.9 m/Km
(26)
If (Hf) is in between 6 to 9 it will be favorable for crude oil
When V = 1.5 m/s
D = 0.07
54348/ 1.5 = 11.421 in.
Re = D V / Ƴ = (11.421/39.37) x 1.5 / 11x10−6 = 3.955 x 104
Relative roughness ε/D = 0.0018/11.421 = 0.000157
From Moody Diagram at Re = 3.955 x 104 and
Friction Factor (f) = 0.024
ε/D = 0.000157
Friction Head Loss Hf = f (v2/2g) (L/D)
(m)
2
=0.024 (1.5 /2x9.8) (1000 x 39.37/ 11.421)
= 9.5 m/Km
Valves and Fittings Head Loss:
All piping systems contain valves and fittings such as elbows, tees, and
reducers which result in a little bit of head loss of the flow, the head loss
through each of them can be denoted as an equivalent length of pipes.
:فاقد الضغط خالل الصمامات والوصالت
كل شبكات األنابيب تحتوى على صمامات ووصالت مثل األكواع والتيهات والمسلوبات والتى
ويمكن التعبير عن فاقد الضغط خالل كل منها, تتسبب فى فقد فى ضغط التدفق عند مروره خاللها
.بطول مكافىء من أنابيب الخط
(27)
Petroleum Pipelines Valves
1-Valves:
Valves are an essential part of any piping system that transports liquids,
gases, vapors, slurries. Different types of valves are used in pipelines such
as: gate, globe, check and ball valve. Each of these types has several
.
categories and designs, each offering different features and functional
capabilities. Some valves are self-actuated while others are manually
operated or have actuators that are powered with electric motors, or
pneumatic or hydraulic, or a combination to operate the valve.
(28)
: الصمامات-1
الصمامات جزء أساسى من أى شبكة أنابيب لنقل السوائل والغازات واالبخره ومخاليط الماء
, وتستخدم أنواع مختلفه من الصمامات فى خطوط األنابيب مثل صمام البوابه. والحبيبات الصلبه
وكل من هذه الصمامات له أصناف. وصمام الكره, وصمام عدم الرجوع,والصمام الكروى
فبعض الصمامات يعمل ذاتيا والبعض يعمل يدويا أو. وكل له صفاته ووظائفه, وتصميمات متعدده
.يعمل بمشغل آلى يستخدم موتور كهربى أو هوائى أو هيدروليكى أو كالهم لتشغيل الصمام
In order to select a suitable valve for a particular application, the user must
evaluate the valve characteristics for specific application requirements such
as flow medium, process design requirements, piping design criteria, and
economic factors. For petroleum applications, API classified valves by a
class number based on the construction material, the pressure rating at
temperature ratings. The number denotes the maximum allowable working
gauge pressure of certain design at the ambient temperature range of the
world, this temperature ranges from –20 to 100°F (-29 to 38°C). When the
valve is made from better alloys it can be used for higher pressures to the
same class number determined from tables prepared for each alloy.
وإلختيار الصمام المناسب إلستخدام محدد فالبد للمستخدم من تقييم سلوك الصمام مع متطلبات
, األسس والمعايير الحاكمه لشبكات األنابيب, متطلبات التصميم,اإلستخدام مثل الماده المنقوله
وبالنسبه للتطبيقات البتروليه فقد صنف معهد البترول األمريكى الصمامات.وللجوانب اإلقتصاديه
الضغط الذى يتحمله الصمام عند مدى, بواسطة رقم تصنيفى تاسس على مواد تصنيع الصمام
. درجات حرارة الجو على الكره األرضيه
الرقم يعبر عن أقصى ضغط عيارى يستخدم له صمام من الصلب الكربونى وفقا وتصميمه عند
( أما إذا تم تصنيع الصمام من سبائك-29 to 38°C) –20 to 100°F مدى من درجات الحراره
أفضل فإن الصمام يستخدم لضغوط أكبر لذات نفس الرقم التصنيفى وتتحدد قيم هذه الضغوط من
. جداول خاصه بكل سبيكه
Valves which are marked with CWP (Cold Working Pressure) or WOG
(Water–Oil–Gas) rating can be used for the marked pressure rating (150,
300, 400, 600, 900, 1500, 2500, 4500 psig) as the maximum allowable
working pressure at ambient temperature in (psi), table A10.4 shows the
specification of pipeline valves about valve class ,type , and material
covered by API 6D standard for Normal Pipe Size(NPS).
(29)
الصمامات المطبوع عليها عالمة CWPأى إستخدام بارد أو WOGأى إستخدام للماء أو الزيت أو
الغاز تصنف بأرقام ) (150, 300, 400, 600, 900, 1500, 2500, 4500 psigوالرقم يدل
على أقصى ضغط تشغيلى عند درجة حرارة الجو ) .(psiوالجدول A10.4يوضح مواصفات
الصمام من حيث تصنيفه ونوعه ومعدنه وفقا ومواصفة معهد البترول األمريكى API 6Dالخاصه
بتوصيف صمامات خطوط األنابيب.
2- Fittings:
Sometimes the designer needs some welding fittings such as elbows, tees,
and reducers to match the route and to join a branch or join the line
sections of different pipe diameter.
Wrought-steel fittings are made to the dimensional requirements of ASME
B16.9, Table A2.11, the grades of which have chemical and physical
properties and schedule equivalent to that of the mating pipe. Pressure
testing of the fittings is not required by either standard.
-2الوصالت:
يحتاج المصمم أحيانا إلى وصالت جاهزه تلحم بالخط مثل األكواع والتيهات والمسلوبات لمطابقة الخط للمسار ووصل الخط
بخط فرعى ووصل االجزاء الخط مختلفة األقطار.وتصنع وصالت الصلب المطروق وفقا واالبعاد المحدده من قبل كود
األزمى رقم , B16.9والجدول Table A2.11يشمل االصناف التى تتوافق مواصفاتها الطبيعيه والكيميائيه مع االنابيب المحدد
جدولها .وبناء على هذه األبعاد فإن الوصالت ال تحتاج إلى إختبار بالضغط فى أى توصيف قياسى
)(30
(31)
3- Head Loss Determination Through Pipeline Valves And Fittings
Procedure:
1- Draw a line from the point of valve or fitting at the lift column to the point of the
line inside diameter of the line pipe at the right column.
2- Read the value of intersection point at the equivalent length scale to determine the
additional length to the case study line.
3- It is 1700 feet length of 24 in. line for gate valve ¾ closed, 76 feet of 12 in. line for
fully open swing check valve, and 7.5 feet of 6 in. line for 450 elbow.
FIGURE: Equivalent pipe length of valves and fittings to flow of fluids.
(32)
Minor losses at valves and fittings between stations are normally neglected,
if it is necessary to be determined as it is in refinery and process plant
piping systems which have many types , the earlier Figure shows a graph
prepared for determining head loss of valves and fittings which meet
recognized piping code requirements for design, materials, and
manufacture, an additional length for each according to the graphically
determined length from the Figure may be added to the line length to
determine the estimated total system friction head loss.
فواقد الضاغط الطفيفه خالل الصمامات والوصالت بين محطات الضخ عادة ما تهمل ولكن إذا كان
من الضرورى ىأن تحسب كما هو الحال فى شبكات التكرير والمعالجه التى تحوى أنواع كثيره
منها فإن الشكل السابق يوضح رسم بياتى أعد لحساب فاقد الضغط للصمامات والوصالت التى
توفى متطلبات الكود المتبع فى تصميم شبكات األنابيب من حيث التصميم ومواد التصنيع وطرق
حيث يستخرج من الرسم طول محدد من أنابيب الخط لكل صمام أو وصله ويضاف, التصنيع
. إلى طول األنابيب لتحديد الطول اإلجمالى لها لحساب فواقد الضاغط الكليه
Isolation and Sectionalizing Valves:
The number and locations of isolation and sectionalizing valves should be
based on system operation requirements and, potential release of the oil in
the event of pipe rupture or inadvertent improper operation, the important
crossings, and the terrain that the pipeline is crossing such as mountains or
hills.
In general, valves should be installed at locations where they will contribute
to the safe operation of the line and enhance the safety of the system.
Typically, valves are installed at the origin (pump station) and termination
(terminal) of a pipeline and at branch points to provide isolation of the
branch and at certain locations where the valve class is proper to the
operation pressure Table B2.3 to facilitate hydrostatic testing, i.e.,
anywhere that the test pressure is different such as sections of higher
operating pressure or a change in wall thickness as it is shown in the
following Figure.
Section block valves should be located in easily accessible positions, e.g.,
aboveground on a buried pipeline or in an impervious pit where the
groundwater level is high.
(33)
الصمامات العازله والفاصله:
يتوقف عدد وموقع الصمامات العازله والفاصله على متطلبات تشغيل الخط ,واإلنسياب المحتمل للزيت فى حالة أى
كسر للخط أو إهمال غير متعمد فى التشغيل ,والتقاطعات الهامه لمسار الخط ,
والتضاريس الطبيعيه التى يعبرها الخط مثل الجبال والهضاب ,وعموما فإن الصمامات تركب فى األماكن التى
تساهم فيها الصمامات فى تشغيل آمن للخط وتحقيق األمان لنظام النقل.
والتصميم النموزجى يراعى فيه أن يركب صمام عند بداية الخط (محطة الضخ) ,وآخر عند نهاية الخط (محطة
اإلستالم) وعند التفريعات لعزل الفرع ,وعند مواقع محدده على الخط بحيث يالئم تصنيف الصمام ضغط التشغيل
بالخط عند موقع التركيب لتسهيل اإلختبار الهيدروستاتيكى ,أو بمعنى آخر فى االماكن التى يكون فيها ضغط
اإلختبار الهيدروستاتيكى مختلف مثل طرفى االجزاء األكبر فى ضغط التشغيل أو األجزاء التى تختلف فى سمك
أنابيبها كما فى الشكل اآلتى .ويجب أن تركب الصمامات الحاجزه ألجزاء الخط فى أماكن يسهل الوصول إليها
كأن تقام فوق سطح األرض للخطوط المدفونه أو فى غرفه أرضيه معزولة الجدران ضد نفاذ الماء فى حالة إرتفاع
مستوى المياه الجوفيه.
)(34
Standard Process Flow Diagram Symbols and Their Usage
Process flow diagrams use special shapes to represent different types
of equipment, valves, instruments and piping flow.
(35)
Route Selection:
Petroleum pipelines are designed to transport the fluid from one point to another, as it
is in case from the point of production gathering center of the row fluid to the process
plant or from process plant to exporting ports, or from the process plant or importing
ports to distribution facilities such as in natural gas, or from process plant or importing
ports to the far refineries such as in crude oil, or to transport refined products from
refineries to the far distribution center.
:إختيار مسار الخط
كما هو الحال من مركز تجميع اإلنتاج للمائع الخام إلى, تصمم خطوط أنابيب البترول لنقل المائع من نقطه ألخرى
محطة المعالجه أو من محطة المعالجه إلى موانى التصدير أو من محطة المعالجه أو موانى اإلستيراد إلى شبكات
التوزيع كما هو الحال فى الغاز الطبيعى أو من محطة المعالجه أو موانى اإلستيراد إلى معامل التكرير البعيده كما
. أو نقل المنتجات المكرره من معامل التكرير إلى مراكز توزيعها البعيده, هو الحال فى الزيت الخام
The ideal selection of route will logically be a straight line between the origin and the
terminal. While a straight-line route is the best choice to select the shortest route and
pipes but there are several common-sense reasons for deviation, including:اإلختياراألمثل لمسار خط األنابيب منطقيا هو الخط المستقيم بين نقطتى البدايه والنهايه وحيث أن اإلختيار األمثل
هو الخط المستقيم لتحقيق أقصر مسار وأقصر طول لألنابيب لكن هناك أسباب منطقيه عديده تؤيد اإلنحراف عن
-: الخط المستقيم تشمل مايلى
)36(
* Significant natural obstacles such as mountain ranges, rivers, swamps, et cetera.
*On long transmission lines, the availability of suitable sites for intermediate
pump/compressor stations will also have an impact on the selection of the final route.
* The location of possible future supply and delivery connections.
* Minimizing of control points in the hydraulic profile (discussed later).
* Access for construction equipment and materials.
* Permitting restrictions such as in case of historical and army areas.
* The pipeline route should avoid populated areas and their future extensions to reduce
the exposure of the population to hazards associated with the pipeline. Also, by
avoiding populated areas, the possibility of damage is reduced.
* العوائق الطبيعيه الشديده مثل سالسل الجبال واألنهار والمستنقعات ..وهكذا.
* فى خطوط األنابيب الطويله التى تحتاج لمحطات بينيه لرفع الضغط قديحتاج األمر إلى اإلنحراف بالمسار إلى
منطقه آمنه يسهل الوصول إليها إلقامة محطة الرفع بها .
* قد يكون هناك تخطيط مستقبلى لتغذية الخط من ميناء لإلستيراد أو بئر بترولى جارى تقييمه ,أو تغذيه من الخط
لمعمل تكرير للبترول أو مركز توزيع جارى إنشائه فى منطقه قريبه من مسار الخط مما يستوجب اإلنحراف
بالمسار ليمر بهذه المنطقه.
* اإلقالل م ن نقط اإلنقالب العلويه على المسار للحصول على تدرج هيدروليكى سلس يقلل من فاقد الضغط عند
محطات اإلستالم.
* سهولة وصول معدات ومستلزمات اإلنشاء إلى مسار الخط.
* صعوبة الحصول على تصاريح لمسار الخط فى بعض المناطق مثل المواقع الحربيه والمواقع التاريخيه.
* تفادى ا لمسار لكردونات المدن وإمتداداتها لتجنب تعريض المواطنين لألخطار .وهذا من شأنه أيضا أن يقلل من
خطر تعرض الخط لإلصابات من خطأ الغير.
وهناك طريقتان إلختيار افضل مسار للخط وهما -:
-1الخرائط المساحيه الجغرافيه Geographic Mapsهذه تصلح للخطوط القصيره من خالل الخرائط
المساحيه ال مدون عليها البنيه التحتيه للمحليات واستخدام جهاز ال GPSلتوقيع المسار على الطبيعه
-2استخدام برنامج جوجل إرث Google Earthللخطوط الطويله خاصة صعبة التضاريس
1- Geographic Maps
A preliminary route is determined using the suitable maps of the route that show
geographic features such as contour lines as well as towns, rivers, roads, railroads,
existing pipelines and utility corridors, et cetera.
World Aeronautic Charts are available for most parts of the world,
on different scales, also GPS (Global Positioning System) is very useful for this
purpose. Once an initial route is identified, the ground profile is plotted for use in the
hydraulic design.
يتحدد مسار مبدئى لخط األنابيب باإلعتماد على الخرائط المناسبه لذلك التى تبين المالمح الجغرافيه
مثل الكنتورات التى تحدد إرتفاع النقطه عن مستوى سطح البحر ,باإلضافه للمدن واألنهار والطرق
والسكك الحديديه وخطوط األنابيب ,والبنيه التحتيه للمنافع العامه .وتتوافر خرائط جويه إلكترونيه
بمقاييس رسم مختلفه لمعظم مناطق العالم ,وأيضا أجهزة GPSيمكن إستخدامها بصوره مفيده
لهذا الغرض.
()37
2- Google Earth in Pipeline Design and Route
-2استخدام جوجل ارث فى تصميم الخطوط ومساراتها
جوجل إرث هو برنامج يعطيك صوره مجمعه للبيانات والصورالتى تم الحصول عليها من برنامج المعلومات
الجغرافيه والصور التى تم الحصول عليها من صور األقمار الصناعية ،والتصوير الجوي ونظم المعلومات
الجغرافية D 3للعالم.والبرنامج متاح فى نسختين :
-1نسخه مجانيه تحتاج ترخيص من جوجل تحتوى على صور األقمار الصناعية العامة والخرائط متوافره
فى خوادم Google
-2نسخة جوجل إيرث المهنية التي يمكن استخدامها من قبل المستخدمين المتقدمين وأيضا يمكن ان تكون
مرتبطة بخوادم برنامج Google Earthالمحلية المرخصة مع صور األقمار الصناعية الخاصة
والخرائط وتحتاج ترخيص من جوجل
)(38
ويستخدم جوجل ايرث بكثره فى المجاالت الصناعيه المختلفه فى تصميم ورصد وصيانة المشاريع الترابية
والبناء التى تحتاج تخطيط وحفر مثل مشاريع خطوط انابيب المياه واقامة المدن والتصميم الحضري ،وبناء
الطرق والسدود الترابية الخ ويمكن استخدامها في مشاريع خطوط أنابيب للحصول على مسار مبدئى لخط
األنابيب .ويمكن أن تستخدم أيضا لمراقبة ومتابعة تشييد خطوط األنابيب من خالل برامج خاصه بالصور الحيه
لالقمار الصناعيه
واستخدام المسار المبدئى من جوجل يمكننا من التخطيط والحصول على بيانات لبدء أنشطة التصميم واجراء
هندسة خطوط األنابيب لتقليل الوقت والجهد المبذول في دراسة تغيرات المناظر الطبيعية واالرتفاعات على
طول خطوط األنابيب بل يمكن اختيار عدة مسارات وتقييمها في وقت قصير نسبيا ،وتقييم اقتصاديات كل
خيار .
Pipeline Routingاختيار مسار الخط
تبدأ عملية المسارمع تحديد النقاط المقترحه لبداية ونهاية خط االنابيب المقترح .ويتم توقيع هذه
النقاط في برنامج Google Earth
Plan and profile output example
وهنا تبدأ فى المكتب عملية اقتراح المسار باستخدام الية network toolوكلما تغير اتجاه
()39
المسار تحدد نقطه على البرنامج وبتوصيل هذه النقط نحصل على المسار المقترح بين البدايه
والنهايه ويمكن تعدد المسارات االقصر وفقا وعدد العوائق المحظوره مثل (العوائق الطبوغرافيه ،
المزروعات ،االسكان ،العوائق البيئيه ،معابر الطرق ,االنهار ,والسكك الحديديه .....الخ ويتم
تقييم اقتصاديات كل مسار إلختيار اكثرها اقتصادا والخريطه االتيه تبين اختيار جوجل ارث لمسار
خط انابيب فى دولة ازربيجان طوله 339كيلومتر مع بيان لتدرج ارتفاعاته وكان اقصى ارتفاع
للخط عند بدايته وقدره 795متر واقل ارتفاع هو 18متر وارتفاع النهايه هو 228متر
Head Of Fluid
When using the term head of fluid to denote system energies at any point,
there are three components of head as shown in the following figure:
elevation head (Z) measured from a datum lower than the lowest point of the
route as sea level, velocity head (Hv), pressure head (H) which represents
the pressure acting on the internal surface of the pipes, as well as the
friction head loss (Hf) between the two comparison points . These are the
terms of the Bernoulli equation discussed earlier. Head loss expressed per
unit of pipe length uses the lower case (hf ) instead of (Hf) . The velocityhead component for long pipeline systems, and generally for systems with
high head requirements, is a small percentage of the total head and is often
assumed to be negligible in energy calculations.
ضاغط المائع:
عند إستخدام مصطلح ( ضاغط المائع) ليعبر عن طاقات النظام عند أى نقطه على الخط ,فهناك
ثالث ضاغطات تمثل الطاقه التى يحملها السائل كما هو موضح فى الشكل :
ضاغط طاقة الوضع ) (Zإرتفاعا عن مستوى القياس المنخفض عن اسفل نقطه على المسار وليكن
مستوى سطح البحر ,ضاغط طاقة السرعه ) (Hvللتدفق ,ضاغط طاقة الضغط ) (Hالذى يمثل
الضغط الواقع من السائل على الجدران الداخليه لألنابيب ,باإلضافه إلى الضاغط الممثل للطاقه
المفقوده باإلحتكاك أثناء السريان بين نقطتى المقارنه ) . (Hfوهذه هى مفردات معادلة بيرنوللى
التى نوقشت سابقا .وعندما يعبر عن الضاغط المفقود باإلحتكاك لوحدة األطوال من الخط فإنه يرمز
له بالرمز ) (hfبدال من الرمز ) . (Hfالضاغط الممثل لطاقة السرعه فى الخطوط الطويله أو
عموما فى الخطوط التى تحتاج طاقة ضغط كبيره تكون نسبتها للضاغط الكلى صغيره وغالبا ما يتم
إهماله فى إجراءات حساب الطاقه.
()40
Hydraulic Gradient:
The hydraulic gradient is a profile representing the static head or ground
elevation (Z) at any point in the pipeline system, relative to a common
datum elevation, which is usually mean sea level. Ground elevation (Z) is
represented by the route-elevation profile to the same datum. Energy added
to the system through a pump station (H) is plotted above the elevation
profile at the pump station point. The distance between the hydraulic
gradient and the total energy line is the pressure head loss (Hf).
For a pipeline system with constant parameters along the system, such as
viscosity, relative density, and temperature, the hydraulic gradient will be a
straight line with a slope equal to the friction head loss per unit of length,(hf)
for a specific flow rate. Therefore, the actual pressure in the pipeline at any
point along the route is the difference distance between the hydraulic
gradient and the ground elevation at the point.
(41)
التدرج الهيدروليكى :
التدرج الهيدروليكى هو إطار يشمل الضاغط اإلستاتيكى الممثل لطاقة الوضع ) (Zعند أى نقطه
على خط األنابيب منسوبا إلى مستوى محدد الذى عادة ما يكون مستوى سطح البحر .ويمثل مستوى
سطح األرض على مسار الخط بضاغط مقداره إرتفاعات مسار الخط عن مستوى سطح البحر،
الطاقه المضافه للسائل من خالل محطة الضخ يعبر عنها بضاغط ) (Hيرسم فوق ضاغط الوضع
عند موقع المحطه .اإلرتفاع المحصور بين الخط الممثل للتدرج الهيدروليكى وبين خط الطاقه الكليه
هو الضاغط المفقود باإلحتكاك .
بالنسبه لخط أنابيب ال تتغير مواصفات الماده الساريه به مثل اللزوجه والكثافه النسبيه ودرجة
الحراره فإن التدرج الهيدروليكى يمثل بخط مستقيم يميل بما يعادل فاقد اإلحتكاك لكل وحده من طول
الخط ) (hfلمعدل ضخ ثابت محدد يمر بالخط .وبهذا يكون ضاغط الضغط عند أى نقطه داخل
الخط هو فرق اإلرتفاع بين خط التدرج الهيدروليكى ومستوى سطح األرض عند هذه النقطه .
Example:
Draw the hydraulic gradient of a pipeline transports 50000 BPCD crude oil
having 11 cSt kinematic viscosity, for flow velocities 1.5 m/s, 1m/s.
Line pipes are made of commercial steel, the rout-profile is as shown in the
earlier Figure, and show how to limit the head at the origin at 1000 m of that
crude oil.
)(42
Solution:
(1) Flow velocity = 1.5 m/s
Assume L.F = 92%
Flow rate in BPOD = 50000/92% = 54348
D = 0.07
Q/v in.= 0.07
54348/ 1.5 = 11.421 in.
Re = D V / Ƴ = (11.421/39.37) x 1.5 / 11x10−6 = 3.955 x 104
Relative roughness ε/D = 0.0018/11.421 = 0.000157
From Moody Diagram at Re = 3.955 x 104 and
Friction Factor (f) = 0.024
Friction Head Loss hf = f (v2/2g) (L/D)
ε/D = 0.000157
(m)
2
=0.024 (1.5 /2x9.8) (1000 x 39.37/11.421)
= 9.5 m/Km
Total Friction Head Loss Hf of the line = 9.5x140 = 1330 m
Origin Head = Hf + (ZT – ZO ) = 1330 + (20- 0) = 1350 m
(2) Flow velocity = 1m/s
D = 0.07
Q/v in.
= 0.07 54348/ 1 = 0.06x233
= 14 in.
Re = D V / Ƴ = (14/39.37) x 1 / 11x10−6
= 3.9 x 106
For commercial steel, absolute roughness (ε) = 0.00015 ft (from Moody diagram)
= 0.00015 x 12 in. = 0.0018 in.
Relative roughness ε/D = 0.0018/14 = 0.00013
(43)
From Moody Diagram at Re = 3.9 x 106 and
ε/D = 0.00013
Friction Factor (f) = 0.013
Friction Head Loss hf = f (v2/2g) (L/D)
(m)
=0.013 ( 1/2x9.8) ( 1000 x 39.37/ 14 )
= 1.9 m/Km
Total Friction Head Loss Hf = 1.9 x 140 = 266 m
Origin Head = Hf + (ZT – ZO ) = 266 + (20 – 0 ) = 286 m
(3) Origin Head Limitation:
To limit the head at the origin, there are two ways:(1) Use a larger diameter pipes for the first section of the line as 16 in.
nominal diameter, whose length is determined by drawing a line in the
graph from the point of 1000 m at the origin parallel to its hydraulic
gradient intersects the mentioned gradient at a point determining the
required length of the larger pipes 16 in.
(44)
(2) Use a loop of 12 in. at the first section of the line, to reduce the flow into
half to get better gradient and determine the point of intersection and
consequently determine the required length of the loop .
:الحد من الضاغط عند بداية الخط
)3(
-: للحد من ضاغط الضغط عند بداية الخط توجد طريقتان
حيث. بوصه16 إستخدام مواسير بقطر إسمى أكبر للجزء األول من الخط وليكن القطر اإلسمى-)1(
متر عند بداية الخط فيقطع هذا الخط1000 يتحدد طولها برسم خط فى البيانى من النقه التى تمثل
. بوصه16 خط التدرج المعنى عند نقطه تحدد الطول المطلوب من المواسير األكبر
بوصه للجزء االول من الخط لتقليل معدل الضخ خالل هذا12 إستخدام إزدواج من المواسير-)2(
الجزء إلى النصف للحصول على تدرج أفضل وتحديد نقطة تقاطعه مع خط التدرج المعنى وبالتالى
. تحديد طول اإلزدواج المطلوب
Exercise:
Draw the hydraulic gradient of a pipeline transports 80000 BPCD
crude oil having 11 cSt kinematic viscosity, for flow velocities 1.5
m/s, 1m/s. Line pipes are made of commercial steel, the routprofile is as shown in the previous example.
System (Pipeline) Curve:
If there is a pipeline has a certain length and inside diameter, it
has a system curve (Q-H curve) for each liquid, which is a graph
showing the relation between the pipeline flow rate (Q) and the
required head of the liquid (H) at the origin to pump this rate
through it. This curve is very helpful for selecting the actual type
and size of pump unit(s) at the pump station and to plot the
piping system curve when this pipeline is involved in the system .
:منحنى آداء خط األنابيب
( لكلQ-H curve) إذا تواجد خط أنابيب بطول معين وبقطر داخلى معين فإن له منحنى أداء
( وبين ضاغطQ) سائل عباره عن رسم بيانى يبين العالقه بين معدل الضخ بالخط
هذا المنحنى. ( لضخ هذا المعدل خالل الخطH) السائل المطلوب عند بداية هذا الخط
.المضخات الالزمه لمحطة الضخ/مفيد جدا فى إختيار نوعية ومواصفات المضخه
.وفى رسم منحنى نظام نقل باألنابيب عندما يكون هذا الخط جزءا منه
(45)
How to plot the system/pipeline curve:
خط انابيب فى مستوى افقى واحد
خط انابيب يعبرمرتفع و الضغط البخارى للسائل هو
)(46
والنهايه والبدايه فى مستوى واحد
الحاله العامه
خط انابيب يعبرمرتفع و الضغط البخارى للسائل هو
والنهايه والبدايه ليستا فى مستوى واحد
Ho = (hf + hth + Zt) - Zo
.
)(47
Parallel and Series Piping System:
Parallel Piping:
It is a combination of two or more pipes (branches) connected so
that the flow is divided among the pipes then joined again. In this
system the head losses (hf1, hf2, hf3) are the same in each
parallel branch associated with that system, and the discharge
flow rates (Q1, Q2, Q3) are cumulative.
hf1 = hf2 = hf3 = ( PA / ɤ + Z A) = ( PB / ɤ + Z B)
= f1 (V12/2g) (L/D1) = f2 (V22/2g) (L/D2) = f3 (V32/2g) (L/D3)
Where:
Z A, Z B
ɤ
Q
PA – PB
= elevations of points A and B.
= the specific weight of the fluid.
= flow rate through the mentioned pipe.
= Differential Pressure
(48)
:نظم الخطوط المتوازيه والمتواليه
:نظام توازى الخطوط
هو عباره عن تركيبه من خطين (فرعين) أو أكثر موصله بحيث يتفرع التدفق فيما
فى هذا النظام يكون الضاغط. بينها عند بدايتها ثم يتجمع التدفق ثانية عند نهايتها
المفقود باإلحتكاك من بداية النظام حتى آخره متساويا فى جميع األفرع بينما يكون تدفق
.النظام مساويا لمجموع تدفقات األفرع
How to draw parallel piping system curve:
Draw the system curve for each branch as it was illustrated earlier in one
graph, then add all flow rates of the branches at the same friction head loss
(hf) to get a new point on the same graph belongs the piping system curve
at the same head, repeat this step more times to get more points, then
connect the system points to get the system curve.
(49)
كيفيه رسم منحنى نظام التوصيل بالتوازى:
إرسم منحنى النظام لكل فرع على حده كما تم إيضاحه فيما سبق فى بيانى واحد ,ثم اجمع كل
معدالت التدفق فى األفرع عند نفس الضاغط المفقود باإلحتكاك ) (hfللحصول على نقطه جديده
على نفس البيانى تقع على منحنى النظام عند نفس الضاغط ,كرر هذه الخطوه عدة مرات للحصول
على نقط أكثر ثم أوصل هذه النقط لتحصل على منحنى النظام ,
Example:
Draw the parallel piping system curve consists of three branches having
the following data.
مثال:
إرسم منحنى األداء لنظام نقل باألنابيب الموصله على التوازى مكون من ثالثة أفرع بياناتها كما
يلى -:
ɛ = 0.001 ft
ɛ = 0.0001 ft
ɛ = 0.0008 ft
D1 = 12 in.
L1 = 915 m
D2 = 8 in.
L2 = 610 m
D3 = 16 in.
L3 = 1220 m
ν
Ƿ = 1.03 ton/m3
Q total = 1224 m3/hr
ZB = 24 m
ZA = 30 m
PA
= 2.8x 10-6 m2/s
= 5.6 Kg/cm2
Q1 , Q2 , Q3 , PB
)(50
Find
Solution:
Branch (1)
Assume three velocities 1m/s , 2m/s , 3m/s as case study .
1-1 V = 1m/s
D =(12x2.54/100) =0.305 m
Q = π/4 D2 x v = π (0.305)2 x 1 /4 = 0.073 m3/s =262.888m3/h
ɛ = 0.001 x 0.305 = 3.05x10-4m
Re = D V / v
= 0.305 x 1 / 2.8 x 10-6 = 1.08 x 105
ɛ/D
= 3.05x10-4 / 0.305 = 10-3
From Moody Diagram = f = 0.022
Hf = f (L/D) (v2/2g) = 0.022 ( 915/0.305) ( 1x1/ 2x9.8)
= 3.367 m liquid
Exercise:
Complete the example requirements.
Series Piping :
When two pipelines of different sizes or roughness are connected so that
fluid flows through one then through the other pipeline, they are said to be
connected in series. Flow rate is the same through all pipes, and the head
losses are cumulative.
D1 ,L1 , hf1 , ɛ1
(1)
D1 , L2 , hf2 , ɛ2
(2)
D3 , L3 , hf3 , ɛ3
(3)
How to draw series piping system curve:
Draw the (Q-H) curve for each section in one graph then add the friction
head loss of all sections at the same flow rate to get a total head at the
same flow rate plotting this as a new point of the system curve, repeat this
procedure at different flow rates to get more points. By connecting these
points we get the system curve.
(51)
توصيل خطوط األنابيب على التوالى:
عند توصيل خطى أنابيب مختلفين فى القطر أو الخشونه بحيث يمر التدفق فى واحد ثم يمر فى اآلخر
فإنه يقال أنهما موصالن على التوالى وعليه يكون معدل التدفق واحد فى جميع األنابيب بينما يكون
فاقد ضاغط اإلحتكاك هو ناتج جمع الفواقد فى األنابيب.
كيفية رسم منحنى أداء الخط المكون من اجزاء موصله على التوالى:
إرسم منحنى العالقه بين معدل الضخ وبين الضاغط المفقود باإلحتكاك لكل جزء على بيانى واحد ثم
قم بجمع فواقد اإلحتكاك لكل األجزاء لتحصل على الضاغط الكلى المفقود للخط عند نفس معدل
الضخ موقعا ذلك فى نقطه جديده على الرسم تقع على منحنى أداء الخط ,كرر نفس اإلجراء عند
معدالت مختلفه للحصول على نقط أكثر ثم قم بتوصيل هذه النقط لحصل على منحنى أداء الخط.
كيفية رسم منحنى خط مكون من جزء على التوازى وآخر على التوازى:
يرسم منحنى التوازى قم يرسم منحنى التوالى ثم يجمع المنحنيان على التوالى .
Exercise:
Draw the piping system curve consists of the three branches of the
previous example when they are connected in series.
تمرين:
إرسم منحنى أداء نظام نقل باألنابيب يتكون من الثالثة أفرع بالمثال السابق عند توصيلها على
التوالى.
)(52
Maximum Allowable Operating Pressure:
The required wall thickness for the internal design pressure for
straight pipe can be calculated by the following equation:: أقصى ضغط مسموح به داخل األنابيب
السمك المطلوب لألنابيب المستقيمه لتتحمل ضغط التصميم بداخلها يمكن حسابه من المعادله
-:اآلتيه
t = (D/2)( Pi / SA ) =(D/2)( Pi / F (SMYS) )
t = {(D/2)( Pi / SMYS }
F
or
Pi = 2 SA ( t/D )
where:
F x (SMYS)
t =wall thickness, in (mm) or inch.
Pi = maximum allowable internal gauge pressure, psig or MPa
D = outside diameter, in (mm) or inch.
SA = allowable stress, psig or MPa.
= F x SMYS
Where F = Design Factor = FJ x Ft x FC
FJ
= Pipe Longitudinal Joint Factor
= 1 For seamless pipes or fusion-welded joint pipes.
للمواسر الغير ملحومه او الملحومه بلحام صهر
= 0.6-0.8 for forged joint للمواسير الملحومه حدادى
Ft
= Temperature Derating Factor of steel pipes.
The Higher the temperature, the lower the allowable stress.
The factor is listed in TABLE B4.5
كلما ارتفعت درجة الحراره انخفض اجهاد التحمل للمعدن المسموح به والمعامل
TABLE B4.5 مدون فى
(53)
FC
= Construction Factor
It is listed in Table B4.6 Where:Type A: Sparsely populated areas such as deserts, mountains,
and farmland. )(العشوائيات المتناثره
Type B: Fringe areas around cities or towns. )(كردونات المدن
Type C: Cities or towns with no buildings 3 floors tall.
) طوابق3 (مدن ذات طوابق محدوده ال تزيد على
Type D: Areas with taller building. )(مدن مرتفعة الطوابق
Source: ASME B31.8, 1995. (Courtesy of ASME)
(54)
SMYS = Specified Minimum Yield Stress of pipe material. MPa.
Specified Minimum Yield Strength or Stress (SMYS):
Unless you have tests verifying the actual yield stress for your steel, you
can only use the minimum ASTM specified value SMYS (Specified
Minimum Yield Strength) in the calculations which is a strength level that
the measured yield stress of a pipe material must exceed, The measured
yield stress is the tensile stress required to produce a total elongation of
0.5 percent of a gage failure length.
الحد األدنى لجهد الخضوع:
إذ لم يكن لديك إمكانيات إلجراء اإلختبارات الالزمه للتأكد من القيمه الحقيقيه لجهد الخضوع
لنوعية الصلب المختار فيمكنك فقط إستخدام القيمه الصغرى لهذا الجهد SMYSوالمحدده لهذا
الصلب من قبل الجمعيه األمريكيه لإلختبارات والمواد إلجراء حسابات التصميم عليها وهذه القيمه
قد تحددت من واقع إختبارات عديده أجريت على هذا الصلب وكانت هى األقل وجدير بالذكر أن
القيمه المقاسه لجهد الخضوع أثناء اإلختبارات تتحدد بقيمة الجهد الواقع على عينة اإلختبار
والمناظر إلستطاله قدرها %5من قيمة اإلستطاله الكليه التى يحدث عندها كسر العينه .والجدول
اآلتى يبين إجهادات الخضوع للمواسير المصنفه بمعهد البترول األمريكى بالتصنيف 5L
)(55
Example:
Find the Maximum Allowable Operating Pressure (MAOP) for a pipe of
NPS 16,20,24 API grade 5L-X60 seamless, and having a wall thicknesses of
0.250 in.(6.4mm) or 0.312 in.(7.9mm) if it is
selected to a pipeline in the desert and for 20oC operating
temperature, then find the Maximum Allowable Operating Head (MAOH)
of crude oil having a specific weight 8.7kN/m3 at 20oC .
FJ = 1 for seamless pipes.
FT = 1 (operating temperature is less than 121.1oC Table
Pi = 2 SA ( t/D )
(56)
)B4.5). FC = 0.72 (desert is type A in Table B4.6
F = 1x1x0.72 = 0.72
SA = F x (SMYS) = 0.72x413 = 297.36 MPa
Pi(0.250) (MAOP) = 2x 297.36 (6.4/400) =9.366 MPa
Pi(0.312) (MAOP) = 2 x 297.36 (7.9/400) = 11.56 MPa
)(MAOH) = MAOP (MPa)/ γ at20oC (kN/m3
(MAOH)(0.250) = 9.366 MPa/8.7kN/m3
= 9.366x106 (N/m2) / 8.7x103 N/m3 = 1097 m
(MAOH)(0.312) = 11.56x106 /8.7x103= 1354 m
Exercise: Complete the requirements of the example.
الجدول يبين أقصى ضغط مسموح به داخل األنابيب واقصى ضاغط مسموح به من
زيت الخام لمواسير من صنف X60لثالثة أقطار مختلفه بواقع تخانتان لكل قطر .
ويستخدم MAOPفى عملية التصميم الهيدروليكى كحد أقصى للضغط الداخلى بإعتباره
واحدا من مكونات التدرج الهيدروليكى للخط فعند توقيع قيمة MAOPفوق تمثيل
إرتفاعات مسار الخط خالل التدرج الهيدروليكى للخط يجب أال تعلو نقط التدرج
الهيدروليكى هذه القيمه وذلك وفقا والمواصفه B31.4 Codeويستخدم أيضا الحد
األقصى المسوح به للضغط MAOPلتحديد العدد التقريبى لمحطات الضخ على الخط.
The table tabulates the MAOP and MAOH for grade X60 pipe for three
diameters and two wall thicknesses .The MAOP is used in the
development of the system hydraulic design as a limit on the internal
pressure component of the hydraulic gradient. When
)(57
plotted above the route profile, the hydraulic gradient may not exceed
this limit and still be designed to the B31.4 Code. MAOP is also used in
determining the approximate number of pump stations.
Surge:
When the velocity of the flowing column of the liquid is
altered or stopped suddenly at any valve or a shutdown
of an intermediate pump station, pressure surge (also
known as water hammer) is generated in the line at the
valve or station location, this generated pressure must
be considered in the design of liquid pipelines , It is
comprised of a pressure wave reflected backward till it
is shocking the check valve and reflected forward to the
flow direction at a velocity of sound in the liquid up and
down till it dissipate by friction. Also when an
intermediate pump station is stopped as an example, the
downstream flow rate of the pump station
(49)decreases and so the flow velocity, the differential
kinetic energy of flow is converted to pressure energy at
the stopped station and a positive wave is sent
upstream at the velocity of sound in the liquid to the
previous station.
:الطرق الهيدروليكى
عندما تتغير سرعة عمود السائل أوتنعدم داخل الخط فجأه بسبب توقف محطة ضخ أو
غلق صمام على الخط فجأه تنشا صدمه يتولد عنها طرقه هيدروليكيه تظهر على شكل
إرتفاع فجائى فى الضغط (يعرف أيضا بالطرق المائى) داخل الخط عند موقع التصادم
وهذا الضغط البد من أخذه فى اإلعتبار عند تصميم خطوط أنابيب السوائل ( يمكن
تشبيه ما يحدث بطابور من السيارات المتالصقه يسير بسرعه منتظمه فإذا إنخفضت
سرعة عدد من السيارات األماميه فجأه فإن باقى الطابور خلفها سوف يصطدم بها
(58)
لتنخفض سرعته إلى سرعتها وتتوقف قوة الصدمه على مقدار اإلنخفاض فى السرعه
مضروبا فى السرعه العاليه لتراكم السيارت حتى آخر سياره فى الطابور) هذا الضغط
يرتد للخلف مسببا إنخفاض قيمته قليال عند موقع التصادم فتنشأ موجة ضغط متغير
ترتد عكس إتجاه السريان بسرعة الصوت فى السائل حتى صمام عدم الرجوع لمحطه
الضخ الخلفيه فتغلقه وتصطدم به وترتد ثانية فى إتجاه السريان وهكذا حتى تضمحل
قوتها بسبب اإلحتكاك كما فى الشكل التالى
وإذا توقفت محطه متوسطه على الخط كمثال فإن معدل الضخ بعدها سوف ينخفض
وأيضا سرعة السريان فتصطدم سرعه السريان فوق التيار مع سرعة السريان األقل
تحت التيار وتتسبب هذه الصدمه فى توليد موجة ضغط تتناسب مع اإلنخفاض فى طاقة
حركة السريان عند المحطه المتوقفه وترتد طاقة الضغط المتولده فى إتجاه المحطه
السابقه .
Where:
Vs = speed of sound through liquid, ft/s (m/s)=1400m/s
)B = 4,637 in2/ft.s2 for Eng units (1.0 for metric units
)K = bulk modulus of liquid, psi (kPa) = 2x106 (kPa
)ρ = density of liquid, lbm/ft3 (kg/m3
)d = inside diameter of pipe, in (mm
)E = modulus of elasticity, psi (kPa) 200x106(kPa
)t = wall thickness, in (mm
C = constant of pipe fixity (0.91 for an axially restrained line, 0.95
)for unrestrained
The amplitude of pressure surge, P surge, is basically a function
of the change in velocity multiplied by the speed of sound in the
liquid as it is in the following equation, provided that the time of
the change in velocity T is less than propagation time , the worst
)(59
case in operation is when an isolation valve is closed against the
flow. The generated pressure (Head) is added to the existing
pressure along the hydraulic gradient as it is in the following
Figure.
وتتوقف قيمة الضغط المتولد من الصدمه اساساعلى التغير فى سرعة السريان
مضروبا فى سرعة إنتقال الصوت فى سائل الخط كما فى المعادله اآلتيه والتى يشترط
فيها أن يقل الوقت المستهلك فى تغير سرعة السائل عن زمن ذهاب الموجه وإرتدادها
إلى نفس المكان وأسوا حاالت التشغيل هى غلق صمام عازل على الخط ا ُثناء الضخ
وهذا الضغط (الضاغط) يضاف إلى الضغط داخل الخط على طول التدرج
الهيدروليكى كما فى الشكل التالى -:
)(60
H = Vs x ΔV / g
H = surge pressure (meter of water)
Vs= velocity of the pressure wave (m/sec)
g = acceleration due to gravity (9.8m /sec 2)
V = change in velocity of fluid (m/sec)
)قلو فرضنا ان سرعة ارتداد موجة الضغط فى البترول (سرعة الصوت فى البترول
متر قى الثانيه وبالتعويض فى1.5 ( كانتv) وان سرعة التدفق1400m/s هى
المعادله
H = Vs x ΔV / g
= 1400 x 1.5 / 9.8 = 216 m of water
= 216 x σw/ σoil = 216x 1 / 0.8 = 270 m oil
This is only an approximation of the surge pressure magnitude
for cases limited by the stated time of closure criteria. There are
ready computer programs are utilized to give specific and
(61)
accurate analysis of the maximum surge pressure, location of
critical points in the system, and other factors.
هذه المعادله لحساب قيمة الضغط المرتد تعطى قيمه تقريبيه لحاالت يكون فيها وقت
الغلق للصمام أقل من وقت ذهاب الموجه إلى أول صمام مغلق ثم إرتدادها إلى مكان
تولدها .وتوجد برامج سوفت وير جاهزه تستخدم لتعطى تحليل خاص ودقيق ألقصى
ضغط مرتد والمناطق الحرجه من الخط المتضرره من هذا الضغط وعوامل أخرى.
Severe surge problems can be mitigated through a surge relief
system (quick-acting relief valves, tanks, and gas-filled surge
bottles) . These facilities tend to be expensive single purpose
devices which are seldom needed and are often inadequately
maintained by operators. So the designer must calculate the
pressure surge in the wrest case and plotting the new hydraulic
gradient including the surge effect then looking for the weak
part of the line to increase its pipes thickness to withstand the
new pressure without any failure . Also a computer program
may be designed to stop pumping in the line when any isolation
valve receives a closing order or when any intermediate station
shutdowns that may harm the line at the existing flow velocity.
المشاكل الخطيره للضغط اإلرتدادى يمكن تخفيفها من خالل صمامات تصريف للطرق
الهيدروليكى سريعة اإلستجابه وخزانات وزجاجات من الغاز المضغوط .هذه الوسائل
تعتبر مكلفه عند تخصيصها لغرض مفرد نادر الحدوث وغالبا ما تلقى إهماال فى
صيانتها من العاملين .ولهذا البد للمصمم أن يحسب إرتداد الضغط فى أسوأ الحاالت
ورسم التدرج الهيدروليكى الجديد شامال تأثير إرتداد الضغط ثم يبحث عن جزء الخط
الضعيف الذى سوف ال يتحمل الضغط الجديد ويقوم بزيادة سمك مواسيره لكى تتحمل
تأثير آثار الطرق الهيدروليكى دون أن تنفجر .ايضا يمكن تصميم برنامج كمبيوتر يقوم
بإيقاف الضخ فى الخط عندما يصل أمر باإلغالق ألى صمام عازل على الخط أو
عندما تتوقف أى محطه متوسطه بما يؤذى الخط عند سرعة الضخ الموجوده .
)(62
Section 402.2.4 of the Code addresses the topic of surge
pressure, stating that the level of pressure rise due to surges and
other variations from normal operations shall not exceed the
internal design pressure at any point in the piping system and
equipment by more than 10 percent.’’
من الكود فيما يخص الطرق الهيدروليكى أقر بأن أى إرتفاع فى402.2.4 الجزء
الضغط الداخلى بالخط نتيجة السيرج أو أى تغيرات أخرى يجب أال يتجاوز عند أى
. من الضغط الداخلى المصمم عليه الخط%10 نقطه على الخط أو مشتمالته
Surge Relief System:
The fundamental requirements of surge relief systems include
fast acting, high capacity valves which can open very quickly to
pass the pump station flow rate to a surge tank to remove surge
pressures from the line and then return to the normal (closed)
state quickly. These valves are often designed to open fully in
very short periods (fraction of second) when the in-line pressure
exceeds their setting pressure. Here below a typical system uses
a gas loaded relief valve.
(63)
نظام تصريف الطرق الهيدروليكى:
المتطلبات األساسيه لهذا النظام تشمل صمامات سريعة الفتح ذات سعة تصريف حجمى
عاليه تفتح بسرعه عاليه جدا لتصريف معدل الضخ بالخط إلى صهريج خاص بالنظام
للتخلص من الضغط الناتج من الطرق الهيدروليكى بالخط ثم العوده إلى وضع الغلق
مرة ثانيه وغالبا ما تصمم هذه الصمامات بحيث تفتح بالكامل خالل فتره قصيره جدا
(جزء من الثانيه) عندما يزداد ضغط الخط عن الضغط المعاير عليه الصمام ومبين فى
الشكل نظام نموذجى يستخدم صمام تصريف يتم التحكم فيه بغاز النيتروجين
المضغوط.
Pipeline Pigging:
A pig is a device inserted into a pipeline which travels freely
through it, driven by the product flow to do specific tasks within
the pipeline such as:(a) Utility pigs which can be used for cleaning, separating
)(64
products in-line or dewatering the line.
(b) Inline inspection pigs which are used to provide information
on the condition of the pipeline such as corrosion or cracks for
example and its extent and location accurately.
(c) Special duty pigs such as plugs that can be used to isolate the
pipeline during a repair.
تفريش خطاالنابيب:
الفرشه عباره عن أداه تحشر داخل خط االنابيب لتتحرك داخله بحريه مدفوعه بواسطة
سائل الضخ لتؤدى مهام محدده داخل الخط مثل-:
أ -فرش الكسح التى يمكن إستخدامها فى تنظيف الخط ،الحجز بين المنتجات،
كسح المياه الموجوده بالخط.
ب -فرش الفحص الداخلى للخط التى تستخدم لإلمداد بمعلومات عن حالة الخط مثل
التآكل أو الشروخ كمثال ومدى خطورتها وتحديد مكانها بدقه.
ت -فرش ذات مهمه خاصه مثل فرش سد الخط التى يمكن إستخدامها لسد الخط
)(65
إلجراء اإلصالحات (مثل إجراء لحامات ساخنه فى خط بترول مقطوع أو تغيير
صمام عازل فى خط بترول مملوء )
During the construction of the line, pigs can be used to remove
debris that accumulates. Testing the pipeline involves hydrotesting and pigs are used to fill the line with water and
subsequently to dewater the line after the successful test by a
flow of a mixture of air and methanol. During operation, pigs
can be used to remove air from oil pipelines by flow of nitrogen
and to remove liquid hold-up in the line by nitrogen, clean wax
off the crude oil pipe wall or apply corrosion inhibitors or
chemicals to clean pipeline from bacteria or various build-ups.
أثناء إنشاء الخط يمكن إستخدام الفرش المدفوعه بالهواء إلزالة المخلفات المتراكمه بالخط (فى هذه
الحاله يمكن تصنيع مرسل ومستقبل غير مكلف للفرشه بالموقع وتركيبهما لكل جزء من الخط) ،
وعند اإلختبار الهيدروليكى بالماء تستخدم الفرش عند ملئه بالماء لكسح الهواء أمامها وعند تفريغه
من الماء بعد اإلختبار تستخدم الفرش المدفوعه بالهواء المخلوط بالميثانول لتجفيف جدران الخط
مما بقى من آثارالماء .واثناء تشغيل خطوط البترول يمكن إستخدامها كمثال فى كسح الهواء
بالنيتروجين ،و تفريغ السائل من الخط بالنيتروجين ،تنظيف جدران خط الزيت الخام من الشموع
،ودفع كميه من مانع الصدأ أو الكيماويات لتنظيف الخط من الباكتيريا أو الرواسب المختلفه.
The pipeline layout and its fittings will dictate the geometry of
the pig largely. The pig must be long enough to span features
such as tees yet must be short enough to negotiate bends,
changes in internal line diameter will influence the design effort
required for the pig. In summary. But the correct pig type is
chosen for the task and the pipeline operating conditions as
temperature, pressure, and the liquid.
تصميم الخط ومكوناته سوف يملى علينا إلى حد كبير الشكل الهندسى للفرشه المطلوبه
فمثال البد أن يكون طول الفرشه كافيا لعبور أماكن التيهات (المآخذ) دون التوقف
عندها وفى نفس الوقت يجب ان يكون قصيرا مايكفى لعبورها األكواع ،التغير فى
القطر الداخلى ألجزاء الخط يحتاج إلى فرش مختلفه األقطار ومحطات إرسال
وإستقبال عند بداية ونهاية كل جزء .أما النوع الصحيح للفرشه فيتوقف على المهمه
)(66
المطلوبه منها وظروف تشغيل الخط من درجة حراره وضغط (يمكن للفرش أن تتحمل
. ضغط جوى) والماده المنقوله200 ضغوط حتى
Pigging frequency depends largely on the contents of the
pipeline. Some sales gas pipelines for example are normally
never pigged. This is since there is little by way of liquid to
remove or debris / corrosion products in the line. On the other
hand, production oil lines can suffer from wax deposition, which
must be removed in order to allow production rate to continue.
The decision of pigging should be reached with the operator
based on the pipeline performance analysis and in conjunction
with the pigging specialists. But inspection intervals should be
based on discussions between integrity management and the pig
vendors.
مواعيد تفريش الخط تعتمد بصوره واسعه على المكونات داخل الخط فمثال بعض
خطوط الغاز الطبيعى المعد لإلستهالك عموما ال يتم تفريشها وذلك بسبب ندرة ما
فى الجانب. يمكن ان تحتويه هذه الخطوط من سوائل أو مخلفات صدأ ضاره بالخط
اآلخر تعانى خطوط إنتاج الزيت الخام من ترسيب الشموع على جدرانها والتى البد من
وبالتالى فإن قرار تفريش الخط يتخذ بواسطة مشغل.إزالتها إلستمرار معدالت اإلنتاج
أما قرار فحص.الخط بناء على تحليل أداء الخط بالتعاون مع المختصين بتفريش الخط
الخط بالفرشه الذكيه فيكون بالتنسيق بين المسئولين عن سالمة الخط والشركات
.المتخصصه فى فحص الخطوط
Pigging Station:
Pigging process is undesirable work for pipeline
operators, so pigging experts try to do their best to
facilitate this process particularly when inserting the pig
in the line and removing it without interrupting the line
flow and a neglected leak. The facility used to do this
task is called pigging station.
:محطة تفريش الخط
تفريش الخط عمل غير مرغوب للعاملين بتشغيل الخطوط ولهذا يعكف خبراء على بذل
(67)
أقصى مافى وسعهم لتسهيل هذه العمليه خصوصا عند حشرها فى الخط ونزعها منه
Pigging station is classified into three types:-
-:تنقسم محطات تفريش الخطوط إلى ثالثة أنواع
1- Pig Launching Station:
: محطة إرسال الفرشه-1
It is a pipeline facility used for inserting all types of pigs into a
pressurized pipeline without stopping the flow as it is illustrated
in the following figure.
هى أداه من أدوات الخط تستخدم لحشر كل أنواع الفرش داخل خط مضغوط بالسائل
-:دون إيقاف الضخ بالخط كما هو موضح بالشكل التالى
Kicker Connection(K), Drain(D), Vent(V), closure(C),
Pig Signaler(S), Pressure Gauge(H)
Launching procedure:
1- Read the pressure gauge(H).
2- Open drain valve(D) tell the gauge reads zero.
3- open vent valve(V).
)68(
4- Open the closure gate(C).
5- Insert the pig in the reduced diameter forward barrel.
6- Close (C) and (D).
7- Open kicking valve (K) slightly to fill the barrel till
the air/vapor is rejected completely from the vent.
8- Close the vent valve (V).
9- When the gauge pressure equals the line pressure
then complete the kicking valve opening.
10-Open the full port valve slowly and completely.
11-Close the delivery valve slowly till the pig signal (S)
proves that the pig has passed into the line.
12-Close the full port valve completely and reopen the
the delivery valve completely.
13-Close the kicking valve completely.
14-Open the drain valve (D) till the pressure gauge
Reads zero then close it.
15- Reset the signaler(S).
Pig launcher dimensions:
If the pipeline operator will not use the long intelligent
pig for inspection, the designer can use the following pig
launcher proposed dimensions in the table to launch all
ordinary pigs and a thickness suitable for line pressure.
:أبعاد مرسل الفرشه
إذا كان المسؤلين عن تشغيل خط األنابيب سوف ال يستخدمون الفرشه الذكيه ذات
الشكل الطويل للفحص فإن المصمم يمكن ان يستعمل أبعاد المرسل المقترحه اآلتيه
بالجدول إلرسال كل الفرش العاديه مع إستخدام تخانات للمواسير تتحمل ضغوط
.التشغيل
(69)
2-Pig Receiving Station:
It is a pipeline facility used for receiving all types of pigs out from a
pressurized pipeline without stopping the flow as it is illustrated in the
following figure.
Bypass Connection(B), Drain(D), Vent(V), closure(C), Pig Signaler(S), Pressure Gauge(H)
(70)
: محطة إستقبال الفرشه-2
هى أداه من أدوات الخط إلستقبال كل انواع الفرش خارج خط األنابيب المملوء
.بالسائل المضغوط دون إيقاف الضخ بالخط كما هو مبين بالشكل السابق
Receiving Procedure:
1- The normal position of valves V, D, B, Full Port Valve and
closure door are closed during pipeline operation but the
Receiving Valve is open and the barrel is filled with oil.
2- Open Full Port Valve slowly till the gauge reads the
receiving pressure.
3- Open the Bypass Valve (B).
4- Observe the Pig Signaler (S), when a signal appears ,it
means that the pig passes into the barrel.
5- Close the full port Valve and the Bypass Valve (B).
6- Open the Drain Valve (D)and observe the pressure gauge
reading till it reads zero.
7- Open the Vent Valve to drain all the oil in the barrel.
8- Open the closure door(C).
9- Pull the pig and remove it.
10-Close the door (C), and the drain (D).
11-Open Bypass Valve(B) slightly till the air is completely Vented.
12-Close the Vent Valve (V) and Bypass Valve (B).
Pig receiver dimensions:
If the pipeline operator will not use the long intelligent
pig for inspection, the designer can use the following pig
receiving proposed dimensions in the table to receive all
ordinary pig and a thickness suitable to the line pressure.
(71)
أبعاد مستقبل الفرشه:
إذا كان المسئولين عن تشغيل الخط سوف ال يستخدمون الفحص بالفرشه الذكيه االطول
كثيرا عن الفرش العاديه فإن المصمم يمكنه إستخدام األبعاد المقترحه بالجدول اآلتى مع
إستخدام تخانات للموسير تتحمل ضغوط التشغيل.
محطة ارسال واستقبال Pig receiving and launching station:
Some pipelines have sections with different diameters, in this
case a skid of different diameters receiver and launcher must be
mounted at the conjunction point of every two sections as it is
illustrated in the following Figure.
بعض الخطوط تتكون من اجزاء متتاليه مختلفة القطر وفى هذه الحاله يجهز شاسيه يجمع
مرسل للخط الثانى ومستقبل للخط االول كما هو مبين بالشكل التالى
)(72
Pig launcher /Receiver for Intelligent pigging
Make sure all carrier pipe have full port valves, block & bleed type. kicker lines and
vents should be plug valves. Tees should be barred type. All main carrier pipe and fittings
are piggable, check the smart pigging tool for minimum required radius and min distance
between turns.
For the launcher, install a pig signal downstream of the launcher's isolation valve on
the pipeline side. The barrel and the distance from the downstream flange of the isolation
valve to the pig signal must be longer than the smart pig.
You should have a kicker line connected to the barrel and upstream of the smart pig
when it pig is inserted in the barrel. The barrel should have at least one vent or drain
valve to blow down the launcher if needed.
For the receiver, install a pig signal downstream of the receiver isolation valve on the
signal must be longer than the smart pig. Install an equalizing line for the pig receiver to
equalize pressure across the smart pig to prevent the smart tool from moving after
blowing down the receiver to remove the smart pig. Also, install a vent valve or a drain to
blow down the receiver for safely removing the smart tool.
(73)
Crossings
Any pipeline must cross roads , railways ,and rivers Every crossing
has a special design to protect the line from any extra heavily loaded
wheeled or tracked vehicles. crossings may reduce potential excessive
stresses . ASME Codes and API RP 1102 for design of pipeline crossings
shall be followed.
المعابر
اى خط انابيب البد له ان يعبر ‘طرق وسكك حديديه ومجارى مائيه وكل معبر له تصميم خاص
لحماية الخط من اى احمال عاليه من العربات او المقطورات والمعبر يكون قادرا على تقليل
االجهادات الزائده على الخط ويمكن االعتماد على اكواد االزمى او معهد البترول االمريكى
ابعاد ترنش الخط الشائعه
(74)
Making crossings under rivers or waterway
Typical Waterbody Crossing
Typical Directional Drilling under Waterway
مراحل حفر و تدكيك ماسورة التعديه
(75)
المرحله االخيره هى رط راس المخرطه من الجهه اليمنى بماسورة التعديه ومن الجهه اليسرى بماسورة الحفر التى
تدير المخرطه وتسحب ماسورة التعديه بطول النفق
Metering System
Any Pipeline must be equipped with different instruments to follow up its
performance during operation to protect the pipeline against any failure. The most
important instruments that can be used to calculate the flow rates accurately to avoid
any losses in the crude oil with dealers and to protect the environments from any
spill or fire . These instruments can be installed on a special skid in pumping stations
and off take along the line . Here below is a metering skid and its components.
(76)
نظام القياس
اى خط انابيب البد ان يزود باجهزه مختلفه لمتابعة اداء الخط اثناء التشغيل لحماية هذا الخط من
التلف .واهم هذه االجهزه هى التى يمكن استخدامها لحساب معدالت الضخ بدقه لتجنب اى فواقد
فى للزيت الخام مع العمالء ولحماية البيئه من التلوث او الحريق .وهذه االجهزه يمكن تجميها على
شاسيه خاص فى محطات الضخ ومآخذ الزيت على طول الخط وفيما يلى شاسيه قياس ومكوناته .
Meters can be installed along the line in case of use a leak detection system. Their
readings are transmitted to the Scada system location and leak detection system by
communication system to detect any small variation in the leak detection software.
وممكن تركيب اجهزة قياس على طول الخط فى حالة استخدام نظام لكشف التسريب وتنقل قراءات
هذه االجهزه بواسطة نظام اتصاالت لكشف اى تغير فيها يمكن ان يدل على وجود تسريب
)(77
B.Sc Project
Any oil pipeline project is not only a line of pipes and a pump
but it includes many other auxiliary systems such as oil storage
system, power generating system, metering system, fuel system,
drainage system, firefighting system, utility water system,
control and supervision system, communication system,
cathodic protection system against soil corrosion, surge system,
leak detection system, pigging system, and terminal pressure
control system the concept of our project here includes the
following items:1- Hydraulic Design:
It includes the following:Route selection and plotting its elevation, Draw the hydraulic
gradient for three or more pipe diameters, Specify the flow rate,
delivery pressure, and the required horsepower of the pump
station, terminal pressure for three flow rates .
2- Mechanical Design:
It includes the following:Line pipes material selection and specify its (SMYS), Line pipes
thickness at the different regions along the line, Isolation valves
and their location selection, Design and draw of highway and
railway crossings, Design and draw of launching and receiving
pigging station for patching, cleaning, and in line inspection pigs,
design the trench of the line including back filling detail, design
and drawing a metering system at pump station, drawing
terminal pressure control unit in detail.
3- Economical study:
It Includes the following for each selected line pipes diameter:Line pipes tonnage cost + Pump station pumping units cost.
Comparison between the diameters cost and select the least one
.
(78)
مشروع البكالوريوس
اى مشروع لخط أنابيب لنقل الزيت ليس فقط خط من األنابيب ومضخه لكنه يشمل
نظم مساعده أخرى مثل نظام لتخزين الزيت ،نظام لتوليد الكهرباء ،نظام قياس وحساب
الكميات ،نظام للوقود ،نظام للتصافى ،نظام لإلطفاء ،نظام لماء الخدمات ،نظام
للتحكم ،ونظام لإلتصاالت ،نظام الحمايه الكاثوديه لحماية الخط من تآكل التربه،
و نظام إمتصاص موجات الضغط المرتده ،نظام إكتشاف الخرير ،نظام إستخدام
الفرش ،ونظم التحكم فى ضغط نهاية الخط .وفكرة مشروعنا هنا تشمل البنود اآلتيه -:
-1التصميم الهيدروليكى للخط :
ويشمل ما يلى-:
إختيار المسار وتوقيع مناسيب إرتفاعاته ،رسم التدرج الهيدروليكى وبيان الضغط على
طول مسار الخط لثالثه أو أكثر من أقطار األنابيب ،توصيف محطة الضخ من حيث
معدل الضخ وضغط الطرد والقدره الالزمه بالحصان ،بيان ضغوط اإلستالم فى نهاية
الخط لثالث معدالت مختلفه للضخ)
-2التصميم الميكانيكى للخط:
ويشمل ما يلى -:
إختيار معدن المواسير وتحديد أقل جهد خضوع لهذا المعدن ،حساب سمك المواسير
للمناطق المختلفه التى يمر بها الخط ،إختيار الصمامات المناسبه وتحديد أماكنها على
الخط ،تصميم تعدية الطرق السريعه والسكك الحديديه ورسم تفصيالتها ،تصميم
محطات دفع وإستقبال فرش الفصل والتنظيف والفحص) ورسم تفصيالتها وتحديد
أماكنها على الخط ،تحديد أبعاد ترنش الحفر وبيان أسلوب الردم ،رسم تفصيلى
لمحطة قياس عند بداية الخط ،رسم تفصيلى لمكونات محطة ضبط ضغط اإلستالم عند
نهاية الخط.
-3الدراسه اإلقتصاديه:
تشمل هذه الدراسه ما يأتى لكل قطر من االقطار الثالثه المختاره لمواسير الخط-:
-1تكلفة شراء المواسير ويفضل إعدادها فى جدول تفصيلى كالمبين.
-2تكلفة شراء lمكمالت أو ملحقات الخط من صمامات ومحطات فرش ونظام
إمتصاص موجات الضغط المرتد ونظام القياس ومحطات ضبط ضغط اإلستالم
فى محطات اإلستالم.
-3تكلفة إنشاء الخط بمستلزماته .
-4تكلفة شراء وحدات الضخ ومستلزماتها .
-5تكلفة إنشاء محطات الضخ .
-6تكلفة المصروفات السنويه للتشغيل كنسب من التكاليف السابقه .
)(79
. حساب كمية الكيلو طن السنوى الذى ينقله الخط-7
لحساب تعريفة النقل وتحديد أى قطر من األقطار7 على البند6 نقسم البند-8
. الثالثه يحقق اقل تعريفه فيكون هو القطر المفضل
Code Compliance:
The responsibility rests with the engineer or designer to identify the
applicable codes for the given system with regard to design
and operational conditions, as well as to follow specific guidelines
mandated by the engineering or operating company, and other
regulations which may govern the design.
ASME B31.4 (Piping Systems) Code may be used, as well as it the
following codes, standards, regulations, and recommended practices may
be applicable to a proposed pipeline system or component :-
:اإللتزام بالكود
المسئوليه تحتم على المهندس أو المصمم لخط األنابيب أن يحدد األكواد التى إتبعها فيما
يتعلق بالتصميم وظروف التشغيل ومدى إتباعه للتوجيهات الملزمه من جانب الشركه
وأى قواعد تنظيميه تحكم عمليات، المالكه للخط أو المكاتب الهنسيه الممثله لها
(الخاص بنظم خطوطASME B31.4 ويمكن أن يستخدم كود األزمى.التصميم
االنابيب) باإلضافه إلى اآلتى من األكواد والتوصيفات القياسيه التى يمكن تطبيقها لخط
.األنابيب المقترح او مكوناته
(API) RP 1102 Recommended Practice for Liquid Petroleum
.
pipelines crossing railroads and highways .
API 5L—Specifications for line pipes.
API 6D—Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball, and Check Valves) .
ASME B16.5(Pipe Flanges and Flanged Fittings).
ASME B16.34(Valves: flanged, Threaded, and Welding End).
ISO 3183(1, 2, and 3, 1996: Petroleum and natural gas industries.
Design:
When beginning the design of a liquid pipeline system, it is
necessary to determine the following parameters which are
(80)
required for the design of the system:
* System throughput and the oil temperature.
* Environmental conditions, such as ambient ground and air
temperature (average and extremes).
* Properties of the transported fluid(s), such as viscosity, relative
density, vapor pressure, and pour point.
* Origin and terminal location (destination).
:التصميم
عند البدء فى تصميم خط أنابيب لنقل السوائل فمن الضرورى تحديد العناصر اآلتيه
: المطلوبه لتصميم النظام
. الكميات المطلوب نقلها ودرجة حرارة السائل
الظروف الجويه مثل متوسط درجة حرارة االرض والهواء وأعلى وأقل درجه
.حراره على مدار السنه
خواص السائل المنقول مثل اللزوجه والكثافه النسبيه والضغط البخارى ودرجة
.اإلنسكاب
.موقع بداية الخط وموقع نهايته
Oil throughput or flow rate:
It is typically defined by the operating company or owner of the
system. It is helpful for the system to be defined as closely as
possible. Maximum, minimum, and forecast future annual
throughputs of the pipeline system are required for good design.
The demand throughput of an oil pipeline may vary by year and
is usually expressed as the average daily flow rate in barrels per
calendar day (BPCD) at standard temperature or in million tones
per annum (MTA), which requires conversion to daily rates for
computation. The actual flow rate that a system must be
capable of attaining to compensate for lost capacity from
shutdowns and reduced flow conditions is the flow rate per
operating day BPOD, which is greater than the flow rate per
calendar day. The ratio of flow rate per calendar day to
operating day is the load factor.
(81)
Annual Throughput = 4.5 million metric ton
:كميات الزيت المنقوله أو معدل الضخ
ومن المفيد أن تتحدد.هذه الكميات تحددها الشركه الطالبه لتصميم الخط أو المالكه له
هذه الكميات بأكبر قدر ممكن من الدقه مع بيان أقصى وأقل كميات يمكن ضخها
وكميات الزيت.والتوقعات المستقبليه للكميات سنويا للوصول إلى تصميم جيد للخط
المطلوبه من الخط تتغير على مدار السنه ويتم التعبير عنها بمتوسط معدل الضخ
يوم و تكون بعدد البراميل فى اليوم أو بالمليون طن سنويا365 اليومى بإعتبار السنه
.وفى هذه الحاله تحتاج لتعديله الى معدل الضخ اليومى بالبرميل لزوم الحسابات
معدل الضخ الحقيقى الذى البد للخط ان يحققه لتعويض القصور فى الطلب والتوقفات
اإلضطراريه أثناء التشغيل يسمى المعدل اليومى للتشغيل وعبر عنه بعدد البراميل فى
اليوم التشغيلى وهو اكبر من عدد البراميل فى اليوم السنوى والنسبه بين معدل اليوم
.السنوى إلى معدل اليوم التشغيلى تسمى معامل التحميل
Environmental Parameters:
The critical environmental parameter for the hydraulic design is
the temperature of the ground around the pipeline, for buried
pipelines or the air for aboveground systems. Different locations
on earth particularly at north and south have different weather,
and long pipeline systems may have temperature variations over
the length of the system. It is important to identify the mean or
average ambient temperature as well as the seasonal and local
extremes.
Environmental Parameters:
Seasonal max. Temperature = 38oC
Seasonal min. Temperature = 12oC
Pipeline Average Temperature=25oC
3.2 Climate/Meteorology
The mean annual ambient temperature is approximately 9 °F (e.g. 9.8 °F at
Barter Island). Ambient temperature ranges from a mean maximum of 45.1
°F during summer months to a mean minimum of -26.6 °F during winter
months. Maximum summer temperatures reach 71 °F to 74 °F and
minimum winter temperature can drop below -50 °F.
River and Stream Crossings
The proposed pipeline route will cross several streams. While it should be
(82)
avoided where possible, VSMs may be installed within the active stream
channel flood plain area. The active channel is defined as the portion of
streams containing flowing water or ice during the entire year. The active
channel for small streams with poorly defined channels and/or for channels
that are seasonally dry is that portion of the stream in which ice or water
resides longest. A hydrology report shall be prepared for the pipeline. The
report shall analyze the hydrological characteristics of streams along the
proposed pipeline route. Hydrology reports shall include representative
small streams. The data will be used to verify VSM design.
The hydrology report prepared prior to building in the Right-of-Way shall
identify large and mid-sized streams and include the following information:
• Approximate location of the pipeline crossing
• An estimate of the two hundred (200) year flood-peak discharge.
• An estimate of the local scour coefficient.
• General and localized scour depths.
• Preliminary proposed bottom of pipeline elevation.
• Water surface elevation, water depth and velocity associated during a two
hundred (200) year flood
• Probable conditions at freeze up.
• Ice forces exerted on a VSM within the stream crossings.
• Location and depth of thalweg.
3.7 Road Crossings
The pipeline may cross a road in at least one location, if the proposed Bullen
Point Road is built. The detailed design of road crossings shall conform to
the following:
• Preserve pipeline integrity particularly through minimization of
accumulation of water around the pipeline.
• Minimize settlements that may induce additional loading on the pipeline.
• No interference with adjacent pipelines.
• Allow convenient and inexpensive routine inspection of road crossings.
• Protect the underlying tundra from damage and thaw settlement.
• Promote long-term integrity of the road surface.
• Avoid pocketing of water externally in the road casing.
• Avoid having sheet run-off in the tundra flow through the casings.
• Minimize external and internal corrosion.
• Design per API 1102, Steel Pipelines Crossing Railroads and Highways,
latest edition at the time of construction, including the latest Addenda.
(83)
:العوامل الجويه
العامل الجوى الحرج بالنسبه للتصميم الهيدروليكى هو درجة حراره األرض المحيطه
.بالخط بالنسبه للخطوط المدفونه أو درجة حرارة الجو للخطوط المكشوفه فوق األرض
المناطق المختلفه من األرض وبالذات الشماليه والجنوبيه لها طقس مختلف ولهذا فإن
ولهذا. خطوط االنابيب الطويله قد تتعرض خالل مسارها إلى درجات حراره متفاوته
كان البد من تحديد درجة الحراره المتوسطه المحيطه بالخط وأقصى وأقل درجة
. حراره على طول العام
Properties of the Liquid:
Specification of the liquid to be transported includes
identification of viscosity, density, vapor pressure, and pourpoint temperature. These properties will have to be determined
from laboratory tests on specific liquid samples. Viscosity is the
physical property of fluids which resists flow and, for liquids,
varies inversely with temperature, having a significant effect on
determining line size, station spacing, and pumping-power
requirements.
Density has a direct effect on the pressure generated from the
liquid head. Vapor pressure is the minimum pressure in the line
which must be avoided to prevent cavitation to occur in the line.
Pour point is the liquid minimum temperature in the line to be
avoided to prevent solidification of the liquid in the line.
Properties of the crude oil:
API gravity
= 42
Viscosity
= 16 cSt at 20oC , 8 cSt at 50oC
Pour Point
= 15oC
Vapor Pressure =100 kPa =105newton/m2@25oC
Specific Gravity = 0.8(25oC/4oC) documented
(84)
خواص السائل:
توصيف السائل المنقول يشمل تحديد لزوجته وكثافته وضغطه البخارى ودرجة
إنسكابه .هذه الخواص تتحدد من خالل إختبارات معمليه لعينات محدده للسائل .وتعتبر
اللزوجه هى الخاصيه الطبيعيه للسائل التى تقاوم السريان وهى بالنسبه للسوائل تتغير
عكسيا مع درجة الحراره ،وهى ذات تأثير واضح فى تحديد قطر الخط والبعد بين
المحطات والطاقه الالزمه للضخ .الكثافه لها تاثير مباشر فى تحديد قيمة الضغط الذى
يسببه عمود السائل (ضاغط السائل) .الضغط البخارى هو الحد األدنى لضغط السائل
داخل الخط ويجب تجنبه لمنع ظاهرة التكهف من الحدوث داخل الخط .درجة اإلنسكاب
هى أقل درجة حرارة للسائل ويجب تجنبها داخل الخط لمنع تجمد السائل.
Origin and Terminal Location(Destination):
-The origin is the Petroleum Port in Suez
-The terminal is the western side of Suez-Cairo road at
105 Km far from Suez as it is illustrated in the following
map.
موقع بداية الخط ونهايته:
بداية الخط عند ميناء البترول بالسويس. نهاية الخط الجهه الجنوبيه لطريق السويس-القاهره على بعد 105كيلومترمن السويس كما هو مبين على الخريطه التاليه.
-1تقسيم الطلبه إلى ثالث مجموعات كل منها 4طلبه
-2تقوم الثالث مجموعات بعمل رسم بيانى بين المسافه من بداية الخط وإرتفاع
الخط عن سطح البحر من الخرائط .
-3يتم فرض سرعه مناسبه للتدفق ولتكن 2متر /ثانيه وبالمعادله يمكن تحديد قطر
مناسب للخط يتم تقريبه بالزياده القرب قطر داخلى من المواسير التجاريه
جدول . 80
-4يتم إختيار ثالث أقطار للدراسه أصغرهم يقل 2بوصه عن القطر المحسوب ثم
القطر المحسوب ثم االكبر يزيد قطره عن القطر المحسوب بمقدار 2بوصه .
-5تقوم كل مجموعه بإختيار قطر لها من األقطار الثالثه وإجراء الدراسه
الهيدروليكيه عليه ورسم التدرج الهيدروليكى للخط على بيانى خاص.
-6تقوم كل مجموعه بإختيار نوعيه تجاريه من المواسير بالقطر المطلوب وتحديد
جهد الخضوع لها وتحديد األكواد القياسيه التي تم التصميم بموجبها وعمل
)(85
-7الدراسه الميكانيكيه لثالث تخانات مختلفه لها لحساب أقصى ضاغط تتحمله هذه
التخانه وتوقيع هذا الضاغط على بيانى التدرج الهيدروليكى للخط لتحديد
السمك المناسب لمواسير الخط .
-8يتم حساب القدره بالحصان المطلوبه لمحطة الضخ .
-9يتم إختيار الصمامات المناسبه وتحديد مسلسلها وموقعها على الخط .
يتم تحديد أماكن محطات التفريش ورسم تفصيالتها .
-10
يتم رسم تفصيالت محطات تصريف موجات إرتداد الضغط ومواقعها .
-11
يتم عمل جدول بضاغطات اإلستالم عند نهاية الخط وبين معدل الضخ .
-12
يتم عمل رسم تنفيذى تفصيلى لشكل الخط عند تقاطعات الطرق الرئيسيه
-13
والسكك الحديديه .
يتم عمل دراسه إقتصاديه لتحديد تعريفة النقل لكل قطر للثالث
-14
مجموعات وتحديد أقلها فيكون هو القطر المفضل .
==============================================
==============================================
)(86
Calculations of flow rate per operating day
BPOD (Barrels Per Operating Day)
Annual Pipeline throughput = 4.5 million metric ton
API gravity = 42
=( API gravity + 131.5) / 141.5 x 0.159
= (42 + 131.5) / 141.5 x 0.159 = 173.5 / 22.498 = 7.7
6
Pipeline annual throughput = 7.7 x 4.5 x 10
= 34.65 million Barrel at 15 degree C(60F)
Flow Per Calendar Day = 34.5 million / 365 (BPCD)
= 94520 (BPCD)
Assuming a load factor = 0.92
Flow Per Operating Day at 15 degree C = 94520 / 0.92 (BPOD)
= 102739 (BPOD)
Specific Gravity at 15 C (60F) = 141.5 / (42+131.5)
= 141.5 / 173.5 = 0.815
Specific Gravity at 25 C (given) = 0.80
Flow Per Operating Day at 25 degree C = 102739x0.815/0.80
= 104665 (BPOD)
Approximate Pipeline Diameter
(87)
D = 0.07
Q/v in.
Where:
Q = flow rate (BPOD) (Barrel Per Operating Day)
D = Inside Diameter (inch)
V = Flow velocity (m/s)
Assuming V = 1.5 m/s
D = 0.07
104665/1.75
in. = 0.07 x 244.55 = 17.11 in.
(88)
From the commercial pipes table we can take the calculated
inside diameter as a case study so that a 18 in. commercial pipes
having about 17 in. inside diameter can be selected for the first
study.
We can use 16 in. pipes having about 15 in. inside diameter for
the second study.
We can use 20 in. pipes having about 19 in. inside diameter for
the third study.
(89)
First Study:
Inside Diameter(D) = 17in.
Cross sectional Area(A) = (π /4 x 17x17) x 0.000645 = 0.146m²
Flow Velocity(v) = (BPOD)x0.15899/24x60x60x0.146
= 104665x0.15899/86400x0.146
= 1.3 m/s
Viscosity
= 16 cSt at 20oC , 8 cSt at 50oC (given)
(90)
Maximum Allowable Operating Head (MAOH)
FJ = 1 for seamless pipes.
FT = 1 (operating temperature is less than 121.1oC Table B4.5).
F = 1x1x0.72 = 0.72
SA = F x (SMYS) MPa
Pi = 2 SA ( t/D )
t = {(D/2)( Pi / SMYS }
F
o
3
(MAOH) = MAOP (MPa)/ γ at t C (kN/m )
MAOH of different thicknesses of 18 in. pipes can be calculated and plotted out in the
elevation diagram to decide which thickness is more economical for the plotted
hydraulic gradient.
(91)
One cubic meter = 6.289 American Barrel
One square meter = 1550 in2
1 centistokes = 10−6m2·s−1.
One meter = 39.37 in
Crude Oil Viscosity at 25 C = 14 cSt
D= 17 in.
= 17/39.37 =0.43 m
R No = DV/U = 0.43 x 1.3 / 14x 10-6
= 4 x104
For commercial steel, absolute roughness (ε) = 0.00015 ft (from Moody diagram)
= 0.00015 x 12 in. = 0.0018 in.
ε /D = 0.0018 / 17 = 0.000105
From Moody Diagram f = 0.023
Hf = f (v2/2g) (L/D)
ft (m)
(92)
Hf = 0.023 x { (1.3)2/2x9.8}(140000/0.43) = 645 m
Total head at the origin Ht = Hf + Terminal Static Head + Terminal Throttling Head
= 645 + 10 + 80 = 735 m
Pressure at the origin = Ht x Sw/10 = 735 x 0.8/10 = 58.8 Kg/Cm2
= 58.8 x 105 = 5.88 MPa
Valves
Operating Temperature = 25oC
Valves are 18 in. nominal size selected according to the first
tabulated row of the table B2.3 .
S.W = 8000N/m3
Working Head = working pressure x6.9x1000/S.W m
Valve Class 150 at 285psig
Working Head = 251m
Valve Class 300 at 740psig
Working Head= 651 m
Valve class 400 at 990psig
Working Head =871 m
Valve class 600 at 1480psig
Working Head=1302m
Conduit Disk Gate of the Valve
(93)
Specific weight is considered 800 Kg w/m3
Working Head > The greater one of Flow Head or Static Head at the valve site
Valve No. 1 at the Origin
Static Head = 330m
Flow Head = 700m
Working Head of the Valve > 700 m
Valve class must be over than or equal 400
Valve No.2 at 25Km Distance
Static Head =130m Flow Head = 400m
Working Head of the Valve > 400m But it must be >700m to be suitable for
the hydrostatic test of the first section.
Valve class must be over than or equal 400
Valve No.3 at 37Km Distance
Static Head =70m
Flow Head = 280 m
Working Head of the Valve >280 m
Valve Class must be over than or equal 300 and so Valves 4 and 5 for the
hydraulic test.
(94)
Valve No.8 at the terminal
Static Head = 320 m - zt Flow head = 70 m
Working Head of the Valve > 320 m + hv(180m) =400 m
= 1.25 (test head)x 400
= 500 m
Valve Class must be over than or equal 500 m and so valves 7 and 6 for the
hydrostatic test.
Valves Specifications:
There are two types of valves can be selected as an isolating
valve in crude oil pipe lines as ball valve or conduit disk gate
valve. By these valves pigs can pass through the line without any
obstacles. The gate valve is selected because it is cheaper. Here
below is its specification.
Code :ASME B16.5
Valve End : Flanges
Material : Group 1.1 material
Type : Conduit Disk Gate Valve
Nominal Diameter : 18 in.
Quantity: 2 valves class 400 , 6 valves class 300
Valve Operation: Remotely Electric Actuated Valve
(95)
Project cost calculation
A- Piping Capital Cost:
(A-1) Piping Material Cost:
1-1 pipes 18= cost
Distance (km)
0-15
15-30
30-90
90-110
110-136.5
Section Length
15
15
60
20
26.5
Thickness (in.)
0.312
0.25
0.218
0.218
0.312
Weight lb/ft
65.4
52.73
46.0
46.0
65.4
Weight Ton/Km
97.3
78.47
68.45
68.45
97.3
Section Weight (ton)
1459.5
1177.1
4107
1369
2578.45
Section Weight
(ton)× 1.05
1532.475
1235.955
4312.25
1437.45
2707.37
7,662,35
6,179,75
21,561,20
7,187,20
13,536,80
Pipes Cost
Weight (ton) x 6000
L.E
Total cost
56,217,500
Pipes cost = total cost×1.05 = 56,217,500x 1.05 = 59,028,375 L.E
A-1-2 Piping complements cost:
A-1-2-1 Valves:
2
Gate valve 18 inch class 400 x 160000 L.E = 320000 L.E
يتم تنسيب اسعار االقطار االخرى بالنسبه للقطروالكالس على فرض ان سعر الصمام: ملحوظه
جنيه مصرى160000 هو400 بوصه كالس18
(96)
18 inch class 300 = (300/400)x (18 inch/18inch) price of 18 and 400
6 Gate valve 18 inch class 300 x 120000 L.E = 720000 L.E
--------------------1, 400,000 L.E
A-1-2-2 Pigging Stations cost:
One pig Launcher of 18 inch class 400 at Origin x 400000L.E = 400000L.E
Terminal receiver class 300 price x 300000
=(300/400)x (18 inch/18inch) price of 18 and 400
=(300/400)x(18/18)400000
=300000
--------------700000 LE
A-1-2-3 Surge Systems cost:
One class 400 at origin and one class 300 at terminal
class 400 at origin =
800000 LE
=(300/400)x (18 inch/18inch) price of 18 and 400 = 600000 LE
1 ,4 00,000 L.E
A-1-2-4 Metering Systems:
Two Metering System at Origin and Terminal cost
2x400000 =
800,000 L.E
A-1-2-5 One Pressure Control unit at the Terminal
300,000
Complements Cost
6,000,000
(97)
---------------
Piping Material Cost
65,0 28,375
(A-2) Piping Construction cost:
Assuming the construction cost is 800,000 L.E per one
Kilometer length of the pipeline route .
Construction Cost = 800,000 x 140 Km = 112,000,000 L.E
Piping Capital Cost = 65,0 28,375 + 112,000,000
= 177,0 28,375 L.E
B- Pump Station Capital Cost:
Pump Selection
(98)
(99)
Pumps Connection
Pumps connection must be arranged to generate the
flow rate with the required pressure in the line
There are two types of connection are the parallel
connection and series co5nnection
Pumping Pressure
Station Horsepower = Q m3/h x specific weight Kg/m3 x head m
75x 60x60x efficiency
= 693.4x 800x735/27x104x 0.75
= 2000
(B-1) Station Equipment Cost
= HP × 5,000 L.E
= 2000 × 5,000 = 9,035,000 L.E
(B-2) Station Construction Cost
= H.P x3000 = 6,000,000 L.E
Pump Station Capital Cost
= Station Equipment Cost + Station Construction Cost
=9,035,000 L.E + 6,000,000 L.E= 14,035,000 L.E
Pipeline System Capital Cost = Piping Cost + Station Cost
= 176,128,375 L.E + 14,035,000 L.E
= 190,163,375 L.E
C- Annual Operation Costs:
(100)
C-1 Insurance = 1% × Pipeline System Capital Cost
= 0.01× 190,163,375 L.E= 19,016,337 L.E
C-2 Pipeline Operating Expense = 1.5% × Piping capital Cost
= 0.015 × 176,128,375 L.E = 2,641,925 L.E
C-3 Pump Station O&M Expense(Spare Parts)
= 4% × Pump Station Capital Cost
= 0.04 ×14,035,000 L.E = 561,400 L.E
C-4 Pump Station O&M (labor)Expense
Assuming there are 20 Labor to operate and maintain the
station with average cost 5000 L.E Monthly for each .
Labor Cost = 20x 5000 x 12 = 1,200,000 L.E
C-5 Power Consumption Expense
= 0.3 L.E × HP x 365 × 24
= 0.3 x 1807 x 365 x 24 = 4,748,796
L.E
C-6 Financing Expense = 7% × Pipeline System Capital Cost
= 0.07× 190,163,375 L.E = 13,311,436 L.E
C-7 Depreciation Expense = Pipeline Capital Cost ÷ 25
= 190,163,375 L.E ÷ 25 = 7,606,535 L.E
Total annual Service Cost = 1+ 2 + 3 + 4 + 5 + 6 + 7
= 49,086,429L.E
(101)
Taxes:
Income Taxes = 0.06 × Total annual Service Cost
= 0.06 × 49,086,429L L.E = 2,945,185 L.E
Non Income Taxes = 0.065 × Total annual Service Cost
= 0.065 × 49,086,429L = 3,190,617 L.E
Total Taxes = Income Taxes + Non Income Taxes
= 2,945,185 L.E + 3,190,617 L.E = 6,135,802L.E
Profit:
Profit = {Total annual Service Cost + Total Taxes} × 30%
= (49,086,429 + 6,135,802) ×0.30
= 16,566,669 L.E
Transportation Tariff (T.T)
Annual Transportation Cost
= { Total annual Service Cost + Total Taxes + Profit }
= 49,086,429 + 6,135,802 L.E + 16,599,669 L.E = 71,821,900 L.E
Annual Ton Kilometer
= (Oil Ton/year) × Pipeline Length (Km)
= 4,500,000 metric ton x 140 Km = 630,000,000 Ton Km
(102)
Transportation Tariff (T.T)
= Annual Transportation Cost ÷ Annual Ton Kilometer (L.E/ Km)
=71,821,900/ 630,000,000 = 0.114 (L.E/Ton Km)
(103)
Pipeline Info For Beginners
If for whatever reason you are just getting started trying to figure out what pipelines are near you,
who operates and regulates them, and why they are there, this page is a good place to start. Below
you will find some very basic information, with links to where you can find out more. Just keep
clicking till you know as much as you want about the pipelines that run through our state.
Different Types of Pipelines
What Pipelines Are Near You?
Pipelines are divided up into different
There are over 2 million miles of pipeline in
categories depending on what they carry,
the United States. To see what pipelines are
and where they go. Understanding these
near you, and who operates them, click here
categories is important because they
determine how pipelines are constructed and
Who Regulates Pipelines?
regulated.
Pipeline regulation is somewhat complicated,
and depends on the type of pipeline
Hazardous Liquid Pipelines carry fuels
(interstate or intrastate), and different types
like gasoline, diesel, jet fuel, etc.
of regulation (safety, siting, spills, etc.).
Click here for a description pipeline
Gas Pipelines carry natural gas and
regulation puzzle.
propane.
Transmission Pipelines are the larger
lines that move gas and liquids around the
country
Distribution Pipelines are the smaller lines
that move mainly gas within communities
and to our individual homes and businesses.
Interstate Pipelines are lines that cross
state or national boundaries
Intrastate Pipelines are lines that do not
cross state boundaries.
Pipeline Basics
If you are interested in learning more about
the pipeline system in the U.S., and how
pipelines are constructed and operated click
Click here to find out about state specific
regulations and regulators.
Call Before You Dig!! – Dial
811!
Because of the danger of hitting a pipeline or
other utility — not to mention it is the law is
some states — anyone who plans on
planting a tree or operating a backhoe,
needs to call the Utility Locator service. To
have all utilities accurately located and
marked, just dial 811. So, remember to
save you from dialing 911, make sure you
dial 811 to locate the utilities below.
What to do in an Emergency
The chances of a pipeline leak or explosion
in your area are relatively small, but the
consequences can be huge. Knowing what to
do, and what not to do could save your life.
Click here to be ready.
here.
What To Do In An Emergency
It is important that you know how to recognize a pipeline leak and what to do, and not to
do, if there is one. Below are some basic rules.
Natural gas emergencies in your home or workplace:
If you notice the distinctive “rotten egg” smell of odorized natural gas, follow these DO’s and DO
NOT’s.
DO NOT!
DO
Start an engine of any kind;
Strike matches or create a
turned all the way OFF;
flame of any kind;
Make sure gas appliances are
Use a telephone or cell phone
Leave the area;
Telephone 911 from a
(these can ignite airborne
neighbor’s house or other
gases);
location well away from the
Turn on or off any light
gas leak;
switches, garage door openers
or other electrical switches
Explain the situation;
Warn others – if it is safe to do
(these also can ignite airborne
so – against entering the leak
gases).
area and/or creating ignition
sparks.
Recognizing emergencies near a pipeline right of way:
Remember that pipelines carry both gases and hazardous liquids. Along a right-of-way, you may
see dead or discolored vegetation, pooled liquid; or a cloud of vapor or mist. You may smell an
unusual odor, or the scent of petroleum or odorized natural gas. And you may hear an unusual
hissing or roaring sound.
If you suspect a pipeline leak has occurred
stakeholder
DO NOT!
Touch, breathe or make
DO
contact with leaking liquids;
Start an engine of any kind;
Strike matches or create a
turned all the way OFF;
Leave the area;
Telephone 911 from a
flame of any kind;
neighbor’s house or other
Use a telephone or cell phone
location well away from the
(these can ignite airborne
gas leak;
gases);
Make sure gas appliances are
Turn on or off any electrical
Explain the situation;
Warn others – if it is safe to do
switches (these also can ignite
so – against entering the leak
airborne gases);
area and/or creating ignition
Drive into a leak or vapor cloud
sparks.
area.
Pipeline Basics
What are pipelines? Where are they? And why
do we need them in the first place? Those are
good, basic questions.
T
he energy transportation network of the United States
consists of over 2.5 million miles of pipelines. That’s
enough to circle the earth about 100 times. These
pipelines are operated by more than 3,000
companies, large and small.
Based on data generated from annual reports to
PHMSA from pipeline operators, the network includes
approximately:
168,900 miles of onshore and offshore Hazardous
Liquid pipeline;
320, 500 miles of onshore and offshore Gas
Transmission pipelines;
2,200,000 miles of Natural Gas Distribution
pipelines;
109 LNG Plants connected to our natural gas
transmission and distribution systems; and
Propane Distribution System pipelines.
Although pipelines exist in all fifty states, most of us
are unaware that this vast network even exists. This
is due to the strong safety record of pipelines and the
fact that most of them are located underground.
Installing pipelines underground protects them from
damage and helps protect our communities as well.
Where Are They?
Most hazardous liquid and gas pipelines are buried
underground. To ensure your safety and avoid
damaging underground lines, you must call your state
one-call center before digging. Call Before you Dig!
Most
hazardous liquid and natural gas transmission
pipelines are located underground in rights-of-way
(ROW). A ROW consists of consecutive property
easements acquired by, or granted to, the pipeline
company. The ROW provides sufficient space to
perform pipeline maintenance and inspections, as well
as a clear zone where encroachments can be
monitored and prevented. ROW Briefing.
To find out if a transmission pipeline is located near
you, you can visit the National Pipeline Mapping
System (NPMS) and search by your county or zip
code.
Pipeline operators are required to post brightlycolored markers along their ROW to indicate the
presence of – but not necessarily the exact location of
– their underground pipelines. Markers come in a
variety of shapes and sizes. They contain information
about the nearby pipeline as well as emergency
contact information for the company that operates it.
Pipeline Markers Briefing
Natural gas distribution systems consist of distribution
main lines and service lines. Distribution main lines
are generally installed in underground utility
easements alongside streets and highways.
Distribution service lines run from the distribution
main line into homes or businesses. Distribution main
and service lines are not generally indicated by
above-ground markers. To ensure safety and avoid
damaging underground lines, anyone planning to dig
or excavate is required by law to contact their state
One-Call center 48 to 72 hours before digging. Call
Before You Dig!
Why Do We Need Them?
Pipelines play a vital role in our daily lives. Cooking
and cleaning, the daily commute, air travel and the
heating of homes and businesses are all made
possible by the readily available fuels delivered
through pipelines. Click here to see a list of products
transported through pipelines. More…
These routine activities really add up, in terms of
energy use. Natural gas provides for fully 24% of our
country’s total energy consumption, and petroleum
provides for another 39%.
Because such huge volumes of hazardous liquid and
natural gas must be transported, the only feasible
way to do so is through pipelines. Pipelines do not
crowd our highways and waterways as trucks and
barges would, nor do they contribute to traffic
congestion or highway accidents.
Pipelines, in short, are practical and safe.
Here is more information about pipelines that
you may find interesting:
Natural Gas Pipeline Systems: From the wellhead to
the consumer
Petroleum Pipeline Systems: From the wellhead to the
consumer
Basics of gas and oil exploration
Technologies of gas and oil exploration
Early days of the oil industry
Pipeline construction
Internal Corrosion in Gas Pipelines
Corrosion on the internal wall of a natural gas pipeline can occur when the pipe wall is
exposed to water and contaminants in the gas, such as O2, H2S, CO2, or chlorides. The
nature and extent of the corrosion damage that may occur are functions of the
concentration and particular combinations of these various corrosive constituents within
the pipe, as well as of the operating conditions of the pipeline. For example, gas velocity
and temperature in the pipeline play a significant role in determining if and where
corrosion damage may occur. In other words, a particular gas composition may cause
corrosion under some operating conditions but not others. Therefore, it would be difficult
to develop a precise definition of the term “corrosive gas” that would be universally
applicable under all operating conditions. (reference)
Corrosion may also be caused or facilitated by the activity of microorganisms living on
the pipe wall. Referred to as microbiologically influenced corrosion, or MIC, this type of
corrosion can occur when microbes and nutrients are available and where water,
corrosion products, deposits, etc., present on the pipe wall provide sites favorable for the
colonization of microbes. Microbial activity, in turn, may create concentration cells or
produce organic acids or acid-producing gases, making the environment aggressive for
carbon steel. The microbes can also metabolize sulfur or sulfur compounds to produce
products that are corrosive to steel or that otherwise accelerate the attack on steel.
Internal corrosion in a gas pipeline may be detected by any of several methods, including
visual examination of the inside of a pipeline when it is opened, external measurement of
the pipe wall thickness with instruments, evaluation of corrosion coupons or probes
placed inside the pipeline, or inspection of the pipe with an in-line inspection tool to
identify areas of pitting or metal loss.
Internal corrosion may be kept under control by establishing appropriate pipeline
operating conditions and by using corrosion-mitigation techniques. One method for
reducing the potential for internal corrosion to occur is to control the quality of gas
entering the pipeline. Also, by periodically sampling and analyzing the gas, liquids, and
solids removed from the pipeline to detect the presence and concentration of any
corrosive contaminants, including bacteria, as well as to detect evidence of corrosion
products, a pipeline operator can determine if detrimental corrosion may be occurring,
identify the cause(s) of the corrosion, and develop corrosion control measures.
:الرسومات المطلوبه
) رسم المسار المختار على خريطه جغرافيه(مسقط أفقى-1
رسم اإلحداثيات الرأسيه للمسار على بيانى بين طول الخط واإلرتفاع عن مستوى البحر-2
رسم ترنش الحفر باألبعاد وداخله الخط وتوزيع الرمل الناعم حوله-3
رسم حجرات الصمامات العازله بأبعادها ووضع الخط فيها-4
رسم محطات إرسال وإستقبال الفرش بتفصيالتها-5
رسم التدرج الهيدروليكى للخط مع رسم أقصى ضاغط مسموح به على نفس التدرج-6
رسم منحنى الخط الذى يبين العالقه بين التصرف والضاغط فى بداية الخط-7
توفير منحنى األداء للمضخه المختاره-8
المضخات مع منحنى الخط/ توقيع منحنى أداء المضخه-9
.رسم شبكة توصيل المضخات فى محطة الضخ-10
d
اشكال تاكل الخطوط ومسبباتها
Exercise (2):Calculate friction head loss in exercise (1) for 100 Km length.
Hf = 0.0196 {(3.97)2 /2x9.8} ( 100x1000/ 0.243)
=0.0196 {0.804}(411522)
Pipeline system H-Q curve
Design Conditions
Long pipelines pass through different regions in weather, so the ambient
temperatures, the possible variations in normal and abnormal operating
conditions and any external loads should be considered when determine the
design pressure to establish the design wall thicknesses and classes for all
fittings.
Material Selection
Highly ductile materials should be used for hazardous piping. Low-ductility
materials are susceptible to brittle failure in hazard mitigation situations, for
example from thermal shock when exposed to fire or fire-fighting measures.
Impact testing should be used to verify material ductility.
Material selection should take into account the suitability of the piping to
resist deterioration corrosion or erosion environments in service to select a
material that will minimize erosion/corrosion damage.
The designer should be aware that in actual service corrosion and erosion
will typically be localized and not occur uniformly throughout the piping
system. Corrosion is a function of many parameters, such as trace elements
in the material, temperature, flow geometry, and flow rate. Corrosion is
usually accelerated at crevices, under backing rings, in threaded joints, in
socket-welded joints, at weld metal areas and heat-affected zones, or in other
stagnant, low-flow areas of the piping system. Erosion is typically
accelerated where high flow velocities exist, for example, in undersized
pipe, at elbows, branches, reducers, or other locations where there are flow
disturbances.
Metallic Piping.
The final choice of material should at least be reviewed by an expert in the
chemical and erosion and/or corrosion performance of the candidate material
or select the same material of similar system.
Time-dependent material properties must also be addressed during the
material selection process. At high temperatures, typically over 700 to 800 oF
(370 to 430o C), and over a period of time ferrous materials lose ductility,
decrease in strength, and flow (creep).
Design Criteria
Hazardous piping should be designed to a recognized piping code or
standard.
B31.3 has a chapter dedicated to the design of hazardous piping, but other
codes and standards could be used with proper consideration of the hazards
and mitigating design attributes. Safety codes and standards, however, do
not address levels of hazard. The designer should consider specifying greater
safety attributes for hazardous piping to the degree he feels they may be
necessary. A review of the B31.3 nonmandatory App. F, Precautionary
Considerations, and G, Safeguarding may provide the designer with ideas
for enhancing the safety of the hazardous piping system.
If the designer plans to use nonstandard or unlisted materials and
components or to use more rigorous analysis or alternative examination
methods, the justification for the use of such materials and components
under all the possible operating and environmental conditions and the
reasons for justifying the use of such analysis and examination methods
should be fully documented for the owner’s approval before the release of
specifications and drawings for construction.
PRESSURE DESIGN
The most significant safety attribute of piping is pressure containment.
Hazardous piping should be designed for the most severe condition of
coincident pressure, temperature, and loading. B31.3 does not permit, nor
should any hazardous piping be allowed, to exceed design values, even for
short periods of time. It may, in fact, be wise to overdesign the pipe for
pressure (i.e., specify a thicker wall than is required by the piping code
used). Other loadings may be increased by thicker pipe walls, but these other
loadings, such as thermal expansion, may be compensated for by adding to
the length and location of pipe in the anchor-to-anchor piping runs.
Straight Pipe
The design of straight pipe should be in accordance with the specified piping
code.
Flow velocities should be limited to a maximum of about 10 ft/s (3 m/s) for
liquids and about 140 ft/s (43 m/s) for gases, especially where the potential
for erosion and corrosion exists. Higher velocities may be justified by
thorough investigation of the erosion/corrosion potential, but higher
velocities may result in undesirable flow induced vibrations and noise.
The additional wall thickness provided to allow for erosion and corrosion
should be based not only on the expected rate of wall loss and the
anticipated life of the system, but also on the expected examination interval
of the in-service inspection program.
Since hazardous piping is often small piping, protection of the piping from
damage after installation is also advisable. An additional wall thickness
could be provided, or the piping may be isolated or located in channels,
cable trays, or double containments.
Standard Components
The designer, however, should be confident that components supplied as
standard actually meet the standards specified; for example, the
manufacturer should be able to provide evidence that the B16.9 fitting
furnished or a comparable fitting has met the burst test provisions of B16.9.
Valves
The selection of valve type, style, and valve body and trim materials should
be based on hazardous fluid properties, required operating characteristics,
and ease of maintenance. When locating valves, the designer should
consider required operability and service access. Selection of valve materials
and location should also include consideration of potential accidents (e.g.,
fire). It is recommended that the valve meet recognized piping code
requirements for design, materials, and manufacture.
Isolation and Control Valves.
The number and locations of isolation valves should be based on system
requirements and include consideration for potential release of hazardous
materials in the event of pipe rupture or inadvertent improper operation.
It should be emphasized that this is not a cross-section of a straight-line course
from origin to terminal but represents the real route, avoiding major obstacles
mentioned earlier. The selected route results in a length of 248 miles (400 kilometers).
Elevations of significant points along the route are shown.
If more than one reasonable alternative route has been identified, they are also
plotted, and designed and analyzed simultaneously. Following sufficient identification,
the alternatives will be evaluated on the basis of construction, operation, and
maintenance cost, and a comparative economic analysis spanning the effective
project or system life is performed to identify the preferred alternative. This topic
is covered in more detail later in this chapter.
Valve Spacing
MLVs would be no more than 50 miles apart, with an average spacing of approximately
15 to 20 miles.
Minimize damage or pollution from accidental oil discharges,
• Are on each side of a water crossing more than 100 feet wide, and
• Are on each side of a reservoir holding water for human consumption.
In
The location and spacing of section block valves along an oil pipeline is a matter
of design procedure and may be dependent on factors such as the terrain that the
pipeline is crossing. In general, valves should be installed at locations where they
will contribute to the safe operation of the line and enhance the safety of the system.
Section 434.15.2 of the Code provides the details for these considerations.
Typically, valves are installed at the origin and termination of a pipeline and at
branch points to provide isolation of a section and to facilitate hydrostatic testing,
i.e., anywhere that the test pressure is differentiated such as sections of higher
operating pressure or a change in wall thickness. Section block valves should be
located in easily accessible positions, e.g., aboveground on a buried pipeline or in
an impervious pit where the groundwater level is high.
The viscosity-temperature is not truly linear, unless plotted on a special ASTM
graph paper designed for this purpose. Figure C5.3 is plotted for the range 32 to
140_F (0 to 60_C) to the coordinates of ASTM D-341, Chart VII: kinematic viscosity,
middle range, degrees Celsius, for the temperature range of _40 to 302_F (_40
to 150_C).
Reference ASTM D-34111 for further discussion.
For crude oils, the pour point of the oil, i.e., the temperature at which viscosity
of a cooling oil abruptly increases, needs to be considered to determine if special
measures are required to move the oil when ambient ground and air temperatures
are below this temperature. An oil with a pour-point temperature above the ambient
condition will require dilution with a lighter stock oil (sometimes referred to as
cutter stock), addition of a pour-point depressant, or a heated pipeline system.
The first task is to specify the nominal pipeline diameter, or range
of diameters, based on the design flow rate.Velocities for
preliminary estimates of line size are typically in the range of 2 to
10 ft/s (1 to 3 m/s). Figure C5.4 shows daily flow rate in 1000
m3/d versus nominal pipe diameter, DN, in millimeters for
velocities between 0.5 to 3 m/sec.
At this point a preliminary choice of one or more wall thicknesses
for each diameter is necessary, as eventually a cost of pipe will be
found and because wall thickness will also be a component of the
internal pressure and stress limitations. For a given diameter, D,
also referred to as the Nominal Pipe Size (NPS) or Nominal
Diameter (DN), a range of pipe Specified Minimum Yield Strength
(SMYS) and wall thickness, t, is available.Standard pipe wall
thickness, depending on diameter, such as 0.250 in (6.4 mm) or
0.375 in (9.5 mm), may be used for the early design, and later
adjusted if special commodity or system requirements are
identified, such as high pressure or limitation on the allowable pipe
stress in a section of the system.
The examples that follow use the internal design pressure,
calculated by Code formula for the pipe grade and wall
thicknesses, to determine the maximum allowable operating
pressure (MAOP). After converting MAOP in units of pressure to
units of head (MAOH) in feet or meters for the particular density
of the fluid, the calculated slopes of hydraulic gradients between
the MAOH at a pump station and the intersection with the ground
profile determine pump-station locations for the given diameter
and flow rate
2.2.6 Pipeline Costs
1- Piping:
3
Pipes Cost = total pipes tonnage × 5000 L.E
4
Piping Construction= Line length × 700000L.E
Piping Cost = a + b
(1)
2-Pump station Cost:
Station Horsepower= 0.046 × pressure (bar) × Q (m3/h)
5
Station Capital Cost= HP × 5000 L.E
6
Station Construction Cost = 5 × 106 L.E
Station Cost =c + d
(2)
3-Total Capital Cost = (1) + (2)
(3)
4-Annual Costs:
7
Insurance = 1% × (3)
8
Pipeline Operating Expense = 1.5% × (1)
9
Pump Station O&M Expense(Material)
= 4% × (2)
10
Pump Station O&M (labor)Expense= 2×106 L.E
11
Financing Expense = 7% × (3)
12
Power Expense = 0.3 L.E × HP×365 × 24
13
Depreciation Expense = (3) ÷ 25
Total annual Service Cost= e + f + g + h + i + j + k
(4)
5-Taxes:
14
Income Taxes = 0.06 × (4)
m- Non Income Taxes = 0.065 × (4)
Total Taxes = l+ m
(5)
6-Profit = {(4) + (5)} × 30 %
(6)
7-Transportation Tariff (T.T)
n- Annual Transportation Cost= {(4) + (5) + (6)}
o-Annual Ton Kilometer
= (Oil Ton/year) × Pipeline Length (Km)
T.T = n ÷ o
L.E/Ton Km
Cast Pig
Batch Pig
Oil & Gas Training Instructor
Eng. Aly Farag
تاريخ موجز عن المهندس على فرج
Brief History about Eng. Ali Farag
مساعدا سابقا لرئيس مجلس إدارة شركة أنابيب
Ex-Chairman
اآلن هو متقاعدا ولكنه ليس قعيدا. البترول فى مصر
Pipelines Company) in Egypt. Now, he is retired
فهو محاضرا متفوقا فى الهندسه الميكانيكيه فى كثير
. من مراكز التدريب وشركات البترول والغاز
هو وعائلته والدا وأجدادا يعملون فى األنشطه
. الميكانيكيه منذ عصر ماكينات البخار
ولديه خبره واسعه عن تشغيل وصيانة آليات خطوط
، نقل البترول مثل صهاريج تخزين البترول
Assistant
of
P.P.C
(Petroleum
but not expired, he is a clever Mechanical
Engineering Training Instructor for many training
centers and oil & gas companies.
He and his family father and grand fathers have
been working in the technical activities since the
age of steam machinery.
He has a wide experience in operation and
maintenance of petroleum pipelines facilities
شبكات أنابيب، الصمامات، التوربينات الغازيه
such as storage tanks, gas turbines, valves, oil
محطات، محطات المضخات والضواغط، البترول
piping, pump & compressor stations, natural gas
وحركة البترول.قياس وتخفيض ضغط الغاز الطبيعى
metering and regulating stations, and oil & gas
. والغاز
movement systems.
أعد المهندس على فرج وقدم مجموعه من الكتب
He has prepared and presented a set of hard copy
المطبوعه الشهيره عن معظم التطبيقات فى مجال
famous books about the most applications in
الزيت والغاز والتى هى متاحه اآلن فى هذا الموقع
petroleum and gas systems which have been
. بدون مقابل كنسخه إلكترونيه
البعض مقدم، بعض هذه الكتب مقدم باللغه العربيه
والبعض اآلخر، )بلغه مزدوجه (عربيه وإنجليزيه
available free now as soft copy in this website.
Some of these books are in Arabic language ,
some are in bilingual in Arabic and English and
the other some are in English language.
. مقم باللغه اإلنجليزيه
لموقعنا ونتمنى أن تكونوا
نشكركم على زيارتكم
. راضين بمحتويات موقعنا
Thank you for your visit and hope that you have
been satisfied with our website contents.
موقع المهندس على فرج (الحلقه الثانيه)
احدث كتابى االول صدى جيد السمى فى الوسط البترولى واصبح المهندسون والفنيون متشوفون
لمزيد من الكتب باسمى وعلى الرغم ان مسئوليات العمل والبيت شغلتنى كثيرا عن القراءه اال اننى
كنت اتابع تكنولوجيا خطوط االنابيب من خالل النشرات والمجالت والصحف المتخصصه وكنت
كلما اعجبنى موضوع افوم بترجمته وفطع الصور و االحصائيات المطبوعه واالحتفاظ بها لنفسى
ومر حوالى 25عام وانا على هذا الحال حتى تم ترفيتى لمدير عام منطقة السويس بالشركه
واشتركت فى مسابقه لتنس الطاوله فوق سن الخمسين عام من العمر اقيمت بالصاله المغطاه لكلية
هندسة البنرول بالسويس وكان معظم المتسابقين يعملون بمجال التدريب على اللعبه وكانت
المنافسات شديده والحمد هلل فزت بالبطوله ويشهدعلى ذلك قدامى العاملين بمنطقة السويس الذين
شجعونى بحراره وقد اتاحت لى البطوله التعرف على اساتذة كلية هندسة البنرول الذين عرضوا
على دراسة الدكتوراه فى الكليه ولكنى اخبرتهم اتجاهاتى وميولى اقوى لتاليف كتب عن البترول
وبدأت عام 1997استجمع الفصاصات التى احتفظت بها استعدادا الصدار كتابى الثانى عن
تكنولوجيا نقل البترول باللغه العربيه والذى وصل عدد صفحاته الى 700صفحه واصبح مرجعا
لهندسة النقل بخظوط االنابيب حنى االن واقوم بتحديثه بصفه دوريه خاصة واننى قمت بمغامره
لطبعه على نفقتى الخاصه عام 2000وطرحه للبيع بمبلغ 100جنيه للكتاب فى مصر و 100
دوالر فى الدول العربيه ولم اكسب منه شئ بسبب خجلى ان اتقاضى من زمالئى الكثيرين ثمنا
للكتاب واذكر ان وزير العدل فى عهد مبارك ارسل لى بالشركه مدير مكتبه لشراء نسخه البنه
المهندس الذى كان يعمل بشركة سوميد لعدم توافره فى معرض الكتاب فاضطريت ان استعير من
احد الزمالء نسخه واهديتها له ورفضت ان اتقاضى اى مبلغ فارسل لى الوزير خطاب شكر باسمه
شخصيا والى اللقاء فى لحلقه القادمه اذا رغبنم مع خالص تحياتى .
موقع المهندس على فرح (الحلقه االولى)
القراءه تحتاج دائما الى حافز لالستمرار فيها وخاصة القراءه فى مجال العمل ,وال يوجد فى
الشركات حافز للقراءه بل يوجد العكس التك بالقراءه سوف تتخطى معلومات مديرك فى العمل
بكثير وسوف تحرجه قى مواقف كثيره يظهر فيها متخلف عقليا عما هو حديث وجديد ولعلنا نشاهد
ذلك فى مجال الطب بوضوح ققد اكتشفت فى رحلة عالجى ان هناك اطباء ال يستطيعون قراءة
تفصيالت اشعة الرنين وبالتالى ال يستطيعود تشخيص الحاله المرضيه بدقه وعموما لقد خلقت
لنفسى حافز للقراءه عندما كنت مهندس صغير وهو تاليف كتاب عن احدث ما وصلت اليه
التكنولوجيا فى مجال العمل واستطعت فى عام 1972وكان عمرى 26سنه اصداراول كتبى عن
نقل الغاز الطبيعى وكان مجال جديد فى ذلك الوقت وقامت الشركه بطبعه على نفقتها وتوزيع نسخ
منه لكبار المسئولين فى الوزاره وهيئة البترول ومنحتنى مكافأه قدرها 30جنيه عندما كان سعر
كيلو اللحم 40قرش وسعر جرام الذهب عيار = 21جنيه
التعليق:
ارجو من االصدقاء ان كانوا يريدون مواصلة الحلقات ان يطلبوا منى ذلك وأن كانوا سيعتبرون
ذلك دعايا شخصيه ان يطلبوا منى التوقف
الن الجهاز الطبى المعجزه سيراجيم وعروض خاصه ومميزه
الجهاز الطبى المعجزه سيراجيم:
جهاز سيراجيم يعمل على عالج الفقرات والخشونة والرماتويد والنهجان وتنشيط الدم
وهو جهاز كورى يعمل باالشعة تحت الحمراء مشحونة فى أحجار كريمة
جهاز سيراجيم متاح للبيع داخل مصر والدول العربيه والشحن والتوصيل مجانا (هذا
الجهاز مصرح به من وزارة الصحه المصريه)
ضمان سنتان وصيانه مدى الحياه وجلسه مجانا للتجربه عند الشراء
عرض خاص لسكان مصر الجديده وماحولها
يمكنكم عمل جلسات مساج لمدة 40دقيقة سعر الجلسة فقط 30ج
ايضا جهاز اكس بوكس المميز والرائع حصريا الساعه ب 20جنيه فقط بمناسبة
االفتتاح
للمزيد والمزيد من التفاصيل عن الجهاز وحجز الجلسات:
ت26340241 /
م01069271163 /
شيماء /مسئولة التسويق
العنوان 10 /ش احمد خشبة شقة ( ) 6الدور االول امام موقف النقل العام -ميدان
الحجاز -مصر الجديدة
ض فَيَ ْن ُ
ش َّد قُ َّوة ً
عاقِبَةُ الَّذِينَ ِم ْن قَ ْب ِل ِه ْم َكانُوا أ َ ْكث َ َر ِم ْن ُه ْم َوأ َ َ
يروا فِي ْاأل َ ْر ِ
أَفَلَ ْم يَ ِس ُ
ْف َكانَ َ
ظ ُروا َكي َ
ت فَ ِر ُحوا بِ َما
سلُ ُه ْم ِب ْالبَ ِيِّنَا ِ
ع ْن ُه ْم َما َكانُوا يَ ْك ِسبُونَ ( )82فَلَ َّما َجا َءتْ ُه ْم ُر ُ
ارا فِي ْاأل َ ْر ِ
َوآث َ ً
ض فَ َما أ َ ْغنَى َ
ْ
سنَا قَالُوا آ َمنَّا ِب َّ ِ
اَّلل َوحْ َدهُ
ِع ْن َد ُه ْم ِمنَ ْال ِع ْل ِم َو َحاقَ بِ ِه ْم َما َكانُوا ِب ِه يَ ْست َ ْه ِزئُونَ ( )83فَلَ َّما َرأ َ ْوا بَأ َ
َّللا الَّ ِتي قَ ْد َخلَ ْ
سنَّتَ َّ ِ
ت ِفي
سنَا ُ
َو َكفَ ْرنَا ِب َما ُكنَّا ِب ِه ُم ْش ِركِينَ ( )84فَلَ ْم يَكُ يَ ْنفَعُ ُه ْم ِإي َمانُ ُه ْم لَ َّما َرأ َ ْوا بَأ ْ َ
ِعبَا ِد ِه َو َخ ِس َر ُهنَالِكَ ْال َكافِ ُرونَ ()85
engalifarag@gmail.com
