Технологический расчет магистрального нефтепровода
Введение
При отсутствии достаточно обоснованных доводов экономически оптимальной трассой трубопровода будет трасса, проложенная по прямой, соединяющей его концевые пункты.
К факторам, которые исключают возможность строительство трубопроводов по прямолинейной трассе, относятся следующее:
пересечение трассы такой местности, где строительство трубопровода будет связано с большими капиталовложениями;
прохождение трассы через зоны безопасности других сооружений или пересечения шоссейных дорог, железнодорожных путей;
сокращение расходов на строительство, создание удобств для эксплуатации, ускорение в случае необходимости ремонтных работ, при прокладке трубопровода вдоль шоссейных или железных дорог.
Оптимальный диаметр труб - это такой диаметр, при котором обеспечивается транспорт нефти с минимальными затратами.
Если по трубопроводу на протяжении всей его эксплуатации транспортируется продукция одного, относительно хорошо изученного нефтедобывающего района, желаемую годовую пропускную способность трубопровода можно определить, исходя из плана добычи нефти. Зная эту пропускную способность, можно выбрать диаметр трубопровода, обеспечивающий транспорт нефти с наименьшими затратами на протяжении всего времени эксплуатации промысла или трубопровода.
В действительности трубопроводный транспорт нефти имеет в большей или меньшей степени прерывистый характер. Паузы в процессе перекачки создают гибкость, необходимую для того, чтобы воспринять различного рода неравномерности в подаче нефти с промыслов. Однако положение коэффициента эксплуатации трубопровода вызывает увеличение стоимости транспортировки единицы продукции.
Исходные данные для проектирования
Массовый расход Gr = 35 млн т/год.
Расчётная температура t = +4С
Плотность нефти при t = 20 С, r20 = 862 кг/м
Коэффициент кинематической вязкости V20 C = 31*10 м /сC = 18*10 м /с
Остаточный напор hкн = 39м
Расчётная длина трубопровода, L = 650 км
Разность геодезических отметок Dz = +55м
Число эксплуатационных участков Nэ = 1
1. Расчёт технологического магистрального нефтепровода
Расчётная часовая пропускная способность нефтепровода Q определяется исходя из 350 рабочих суток:
) Q = Gr/(8400 * r)
где Gr - массовый годовой расход нефти;
r - расчётная плотность нефти (при расчётной температуре);
- расчётное число часов работы в году.= (35*10 *10)/ (8400*873)=4772.81/ч=1.326 м/c
Расчетная плотность нефти r при температуре tр
r = r20 - (1,825 - 0,001315 r20) * (tр - 20),
где r20 - плотность нефти при t = 20 С, кг / м
r = 862 - (1,825 - 0,001315 * 862) * (4- 20) = 873 кг / м
Расчетный коэффициент кинематической вязкости нефти vp определяется по вязкостно-температурной кривой. При ее отсутствии расчетный коэффициент кинематической вязкости можно определить по формуле Вальтера
) lg * lg (vp + 0,8) = а + b * lg * Тр
где вязкость vp измеряется в сСт (мм /с), Тр - расчетная температура в кельвинах (К).
Для нахождения коэффициентов а и b необходимо знать значение вязкости v1 и v2 при двух температурах Т1 и Т2 ;
) а = lg * lg(vp + 0,8) - b * lg* Т1 =4.3487= ((lg (v20 + 0,8))/(lg lg (v50 + 0,8)))/(lg* Т1 - lg* Т2) = ((lg (31+0,8))/(lg lg (18+0,8)))/(lg 293 - lg 323) = - 1,6903
Характеристика некоторых труб представлена механическими свойствами материала. Из которых они приготовлены, в табл. 1.
Таблица 1. Механические характеристики трубных сталей (1)
МаркаПредел прочности sв, МПаПредел текучести sт, МПаСостояние поставки металла трубДиаметр наружный Dн, ммТолщина стенки, мм14Г2САФ570400Нормализованный лист122011;11,5;13; 1517Г1С520360Нормализов. лист10209,5;10;11; 12,5;14Горячекатанный лист8208,5;9;10; 10,5;11;127207,5;8;8,5;9; 10;11;125296;6,5;7;7,5;8;917Г2СФ550330Спирально-шовные из рулонной горячекатанной стали122012102010;10,58208;9,5;10;11;11,57207;8,5;9,5;10;11,55295,5;6;6,5;7; 7,5;8,517Г1С520360Спирально-шовные из рулонной горячекатанной стали122012 102010;10,58208,5;10;11,5; 127207,5;8,5;9; 10;10,5;125296;6,5;7;7,5; 8;916Г2САФ600420Нормализованный лист10209;10;10,5;1214ХГС500350Горячеправленные нормализов. трубы102010,5;11;12,57207,5;8;9;10,5;115297,5;8;9
Характеристика основного оборудования нефтеперекачивающих станций приведена в табл. 2
Таблица 2 Характеристика насосов нефтеперекачивающих станций
Производительность нефтепровода млн. т/гМарка насосаДиапазон измерения подачи насоса, 3 м /ч Номинальная подача насосной станции, млн. т/гПодача/ напор, 3м /ч / мДопускаемый кавитационный запас (вода), м7,1…10,7НМ12501000…15008,91250/2602010,7…15,4НМ18001450…215012,91800/2402515,4…21,4НМ25002000…300017,92500/2303221,4…30,8НМ36002900…430025,73600/2304030,8…42,8НМ50004000…600035,75000/2104242,8…60,0НМ70005600…840050,07000/2105260,0…85,7НМ100008000...1200071,410000/2106585,7…92,6НМ1000010000...1300089,312500/21089
Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода
- Dвн = √(4Q/ pW)
где Q - секундная подача;- скорость перекачки.вн = √ (4*1.326)/(3,14*2)= 0,92 м
Принимаем ближайший наружный диаметр трубопровода из таблицы 1 (1020)
Примем марку стали труб 17Г1С с пределом прочности Ơ=520 МПа.
Коэффициенты m, n, K1,KH имеют следующие значения: n=1,15; m=0,9; K1=1,47; KH=1.
Тогда расчетное сопротивление металла трубы будет равно
) R1= Ơ*m/ K1*KH=520*0,9/1,47*1=318,37МПа
Где sв - предел прочности металла трубы;- коэффициент условий работы трубопровода = 0,9;- коэффициент надёжности по материалу, для сварных труб = 1,47н - коэффициент надёжности по назначению Трубопровода (для 1020 = 1,0).
Основные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q=4772,81 м³ч по таблице №2.
Магистральный насос НМП 5000-210 с производительностью 5000 м³ч и напором 210м.
Подпорный насос НМП 5000-115 с производительностью 5000 м³ч и напором 115м.
При расчетной подаче напоры, развиваемые насосами, равны hм=210м и hп=115м.
Рабочее давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией при последовательном соединении насосов,
) Р = rg(mp * hм + hп)*10 £ Рд,
где hм; hп - соответственно напор, развиваемый магистральным насосом;- число рабочих магистральных насосов;
Рд - допустимое давление нефтеперекачивающей станции; = 9,81 м/с - ускорение свободного падения;
r - плотность нефти (кг/м ).
Р = 862*9,81(3*210+115)*10 =6,4 мПа£ 7,4 мПа.
Определяется необходимая толщина стенки трубы:
) d=(n*P*Dн)/(2(R1+n*P))=(1,15*6,4*1.02*10)/(2(318,37+1,15*6,4))= =11.52 мм
где P - рабочее давление в трубопроводе;н - наружный диаметр трубы;- коэффициент надёжности по нагрузке = 1,15- расчётное сопротивление металла трубы.
Вычисленное значение стенки трубы округляется в большую сторону до ближайшего стандартного значения и определяется внутренний диаметр:
Для труб из стали 17Г1С и Dн=1020мм ближайшая большая толщина стенки равна d=12.5 мм
- Dвн = Dн - 2*d = 1020 - (2*12.5) = 995 мм.
Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе:
) W = (4*Q)/( p*D) = (4*1.326)/( 3,14*0,995) = 1,706 м/с
Параметр Re :
) Re = (W* D)/V = (1,706 *0,995)/ (44,2*10)= 38405
Первый переходной параметр Рейнольда:
) Re = (10* D) / Кэ = (10*995) / 0,015=663333
Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:
- l= √(0,3164 / Re) » 0,0226
Гидравлический уклон:
где l - коэффициент гидравлического сопротивления.
Суммарные потери напора в нефтепроводе:
15) Н = 1,02*i*Lp + Dz = 0,0034*650*10 +50 = 2304 м
где 1,02 - коэффициент учитывающий потери напора;- расчётная длина нефтепровода, равная геометрической длине или расстоянию от начала трубопровода до перевальной точки;
Dz - разность геодезических отметок конца и начала трубопровода.
Расчётный напор перекачивающей станции:
- Нсm = mp hм = 3*210 = 630 м
Необходимое число нефтеперекачивающих станций определяется из уравнения баланса напоров:
) nр = (Н - Nэ (hп - hкп)) / (Нсm) = (2304-1(115-39)) / (630) =3,5
где Nэ - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены перекачивающие станции;кп - остаточный напор, который передаётся на конечный пункт нефтепровода, для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров = 39 м.
Округлим число насосных станций в меньшую сторону nр=3.
При расчётной подаче Q = 4772.81 м /ч, суммарный напор всех насосов составляет:
) Нсm = n* mp* hм + hп = 2005 м
) Нс= Н+ hKп=2304+39=2343 м
Необходимая длина лупинга:
20) Хл = ((nр - n) / (i - iл))* Нсm = 131799 м
Суммарные потери на трение в трубопроводе с лупингом с учётом hкп
) Нс=i*(L-Xл)+iл*Xл+DZ+hкп= =3.4*10(650-131.799)*10+1.01*10*131.799*10 +50+39 = 1984м.
Построим совмещенную характеристику трубопровода и НС.
Для построения характеристики трубопровода зададимся рядом расходов диапазоне 1.3…1,326Q от расчетной подачи. С учетом остаточного напора по формуле (19) определим суммарные потери напора в трубопроводе в координатах Q-H построим характеристику трубопровода. В предыдущем расчете при Q = 4772.81 м3/ч уже определено одно значение Н =2304 м. Аналогично строится характеристика трубопровода с лупингом (36). В рассматриваемом расчете при расчетной подаче определены суммарные потери напора с учетом hкп они составляют Нлτ = 1984 м.
. Гидравлический расчет для построения характеристики трубопровода
/ ч=1.3 м3 / с=4*1.3/3.14*0.9952 =1.6627=1.6627*0.998/44.2*10-6 =37542
l=0.3164/375420.25=0.0227
I=1.02*0.0227*(1.66272/0.995*2*9.81)=0.00328=0.00328*650000*1.02+50=2225 мл=3.28*10-3/3.3636=0.00098р =2225-1(115-39)/630=3.4
Хл=630(3.4-3/0.00328-0.00098)=109565м
Нлτ =-3.28*10(650-109.565)*10+0.98*10*109.565*10 +50+39 = 1969м.
Исходные данные
Расчетная вязкость сСт ν = 38,5
Длина трубопровода км L = 750
Внутренний диаметр м D = 1
Шероховатость стенки трубы мм К = 0,015
Разность геодезических отметок м ∆Z = 48
Остаточный напор м Ност = 30
Число эксплуатационных участков Nэ = 1
Таблица 3. Характеристика трубопровода без лупинга
Результаты гидравлического расчетаQ, м3/чίίлН, м47000,003280,0000020234772.810,00340,000002044
Исходные данные
Расчетная вязкость сСт ν = 38,5
Длина трубопровода км L = 750
Внутренний диаметр м D = 1
Шероховатость стенки трубы мм К = 0,015
Разность геодезических отметок м ∆Z = 48
Остаточный напор м Ност = 30
Число эксплуатационных участков Nэ = 1
Трубопровод с лупингом
Внутренний диаметр лупинга (вставки) м Dл = 1
Длина лупинга (вставки) км Lл = 98,193
Таблица 4
Результаты гидравлического расчетаQ, м3/чίίлН, м47000,003280,0009819694772.810,00340,001011984Примечание. В таблицах введены следующие обозначения:
1.Q, м3/ч - часовая объемная производительность трубопровода;
2.ί - гидравлический уклон основной магистрали;
3.ίл - гидравлический уклон лупингованного участка;
.Н, м - потери напора с учетом местных сопротивлений и остаточного напора.
По результатам расчета построены характеристика трубопровода без лупинга 1 и с лупингом 2 (рис. 1).
нефтепровод лупинг напор труба
Заключение
В технологическом расчёте нефтепровода я осуществил решение следующих основных задач:
выбор и обработка исходных данных: температура, плотность, коэффициент кинематической вязкости нефти.
определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб нефтепровода; типа насосно-силового оборудования для нефтеперекачивающих станций; давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями; числа нефтеперекачивающих станций; длины лупинга или вставки меньшего или большего диаметра; числа эксплуатационных участков и др.
расстановка нефтеперекачивающих станций или лупингов на трассе трубопровода.
Проект магистрального трубопровода должен обеспечить применение передовых технических и технологических решений по транспортировке продукта; наиболее совершенную систему организации управления трубопроводом при его эксплуатации.
Составление рабочего чертежа является завершающей стадией проектирования и основной формой документации, по которой ведется конкретное строительство. Рабочие чертежи составляются строго в соответствии с утвержденным технологическим проектом. В них уточняются и детализируются решения, принятые в технологическом проекте, в такой степени, чтобы по чертежу можно было выполнять соответствующие строительные и монтажные работы.
Незначительные отступления от технологического проекта допускаются только в случае, если они направлены на улучшение отдельных его решений.
Перед поиском оптимальной трассы целесообразно ограничить область его поиска, чтобы уменьшить объем исходной информации. Но при этом область поиска должна быть такой, чтобы в ней обязательно находилась лучшая трасса, а за ее пределами любая трасса заведомо худшей.
Список использованной литературы
- Бабин Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. - М.: Недра, 2009г.
- Новоселов В.ф. Технологический расчет нефтепродуктопроводов. - Уфа: УНИ, 2011г.
- Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектирование и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. - М,: Недра, 2012г.