Технологический расчет магистрального нефтепровода
Учебно-методическое пособие
по курсу “Сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ ”
Учебно-методическое пособие предназначено для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки бакалавров и магистров 130500 “Нефтегазовое дело”. В нем кратко изложена программа курса и приведены варианты для выполнения контрольной работы, основанной на технологическом расчете магистрального нефтепровода.
Составитель Усманова Л. З., к. х. н., доцент
Рецензент Арсланов И. Г., д. т. н., профессор
ã Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009
Введение
Магистральные трубопроводы – это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов, нефти, нефтепродуктов, воды, твердых и сыпучих тел, взвешенных в потоке воздуха или воды, от мест их добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка).
В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1,2 – 10 МПа должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СНиП 2.05.06-85*). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 оС.
Технологический расчет магистрального нефтепровода
Цель расчета:
1) определить диаметр трубопровода, выбрать насосное оборудование, рассчитать толщину стенки трубопровода, определить число нефтеперекачивающих станций (НПС);
2) определить потери напора при заданном объеме перекачки;
3) произвести расстановку НПС по трассе нефтепровода.
Исходные данные для технологического расчета нефтепровода:
1) годовая производительность нефтепровода Gг (млн. т/год);
2) свойства перекачиваемой нефти:
- плотность ρ (кг/м3) при температуре 293 К;
- вязкость ν (мм2/с) при температуре 273 и 293 К;
3) минимальная среднемесячная температура грунта на глубине заложения оси трубопровода Т (К);
4) протяженность трубопровода L (км) (перевальные точки отсутствуют);
5) разность геодезических отметок ∆Z (м);
6) допустимое рабочее давление pдоп (МПа).
Исходные данные для каждого варианта приведены в приложении Г.
Расчетная температура транспортируемой нефти (нефтепродукта) принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти (нефтепродукта) на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускают расчетную температуру нефти (нефтепродукта) принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае:
, (1)
где L – полная протяженность трубопровода, м; li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Тi; n – количество участков.
Расчетная плотность нефти (нефтепродукта) при температуре Т=Тр:
ρт = ρ293+ ξ(293-Т) , (2)
где ρ293- плотность нефти (нефтепродукта) при 293 К, кг/м3; ξ = 1,825-0,001315.ρ293 – температурная поправка, кг/(м3.К).
Расчетная кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта) определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:
а) формула Вольтера (ASTM)
lglg(νт+0.8)=Аν+Вν . lgT, (3)
где νт – кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта), мм2/с; Аν и Вν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ν1 и ν2 при двух температурах Т1 и Т2.
; Аν =lglg(ν1+0,8) – В . lgТ1;
б) формула Филонова-Рейнольдса
νт=ν1 . exp[- u . (T-T1)], (4)
где u – коэффициент крутизны вискограммы,
.
Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода Np определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений, оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра. В приближении принимается равным Np = 350 суток в течение года [1].
Расчетная часовая производительность трубопровода (м3/ч) при ρ=ρт определяется по формуле
, (5)
где Gг- годовая (массовая) производительность трубопровода, млн. т/год; kнп – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной:
- для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему kнп = 1,05;
- для однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему kнп = 1,07;
- для однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов kнп = 1,10.
Ориентировочное значение внутреннего диаметравычисляется по формуле
, (6)
где w0 – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки (м/с), определяемая из графика (рис. 1).
![]() |
Рис.1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки