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:

Технологический расчет магистрального нефтепровода - student2.ru , (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)=Аνν . 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.

Технологический расчет магистрального нефтепровода - student2.ru ; Аν =lglg(ν1+0,8) – В . lgТ1;

б) формула Филонова-Рейнольдса

νт1 . exp[- u . (T-T1)], (4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, Технологический расчет магистрального нефтепровода - student2.ru

Технологический расчет магистрального нефтепровода - student2.ru .

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

Технологический расчет магистрального нефтепровода - student2.ru , (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

Технологический расчет магистрального нефтепровода - student2.ru , (6)

где w0 – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки (м/с), определяемая из графика (рис. 1).

 
  Технологический расчет магистрального нефтепровода - student2.ru

Рис.1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

Наши рекомендации