Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Содержание:

 

Введение………………………………………………………………………5

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода………………….6

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти….6

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления…………………………………………………………...6

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода…...………..7

1.4  Расчет прочности и устойчивости нефтепровода……………………...9

2.  Гидравлический расчёт трубопровода………………………………….13

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций………………………………………………………….13

2.2  Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода……15

3.  Определение оптимальных режимов работы нефтепровода………….16

3.1.  Графический метод…………………………………………………….16

3.2. Численный метод………………………………………………………..17

3.3 Определение рациональных режимов перекачки………………..……

Вывод…………………………………………………………………………

Список литературы…………………………………………………………..

 

Нефтепрово́д - инженерно-техническое комплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. В состав нефтепроводов входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Различают магистральные и промысловые нефтепроводы.

 

В 1863 году русский ученый Д. И. Менделеев  предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.

 

В конце 1878 года на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый российский нефтепровод протяженностью около 10 километров для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым инженером В.Г.Шуховым. Нефтепровод строился под его непосредственным техническим руководством. В дальнейшем Шухов разработал теоретические и практические основы проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов. В статье «Нефтепроводы» (1884) и в книге «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» (1894) В. Г. Шухов привёл точные математические формулы для описания процессов протекания по трубопроводам нефти, мазута, создав классическую теорию нефтепроводов. В.Г.Шухов был автором проектов первых российских магистральных нефтепроводов: Баку — Батуми (883 км, 1907), Грозный — Туапсе (618 км, 1928).

 

По магистральным нефтепроводам нефть и нефтепродукты транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5—6 Мн/см2 (50—60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутренних перекачек.

 

Основные параметры магистрального нефтепроводо : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты: катодную защиту, электрополяризованные протекторы, электродренаж. По всей длине нефтепровода устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекаченных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных нефтепроводов окупается в относительно короткие сроки (обычно 2—3 года)

 

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода

 

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Вычисляем значения кинематической вязкости [1, стр.6-36]

1. по формуле Вальтера

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам

 

,

,

,

,

 мм2/с;

 

2)по формуле Рейнольдса-Филонова 

Т.к Т2<Тр<Т1, 293К<275К<273К

Определяю крутизну вискограммы

 

 

 мм2/с

Вычисляем значение расчетной плотности нефти при Тр по формуле Д.И. Менделеева

 

,

,

где температурная поправка, кг/м3К

тогда,

кг/м3К,

кг/м3

                                        

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления. 

 Определим расчетную часовую  пропускную способность нефтепровода по формуле                              

м3/ч.

 

В соответствии с  найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия

0,8Qном<Qч<1,2 Qном,

2000 м3/ч <2529,715 м3/ч <3000 м3/ч

 

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80.

Напор магистрального насоса (D2= 425 мм) составит по формуле

Нмн(пн)=Н0+аQч –вQ ч2

Нмн=246,7–16,8х10-6х2529,7152=139,189 м,

 

Напор подпорного насоса (D2= 540 мм) составит

Нпн=79,7–10-6х2529,7152=73,301 м

 

Далее рассчитываю рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле

 

Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры

Р<Рдоп, где Рдоп=6,4 МПа.

Условие  4,211 МПа < 6,4 МПа выполняется.

 

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Внутренний  диаметр нефтепровода вычисляется по формуле

подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0 =1,69м/с (рис.3.3.1)

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода -  720 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в зависимости от производительности нефтепровода  Dн= 720 мм.

По [1] выбираем, что  для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3P-03-94 из стали марки 08 ГБЮ  (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510 МПа,  σт=350 МПа коэффициент надежности по материалу k1=1,4).

Перекачку предполагаю вести по системе «из насоса в насос», то nр=1,15; kн=1; m=0,9.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле

где расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;

nр - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;

Р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для  III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6;

 k1 - коэффициент надежности по материалу;

 kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.

Определяю расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной -8 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы

,

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам

                                                            

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ΔТ=92,84град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения sпр N по формуле

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле

Y1=

Пересчитываем толщину стенки из условия

Таким образом,  принимаем толщину стенки - 9 мм.

 

1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию . Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле

s

= =

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле

y

= =

Следовательно, y R = 0,579х327,86=189,831 МПа

Так как <189,831 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям çs ç y                                          и .

Вычисляем комплекс:    ,

где R2н= σт=350 МПа.

 Для проверки по деформациям  находим кольцевые напряжения  от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле

Вычисляем коэффициент y по формуле

y

Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле

s

= Dt± ,

принимая минимальный радиус изгиба 700 м;

s

= МПа

s

= МПа

164,229 МПа<350 МПа – условие

, выполняется.

0,679х350=237,65МПа 

  237,65 МПа > /-74,289/ МПа – условие   ç s ç y , выполняется;

237,65 МПа > /-286,17/ МПа – условие  ç s

ç y , не выполняется;

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение

=1291,576 м

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам

и

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле

,

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле

 

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам

,

 

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле

.

Следовательно

Определяем  продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле

Следовательно,

 

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении  в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству обеспечена

5,345МН<9,518МН;    5,345МН<55,241 МН.

 

Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем

;

.

По графику рис.3.5.1., находим βN=25,5.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам

,

.

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие

0,9х6,761х106=6,085 МН >5,345 МН

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

 

2.  Гидравлический расчёт трубопровода

 

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам

,

Определяем режим течения

 

Так как Re>2320, режим течения жидкости турбулентный.

Определим зону трения

Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ=0,05мм

Первое переходное число Ренольдса

 

 

Второе переходное число Ренольдса

Так как Re< ReI, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)

.

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле

.

Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле

,

,

.

Определяем расчетный напор одной станции по формуле

Расчетное число насосных станций определяем по формуле

.

Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга.  Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение ω и длину лупинга по формулам

.

.

Строю совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполню гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 1900 до 3100м3/ч с шагом 200 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОБЩИЕ  ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. При расчетах  по данной методике нефтепровод  считается изотермическим, если  при значениях минимальной и  максимальной температур нефти  на расчетном участке вязкости  отличаются не более чем на 10 %.

 

1.2. Под газонасыщенной  нефтью понимается нефть с растворенными в ней компонентами природного газа, для поддержания однофазного состояния которой требуется давление, превышающее атмосферное.

 

1.3. Под газосодержанием  понимается отношение объема  газа, приведенного к стандартным  условиям (760 мм. рт. ст., 293 К) к объему дегазированной нефти, из которой этот газ выделился.

 

1.4. Методика  определяет порядок гидравлического  расчета нефтепроводов для транспорта  газонасыщенных нефтей, но не  регламентирует методы их проектирования  и технологические режимы их  эксплуатации.

 

1.5. Условные  обозначения:

 

Н - суммарные потери напора на расчетном участке, м. ст. м.;

 

hтр - потери напора на трение на расчетном участке, м. ст. м.;

 

hмс - потери напора на преодоление местных сопротивлений, м. ст. м.;

 

?Z - алгебраическая разность высотных отметок конца и начала расчетного участка, м;

?Zр - разность высотных отметок максимального залива продукта в резервуарах станции с емкостью (или конечного пункта) и конца расчетного участка, м;

 

l - длина расчетного участка, м;

 

i - гидравлический уклон, м/м;

 

? - коэффициент  гидравлического сопротивления;

 

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

W - скорость движения жидкости в трубопроводе, м/с;

 

Wмс - расчетная скорость движения жидкости в местном сопротивлении, м/с;

 

g - ускорение силы тяжести, 9,81 м/с2;

 

Re - параметр Рейнольдса;

 

? - коэффициент  местного сопротивления;

 

 

? - поправочный  коэффициент;

 

v - коэффициент кинематической вязкости газонасыщенной нефти, м2/с;

 

? - плотность, кг/м3;

 

Q - объемный расход, м3/с;

 

G - массовый расход, кг/с;

 

 

Ф - газосодержание нефти, м3/м3;

 

Hст - требуемый напор станции непосредственно за регулятором давления, м. ст. ж.;

 

рст - требуемое давление станции за регулятором давления, н/м2;

 

ps - давление насыщения нефти при максимальной температуре на участке, н/м2;

 

pз - давление запаса над давлением насыщения нефти для предотвращения образования двухфазного потока, н/м2;

 

 

?h - подпор к основному насосу, обеспечивающий его бескавитационную работу, м. ст. ж.

 

Индексы «нд», «нг», «г» относятся соответственно к:

 

- дегазированной  нефти;

 

- газонасыщенной  нефти;

 

- газу.

 

2. ИСХОДНЫЕ  ДАННЫЕ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА

 

Для выполнения расчетов по настоящей методике необходимы следующие исходные данные:

 

1) производительность  нефтепровода по дегазированной нефти;

 

2) коэффициент  кинематической вязкости при  заданном газосодержании и расчетной  температуре;

 

3) плотность, дегазированной и газонасыщенной  нефти при расчетной температуре;

 

4) плотность  газа при стандартных условиях;

 

 

5) газосодержание  нефти;

 

6) внутренний  диаметр трубопровода или отдельных  его участков;

 

7) длина  трубопровода или отдельных участков  c различными диаметрами;

 

8) разность  геодезических отметок конца  иначала расчетного участка;

 

9) виды и  количество местных сопротивлений  в коммуникациях нефтеперекачивающей станции.

 

 

Исходные данные по характеристикам нефти и газа определяются по ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

3. Гидравлический  расчет нефтепровода

 

3.1. Расчетные  формулы позволяют определить:

 

требуемые напоры на нагнетательной стороне нефтеперекачивающей станции, необходимые для перекачки заданного количества дегазированной нефти;

 

расход газонасыщенной нефти при заданном расходе дегазированной нефти;

 

расход нефтепровода по газу, приведенный к стандартным условиям.

 

 

Расчет нефтепровода по данной методике производится в тех случаях, когда вязкость дегазированной и газонасыщенной нефтей отличаются не менее чем на 10 %.

 

Когда их отличие менее 10 %, расчет выполняется по вязкости дегазированной нефти.

 

3.2. Гидравлический расчет нефтепровода, предназначенного для транспортирования газонасыщенной нефти в однофазном состоянии при изотермических условиях, производится следующим образом.

 

При заданном массовом расходе нефтепровода по дегазированной нефти определяется объемный расход

 

(1)

 

 

Объемный расход газонасыщенной нефти находится по формуле

 

(2)

 

Суммарные потери напора на расчетном участке определяются по формуле

 

H = hтр + hмс + ?Z (3)

 

3.3. Потери  напора на трение находятся  по формуле

 

 

hтр= i · l (4)

 

3.3.1. При  работе станции на следующую  промежуточную нефтеперекачивающую  станцию длина расчетного участка  принимается от регуляторов давления  станции до входного патрубка  первого основного насоса следующей  станции.

 

3.3.2. При  работе станции на емкость следующей нефтеперекачивающей станции (или конечного пункта) длина расчетного участка принимается от регуляторов давления станции до наиболее удаленного резервуара станции с емкостью (или конечного пункта).

 

3.3.3. Гидравлический  уклон определяется по уравнению

 

(5)

 

 

где

 

(6)

 

3.4. Коэффициент  гидравлического сопротивления  определяется в зависимости от  значения параметра Рейнольдса

 

(7)

 

а) При значениях Re до 2040

 

 

(8)

 

б) При значениях Re от 2040 до 2800

 

? = (0,16Re - 13) · 10-4 (9)

 

в) При значениях Re более 2800 формулы определения ? для разных чисел Рейнольдса и предельные максимальные значения чисел Рейнольдса, ограничивающие область применения этих формул для труб различных диаметров, приведены в таблице 1.

 

3.5. Потери  напора на местные сопротивления  определяются по формуле

 

 

  (10)

 

Коэффициенты местных сопротивлений приведены в табл. 2, рис. 1 - 7.

 

Расчетная величина скорости Wмс находится по средней скорости потока с учетом режима течения по формуле

 

Wмс = ? · W (11)

 

Поправочный коэффициент ? равен:

 

 

для турбулентного режима ? = 1;

 

для ламинарного режима значение поправочного коэффициента ? определяется в зависимости от числа Рейнольдса (рис. 8.)

 

3.6. Требуемый  напор, развиваемый нефтеперерабатывающей станцией непосредственно за регулятором давления, находится по формулам.

 

3.6.1. При  работе на следующую промежуточную  нефтеперекачивающую станцию

 

(12)

 

 

3.6.2 При  работе на емкость следующей  нефтеперекачивающей станции или  конечного пункта)

 

(13)

 

3.7. Требуемое  давление, развиваемое нефтеперекачивающей  станцией, определяется по формуле

 

pст= Hст · ?нг · g (14)

 

3.8. Массовый  расход перекачиваемого по трубопроводу  газа находится по формуле

 

 

Gг= Qнд ·  Ф · ?г (15)

Коэффициенты гидравлических сопротивлений