Проект трубопровода
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
«ДАГЕСТАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине
«ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ГАЗА»
на тему:
«РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕПРОВОДА»
Выполнил: ст. 2 курса, Г123 гр., направления НГД
Эсенбулатов А.М.
Проверил: ст.преп. каф. НГД
Ахмадова Г.Ф.
Махачкала - 2012
Содержание
ВВЕДЕНИЕ
В 1865 году в США фирмой «Стандарт ойл» был построен первый в мире нефтепровод диаметром 50мм и длиной 6км.
Строительство первого в мире нефтепровода было осуществлено с целью сбить высокие железнодорожные тарифы на перевозку нефти.
Сама же идея транспортировки жидкостей по трубам не являлась новой.
Еще в пятом тысячелетии до нашей эры китайцы транспортировали воду по бамбуковым трубам на рисовые поля.
В древнеиндийском городе Мохенджо-Даростоки из некоторых домов отводились по глиняным трубам.
В древнем Египте добываемая из глубоких колодцев воды отводилась по деревянным, медным и свинцовым трубам.
В XI веке был сооружен водопровод из деревянных труб для подачи воды в Новгород из реки Волхов. Внутренний диаметр труб составлял 140мм, а наружный 300мм. Подобные деревянные водопроводы существовали и в других городах России, в частности в Бугуруслане и в Тюмени.
В 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопровода при перекачки нефти и нефтепродуктов,объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.
Спустя 15 лет на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый трубопровод протяженностью всего 12 км и диаметром в 75мм для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтепереробатывающие заводы Баку.
Проект трубопровода был разработан знаменитыми русскими инженерами В.Г. Шуховым. К концу прошлого столетия общая протяженность трубопроводов из районов Баку составляло 230 км, а их ежегодный объем перекачки – 1 млн. тонн.
1. Общая характеристика трассы нефтепровода
Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия и в настоящее время по удельному весу и объему грузопотоков неуклонно вытесняет водный и железнодорожный транспорт. Преимущества трубопроводного транспорта — это:
- дальность перекачки, высокая ритмичность, практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;
- возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;
- возможность работы в различных климатических условиях;
- возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;
- высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
- возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.
Именно эти преимущества позволяют с развитием сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.
Развитию сети трубопроводного транспорта послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с удаленностью месторождений от мест переработки и потребления нефти и газа. Выросли не только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов. В настоящее время почти вся добываемая нефть и природный газ транспортируются по магистральным трубопроводам, а так же большая часть продуктов их нефтепереработки.
Трубопроводы диаметром более 1000 мм занимают ведущее место, средняя дальность перекачки нефти и газа превышает 1000 км, длина отдельных трубопроводов достигает 4000…5000 км.
Газовая промышленность так же является непрерывной частью единой энергетической системы. В настоящее время создана единая автоматизированная система газоснабжения страны, в которой определяющее место занимает создание и внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами на магистральных газопроводах, нефтепроводах, продуктопроводах.
Недостатком трубопроводного транспорта является все же высокая стоимость строительства трубопроводов (соединительные детали трубопровода, переходы, трубы, запорная арматура), сложности прокладки в труднопроходимых районах, экологическая опасность, особенно при эксплуатации подводных переходов (дюкеров).
2. Гидравлический расчет
Исходные данные
Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:
перевальная точка отсутствует;
расчетная кинематическая вязкость ν = 0,5 смІ /сек;
средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации Δ= 0,077 мм.
Таблица 1 - Данные для гидравлического расчета
Параметры |
Вариант |
25 | |
v- скорость нефти в трубопроводе м/с |
1,97 |
Q - производительность, млн. т. /год |
70 |
L - длина трубопровода, км |
730 |
Δz=z2-z1 - разность отметок начала и конца нефтепровода, м |
820 |
ρ - средняя плотность, т/м3 |
0,839 |
P1 - давление насосной станции, кгс/см2 |
44 |
P2 - давление в конце участка, кгс/см2 |
1,6 |
δ - толщина стенки, мм |
15 |
t0 - температура при сварке замыкающего стыка, 0с |
-19 |
t0 - температура эксплуатации нефтепровода, 0с |
24 |
h0 - глубина заложения нефтепровода, м |
1.2 |
ρ и - радиус естественного изгиба нефтепровода, м |
1200 |
2.1 Секундный расход нефти:
, м3/с (1)
где Nг=350 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 820 мм и длиной свыше 500 км. [2]
м3/с.
2.2 Внутренний диаметр трубопровода
QЧ = Q/24∙350=8333, 3
D2=4∙QЧ/π∙v= 4∙8333, 3/3, 14∙1, 97=5388, 66
D=73,4 cм, округлим до 74 см
d = D - 2∙δ =740-2∙15 = 710 мм =0, 71 м………….(2)
2.3 Средняя скорость течения нефти по трубопроводу
рассчитывается по формуле
, м/с …………………...(3)
При дальнейшем расчете скорость берем из таблицы исходных данных.
2.4 Проверка режима течения
,………………………. (4)
Re > ReKp = 2320, режим течения нефти турбулентный.
Находим ReI и ReII.
,…………………………(5)
ε =Δ/d,……………………………..(6)
где ε - относительная шероховатость труб.
; ;
2320 < Re < ReI - зона гидравлически гладких труб.
2.5 Коэффициент гидравлического сопротивления опред..ляется для зоны гидравлически гладких труб
по формуле Блазиуса:
,…………………………..…………….(7)
2.6 Гидравлический уклон находим по формуле
, ……………………………………....(8)
2.7 Потери напора на трение в трубопроводе
……………………………................... (9)
м
Потери напора на местные сопротивления:
……………………………..................(
м
Полные потери напора в трубопроводе:
……………………………............ (11)
м
2.8 Напор, развиваемый одной насосной станцией
,……………………………..................
м
3. Определение количества
3.1. Необходимое число насосных станций
=8…………………………….................
3.2 Округляем число станций в большую сторону n1 = 8.
Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова. Из точки начала нефтепровода в масштабе высот откладываем напор, развиваемый всеми тремя станциями
ΣНст=505, 3*8=4042,4 м.
Полученную точку соединяем с точкой конца нефтепровода прямой линией. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, т.к округление станций сделано в большую сторону.
Прямую суммарного напора всех станций делим на равные части. Из точек деления проводим линии, параллельные наклонной прямой. Точки пересечения с профилем дают местоположение насосных станций от первой до восьмой
Рисунок 1 - Расстановка станций по методу В.Г. Шухова
Фактическая производительность:
………………………………… (14)
где m=0,25 - коэффициент Лейбензона для зоны гидравлически гладких труб. [2]
м3/с
Фактическая производительность больше расчетной на 4,2%.
3.3. Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре
…………………………….(15)
На рис.1 линии падения напора изображены сплошными линиями.
3.4 Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n2 = 7
В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали.
Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:
,……………………………..............(16)
Необходимая длина лупинга:
,……………………………..............(17)
4. Расчет толщины стенки нефтепровода
Размещение лупинга для этого случая производится следующим образом. Откладываем в масштабе высот отрезок 0М, представляющий собой суммарный напор пяти станций. Далее в точках М и B, как в вершинах, строим параллелограмм гидравлических уклонов. Стороны параллелограмма параллельны линиям nt и kt треугольников гидравлических уклонов (рис.2). Отрезки en и ek представляют потерю напора на стокилометровом участке трубопровода (отрезок et). Отрезок 0М делим на пять равных частей (по числу станций) и из точек деления строим подобные параллелограммы со сторонами, параллельными первому. Точки пересечения сторон параллелограмма с профилем определяют зоны расположения станций.
Рисунок 2 - Расстановка лупингов по методу В.Г. Шухова
Расчетная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:
,…………………………………….(18)
где n=1,1 - коэффицент надежности по нагрузке;
p = 4,4 МПа - рабочее давление;
Dн = 0,74 м - наружный диаметр трубы;
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) определим по формуле:
…………………………………..(19)
где m = 0,9 - коэффицент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85*;
kн = 1,0 - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по справочным данным [2];
k1 = 1,34 - коэффициент надежности по материалу, прнимаемый по справочным данным[2];
σвр = 550 МПа - нормативное сопротивление растяжению металла труб.
Тогда
369,4 МПа
0,00478 м ≈ 4 мм
С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 7 мм.
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:
,……………………………………(20)
где
,……………………..(21)
Величина продольных сжимающих напряжений равна:
,………………………………. (22)
-84,22 МПа
Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений.
Поэтому вычисляем коэффициент ψ1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
Пересчитываем толщину стенки нефтепровода:
0,005489м ≈ 5 мм
Таким образом, ранее принятая толщина стенки равная δ = 0,005 м может быть принята как окончательный результат.
С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 8 мм.
5. Проверка прочности и устойчивости трубопровода
5.1 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении
Проверку на прочность трубопровода в продольном направлении следует производить из условия (согласно [2]):
,…………………………………...(23)
где sпр. N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;
y2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (sпр.N³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр. N < 0) определяемый по формуле:
,………………….(24)
Кольцевые напряжения от внутреннего давления найдем по формуле:
214,77 МПа
Тогда
Величина продольных сжимающих напряжений равна:
…………………………..….(25)
МПа
МПа
Получили |-44.33 |≤ 256,73- условие устойчивости выполняется.
5.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформации (по 2 условиям)
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:
……………………………… (26)
……………………………………...(27)
где - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;
y3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле:
,…….. (28)
Согласно исходным данным σт =380 МПа - нормативное сопротивление равное минимальному значению предела текучести.
Для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле:
,………………..….(29)
где ρ - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.
Нормативное значение кольцевых напряжений найдем по формуле:
МПа,…… ……. (30)
Находим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
Находим максимальные продольные напряжения в трубопроводе, подставляя в формулу в первом случае знак “минус", а во втором “плюс”:
21,69 МПа
-105,34 МПа
Дальнейший расчет ведем по наибольшему по модулю напряжению.
Вычисляем комплекс:
228МПа
Получаем, что 21,69< 228 МПа, то есть I условие не выполняется.
II условие: выполняется, так как 195,25< 509,2 МПа.
5.3 Проверка общей устойчивости трубопровода
Для глинистого грунта принимаем Сгр=20 кПа, φгр=160, γгр=16800 Н/м3 по справочным данным [1, стр.112].
Находим внутренний диаметр по формуле (2), площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:
0,0341475 м2……........(31)
2,13·10-3 м2…………...(32)
Продольное осевое усилие в сечении трубопровода найдем по формуле:
(33)
5389272 Н
Нагрузка от собственного веса металла трубы по формуле:
,…………………….(33)
где nc.в. - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; γм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали γм = 78500 Н/м3; Dн, Dвн - соответственно наружный и внутренний диаметры трубы.
2948,63 Н/м.
Нагрузка от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины:
3538,05 Н/м;…(34)
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:
…(35)
где Kип, Коб - коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичной изоляции Kип=1; при однослойной изоляции (обертке) Kип (Kоб) =2,30;
δип, ρип - соответственно толщина и плотность изоляции;
δоб, ρоб - соответственно толщина и плотность оберточных материалов;
Для изоляции трубопровода лентой и оберткой “Полилен” (толщина δип=δоб=0,635 мм, плотность ленты “Полилен” ρип=1046 кг/м3, плотность обертки “Полилен” ρип=1028 кг/м3) имеем:
75,93 Н/м.
Таким образом, нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью определится по формуле:
6602,6 Н/м;
Среденее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом найдем по формуле:
……………..(36)
где nгр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;
γгр - удельный вес грунта, для глины γгр=16800 H/м3;
h0 - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;
qтр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода;
19685,2 Па;
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле:
(38)
24921,3 Па;
Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины определим по формуле:
………………….(37)
17944,5 Па;
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находим по формуле:
……………………………..(38)
54,6МН;
Находим произведение: 3,55МН;
Получили 5,38 < 21,053 MH - условие общей устойчивости выполняется. Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:
,………………………………(39)
где k0 = 25 МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии.
199,466 МН;
179,5 МН;
5,38 < 179,5
В случае упругой связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.
Заключение
В процессе выполнения курсового проекта нами были решены конкретные индивидуальные задачи с привлечением комплекса знаний, полученных при изучении профильных дисциплин.
В ходе выполнения работы провели гидравлический расчет нефтепровода по исходным данным:
осуществили гидравлический расчет с дальнейшим определением насосных станций и их размещения на участке в 730 км разместили 8 насосных станций разбив участок на 91.25 км
внутренний диаметр нефтепровода.
определили секундный расход нефти и среднюю скорость течения нефти по трубам.
определили коэффициент гидравлического сопротивления для гидравлически гладких труб и гидравлический уклон.
произвели расчет толщины стенки нефтепровода, так же бала проведена проверка на прочность и устойчивость трубопровода.
Проверка обшей устойчивости трубопровода.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО “Дизайн-ПолиграфСервис", 2002. - 658 с. Н.А Еременко «геология нефти и газа». Р.А Алиев, В.Д Белоусов, А.Г Немудров, В.А. Юфин, Е.И. Яковлев «трубопроводный транспорт нефти и газа».
- СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.
- Кабин Д.Д., Григоренко П.П., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. - М.: Недра. 1995. - 246 с.
- Трубопроводный транспорт нефти: Учебник для вузов: В 2 т. / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под ред. С.М. Вайнштока. - М.: Недра, 2002. А.Е. Ковешников «геология нефти и газа»
