Технологический расчет участка магистрального нефтепровода

Министерство образования Российской Федерации 
Российский государственный университет

нефти и газа им И.М. Губкина

 

Кафедра проектирования и эксплуатации газонефтепроводов 

 
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

на тему:

 

 

«Технологический расчет участка  
магистрального нефтепровода»

 

 

Курсовой проект выполнил:

студент группы ЗН-11-2

Гостев А.И.

 

Руководитель курсового проекта: 
профессор кафедры 
проектирования и эксплуатации 
газонефтепроводов 
А.В. Шибнев

 

Москва 2015 

Содержание:

 

1.	Исходные данные для технологического проектирования	4
2.	Расчет пропускной способности нефтепровода	4
3.	Приближенный гидравлический расчет	5
3.1.	Расчет диаметра нефтепровода	7
3.2.	Расчет плотности и вязкости нефти	8
3.3.	Расчет гидравлического уклона	13
4.	Выбор основного оборудования	15
5.	Технико-экономические показатели	19
6.	Уточненный (технологический) расчет нефтепровода	21
6.1.	Расстановка НПС на технологическом участке длиной L=404 км	21
6.2.	Раскладка труб по толщине стенки	22
6.3.	Уточненный гидравлический расчет	27
6.4.	Уточнённый теплогидравлический расчет нефтепровода	29
6.5.	Определение плотности и вязкости нефти для летних и зимних условий	30
6.6.	Уточнённый гидравлический расчет для зимних и летних условий	32
6.7.	Регулирование режима путем обточки колес на зимние условия.	33
6.8.	Регулирование режима путем обточки колес на летние условия	38
7.	Режим работы при отключенной НПС-3	43
8.	Список использованной литературы	46

 

 

 

 

 

1. Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.

Показатель	Значение
Годовой объём перекачки, [млн.т.]	30
Способ прокладки нефтепровода	подземный (1-ый тер-риториальный район)
Плотность перекачиваемой нефти при температуре 20°С, [кг ×	855
Коэффициент кинематической вязкости нефти при температуре 0°С, [сСт]	27
Коэффициент кинематической вязкости нефти при температуре 20°С, [сСт]	18
Минимальная температура грунта на глубине 1,0 м, °С]	-3
Минимальная температура грунта на глубине 1,6 м, °С]	-1
Максимальная температура грунта на глубине 1,0 м, °С]	15
Максимальная температура грунта на глубине 1,6 м, °С]	10
Длина участка нефтепровода, [км]	404

 

 

2. Расчет пропускной способности нефтепровода.

Пропускная способность нефтепровода Q определяется по формуле:

, где:

G – годовой объём перекачки  нефти;

350 – Расчетное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы по [6];

- коэффициент  неравномерности перекачки, подбирается  согласно п. 6.8.3. [2], так для однониточного нефтепровода, по которому нефть подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы, =1,07.

 тонн/час.

 

 

3. Приближенный гидравлический расчет

Чтобы значение пропускной способности нефтепровода было в [], необходимо вычислить расчетную плотность нефти по формуле согласно []:

, где:

  - расчетная плотность  нефти по месяцам, определяется по формуле:

, где:

- плотность перекачиваемой нефти при температуре 20°С;

- коэффициент объемного расширения нефти, согласно [] (таблица 4.4.) при r=855 кг ×,  .

Предварительно принимается глубина середины диаметра трубопровода равной 1,6 метром, таким образом, согласно исходным данным минимальная температура грунта в январе месяце, а максимальная температура грунта в июле.

По синусоидному графику на рисунке 1 определяют значения температур по каждому месяцу, так среднемесячная температура грунта по месяцам на глубине 1,6 метров показана в таблице 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1. График зависимости температур по месяцам года.

Таблица 1. Среднемесячная температура грунта по месяцам на глубине 1,6 м.

Месяц	Значение , [°С]	Месяц	Значение , [°С]
Январь	-1	Июль	10
Февраль	-0,263	Август	9,263
Март	1,75	Сентябрь	7,25
Апрель	4,5	Октябрь	4,5
Май	7,25	Ноябрь	1,75
Июнь	9,263	Декабрь	-0,263

 

Соответственно, подставив значения температур, получают расчетные плотности нефти по месяцам, показано в таблице 2.

 

 Таблица 2. Расчетная плотность нефти по месяцам на глубине 1,6 м.

Месяц	Значение , [кг ×	Месяц	Значение , [кг ×
Январь	869,92	Июль	862,10
Февраль	869,397	Август	862,63
Март	868,00	Сентябрь	864,0589
Апрель	866,013	Октябрь	866,013
Май	864,059	Ноябрь	867,967
Июнь	862,63	Декабрь	869,397

 

Средняя расчетная плотность нефти определяется по формуле:

  866,01 кг ×

Пропускная способности нефтепровода в единицу измерения :

= 4 412,684 = 1,2257

 

 

 

 

3.1.Расчет диаметра нефтепровода.

Согласно [1] (рис. 5.1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода), предварительно подбирают три варианта нефтепровода исходя из скорости перекачки:

Вариант 1 –скорость движения нефти в нефтепроводе 1,6 м/сек:

;

Диаметр нефтепровода определяют из формулы:

;

 м

по сортаменту подбирают трубопровод с наружным диаметром:

D=1020 мм.

Тогда пропускная способность данного нефтепровода составит:

;

Вариант 2 –скорость движения нефти в нефтепроводе 2,0 м/сек:

;

Диаметр нефтепровода определяют из формулы:

;

м

по сортаменту подбирают трубопровод с наружным диаметром:

D=920 мм,

тогда пропускная способность данного нефтепровода составит:

;

Вариант 3 –скорость движения нефти в нефтепроводе 2,5 м/сек:

;

Диаметр нефтепровода определяют из формулы:

;

м

по сортаменту подбирают трубопровод с наружным диаметром:

D=820 мм,

тогда пропускная способность данного нефтепровода составит:

;

 

2. Расчет плотности и вязкости нефти.

Для трёх вариантов производят расчет плотности нефти по вязкости исходя из ежемесячной температуры грунта на уровне оси залегания нефтепровода:

Вариант 1 ():

Согласно п.5.1. [5], при условном диаметре 1000 мм и более (до 1400 мм) заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать не менее 1,0 м.

Тогда глубина залегания оси трубопровода составит:

;

В соответствии с п.6 [2], определяют расчетную вязкость, плотность и температуру перекачиваемой нефти.

Cреднемесячная температура грунта по месяцам на глубине 1,51 метров показана в таблице 3.

Таблица 3.Среднемесячная температура грунта по месяцам на глубине1,51 м.

Месяц	Значение , [°С]	Месяц	Значение , [°С]
Январь	-1,30	Июль	10,75
Февраль	-0,49	Август	9,94
Март	1,71	Сентябрь	7,74
Апрель	4,73	Октябрь	4,73
Май	7,74	Ноябрь	1,71
Июнь	9,94	Декабрь	-0,49

 

Соответственно, подставив значения температур, получают расчетные плотности нефти по месяцам, показано в таблице 4.

 

 Таблица 4. Расчетная плотность нефти по месяцам на глубине 1,51 м.

Месяц	Значение , [кг ×	Месяц	Значение , [кг ×
Январь	870,13	Июль	861,57
Февраль	869,56	Август	862,15
Март	867,99	Сентябрь	863,71
Апрель	865,85	Октябрь	865,85
Май	863,71	Ноябрь	867,99
Июнь	862,15	Декабрь	869,56

 

Средняя расчетная плотность нефти составит:

= 865,85 кг ×

Вязкость нефтей зависит от температуры, увеличиваясь с ее понижением. Для выражения зависимости вязкости от температуры наибольшее применение для практических расчетов получила формула Рейнольдса – Филонова:

, где:

K – коэффициент крутизны вискограммы;

 – кинематическая  вязкость при температуре 20°С.

,

согласно исходным данным:

, ;

, ;

.

Производят расчет вязкости нефти по формуле Рейнольдса – Филонова для каждого месяца по найденным температурным данным, их значения показаны в таблице 5.

 

 

 

Таблица 5. Зависимость температуры грунта от вязкости нефти по месяцам на глубине 1,51 м.

Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]	Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]
Январь	-1,30	27,72	Июль	10,75	21,71
Февраль	-0,49	27,27	Август	9,94	22,07
Март	1,71	26,08	Сентябрь	7,74	23,08
Апрель	4,73	24,53	Октябрь	4,73	24,53
Май	7,74	23,08	Ноябрь	1,71	26,08
Июнь	9,94	22,07	Декабрь	-0,49	27,27

Согласно п.6.7.1. [2], находят годовую расчетную вязкость:

.

Вариант 2 ():

Согласно п.5.1. [5], при условном диаметре менее 1000 мм заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать не менее 0,8 м.

Тогда глубина залегания оси трубопровода составит:

;

В соответствии с п.6 [2], определяют расчетную вязкость, плотность и температуру перекачиваемой нефти.

Cреднемесячная температура грунта по месяцам на глубине 1,26 метров показана в таблице 6.

Таблица 6.Среднемесячная температура грунта по месяцам на глубине1,26 м.

Месяц	Значение , [°С]	Месяц	Значение , [°С]
Январь	-2,13	Июль	13,83
Февраль	-1,13	Август	11,83
Март	1,61	Сентябрь	9,09
Апрель	5,35	Октябрь	5,35
Май	9,09	Ноябрь	1,61
Июнь	11,83	Декабрь	-1,13

Соответственно, подставив значения температур, получают расчетные плотности нефти по месяцам, показано в таблице 7.

 Таблица 7. Расчетная плотность нефти по месяцам на глубине 1,26 м.

Месяц	Значение , [кг ×	Месяц	Значение , [кг ×
Январь	870,73	Июль	860,09
Февраль	870,01	Август	860,80
Март	868,07	Сентябрь	862,75
Апрель	865,41	Октябрь	865,41
Май	862,75	Ноябрь	868,07
Июнь	860,80	Декабрь	870,01

 

Средняя расчетная плотность нефти составит:

= 865,41 кг ×

Производят расчет вязкости нефти по формуле Рейнольдса – Филонова для каждого месяца по найденным температурным данным, их значения показаны в таблице 8.

Таблица 8. Зависимость температуры грунта от вязкости нефти по месяцам на глубине 1,26 м.

Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]	Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]
Январь	-2,13	28,19	Июль	13,83	20,81
Февраль	-1,13	27,62	Август	11,83	21,24
Март	1,61	26,13	Сентябрь	9,09	22,45
Апрель	5,35	24,22	Октябрь	5,35	24,22
Май	9,09	22,45	Ноябрь	1,61	26,13
Июнь	11,83	21,24	Декабрь	-1,13	27,62

 

Согласно п.6.7.1. [2], находят годовую расчетную вязкость:

.

Вариант 3 ():

Согласно п.5.1. [5], при условном диаметре менее 1000 мм заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать не менее 0,8 м.

Тогда глубина залегания оси трубопровода составит:

;

В соответствии с п.6 [2], определяют расчетную вязкость, плотность и температуру перекачиваемой нефти.

Cреднемесячная температура грунта по месяцам на глубине 1,26 метров показана в таблице 9.

Таблица 9.Среднемесячная температура грунта по месяцам на глубине1,21 м.

Месяц	Значение , [°С]	Месяц	Значение , [°С]
Январь	-2,30	Июль	13,25
Февраль	-1,26	Август	12,21
Март	1,59	Сентябрь	9,36
Апрель	5,48	Октябрь	5,48
Май	9,36	Ноябрь	1,59
Июнь	12,21	Декабрь	-1,26

 

Соответственно, подставив значения температур, получают расчетные плотности нефти по месяцам, показано в таблице 10.

 Таблица 10. Расчетная плотность нефти по месяцам на глубине 1,21 м.

Месяц	Значение , [кг ×	Месяц	Значение , [кг ×
Январь	870,84	Июль	859,80
Февраль	870,104	Август	860,54
Март	868,10	Сентябрь	862,558
Апрель	865,32	Октябрь	865,32
Май	862,558	Ноябрь	868,082
Июнь	860,54	Декабрь	870,104

 

 

Средняя расчетная плотность нефти составит:

= 865,32 кг ×

Производят расчет вязкости нефти по формуле Рейнольдса – Филонова для каждого месяца по найденным температурным данным, их значения показаны в таблице 10.

Таблица 10. Зависимость температуры грунта от вязкости нефти по месяцам на глубине 1,21 м.

Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]	Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]
Январь	-2,30	28,29	Июль	13,25	20,64
Февраль	-1,26	27,70	Август	12,21	21,08
Март	1,59	26,14	Сентябрь	9,36	22,33
Апрель	5,48	24,16	Октябрь	5,48	24,16
Май	9,36	22,33	Ноябрь	1,59	26,14
Июнь	12,21	21,08	Декабрь	-1,26	27,70

 

Согласно п.6.7.1. [2], находят годовую расчетную вязкость:

.

 

3. Расчет гидравлического уклона.

 

Гидравлические расчеты трёх вариантов нефтепроводов в соответствии с Приложением А [2], производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра.

Предварительно принимают толщину стенки трубопровода равной 8 мм.

Так как при подборе трёх вариантов диаметров нефтепровода из условия скорости движения жидкости 1,6; 2,0; 2,5 м/сек, полученные значения диаметров при подборе стандартных труб были увеличены, возникает необходимость пересчета скорости движения жидкости с учетом толщины стенки трубопровода:

,

,

.

 

Требования по скорости движения нефти по магистральным нефтепроводам, указанные в п.6.9 [2] выполняются, следовательно можно проводить дальнейший расчет по трём вариантам нефтепроводов.

Для определения потерь напора в трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся числом Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода.

 

Величину числа Рейнольдса вычисляют по формуле:

  , где D – внутренний диаметр трубопровода;

Далее вводят индекс каждого из вариантов нефтепровода:

1 вариант, нефтепровод диаметром 1020 мм - индекс 1020;

2 вариант, нефтепровод диаметром 920 мм – индекс 920;

3 вариант, нефтепровод диаметром 820 мм – индекс 820.

.

.

.

 

Коэффициент гидравлического сопротивления определяют в зависимости от величины числа Рейнольдса и определяют по формулам п.А.2 [2] предварительно определив в каком диапазоне находится величина числа Рейнольдса.

Коэффициент гидравлического сопротивления для всех вариантов определяют по формуле А.3 [2]:

.

.

.

Гидравлический уклон определяеют по формуле (согласно п.А.2 [2]):

, где:

g – ускорение силы тяжести;

v – скорость движения  жидкости.

Таким образом:

,

,

.

 

4. Выбор основного оборудования.

 

Производят расчет потерь по длине нефтепровода:

, где:

L – длина нефтепровода, ;

высотные отметки конца и начала нефтепровода;

1,02 – коэффициент зависящий от шероховатости труб;

=1 038,00 м;

;

.

В зависимости от пропускной способности, подбираем (для трёх диаметров) насос НМ 5000-210 с двигателем СТД-3200-2, технические характеристики показаны на рисунке 2 согласно [4].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2. Технические характеристики насоса НМ 5000-210.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3. Графики зависимостей Q-H, Q-N и Q-КПД насоса НМ 5000-210.

По  рисунку 3 видно, что при подаче 4 412,68 м3/час, дифференциальный напор составит 221 м.

 

Принимается типовая схема:

3 рабочих насоса НМ 5000-210 соединённых параллельно и 1 резервный насос.

Дифференциальный напор НПС насосов составит:

.

На головной перекачивающей станции, где имеется резервуарный парк, необходимо создать подпорное давление.

Расчет необходимого подпора для насоса НМ 5000-210:

,  где:

 – давление  насыщенных паров, выбирается из  диапазона от 10 кПа до 500 кПа, примем  = 35 кПа;

- допускаемый кавитационный запас (при работе на воде), по рисунку 2 для насоса НМ 5000-210, ,

,

.

Принимается значение подпора для насоса НМ 5000-210 равное 47 м.

 

Подбирается подпорный насос НПВ 3600-90-М - центробежный вертикальный двухкорпусной секционного типа с предвключенным колеcом и торцовым уплотнением патронного типа c двигателем ВАОВ-5К-1250-6 УХЛ1.

 

Принимается типовая схема соединения подпорных насосов:

2 рабочих насоса НМП 2500-74 соединённых параллельно и 1 резервный подпорный насос. В качестве привода насоса выступает электродвигатель ДС 118/44-6. Основные характеристики насоса НМП 2500-74 показаны на рисунке 4.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4. Технические характеристики насоса НМП 2500-74.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5. Графики зависимостей Q-H, Q-N и Q-КПД насоса НМП 2500-74.

По  рисунку 5 видно, что при подаче 2 206,34 м3/час, дифференциальный напор подпорных насосов составит 75 м.