Расчет основных характеристик нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru

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,

Эсенбулатов А.М.

Проверил: ст.преп. каф. НГД

Ахмадова Г.Ф.

Махачкала - 2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОВОДА

2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА

2.1 Секундный расход нефти

2.2 Внутренний диаметр трубопровода

2.3 Средняя скорость течения нефти по трубопроводу

2.4 Проверка режима течения

2.5 Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб

2.6 Гидравлический уклон находим по формуле

2.7 Потери напора на трение в трубопроводе

2.8 Напор, развиваемый одной насосной станцией

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ

3.1 Необходимое число насосных станций

3.2 Округляем число станций в большую сторону

3.3 Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре

3.4 Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону

4. РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ НЕФТЕПРОВОДА

5. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДА

5.1 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

5.2 Проверка на предотвращение недопустимыхпластических деформации

5.3 Проверка общей устойчивости трубопровода

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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. расчет нефтепровод насосный гидравлический

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 НЕФТЕПРОВОДА

Исходные данные

Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:

перевальная точка отсутствует;

расчетная кинематическая вязкость н = 0,5 смІ /сек;

средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации Д= 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
Дz=z2-z1 - разность отметок начала и конца нефтепровода, м	820
с - средняя плотность, т/м3	0,839
P1 - давление насосной станции, кгс/см2	44
P2 - давление в конце участка, кгс/см2	1,6
д - 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
с и - радиус естественного изгиба нефтепровода, м	1200

2.1 Секундный расход нефти:

, м³/с (1)

где N_г=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

Q_Ч = Q/24•350=8333, 3

D²=4•Q_Ч/р?v= 4?8333, 3/3, 14?1, 97=5388, 66

D=73,4 cм, округлим до 74 см

d = D - 2?д =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 > Re_Kp = 2320, режим течения нефти турбулентный.

Находим Re_I и Re_II.

,…………………………(5)

е =Д/d,……………………………..(6)

где е - относительная шероховатость труб.

; ;

2320 < Re < Re_I - зона гидравлически гладких труб.

2.5 Коэффициент гидравлического сопротивления определяется 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:

……………………………..................(10)

м

Полные потери напора в трубопроводе:

……………………………............ (11)

м

2.8 Напор, развиваемый одной насосной станцией

,……………………………..................(12)

м



3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ

3.1 Необходимое число насосных станций

=8…………………………….................(13)

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

УН_ст=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;

D_н = 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*;

k_н = 1,0 - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по справочным данным [2];

k₁ = 1,34 - коэффициент надежности по материалу, прнимаемый по справочным данным[2];

у_вр = 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 ш₁, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

Пересчитываем толщину стенки нефтепровода:

0,005489м ? 5 мм

Таким образом, ранее принятая толщина стенки равная д = 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 _{пр. N} - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (_пр.N 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (_{пр. 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;

₃ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле:

,…….. (28)

Согласно исходным данным у_т =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 с - 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 С_гр=20 кПа, ц_гр=16⁰, г_гр=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 n_c.в. - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; г_м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали г_м = 78500 Н/м³; D_н, D_вн - 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 K_ип, К_об - коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичной изоляции K_ип=1; при однослойной изоляции (обертке) K_ип (K_об) =2,30;

д_ип, с_ип - соответственно толщина и плотность изоляции;

д_об, с_об - соответственно толщина и плотность оберточных материалов;

Для изоляции трубопровода лентой и оберткой “Полилен” (толщина д_ип=д_об=0,635 мм, плотность ленты “Полилен” с_ип=1046 кг/м³, плотность обертки “Полилен” с_ип=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 n_гр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;

г_гр - удельный вес грунта, для глины г_гр=16800 H/м³;

h₀ - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;

q_тр - 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

1. 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».

2. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.

3. Кабин Д.Д., Григоренко П.П., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. - М.: Недра. 1995. - 246 с.

4. 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»

Размещено на Allbest.ru

...