Разработка проекта нефтепровода транспорта нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Факультет Горно-нефтяной Кафедра «Нефтегазовые технологии»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций»

Тема проекта: «Проект нефтепровода транспорта нефти с Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

Выполнила

Шумкова Д. Н.

Руководитель

Кукьян А.А.

Пермь 2016

Реферат

Курсовой проект содержит 29 страниц машинописного текста, 9 таблиц, 3 рисунка и 10 источников.

Нефть, трубопровод, трубопроводный транспорт.

Приведены результаты проверочного расчета толщины стенки нефтепровода, прочностного и гидравлического расчета трубопроводного транспорта нефти на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» с 2016 по 2032 гг.

Гидравлическим расчётом установлено, что давление на В. Пашковском участке будет возрастать, и достигнет максимума в 2017 году, а далее - будет отмечаться его снижение и приближение к начальному значению.

Содержание

Введение

1. Исходные данные

1.1 Принципиальная схема транспорта нефти ЗАО «Кама-Ойл» ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

1.2 Перспективный план добычи и транспорта нефти

1.3 Геолого-орографическая характеристика трассы нефтепровода ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

1.4 Физико-химическая характеристика транспортируемой жидкости

1.5 Продольный профиль трубопровода

2. Поверочный расчет толщины стенки нефтепровода

2.1 Проверка подземного трубопровода на прочность

2.2 Гидравлический расчёт нефтепровода на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино»

Заключение

Список литературы

Введение

Режимы работы нефтепровода определяются подачей и напором насосов перекачивающей станции в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое изменение приводит к смене режима работы и обуславливает необходимость контроля и регулирования.

Перспективные расчеты основных технологических параметров работы трубопровода позволяют оптимизировать процесс перекачки, а значит - увеличить показатели долговечности, безотказности и экономичности, что сегодня является главной задачей любого предприятия и экономики страны в целом.

Согласно техническому заданию ЗАО «Кама-Ойл», по нефтепроводу ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» будет осуществляться транспорт нефти с поступлением дополнительного объёма с Пашковского участка, что приведёт к изменению давления в начальной точке трубопроводной системы.

Необходимо спрогнозировать характер изменения начального давления и выявить факторы, оказывающие на него непосредственное влияние. На сегодняшний день вопрос является актуальным и требует решения.

1. Исходные данные

Исходными данными для расчета и анализа транспорта нефти служат:

- принципиальная схема транспорта нефти;

- продольные и поперечные размеры трубопроводов;

- значение давления в точке врезки (ПК286);

- перспективный план добычи нефти;

- геолого-орографическая характеристика трасс трубопроводов;

- продольные профили трассы трубопроводов;

- физико-химическая характеристика транспортируемой жидкости.

Практически все исходные данные для моделирования были предоставлены ЗАО «Кама-Ойл».

1.1 Принципиальная схема транспорта нефти ЗАО «Кама-Ойл» ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

Принципиальная технологическая схема транспорта нефти, согласованная с ЗАО «Кама-Ойл», приведена на рис. 1.

Транспорт нефти предусмотрено осуществлять с ДНС «Жилинское» на НГСП «Чашкино» по стальному трубопроводу общей протяжённостью 30,2 км. Рассматриваемый участок проложен из труб диаметром 219x6 мм.

На рассматриваемом трубопроводе выполнены две врезки: на ПК 193 от Бельского участка и на ПК 286 от В. Пашковского участка Проворовского месторождения.

С Бельского участка нефть транспортируются по стальному трубопроводу длиной 2,62 км диаметром 159x5 мм.

С Проворовского месторождения (В. Пашковский участок) транспорт нефти осуществляется по стальному трубопроводу длиной 10,756 км диаметром 159x6 мм, с рабочим давлением Рраб = 7,6 атм.

1.2 Перспективный план добычи и транспорта нефти

Перспективный план добычи и транспорта нефти ЗАО «Кама-Ойл» на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» на 2016-2032 гг. приведен в табл. 1.

По данным расхода нефти и воды найдём расход жидкости по формуле [1]:

Qж = Qв+ Qн; тыс. т/год

где, Qн - расход нефти, тыс. т/год, Qв - расход воды, тыс. т/год

Результаты расчета приведены в перспективном плане добычи и транспорта нефти на Проворовском месторождении в табл.1.

1.3 Геолого-орографическая характеристика трассы нефтепровода ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

Климатические данные

Район согласно СНиП 23-1-99*[1] относится к IB строительно-климатическому району.

Характеристика климата участка работ приведена по метеостанции Березники. Недостающие данные приведены по метеостанции Соликамск.

Климат рассматриваемой территории континентальный, с холодной продолжительной зимой, теплым, но сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками.

Средняя годовая температура воздуха составляет плюс 1,3єС по метеостанции Березники, плюс 0,8єС по метеостанции Соликамск. Средняя температура января составляет минус 15,4єС по метеостанции Березники, минус 15,7єС по метеостанции Соликамск.

Абсолютный минимум температуры составил минус 48єС по данным метеостанции Березники и минус 50єС по данным метеостанции Соликамск. Абсолютный максимум температуры составил плюс 34єС по данным метеостанции Березники и плюс 36єС по данным метеостанции Соликамск.

Среднегодовая относительная влажность воздуха по району составила 77% (по данным метеостанции Соликамск).

Средняя из наибольших высот снежного покрова на открытом (полевом) участке составляет 60 см, максимальная высота снежного покрова - 81 см, минимальная - 34 см (по метеостанции Соликамск). Согласно районированию территории по весу снегового покрова район изысканий относится к V району.

Оценка существующего состояния территории и геологической среды

Геолого-литологический разрез следующий (сверху вниз):

Четвертичная система Q

Почвенно-растительный слой (pQ) встречен по всей трассе, толщиной слоя 0,2-0,3 м.

Насыпной грунт tQ представлен суглинком коричневым, полутвёрдым, с гравием и песком до 30-50%. Встречен при пересечении автодорог. Грунт слежавшийся, отсыпан сухим способом, давность отсыпки- более 5 лет. Толщина насыпного грунта- 0,8-1,0 м.

Аллювиально-биогенные отложения abQ

Суглинок тяжелый пылеватый, легкий пылеватый серый, тёмно-серый текучепластичный с примесью органических веществ, с прослоями глины.

Встречен на участках переходов через ручьи и лога. Толщина слоя 1,3-4,0 м.

Элювиально- делювиальные отложения edQ

Глина лёгкая пылеватая коричневая полутвёрдая, участками с прослоями песка и с единичными включениями дресвы и щебня аргиллита по трассе трубопровода под почвенно-растительным слоем, толщиной 1,2-4,2 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже лёгкий пылеватый, коричневый, текучепластичный.

Слой встречен по трассе на глубине 0,7-1,9 м, толщина слоя 2,3-6,2 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже лёгкий пылеватый коричневый, серовато-коричневый мягкопластичный. Толщина слоя 1,2-7,0 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже легкий пылеватый, лёгкий песчанистый сеовато-коричневый, коричневый тугопластичный. Слой встречен под почвенно-растительным слоем и на глубине 1,0-6,7 м, толщина слоя 0,3-4,7 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже лёгкий пылеватый коричневый полутвёрдый, прослоями тугопластичный, с включениями дресвы и щебня аргиллита, алевролита, песчаника от единичных включений до 20%, прослоями до 40%. Слой встречен по трассе на глубине 2,3-4,5 м, вскрытая толщина 1,4-3,7 м.

Глина лёгкая пылеватая, реже тяжёлая коричневая тугопластичная , участками с прослоями песка и с единичными включениями дресвы и щебня аргиллита встречается под почвенно-растительным слоем и на глубине 2,0-5,5 м, толщина 0,5-4,0 м.

Супесь песчанистая коричневая твёрдая встречена под почвенно-растительным слоем толщиной 0,4-4,2 м.

Супесь песчанистая коричневая пластичная встречена под почвенно-растительным слоем и на глубине 1,0-4,0 м, толщина 1,0-4,0 м.

Суглинок дресвяный коричневый полутвёрдый, содержание дресвы и щебня аргиллита, алевролита низкой прочности до 30-50%, с прослоями дресвяного грунта с суглинистым полутвёрдым заполнителем встречен на глубине 1,0-2,0 м, толщина 1,1-3,7 м.

Верхнепермские отложения Р2

Аргиллит коричневый, красновато-коричневый, сильно выветренный трещиноватый очень низкой прочности, с прослоями алевролита и песчаника от низкой прочности до мало прочного встречен на глубине 1,6-6,0 м. Вскрытая толщина 0,4-6,5 м.

В соответствии с полевым описанием грунтов, лабораторными данными, ГОСТ 20522-96[2] и классификацией по ГОСТ 25100-95 [3] по трассе трубопровода выделены следующие инженерно-геологические элементы (ИГЭ): ИГЭ 1 - суглинок текучепластичный с примесью органических веществ (abQ); ИГЭ 2 - глина полутвёрдая (edQ); ИГЭ 3 - суглинок текучепластичный (edQ); ИГЭ 4 - суглинок мягкопластичный (edQ); ИГЭ 5 - суглинок тугопластичный (edQ); ИГЭ 6 - суглинок полутвёрдый с дресвой (edQ); ИГЭ 7 - глина тугопластичная (edQ); ИГЭ 8 - глина мягкопластичная (edQ); ИГЭ 9 - супесь твёрдая (edQ); ИГЭ 10 - супесь пластичная (edQ); ИГЭ 11 - суглинок дресвяный (edQ); ИГЭ 12 - аргиллит (Р2).

В гидрогеологическом отношении район строительства относится к Соликамскому гидро-геологическому району, расположенному в пределах Предуральской гидрогеологической области.

Физические свойства горных пород трассы трубопровода приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2. Физические свойства глины (edQ).

Характеристика грунта	Количество определений	Интервал значений	Нормативное значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэфициент вариации
Природная влажность, д.е.	7	0,240-0,344	0,276	0,040	0,145
Влажность на границе текучести, д.е.	7	0,350-0,550	0,432	0,064	0,148
Влажность на границе раскатывания, д.е.	7	0,170-0,260	0,215	0,032	0,149
Число пластичности, д.е.	7	0,180-0,290	0,217	0,037	0,171
Показатель текучести, д.е.	3	0,155-0,230	-	-	-
	5	0,284-0,500	-	-	-
Плотность, г/см3	7	1,79-1,99	1,88	0,065	0,035
Плотность частиц грунта, г/см3	7	2,70-2,75	2,74	0,016	0,006
Плотность сухого грунта, г/см3	7	1,33-1,60	1,47	0,085	0,058
Пористость, %	7	41,76-51,57	46,20	3,150	0,068
Коэффициент пористости	7	0,717-1,065	0,865	0,0112	0,129
Коэффициент водонасыщения, д.е.	7	0,795-0,944	0,874	0,060	0,069
Гранулометрический состав по фракциям в мм, %	0-20	1	0,57	-	-	-
	0-10	1	2,13	-	-	-
	0-5	1	2,27	-	-	-
	5-2	1	2,41	-	-	-
	2-1	1	1,13	-	-	-
	1,0-0,5	7	0,00-0,15	-	-	-
	0,5-0,25	7	0,00-0,40	-	-	-
	0,25-0,10	7	0,10-0,90	-	-	-
	0,1-0,05	7	11,69-18,07	-	-	-
	0,05-0,005	7	47,64-57,98	-	-	-
	<0,005	7	28,88-34,94	-	-	-

Таблица 3. Физические свойства суглинка щебенистого (edQ).

Характеристика грунта	Количество определений	Интервал значений	Нормативное значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэфициент вариации
Природная влажность, д.е.	8	0,186-0,285	0,231	0,033	0,143
Влажность на границе текучести, д.е.	8	0,277-0,430	0,321	0,054	0,168
Влажность на границе раскатывания, д.е.	8	0,191-0,265	0,220	0,022	0,100
Число пластичности, д.е.	8	0,067-0,165	0,101	0,038	-
Показатель текучести, д.е.	1	0,163	-	-	-
	3	0,308-0,492	-	-	-
	4	<0	-	-	-
Плотность, г/см3	8	1,83-2,00	1,92	0,057	0,030
Плотность частиц грунта, г/см3	8	2,70-2,72	2,71	0,006	0,002
Плотность сухого грунта, г/см3	8	1,42-1,69	1,56	0,082	0,053
Пористость, %	8	37,54-47,45	42,29	3,052	0,072
Коэффициент пористости	8	0,601-0,903	0,737	0,093	0,126
Коэффициент водонасыщения, д.е.	8	0,754-0,918	0,850	0,051	0,060
Гранулометрический состав по фракциям в мм, %	>40	2	12,22-26,08	-	-	-
	40-10	8	0,66-32,54	-	-	-
	10-2,0	8	4,60-15,73	-	-	-
	>2,0	8	33,49-44,53	-	-	-
	2,0-0,5	8	2,33-11,08	-	-	-
	0,5-0,25	8	0,19-2,88	-	-	-
	0,25-0,10	8	0,10-0,25	-	-	-
	0,1-0,05	8	5,98-27,78	-	-	-
	0,05-0,005	8	25,10-50,02	-	-	-
	<0,005	8	8,31-20,34	-	-	-

Таблица 4. Физические свойства суглинка текучего (аQ).

Характеристика грунта	Количество определений	Интервал значений	Нормативное значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэфициент вариации
1	2	3	4	5	6
Природная влажность, д.е.	23	0,274-0,441	0,337	0,05	0,14
Влажность на границе текучести, д.е.	23	0,260-0,428	0,325	0,05	0,15
Влажность на границе раскатывания, д.е.	23	0,163-0,262	0,199	0,03	0,14
Число пластичности, д.е.	23	0,074-0,169	0,126	-	-
Показатель текучести, д.е.	23	0,79-1,69	1,12	-	-
Плотность, г/см3 1	23 2	1,79-1,93 3	1,86 4	0,04 5	0,02 6
Плотность частиц грунта, г/см3	23	2,63-2,71	2,69	0,02	0,01
Плотность сухого грунта, г/см3	23	1,24-1,51	1,39	0,07	0,05
Пористость, %	23	43,68-53,56	48,12	2,72	0,06
Коэффициент пористости	23	0,776-1,153	0,933	0,10	0,11
Коэффициент водонасыщения, д.е.	23	0,897-1,000	0,961	0,03	0,03
Относительное содержание органического вещества, д.е.	13	0,03-0,05	0,04	-	-
Полная влагоёмкость	23	0,288-0,429	0,347	-	-
Консистенция при полной влагоёмкости	23	0,75-1,72	1,22	-	-
Испытания на срез грунта (неконсолидированный):
Тангенс угла внутреннего трения, tg б	10	0,110-0,240	0,170	0,04	0,25
Угол внутреннего трения, б, град	10	6-13	10	2,34	0,24
Удельное сцепление, С, МПа	10	0,005-0,010	0,007	0,002	0,30
Испытание на сжимаемость:
Компрессионный модуль деформации в интервале нагрузок 0,1-0,2 МПа	10	1,58-2,16	1,95	0,18	0,09
Гранулометрический состав по фракциям в мм, %	2-1	8	0,1-0,3	0,2	-	-
	1-0,5	14	0,1-1,0	0,3	-	-
	0,5-0,25	21	0,1-16,0	1,7	-	-
	0,25-0,10	23	0,2-12,6	3,3	-	-
	0,1-0,05	23	11,3-26,8	18,1	-	-
	0,05-0,01	23	20,6-62,9	44,8	-	-
	0,01-0,005	23	7,9-29,6	14,5	-	-
	<0,005	23	7,3-32,6	17,6	-	-

1.4 Физико-химическая характеристика транспортируемой жидкости

Таблица 5. Физико-химические свойства нефти.

1.5 Продольный профиль трубопровода

Продольный профиль участка трубопровода от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» построенный по данным таблицы 6, изображен на рисунке 2.

Таблица 6. Продольный профиль трубопровода

Протяженность трубопровода	Высотная отметка земли	Высотная отметка оси трубы	Глубина траншеи
1	2	3	4
0	200,60	199,08	1,49
100	201,84	200,32	1,49
200	199,94	198,42	1,49
300	198,71	197,19	1,49
400	199,49	197,97	1,49
500	199,78	198,26	1,49
600	199,82	198,30	1,49
700	199,04	197,52	1,49
800	198,03	196,51	1,49
900	197,52	196,00	1,49
1000	197,38	195,86	1,49
1100	200,03	198,51	1,49
1200	203,20	201,68	1,49
1300	204,70	203,18	1,49
1400	206,40	204,88	1,49
1500	207,91	206,39	1,49
1600	208,90	207,38	1,49
1700	208,61	207,09	1,49
1800	207,66	206,14	1,49
1900	205,82	204,30	1,49
2000	204,72	203,20	1,49
2100	205,75	204,23	1,49
2200	207,96	206,44	1,49
2300	207,84	206,32	1,49
2400	208,14	206,62	1,49
2500	208,92	207,40	1,49
2600	210,91	209,39	1,49
2700	211,42	209,90	1,49
2800	209,71	208,19	1,49
2900	209,89	208,37	1,49
3000	209,16	207,64	1,49
3100	208,93	207,41	1,49
3200	209,29	207,77	1,49
3300	208,80	207,28	1,49
3400	207,78	206,26	1,49
3500	208,20	206,68	1,49
3600	210,35	208,83	1,49
3700	212,24	210,72	1,49
1	2	3	4
3800	211,43	209,91	1,49
3900	212,10	210,58	1,49
4000	212,44	210,92	1,49
4100	211,22	209,70	1,49
4200	211,20	209,68	1,49
4300	209,60	208,08	1,49
4400	209,32	207,80	1,49
4500	208,96	207,44	1,49
4600	208,65	207,13	1,49
4700	207,54	206,02	1,49
4800	205,69	204,17	1,49
4900	204,58	203,06	1,49
5000	204,79	203,27	1,49
5100	204,95	203,43	1,49
5200	205,15	203,63	1,49
5300	204,82	203,30	1,49
5400	204,38	202,86	1,49
5500	203,90	202,38	1,49
5600	200,31	198,79	1,49
5700	196,78	195,26	1,49
5800	192,81	191,29	1,49
5900	188,86	187,34	1,49
6000	186,85	185,33	1,49
6100	186,06	184,54	1,49
6200	182,82	181,30	1,49
6300	183,61	182,09	1,49
6400	183,47	181,95	1,49
6500	182,56	181,04	1,49
6600	181,37	179,85	1,49
6700	181,52	180,00	1,49
6800	181,11	179,59	1,49
6900	180,82	179,30	1,49
7000	179,98	178,46	1,49
7100	181,07	179,55	1,49
7200	180,39	178,87	1,49
7300	180,98	179,46	1,49
7400	182,16	180,64	1,49
7500	183,39	181,87	1,49
7600	185,68	184,16	1,49
7700	187,74	186,22	1,49
7800	189,42	187,90	1,49
7900	191,52	190,00	1,49
8000	189,69	188,17	1,49
8100	189,89	188,37	1,49
8200	190,91	189,39	1,49
8300	190,84	189,32	1,49
8400	191,99	190,47	1,49
8500	192,86	191,34	1,49
8600	192,22	190,70	1,49
8700	190,91	189,39	1,49
1	2	3	4
8800	190,71	189,19	1,49
8900	190,13	188,61	1,49
9000	190,06	188,54	1,49
9100	189,76	188,24	1,49
9200	190,52	189,00	1,49
9300	191,84	190,32	1,49
9400	191,04	189,52	1,49
9500	191,13	189,61	1,49
9600	186,23	184,71	1,49
9700	183,61	182,09	1,49
9800	182,13	180,61	1,49
9900	184,53	183,01	1,49
10000	185,67	184,15	1,49
10100	188,03	186,51	1,49
10200	189,57	188,05	1,49
10300	191,56	190,04	1,49
10400	192,23	190,71	1,49
10500	192,26	190,74	1,49
10600	191,55	190,03	1,49
10700	188,10	186,58	1,49
10756	185,57	184,05	1,49



Рис. 2. Продольный профиль участка трубопровода от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод

ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино».

2. Поверочный расчет толщины стенки нефтепровода

Поверочный расчет толщины стенки нефтепровода выполнен согласно

СП 34-116-97 [4].

Расчет толщины стенки трубопровода выполнен по формуле:

R - расчетное сопротивление растяжению металла трубы, МПа:

R= 510·0.9/1.47·1=312,2 МПа

t = 1.15·1·0.745·15.9 / 2·1.1(312.2+0.6·1.15·0.745) = 0,373 см

где, Run - нормативное сопротивление материала труб равное временному сопротивлению стали, МПа;

Yc - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по СП 34-116-97 [4]; нефть трубопровод транспортируемый жидкость

Ym - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

Yn - коэффициент надежности, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

Yf - Коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

з - коэффициент несущей способности, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

Pn- рабочее давление, МПа;

dв- наружный диаметр трубы, см;

Кн - коэффициент надежности по ответственности, принимаемый по федеральному закон РФ №384-ФЗ от 30.12.2009 [5];

Согласно СП 34-116-97 [4], при назначении номинальной толщины стенки трубопровода и соединительных деталей должны учитываться временные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и других воздействий).

Согласно федеральному закону №384-ФЗ от 30.12.2009 [5] «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», должны учитываться возможные отклонения геометрических параметров от их номинальных значений.

Согласно РД 39-132-94, п. 4.2.8 [6], при определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионно-агрессивные сероводородсодержащие среды и рассчитанных по несущей способности, добавляются:

С1 - минусовой допуск на изготовление бесшовных труб или стального листа для сварных труб;

С2 - добавка к толщине стенки на общую коррозию, определяемая экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубной стали в данной среде, с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.), их эффективности, проектного срока эксплуатации трубопровода.

При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение добавки (C2) по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами, с близкими условиями эксплуатации трубопроводов. Во всех случаях величина такой добавки должна быть не менее 2 мм.

Принимаем минусовой допуск на изготовление трубы C1, равным 5% от номинальной толщины стенки. Принимаем добавку к толщине стенки на коррозию С2=2 мм.

С учетом принятых добавокC1 и С2 расчетная толщина стенки составляет 5,79 мм. Таким образом, на основании действующих нормативных документов, необходимо для строительства принять номинальную толщину стенки труб 6 мм;

Согласно выполненному расчету к строительству рекомендуются трубы диаметром 159 мм с толщиной стенки 6 мм.

2.1 Проверка подземного трубопровода на прочность

Проверка подземного трубопровода на прочность проведена в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [7].

Условие прочности определяется уравнением, СНиП 2.05.06-85 [7]:

?прN - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

ш - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

R1 - расчетное сопротивление растяжению металла трубы, МПа;

RH - нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа;

m -коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по

СНиП 2.05.06-85[7];

k1 - коэффициент надежности по материалу трубопровода, принимаемый по СНиП 2.05.06-85[7];

kн - коэффициент надежности по надежности материала трубопровода, принимаемый по СНиП 2.05.06-85[7];

R= 510·0.9/1.47·1=312,2 МПа

?кц - кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления, МПа:

n - коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый по СНиП 2.05.06-85 [7];

P - рабочее давление, МПа;

Ввн - внутренний диаметр трубопровода, м;

д- расчетная толщина стенки трубопровода, м;

?кц = 244,8 Мпа



б - коэффициент линейного расширения материала труб, б = 12·10-6 ,о С-1;

E - модуль упругости материала труб, МПа, принимаемый по СНиП 2.05.06-85[7];

? t - расчетный температурный перепад, о С;

м- коэффициент поперечной упругой деформации металла, принимаемый по СНиП 2.05.06-85 [7];

?оу - дополнительное напряжение в трубопроводе от неравномерных деформаций, МПа;

Для расчета принимаем большее из двух найденных значений,

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений.

[-115,8] МПа < 311,3 МПа

Условие прочности нефтепровода выполняется.

Проверка недопустимых пластичных деформаций

Должно соблюдаться следующее условие:

?прS - максимальные суммарные продольное напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа:

?прS = 89.74 МПа

Шз - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

k2 - коэффициент надежности по материалу;

R2 - расчетное сопротивление, МПа;

89,74 МПа < 220,6 МПа

Условие выполняется, следовательно, недопустимых пластичных деформаций не будет.

2.2 Гидравлический расчёт нефтепровода на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино»

Прежде чем приступить к выполнению гидравлического расчета, определим плотность и вязкость смеси жидкости согласно Методическим указаниям / В.Г. Сансиев [8] по формулам:

= ( +) / vсм; кг/м3 [16]

где, - плотность нефти, кг/м3;

- плотность воды, кг/м3;

- объём нефти, м3;

- объём воды, м3;

cм- объём смеси, м3.

Результаты расчетов представлены в табл. 7.

Динамическая вязкость смеси:

мж = Gв/Gж · мв + Gн/Gж· мн ; Па·с [17]

где, Gв - расход воды, мз/с;

Gж - расход смеси жидкости, мз/с;

мв - динамическая вязкость воды, Па·с;

Gн - расход нефти, мз/с;

мн - динамическая вязкость нефти, Па·с.

Результаты расчетов представлены в табл. 8.

Таблица 7. Плотность смеси жидкости.

Расчётный год	Плотность нефти, кг/м3	Объём нефти, м3	Плотность воды, кг/м3	Объём воды, м3	Объём смеси, м3	Плотность смеси, кг/м3
2016	815,9	72312,8	998,21	4407,89	76720,7	826,374
2017	815,9	70842	998,21	5008,97	75851	827,939
2018	815,9	66184,6	998,21	8114,52	74299,1	835,811
2019	815,9	61649,7	998,21	11119,9	72769,6	843,759
2020	815,9	50128,7	998,21	12221,9	62350,6	851,636
2021	815,9	39710,7	998,21	12622,6	52333,3	859,872
2022	815,9	37014,3	998,21	14325,6	51339,9	866,771
2023	815,9	34440,5	998,21	15828,3	50268,8	873,305
2024	815,9	31866,7	998,21	17431,2	49297,9	880,363
2025	815,9	29292,8	998,21	18833,7	48126,5	887,245
2026	815,9	27209,2	998,21	19735,3	46944,5	892,543
2027	815,9	25248,2	998,21	20636,9	45885,1	897,894
2028	815,9	23287,2	998,21	21538,6	44825,8	903,499
2029	815,9	17894,3	998,21	18533,2	36427,5	908,654
2030	815,9	13114,4	998,21	15327,4	28441,8	914,148
2031	815,9	13114,4	998,21	14826,5	27940,9	912,641
2032	815,9	14707,7	998,21	13023,3	27731	901,518

Таблица 8. Значение коэффициента динамической вязкости смеси жидкости.

Расчётный год	Gв - расход воды, мз/с	Gж - расход смеси жидкости, мз/с	Gн - расход нефти, мз/с	мв- динамическая вязкость воды, Па·с	мн - динамическая вязкость нефти, Па·с	мн - динамическая вязкость смеси жидкости, Па·с
2016	1,5·10-4	2,54·10-3	2,4·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,58·10-3
2017	1,7·10-4	2,51·10-3	2,3·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,48·10-3
2018	2,7·10-4	2,46·10-3	2,2·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,44·10-3
2019	3,7·10-4	2,41·10-3	2,1·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,40·10-3
2020	4,0·10-4	2,06·10-3	1,7·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,26·10-3
2021	4,2·10-4	1,73·10-3	1,3·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,04·10-3
2022	4,7·10-4	1,70·10-3	1,2·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,91·10-3
2023	5,2·10-4	1,66·10-3	1,1·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,78·10-3
2024	5,8·10-4	1,63·10-3	1,1·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,87·10-3
2025	6,2·10-4	1,59·10-3	1,0·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,73·10-3
2026	6,...

Подобные документы

• Режимы работы нефтепровода

  Выбор режимов эксплуатации магистрального нефтепровода. Регулирование режимов работы нефтепровода. Описание центробежного насоса со сменными роторами. Увеличение пропускной способности нефтепровода. Перераспределение грузопотоков транспортируемой нефти.
  
  отчет по практике [551,4 K], добавлен 13.04.2015
  

• Технология ремонта участка "Терновка-Красноармейская" магистрального трубопровода "Куйбышев-Лисичанск" с заменой коррозионных секций

  Анализ современного состояния нефтепроводного транспорта России. Общая характеристика трассы нефтепровода "Куйбышев-Лисичанск". Проведение комплексной диагностики линейной части магистрального нефтепровода. Принципиальные схемы электрических дренажей.
  
  дипломная работа [2,3 M], добавлен 23.01.2012
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.02.2014
  

• Технологический расчет нефтепровода

  Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.
  
  курсовая работа [859,1 K], добавлен 04.03.2014
  

• Проектирование нефтепровода "Ухта–Ярославль (511–711 км)" с грузопотоком G=18,5 млн. тонн/год

  Обоснование способа транспорта нефти. Определение приведенных себестоимости и капитальных затрат при трубопроводном, железнодорожном транспорте. Технологический расчет трубопровода с выбором оптимального диаметра. Подбор насосно-силового оборудования.
  
  курсовая работа [87,8 K], добавлен 09.12.2014
  

• Проектирование участка магистрального нефтепровода

  Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.05.2016
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
  
  курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010
  

• Системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах

  Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода. Технология трубопроводного транспорта нефти и других жидкостей. Методы моделирования и обнаружения утечек. Математическое описание движения жидкости. Контроль давления в изолированных секциях.
  
  дипломная работа [3,5 M], добавлен 22.04.2015
  

• Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино"

  Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода.
  
  курсовая работа [179,7 K], добавлен 29.08.2010
  

• Проект замены изоляции на подводном переходе магистрального нефтепровода Куйбышев-Тихорецк через реку Волга

  Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
  
  курсовая работа [784,3 K], добавлен 24.09.2014
  

• Проектирование магистрального нефтепровода на участке Пурпе-Самотлор

  Особенности формирования системы магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР. Анализ трассы проектируемого нефтепровода "Пурпе-Самотлор", оценка его годовой производительности. Принципы расстановки перекачивающих станций по трассе нефтепровода.
  
  курсовая работа [934,0 K], добавлен 26.12.2010
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
  
  курсовая работа [618,9 K], добавлен 12.03.2015
  

• Моделирование режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

  Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021
  

• Повышение энергоэффективности транспорта нефти с помощью применения насосов, оборудованных частотно-регулируемым приводом

  Главные параметры магистрального транспорта нефти. Перекачка нефти насосными агрегатами. Обоснование эффективности применения частотно-регулируемого привода на центробежном насосе. Оценка изменения сроков службы и снижения затрат на ремонт трубопроводов.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 24.12.2021
  

• Проект новой функциональной блок-схемы установки подготовки нефти

  Промысловая подготовка аномально высоковязкой нефти до высшей группы качества путем научно обоснованного оснащения оборудованием технологической схемы и усовершенствования конструктивных элементов аппаратов. Исследование физико-химических свойств нефти.
  
  курсовая работа [599,9 K], добавлен 03.01.2016
  

• Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год

  Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
  
  курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013
  

• Переход нефтепровода через автодорогу

  Переход нефтепровода диаметром 325 мм через автомобильную дорогу III категории открытым способом с защитным кожухом диаметра 530 мм. Климатическая характеристика объекта строительства. Подготовительные и основные работы по строительству нефтепровода.
  
  дипломная работа [322,5 K], добавлен 19.04.2016
  

• Технологический расчет нефтепровода

  Построение профиля трассы. Определение плотности и вязкости. Выбор конкурирующих диаметров труб. Вычисление толщины стенки трубы по каждому из диаметров. Порядок проверки на осевые сжимающие напряжения. Проверка работы трубопровода в летних условиях.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 09.06.2011
  

• Проектирование автоматизированной системы управления насосной станцией НПС "Апрельская"

  Описание технологического процесса перекачки нефти. Общая характеристика магистрального нефтепровода, режимы работы перекачивающих станций. Разработка проекта автоматизации насосной станции, расчет надежности системы, ее безопасность и экологичность.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 29.09.2013
  

• Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами

  Геолого-геофизическая характеристика олигоцена месторождения Белый Тигр. Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой. Состав, функции и свойства физико-химического микробиологического комплекса; механизмы вытеснения нефти.
  
  научная работа [2,5 M], добавлен 27.01.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам