Технологический расчет магистрального нефтепровода

Учебно-методическое пособие

по курсу “Сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ ”

Учебно-методическое пособие предназначено для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки бакалавров и магистров 130500 “Нефтегазовое дело”. В нем кратко изложена программа курса и приведены варианты для выполнения контрольной работы, основанной на технологическом расчете магистрального нефтепровода.

Составитель Усманова Л. З., к. х. н., доцент

Рецензент Арсланов И. Г., д. т. н., профессор

ã Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009

Введение

Магистральные трубопроводы – это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов, нефти, нефтепродуктов, воды, твердых и сыпучих тел, взвешенных в потоке воздуха или воды, от мест их добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка).

В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1, 2 – 10 МПа должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СНиП 2.05.06-85*). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 ^оС.

Технологический расчет магистрального нефтепровода

Цель расчета:

1) определить диаметр трубопровода, выбрать насосное оборудование, рассчитать толщину стенки трубопровода, определить число нефтеперекачивающих станций (НПС);

2) определить потери напора при заданном объеме перекачки;

3) произвести расстановку НПС по трассе нефтепровода.

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода:

1) годовая производительность нефтепровода G_г (млн. т/год);

2) свойства перекачиваемой нефти:

- плотность ρ (кг/м³) при температуре 293 К;

- вязкость ν (мм²/с) при температуре 273 и 293 К;

3) минимальная среднемесячная температура грунта на глубине заложения оси трубопровода Т (К);

4) протяженность трубопровода L (км) (перевальные точки отсутствуют);

5) разность геодезических отметок ∆ Z (м);

6) допустимое рабочее давление p_доп (МПа).

Исходные данные для каждого варианта приведены в приложении Г.

Расчетная температура транспортируемой нефти (нефтепродукта) принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти (нефтепродукта) на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускают расчетную температуру нефти (нефтепродукта) принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае:

, (1)

где L – полная протяженность трубопровода, м; l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Т_i; n – количество участков.

Расчетная плотность нефти (нефтепродукта) при температуре Т=Т_р:

ρ _т = ρ ₂₉₃+ ξ (293-Т), (2)

где ρ ₂₉₃- плотность нефти (нефтепродукта) при 293 К, кг/м³; ξ = 1, 825-0, 001315^.ρ ₂₉₃ – температурная поправка, кг/(м^3.К).

Расчетная кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта) определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

а) формула Вольтера (ASTM)

lglg(ν _т+0.8)=А_ν +В_ν ^. lgT, (3)

где ν _т – кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта), мм²/с; А_ν и В_ν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ν ₁ и ν ₂ при двух температурах Т₁ и Т₂.

; А_ν =lglg(ν ₁+0, 8) – В ^. lgТ₁;

б) формула Филонова-Рейнольдса

ν _т=ν ₁ ^. exp[- u ^. (T-T₁)], (4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы,

.

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_p определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений, оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра. В приближении принимается равным N_p = 350 суток в течение года [1].

Расчетная часовая производительность трубопровода (м³/ч) при ρ =ρ _т определяется по формуле

, (5)

где G_г- годовая (массовая) производительность трубопровода, млн. т/год; k_нп – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной:

- для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему k_нп = 1, 05;

- для однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему k_нп = 1, 07;

- для однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов k_нп = 1, 10.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

, (6)

где w₀ – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки (м/с), определяемая из графика (рис. 1).