Технологический расчет магистральные нефтепровода

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение 
высшего профессионального образования

«Дальневосточный федеральный  университет»

 

 

Инженерная школа

 

Кафедра нефтегазового дела и нефтехимии

 

Курсовая работа

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г. Владивосток, 2012

Оглавление.

1.Введение……………………………………………………………………...…...….4

1. Определение основных  параметров нефти и нефтепровода………………...…....5

1.1Определение расчетной  плотности и вязкости нефти……………………..…..…5

1.2Выбор насосных агрегатов………………………………………………………....6

1.3. Определение напоров  насосных агрегатов и рабочего  давления на выходе из ГНПС……………………………………………………………………………....…...6

2. Механический расчет  нефтепровода………………………………….…………....7

2.1. Определение наружного  диаметра…………………………………………...…...7

2.2. Выбор материала труб…………………………………………..................…....7

2.3. Определение толщины  стенки нефтепровода……………………...............….8

2.4. Уточнение внутреннего  диаметра нефтепровода………………………………..8

3. Гидравлический расчет  нефтепровода……………………………………………..9

3.1.Определение секундного  расхода и средней скорости  течения нефти................9

3.2. Расчет коэффициента  гидравлического сопротивления…………….............…10

3.3.Определение гидравлического  уклона……………………………..…………....11

3.4.Определение количества  НПС……………………………………………….......11

4. Совмещенная характеристика  H-Q нефтепровода

и насосных станций………………………………………………………………..….12

5. Расстановка нефтеперекачивающих  станций 

на сжатом профиле трассы………………………………………………………...…14

6. Графическая часть……………………………………………………….................15

7. Заключение…………………………………………………………………….....…16

8. Список использованных  источников……………………………………….......…17

 

 

       Введение

К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значительной удаленностью основных месторождений  нефти и газа от потребителей, а  также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

Системы трубопроводного  транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Цель расчета:

• рассчитать основные параметры нефти
• определить диаметр трубопровода, рассчитать толщину стенки;
• произвести гидравлический расчет;
• выбрать насосное оборудование;
• определить число нефтеперекачивающих станций (НПС);
• произвести расстановку НПС по трассе нефтепровода;

 

Основными исходными данными  являются:

• пропускная способность – 59 млн.т/год;
• происхождение нефти – Мухто(ПластИ);
• температура грунта на глубине заложения трубопровода – 4⁰С;
• материал труб – малоперлитная сталь;
• протяженность трассы – 650км;

 

 

 

 

 

 

 

1. Определение  основных параметров нефти и  нефтепровода.

1.1Определение расчетной плотности и вязкости нефти

Определяем расчетную  плотность нефти. Вычисляем значение расчетной плотности нефти при  Т_р по формуле Д.И. Менделеева

 

,

,

где температурная поправка, кг/м³К тогда,

кг/м³К,

кг/м³

Вычисляем значения кинематической вязкости по формуле Вальтера

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам

,

,

,

,

 _мм²/с;

 

 

 

 

 

1.2Выбор насосных агрегатов.

Определим расчетную часовую  пропускную способность нефтепровода по формуле                              

м³/ч.

 

В соответствии с  найденной  расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные  и подпорные насосы нефтеперекачивающей  станции исходя из условия 

0,8Q_ном<Q_ч<1,2 Q_ном,

7000 м³/ч <8604,850 м³/ч <9500 м³/ч

 

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос  НМ 7000-210 со сменным ротором 1,25Q_н, и подпорный насос НПВ 5000-120. Для соответствия подачи магистрального насоса и подпорного подключаем параллельно два подпорных насоса.

1.3. Определение  напоров насосных агрегатов и  рабочего давления на выходе  из ГНПС.

Напор магистрального насоса (D₂=490 мм) составит по формуле

Н_мн(пн)=а –вQ _ч²

Н_мн=323,3-1,4795×10^–6x8604,850²=213,752 м,

 

Напор подпорного насоса (D₂=613 мм) составит

H_П=137,7-1,2839×10^–6×(8604,850²/2)=90,17 м

Далее рассчитываю рабочее  давление на выходе головной насосной станции по формуле

2. Механический  расчет нефтепровода.

2.1. Определение  наружного диаметра.

Внутренний  диаметр нефтепровода вычисляется по формуле

подставляя рекомендуемую  ориентировочную скорость перекачки w₀ =2,6м/с

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается  ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода -  1220 мм_.

2.2. Выбор материала  труб.

Для труб диаметром 1220 мм выбираем сталь  марки 17Г1С, она наиболее подходит для наших данных. Ее характеристики: временное сопротивление стали  на разрыв σ_вр=520 МПа,  σ_т=360 МПа коэффициент надежности по материалу k₁=1,4).

Перекачку предполагаю вести  по системе «из насоса в насос», то n_р=1,15; k_н=1; m=0,9.

Определяем  расчетное сопротивление металла  трубы по формуле

где расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;

n_р - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;

 

 

 

 

 

 

Р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6;

 k₁ - коэффициент надежности по материалу;

 k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.

 

2.3. Определение  толщины стенки нефтепровода.

Определяю расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле 

Полученное значение округляем  в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину  стенки равной -13 мм.

d₁₂₂₀=13 мм,

2.4. Уточнение внутреннего  диаметра нефтепровода.

Внутренний диаметр нефтепровода равен:

D₁₂₂₀ = 1220 – 2×13 =1194 мм,

 

 

 

 

 

 

 

3. Гидравлический  расчет нефтепровода.

3.1.Определение  секундного расхода и средней  скорости течения нефти 

Определяем секундный  расход нефти и ее среднюю скорость по формулам

,

3.2. Расчет коэффициента  гидравлического сопротивления

Определяем режим течения

 

Так как Re>2320, режим течения жидкости турбулентный.

Определим зону трения

Для этого определяем относительную  шероховатость труб при k_э=0,05мм

Первое переходное число  Ренольдса

 

 

 

 

 

Второе переходное число  Ренольдса

Так как  Re< Re_I, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по следующей формуле

3.3.Определение  гидравлического уклона

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле 

3.4. Расчет количества  НПС

Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Н_кп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле

,

.

Определяем расчетный напор одной станции, развиваемый магистральными насосами:

Н_мн=3*(323,3-1,4795×10^–6x8604,850²⁾=641,256 м,

Определяем расчетный  напор одной станции, развиваемый  подпорными насосами:

H_П=137,7-1,2839×10^–6×(8604,850²/2)=90,17 м

Расчетное число насосных станций определяем по формуле

.

Округляем число  и принимаем количество станций равным трем.

4. Совмещенная  характеристика H-Q нефтепровода и насосных станций.

 

Строю совмещенную характеристику нефтепровода. Для этого выполню  гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 7000 до 9500м³/ч с шагом 250 м³/ч. Результаты вычислений представлены в таблице1.

 

Таблица 1 - результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход Q, м3/ч	Напор насосов		Характеристика  трубопровода	Характеристика  нефтеперекачивающих станций
	Hм, м	Hп, м	Н=1,02 iLр+Δz+ Nэhост	9
7000	250,8	106,2	1361,5	2363,4
7250	245,5	103,9	1455,9	2313,4
7500	240	101,6	1553,7	2261,6
7750	234,4	99,1	1654,8	2208,7
8000	228,6	96,6	1759,3	2154
8250	222,6	94	1867	2097,4
8500	216,4	91,3	1978	2038,9
8750	210	88,5	2092,4	1978,5
9000	203,4	85,7	2210,1	1916,3
9250	196,7	82,7	2331,1	1853
9500	189,8	79,8	2455,4	1788

 

 

 

 

Результаты расчета отобразим  на совмещенной характеристике работы трубопровода и насосных станций.

 

 

Рисунок 1 – Совмещенная  характеристика работы трубопровода и  насосных станций.

Q_м=8601 м³/ч

Нм=2051 м³/ч

 

Точка пересечения М характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих  станции (n=3) подтверждает правильность определения количества нефтеперекачивающих станций, так как Q_М=Q=8601 м³/ч.

 

5. Расстановка  нефтеперекачивающих станций на  сжатом профиле трассы.