методичка_НГП_НГХ


Министерство образования и науки Российской Федерации
Дальневосточный федеральный университетИнженерная школа
ПРОЕКТИРОВАНИЕ НЕФТЕПРОВОДОВ

Методические указания к практическим работам для студентов бакалавриата 131000 «Нефтегазовое дело»
Учебное электронное издание
Владивосток
Издательский дом Дальневосточного федерального университета 2014

УДК 550.8.053:004
ББК 26.34с51я73
Г35
Г35 Проектирование нефтепроводов. [Электронный ресурс] : метод. указания / сост. С.Л. Шевырев, С.В.Куличков, С.Ф.Соломенник; Дальневост. федерал. ун-т, Инженерная школа. - Владивосток: Издательский дом Дальневост. федерал. ун-та, 2014. - 62 с. - Формат PDF, объем 5 МБ.
- URL: HYPERLINK "http://dvfu.ru/web/is/metodiceskie-rekomendacii"http://dvfu.ru/web/is/metodiceskie-rekomendacii
В методических указаниях к выполнению практических работ курса кратко приводятся популярные методические приемы проектирования и расчета магистральных нефтепроводов, реализуемые на предприятиях отрасли. Издание также может рекомендоваться в качестве базового справочника.
Ключевые слова: проектирование нефтепроводов, транспорт нефтепродуктов, режимы течения, гидравлический расчет, насосное оборудование.
УДК 550.8.053:004
ББК 26.34с51я73
Одобрено решением кафедры нефтегазового дела и нефтехимии Инженерной школы ДВФУ
Методические указания подготовлены редакционно-издательским отделом Инженерной школы ДВФУ
Редактор Н.С. Мун
Компьютерная верстка С.Л. Шевырева,
К.А. Никитиной
Формат PDF, объем 850 КБ [усл. печ. л. 2,8]
© Шевырев С.Л., Куличков С.В., Соломенник С.Ф. сост., 2014
© Дальневосточный федеральный университет, 2014
© Издательский дом Дальневосточного федерального университета, оформление, 2014
Издательский дом Дальневосточного федерального университета 690990, Владивосток, ул. Пушкинская, 10
Тел./факс (423) 222-12-40, 245-77-70
E-mail: [email protected], [email protected]
Оглавление
TOC \o "1-3" \h \z \u Введение PAGEREF _Toc396488455 \h 4Практическая работа №1. Расчет физических свойств нефти и определение ориентировочного внутреннего диаметра нефтепровода PAGEREF _Toc396488456 \h 4Практическая работа №2. Механический расчет нефтепровода PAGEREF _Toc396488457 \h 6Практическая работа №3. Пересчет характеристик центробежных насосов с воды на вязкую нефть PAGEREF _Toc396488458 \h 11Практическая работа №4. Гидравлический расчет нефтепровода PAGEREF _Toc396488462 \h 13Практическая работа №5. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций PAGEREF _Toc396488463 \h 17Практическая работа №6. Расстановка нефтеперекачивающих станций по профилю трассы PAGEREF _Toc396488464 \h 20Практическая работа №7. Определение положения места утечки на трассе нефтепровода PAGEREF _Toc396488465 \h 21Литература PAGEREF _Toc396488466 \h 25Приложение 1. PAGEREF _Toc396488467 \h 26Приложение 2 PAGEREF _Toc396488468 \h 27Приложение 3. Технические характеристики центробежных насосов PAGEREF _Toc396488469 \h 28

ВведениеВ настоящих методических указаниях приводится методика решения комплекса задач, ставящихся при проектировании магистральных нефтепроводов. Практические работы, выполняясь последовательно, охватывают полный цикл проектирования, начиная от расчета физических свойств нефти для данных условий транспортировки, механического и гидравлического расчетов нефтепровода.
Внимание уделяется также перерасчету характеристик насоса с воды (табличных) на вязкую жидкость, что часто делается на практике. В рамках данного практического курса также производятся графические построения совмещенной характеристики насосных станций и нефтепровода и расстановка нефтеперекачивающих станций по топографическому профилю. Наряду с этим решается задача определения места протечки нефтепровода.
Настоящие указания могут служить методической основой для написания курсового проекта по дисциплине «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и хранилищ».
Практическая работа №1. Расчет физических свойств нефти и определение ориентировочного внутреннего диаметра нефтепроводаЦель.
Определить плотность и вязкость нефти указанной марки нефти при данных условиях транспортировки.
Задача.
Произвести расчет плотности и вязкости нефти для температуры ее перекачки (принимается равной температуре грунта). Результаты вычислений представить в виде отчета. Файл Word (отчет с ходом вычисления) и Excel (таблица с формулами), график вискограммы. Для вставки формул в текст отчета применять редактор формул.
Порядок вычислений.
1. Определение физических свойств нефти
1.1 Определение расчетной плотности нефти
Значение расчетной плотности нефти вычисляется при Тр по формуле Д.И. Менделеева:
,(1)
,(2)
где , - плотность нефти при заданной температуре и 293 К соответственно;
температурная поправка, кг/м3К;
1.2 Определение расчетной вязкости нефти
Вязкость – это свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу и характеризующее степень ее текучести и подвижности. Суть явления вязкости заключается в возникновении внутренней силы трения между движущимися слоями жидкости.
Вязкость нефти определяется графически по кривой вязкости-температуры или расчетом по уравнению Вальтера:
(3)
где Т – кинематическая вязкость нефти при температуре T, сСт (мм2/с);
А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости 1 и 2 при двух температурах Т1 и Т2 (табличные данные):
(4)
(5)
В ходе выполнения учебных заданий необходимо выполнить построение вискограммы – графика зависимости температуры и вязкости заданного вида нефти по рассчитанным по (3) значениям. Представить вискограмму в виде графика с табличным сопровождением расчетных значений.
1.2. Определение основных параметров нефтепровода1.2.1 Определение расчётной годовой пропускной способности.Расчетная пропускная способность должна определяться по формуле:
[млн т/г](6)
где GГ – заданный объем перекачки для соответствующего этапа развития нефтепровода, млн. т/г (определяется в техническом задании на проектирование),
kн – коэффициент неравномерности перекачки.
Значение коэффициента неравномерности перекачки принимается в пределах от 1,00 до 1,05, исходя из особенностей эксплуатации нефтепровода и определяется в техническом задании на проектирование. Если оно не указанно, то значение коэффициента неравномерности перекачки принимаются, исходя из особенностей нефтепровода:
для нефтепровода, идущего параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему 1,05;
для однониточного нефтепровода, по которому нефть подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы 1,07;
для однониточного нефтепровода, подающего нефть от пунктов добычи к системе нефтепроводов 1,10.
1.2.2 Определение часовой и секундной производительности нефтепровода.Расчётная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:
Qч=Gг8400∙ρ QUOTE Qс=Qч3600 [м3с] (7)
где Gг – пропускная способность нефтепровода; – плотность нефти.
При определении часовой производительности режим работы магистральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточным. Расчетное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году.
Расчётная секундная пропускная способность, необходимая нам для определения скорости потока:
Qс=Qч3600 [м3с] QUOTE Qс=Qч3600 [м3с] (19)
1.3. Подбор внутреннего диаметра нефтепровода
Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода предлагается найти по формуле:
Do=4QπW(8)
где Q – секундная подача, W – скорость перекачки, находимая по номограмме (см. рис. 1.1).

Рис. 1.1. Номограмма нахождения скорости перекачки в зависимости от секундной скорости подачи
Наружный диаметр Dн изготавливаемых труб стандартный, подбирается ближайший больший диаметр из сортамента. В самом общем случае, наружный диаметр трубопровода Dн должен соответствовать годовому объему перекачки Gг (Таблица 1.1). Для получения более полной информации следует обратиться к информационным ресурсам заводов-изготовителей.
Таблица 1.1. Параметры магистральных нефтепроводов
Производительность GГ, млн.т./год Наружный диаметр Dн, мм Рабочее давление P, МПа
0,7 ... 1,2 219 8,8 ... 9,8
1,1 ... 1,8 273 7,4 ... 8,3
1,6 ... 2,4 325 6,6 ... 7,4
2,2 ... 3,4 377 5,4 ... 6,4
3,2 ... 4,4 426 5,4 ... 6,4
4,0 ... 9,0 530 5,3 ... 6,1
7,0 ... 13,0 630 5,1 ... 5,5
11,0 ... 19,0 720 5,6 ... 6,1
15,0 ... 27,0 820 5,5 ...5,9
23,0 ... 50,0 1020 5,3 ...5,9
41,0 ... 78,0 1220 5,1 ...5,5

Практическая работа №2. Механический расчет нефтепроводаЦель.
Произвести расчет указанных параметров в соответствии с Ходом выполнения, результаты представить в виде отчета (форматы word и excel).
Задачи.
1. По таблице осуществить подбор наружного диаметра трубы по рассчитанному в практической работе №1 внутреннему диаметру, выбрать марку трубы, рассчитать сопротивление материала трубы R1;
2. В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции, определяются их напоры hм и hп;
3. Определить рабочее давление, развиваемое перекачивающей станцией и рассчитать фактические толщину стенки трубы и скорость течения нефти в трубопроводе.
Порядок вычислений.
2.1. Подбор наружного диаметра трубы
По Таблице 1 подбираем марку стали и ближайший больший наружный диаметр трубы к Do. Расчетное сопротивление металла трубы [МПа]:
, (1)
где σв – предел прочности металла трубы, подбирается по Таблице 2.1, для типа стали;
m – коэффициент, зависящий от условий работы трубопровода, для подземных трубопроводов m=0,9;
k1 – коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно (по Таблице 9 СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы, 1985), для труб из стали 17Г1С, k1=1,34;
kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по (по Таблице 11 СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы, 1985) для условного диаметра.
2.2. Подбор насосов и определение их напора
Для расчетной часовой пропускной способности нефтепровода, Q [м3/ч] осуществляем подбор магистрального и подпорного насосов по Таблице 2.2, ориентируясь на ближайшую большую производительность насоса.
Для выбора магистрального насоса (на станции их соединяют последовательно), надо следить, чтобы величина часовой подачи Qч попала в рабочий диапазон. На перекачивающих станциях основные магистральные насосы соединяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции.
Для насосов ряда от НМ 125–550 до НМ 360–460 соединяют последовательно, как правило, два насоса при одном резервном. Для насосов с подачей от 500 м3/ч и выше соединяют последовательно три насоса при одном резервном. Для насосов ряда от НМ 125–550 до НМ360–460 соединяют последовательно, как правило, два насоса при одном резервном. Для насосов с подачей от 500 м3/ч и выше соединяют последовательно три насоса при одном резервном.
В отличие от основных магистральных насосов, на перекачивающих станциях подпорные насосы соединяют, как правило, параллельно (расходы нефти в насосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом, остается одним и тем же). Для того, чтобы обеспечит требуемый подпор при меньшей подаче в каждом из отдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Поэтому стремятся, чтобы либо производительность одного насоса, либо производительность нескольких (двух или трех) параллельно соединенных насосов была равна производительности (подаче) основного магистрального насоса. Наиболее распространенная схема соединения подпорных насосов – два работающих и один резервный.
После выбора магистрального и подпорного насосов необходимо их напоры обычно определяют по заводской документации. Сделать это можно по прилагаемым графическим характеристикам насосов (таблица 2.1, Приложение 2). Методика определения hм для магистрального насоса НМ 3600-230 и расчетной подачи 3268 м3/ч понятна из рис. 2.1. Там hm определяется для диаметра рабочего колеса 450 мм и равен 250 м. В документации приводятся характеристики насоса, рассчитанные по воде. При перекачке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики не изменяются. Однако с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости напорная характеристика и КПД насоса падают, а потребляемая мощность возрастает. Меняется также давление насыщенных паров и значение кавитационного запаса. Необходимо выполнить расчет насоса для вязкой жидкости (см. методику, например (Караев и др., 2005)).

Рис. 2.1. Характеристика насоса НМ 3600-230.
2.3. Рабочее давление станции, фактическая толщина стенки
трубы и скорость течения нефти в трубе
Рабочее давление, развиваемое насосной станцией, рассчитывается по формуле (2):
P= ρg(mp∙hм+hп)∙10-6≤Pд, (2)
QUOTE Qс=Qч3600 [м3с]
Где hм и hП – напоры, магистральный и подпорный, определенные по графическим характеристикам;
mp – число рабочих магистральных насосов;
Pд – допустимое давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией (в общем случае, не должно превышать 7,4 МПа);
g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с2 ;ρ – плотность нефти, кг/м3 .
Толщина стенки трубы (δ) рассчитывается по формуле (3):
, (3)
где п - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления (временные длительные нагрузки, Таблица 13 СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы, 1985);
p – рабочее (нормативное) давление, МПа, по формуле (2);
Dн - наружный диаметр трубы, мм;
R1 - расчетные сопротивления растяжению
Ориентировочный диаметр трубы, находимый по формуле (8) практической работы №1 справедлив для относительно небольших значений подачи, с учетом того, что диаметр выпускаемых труб ограничен.
По Таблице 2.1 для выбранной марки стали необходимо выбрать ближайший больший диаметр. Тогда внутренний диаметр трубопровода составит:
D= DH-2∙δ (4)
Фактическая скорость течения нефти в трубе [м/с] может быть найдена по формуле (5):
W= 4∙Qπ∙D2 (5)
,где D – внутренний диаметр трубопровода (должен быть взят в м!).
Таблица 2.1. Характеристики трубных сталей (по Бабин и др., 1979)

Таблица 2.2. Характеристики магистральных и подпорных насосов

Практическая работа №3. Пересчет характеристик центробежных насосов с воды на вязкую нефтьЦель.
Произвести перерасчет характеристик насоса с воды на вязкую жидкость в соответствии с Ходом выполнения, результаты представить в виде отчета (форматы word и excel).
Задачи.
В соответствии с расчетными формулами, с применением технических характеристик насосов, заимствованных из каталога, произвести заполнение приводимой таблицы для 5 значений подачи при максимальном КПД насоса.
3.1. Расчетные формулы.В каталогах приводятся характеристики центробежных насосов, снятые на воде. При перекачке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики не изменяются. Однако с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости напорная характеристика и КПД насоса падают, а потребляемая мощность возрастает. Меняется также давление насыщенных паров и значение кавитационного запаса.
Формулы для расчета параметров работы насоса на нефти , , по известным параметрам работы на воде НВ, QВ, имеют вид:
, , ,
где , , - коэффициенты пересчета соответственно напора, подачи и КПД насоса с воды на нефть.
В методике пересчета характеристик магистральных насосов в качестве параметра, характеризующего течение перекачиваемой жидкости в рабочем колесе, используется число Рейнольдса
,
где n – число оборотов ротора насоса,
Д2 – наружный диаметр рабочего колеса,
- расчетная вязкость нефти.
Условную границу перехода режима течения жидкости из автомодельной области в область зависящих от вязкости значений параметров насоса определяют переходное и граничное число Рейнольдса и , вычисляемые по формулам:
и ,
где ns - коэффициент быстроходности насоса, равный
.
В этой формуле QНОМ и ННОМ – подача и напор при работе на воде с максимальным КПД, n – частота вращения (об/мин).
Зная число Reп, можно найти предельное значение вязкости, начиная с которой необходимо вести пересчет характеристик насоса:
.
Если величина меньше расчетной вязкости , то характеристики насоса пересчитываются с воды на нефть.
Для вычисления коэффициентов пересчета напора, подачи и КПД используются следующие формулы:
;
;
,
где - поправочный коэффициент, равный =.
После определения параметров работы насоса на нефти Q, H и можно пересчитать и характеристику Q – N по формуле

где ρ – расчетная плотность нефти.
Анализ кавитационных характеристик насосов показывает, что критический кавитационный запас на нефтях меньше, чем на воде.
Допустимый кавитационный запас центробежного насоса на нефти определяется по формуле
,
где - паспортное значение допустимого кавитационного запаса для воды;
Кh – коэффициент запаса (Кh=);
и - поправки соответственно на температуру и вязкость перекачиваемой нефти.
При этом ;
.
где - напор, соответствующий давлению насыщенных паров нефти PS;
- скорость потока нефти во входном патрубке насоса;
- коэффициент сопротивления на входе в насос.
Скорость потока вычисляется по формуле:
,
где - диаметр входного патрубка.
Коэффициент сопротивления при <определяется по формуле
,
При >9330 можно принять .
Если в паспорте на насос вместо приводится вакуумметрическая высота всасывания НВАК, то величину допустимого кавитационного запаса на воде можно найти по формуле
.
Все характеристики насоса Q-H, -Q, Q-N и пересчитываются в диапазоне подач 0,8 QНОМ QНОМ 1,2 QНОМ.
3.2. Исходные данные.
Исходными данными для выполнения задания являются характеристики насоса QНОМ, ННОМ, n, Д2, , dВХ, hДОП.В, (приложение 2), а также характеристики перекачиваемой нефти [кг/м3] и РS = 66500 Па.
3. Порядок выполнения работы.
3. 1. Вычислить значения nS, ReП и .
3.2. Принять расчетное значение вязкости перекачиваемой нефти на 50% больше .
3.3. Определить величину ReН и ReГР.
3.4. Вычислить коэффициенты КН, КQ, К.
3.5. Выбрать 5 значений подачи, равных 0,8QНОМ, 0,9QНОМ, QНОМ, 1,1QНОМ, 1,2QНОМ, и найти соответствующие значения Н, , N для воды (приложение 3). Результаты занести в таблицу.
Параметры 0,8 QНОМ 0,9 QНОМ QНОМ 1,1 QНОМ 1,2 QНОМ
вода нефть вода нефть вода нефть вода нефть вода нефть
Q, м3/ч Н, м N, кВт 3.6. Вычислить соответствующие значения Q, Н, и N для нефти и результаты занести в таблицу.
3.7. Построить характеристики Q – Н, - Q и Q – N для воды и нефти.
3.8. Определить последовательно hS, ht, ВХ, ВХ, hи hдоп.н.
4. Требования к отчету.
Отчет о выполненной работе должен содержать:
- название работы;
- исходные данные;
- расчетные формулы;
- результаты расчетов;
- таблицу;
- характеристики насосов для воды и нефти.
Практическая работа №4. Гидравлический расчет нефтепроводаЦель. Произвести расчет указанных параметров в соответствии с Ходом выполнения, результаты представить в виде отчета (word и excel).
Задачи
Определить режим течения нефти, найдя число Рейнольдса (Re);
Определить коэффициент гидравлического сопротивления (λ), гидравлический уклон (i), суммарные потери напора в трубопроводе (H), расчетное число насосных станций (np). Сопоставлением напора всех насосов и потери напора в трубопроводе сделать заключение о необходимости проектирования лупинга (для уменьшения сопротивления трубопровода).
Графически выполнить нахождение перевальной точки нефтепровода
Порядок вычислений.
4.1. Определение режима течения жидкости
Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса, Re:

, где D – внутренний диаметр трубы [м]; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу [м/с]; Q – расход нефти [м3/с]; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти [м2/с].
При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости (гидравлического сопротивления считают по формуле Стокса).
Область турбулентного течения подразделяется на зоны:
1) Гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re1 (коэффициент гидравлического сопротивления считаем по формуле Блазиуса (табл.1));
2) Зона смешанного трения Re1<Re<Re2 ( считаем по формуле Альтшуля (табл.1)).
Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам:

где– относительная шероховатость трубы; kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм.
4.2. Определение потери напора в трубопроводе и числа насосных станций
Расчет коэффициентов , и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Значения коэффициентов , и m для различных
режимов течения жидкости
Режим течения m , с2/м
ламинарный 64/Re1 4,15
турбулент-ныйгидравлически гладкие трубы 0,3164/Re0,25 0,25 0,0246
смешанное трение 0,123
квадратичное трение 0 0,0826·
Гидравлический уклон, i характеризует потери напора на трение:

, где D – внутренний диаметр трубы [м]; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу [м/с]; – коэффициент гидравлического сопротивления.

Расчетный напор перекачивающей станции определяется по формуле:
где hm – напор магистрального насоса, mp – число магистральных насосов.
Тогда расчетное число насосных станций определяется по уравнению баланса напоров:

где Nэ – число эксплуатационных участков, на границах которых расположены НПС с резервуарными парками емкостью 0,3–0,5Qсут. В соответствии с нормами проектирования длина эксплуатационного участка 400-800 км. Сопоставить с длиной профиля и обосновать наличие одного эксплуатационного участка.
Число насосных станций обычно округляется.
Суммарный напор всех насосных станций считается по формуле:
,
где n – число насосных станций.
Суммарные потери напора в нефтепроводе считаются по формуле:

Где Lp – суммарная длина трубопровода [м]; z – разница геодезических отметок начала и конца трубопровода [м] (заимствуются на профиле). Сюда может также включаться минимальный остаточный напор Hост, необходимый для обеспечения технологических процессов на пункте приема нефти (в рамках данной практической работы принимается Hост = 35 м). Суммарное сопротивление нефтепровода Нс:
Hc=H+ Hост;
Сопоставлением Hpст и Hс можем сделать вывод о возможности осуществления перекачки. Если Hpст ≥ Hс , то перекачка возможна. В противном случае необходимо проектировать лупинг для уменьшения сопротивление трубопровода (в рамках данного практического задания надо лишь сделать заключение об этом).
4.3. Нахождение перевальной точки
Перевальной точкой называется такая возвышенность на трассе нефтепровода, от которой нефть приходит к конечному пункту нефтепровода самотеком. Таких вершин в общем случае может быть несколько. Расстояние от начала нефтепровода до ближайшей из них называется расчетной длиной нефтепровода. Рассмотрим это на примере нефтепровода протяженностью L, диаметром D и производительностью Q (рис. 1.9).
Прежде чем приступить к расстановке перекачивающих станций по трассе нефтепровода, необходимо исследовать трассу на наличие перевальной точки. Для этого на сжатом профиле трассы в соответствии с выбранными масштабами длин и высот строится прямоугольный треугольник, изображающий потери напора на некотором участке трубопровода. Построения выполняются в следующем порядке:
В горизонтальном масштабе откладывается отрезок ab, соответствующий участку нефтепровода длиной l;
Определяется значение потерь напора на трение (с учетом надбавки на местные сопротивления) для участка длиной l .
Из точки a перпендикулярно вверх откладываем отрезок ac , равный величине hl в масштабе высот профиля.
Соединив точки b и c, получим треугольник abc, называемый также гидравлическим треугольником. Его гипотенуза bc определяет положение линии гидравлического уклона в выбранных масштабах.
Из конечной точки трассы с учетом требуемого остаточного напора HОТ параллельно гипотенузе bc проведем линию гидравлического уклона 1. Ее пересечение с линией профиля указывает на факт наличия перевальной точки. Для ее определения проведем параллельно линию гидравлического уклона 2, с расчетом, чтобы она касалась профиля и нигде его не пересекала. Место касания линии 2 с линией профиля обозначает положение перевальной точки ПТ, определяющей расчетную длину нефтепровода.
Это говорит о том, что достаточно закачать нефть на перевальную точку, чтобы она с тем же расходом достигла конечного пункта трубопровода. Самотек нефти обеспечен, так как располагаемый напор (zПТ – zK – Hост) больше напора, необходимого на преодоление сопротивления на участке от перевальной точки до конечного пункта
(zПТ – zK – Hост)>i∙(L– lПТ) ,гдеlПТ – расстояние от начального пункта нефтепровода до перевальной точки.
libcaHlПТHостHОФ
lПТL
zПТzКzНН
2
1

Рис. 4.1. Графическое определение перевальной точки
и расчетной длины нефтепровода
В этом случае за расчетную длину трубопровода принимают расстояние LP=lПТ, а разность геодезических отметок принимается равной z= zПТ – zH. Если пересечение линии гидравлического уклона с профилем отсутствует, то расчетная длина трубопровода равна его полной длине LP=L, а z= zK – zH.
Следует отметить, что перевальная точка не всегда является самой высокой точкой на трассе.
К сведению. Если на конечном пункте нефтепровода поддерживать повышенный напор Hоф (рис.), то появления перевальных точек на трассе можно избежать (линия гидравлического уклона 2 будет продолжена пунктирной линией). Разница полезного Hоф и требуемого Hот напоров может быть использована, например, для привода портативной электростанции. Проект такой электростанции разработан на нефтепроводе Тихорецк–Новороссийск в районе нефтебазы «Грушевая».
Результат нахождения перевальной точки на профиле, полученном к заданию оформить графическим любым известным способом и поместить в тексте отчета.
Практическая работа №5. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станцийЦель
Произвести построение графиков баланса напоров в соответствии результатами выполненных работ №1-3, результаты представить в виде отчета (word и excel).
Задачи
Используя данные, полученные в ходе решения предыдущих работ, построить суммарные потери напора в трубопроводе (Н) для ряда расходов от 0,8 до 1,2 от расчетной подачи Q с шагом 250 м3/ч. Результат выразить в виде графиков в координатах H-Q, с учетом остаточного напора (1), принятого в прошлых работах и без учета последнего (2). Т.е. результат получается в виде двух кривых, которые показываются на графике как (1) и (2).
Построить кривые напора, развиваемого (3) напорными насосами (без участия подпорного) и (4) с подпорным насосом для проектированного количества насосных станций, а также с учетом подпорного насоса.
Представить построения в виде графиков в координатах H-Q. Обосновать правильность проектировки нефтепровода графически.
Порядок вычислений.
5.1. Построение графика суммарных потерь напора в трубопроводе
Как мы помним из практической работы №3, суммарные потери напора в нефтепроводе считаются по формуле:

Где Lp – суммарная длина трубопровода [м]; z – разница геодезических отметок начала и конца трубопровода [м] (заимствуются на профиле). Сюда может также включаться минимальный остаточный напор Hост, необходимый для обеспечения технологических процессов на пункте приема нефти. Суммарное сопротивление нефтепровода Нс:
Hc=H+ Hост;
Построение кривых удобно сделать, предварительно создав электронную таблицу Excel в нижеследующем формате, а затем произведя расчет Q - H:
Таблица 1. Исходные данные для построения графика потери напора
Исходные данные:
Расчетная вязкость, сСт: ν =
Длина трубопровода, км L =
Внутренний диаметр, м D =
Шероховатость стенки трубы, мм K =
Разность геодезических отметок, м ∆Z=
Остаточный напор, м Hост=Число эксплуатационных участков N=

Результаты гидравлического расчета
Q, м3/ч iH,мЗдесь гидравлический уклон, i характеризует потери напора на трение:

, где D – внутренний диаметр трубы [м]; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу [м/с]; – коэффициент гидравлического сопротивления; β, m – коэффициенты, зависящие от режима течения; Q – секундная подача [м3/с] (см. практ. работу №4, табл. 1).
5.2. Построение графиков расчетного напора в трубопроводе
Вспомним, что расчетный напор перекачивающей станции определяется по формуле:
Тогда суммарный напор всех насосных станций может выть рассчитан по формуле:
,
где n – число насосных станций, mp – число рабочих магистральных насосов.
Необходимо провести заполнение таблицы H – Q для трубопровода без учета напора подпорных насосов hп и с учетом последних. Напор насоса для расчетной подачи удобно заимствовать из соответствующей документации или его графических характеристик (см. предыдущие работы).
Таблица 2. Исходные данные для построения графика расчетного напора трубопровода

Q, м3/ч НстрНстр-hп5.3. Представление результатов
Представить построения в виде графиков в координатах H-Q. Обосновать правильность проектировки и соответствия рабочих точек (точек пересечения графиков напора и его потери) проектируемым режимам работы трубопровода (см. рис.).

Рис. 5.1. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций. Обозначения: 1 – характеристика трубопровода без лупинга, 2 – характеристика трубопровода с лупингом, 3 – напор насосных станций с учетом подпорного насоса, 4 – суммарная характеристика только магистральных насосов.
Практическая работа №6. Расстановка нефтеперекачивающих станций по профилю трассыЦель
Произвести вынос НПС на линию топографических профилей трассы. Для этого использовать данные практических работ 1-5.
Задачи
Рассчитать угол падения напора γ для НПС с учетом различия горизонтального и вертикального масштабов.
Вынести НПС на профиль с учетом высотных отметок Zh, суммарного напора магистральных Hст и подпорного насосов hп.
Результаты расчета и вынесения НПС на профиль представить в виде отчета. Для вынесения НПС использовать принятую систему символьного обозначения, доступный графический редактор или чертежные принадлежности.
Порядок вычислений.
Исходя из общей длины трубопровода, в соответствии с нормами проектирования распределяется число перекачивающих станций по эксплуатационным участкам (см. практическая работа №3);
В вертикальном масштабе в начале нефтепровода откладывается напор Hст развиваемый основными насосами (рис.)
Под углом (90-γ) проводим линию падения напора до пересечения с профилем трассы.
Угол падения напора определяется по следующей формуле:
γ=arctg(imгmв),
где i – гидравлический уклон для рабочего объема подачи; mг/mв – отношение горизонтального и вертикального масштабных коэффициентов профиля трассы.
Примечания по расчету γ. Масштабные коэффициенты брать как отношение количества метров, соответствующих стороне ячейки профиля по горизонтали и вертикали. Для расчета арктангенса необходимо учитывать, что используемая для этих целей функция =ATAN() в программе Excel возвращает результат в радианах. Для перевода их в градусы используется функция =ГРАДУС().
Точка пересечения линии уклона и профиля даст местоположение первойпромежуточной станции;
Аналогичные построения производим далее и находим местоположение второй и последующих промежуточных станций;
Затем добавляется напор, развиваемый подпорными насосами ГНПС, и проводим параллельные линии, которые и будут показывать распределение напоров по длине эксплуатационного участка.

Рис. 6.1. Расстановка НПС на профиле трассы
Практическая работа №7. Определение положения места утечки на трассе нефтепроводаОбщие сведения
Одним из наиболее простых способов обнаружения крупных утечек при полном или частичном разрыве трубопровода является метод, основанный на построении линий гидравлического уклона и измерении расхода. При повреждении трубопровода расход на участке до места истечения будет больше, чем на участке после места аварии на величину утечки. Поэтому значение гидравлического уклона до места разрыва будет больше, чем после него. Проекция точки пересечения линий гидравлического уклона на профиль трассы трубопровода будет указывать на место аварии (рис.).

Рис. Изменение давления по длине линейного участка трубопровода в зависимости от интенсивности утечки
Цель. Согласно своему варианту, провести вынос на профиль места протечки.
Задачи. По приведенным ниже формулам произвести расчет положения точки протечки на профиле трассы. Для расчета конечного гидравлического уклона i2 и конечного давления P2 , учитывать, что средняя скорость нефти на конечном пункте w к и ее давление P2 на конечном пункте составляют 65% от тех значений, которые должны быть без нарушения целостности трубопровода.
Порядок вычислений.
Координаты места утечки в случае повреждения линейной части магистрального трубопровода можно определить и расчетным путем из уравнения баланса давлений
,(1)
где Р1, Р2 – давление соответственно в начале и конце участка трубопровода;
\SYMBOL 114 \f "Symbol"– плотность перекачиваемой жидкости;
g– ускорение свободного падения;
LУ– длина участка;
х– расстояние от начала участка до места утечки;
z– разность геодезических отметок конца и начала участка трубопровода.
Решая (1) относительно х, найдем расстояние до места повреждения трубопровода
.(2)
Величины i1 и P1 известны по предыдущим расчетам. В качестве пункта «С» принимается начальный пункт, в качестве пункта «С+1» принимается конечный пункт (см. рис.). Соответственно, на перпендикуляр напора в начале трассы откладывается напор, образуемый насосными агрегатами всех НПС.
Расчет давления P1 = B1 (ситуация «нефтепровод без протечки») определяется по формулам (3) и (4):
hк=Р2/(ρg),(3)
откуда
Р2 = hк ρ g,(4)
hк - требуемый конечный напор, то есть напор в конце трубопровода, необходимый по условиям перекачки, мгде Р2 – требуемое конечное давление, то есть давление в конце трубопровода, необходимое по условиям перекачки, Па ρ – плотность нефти или нефтепродукта, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2 .
Вспомним, что гидравлический уклон, i определяется по формуле:

, где D – внутренний диаметр трубы [м]; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу [м/с]; – коэффициент гидравлического сопротивления.
ЛитератураКараев М.А., Азизов А.Г., Рагимов А.М., Рзаева Г.Г. Работа центробежных насосов на вязких жидкостях / Учебное пособие. Баку, 2005. – С.175
Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела – Уфа. ООО "ДзайнПолиграфСервис», 2005.- 528 с.
Коршак А. А., Коробков Г.Е, Обеспечение надежной работы магистральных нефтепродуктопроводов: Учеб. пособие. — Уфа: УНИ, 1993. —148 с.
СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.
Приложение 1.Кинематическая вязкость сахалинских нефтей в зависимости от температуры, сСт (мм2/с)
Температура
˚С Нефть
Эхабинская
товарная КолендоТунгусская Нельма
КыдыланьиМухто,
пласт ЖЗ Мухто,
пласт И20 7,70 11,46 4,47 16,64 5,87 6,87 5,66
30 5,79 8,42 3,48 7,84 4,47 5,22 4,39
40 4,55 6,95 2,92 6,21 3,66 4,26 3,67
50 3,64 5,73 2,48 4,80 2,92 3,43 2,98
Плотность сахалинских нефтей в зависимости от температуры, кг/м3
Температура
˚С Нефть
Эхабинская
товарная КолендоТунгусская Нельма
КыдыланьиМухто,
пласт ЖЗ Мухто,
пласт И20 869,5 872,4 861,4 880,9 864,1 870,2 843,9
30 862,6 865,7 854,6 874,3 857,2 863,5 836,8
40 856,2 859,0 847,7 867,7 850,3 856,8 829,7
50 849,3 852,3 840,8 861,1 843,4 850,0 822,5

Приложение 2. Технические характеристики нефтяных магистральных и подпорных насосов
Типоразмер насоса Исполнения ротора Число ступеней Номинальный режим Диаметр рабочего колеса D2, мм Ширина лопатки рабочего колеса b2, мм Коэффициент быстроходности ns Диаметр входного патрубка dвх., мм
Подача Q Напор Н, м Допустимый кавитационный запас Δhдоп.в., мЧастота вращения n,
об/с (об/мин) м3/ч м3/с НМ 1250-260 1,0 1 1250 0,347 250 20 50(3000) 440 26 73 353
0,7 1 900 0,25 265 50(3000) 418 26 59 353
НМ 2500-230 1,0 1 2500 0,694 230 32 50(3000) 430 36,2 109 512
0,7 1 1800 0,5 225 405 38 95 512
0,5 1 1250 0,347 225 425 26 79 512
НМ 3600-230 1,0 1 3600 1,0 240 40 50(3000) 450 41 127 512
0,7 1 2500 0,694 245 430 43 104 512
0,5 1 1800 0,5 230 450 29 93 512
НМ 5000-210 1,0 1 5000 1,389 210 42 50(3000) 450 70 165 610
0,7 1 3500 0,972 220 470 72 134 610
0,5 1 2500 0,694 210 430 70 117 610
НМ 7000-210 1,0 1 7000 1,944 210 52 50(3000) 475 61 196 610
0,7 1 5000 1,389 205 475 49 168 610
0,5 1 3500 0,972 210 467 52 138 610
НМ10000-210 1,0 1 10000 2,778 210 65 50(3000) 495 66 234 990
0,7 1 7000 1,944 200 505 57 203 990
0,5 1 5000 1,389 210 475 58 165 990
НПВ1250-60 1 1 1250 0,347 60 2,2 25(1500) 495 23 105,8 408
НПВ2500-80 1 1 2500 0,694 80 3,2 25(1500) 530 29 120,6 800
НПВ3600-90 1 1 3600 1,0 90 4,8 25(1500) 610 30 132,5 1000
НПВ5000-120 1 1 5000 1,389 120 5,0 25(1500) 640 48 125,8 1000
Приложение 3. Технические характеристики центробежных насосов0510540
-41148034290

-411480241935
1417955170815

-31496026035

-411380242436
Учебное электронное издание
Проектирование нефтепроводов
Методические указания к лабораторным работам для студентов специальностей 131000 «Нефтегазовое дело»
Составитель Сергей Леонидович Шевырев, Куличков Сергей Владимирович, Соломенник Сергей Федорович
Редактор Н.С. Мун
Компьютерная верстка С.Л. Шевырева, К.А. Никитиной
Подготовлены редакционно-издательским отделом Инженерной школы ДВФУURL:HYPERLINK "http://dvfu.ru/web/is/metodiceskie-rekomendacii" http://dvfu.ru/web/is/metodice skie -rekomendacii
Формат PDF, объем 5 МБ [1,8 усл. печ. л.] Опубликовано 15 марта 2013 г.
Издательский дом Дальневосточного федерального университета
690990, Владивосток, Пушкинская, 10, тел./факс (423) 222-12-40, 245-77-70
E-mail: [email protected], [email protected]

Приложенные файлы

  • docx 15816998
    Размер файла: 659 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий