Проектирование и расчет эксплуатационного режима работы нефтепровода

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

Введение

1. Описание трассы нефтепровода

2. Характеристика перекачиваемой нефти

3. Исходные данные для расчета

4. Технологический расчет нефтепровода

4.1 Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти

4.2 Выбор насосного оборудования и расчет рабочего давления

4.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

4.4 Гидравлический расчет нефтепровода

4.5 Определение числа перекачивающих станций

4.6 Расстановка станций по трассе нефтепровода

5. Методы регулирования эксплуатационного режима работы нефтепровода

Список использованных источников

Введение

Трубопроводный транспорт нефти является, экономичным и прогрессивным способом доставки нефти от месторождений до нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), обеспечивая независимо от климатических условий и времени года, бесперебойную и планомерную доставку. От надёжности его функционирования в значительной степени зависит благополучие народного хозяйства страны в условиях рыночной экономики.

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 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. 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 транспортируется по магистральным трубопроводам, а так же большая часть продуктов ее нефтепереработки.

Данный курсовой проект посвящен рассмотрению некоторых вопросов проектирования и расчету эксплуатационного режима работы нефтепровода.

1. Описание трассы нефтепровода

Трубопровод «Холмогоры-Омск» предназначен для транспортировки нефти с Холмогорского месторождения нефти. Свое начало нефтепровод берет в поселке Холмогоры, находящемся в Ямало-Ненецком Автономном округе. Конечным же пунктом трубопровода является нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Омске (Омская область). Трасса нефтепровода по административному делению проходит через Ямало-Ненецкий автономный округ, Ханты-Мансийский автономный округ, Тюменскую область, Омскую область.

Протяженность трассы нефтепровода составила 915 километров.

На протяжении трассы нефтепровода предусмотрены переходы через болота, реки, озера, автомобильные и железные дороги. На 217 километре нефтепровод пересекает реку Обь, на 855 км — реку Иртыш. Рельеф территории характеризуется в основном равнинами.

2. Характеристика перекачиваемой нефти

Нефть Холмогорского месторождения имеет следующие характеристики:

— плотность при 20 °C — 856кг/м3;

— вязкость при 0 °C — 33,4 мм2/с;

— вязкость при 0 °C — 7,5 мм2/с;

— молярная масса — 209,4 кг/кмоль;

— температура застывания — минус 21 °C;

— температура начала кипения — 58 °C;

— массовое содержание серы — 1,17%;

— массовое содержание смол силикагелевых — 11,6%;

— массовое содержание асфальтенов — 0,93%.

3. Исходные данные для расчета

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

1) годовая производительность нефтепровода GГ =38 млн. т /год;

2) протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют)

L=915 км;

3)геодезические отметки, zК=90м, zН=12 м;

4) средняя расчетная температура перекачки, tР=0,4С.

Расчетная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений ы трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода;

5) плотность нефти при температуре 293К (20С), 293 = 856 кг/м3;

6) вязкость нефти при 273К (0С) и 293К (20С), 273=33,4 мм2/с; 293 = 7,5 мм2/с;

7) коэффициент неравномерности перекачки Кнп = 1,05;

8) допустимое рабочее давление Рдоп = 7,5 МПа.

4. Технологический расчет нефтепровода

4.1 Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти

Расчетная температура:

Tp=tp +273,15=0,4+273,15=273,55 К. (1)

Расчетная плотность при температуре Т=ТР определяется по формуле:

(2)

где293 — плотность нефти при 293К;

— температурная поправка, кг/(м3• К).

=1,825 — 0,1 315293, (3)

=1,825 — 0,1 315 856=0,69 936кг/(м3•К).

= 856+0,69 936·(293−273,55)=869,603 кг/м3.

Коэффициент кинематической вязкости нефти определяют по формуле:

, (4)

где u -коэффициент крутизны вискограммы, 1/К;

— коэффициент кинематической вязкости нефти при Т=273К;

— коэффициент кинематической вязкости нефти при Т=293К;

, (5)

4.2 Выбор насосного оборудования и расчет рабочего давления

Расчетная часовая производительность нефтепровода при =Т определяется по формуле:

, (6)

гдеGг— годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

— расчетная плотность нефти, кг/м3;

Nр — расчетное число рабочих дней (принимаем NР=350 суток);

Kнп — коэффициент неравномерности перекачки (для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами, образующими систему, Кнп= 1,05).

м3/ч.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). По их напорным характеристикам вычисляем рабочее давление (МПа):

, (7)

гдеg=9,81 м/с2 — ускорение свободного падения;

hп, hм — соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами;

mм— число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции; mм=3;

Pдоп — допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры (Pдоп = 6,5 МПа).

Магистральный насос НМ 7000−210 с ротором 1,0Qн (D2 = 450 мм)

hм=a-b*Qч2, (8)

где a, b — коэффициенты характеристики, определяемые при аппроксимации N экспериментально полученных значений напора и подачи или по заводской характеристике насоса, снятых на воде при заданном числе оборотов привода.

a = 262,5; b=1,8173•10-6,

hм =262,5- 1,8173•10-6•5202,1582=213,32 м.

Подпорный насос НПВ 5000−120 с ротором D = 613 мм

hп=a-b*Qч2, (9)

a=137,7; b=1,2839•10-6,

hп = a — b•Qч2= 137,7 — 1,2839•10-6•5202,1582= 102,96 м,

МПа < 7,5МПа.

Условие выполняется. Расчетный напор ПС принимается равным

Нст=mмhМ, (10)

НСТ=3213,32=639,96 м.

4.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:

(11)

где wo — рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки), wo=2,3 м/с.

м.

Выбираем трубы ВМЗ, изготовленные по ТУ 14- 3 -1573 -99 из стали 10Г2ФБЮ с наружным диаметром Dн=1020мм.

Вычисляем толщину стенки трубопровода

(12)

где P- рабочее давление в трубопроводе, МПа;

np— коэффициент надежности по нагрузке (np=1,15) при D?700 мм;

R1— расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

(13)

где в— временное сопротивление стали на разрыв, МПа;

= в =590 МПа;

mу— коэффициент условий работы, mу=0,9 (нефтепровод III категории);

k1— коэффициент надежности по материалу, k1=1,34;

kн— коэффициент надежности по назначению, kн=1,0 (при Dу< 1200 мм).

МПа;

мм.

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода о округляем в большую сторону до стандартной величины из рассматриваемого сортамента труб. Принимаем =10 мм.

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:

D = Dн — 2, (14)

D = 1020- 2•10=1000 мм.

4.4 Гидравлический расчет нефтепровода

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

(15)

где Q- расчетная производительность перекачки, м3/с;

D — внутренний диаметр, м.

м/с.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:

, (16)

где w — Фактическая средняя скорость течения нефти, м/с; D — внутренний диаметр, м; - коэффициент кинематической вязкости нефти.

.

Находим относительную шероховатость трубы:

(17)

где kэ — эквивалентная шероховатость стенки трубы;

.

Переходные числа Рейнольдса:

(18)

, (19)

,

.

При значениях Re1< Re<Re2 режим течения является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления:

, (20)

.

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

, (21)

гдеLр— расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м.

м.

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

H = 1,02h+ z + NЭhост, (22)

где1,02- коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

z=zК-zН — разность геодезических отметок, z = 90−12=78м;

NЭ — число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400−600 км), принимаем NЭ=2;

hост— остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост =30−40 м, принимаем hост =40.

H = 1,02•3572,688 +78+4•40=3802,141 м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения:

, (23)

.

4.5 Определение числа перекачивающих станций

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит:

(24)

Округляем до ближайшего целого числа.

При округлении числа станций n в меньшую сторону (n = 5) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной lл:

, (25)

где — соотношение, равное:

, (26)

где m — коэффициент, характеризующий турбулентный режим течения жидкости.

В случае округления числа станций в большую сторону (n = 6) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. Построим совмещенную характеристику нефтепровода и НПС. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом lл=136,773 км в диапазоне расходов от 4000 до 6400 м3/ч. Данный расчет выполняется в программе QBasic, используются следующие пакеты программ: Truba. bas, Station. bas, Pumps. bas, Rabt. bas. Результаты вычислений представлены в таблице 1.

Значения Q1 и Q2 определяются из совмещенной характеристики.

Точка пересечения, А характеристики нефтепровода с лупингом и НПС (n=5) подтверждает правильность определения величины lл, так как QА=Q=5202,158 м3/ч. При округлении числа НПС в большую сторону (n=6) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и НПС (n=6,mM=3; рабочая точка А2) определим значение расхода Q2=5500,494 м3/ч.

Таблица 1 — Результаты расчета характеристик трубопровода и НПС

Расход, м3/ч

Напор насосов

Характеристика трубопровода

Характеристика НПС

hм, м

hп, м

Пост. диаметра

с лупингом

n=5,

m=3

n=6,

m=3

n=6,

m=2

4000

233,4232

117,1576

2410,66

2164,158

3735,663

4435,933

3035,394

4400

227,3171

112,8437

2837,994

2544,731

3635,444

4317,395

2953,492

4800

220,6294

108,1189

3299,841

2956,04

3525,679

4187,567

2863,791

5200

213,3602

102,9833

3795,992

3397,898

3406,37

4046,45

2766,289

5600

205,5095

97,43 689

4326,274

3870,153

3277,516

3894,044

2660,988

6000

197,0772

91,4796

4890,539

4372,672

3139,117

3730,349

2547,885

6400

188,0634

85,11 145

5488,662

4905,345

2991,174

3555,364

2426,983

Графически совмещенная характеристика нефтепровода и НПС приведена на рисунке 1.

Рисунок 1- Совмещенная характеристика нефтепровода и НПС

Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=6,mM=2;), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение А1 и нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4606,244 м3/ч.

Так как выполняется условие Q1< Q<Q2, рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2:

(27)

ч,

(28)

ч.

4.6 Расстановка станций по трассе нефтепровода

нефтепровод насосный давление эксплуатационный

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы.

По известной производительности нефтепровода определим значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q2=5500,494 м3/ч.

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле:

(29)

м/с.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:

, (30)

;

Re1=16 667;

Re2=833 333.

При значениях Re1< Re<Re2 режим течения является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления:

, (31)

.

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

, (32)

м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения:

(33)

.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при подаче Q2, соответственно равны:

hм=a-b*Qч2=262,5- 1,8173•10-6•5500,4942= 207,5168 м;

hп = a — b•Qч2= 137, 7- 1,2839•10-6•5500,4942= 98,85 504 м;

Расчетный напор НПС в этом случае составит

Нст=3* hм=3•207,5168=622,5504 м.

5. Методы регулирования эксплуатационного режима работы нефтепровода

Режимы работы нефтепровода определяются подачей и напором насосов ПС в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое нарушение баланса приводит к изменению режима работы и обуславливает необходимость регулирования.

К основным факторам, влияющим на режимы работы системы «перекачивающая станция — трубопровод», можно отнести следующие:

— переменная загрузка нефтепровода, вызванная различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (НПЗ);

— изменение реологических параметров нефти вследствие сезонного изменения температуры, а также влияния содержания воды, парафина, растворенного газа и т. п. ;

— технологические факторы — изменение параметров насосов, их включение и отключение, наличие запасов нефти или свободных емкостей и т. д. ;

— аварийные или ремонтные ситуации, вызванные повреждениями на линейной части, отказами оборудования ПС, срабатываниями предельной защиты.

Некоторые из этих факторов действуют систематически, некоторые — периодически. Все это создает условия, при которых режимы работы системы «перекачивающая станция — трубопровод» непрерывно изменяются во времени.

Из уравнения баланса напоров следует, что все методы регулирования можно условно разделить на две группы:

1) методы, связанные с изменением параметров перекачивающих станций:

— изменение количества работающих насосов или схемы их соединения;

— регулирование с помощью применения сменных роторов или обточенных рабочих колес;

— регулирование изменением частоты вращения вала насоса;

2) методы, связанные с изменением параметров трубопровода

— дросселирование;

— перепуск части жидкости во всасывающую линию (байпасирование);

— применение противотурбулентных присадок.

Наилучшими характеристиками из существующих методов обладает метод циклической перекачки, при котором трубопровод последовательно (циклически) работает с разным числом (или разными параметрами) насосов. Недостатками такого метода является необходимость выполнения многочисленных включений и выключений электродвигателей и насосов.

При циклической перекачке выполнение заданной подачи Q обеспечивается циклической работой трубопровода на двух дискретных режимах с подачами Q1 и Q2. За время цикла Т время работы на каждом из режимов составляет:

(34)

(35)

Мощность, потребляемая из сети нерегулируемым электроприводом насоса,

(36)

где с — плотность, перекачиваемой жидкости, кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2;

Q — производительность насоса, м3/с;

Н — напор развиваемый насосом, м;

знас — КПД насоса;

зЭД — КПД электродвигателя.

В режимах с подачами Q1 и Q2 КПД насосов и электродвигателей будут различными. При этом будет изменяться потребляемая из сети электрическая мощность. Причем КПД насосов и электродвигателей могут быть ниже номинальных значений.

Циклическая перекачка может осуществляться и без остановок перекачки путем изменения пропускной способности трубопровода. Уменьшение подачи также приводит к усиленному путевому охлаждению нефти и опасности его замораживания. Нарушение теплового равновесия приводит к перераспределению температурного поля вокруг трубопровода. Теплоотдача от нефти в грунт при этом уменьшается. Некоторое время температура жидкости поддерживается за счет тепла, аккумулированного грунтом. Но по мере остывания системы температуры массива и жидкости постепенно выравниваются. В подобных условиях, когда приходится переходить на режим перекачки с пониженной подачей, важно уметь рассчитывать допустимую длительность работы с измененными параметрами. Одним из важнейших факторов, влияющих на время безопасной работы является продолжительность работы трубопровода до изменения режима. Чем длительнее время, в течение которого трубопровод работал с устойчивой расчетной подачей, тем больше тепла аккумулировалось в грунте и тем меньше опасность замораживания трубопровода.

Если метод дросселирования признан чрезмерно энергоемким, то циклическая перекачка может успешно конкурировать с любым методом регулирования производительности. Наиболее существенным ограничением на применение циклической перекачки является возможное снижение предельно допустимого давления на линейной части, обусловленное старением трубопровода и коррозионными явлениями в металле трубы. В этом случае одним из возможных способов поддержания производительности на необходимом уровне является регулирование частотой вращения ротора насоса.

Список использованных источников

1 Коршак А. А., Нечваль А. М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов.- СПб: Недра, 2008. -488с.

2 Нечваль А. М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: Учеб. Пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. -81с.

3 СНиП 2. 05. 06−85*. Магистральные трубопроводы/Госстрой Росии: ГП ЦПП, 1997. -52с.

4 Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.- Изд. 2-е, испр. и доп.- М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989. -24с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой