Министерствообразования и науки Российской Федерации
Государственноеобразовательное учреждение высшего профессионального образования
Уфимскийгосударственный нефтяной технический университет
Кафедра«Транспорт и хранение нефти и газа»
Пояснительнаязаписка к курсовой работе
по дисциплине:" Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов"
0200. 074609.О62ПЗ
Проектированиемагистрального нефтепровода на участке Пурпе-Самотлор
Выполнил
студент группы МТ-06-04
А.И. Шайхаттарова
Проверил канд. техн. наук, доцент
М.А. Иляева
Уфа 2010
Содержание
Введение
1. Характеристика трассы проектируемого нефтепровода.Основные проектные решения
2. Расчетная часть
2.1 Исходные данные
2.2 Определение диаметра трубопровода, выбор насосногооборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числаперекачивающих станций
2.3 Расстановка перекачивающих станций по трассенефтепровода
2.4 Расчет режимов работы нефтепровода
2.4.1 Методика определения режимов
2.4.2 Расчет возможных режимов работы нефтепровода
Список использованных источников
Введение
Система магистральных нефтепроводов на территории бывшегоСССР сформировалась в особых условиях размещения пунктов добычи и переработкинефти. Известно, что с экономической точки зрения трубопроводный транспортявляется наиболее выгодным по сравнению с другими видами транспортировки нефти.
Проект нефтепровода «Пурпе — Самотлор» предназначен для транспортировкинефти Ванкорского месторождения и месторождений севера Красноярского края нанефтеперерабатывающие заводы России и на мировые рынки.
В технологической части проекта определен диаметр трубопровода.По требуемому грузообороту подобрано насосное оборудование. Произведен расчеттолщины стенки трубопровода и определение числа перекачивающих станций. Врезультате построений линии гидравлического напора была произведена расстановкаперекачивающих станций по трассе трубопровода. Были рассмотрены все возможныеварианты эксплуатационных режимов нефтепровода «Пурпе-Самотлор».
1. Характеристика трассы проектируемого нефтепровода.Основные проектные решения
Трасса нефтепровода проходит по территорииЯмало-Ненецкого и Ханты-Мансийского (Югры) автономных округов. Начальной точкойнефтепровода является головная НПС «Пурпе», конечной – НПС «Самотлор». Такимобразом, нефтепровод является «перемычкой» между западной и восточнойсоставляющей российской трубопроводной системы. Благодаря этому нефтяники могутпо кратчайшему маршруту поставлять нефть с новых месторождений Западной Сибирив направлении ВСТО.
Проектом предусматривалось строительство магистральногонефтепровода протяженностью 430 км и мощностью 25 млн. тонн в год свозможностью последующего расширения до 50 млн. тонн в год, реконструкция двухНПС, строительство трех НПС на полное развитие.
Трасса нефтепровода проходит вне зон особо охраняемыхприродных территорий и мест традиционного природопользования малочисленныхнародов Севера. Поэтому ни местной экосистеме, ни жизненному укладу коренныхобитателей лесотундры строительство нефтепровода не угрожает. Кроме этого,проект обеспечил создание новых рабочих мест и даст ощутимую прибавку врегиональные бюджеты. Заказчик проекта – ОАО «Сибнефтепровод», генеральнаяпроектная организация ОАО «Гипротрубопровод».
Функции централизованного управления проектируемымнефтепроводом Пурпе – Самотлор (рисунок 2) будет выполнила АК «Транснефть».
Оперативный контроль осуществили из Территориальногодиспетчерского пункта ОАО «Сибнефтепровод». Из районного диспетчерского пункта«Ноябрьск» все объекты могут контролироваться и управляться в штатном режиме.Проект обеспечил создание новых рабочих мест и дал ощутимую прибавку врегиональные бюджеты, а нефтяники могут по кратчайшему маршруту поставлятьнефть с новых месторождений Западной Сибири, в том числе и Ванкорскогоместорождения в направлении трубопроводной системы ВСТО.
/>
Рисунок 1 – Проектируемый нефтепровод «Пурпе — Самотлор»
Ванкорское месторождение — перспективное нефтегазовоеместорождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским иСузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края,включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) иСеверо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого)автономного округа) участки. Для разработки месторождения создан вахтовыйпосёлок Ванкор.
Открыто в 1991 году. Лицензию на разработку месторожденияполучила в 2003 году получила компания Роснефть. Запасы нефти на месторождениипревышают 260 млн.т., газа — около 90 млрд.куб.м. Проектная мощность — 14 млн тнефти в год — ожидается к 2012. По оценке на середину 2005, расходы на проектсоставят около $4,5 млрд. По состоянию на август 2009 года выручка от проектасоставила 80 миллиардов долларов. Инфраструктура в районе месторожденияполностью отсутствует.
Поставки нефти с месторождения планируется осуществлятьна Дальний Восток страны через Восточный нефтепровод через нефтепроводПурпе-Самотлор.
/>
Рисунок 2 – Ванкорские месторождения
В проекте заложен более высокий уровень контроля всехвидов работ, выполняемых при монтаже оборудования и трубопроводов.
Поскольку новый нефтепровод имеет стратегическое значениедля стабильного развития экономики страны, к строительству привлечены крупныестроительные организации, обладающие значительным опытом в области сооружениямагистральных нефтепроводов.
Этот проект реализуется в соответствии со всемитребованиями промышленной и экологической безопасности. Разработаны нормы итребования как в отношении проектных решений, так и применяемых технологий,оборудования и материалов – трубам, насосным агрегатам, запорной и регулирующейарматуре, другому технологическому оборудованию, нормы которых на порядокжестче требований федеральных нормативно-технических документов.
К технологическим мероприятиям в период эксплуатацииобъекта, направленным на сокращение вредных выбросов в атмосферу, относятсяприменение запорной арматуры с максимально высоким классом герметичности, строительстворезервуаров с понтоном. На объектах строительства были запроектированывысокоэффективные очистные сооружения для дождевых и хозяйственно-бытовыхсточных вод.
Линейная часть и объекты нефтепровода Пурпе – Самотлорконцентрируют в себе все передовые достижения науки в области трубопроводноготранспорта нефти. Используются новейшие технологические и технические решения,современное оборудование, качественные комплектующие материалы и техника. Длястроительства трубопроводной системы предусматривается использовать трубы сповышенной прочностью. Это особенно важно в северных природно-климатическихусловиях.
2. Расчетная часть
2.1 Исходные данные
Годовая производительность нефтепровода,GГ=15 млн.т /год;
Протяженность нефтепровода (перевальные точкиотсутствуют),
L=424 км;
Разность геодезических отметок,
Dz=zК-zН=54-115=-61;
Средняя расчетная температура перекачки, tР=2°С;
Плотность нефти при температуре 293К (20°С), r293=851 кг/м3;
Вязкость нефти при 293К (20°С) и соответственно 323К (50°С),
n293=4,94 сСт,
n323=2,49 сСт.
2.2 Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования,расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций
Определим расчетную температуру
/>, (1)
где L – полная протяженность нефтепровода;
li – длина i-го участка с относительно одинаковойтемпературой Ti;
n – число участков.
/>.
Определим расчетную плотность при температуре Т=ТР
/>, (2)
где r293– плотность нефти при 293К, кг/м3;
x=1,825– 0,001315×r293, кг/(м3∙К) –температурная поправка; (3)
x=1,825– 0,001315×851 =0,706 кг/(м3∙К).
/>.
Определим расчетную кинематическую вязкость нефти поформуле Вальтера, потому что нам нужно найти вязкость при температуре, котораяне входит в диапазон известных нам величин
/>, (4)
где А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двумзначениям вязкости />и /> при двух температурах Т1 и Т2.
/>; (5)
/>; (6)
/> (7)
Определим расчетную часовую производительность нефтепроводапри
r=rТ
/> (8)
где Gгод – годовая (массовая) производительностьнефтепровода, млн. т/год;
r– расчетная плотность нефти, кг/м3;
Nр – расчетное число рабочих дней (принимаем NР=350суток);
kНП – коэффициент неравномерности перекачки, kНП=1,05.
/>;
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляетсяпо формуле
/> (9)
где wo – рекомендуемая ориентировочная скоростьперекачки, определяемая из графика, wo=1,5 м/с;
/>;
По значению Do принимаем ближайший стандартный наружныйпринимаем Dн = 720мм по инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО«ГАЗПРОМ» выбираем для нефтепровода трубы, выпускаемые Волжским трубным заводомиз стали ТУ 14-3-1976-99 марки К60 со следующими характеристиками: временноесопротивление разрыву sв=588МПа, предел текучести sт= 441МПа, коэффициент надежности по металлу трубы к1 = 1,34.
Исходя из расчетной часовой производительностинефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей станции (подпорныеи магистральные насосы).
По их напорным характеристикам вычисляем рабочее давление(МПа)
/> (10)
где g = 9,81м/с2 – ускорение свободного падения;
hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным имагистральным насосами;
mм – число работающих магистральных насосов наперекачивающей станции; mм=3;
Pдоп – допустимое давление ПС из условия прочностикорпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры Pдоп= 6,4 МПа.
Подбираем насосы:
— магистральный НМ 2500 — 230;
— подпорный НПВ 2500 — 80.
Напор магистрального насоса(D = 405 мм) составит
/> м, (11)
где a,b – постоянные коэффициенты.
Напор подпорного насоса(D = 540 мм) составит
/> м.
/>
6,4МПа >6,27МПа
Расчетный напор ПС принимается равным
Нст= mм×hм=3×218,34 =655,02м.
Для каждого значения принятых вариантов стандартныхдиаметров вычисляется толщина стенки трубопровода:
/> (12)
где P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;
np – коэффициент надежности по нагрузке, без подключенияемкостей np=1,15;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа.
/> (13)
где sв–временное сопротивление стали на разрыв, для стали К60
sв=RН1 = 588 МПа;
mу – коэффициент условий работы mу=0,9;
k1 – коэффициент надежности по материалу k1=1,34;
kн – коэффициент надежности по назначению kн=1,0;
/>,
/>
Вычисленное значение толщины стенки трубопровода dо округляем в большуюсторону до стандартной величины dиз рассматриваемого сортамента труб.
Принимаем d=7мм.
Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:
D = Dн – 2d=720 – 2×7 =706мм.
Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяетсяпо формуле
/> (14)
где
Q = QЧ/3600
– расчетная производительность перекачки, м3/с;
Q= 2170,9 / 3600= 0,603 м3/с,
D – внутренний диаметр, м
/>
Потери напора на трение в трубопроводе определяем поформуле Дарси-Вейсбаха
/>, (15)
где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длинетрубопровода при отсутствии перевальных точек), м;
l– коэффициент гидравлического сопротивления.
Режим течения жидкости характеризуется безразмернымпараметром Рейнольдса
/> (16)
режим течения турбулентный.
/>
где
/>
– относительная шероховатость трубы;
kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенкитрубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от еесостояния. Для нефтепроводов из новых сварных труб принять kЭ=0,1 мм.
/>. (17)
/>
При значениях Re1
/>
/>
Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:
H = 1,02ht+ Dz + NЭ× hост, (18)
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местныесопротивления в линейной части нефтепровода;
Dz= zк–zн
– разность геодезических отметок, Dz = -61 м;
NЭ – число эксплуатационных участков (назначаетсясогласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);
принимаем NЭ=1;
hост – остаточный напор в конце эксплуатационногоучастка,
hост =30…40 м, принимаем hост = 40м.
H = 1,02ht+ Dz + NЭ× hост=1,02∙ 1286,76-61+40=1265,76м.
Величину гидравлического уклона магистрали можно найти извыражения
/>.
На основании уравнения баланса напоров, необходимое числоперекачивающих станций составит
/>. (19)
Округляем до целого числа в меньшую сторону n = 1.
При округлении числа станций n в меньшую сторону(n
/> (20)
где
/>.
Принимаем D = DЛ, тогда величина
/>. (21)
где m = 0,1 – для зоны смешанного трения;
/>,
/>.
Построим совмещенную характеристику нефтепровода иперекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепроводапостоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов от 1900 до2400м/ч. Результаты вычислений приведены в таблице 1.
Таблица 1- Результаты расчета характеристик трубопровода иперекачивающих станций.Расход Q, м/ч Напор насосов Характеристика трубопровода Характеристика нефтеперекачивающих станций
/>, м
/>, м 1)постоянного диаметра 2)с лупингом
3)n=1;
m=3
4)n=2;
m=3
5)n=2;
m=2 500 256,56 101,46 48,63 46,37 871,14 1640,81 500 1000 250,14 98,64 257,53 248,49 849,05 1599,46 1000 1500 239,43 93,94 605,69 585,35 812,24 1530,53 1500 2000 224,44 87,37 1093,12 1056,95 760,70 1434,03 2000 2500 205,17 78,91 1719,81 1663,30 694,43 1309,96 2500 1774,1 201,10 81,76 855,65 827,19 685,06 1288,37 1774,1
/>
1 — характеристика трубопровода постоянного диаметра
2 — характеристика нефтеперекачивающих станций n=1
3 — характеристика нефтеперекачивающих станций n=2
4 — характеристика нефтеперекачивающих станций n=2
Рисунок 4 – Совмещенная характеристиканефтеперекачивающих станций и трубопровода.
2.3 Расстановка перекачивающих станций по трассенефтепровода
Расстановка перекачивающих станций выполняется графическина сжатом профиле трассы.
По известной производительности нефтепровода определимзначение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случаеварианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительностинефтепровода, т. е. Q2.
Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с)определяется по формуле
/>
где
Q=QЧ/3600
– расчетная производительность перекачки, м3/с;
Q= 2350 / 3600= 0,653 м3/с,
D – внутренний диаметр, м.
/>
Потери напора на трение в трубопроводе определяем поформуле Дарси-Вейсбаха:
/>,
где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длинетрубопровода при отсутствии перевальных точек), м
l– коэффициент гидравлического сопротивления.
Режим течения жидкости характеризуется безразмернымпараметром Рейнольдса.
/>/>
/>
При значениях Re1
/>
/>
Суммарные потери напора в трубопроводе составляют
H = 1,02ht+ Dz + NЭ× hост=1,02∙1283,9-61+40=1288,6 м.
Величину гидравлического уклона магистрали можно найти извыражения:
/>
Строится треугольник гидравлического уклона (с учетомнадбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатогопрофиля трассы.
Напор станции составит
/>,
/>
/>
Таблица 2 — Расчетные значения высотных отметок НПС и длинлинейных участков нефтепровода.Нефтеперекачивающая станция Высотная отметка Расстояние от начала нефтепровода, км Длина линейного участка, км ГНПС-1 115 200,1 НПС-2 100 200,1 223,9 КП 54 223,9 -
2.4 Расчет режимов работы нефтепровода
Расчет возможных технологических режимов перекачки нефтипо рассматриваемому участку нефтепровода выполняется на основании расчетныхзначений плотности и кинематической вязкости нефти, которые составляют:
плотность нефти ρ=863,7 кг/м3;
вязкость нефти ν=8,37∙10–6 м2/с.
Расчетные параметры линейных участков нефтепроводаприведены в таблице 2.
/>/>/>/>/>/>
2.4.1 Методика определения режимов
Режим работы перекачивающих станций определяетсясовместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристикулинейных участков трубопровода и характеристику перекачивающих станций.
Производительность трубопровода определяется из системыуравнений:
/>, (23)
где Hтр – полные потери напора на преодолениегидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и созданиеостаточного напора в конце трубопровода;
Hнс – напор, развиваемый всеми работающими насосами призаданном режиме перекачки;
Dzj– разность геодезических отметок на j –м линейном участке;
n – число линейных участков (перекачивающих станций);
Hост – остаточный напор в конечном пункте трубопровода,Hост =40 м;
htj– потери напора на трение в j – м линейном участке трубопровода;
1,02 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления налинейном участке;
nмнj – число магистральных насосов, установленных на j-йперекачивающей станции;
hпн – напор, развиваемый подпорными насосами;
hмнjk – напор, развиваемый k-м магистральным насоснымагрегатом j-й перекачивающей станции;
fjk – индекс состояния k-го насосного агрегата j-й ПС(если насос находится в работе fjk=1; если остановлен fjk=0).
Потери напора на трение определяются по формулеЛейбензона:
/>, (24)
где n– расчетная вязкость нефти;
Q – расход нефти;
Lj – длина j-го линейного участка;
D – внутренний эквивалентный диаметр j-го линейногоучастка.
Значения коэффициентов b и m в формуле Лейбензона зависят от режима течениянефти и шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода.
Режим течения определяется безразмерным критериемРейнольдса:
Re =/>. (25)
В таблице 3 приведены значения коэффициентов b и m для различных режимовтечения жидкости.
Таблица 3 – Зависимость коэффициентов b и m от режима теченияРежим течения Re m b Ламинарный Re500/e 9,089×103×e0,25
Напор, развиваемый магистральными hмн и подпорными hпнперекачивающими агрегатами, определяется по формуле (1.2).
Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяетсяиз соотношения:
Ннс = Нвсс + Нмнс, (26)
где Нвсс – напор на входе с-й перекачивающей станции;
/>
– напор, создаваемый работающими насосами с-йперекачивающей станции.
Напор на входной линии с-й перекачивающей станцииопределяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающимистанциями и потерями напора в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейныхучастков.
/>. (27)
Напоры на входе и выходе перекачивающих станций должныудовлетворять условию, накладываемому ограничениями:
/>; />, (28)
где Рн max с – максимальное допустимое давление нанагнетании с-й НПС;
Рвс min с, Рвс max с – соответственно минимальное имаксимальное допустимые давления на входе с-й НПС;
g – ускорение свободного падения.
2.4.2 Расчет возможных режимов работы нефтепровода
Конфигурация работающих основных насосов (карта возможныхрежимов) представлена в таблице 4
Таблица 4 – Карта возможных режимовНомер режима Перекачивающая станция Пурпе №2 1 2 3 1 1,1,1,0 1,1,1,0 2 1,1,1,0 1,1,0,0 3 1,1,1,0 1,0,0,0 4 1,1,0,0 1,1,0,0 5 1,1,0,0 1,0,0,0 6 1,0,0,0 1,0,0,0
Расчет возможных режимов работы нефтепровода выполним попрограмме RАBT_BAS.
Задаваясь числом магистральных насосов равным трем, спомощью программы расчета совместной работы трубопровода и нефтеперекачивающихстанций RABT.BAS определим потери напора на эксплуатационном участке,производительность перекачки, гидравлический уклон, а также напоры, развиваемыеподпорным и магистральным насосами. После полученные результаты проверим поусловиям. Ниже приведены результаты вычислений.
Рассмотрим режим перекачки 3-2, то есть на ГПС-1 работают3 насоса и на НПС-2 работают 2 насоса.
Результаты вычислений представлены ниже.
Внутренний диаметр трубопровода — D = .706 м
Длина трубопровода — L = 424 км
Эквивалентная шероховатость — k = .1 мм
Разность геодезических отметок — dz = -61 м
Напор остаточный — ho = 40 м
Кинематическая вязкость — v = 8.37 мм2/с
Минимальный расход — Q1 = 1500 куб.м/ч
Максимальный расход — Q2 = 2800 куб.м/ч
Точность расчета — EPS = .01 м
Количество работающих магистральных насосов km = 5
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:
Напор в рабочей точке — Hp = 1355.809 м
Расход в рабочей точке — Qp = 2232.837 м3/ч
Гидравлический уклон — 1.02*i = 1.006784E-03
Напор подпорного насоса — hп = 83.66227 м
Напор магистрального насоса — hм = 254.4303 м
Если на ГНПС-1 будет находиться в работе один магистральныйнасос, расчетный напор головной перекачивающей станции составит
/>м,
что не превышает величину допустимого напора, которыйравен
/>
Величина подпора на станции НПС-2
/>/>
Величина подпора превышает допустимый кавитационныйзапас.
Haпоp на выходе НПС-2 равен
/>=/>+1/>=114,03+1·218,34=332,37 м
Величина остаточного напора на НПС-3 составит
/>332,37 — 1,006784*10/>* 223,9*10/> — (54- -100)= 152, 86 м
Остаточный напор на станции положительный, данный режимперекачки с одним магистральным насосом на ГНПС-1 подходит.
Список использованных источников
1 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / ГосстройРоссии.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.
2 Центробежные нефтяные насосы для магистральныхтрубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.
3 А.М. Нечваль. Основные задачи при проектировании иэксплуатации магистральных нефтепроводов. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.-81с.
4 Инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО«ГАЗПРОМ».- М.: СТО Газпром, 2007