Проект трубопровода

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

 

«ДАГЕСТАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

Кафедра НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине

«ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ГАЗА»

на тему:

«РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕПРОВОДА»

 

 

 

Выполнил: ст. 2 курса, Г123 гр., направления НГД

        Эсенбулатов  А.М.

    Проверил:   ст.преп. каф. НГД

         Ахмадова  Г.Ф.

 

 

 

 

 

 

Махачкала - 2012

 

Содержание

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В 1865 году в США фирмой «Стандарт ойл» был построен первый в  мире нефтепровод  диаметром 50мм и длиной 6км.

Строительство первого в мире нефтепровода было осуществлено с целью сбить высокие железнодорожные тарифы  на перевозку нефти.

Сама же идея транспортировки жидкостей по трубам не являлась новой.

Еще в пятом тысячелетии до нашей эры китайцы транспортировали воду по бамбуковым трубам на рисовые поля.

В древнеиндийском городе Мохенджо-Даростоки из некоторых домов отводились по глиняным трубам.

В древнем Египте добываемая из глубоких колодцев воды отводилась по деревянным, медным и свинцовым трубам.

В XI веке был сооружен водопровод из деревянных труб для подачи воды в Новгород из реки Волхов. Внутренний диаметр труб составлял 140мм, а наружный 300мм. Подобные деревянные водопроводы существовали и в других городах России, в частности в Бугуруслане и в Тюмени.

В 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопровода при перекачки нефти и нефтепродуктов,объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.

Спустя 15 лет на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый трубопровод протяженностью всего 12 км и диаметром в 75мм для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтепереробатывающие заводы Баку.

Проект трубопровода был разработан знаменитыми  русскими инженерами В.Г. Шуховым. К концу прошлого столетия общая протяженность трубопроводов из районов Баку составляло 230 км, а их ежегодный объем перекачки – 1 млн. тонн.

 

1. Общая характеристика трассы нефтепровода

Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия и в настоящее время по удельному весу и объему грузопотоков неуклонно вытесняет водный и железнодорожный транспорт. 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 и нефтепродуктов 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 и газа. 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 и природный газ транспортируются по магистральным трубопроводам, а так же большая часть продуктов их нефтепереработки.

Трубопроводы диаметром более 1000 мм занимают ведущее место, средняя дальность перекачки нефти и газа превышает 1000 км, длина отдельных трубопроводов достигает 4000…5000 км.

Газовая промышленность так же является непрерывной частью единой энергетической системы. В настоящее время создана единая автоматизированная система газоснабжения страны, в которой определяющее место занимает создание и внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами на магистральных газопроводах, нефтепроводах, продуктопроводах.

Недостатком трубопроводного транспорта является все же высокая стоимость строительства трубопроводов (соединительные детали трубопровода, переходы, трубы, запорная арматура), сложности прокладки в труднопроходимых районах, экологическая опасность, особенно при эксплуатации подводных переходов (дюкеров).

 

 

 

 

2. Гидравлический расчет нефтепровода.

Исходные данные

Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:

перевальная точка отсутствует;

расчетная кинематическая вязкость ν = 0,5 смІ /сек;

средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации Δ= 0,077 мм.

 

Таблица 1 - Данные для гидравлического расчета

Параметры	Вариант
	25
v- скорость нефти в трубопроводе м/с	1,97
Q - производительность, млн. т. /год	70
L - длина трубопровода, км	730
Δz=z2-z1 - разность отметок начала и конца нефтепровода, м	820
ρ - средняя плотность, т/м3	0,839
P1 - давление насосной станции, кгс/см2	44
P2 - давление в конце участка, кгс/см2	1,6
δ - толщина стенки, мм	15
t0 - температура при сварке замыкающего стыка, 0с	-19
t0 - температура эксплуатации нефтепровода, 0с	24
h0 - глубина заложения нефтепровода, м	1.2
ρ и - радиус естественного изгиба нефтепровода, м	1200

 

 

 

2.1 Секундный расход  нефти:

, м3/с (1)

где Nг=350 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 820 мм и длиной свыше 500 км. [2]

 м3/с.

 

2.2 Внутренний диаметр  трубопровода

QЧ = Q/24∙350=8333, 3

D2=4∙QЧ/π∙v= 4∙8333, 3/3, 14∙1, 97=5388, 66

D=73,4 cм, округлим до 74 см

d = D - 2∙δ =740-2∙15 = 710 мм =0, 71 м………….(2)

 

2.3 Средняя скорость  течения нефти по трубопроводу

рассчитывается по формуле

, м/с …………………...(3)

При дальнейшем расчете скорость берем из таблицы исходных данных.

 

2.4 Проверка режима  течения

,………………………. (4)

Re > ReKp = 2320, режим течения нефти турбулентный.

Находим ReI и ReII.

,…………………………(5)

ε =Δ/d,……………………………..(6)

где ε - относительная шероховатость труб.

; ;

2320 < Re < ReI - зона гидравлически гладких труб.

 

2.5 Коэффициент гидравлического  сопротивления опред..ляется для зоны гидравлически гладких труб

 

по формуле Блазиуса:

,…………………………..…………….(7)

 

2.6 Гидравлический  уклон находим по формуле

, ……………………………………....(8)

 

2.7 Потери напора  на трение в трубопроводе

……………………………................... (9)

 м

Потери напора на местные сопротивления:

……………………………..................(10)

 м

Полные потери напора в трубопроводе:

……………………………............ (11)

 м

 

 

2.8 Напор, развиваемый  одной насосной станцией

,……………………………..................(12)

 м

 

3. Определение количества насосных  станций и их размещение

3.1. Необходимое число  насосных станций

 

=8…………………………….................(13)

 

3.2 Округляем число станций в большую сторону n1 = 8.

Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова. Из точки начала нефтепровода в масштабе высот откладываем напор, развиваемый всеми тремя станциями

ΣНст=505, 3*8=4042,4 м.

Полученную точку соединяем с точкой конца нефтепровода прямой линией. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, т.к округление станций сделано в большую сторону.

Прямую суммарного напора всех станций делим на  равные части. Из точек деления проводим линии, параллельные наклонной прямой. Точки пересечения с профилем дают местоположение насосных станций от первой до восьмой

 

 

Рисунок 1 - Расстановка станций по методу В.Г. Шухова

 

Фактическая производительность:

………………………………… (14)

где m=0,25 - коэффициент Лейбензона для зоны гидравлически гладких труб. [2]

 м3/с

Фактическая производительность больше расчетной на 4,2%.

 

3.3. Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре

…………………………….(15)

На рис.1 линии падения напора изображены сплошными линиями.

 

 

 

3.4 Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n2 = 7

В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали.

Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:

,……………………………..............(16)

Необходимая длина лупинга:

,……………………………..............(17)

 

4. Расчет толщины стенки нефтепровода

Размещение лупинга для этого случая производится следующим образом. Откладываем в масштабе высот отрезок 0М, представляющий собой суммарный напор пяти станций. Далее в точках М и B, как в вершинах, строим параллелограмм гидравлических уклонов. Стороны параллелограмма параллельны линиям nt и kt треугольников гидравлических уклонов (рис.2). Отрезки en и ek представляют потерю напора на стокилометровом участке трубопровода (отрезок et). Отрезок 0М делим на пять равных частей (по числу станций) и из точек деления строим подобные параллелограммы со сторонами, параллельными первому. Точки пересечения сторон параллелограмма с профилем определяют зоны расположения станций.

Рисунок 2 - Расстановка лупингов по методу В.Г. Шухова

Расчетная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:

,…………………………………….(18)

где n=1,1 - коэффицент надежности по нагрузке;

p = 4,4 МПа - рабочее давление;

Dн = 0,74 м - наружный диаметр трубы;

Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) определим по формуле:

…………………………………..(19)

где m = 0,9 - коэффицент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85*;

kн = 1,0 - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по справочным данным [2];

k1 = 1,34 - коэффициент надежности по материалу, прнимаемый по справочным данным[2];

σвр = 550 МПа - нормативное сопротивление растяжению металла труб.

Тогда

369,4 МПа

0,00478 м ≈ 4 мм

С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 7 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

,……………………………………(20)

где

,……………………..(21)

Величина продольных сжимающих напряжений равна:

,………………………………. (22)

-84,22 МПа

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений.

Поэтому вычисляем коэффициент ψ1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

Пересчитываем толщину стенки нефтепровода:

0,005489м ≈ 5 мм

Таким образом, ранее принятая толщина стенки равная δ = 0,005 м может быть принята как окончательный результат.

С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 8 мм.

 

 

5. Проверка прочности и устойчивости трубопровода

5.1 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

 

Проверку на прочность трубопровода в продольном направлении следует производить из условия (согласно [2]):

,…………………………………...(23)

где sпр. N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

y2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (sпр.N³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр. N < 0) определяемый по формуле:

,………………….(24)

Кольцевые напряжения от внутреннего давления найдем по формуле:

214,77 МПа

Тогда

Величина продольных сжимающих напряжений равна:

…………………………..….(25)

МПа

 МПа

Получили |-44.33 |≤ 256,73- условие устойчивости выполняется.

5.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформации (по 2 условиям)

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

 

……………………………… (26)

……………………………………...(27)

где - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

y3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле:

,…….. (28)

Согласно исходным данным σт =380 МПа - нормативное сопротивление равное минимальному значению предела текучести.

Для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле:

,………………..….(29)

где ρ - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.

Нормативное значение кольцевых напряжений найдем по формуле:

МПа,……       ……. (30)

Находим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

Находим максимальные продольные напряжения в трубопроводе, подставляя в формулу в первом случае знак “минус", а во втором “плюс”:

21,69 МПа

-105,34 МПа

Дальнейший расчет ведем по наибольшему по модулю напряжению.

Вычисляем комплекс:

228МПа

 

Получаем, что 21,69< 228 МПа, то есть I условие не выполняется.

II условие: выполняется, так как 195,25< 509,2 МПа.