Технологический расчёт нефтепровода Тенгиз-Атырау-Астрахань-Грозный

Введение

 

 

Сеть  магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов Казахстана имеет протяжённость более 6,2 тысяч километров. «Возраст» значительной её части превышает 20 лет, и низкий уровень аварийности обеспечивается, в частности, снижением рабочих давлений по результатам диагностики. Это приводит к снижению пропускной способности магистралей, хотя рост добычи нефти требует обратного. Следует также отметить, что при транспортировке нефти и нефтепродуктов по трубопроводам значительную долю эксплуатационных затрат составляет плата за потребляемую электроэнергию. В этой связи улучшение параметров работы нефте- и нефтепродуктопроводов, а именно – уменьшение рабочих давлений, увеличение производительности, снижение энергозатрат на перекачку является актуальной задачей. Аналогичные проблемы имеют место в нефтепроводном транспорте Ирака.

В настоящее  время в мире накоплен значительный опыт применения противотурбулентных присадок (ПТП). Их используют для увеличения производительности действующих трубопроводов и для уменьшения количества перекачивающих станций (НПС). Попутно достигаемым эффектом является уменьшение давления, развиваемое НПС и потребляемой им электроэнергии.

К сожалению, научные основы применения ПТП на сегодняшний день разработаны недостаточно.

Система магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР сформировалась в особых условиях размещения пунктов  добычи и переработки нефти. Известно, что с экономической точки  зрения трубопроводный транспорт является наиболее выгодным по сравнению с  другими видами транспортировки  нефти.

Проект  нефтепровода «Аральск – Каракоин» предназначен для транспортировки нефти на нефтеперерабатывающие заводы и на мировые рынки.

В технологической  части проекта определен диаметр  трубопровода. По требуемому грузообороту подобрано насосное оборудование. Произведен расчет толщины стенки трубопровода и определение числа перекачивающих станций. В результате построений линии  гидравлического напора была произведена  расстановка перекачивающих станций  по трассе трубопровода.

В современных  условиях нефть и нефтепродукты  являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную  доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов  или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым  способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому  роль трубопроводного транспорта в  системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти  трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей  стране.

 

Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными  и вспомогательными сооружениями.

Рассматривая  систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи  основные особенности, характерные  для больших систем энергетики. К  ним относятся взаимосвязь с  другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

На современном  этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти  необходимо обеспечивать техническую  осуществимость в сочетании с  передовыми технологиями, экологическую  безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при  эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных  специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных  нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей Казахстана постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Задание

 

Спроектировать нефтепровод длиной 678 км для перекачки нефти с параметрами:

 

кг/м³;

_сСт = мм²/с;

_{сСт = мм}²/с.

 

Производительность нефтепровода 30 млн. т/год, Перепад высот в начале и в конце трубопровода ΔΖ принять равным 46 м.

Температуру грунта на глубине заложения нефтепровода принять равной 8 С.

Исходные данные.

Годовая массовая пропускная способность нефтепровода

 

Мт/год = млн. т/год.

 

Протяжённость нефтепровода (перевальные точки отсутствуют)

 

км илим.

 

Разность геодезических  отметок

 

м.

 

Расчётная температура нефти, равная температуре грунта,

 

К.

 

В качестве грунта, в котором  прокладывается нефтепровод, взять глину тугопластичную.

Ускорение свободного падения gпринимаем равным 9,81 м/с².

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Определение оптимальных параметров нефтепровода

 

 

1.1 Расчётные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

 

Переводим температуры Цельсия  в градусы Кельвина

 

К,

 

 К.

 

Вводим сокращённые обозначения  для вязкости

 

мм²/с,

 

мм²/с.

 

Наиболее просто рассчитать кинематическую вязкость нефтепродуктов по формуле Рейнольдса–Филонова, предварительно определив коэффициент крутизны вискограммы u (перед каждой формулой выводим значения величин, входящих в правую часть формулы, – это нужно для определения правильности выбора значений величин)

 

1/К.

 

Формула Рейнольдса–Филонова

 

мм²/с.

 

Достаточная точность расчёта  по формуле Рейнольдса–Филонова обеспечивается, если для расчётной температуры выполняется неравенствоТ₁ <Т_р < Т₂. В остальных случаях следует пользоваться формулой Вальтера.

Поскольку температура, при  которой необходимо найти вязкость не входит в диапазон взятых температур, то расчётную кинематическую вязкость следует определять по формуле Вальтера, предварительно определив постоянные а, b и с:

 

 

 

 

 

 

 

 

Кинематическая вязкость нефти при расчётной температуре

 

мм²/с.

 

В качестве расчётной кинематической вязкости набираем последнее значение вязкости.

Найденное значение вязкости должно логически  соответствовать значениям в соответствии с их температурами, = 8,1>= 5,2, что логически верно, так как= 281 К, меньше = 293 К.

Вычисляем значение расчётной  плотности нефти по формуле                     Д. И. Менделеева, предварительно вычислив температурную поправку ξ:

 

кг/(м^3.К),

 

 кг /м³.

 

При изменении рабочих  давлений в области до 10 МПа плотность, теплоёмкость, теплопроводность и кинематическая вязкость изменяются несущественно, поэтому  при расчётах влияние давления на эти параметры не учитывается.

 

 

1.2 Выбор насосного оборудования  нефтеперекачивающей станции и  расчёт рабочего давления

 

Расчётная объёмная часовая  пропускная способность нефтепровода (плановый объёмный расход, м³/ч) вычисляется по формуле

 

(1.1)

 

где N_p – число рабочих дней магистральных трубопроводов в году, определяемое по таблице 5.1[4] (все таблицы берутся из книги «Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов» под редакцией П. И. Тугунова, Уфа, 2002 год).; коэффициент неравномерности перекачки.

Чтобы определить N_p, необходимо знать наружный диаметр нефтепровода D. Исходной величиной при выборе диаметра является годовая пропускная способность трубопровода  = 30 Мт/год, По таблице 1.3 [4] (с. 16) для этого значения G и заданного диапазона значений выбираем большее значение диаметра D.

Здесь же указываются диапазоны  толщины стенки δ от 8 до 16 мм и рабочего давления от 4,6 до 5,6 МПа.

По таблице 5.1 [4] для диаметра 720 мм и длины трубопровода более 500 км выбираем расчётное число рабочих дней магистрального нефтепровода для нормальных условий прокладки:

рабочих дней; Мт/год; кг /м³; .

Подставляя значения найденных  величин в (1.1), получим

Округляем значение планового расхода

 

м³/ч.

 

В соответствии с полученным значением объёмного расхода  нефти подбираются магистральные  и подпорные насосы нефтеперекачивающей  станции, исходя из условия

 

,                                               (1.2)

 

где объёмная подача выбранного типа насоса при максимальном кпд.

По таблицам 3.3 и 3.7 [4] (с. 62 и 66) выбираем в качестве магистрального насоса спиральный насос типа НМ 5000–210, а в качестве подпорного насоса вертикальный насос типа НПВ 5000–120, номинальная подача которыхм³/ч, а развиваемый напор соответственно 210 м и 120 м.

Вычисляем границы рабочей  зоны насоса (3.10) [4]

 

м³/ч,    м³/ч.       (1.3)                   

 

Проверяем неравенство (1.2) для значения

 

<.

 

Неравенство выполняется, следовательно  марки магистрального и подпорного насосов выбраны правильно.

Для перекачки нефти и нефтепродуктов, в основном используются центробежные насосы, Их характеристики приводятся в специальных каталогах, Они представляют собой зависимость напора Н, потребляемой мощности N, к.п.д η и допустимого кавитационного запаса  от подачи насоса Q.

Учитывая, что возможность  пользоваться каталогами центробежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде (3.1) и (3.2) [4]

 

H=,                                   (1.4)

 

(1.5)

 

.

 

где H, Δh_доп,  – напор, допустимый кавитационный запас и к.п.д. насоса при подаче Q; H_o, a_o, a, b, b_o, c_o, c₁, c₂ – эмпирические коэффициенты;            Q_o – безразмерная подача насоса, численно равная Q.

Величины в этих формулах имеют следующие единичные значения:        H = 1 м; Δh_доп = 1 м; Q = 1 м³/ч; η = доли единицы,.

Для определения напора, развиваемого магистральным и подпорным насосами при подаче м³/ч, по таблицам 3.4 и 3.8 [4] находим для соответствующих насосов значения величин H_o, а, b и подставляем их в напорную характеристику центробежного насоса (1.13).

В результате получаем ( а = 0):

 

– для магистрального насоса НМ 5000–210 (выбранный ротор 1):

 

мм;м; м;,

 

,

 

м.                              (1.6)

 

– для подпорного насоса НПВ 5000–120:

 

м, , мм,

 

м,

 

м.                            (1.7)

 

Допустимый  кавитационный запас на входе в основные насосы приопределяем по таблице 3.3 [4] м,  .

Допустимый  кавитационный запас на входе в основные насосы при вычисляется по формуле (1.14), где значения коэффициентов a₀ и b₀ определяются по таблице (3.4) для насоса                      НМ 5000–210 с роторами диаметром  мм,,                  ,,

 

м.                            (1.8)

 

Рабочее давление на выходе головной насосной станции при числе  последовательно включённых магистральных  насосов

определяется по формуле  (5.4) [4]

 

,

 

МПа.

 

Найденное значение давления 5,029 МПа лежит в допустимых пределах от 4,6 до 5,6 МПа, указанных в таблице 1.3 [4].

 

 

1.3 Определение толщины стенки трубопровода

 

По таблице приложения П1.1 для наружного диаметра D = 1020 мм выбираются трубы Волжского трубного завода (ВТЗ, ТУ1104-138100-357-02-96) из стали марки К60, для которой временное сопротивление на разрыв  = 588 МПа и предел текучести  = 441 МПа, коэффициент надёжности по материалу

 

=1,4; Мпа; МПа.

 

Толщина стенки δ определяется по формуле (4.1)

 

,                                              (1.9)

 

где р – рабочее давление (избыточное);

n₁ – коэффициент надёжности по нагрузке: n₁ = 1,15 для нефтепроводов, работающих по системе из «насоса в насос»; n₁ = 1,1 – во всех остальных случаях; 

R₁ – расчётное сопротивление металла трубы и сварных соединений, МПа.

Считая перекачку по системе  из «насоса в насос»(без подключения ёмкостей), принимаем.

Расчётное сопротивление  металла трубы и сварных соединений определяем по формуле (4.2) [4]

 

,                                                (1.7)

 

где m_у – коэффициент условий работы трубопровода:                             m_у = 0,9 – для трубопроводов III и IV категорий, m_у = 0,75 – для I и II категорий,                       m_у = 0,6 – для категории В; принимаем m у=0,9.

k_н – коэффициент надёжности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра: для = 1; для D = 1,20 = 1,05; следовательно, для м_.

Подставляя найденные значения величин в (1.22), определяем расчётное сопротивление материала стенки трубопровода

 

  Мпа.

 

Расчётное значение толщины стенки трубопровода определяется по (1.6) [4]