Нефтепроводы. Методы расчета. Принципы работы

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Нефтепроводы. Методы расчета. Принципы работы



1.Нефтепровод

Инженерно-техническое комплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. В состав нефтепроводов входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Различают магистральные и промысловые нефтепроводы.

В 1863 году русский ученый Д. И. Менделеев предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.

В конце 1878 года на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый российский нефтепровод протяженностью около 10 километров для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым инженером В.Г.Шуховым. Нефтепровод строился под его непосредственным техническим руководством. В дальнейшем Шухов разработал теоретические и практические основы проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов. В статье «Нефтепроводы» (1884) и в книге «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» (1894) В. Г. Шухов привёл точные математические формулы для описания процессов протекания по трубопроводам нефти, мазута, создав классическую теорию нефтепроводов. В.Г.Шухов был автором проектов первых российских магистральных нефтепроводов: Баку -- Батуми (883 км, 1907), Грозный -- Туапсе (618 км, 1928).

По магистральным нефтепроводам нефть и нефтепродукты транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5--6Мн/см2 (50--60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутренних перекачек.

Основные параметры магистрального нефтепроводо : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты: катодную защиту, электрополяризованные протекторы, электродренаж. По всей длине нефтепровода устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекачечных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных нефтепроводов окупается в относительно короткие сроки (обычно 2--3 года).

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. 

Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров.

К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

Iкласс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

IIкласс - от 500 до 1000 мм включительно;

IIIкласс - от 300 до 500 мм включительно;

IVкласс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 300 мм относятся к IV категории, а диаметром 300 мм и более - к III -ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами - I и III и т.д.Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов неодинакова по длине.

Технологический расчет магистральных трубопроводов предусматривает решение следующих основных задач:

- определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, число нефтеперекачивающих станции;

- определение толщины стенки трубопровода;

- расчет на прочность и устойчивость;

- расстановка станций по трассе нефтепровода;

- расчет эксплуатационных режимов нефтепровода

Схема работы магистрального нефтепровода с головной станции на промежуточную головную НПС следующего эксплуатационного участка называется открытой, т.е. соприкасается с дыхательной и предохранительной арматурой.

Схема закрытая, схема между промежуточными насосными станциями.

Открытая схема бывает: а) Через резервуары. б) С подключёнными резервуарами. в) Порезервуарно.

Закрытая схема - работа из насоса в насос.

Сложная схема - это комбинированная (открыто - закрытая схема), применяется на эксплуатационном участке и состоит: из головной НПС, работающей по открытой схеме и промежуточной НПС, работающей по закрытой схеме.

Порезервуарная схема работы применяется для ведения товарно-коммерческих операций приёмо-сдаточных пунктов, для учёта нефти при освобождении и вытеснении из трубопровода в РВС на период плановых работ и когда нефть в одну группу резервуаров принимается, а из другой откачивается.

Схема работы с подключённым резервуарным парком, применяется на НПС для компенсации неравномерности работы смежных участков магистрального нефтепровода.

Схема работы из насоса в насос, применяется при жёсткой перекачке нефти на магистральном нефтепроводе, т.е. НПС работает на давлении предыдущей НПС.

Схема работы через резервуары эта схема применяется, когда весь поток нефти поступает в резервуар или группу резервуаров для накопления нефти, перехвата глиняных, воздушных пробок, после производства плановых работ па линейной части, аварийных работ, а также партий некондиционной нефти и дальнейшей перекачки в заданном режиме.

Существующие схемы работы ГНПС (головной НПС) эксплуатационных участков позволяют работать:

1.По открытой схеме с учётом нефти до резервуарного парка при помощи автоматических узлов учёта (УУН - узел учёта нефти).

2.По открытой схеме с учётом после парка.

3.По закрытой схеме из насоса в насос.

Схема учёта до резервуарного парка.

Применяется для учёта поступающей коммерческой нефти:

1.От нефтедобывающих предприятий непосредственно перед РП ГНПС.

2.На границе двух эксплуатационных участков дочерних АО, непосредственно перед РП ГНПС другого АО.

РП - резервуарный парк. ГН - головная НПС. ПНПС - промежуточная НПС.

Схема учёта после резервуарного парка

Применяется для оперативного учёта и контроля перекачивающей нефти на каждом эксплуатационном участке, для товарно-коммерческого учёта одного АО другому. Технология перекачки нефти по магистральному нефтепроводу определяет и схему работы (соединения) участков трубопроводов между каждой НПС, применяются следующие схемы:

1.При последовательном соединении участков с разной толщиной стенки трубы и разным диаметром (вставка на водных переходах - лупинг).

Как правило, больший диаметр применяется на выходе НПС, меньший на входе НПС.



2.Параллельное между собой соединение двух и более нефтепроводов, проложенных в одном коридоре от НПС до НПС или соединение основного и резервного трубопровода (лупинга) на отдельных участках.

3.Сложная схема для участков с разной толщиной стенки трубы, соединённых с участками, имеющими два и более трубопроводов.



2.Характеристика пород - коллекторов углеводородов

Охарактеризуйте происхождение, минеральный состав, структуру горных пород. Отметьте их основные свойства как пластов - коллекторов углеводородов: пористость, трещиноватость, проницаемость и пр.

2.1 Общие сведения о породах - коллекторах

углеводород нефтепровод коллектор

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.

По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах - около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам.

2.2Гравелиты

Гравелиты выделяют как разновидностьконгломератов(название от латинского «конгломеро», скопившийся, собранный) с преобладанием окатанных обломков размером от 2 до 10 мм (гравий). Относятся к группе - скальные; тип по вещественному составу - силикатные. Цвет различный, зависит от цвета обломков и цемента. Структура крупнообломочная (псефитовая), из окатанных обломков размером от 2 до 200мм и более. Текстура однородная. Минеральный состав разнообразный, определяется вещественным составом обломков (минералов, горных пород); визуально в образцах трудноопределим.

Отличительные признаки: окатанные обломки в образце - отличие от брекчий; в образце больше обломков, чем скрепляющего их цемента - отличие от туфов; реагирует с соляной кислотой, в образце видны обломки и скрепляющий их цемент (возможно карбонатного состава) - отличие от известняков и мергелей.

Происхождение: образуется при цементации валунных, галечниковых и гравийных отложений.



2.3 Мрамор

МраморТип горной породы - метаморфическая горная порода. Цвет белый, серый, желтоватый, зеленый, красный, черный. Текстура полосчатая массивная пятнистая, структура гранобластовая, гетеробластовая, мелкозернистая, среднезернистая, крупнозернистая. Происхождение названия латинскоеmarmor, название от греческого marmaroc - светящийся камень.

Мрамор - метаморфическая кристаллическая карбонатная горная порода. Образуется в результате метаморфизма карбонатных и карбонатно-силикатных осадочных горных пород (известняков, доломитов, мергелей и др). По количеству содержащихся карбонатов (кальцита и доломита) выделяются мрамор (>90% карбонатов) и силикатный мрамор (50-90% карбонатов). Чистый мрамор как правило имеет светлую однородную окраску - белую, сероватую, желтоватую. Примеси силикатов (волластонит, диопсид, форстерит, флогопит, скаполит, монтичеллит, клиногумит, гранаты андрадит-гроссулярового ряда, хлорит, серпентин), оксидов (гематит, лимонит, окислы марганца, периклаз, брусит), а также органических соединений придают мраморам зеленые, красные, черные и другие, более редкие окраски. Битум и графит придают голубоватые, серые тона. Оксид железа окрашивает породу в красные оттенки или в розовый, коричневатый. Хлорит и эпидот (железосодержащие силикаты) окрашивают материал в зелёный цвет. Сульфид железа придает сине-чёрный оттенок. Гидроксиды железа (лимонит) придают материалу желтые, бурые тона. Мрамор часто имеет рисунок (пестрый, пятнистый, муаровый, свилеватый и многие другие), обусловленный неравномерным распределением минеральных примесей, неравномерной перекристаллизацией или окаменевшими остатками растений и организмов. Вторичные изменения: При регрессивном метаморфизме кальцит-форстеритовые разновидности этой горной породы переходят в диопсид-доломитовые мраморы. Возраст: От позднего архея (Забайкалье) до мезозоя (Греция, Италия). Большая часть запасов мрамора относится к протерозою. Мраморы появляются путем метаморфизма при средних температурах и давлениях из преимущественно карбонатных осадочных пород. При этих условиях очень мелкие зерна карбоната кальция и магния осадочных пород испытывают бластез - укрупнение кристаллов. Другие вещества осадочных пород формируют второстепенные минералы мрамора.

2.4 Базальт

Базальт - порода вулканического происхождения, образованная в виде базальтовых лав. Химическая минералогия рассматривает базальтовые породы, как эффузивные, идентичные габбро природные камни. Цветовая гамма базальт не очень широка, зато имеет отличительный черный цвет. Структура базальта рассматривается как тонкозернистая, в некоторых случаях стекловатая. Верхняя часть базальтовых лав может иметь некоторые вздутости, которые образовались в процессе испарения водных и газовых элементов из расплавленной магмы. В данных вздутиях может накапливаться некоторые минералы, среди которых кальцит, пренит, самородная медь и другие. В результате подобных образований могут формироваться миндалекаменные базальты. Отдельные элементы базальтовых пород настолько маленькие, что рассмотреть их можно только посредством микроскопа. Иногда встречаются базальты порфированой структуры, что предоставляет возможность рассмотреть в них явно видимые кристаллические элементы. К видимым кристаллам относятся порфированые вкрапленники, которые формируются из плагиоклаза или авгитома. Залежи базальтовых имеют вид лавовых потоков, которые сформировались во время вулканического извержения.

Разновидности могут быть выделены по особенностям минерального состава (апатитовый, графитовый, диаллаговый, магнетитовый и др.), составу минералов (анортитовый, лабрадоровый и др.), особенностям структуры и (или) текстуры, химического состава (железистые, ферробазальты, известковистые, щелочно-известковистые и др.)

Обычно это тёмно-серые, чёрные или зеленовато-чёрные породы, обладающие стекловатой, скрытокристаллической афировой или порфировой структурой. В порфировых разностях на фоне общей скрытокристаллической массы хорошо заметны мелкие вкрапленники зеленовато-жёлтых изометричных кристаллов оливина, светлого плагиоклаза или чёрных призм пироксенов. Размер вкрапленников может достигать несколько сантиметров в длину и составлять до 20-25 % от массы породы. Текстура в базальтах может быть плотной массивной, пористой, миндалекаменной. Миндалины обычно заполняются кварцем, халцедоном, кальцитом, хлоритом и прочими вторичными минералами -- таким базальтом называются мандельштейнами. Основная масса часто не раскристализованна. Часты афировые (без порфировыхвкраплеников) разности. Для базальтовых потоков характерна столбчатая отдельность. Она возникает вследствие неравномерного остывания породы. Морские базальты часто имеют подушечную отдельность. Она образуется в результате быстрого охлаждения поверхности лавового потока водой. Поступающая магма приподнимает сформировавшийся панцирь, вытекает из-под него и образует следующую подушку.



Задача 1

Газ (воздух) течет по трубопроводу длинойl=100 кми диаметром d=200мм, при температуре t=15oC.Движение установившееся и изотермическое. Давление в начале трубопровода равно р1 (неизвестная величина), в конце трубопровода р2=3,2 МПа, массовый расход газа равен Qm=5,2 кг/с.

Определить неизвестную величину р1, а также объемный расход газа, приведенный к атмосферному давлению.

Дано:

l = 100 км = 105 м
d = 200мм = 0,2 м
t = 15 oC = 288 К
р2 = 3,2 Мпа = 3,2•106 Па
Qm = 5,2 кг/с
Qат= ?
р1= ?

Решение:

При движении газа в трубопроводе постоянного диаметра одновременно изменяются давление, плотность и скорость движения. Так, давление уменьшается из-за необходимости совершать работу по преодолению силы трения, плотность также уменьшается (при изотермическом течении она пропорциональна давлению). Средняя скорость движения газа увеличивается по ходу его движения, так как массовый расход остается постоянным, а плотность падает. Таким образом, использовать в явном виде уравнение Бернулли для расчета нельзя.

Применим уравнение к выделенному элементу газопровода длиной dl, на котором можно считать постоянными скорость и плотность газа:

р/сg = (p+dp)/сg + dhdl

-dp = сgdhdl = сл

Потери на трение определяются по тем же формулам, что и для несжимаемой жидкости. Коэффициент трения л=f(Re, Дэ/d). Докажем, что при изотермическом течении, когда постоянна вязкость, по длине трубы число Re не изменяется.

Re = = ,

Следовательно, коэффициент трения также постоянен по длине трубопровода. Выразим в уравнении скорость и плотность через параметры в начальном сечении и массовый расход.

с??2 =с?Qm2 / сs s2 = Qm2 / s2 = Qm2?p1/ с1?p?s 2 .

Здесь учтено, что по уравнению состояния p/ с = p1/ с1 =RT=const.

-dp = сл =

Разделяем переменные, учитываем, что s =р?d2 /4, интегрируем и получаем следующие расчетные формулы:

Определение давления при известном расходе

p12 - p22 = л

Qm=G - массовый расход газа, кг/с;

d - внутренний диаметр газопровода, м;

P1,P2 - давление в начале и конце газопровода, соответственно, Па;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

Rг- газовая постоянная, Дж/(кг•К) (например, для воздуха 287 Дж/(кг•К);

R - универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(кмоль•К);

T - абсолютная температура газа, К;

L - длина газопровода, м;

u - скорость движения газа, м/с;

rг- плотность газа, кг/м3.

Z -высота трубопровода над поверхностью земли, м, при прокладке трубопровода по поверхности земли, z в расчетах не учитывается.

Плотность газа в начале трубопровода:

с = (уравнение Клайперона - уравнение состояния газа)

R-газовая постоянная, равная для воздуха 287 Дж/кгоК

p12 = p22 + л =p22 + л

Определяем число Re и режим движения газа.

Коэффициент динамической вязкости определяем с помощью Приложения 3 (плотность и кинематическая вязкость сухого воздуха).

При p = 98 кПа и t = 15 оС - кинематическая вязкость м2/с, плотность =1,21кг/м3

1,89?106

Уточняем значение коэффициента трения. При турбулентном режиме (т.к. Re>Reкр.Для круглого сеченияReкр = 2300):



p1 = ==

==4,46?106 Па

Определим объемный расход воздухаQ

Q = = м3/с

Определим объемный расход воздуха, приведенный к атмосферному давлению Qат.

pат= 760 мм рт. ст.= 101325 Па

При изотермическом движении уравнение состояния идеального газа можно записать так

кг/м3

Qат = = м3/с

Ответ:p1=4,46?106 Па;Qат=4,24 м3/с



Задача 2

Определить коэффициент фильтрации и проницаемость, если известно, что площадь поперечного сечения горизонтально расположенного образца песчаника F=30 см2, длина образца L=15 см, разность давлений на входе жидкости в образец и на выходе Дp=0,2 aт,удельный вес жидкости г=1000 кг/м3, динамический коэффициент вязкости µ=4 спз и расход Q равен 5 л/час.

Дано:

F = 30 см2 = 0,003 м2
L = 15 см = 0,15 м
Дp = 0,2 aт = 0,2•105 Па
г = 1000 кг/м3 = 103 кг/м2•с2
µ = 4 спз = 4•10-3Па•с
Q = 5 л/час = 1,3889•10-6 м3/с
С = ?
К = ?

Решение:

По закону Дарси

Q = C,

где С - коэффициент фильтрации, Н1 и Н2 - потери напора, F- площадь поперечного сечения образца, L - длина образца, Q - расход жидкости. Напор для несжимаемой жидкости имеет вид:H = z ,

где z - высота положения; р/г - пьезометрическая высота; г- объёмный вес.Выразим чему равен коэффициент фильтрации:С = ,подставим числовые значения



С = .

Представив коэффициент фильтрации как соотношение С = ,

гдек - проницаемость породы,г - удельный вес, µ - динамическая вязкостьжидкости, выразим проницаемость

к = = = 13,889•.

Ответ: С = 347,225•10-8 м/с; К = 13,89 д.

Задача 3

По приведенным ниже результатам ситового анализа несвязанных пород построить интегральную кривую зернового состава, определить степень неоднородности и дать наименование пород.

Решение:

Для определения названия породы по зерновому (гранулометрическому) составу последовательно определим суммарное содержание частиц (%)

d мм	Зерн. сост. частиц по массе %	?%	logd
2	9	9	0,3
5	30	39	0,7
10	40	79	1
20	-	79	1,3
40	-	79	1,6
60	15	94	1,7
100	-	94	2
200	6	100	2,3
300	-	100	2,7

Cравнив суммарное содержание частиц с табличными значениями (ГОСТ 25100-82), выясним, что порода не валунная (частиц крупнее 200 мм менее 50%), не галечниковая (частиц крупнее 10 мм менее 50%), а т.к. частицы крупнее 2 мм, но менее 10 мм, составляют 91% от общего объёма породы то она гравийная с преобладанием окатанных частиц.

Построим интегральную кривую гранулометрического состава по данным о суммарном содержании частиц, откладывая по оси абсцисс диаметры частиц, а по оси ординат суммарное содержание частиц (%) менее данного диаметра.

а)

б)

Рис. 3.1 Интегральная кривая гранулометрического состава: а - в обычном масштабе, б - в полулогарифмическом масштабе.

Под действующим или эффективным диаметром понимают такой предельный размер частиц, меньше которого в грунте содержится 10% всех частиц. Такой диаметр получается, если из точки на оси ординат, соответствующей 10 %, провести линию, параллельную оси абсцисс до пересечения с кривой, а затем из полученной точки опустить перпендикуляр на ось абсцисс. Размер частиц, отвечающий точке пересечения перпендикуляра с осью абсцисс, и будет действующий или эффективный диаметр, обозначаемый d10 или dэф.

d10<2,1 мм

d60< 7,6 мм

Кроме d10 на кривой находят коэффициент неоднородности грунта, равный отношению диаметра частиц, процентное содержание которых в грунте меньше 60% (d60), к эффективному диаметру: Cн= d60/d10.

Чем больше коэффициент неоднородности, тем более разнородным по гранулометрическому составу является грунт.

При значениях Cн<3 грунты считаются однородными, а при Cн?3 - неоднородными.

Cн= 7,6/2,1=3,6> 3 => порода неоднородная, и в отличие от однородной породы обладает плохой проницаемостью.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа Издательский дом «Грааль» Москва 2002

Жданов М.А., Гординский Е.К., Ованесов М.Г. Основы промысловой геологии газа и нефти. М., Недра, 1975.

Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1970.

Искендеров А.М. Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений. Б., Азнефтьиздат, 1955 г.

Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1975.

Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений/А.М. Пирвердян, П.И. Никитин, Л.Б. Листенгартен и др. М., Недра, 1975.

Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений».

Размещено на Allbest.ru