Разработка проекта нефтепровода транспорта нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Факультет Горно-нефтяной Кафедра «Нефтегазовые технологии»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций»

Тема проекта: «Проект нефтепровода транспорта нефти с Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

Выполнила

Шумкова Д. Н.

Руководитель

Кукьян А.А.

Пермь 2016

Реферат

Курсовой проект содержит 29 страниц машинописного текста, 9 таблиц, 3 рисунка и 10 источников.

Нефть, трубопровод, трубопроводный транспорт.

Приведены результаты проверочного расчета толщины стенки нефтепровода, прочностного и гидравлического расчета трубопроводного транспорта нефти на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» с 2016 по 2032 гг.

Гидравлическим расчётом установлено, что давление на В. Пашковском участке будет возрастать, и достигнет максимума в 2017 году, а далее - будет отмечаться его снижение и приближение к начальному значению.

Содержание

Введение

1. Исходные данные

1.1 Принципиальная схема транспорта нефти ЗАО «Кама-Ойл» ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

1.2 Перспективный план добычи и транспорта нефти

1.3 Геолого-орографическая характеристика трассы нефтепровода ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

1.4 Физико-химическая характеристика транспортируемой жидкости

1.5 Продольный профиль трубопровода

2. Поверочный расчет толщины стенки нефтепровода

2.1 Проверка подземного трубопровода на прочность

2.2 Гидравлический расчёт нефтепровода на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино»

Заключение

Список литературы

Введение

Режимы работы нефтепровода определяются подачей и напором насосов перекачивающей станции в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое изменение приводит к смене режима работы и обуславливает необходимость контроля и регулирования.

Перспективные расчеты основных технологических параметров работы трубопровода позволяют оптимизировать процесс перекачки, а значит - увеличить показатели долговечности, безотказности и экономичности, что сегодня является главной задачей любого предприятия и экономики страны в целом.

Согласно техническому заданию ЗАО «Кама-Ойл», по нефтепроводу ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» будет осуществляться транспорт нефти с поступлением дополнительного объёма с Пашковского участка, что приведёт к изменению давления в начальной точке трубопроводной системы.

Необходимо спрогнозировать характер изменения начального давления и выявить факторы, оказывающие на него непосредственное влияние. На сегодняшний день вопрос является актуальным и требует решения.

1. Исходные данные

Исходными данными для расчета и анализа транспорта нефти служат:

- принципиальная схема транспорта нефти;

- продольные и поперечные размеры трубопроводов;

- значение давления в точке врезки (ПК286);

- перспективный план добычи нефти;

- геолого-орографическая характеристика трасс трубопроводов;

- продольные профили трассы трубопроводов;

- физико-химическая характеристика транспортируемой жидкости.

Практически все исходные данные для моделирования были предоставлены ЗАО «Кама-Ойл».

1.1 Принципиальная схема транспорта нефти ЗАО «Кама-Ойл» ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

Принципиальная технологическая схема транспорта нефти, согласованная с ЗАО «Кама-Ойл», приведена на рис. 1.

Транспорт нефти предусмотрено осуществлять с ДНС «Жилинское» на НГСП «Чашкино» по стальному трубопроводу общей протяжённостью 30,2 км. Рассматриваемый участок проложен из труб диаметром 219x6 мм.

На рассматриваемом трубопроводе выполнены две врезки: на ПК 193 от Бельского участка и на ПК 286 от В. Пашковского участка Проворовского месторождения.

С Бельского участка нефть транспортируются по стальному трубопроводу длиной 2,62 км диаметром 159x5 мм.

С Проворовского месторождения (В. Пашковский участок) транспорт нефти осуществляется по стальному трубопроводу длиной 10,756 км диаметром 159x6 мм, с рабочим давлением Рраб = 7,6 атм.

1.2 Перспективный план добычи и транспорта нефти

Перспективный план добычи и транспорта нефти ЗАО «Кама-Ойл» на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» на 2016-2032 гг. приведен в табл. 1.

По данным расхода нефти и воды найдём расход жидкости по формуле [1]:

Qж = Qв+ Qн; тыс. т/год

где, Qн - расход нефти, тыс. т/год, Qв - расход воды, тыс. т/год

Результаты расчета приведены в перспективном плане добычи и транспорта нефти на Проворовском месторождении в табл.1.

1.3 Геолого-орографическая характеристика трассы нефтепровода ДНС «Жилинское»-УПСВ «Чашкино»

Климатические данные

Район согласно СНиП 23-1-99*[1] относится к IB строительно-климатическому району.

Характеристика климата участка работ приведена по метеостанции Березники. Недостающие данные приведены по метеостанции Соликамск.

Климат рассматриваемой территории континентальный, с холодной продолжительной зимой, теплым, но сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками.

Средняя годовая температура воздуха составляет плюс 1,3єС по метеостанции Березники, плюс 0,8єС по метеостанции Соликамск. Средняя температура января составляет минус 15,4єС по метеостанции Березники, минус 15,7єС по метеостанции Соликамск.

Абсолютный минимум температуры составил минус 48єС по данным метеостанции Березники и минус 50єС по данным метеостанции Соликамск. Абсолютный максимум температуры составил плюс 34єС по данным метеостанции Березники и плюс 36єС по данным метеостанции Соликамск.

Среднегодовая относительная влажность воздуха по району составила 77% (по данным метеостанции Соликамск).

Средняя из наибольших высот снежного покрова на открытом (полевом) участке составляет 60 см, максимальная высота снежного покрова - 81 см, минимальная - 34 см (по метеостанции Соликамск). Согласно районированию территории по весу снегового покрова район изысканий относится к V району.

Оценка существующего состояния территории и геологической среды

Геолого-литологический разрез следующий (сверху вниз):

Четвертичная система Q

Почвенно-растительный слой (pQ) встречен по всей трассе, толщиной слоя 0,2-0,3 м.

Насыпной грунт tQ представлен суглинком коричневым, полутвёрдым, с гравием и песком до 30-50%. Встречен при пересечении автодорог. Грунт слежавшийся, отсыпан сухим способом, давность отсыпки- более 5 лет. Толщина насыпного грунта- 0,8-1,0 м.

Аллювиально-биогенные отложения abQ

Суглинок тяжелый пылеватый, легкий пылеватый серый, тёмно-серый текучепластичный с примесью органических веществ, с прослоями глины.

Встречен на участках переходов через ручьи и лога. Толщина слоя 1,3-4,0 м.

Элювиально- делювиальные отложения edQ

Глина лёгкая пылеватая коричневая полутвёрдая, участками с прослоями песка и с единичными включениями дресвы и щебня аргиллита по трассе трубопровода под почвенно-растительным слоем, толщиной 1,2-4,2 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже лёгкий пылеватый, коричневый, текучепластичный.

Слой встречен по трассе на глубине 0,7-1,9 м, толщина слоя 2,3-6,2 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже лёгкий пылеватый коричневый, серовато-коричневый мягкопластичный. Толщина слоя 1,2-7,0 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже легкий пылеватый, лёгкий песчанистый сеовато-коричневый, коричневый тугопластичный. Слой встречен под почвенно-растительным слоем и на глубине 1,0-6,7 м, толщина слоя 0,3-4,7 м.

Суглинок тяжёлый пылеватый, реже лёгкий пылеватый коричневый полутвёрдый, прослоями тугопластичный, с включениями дресвы и щебня аргиллита, алевролита, песчаника от единичных включений до 20%, прослоями до 40%. Слой встречен по трассе на глубине 2,3-4,5 м, вскрытая толщина 1,4-3,7 м.

Глина лёгкая пылеватая, реже тяжёлая коричневая тугопластичная , участками с прослоями песка и с единичными включениями дресвы и щебня аргиллита встречается под почвенно-растительным слоем и на глубине 2,0-5,5 м, толщина 0,5-4,0 м.

Супесь песчанистая коричневая твёрдая встречена под почвенно-растительным слоем толщиной 0,4-4,2 м.

Супесь песчанистая коричневая пластичная встречена под почвенно-растительным слоем и на глубине 1,0-4,0 м, толщина 1,0-4,0 м.

Суглинок дресвяный коричневый полутвёрдый, содержание дресвы и щебня аргиллита, алевролита низкой прочности до 30-50%, с прослоями дресвяного грунта с суглинистым полутвёрдым заполнителем встречен на глубине 1,0-2,0 м, толщина 1,1-3,7 м.

Верхнепермские отложения Р2

Аргиллит коричневый, красновато-коричневый, сильно выветренный трещиноватый очень низкой прочности, с прослоями алевролита и песчаника от низкой прочности до мало прочного встречен на глубине 1,6-6,0 м. Вскрытая толщина 0,4-6,5 м.

В соответствии с полевым описанием грунтов, лабораторными данными, ГОСТ 20522-96[2] и классификацией по ГОСТ 25100-95 [3] по трассе трубопровода выделены следующие инженерно-геологические элементы (ИГЭ): ИГЭ 1 - суглинок текучепластичный с примесью органических веществ (abQ); ИГЭ 2 - глина полутвёрдая (edQ); ИГЭ 3 - суглинок текучепластичный (edQ); ИГЭ 4 - суглинок мягкопластичный (edQ); ИГЭ 5 - суглинок тугопластичный (edQ); ИГЭ 6 - суглинок полутвёрдый с дресвой (edQ); ИГЭ 7 - глина тугопластичная (edQ); ИГЭ 8 - глина мягкопластичная (edQ); ИГЭ 9 - супесь твёрдая (edQ); ИГЭ 10 - супесь пластичная (edQ); ИГЭ 11 - суглинок дресвяный (edQ); ИГЭ 12 - аргиллит (Р2).

В гидрогеологическом отношении район строительства относится к Соликамскому гидро-геологическому району, расположенному в пределах Предуральской гидрогеологической области.

Физические свойства горных пород трассы трубопровода приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2. Физические свойства глины (edQ).

Характеристика грунта	Количество определений	Интервал значений	Нормативное значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэфициент вариации
Природная влажность, д.е.	7	0,240-0,344	0,276	0,040	0,145
Влажность на границе текучести, д.е.	7	0,350-0,550	0,432	0,064	0,148
Влажность на границе раскатывания, д.е.	7	0,170-0,260	0,215	0,032	0,149
Число пластичности, д.е.	7	0,180-0,290	0,217	0,037	0,171
Показатель текучести, д.е.	3	0,155-0,230	-	-	-
	5	0,284-0,500	-	-	-
Плотность, г/см3	7	1,79-1,99	1,88	0,065	0,035
Плотность частиц грунта, г/см3	7	2,70-2,75	2,74	0,016	0,006
Плотность сухого грунта, г/см3	7	1,33-1,60	1,47	0,085	0,058
Пористость, %	7	41,76-51,57	46,20	3,150	0,068
Коэффициент пористости	7	0,717-1,065	0,865	0,0112	0,129
Коэффициент водонасыщения, д.е.	7	0,795-0,944	0,874	0,060	0,069
Гранулометрический состав по фракциям в мм, %	0-20	1	0,57	-	-	-
	0-10	1	2,13	-	-	-
	0-5	1	2,27	-	-	-
	5-2	1	2,41	-	-	-
	2-1	1	1,13	-	-	-
	1,0-0,5	7	0,00-0,15	-	-	-
	0,5-0,25	7	0,00-0,40	-	-	-
	0,25-0,10	7	0,10-0,90	-	-	-
	0,1-0,05	7	11,69-18,07	-	-	-
	0,05-0,005	7	47,64-57,98	-	-	-
	<0,005	7	28,88-34,94	-	-	-

Таблица 3. Физические свойства суглинка щебенистого (edQ).

Характеристика грунта	Количество определений	Интервал значений	Нормативное значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэфициент вариации
Природная влажность, д.е.	8	0,186-0,285	0,231	0,033	0,143
Влажность на границе текучести, д.е.	8	0,277-0,430	0,321	0,054	0,168
Влажность на границе раскатывания, д.е.	8	0,191-0,265	0,220	0,022	0,100
Число пластичности, д.е.	8	0,067-0,165	0,101	0,038	-
Показатель текучести, д.е.	1	0,163	-	-	-
	3	0,308-0,492	-	-	-
	4	<0	-	-	-
Плотность, г/см3	8	1,83-2,00	1,92	0,057	0,030
Плотность частиц грунта, г/см3	8	2,70-2,72	2,71	0,006	0,002
Плотность сухого грунта, г/см3	8	1,42-1,69	1,56	0,082	0,053
Пористость, %	8	37,54-47,45	42,29	3,052	0,072
Коэффициент пористости	8	0,601-0,903	0,737	0,093	0,126
Коэффициент водонасыщения, д.е.	8	0,754-0,918	0,850	0,051	0,060
Гранулометрический состав по фракциям в мм, %	>40	2	12,22-26,08	-	-	-
	40-10	8	0,66-32,54	-	-	-
	10-2,0	8	4,60-15,73	-	-	-
	>2,0	8	33,49-44,53	-	-	-
	2,0-0,5	8	2,33-11,08	-	-	-
	0,5-0,25	8	0,19-2,88	-	-	-
	0,25-0,10	8	0,10-0,25	-	-	-
	0,1-0,05	8	5,98-27,78	-	-	-
	0,05-0,005	8	25,10-50,02	-	-	-
	<0,005	8	8,31-20,34	-	-	-

Таблица 4. Физические свойства суглинка текучего (аQ).

Характеристика грунта	Количество определений	Интервал значений	Нормативное значение	Среднеквадратичное отклонение	Коэфициент вариации
1	2	3	4	5	6
Природная влажность, д.е.	23	0,274-0,441	0,337	0,05	0,14
Влажность на границе текучести, д.е.	23	0,260-0,428	0,325	0,05	0,15
Влажность на границе раскатывания, д.е.	23	0,163-0,262	0,199	0,03	0,14
Число пластичности, д.е.	23	0,074-0,169	0,126	-	-
Показатель текучести, д.е.	23	0,79-1,69	1,12	-	-
Плотность, г/см3 1	23 2	1,79-1,93 3	1,86 4	0,04 5	0,02 6
Плотность частиц грунта, г/см3	23	2,63-2,71	2,69	0,02	0,01
Плотность сухого грунта, г/см3	23	1,24-1,51	1,39	0,07	0,05
Пористость, %	23	43,68-53,56	48,12	2,72	0,06
Коэффициент пористости	23	0,776-1,153	0,933	0,10	0,11
Коэффициент водонасыщения, д.е.	23	0,897-1,000	0,961	0,03	0,03
Относительное содержание органического вещества, д.е.	13	0,03-0,05	0,04	-	-
Полная влагоёмкость	23	0,288-0,429	0,347	-	-
Консистенция при полной влагоёмкости	23	0,75-1,72	1,22	-	-
Испытания на срез грунта (неконсолидированный):
Тангенс угла внутреннего трения, tg б	10	0,110-0,240	0,170	0,04	0,25
Угол внутреннего трения, б, град	10	6-13	10	2,34	0,24
Удельное сцепление, С, МПа	10	0,005-0,010	0,007	0,002	0,30
Испытание на сжимаемость:
Компрессионный модуль деформации в интервале нагрузок 0,1-0,2 МПа	10	1,58-2,16	1,95	0,18	0,09
Гранулометрический состав по фракциям в мм, %	2-1	8	0,1-0,3	0,2	-	-
	1-0,5	14	0,1-1,0	0,3	-	-
	0,5-0,25	21	0,1-16,0	1,7	-	-
	0,25-0,10	23	0,2-12,6	3,3	-	-
	0,1-0,05	23	11,3-26,8	18,1	-	-
	0,05-0,01	23	20,6-62,9	44,8	-	-
	0,01-0,005	23	7,9-29,6	14,5	-	-
	<0,005	23	7,3-32,6	17,6	-	-

1.4 Физико-химическая характеристика транспортируемой жидкости

Таблица 5. Физико-химические свойства нефти.

1.5 Продольный профиль трубопровода

Продольный профиль участка трубопровода от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» построенный по данным таблицы 6, изображен на рисунке 2.

Таблица 6. Продольный профиль трубопровода

Протяженность трубопровода	Высотная отметка земли	Высотная отметка оси трубы	Глубина траншеи
1	2	3	4
0	200,60	199,08	1,49
100	201,84	200,32	1,49
200	199,94	198,42	1,49
300	198,71	197,19	1,49
400	199,49	197,97	1,49
500	199,78	198,26	1,49
600	199,82	198,30	1,49
700	199,04	197,52	1,49
800	198,03	196,51	1,49
900	197,52	196,00	1,49
1000	197,38	195,86	1,49
1100	200,03	198,51	1,49
1200	203,20	201,68	1,49
1300	204,70	203,18	1,49
1400	206,40	204,88	1,49
1500	207,91	206,39	1,49
1600	208,90	207,38	1,49
1700	208,61	207,09	1,49
1800	207,66	206,14	1,49
1900	205,82	204,30	1,49
2000	204,72	203,20	1,49
2100	205,75	204,23	1,49
2200	207,96	206,44	1,49
2300	207,84	206,32	1,49
2400	208,14	206,62	1,49
2500	208,92	207,40	1,49
2600	210,91	209,39	1,49
2700	211,42	209,90	1,49
2800	209,71	208,19	1,49
2900	209,89	208,37	1,49
3000	209,16	207,64	1,49
3100	208,93	207,41	1,49
3200	209,29	207,77	1,49
3300	208,80	207,28	1,49
3400	207,78	206,26	1,49
3500	208,20	206,68	1,49
3600	210,35	208,83	1,49
3700	212,24	210,72	1,49
1	2	3	4
3800	211,43	209,91	1,49
3900	212,10	210,58	1,49
4000	212,44	210,92	1,49
4100	211,22	209,70	1,49
4200	211,20	209,68	1,49
4300	209,60	208,08	1,49
4400	209,32	207,80	1,49
4500	208,96	207,44	1,49
4600	208,65	207,13	1,49
4700	207,54	206,02	1,49
4800	205,69	204,17	1,49
4900	204,58	203,06	1,49
5000	204,79	203,27	1,49
5100	204,95	203,43	1,49
5200	205,15	203,63	1,49
5300	204,82	203,30	1,49
5400	204,38	202,86	1,49
5500	203,90	202,38	1,49
5600	200,31	198,79	1,49
5700	196,78	195,26	1,49
5800	192,81	191,29	1,49
5900	188,86	187,34	1,49
6000	186,85	185,33	1,49
6100	186,06	184,54	1,49
6200	182,82	181,30	1,49
6300	183,61	182,09	1,49
6400	183,47	181,95	1,49
6500	182,56	181,04	1,49
6600	181,37	179,85	1,49
6700	181,52	180,00	1,49
6800	181,11	179,59	1,49
6900	180,82	179,30	1,49
7000	179,98	178,46	1,49
7100	181,07	179,55	1,49
7200	180,39	178,87	1,49
7300	180,98	179,46	1,49
7400	182,16	180,64	1,49
7500	183,39	181,87	1,49
7600	185,68	184,16	1,49
7700	187,74	186,22	1,49
7800	189,42	187,90	1,49
7900	191,52	190,00	1,49
8000	189,69	188,17	1,49
8100	189,89	188,37	1,49
8200	190,91	189,39	1,49
8300	190,84	189,32	1,49
8400	191,99	190,47	1,49
8500	192,86	191,34	1,49
8600	192,22	190,70	1,49
8700	190,91	189,39	1,49
1	2	3	4
8800	190,71	189,19	1,49
8900	190,13	188,61	1,49
9000	190,06	188,54	1,49
9100	189,76	188,24	1,49
9200	190,52	189,00	1,49
9300	191,84	190,32	1,49
9400	191,04	189,52	1,49
9500	191,13	189,61	1,49
9600	186,23	184,71	1,49
9700	183,61	182,09	1,49
9800	182,13	180,61	1,49
9900	184,53	183,01	1,49
10000	185,67	184,15	1,49
10100	188,03	186,51	1,49
10200	189,57	188,05	1,49
10300	191,56	190,04	1,49
10400	192,23	190,71	1,49
10500	192,26	190,74	1,49
10600	191,55	190,03	1,49
10700	188,10	186,58	1,49
10756	185,57	184,05	1,49



Рис. 2. Продольный профиль участка трубопровода от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод

ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино».

2. Поверочный расчет толщины стенки нефтепровода

Поверочный расчет толщины стенки нефтепровода выполнен согласно

СП 34-116-97 [4].

Расчет толщины стенки трубопровода выполнен по формуле:

R - расчетное сопротивление растяжению металла трубы, МПа:

R= 510·0.9/1.47·1=312,2 МПа

t = 1.15·1·0.745·15.9 / 2·1.1(312.2+0.6·1.15·0.745) = 0,373 см

где, Run - нормативное сопротивление материала труб равное временному сопротивлению стали, МПа;

Yc - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по СП 34-116-97 [4]; нефть трубопровод транспортируемый жидкость

Ym - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

Yn - коэффициент надежности, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

Yf - Коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

з - коэффициент несущей способности, принимаемый по СП 34-116-97 [4];

Pn- рабочее давление, МПа;

dв- наружный диаметр трубы, см;

Кн - коэффициент надежности по ответственности, принимаемый по федеральному закон РФ №384-ФЗ от 30.12.2009 [5];

Согласно СП 34-116-97 [4], при назначении номинальной толщины стенки трубопровода и соединительных деталей должны учитываться временные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и других воздействий).

Согласно федеральному закону №384-ФЗ от 30.12.2009 [5] «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», должны учитываться возможные отклонения геометрических параметров от их номинальных значений.

Согласно РД 39-132-94, п. 4.2.8 [6], при определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионно-агрессивные сероводородсодержащие среды и рассчитанных по несущей способности, добавляются:

С1 - минусовой допуск на изготовление бесшовных труб или стального листа для сварных труб;

С2 - добавка к толщине стенки на общую коррозию, определяемая экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубной стали в данной среде, с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.), их эффективности, проектного срока эксплуатации трубопровода.

При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение добавки (C2) по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами, с близкими условиями эксплуатации трубопроводов. Во всех случаях величина такой добавки должна быть не менее 2 мм.

Принимаем минусовой допуск на изготовление трубы C1, равным 5% от номинальной толщины стенки. Принимаем добавку к толщине стенки на коррозию С2=2 мм.

С учетом принятых добавокC1 и С2 расчетная толщина стенки составляет 5,79 мм. Таким образом, на основании действующих нормативных документов, необходимо для строительства принять номинальную толщину стенки труб 6 мм;

Согласно выполненному расчету к строительству рекомендуются трубы диаметром 159 мм с толщиной стенки 6 мм.

2.1 Проверка подземного трубопровода на прочность

Проверка подземного трубопровода на прочность проведена в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [7].

Условие прочности определяется уравнением, СНиП 2.05.06-85 [7]:

?прN - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

ш - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

R1 - расчетное сопротивление растяжению металла трубы, МПа;

RH - нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа;

m -коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по

СНиП 2.05.06-85[7];

k1 - коэффициент надежности по материалу трубопровода, принимаемый по СНиП 2.05.06-85[7];

kн - коэффициент надежности по надежности материала трубопровода, принимаемый по СНиП 2.05.06-85[7];

R= 510·0.9/1.47·1=312,2 МПа

?кц - кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления, МПа:

n - коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый по СНиП 2.05.06-85 [7];

P - рабочее давление, МПа;

Ввн - внутренний диаметр трубопровода, м;

д- расчетная толщина стенки трубопровода, м;

?кц = 244,8 Мпа



б - коэффициент линейного расширения материала труб, б = 12·10-6 ,о С-1;

E - модуль упругости материала труб, МПа, принимаемый по СНиП 2.05.06-85[7];

? t - расчетный температурный перепад, о С;

м- коэффициент поперечной упругой деформации металла, принимаемый по СНиП 2.05.06-85 [7];

?оу - дополнительное напряжение в трубопроводе от неравномерных деформаций, МПа;

Для расчета принимаем большее из двух найденных значений,

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений.

[-115,8] МПа < 311,3 МПа

Условие прочности нефтепровода выполняется.

Проверка недопустимых пластичных деформаций

Должно соблюдаться следующее условие:

?прS - максимальные суммарные продольное напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа:

?прS = 89.74 МПа

Шз - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

k2 - коэффициент надежности по материалу;

R2 - расчетное сопротивление, МПа;

89,74 МПа < 220,6 МПа

Условие выполняется, следовательно, недопустимых пластичных деформаций не будет.

2.2 Гидравлический расчёт нефтепровода на участке от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино»

Прежде чем приступить к выполнению гидравлического расчета, определим плотность и вязкость смеси жидкости согласно Методическим указаниям / В.Г. Сансиев [8] по формулам:

= ( +) / vсм; кг/м3 [16]

где, - плотность нефти, кг/м3;

- плотность воды, кг/м3;

- объём нефти, м3;

- объём воды, м3;

cм- объём смеси, м3.

Результаты расчетов представлены в табл. 7.

Динамическая вязкость смеси:

мж = Gв/Gж · мв + Gн/Gж· мн ; Па·с [17]

где, Gв - расход воды, мз/с;

Gж - расход смеси жидкости, мз/с;

мв - динамическая вязкость воды, Па·с;

Gн - расход нефти, мз/с;

мн - динамическая вязкость нефти, Па·с.

Результаты расчетов представлены в табл. 8.

Таблица 7. Плотность смеси жидкости.

Расчётный год	Плотность нефти, кг/м3	Объём нефти, м3	Плотность воды, кг/м3	Объём воды, м3	Объём смеси, м3	Плотность смеси, кг/м3
2016	815,9	72312,8	998,21	4407,89	76720,7	826,374
2017	815,9	70842	998,21	5008,97	75851	827,939
2018	815,9	66184,6	998,21	8114,52	74299,1	835,811
2019	815,9	61649,7	998,21	11119,9	72769,6	843,759
2020	815,9	50128,7	998,21	12221,9	62350,6	851,636
2021	815,9	39710,7	998,21	12622,6	52333,3	859,872
2022	815,9	37014,3	998,21	14325,6	51339,9	866,771
2023	815,9	34440,5	998,21	15828,3	50268,8	873,305
2024	815,9	31866,7	998,21	17431,2	49297,9	880,363
2025	815,9	29292,8	998,21	18833,7	48126,5	887,245
2026	815,9	27209,2	998,21	19735,3	46944,5	892,543
2027	815,9	25248,2	998,21	20636,9	45885,1	897,894
2028	815,9	23287,2	998,21	21538,6	44825,8	903,499
2029	815,9	17894,3	998,21	18533,2	36427,5	908,654
2030	815,9	13114,4	998,21	15327,4	28441,8	914,148
2031	815,9	13114,4	998,21	14826,5	27940,9	912,641
2032	815,9	14707,7	998,21	13023,3	27731	901,518

Таблица 8. Значение коэффициента динамической вязкости смеси жидкости.

Расчётный год	Gв - расход воды, мз/с	Gж - расход смеси жидкости, мз/с	Gн - расход нефти, мз/с	мв- динамическая вязкость воды, Па·с	мн - динамическая вязкость нефти, Па·с	мн - динамическая вязкость смеси жидкости, Па·с
2016	1,5·10-4	2,54·10-3	2,4·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,58·10-3
2017	1,7·10-4	2,51·10-3	2,3·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,48·10-3
2018	2,7·10-4	2,46·10-3	2,2·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,44·10-3
2019	3,7·10-4	2,41·10-3	2,1·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,40·10-3
2020	4,0·10-4	2,06·10-3	1,7·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,26·10-3
2021	4,2·10-4	1,73·10-3	1,3·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	3,04·10-3
2022	4,7·10-4	1,70·10-3	1,2·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,91·10-3
2023	5,2·10-4	1,66·10-3	1,1·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,78·10-3
2024	5,8·10-4	1,63·10-3	1,1·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,87·10-3
2025	6,2·10-4	1,59·10-3	1,0·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,73·10-3
2026	6,5·10-4	1,55·10-3	0,9·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,58·10-3
2027	6,8·10-4	1,52·10-3	0,8·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,41·10-3
2028	7,1·10-4	1,48·10-3	0,8·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,49·10-3
2029	6,1·10-4	1,20·10-3	0,6·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,36·10-3
2030	5,1·10-4	0,94·10-3	0,4·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,12·10-3
2031	4,9·10-4	0,92·10-3	0,4·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,14·10-3
2032	4,3·10-4	0,92·10-3	0,5·10-3	1,0042·10-3	3,72·10-3	2,50·10-3

Гидравлический расчет нефтепровода выполняется в соответствии с требованиями ВНТП 03-85 «Номы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» [9].

В данном случае, задачей гидравлического расчета является нахождение давления в начале участка нефтепровода на выходе с Проворовского месторождения при известном давлении в конце участка - на ПК286:

; МПа [18]

hтр - потери давления на трение, м;

hм - потери давления на местные сопротивления, м;

hгеод - потери давления в зависимости от перепада высот (h2-h1), м;

Pk - конечное давление, МПа;

- плотность жидкости, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, 9.8 м/с2.

w = 4 Q / р ; м /с [19]

где Q - расход жидкости, м3/с,

D - внутренний диаметр нефтепровода, м.

Секундная пропускная способность нефтепровода:

[20]

где - годовая производительность нефтепровода, тыс. т год;

- расчетная плотность жидкости, кг/м3;

- расчетное число рабочих дней в году (350), сутки.

2. Число Рейнольдса:

Re = w · D / , где [21]

w - скорость движения жидкости, м/с;

D - внутренний диаметр нефтепровода, м;

- кинематическая вязкость жидкости в рабочих условиях, м2/с.

Число Рейнольдса, равное 2320 , определяет границу между ламинарным и гидравлически гладким течением.

1-ое переходное число Рейнольдса задает границу между гидравлически гладким течением и смешанным трением. 2-ое переходное число Рейнольдса задает границу между смешанным трением и квадратичным трением. Они рассчитываются по формулам:

Re = 10 / Re = 500 / [22]

Формула расчета относительной шероховатости:

= 2 · e / D , где [23]

е - абсолютная шероховатость, м,

D - внутренний диаметр нефтепровода, м.

3. Коэффициент гидравлического сопротивления:

Зона ламинарного течения:

= 64 / Re [24]

где, Re - число Рейнольдса, безразмерная величина.

Зона гидравлически гладких труб:

= 0.3164 / Re0.25 [25]

4. Потери напора на трение:

hтр = · L /D · w2 / 2g ; м [26]

л - коэффициент гидравлических потерь, безразмерная величина;

D - внутренний диаметр нефтепровода, м;

w - скорость движения жидкости, м/с;

g - ускорение свободного падения, 9.81 м/с2.

5. Потери напора на местные сопротивления вычисляют по формуле

Вейсбаха:

hт = о· w 2 / 2g, м [27]

где, о- безразмерный коэффициент местного сопротивления.

Ввиду недостатка исходных данных примем значение потерь на местные сопротивления в размере 3% от потерь напора на трение:

hм = 0.03·hтр ; м [28]

6. Геодезические потери напора:

Hгеод = z2-z1 ; м [29]

Результаты гидравлического расчета течения жидкости приведены в таблице 9, по данным которой построен график динамики поведения начального давления нефтепровода в характерных точках участка трубопровода от Проворовского месторождения до точки врезки (ПК286) в нефтепровод ДНС «Жилинское»- УПСВ «Чашкино» с 2016 по 2032 гг.

Таблица 9. Результаты гидравлического расчёта.

Год	Расход жидкости- Q, м3/с	Скорость среды-v, м/с	Число Рейнольдса-Re	Режим течения	Коэффициент гидравл. сопр.-л	Гидравлический уклон-i	Потери напора на трение -Hтр, м	Потери напора на мест. сопр.-Hм, м	Начальное давление - Рн, МПа
2016	2,54·10-3	0,1496	5078,7	ЗГГТ	3,75·10-2	2,9·10-4	3,13	9,38·10-2	0,5058
2017	2,51·10-3	0,1479	5174,4	ЗГГТ	3,73·10-2	2,8·10-4	3,04	9,13·10-2	0,5319
2018	2,46·10-3	0,1448	5171,5	ЗГГТ	3,73·10-2	2,7·10-4	2,92	8,76·10-2	0,5049
2019	2,41·10-3	0,1419	5174,5	ЗГГТ	3,73·10-2	2,6·10-4	2,8	8,40·10-2	0,4994
2020	2,06·10-3	0,1215	4661,3	ЗГГТ	3,83·10-2	2,0·10-4	2,11	6,33·10-2	0,4791
2021	1,73·10-3	0,1020	4246,0	ЗГГТ	3,92·10-2	1,4·10-4	1,52	4,56·10-2	0,4626
2022	1,70·10-3	0,1001	4382,2	ЗГГТ	3,89·10-2	1,4·10-4	1,45	4,36·10-2	0,4602
2023	1,66·10-3	0,0980	4528,2	ЗГГТ	3,86·10-2	1,3·10-4	1,38	4,14·10-2	0,4568
2024	1,63·10-3	0,0961	4340,1	ЗГГТ	3,90·10-2	1,2·10-4	1,34	4,03·10-2	0,4526
2025	1,59·10-3	0,0938	4480,8	ЗГГТ	3,87·10-2	1,2·10-4	1,27	3,81·10-2	0,4511
2026	1,55·10-3	0,0915	4655,4	ЗГГТ	3,83·10-2	1,1·10-4	1,2	3,59·10-2	0,4484
2027	1,52·10-3	0,0894	4892,3	ЗГГТ	3,78·10-2	1,0·10-4	1,13	3,39·10-2	0,4476
2028	1,48·10-3	0,0874	4660,1	ЗГГТ	3,83·10-2	1,0·10-4	1,09	3,27·10-2	0,4443
2029	1,20·10-3	0,0710	4012,2	ЗГГТ	3,98·10-2	0,7·10-4	0,75	2,24·10-2	0,4389
2030	0,90·10-3	0,0554	3508,7	ЗГГТ	4,11·10-2	0,4·10-4	0,47	1,41·10-2	0,4362
2031	0,92·10-3	0,0545	3409,0	ЗГГТ	4,14·10-2	0,4·10-4	0,46	1,37·10-2	0,4350
2032	0,92·10-3	0,0541	2865,4	ЗГГТ	4,32·10-2	0,4·10-4	0,47	1,41·10-2	0,4334

Рис. 3. График распределения начального давления с 2016 по 2032 гг.

Заключение

Расчётом, представленным в курсовом проекте, установлено, что максимальная добыча жидкости ожидается в 2016 году- 63,4 тыс. т год, а затем к 2032 году последует её снижение до 25,0 тыс. т год.

Согласно выполненному проверочному расчету толщины стенки нефтепровода к строительству рекомендуются трубы диаметром 159 мм с толщиной стенки 6 мм.

Условие проверки подземного трубопровода на прочность выполняется. Так же выполняется условие на недопустимые пластические деформации.

На основе результатов гидравлического расчета выявлены закономерности поведения параметров в начальных и промежуточных точках трубопроводной системы с 2016 по 2032 гг.

Установлено, что давление на В. Пашковском участке с 2016 по 2017 гг. повышается, достигая максимума (0,5319 МПа), а затем с 2017 по 2032 гг. снижается, приближаясь к начальному значению.

Проанализировав, изменение параметров можно увидеть, что изменение начального давления спровоцировано изменением количества воды содержащейся в водонефтяной эмульсии, дебитом, режимом течения и физико-химическими свойствами транспортируемой жидкости.

Полученные результаты рекомендуются к использованию при подборе оборудования проектируемых насосных станций.

Список литературы

1. СНиП 23-01-99* - Строительная климатология (с Изменением №1). 2003;

2. ГОСТ 20522-96 Грунты. Методы статистической обработки результатов испытаний. 1997;

3. ГОСТ 25100-95 Грунты. Классификация. 1996;

4. СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. 1998;

5. Федеральный закон РФ №384-ФЗ от 30.12.2009 «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений». 2009;

6. РД 39-132-94 Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых нефтепроводов. 1994;

7. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. 1986;

8. Задачи по гидравлике с решениями (основные физические свойства жидкостей и газов): метод. указания / В.Г. Сансиев. - Ухта: УГТУ, 2009. - 24 с.;

9. ВНТП 03-85 «Номы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений». 1986;

10. Марон В.И. Гидродинамика однофазных и многофазных потоков в трубопроводе: Учебное пособие.- М.: МАКС Пресс, 2009.-344 с.

Размещено на Allbest.ru