Определение диаметра и расчет часовой производительности нефтепровода. Расход нефти в трубопроводе


Пример: Технологический расчет нефтепровода.

Исходные данные:

1) Пропускная способность нефтепровода: G = 44 млн. т. / год;

2) Длина трубопровода: L = 654 км;

3) Геодезические отметки начального и конечного пунктов: Z 1 = 142 м; Z 2 = 189 м;

4) Расчетная температура перекачки: t = 13 ºС;

приволжская нефть

1. Определение характеристик перекачиваемого продукта

а) Плотность нефтепродуктов определяем по следующей формуле:

ρ t = ρ 20 - ζ* ( t - 20 ºС ) ,

где: ρ t - плотность нефтепродуктов для заданной температуре;

ρ 20 - плотность нефтепродуктов при 20 ºС кг/м3;

t - расчетная температура перекачки нефтепродуктов;

ζ = ( 1,825 - 0,001315 * ρ 20)

На основании таблицы № 2 - «Теплофизические свойства некоторых нефтей и нефтепродуктов» плотность для керосина принимаем равной 832 кг/м ³.

ζ =( 1,825 - 0,001315 * 823) = 0,742755;

ρ 13 = 832 кг/м ³ – 0,742755* (13 ºС - 20 ºС ) = 828,199285 кг/м ³

б) Кинематическая вязкость определяется по формуле Филонова - Рейнольдса :

ν = ν 0 * ехр ( - u * ( t - t 0 ) ;

u = ln (ν 1 / ν 2 ) / (Т 1 - Т 2 ) ;

Из таблицы берем Т1 = 293 К, Т2 = 303 К, υ1 = 0,0835*10-4 м2/с и υ2 = 0,0509*10-4 м2/с.

u = ln (0,0835 / 0,0509) / (293 - 303 ) = 0,049498371

ν = 0,0835*10-4* ехр ( - 0,049498371 * ( 13 - 20 ) = 0,118077 *10-4 м2/с = 0,0000118077 м2/с

2. Выбор конкурирующих диаметров нефтепродуктопровода

Выбор внешнего диаметра нефтепродуктопровода производится на основании пропускной способности данного трубопровода. На основании таблицы № 3 выбираем диаметр нефтепродуктопровода равным 1020 мм.

На основании таблицы № 3 выбираем два ближайших диаметра для нефтепродуктопровода равными соответственно 920 мм и 1220 мм.

3. Выбор основного насосно - силового оборудования

Для выбора насосно - силового оборудования пропускную способность нефтепровода переведем в м³/час и в м³/c:

Q час= G / ρ t / 350/24;

Q с= Q час / 3600

где : G - пропускная способность для данного нефтепровода;

ρ t - плотность перекачиваемой нефти при заданной температуре;

Q час= 44000000 (т / год) / 0,828199285 (т/м ³) / 350 дней / 24 час = 6324,679739 м ³ / час

Q с = 6324,679739 (м ³ / час) / 3600 = 1,756855 м ³ / c.

На основании полученного расхода в таблице № 4 «Техническая характеристика насосов» выбираем магистральный насос типа HM (спиральный) марки HM 7000 - 210. Данный насос имеет следующие технические характеристики:

  1. подача - 1,944 м ³ / с;

  2. напор - 210 м;

  3. дополнительный кавитационный запас - 52 м;

  4. КПД - 89 %;

По графику определяем напор при заданном расходе = 215 м

В качестве подпорного насоса выбираем насос типа НМП 5000-115, со следующими техническими характеристиками:

  1. подача - 1,389 м ³ / с;

2) напор - 115 м;

3) дополнительный кавитационный запас - 3,5 м;

4) КПД - 85%

studfiles.net

РД 39-30-718-82 Методика гидравлического расчета нефтепроводов при перекачке газонасыщенных нефтей

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

 

Утвержден первым заместителем министра нефтяной промышленности

В.И. Кремневым

8 апреля 1982 г.

 

 

 

МЕТОДИКА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЕЙ

РД 39-30-718-82

1982

 

Методика предназначена для гидравлического расчета нефтепроводов, транспортирующих газонасыщенные нефти в однофазном состоянии.

В методике приводятся основные расчетные формулы для определения

потерь напора в трубопроводе;

требуемых напоров на нагнетательной стороне нефтеперекачивающих станций;

массового расхода перекачиваемого по трубопроводу газа.

Методика составлена на основании результатов научно-исследовательских работ, выполненных в научно-исследовательских и производственных организациях, и разработанной институтом Гипротрубопровод «Унификации технологических расчетов по магистральным трубопроводам для нефти и нефтепродуктов»

Методику составили: к.т.н. М.Н. Пиядин, к.т.н. Е.А. Арменский.

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методика гидравлического расчета нефтепроводов при перекачке газонасыщенных нефтей

РД 39-30-718-82

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной

Промышленности от 10 мая 1982 г. № 232

Срок введения установлен с 01.06.82 г.

Срок действия до ____________

Методика предназначена доя гидравлического расчета изотермических магистральных нефтепроводов, транспортирующих газонасыщенные нефти в однофазном состоянии.

Методика распространяется на ньютоновские нефти.

1.1. При расчетах по данной методике нефтепровод считается изотермическим, если при значениях минимальной и максимальной температур нефти на расчетном участке вязкости отличаются не более чем на 10 %.

1.2. Под газонасыщенной нефтью понимается нефть с растворенными в ней компонентами природного газа, для поддержания однофазного состояния которой требуется давление, превышающее атмосферное.

1.3. Под газосодержанием понимается отношение объема газа, приведенного к стандартным условиям (760 мм. рт. ст., 293 К) к объему дегазированной нефти, из которой этот газ выделился.

1.4. Методика определяет порядок гидравлического расчета нефтепроводов для транспорта газонасыщенных нефтей, но не регламентирует методы их проектирования и технологические режимы их эксплуатации.

1.5. Условные обозначения:

Н - суммарные потери напора на расчетном участке, м. ст. м.;

hтр - потери напора на трение на расчетном участке, м. ст. м.;

hмс - потери напора на преодоление местных сопротивлений, м. ст. м.;

ΔZ - алгебраическая разность высотных отметок конца и начала расчетного участка, м;

ΔZр - разность высотных отметок максимального залива продукта в резервуарах станции с емкостью (или конечного пункта) и конца расчетного участка, м;

l - длина расчетного участка, м;

i - гидравлический уклон, м/м;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

W - скорость движения жидкости в трубопроводе, м/с;

Wмс - расчетная скорость движения жидкости в местном сопротивлении, м/с;

g - ускорение силы тяжести, 9,81 м/с2;

Re - параметр Рейнольдса;

ξ - коэффициент местного сопротивления;

φ - поправочный коэффициент;

v - коэффициент кинематической вязкости газонасыщенной нефти, м2/с;

ρ - плотность, кг/м3;

Q - объемный расход, м3/с;

G - массовый расход, кг/с;

Ф - газосодержание нефти, м3/м3;

Hст - требуемый напор станции непосредственно за регулятором давления, м. ст. ж.;

рст - требуемое давление станции за регулятором давления, н/м2;

ps - давление насыщения нефти при максимальной температуре на участке, н/м2;

pз - давление запаса над давлением насыщения нефти для предотвращения образования двухфазного потока, н/м2;

Δh - подпор к основному насосу, обеспечивающий его бескавитационную работу, м. ст. ж.

Индексы «нд», «нг», «г» относятся соответственно к:

- дегазированной нефти;

- газонасыщенной нефти;

- газу.

Для выполнения расчетов по настоящей методике необходимы следующие исходные данные:

1) производительность нефтепровода по дегазированной нефти;

2) коэффициент кинематической вязкости при заданном газосодержании и расчетной температуре;

3) плотность, дегазированной и газонасыщенной нефти при расчетной температуре;

4) плотность газа при стандартных условиях;

5) газосодержание нефти;

6) внутренний диаметр трубопровода или отдельных его участков;

7) длина трубопровода или отдельных участков c различными диаметрами;

8) разность геодезических отметок конца и начала расчетного участка;

9) виды и количество местных сопротивлений в коммуникациях нефтеперекачивающей станции.

Исходные данные по характеристикам нефти и газа определяются по ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

3.1. Расчетные формулы позволяют определить:

требуемые напоры на нагнетательной стороне нефтеперекачивающей станции, необходимые для перекачки заданного количества дегазированной нефти;

расход газонасыщенной нефти при заданном расходе дегазированной нефти;

расход нефтепровода по газу, приведенный к стандартным условиям.

Расчет нефтепровода по данной методике производится в тех случаях, когда вязкость дегазированной и газонасыщенной нефтей отличаются не менее чем на 10 %.

Когда их отличие менее 10 %, расчет выполняется по вязкости дегазированной нефти.

3.2. Гидравлический расчет нефтепровода, предназначенного для транспортирования газонасыщенной нефти в однофазном состоянии при изотермических условиях, производится следующим образом.

При заданном массовом расходе нефтепровода по дегазированной нефти определяется объемный расход

                                                             (1)

Объемный расход газонасыщенной нефти находится по формуле

                                           (2)

Суммарные потери напора на расчетном участке определяются по формуле

H = hтр + hмс + ΔZ                                                            (3)

3.3. Потери напора на трение находятся по формуле

hтр = i · l                                                                      (4)

3.3.1. При работе станции на следующую промежуточную нефтеперекачивающую станцию длина расчетного участка принимается от регуляторов давления станции до входного патрубка первого основного насоса следующей станции.

3.3.2. При работе станции на емкость следующей нефтеперекачивающей станции (или конечного пункта) длина расчетного участка принимается от регуляторов давления станции до наиболее удаленного резервуара станции с емкостью (или конечного пункта).

3.3.3. Гидравлический уклон определяется по уравнению

                                                             (5)

где

                                                                (6)

3.4. Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от значения параметра Рейнольдса

                                                              (7)

а) При значениях Re до 2040

                                                                (8)

б) При значениях Re от 2040 до 2800

λ = (0,16Re - 13) · 10-4                                                 (9)

в) При значениях Re более 2800 формулы определения λ для разных чисел Рейнольдса и предельные максимальные значения чисел Рейнольдса, ограничивающие область применения этих формул для труб различных диаметров, приведены в таблице 1.

3.5. Потери напора на местные сопротивления определяются по формуле

                                                          (10)

Коэффициенты местных сопротивлений приведены в табл. 2, рис. 1 - 7.

Расчетная величина скорости Wмс находится по средней скорости потока с учетом режима течения по формуле

Wмс = φ · W                                                            (11)

Поправочный коэффициент φ равен:

для турбулентного режима φ = 1;

для ламинарного режима значение поправочного коэффициента φ определяется в зависимости от числа Рейнольдса (рис. 8.)

3.6. Требуемый напор, развиваемый нефтеперерабатывающей станцией непосредственно за регулятором давления, находится по формулам.

3.6.1. При работе на следующую промежуточную нефтеперекачивающую станцию

                                      (12)

3.6.2 При работе на емкость следующей нефтеперекачивающей станции или конечного пункта)

                                   (13)

3.7. Требуемое давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией, определяется по формуле

pст = Hст · ρнг · g                                                          (14)

3.8. Массовый расход перекачиваемого по трубопроводу газа находится по формуле

Gг = Qнд · Ф · ρг                                                           (15)

Таблица 1

Коэффициенты гидравлических сопротивлений

Условный диаметр, мм

По формуле  при до:

При значениях Re выше:

По формулам

400

56000

56000

450

65000

65000

500

73000

73000

600

90000

90000

700

100000

100000

800

110000

110000

900

115000

115000

1000

120000

120000

1200

125000

125000

1400

130000

130000

Таблица 2

Коэффициенты местных сопротивлений

Наименование

Схема

ξ

1. Выход из резервуара

2. Выход из резервуара через хлопушку

0,50

0,85

3. Отвод крутоизогнутый 90°

0,35

4. Отвод крутоизогнутый 60°

0,25

5. Отвод крутоизогнутый 45°

0,15

6. Отвод сварной 90°;

1,00

7. Отвод сварной 90°;

0,70

8. Отвод сварной 60°;

0,55

9. Отвод сварной 45°

0,50

10. Диффузор

0,20

11. Конфузор

0,10

12. Тройник с поворотом

1,20

13. Тройник с поворотом

рис. 1

14. Тройник с поворотом и на проход

рис. 4, 2

15. Тройник с поворотом и на проход

рис. 3, 5

16. Задвижка открытая

0,15

17. Задвижка прикрытая

рис. 6

18. Вентиль

3,50

19. Кран

0,10

20. Обратный клапан

рис. 7

21. Компенсатор сальниковый

0,20

22. Фильтр односетчатый для светлых нефтепродуктов

-

1,50

23. Фильтр односетчатый для нефтей

-

2,00

24. Фильтр односетчатый для темных нефтепродуктов

-

3,00

Рис. 1. Коэффициент сопротивления тройника равностороннего (слияние потоков)

Рис. 2. Коэффициент сопротивления тройника вытяжного (боковое ответвление)

Рис. 3. Коэффициент сопротивления тройника приточного (боковое ответвление)

Рис. 4. Коэффициент сопротивления тройника вытяжного (проход)

Рис. 5. Коэффициент сопротивления тройника приточного (проход)

Рис. 6. Коэффициент сопротивления задвижки прикрытой

Рис. 7. Коэффициент сопротивления обратного клапана

Рис. 8. Коэффициент φ для ламинарного режима

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

files.stroyinf.ru

Гидравлический расчет нефтепроводов (2 часа)

Поиск Лекций

СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ

 

Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» для студентов специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Астрахань 2007

 

Составитель:

Лямина Н.Ф. ст. преподаватель кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Рецензент: Семенякин В.С., к.т.н., профессор кафедры РЭНГ

 

 

Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» для студентов специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Методические указания утверждены на заседании методического совета специальности 130503.65 протокол № _______ от «___» _____________2007г.

 

Астраханский государственный технический университет

Содержание

 

Наименование стр
Практическое занятие I Гидравлический расчет нефтепроводов
Практическое занятие 2 Определение пропускной способности газопровода
Практическое занятие 3 Типы и конструкции сепараторов
Практическое занятие 4 Выбор нефтегазовых сепараторов
Практическое занятие 5 Коррозия трубопроводов и способы ее предупреждения
Практическое занятие 6 Установки комплексной подготовки нефти
Практическое занятие 7 Путевые подогреватели, их конструкции и применение
Практическое занятие 8 Типы и конструкции резервуаров
Приложение 1
Литература

 

Роль трубопроводного транспорта в нефтяной и газовой отрасли чрезвычайно велика. В первую очередь это относится к газовой промышленности, где трубопроводы являются единственным средством транспорта больших объёмов газа от места добычи к потребителю. Увеличение протяжённости трубопроводных сетей сопровождается ещё большим увеличением объемов газа и нефти, транспортируемых по трубопроводам, за счет усовершенствования технологии строительства и эксплуатации трубопроводов. Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, строятся подземные хранилища газа, создана единая кольцевая система газоснабжения страны.

Современные системы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин предусматривают максимальное использование энергии пласта для обеспечения транспортирования нефтегазовых смесей как по промысловым трубопроводам, так и через все технологические установки, включая установки подготовки нефти, газа и воды. При этом высокая эффективность производства достигается в результате совмещения различных технологических процессов.

Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационного оборудования, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды, насосных и компрессорных станций.

Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и газа на данном месторождении - составом и физическими свойствами нефти, устьевыми давлениями и температурами, газовым фактором, сеткой расположения скважин, рельефом местности.

Эти и другие вопросы исполнены в настоящих методических указаниях, позволяющих студентам самостоятельно решать задачи и выполнять технические задания по дисциплине «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

 

Практическое занятие 1

Гидравлический расчет нефтепроводов (2 часа)

Гидравлический расчет нефтетрубопроводов предусматривает определение их диаметров или пропускной способности или необходимого перепада давления по его длине или участкам.

Путевые потери напора в общем случае складываются из потерь на внутреннее трение жидкости по длине трубопровода (hтр) и из потерь на местные сопротивления (hм) (задвижки, диафрагмы, повороты и т.д.)

 

(1.2)

При гидравлическом расчете из-за их малости нефтепровода местными сопротивлениями можно пренебречь. Потери напора по длине трубопровода при установившемся движении обычно определяют, полученной из уравнения Бернулли по формуле Дарси-Вейсбаха

 

(1.3)

или потери давления на трение

 

, (1.4)

 

где L - длина трубопровода; D- внутренний диаметр трубопровода; - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима течения, т.е. и относительной шероховатости внутренней стенки трубы.

 

, (1.5)

где Re - число Рейнольдса

 

, (1.6)

 

где e - абсолютная шероховатость стенок трубы. Число Рейнольдса определяется по формуле

, (1.7)

где - динамическая вязкость жидкости.

 

Средняя скорость определяется

 

, (1.8)

где Q - объемный расход жидкости.

При Re < 2300 течение жидкости в трубопроводе ламинарное и в этом случае коэффициент гидравлического сопротивления, определяется по формуле Стокса

, (1.9)

 

При Re > 2300 течение жидкости приобрести турбулентный характер.

Турбулентное течение характеризуется хаотичным беспорядочным движением частиц жидкости в ядре потока и ламинарным подслоем у стенки трубы. Хаотическое беспорядочное движение частиц что приводит к увеличению затрат энергии на трение жидкости, о стенки трубы и росту потерь на трение. При турбулентном режиме течения жидкости коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса:

 

(1.10)

 

или по формуле Кутателадзе, Кононова и т.д.

 

Задача 1.1. Рассчитать давление на в начале шлейфа (выкидной линии) добывающей скважины после штуцера для следующих условий: трубопровод горизонтальный, местные сопротивления отсутствуют, длина выкидной линии L = 4200 м. внутренний диаметр выкидной линии dвн= 0,1 м, дебит скважины Q= 320 м3/сут, плотность нефти = 850 кг/м3; давление перед входом в сепаратор Рс = 1 ,5 МПа, вязкость нефти = 3,5 мПа-с.

 

Решение. Для заданных условий при Z1=Z2=0 давление после штуцера

 

где - потери давления по длине от устья до сепаратора.

Рассчитаем скорость движения нефти по формуле (1.8):

Определим число Рейнольдса по формуле (1.7):

 

режим течения турбулентный

 

 

Рассчитаем потери давления по длине трубопровода (1 .4):

Давление у скважины после штуцера определим по формуле (1.11)

 

 

Варианты данных по задачам и вопросы к практическим занятиям приведены в приложении 1.

Практическое занятие 2.

Определение пропускной способности газопровода (2 часа).

 

Массовый расход газа в газопроводе для установившегося изотермиче­ского режима течения определяется по формуле

 

, кг/сек (2.1)

 

где Рн и Рк - давления, соответственно, в начале и в конце газопровода;

D- внутренний диаметр газопровода;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

R - газовая постоянная;

Т - температура газа;

L - длина газопровода.

 

Коэффициент гидравлического сопротивления определяют по универсальной формуле ВНИИгаза:

 

, (2.2)

при 158/Re>>2Kэ/D

 

(2.3)

при 158/Re<<2Kэ/D

(2.4)

 

По данным ВНИИгаза, для новых труб Кэ = 0,03 мм. Тогда из (2.4) получим

 

, (2.5)

где D - диаметр, мм.

Граница между смешанным и квадратичным режимами течения определяется зависимостью

(2.6)

 

при Re > Reкр - квадратичный режим течения, при Re < Reкр - смешанный.

Число Рейнольдса

 

, (2.7)

где, г- средняя по сечению трубы скорость газа;

г- коэффициенты кинематической и динамической вязкости газа, соответственно.

 

При технических расчетах коэффициент гидравлического сопротивления можно принимать

(2.8)

Если необходимо определить давление Р на расстоянии Х от начала газопровода, то следует использовать уравнение

(2.9)

Так как в газопроводах закон падения давления по длине имеет нелинейный характер, то среднее давление определяется как среднеинтегральное

(2.10)

 

Задача 2.1. Определить массовый и объемный расходы для газопровода длиной L = 100 км, с наружным диаметром 720 мм и толщиной стенки 10мм. Абсолютное давление в начале газопровода Рн = 5 МПа в конце Рк =1,1 МПа. Плотность газа при стандартных условиях рг =0,8 кг/м , газовая постоянная R = 8.31 Дж/(моль-К). Коэффициент динамической вязкости газа r = 12-10-6 Па-с, коэффициент сжимаемости Z= 0,93. Температура грунта на глубине залегания 5°С. Эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы Кэ = 0,2 мм.

Решение.

Задаваясь квадратичным законом сопротивления, по (2.4) определяем коэффициент гидравлического сопротивления

 

В соответствии с (3.8) расчетное значение принимаем = 0,01575. По (3.1) определяем массовый расход

 

.

Практическое занятие 3.

poisk-ru.ru

Определение диаметра и расчет часовой производительности нефтепровода

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА И РАСЧЕТ ЧАСОВОЙ                    ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НЕФТЕПРОВОДА

Производительность нефтепровода при пуске первой очереди ЦПС «Приобского» составляет G= 6 млн. т/год (I квартал 2003 г.), при пуске второй очереди –  12 млн. т/год (2004 г.). Исходя из этого,  по рекомендуемым значениям из  ВНТП 2-86 выбираем нефтепровод диаметром 720 мм.

Так как климат в районе строительства нефтепровода суровый (температура самой холодной пятидневки ниже – 40 °С), то для прокладки трубопровода выберем трубу диаметром 720х10 мм из стали марки 06ГФБАА класса прочности К-56 по ТУ 14-3-1399-95, ОАО «Выскунский металлургический завод»:

–  предел текучести материала трубы sт = 420 МПа;

–  временное сопротивление растяжению sвр = 560 МПа;

–  коэффициент надежности Кн = 1;

–  коэффициент безопасности по материалу К1 = 1,47;

–  коэффициент условий работы трубопровода m = 0,75;

–  коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе  

  n = 1,1.

В дальнейших расчетах будем использовать диаметр нефтепровода, толщину стенки определим следующим образом [1, стр. 41],

,                                                         (2.1)

где       DН – наружный диаметр трубы, мм;

             P – рабочее давление в трубопроводе, Р = 5,4 МПа;

             n – коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе                           R1 – расчетной сопротивление, определяемое следующим                                                                             образом [1, стр. 41].

,                                                     (2.2)

где       RН1 – минимальное значение временного сопротивления σвр, МПа;

             m – коэффициент условий работы трубопровода

             К1 – коэффициент безопасности по материалу

             КН – коэффициент надежности

Определим часовую производительность нефтепровода, воспользовавшись формулой [2, стр. 83].

,                                                      (2.3)

где       G – производительность станции, т/год;

             24 – число часов в сутках;

             τ – количество рабочих дней в году (τ = 350) [2, стр.82];

             ρ – расчетная плотность нефти, т/м3.

Для определения расчетной плотности найдем расчетную температуру. По ВНТП 2-86 под расчетной температурой считают, наинизшую температуру, которую принимает поток нефти в нефтепроводе. Эта температура определяется по уравнению Лейбензона .

,                                          (2.4)

где       t0 – температура окружающей среды, К;

             tн – начальная температура нефти, К;

             b – показатель увеличения температуры нефти за счет трения пото                      ка;

             а – показатель уменьшения температуры нефти за счет теплообмена;

             L – длина трубопровода, м.

Определим a, b  по формулам:

, ,                                      (2.5)

где       k – полный коэффициент теплопередачи, Вт/м2 × К;

             D – внутренний диаметр нефтепровода, м;

             Q – объемный расход нефти, м3/с;

             i – гидравлический уклон трубопровода [1, стр. 28]:

                                                (2.6)

Расчет температуры будем производить методом последовательных приближений, для этого зададимся температурой t и рассчитаем соответствующие физические свойства нефти (плотность, вязкость и удельную теплоемкость).

Плотность нефти при расчетной температуре определим по формуле [1, стр. 4].

,                                             (2.7)

где       ρt – плотность нефти при температуре t, кг/м3;

             ρ20 – плотность нефти при 20 ºС, кг/м3;

             t – температура нефти, ºС

             z – температурная поправка,  , (r подставляется в кг/м3).

Определим вязкость при неизвестной температуре [1, стр. 5].

,                                         (2.8)

где       νt – вязкость при температуре t, м2/с;

             ν* – вязкость при известной температуре t*, м2/с;

             t – температура нефти , ºС;

            U – показатель крутизны вискограммы, 1/ºС, определяется по формуле [1, стр. 5]:

,                                                          (2.9)

где       ν1 – вязкость при температуре t1;

             ν2 – вязкость при температуре t2;

.

Теплоемкость находится по формуле [1, стр. 4]:

,                                             (2.10)

где       Т – вероятная температура нефти, К.

Так как мы не знаем расчетную температуру, то сделаем расчет для 20 °С, и после уточнения температуры произведем перерасчет параметров.

Расчет трубопровода диаметром 720 мм

,

.

Так как климат в районе строительства нефтепровода суровый (температура самой холодной пятидневки ниже – 40 °С), то для прокладки трубопровода выберем по сортаменту трубу с толщиной стенки d = 10мм из стали марки 06ГФБАА класса прочности К-56 по ТУ 14-3-1399-95, ОАО «Выскунский металлургический завод», тогда:

.

Зададимся расчетной температурой tр = 7 °С.

,          .

Для выяснения режима течения определим число Рейнольдса (Re) и переходные числа ReI и ReII[1, стр. 25-26].

                                        (2.11)

                                                                             (2.12)

         ,                                        (2.13)

где       е – эквивалентная шероховатость труб, е = 0,15 мм [1, стр. 27].

          

2320 < Re < ReI, значит в трубопроводе наблюдается турбулентный режим в зоне гидравлически гладкого трения (зона Блазиуса).

Таким образам m = 0,25 и [1, стр. 28, таблица 17].

Найдем показатели a и b.     

,           .

Тогда °С

Расхождение между принятой и расчетной составляет 1,45 %, что не превышает допустимое расхождение равное 10%. Таким образом, для Æ 720 мм за расчетную температуру примем 7 °С.

Проведем аналогичный расчет с учетом увеличения производительности. Результаты расчета сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Сводная таблица

Q,

млн. т/год

Q, м3/ч

tр, °С

rtр, кг/м3

ntр, м2/с

6

814

7

877,85

62,6 ×10-6

7

950

8

877,17

60,23×10-6

8

1087

9

876,49

57,99×10-6

9

1222

9

876,49

57,99×10-6

10

1359

10

875,81

55,80×10-6

11

1495

10

875,81

55,80×10-6

12

1632

11

875,12

53,7× 10-6

vunivere.ru

РД 39-30-718-82 - Методика гидравлического расчета нефтепроводов при перекачке газонасыщенных нефтей.

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

 

Утвержден первым заместителем министра нефтяной промышленности

В.И. Кремневым

8 апреля 1982 г.

 

 

 

МЕТОДИКА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЕЙ

РД 39-30-718-82

1982

 

Методика предназначена для гидравлического расчета нефтепроводов, транспортирующих газонасыщенные нефти в однофазном состоянии.

В методике приводятся основные расчетные формулы для определения

потерь напора в трубопроводе;

требуемых напоров на нагнетательной стороне нефтеперекачивающих станций;

массового расхода перекачиваемого по трубопроводу газа.

Методика составлена на основании результатов научно-исследовательских работ, выполненных в научно-исследовательских и производственных организациях, и разработанной институтом Гипротрубопровод «Унификации технологических расчетов по магистральным трубопроводам для нефти и нефтепродуктов»

Методику составили: к.т.н. М.Н. Пиядин, к.т.н. Е.А. Арменский.

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методика гидравлического расчета нефтепроводов при перекачке газонасыщенных нефтей

РД 39-30-718-82

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной

Промышленности от 10 мая 1982 г. № 232

Срок введения установлен с 01.06.82 г.

Срок действия до ____________

Методика предназначена доя гидравлического расчета изотермических магистральных нефтепроводов, транспортирующих газонасыщенные нефти в однофазном состоянии.

Методика распространяется на ньютоновские нефти.

1.1. При расчетах по данной методике нефтепровод считается изотермическим, если при значениях минимальной и максимальной температур нефти на расчетном участке вязкости отличаются не более чем на 10 %.

1.2. Под газонасыщенной нефтью понимается нефть с растворенными в ней компонентами природного газа, для поддержания однофазного состояния которой требуется давление, превышающее атмосферное.

1.3. Под газосодержанием понимается отношение объема газа, приведенного к стандартным условиям (760 мм. рт. ст., 293 К) к объему дегазированной нефти, из которой этот газ выделился.

1.4. Методика определяет порядок гидравлического расчета нефтепроводов для транспорта газонасыщенных нефтей, но не регламентирует методы их проектирования и технологические режимы их эксплуатации.

1.5. Условные обозначения:

Н - суммарные потери напора на расчетном участке, м. ст. м.;

hтр - потери напора на трение на расчетном участке, м. ст. м.;

hмс - потери напора на преодоление местных сопротивлений, м. ст. м.;

ΔZ - алгебраическая разность высотных отметок конца и начала расчетного участка, м;

ΔZр - разность высотных отметок максимального залива продукта в резервуарах станции с емкостью (или конечного пункта) и конца расчетного участка, м;

l - длина расчетного участка, м;

i - гидравлический уклон, м/м;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

W - скорость движения жидкости в трубопроводе, м/с;

Wмс - расчетная скорость движения жидкости в местном сопротивлении, м/с;

g - ускорение силы тяжести, 9,81 м/с2;

Re - параметр Рейнольдса;

ξ - коэффициент местного сопротивления;

φ - поправочный коэффициент;

v - коэффициент кинематической вязкости газонасыщенной нефти, м2/с;

ρ - плотность, кг/м3;

Q - объемный расход, м3/с;

G - массовый расход, кг/с;

Ф - газосодержание нефти, м3/м3;

Hст - требуемый напор станции непосредственно за регулятором давления, м. ст. ж.;

рст - требуемое давление станции за регулятором давления, н/м2;

ps - давление насыщения нефти при максимальной температуре на участке, н/м2;

pз - давление запаса над давлением насыщения нефти для предотвращения образования двухфазного потока, н/м2;

Δh - подпор к основному насосу, обеспечивающий его бескавитационную работу, м. ст. ж.

Индексы «нд», «нг», «г» относятся соответственно к:

- дегазированной нефти;

- газонасыщенной нефти;

- газу.

Для выполнения расчетов по настоящей методике необходимы следующие исходные данные:

1) производительность нефтепровода по дегазированной нефти;

2) коэффициент кинематической вязкости при заданном газосодержании и расчетной температуре;

3) плотность, дегазированной и газонасыщенной нефти при расчетной температуре;

4) плотность газа при стандартных условиях;

5) газосодержание нефти;

6) внутренний диаметр трубопровода или отдельных его участков;

7) длина трубопровода или отдельных участков c различными диаметрами;

8) разность геодезических отметок конца и начала расчетного участка;

9) виды и количество местных сопротивлений в коммуникациях нефтеперекачивающей станции.

Исходные данные по характеристикам нефти и газа определяются по ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

3.1. Расчетные формулы позволяют определить:

требуемые напоры на нагнетательной стороне нефтеперекачивающей станции, необходимые для перекачки заданного количества дегазированной нефти;

расход газонасыщенной нефти при заданном расходе дегазированной нефти;

расход нефтепровода по газу, приведенный к стандартным условиям.

Расчет нефтепровода по данной методике производится в тех случаях, когда вязкость дегазированной и газонасыщенной нефтей отличаются не менее чем на 10 %.

Когда их отличие менее 10 %, расчет выполняется по вязкости дегазированной нефти.

3.2. Гидравлический расчет нефтепровода, предназначенного для транспортирования газонасыщенной нефти в однофазном состоянии при изотермических условиях, производится следующим образом.

При заданном массовом расходе нефтепровода по дегазированной нефти определяется объемный расход

                                                             (1)

Объемный расход газонасыщенной нефти находится по формуле

                                           (2)

Суммарные потери напора на расчетном участке определяются по формуле

H = hтр + hмс + ΔZ                                                            (3)

3.3. Потери напора на трение находятся по формуле

hтр = i · l                                                                      (4)

3.3.1. При работе станции на следующую промежуточную нефтеперекачивающую станцию длина расчетного участка принимается от регуляторов давления станции до входного патрубка первого основного насоса следующей станции.

3.3.2. При работе станции на емкость следующей нефтеперекачивающей станции (или конечного пункта) длина расчетного участка принимается от регуляторов давления станции до наиболее удаленного резервуара станции с емкостью (или конечного пункта).

3.3.3. Гидравлический уклон определяется по уравнению

                                                             (5)

где

                                                                (6)

3.4. Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от значения параметра Рейнольдса

                                                              (7)

а) При значениях Re до 2040

                                                                (8)

б) При значениях Re от 2040 до 2800

λ = (0,16Re - 13) · 10-4                                                 (9)

в) При значениях Re более 2800 формулы определения λ для разных чисел Рейнольдса и предельные максимальные значения чисел Рейнольдса, ограничивающие область применения этих формул для труб различных диаметров, приведены в таблице 1.

3.5. Потери напора на местные сопротивления определяются по формуле

                                                          (10)

Коэффициенты местных сопротивлений приведены в табл. 2, рис. 1 - 7.

Расчетная величина скорости Wмс находится по средней скорости потока с учетом режима течения по формуле

Wмс = φ · W                                                            (11)

Поправочный коэффициент φ равен:

для турбулентного режима φ = 1;

для ламинарного режима значение поправочного коэффициента φ определяется в зависимости от числа Рейнольдса (рис. 8.)

3.6. Требуемый напор, развиваемый нефтеперерабатывающей станцией непосредственно за регулятором давления, находится по формулам.

3.6.1. При работе на следующую промежуточную нефтеперекачивающую станцию

                                      (12)

3.6.2 При работе на емкость следующей нефтеперекачивающей станции или конечного пункта)

                                   (13)

3.7. Требуемое давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией, определяется по формуле

pст = Hст · ρнг · g                                                          (14)

3.8. Массовый расход перекачиваемого по трубопроводу газа находится по формуле

Gг = Qнд · Ф · ρг                                                           (15)

Таблица 1

Коэффициенты гидравлических сопротивлений

Условный диаметр, мм

По формуле  при до:

При значениях Re выше:

По формулам

400

56000

56000

450

65000

65000

500

73000

73000

600

90000

90000

700

100000

100000

800

110000

110000

900

115000

115000

1000

120000

120000

1200

125000

125000

1400

130000

130000

Таблица 2

Коэффициенты местных сопротивлений

Наименование

Схема

ξ

1. Выход из резервуара

2. Выход из резервуара через хлопушку

0,50

0,85

3. Отвод крутоизогнутый 90°

0,35

4. Отвод крутоизогнутый 60°

0,25

5. Отвод крутоизогнутый 45°

0,15

6. Отвод сварной 90°;

1,00

7. Отвод сварной 90°;

0,70

8. Отвод сварной 60°;

0,55

9. Отвод сварной 45°

0,50

10. Диффузор

0,20

11. Конфузор

0,10

12. Тройник с поворотом

1,20

13. Тройник с поворотом

рис. 1

14. Тройник с поворотом и на проход

рис. 4, 2

15. Тройник с поворотом и на проход

рис. 3, 5

16. Задвижка открытая

0,15

17. Задвижка прикрытая

рис. 6

18. Вентиль

3,50

19. Кран

0,10

20. Обратный клапан

рис. 7

21. Компенсатор сальниковый

0,20

22. Фильтр односетчатый для светлых нефтепродуктов

-

1,50

23. Фильтр односетчатый для нефтей

-

2,00

24. Фильтр односетчатый для темных нефтепродуктов

-

3,00

Рис. 1. Коэффициент сопротивления тройника равностороннего (слияние потоков)

Рис. 2. Коэффициент сопротивления тройника вытяжного (боковое ответвление)

Рис. 3. Коэффициент сопротивления тройника приточного (боковое ответвление)

Рис. 4. Коэффициент сопротивления тройника вытяжного (проход)

Рис. 5. Коэффициент сопротивления тройника приточного (проход)

Рис. 6. Коэффициент сопротивления задвижки прикрытой

Рис. 7. Коэффициент сопротивления обратного клапана

Рис. 8. Коэффициент φ для ламинарного режима

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

snipov.net


Смотрите также