Расчет гидравлический нефтепровода: РД 39-30-718-82 Методика гидравлического расчета нефтепроводов при перекачке газонасыщенных нефтей

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 трубоп

Гидравлический расчет магистрального нефтепровода при заданной пропускной способности трубопровода

Определяется расчётная часовая производительность нефтепровода:

, м3

Qр = (86 · 109) / 350 · 24 · 850) · 1,07 = 12887,95 м3

Определяется расчётная секундная производительность нефтепровода:

Qср = Qp/ 3600, м3

Qср = 12887,95 / 3600 = 3,57м3

 
 

Определяется скорость течения нефти, м/с при производительности, равной пропускной способности:

 

где Qср – секундный расход, м3/с;

W— фактическая скорость течения нефти в трубопроводе

D — внутренний диаметр трубопровода, [м] .; D= Dн – 2d

Dн нар. диаметр труб, мм

d — толщина стенки труб, мм

 

W = (4 · 3,57) / (3,14 · 1,192 2) = 3,2 м/с

D = 1220 – 2·14 = 1,192 мм

 
 

Определяется число Рейнольдса

 

Re = (3,2 · 1,192) / (1,5 · 10-5) = 2,542· 105=254200

 

где νррасчетное значение кинематической вязкости, м2

Предельные значения , и значения приведены в таблице 1

Таблица 1

Наружный диаметр, мм
73 000 3 200 000 0,0130
100 000 4 500 000 0,0124
110 000 5 000 000 0,0123
115 000 5 500 000 0,0122
120 000 6 000 000 0,0121
125 000 6 800 000 0,0120

 

 

 

λ = 0,0120 + (1,7 / 254200°5) = 0,0153 (А4)

 

Гидравлический уклон в заданных условиях составит:

где — коэффициент гидравлического сопротивления;

— ускорение силы тяжести ( = 9,81 м/с2).

 

i = 0,0153 · (1 / 1,192) · (3,2 2 / 2 · 9,81) = 0,0066

 

Суммарные потери в (требуемый напор на выходе НПС) будут равны

Hст =i L + ∆z + hк

 

где ∆ z — разность геодезических отметок между конечной и начальной точками трубопровода, м

hк – необходимый конечный напор, м

L- длина трубопровода, м

 

Hст = 0,0066 · 100000 + ( — 70) + 25 = 605 м

 

Суммарные потери в (требуемый напор НПС) не должны превышать допустимого рабочего давления на выходе НПС

Таблица 2

 

Производительность
нефтепровода,
Млн.т/год
Диаметр
(наружный),
Мм
Рабочее давление
МПа кгс/см2
4-9 5,3-6,1 54-62
7-13 5,1-5,5 52-56
11-19 5,6-6,1 58-62
15-27 5,5-5,9 56-60
23-55 5,3-5,9 54-60
41-90 5,1-5,5 52-56

 

Определение суммарного требуемого дифференциального напора работающих основных насосов (Hнас)

Суммарный требуемый дифференциальный напор работающих основных насосов (Hнас) определяется по требуемому напору на станции за регуляторами (Hст) с учетом потерь напора от первого насоса до выхода регуляторов (hк) и за вычетом напора на входе первого насоса станции (hподп):

 

+ hвых,

 

где: Нст – требуемый напор на выходе станции определяемый по результатам гидравлического расчета, м;


Ннас – требуемый дифференциальный напор насосов станции, м;

hк – гидравлические потери от первого насоса и до выхода регуляторов, hк ≈ 20-30 м;

hвых — гидравлические потери от регуляторов и до выхода НПС, hвых≈ 5-10 м;

hподп – напор на входе первого насоса станции, м.

Напор на входе первого насоса (hподп) должен быть не менее величины, обеспечивающей бескавитационную работу насоса:

Величина напора на входе первого насоса, с учетом потерь на входе станции связана с напором на входе станции формулой:

 

,

где: Нвх – напор на входе НПС, м;

hвх – гидравлические потери от входа НПС до входа в первый насос

Напор на входе НПС определяется по допустимому рабочему давлению на входе

 

Нвх = p /rн٠g

 

Р — допустимое рабочее давление на входе, Па

— плотность перекачиваемой нефти

 

Нвх = 0,8 /850٠9,81 = 800000/850٠9,81 =95,94 м

 

Нподп = 95,94– 15 = 80,94 м

 

Ннас = 605 + 25 – 80,94+ 7 = 556,06 м

 

Выбор применяемых насосов

Выбор применяемых насосов производится в соответствии с расчётной часовой произ- водительностью нефтепровода, марки насоса и размером ротора насоса в соответствии с Порядком определения требуемых характеристик насосных агрегатов.

Напор, создаваемый насосами при заданной подаче, определяют по их характеристикам графически или аналитически.

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от подачи Q) имеет вид полого падающей кривой (рис. 6.1) и аналитически может быть представлена выражением

 

(1.12)

где a, b, – постоянные коэффициенты (табл. 4)

Выбирается насос НМ 10000-210 с ротором 1,25Qh

 

Н = 364,5– 9,4947×10-7 · 12887,952 =206.9 м

 

Определяется количество работающих последовательно насосов путем деления суммарного требуемый дифференциальный напор работающих основных насосов (Hнпс) на напор выбранного насоса при подаче равной часовой производительности нефтепровода Hнас1


n = Hнпс / Hнас1.

 

n = 556,06 / 206.9 =3

 

Определяется требуемый дифференциальный напор одного насоса.

 

Hнас1треб = Hнпс / n

 

Hнас1треб = 556,06 / 3 = 185,3

 

Определяется величина необходимого снижения напора ΔH при заданной подаче (производительности трубопровода).

 

ΔH = Hнас1.— Hнас1треб или ΔH = Hнпс.— Hнпс треб

 

ΔH = 206.9 – 185,3= 21.6 м

 

Определяется величина коэффициента быстроходности для выбранного насоса по таблице 6.

Определяется показатель степени r для выбранного насоса по таблице 3.

Таблица 3 — Основные параметры магистральных насосов серии НМ

 
 

Марка насоса Ротор Диапазон изменения подачи насоса, м3 Номинальные параметры
Подача, м3 Напор, м Доп. Кавит. запас, м К.П.Д.,%
НМ 1250-260 0,7·Qн 650 – 1150
1,0·Qн 820 – 1320
1,25·Qн 1100 – 1800
НМ 2500-230 0,5·Qн 900 – 2100
0,7·Qн 1300 – 2500
1,0·Qн 1700 – 2900
1,25·Qн 2400 – 3300
НМ 3600-230 0,5·Qн 1300 – 2600
0,7·Qн 1600 – 2900
1,0·Qн 2700 – 3900
1,25·Qн 3600 – 5000
НМ 7000-210 0,5·Qн 2600 – 4800
0,7·Qн 3500 – 5400
1,0·Qн 4500 – 8000
1,25·Qн 7000 – 9500
НМ 10000-210 0,5·Qн 4000 – 6500
0,7·Qн 5500 – 8000
1,0·Qн 8000 – 11000
1,25·Qн 10000 – 13000

Рисунок 6.1 — Выбор типа насоса по условию соответствия рабочей зоны насоса и заданной производительности трубопровода

 

 

Таблица 4 — Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных магистральных насосов серии НМ

Марка насоса Ротор Диаметр рабочего колеса D2, мм Коэффициенты Q-H характеристики насоса
НМ 1250-260 0,7×QН a= 284,9 b= 3,6354×10-5
1,0×QН a= 317,0 b= 3,7109×10-5
a= 291,9 b= 3,9043×10-5
a= 268,9 b= 4,2540×10-5
1,25×QН a= 322,0 b= 2,1749×10-5
НМ 2500-230 0,5×QН a= 246,6 b= 1,6856×10-5
0,7×QН a= 248,0 b= 7,3338×10-6
1,0×QН a= 279,6 b= 8,0256×10-6
a= 258,7 b= 8,5641×10-6
a= 236,4 b= 8,5604×10-6
1,25×QН a= 279,2 b= 5,2985×10-6
НМ 3600-230 0,5×QН a= 273,4 b= 1,4804×10-7
0,7×QН a= 282,4 b= 8,4221×10-6
1,0×QН a=305,4 b=5,5960×10-6
a=274,1 b=5,5879×10-6
a=247,2 b=5,4834×10-6
1,25×QН a=324,0 b=5,2277×10-6
НМ 7000-210 0,5×QН a=245,9 b=3,7674×10-6
0,7×QН a=282,2 b=3,0980×10-6
1,0×QН a=295,1 b=1,8752×10-6
a=262,5 b=1,8173×10-6
a=240,9 b=1,9873×10-6
1,25×QН a=323,3 b=1,4795×10-6
НМ 10000-210 0,5×QН 475/455 a=265,0 b=2,0560×10-6
0,7×QН 506/486 a=304,8 b=2,1443×10-6
1,0×QН 505/495 a=293,7 b=8,7817×10-7
485/475 a=280,1 b=8,7549×10-7
470/460 a=264,5 b=8,6302×10-7
1,25×QН a=364,5 b=9,4947×10-7
a=358,5 b=9,6470×10-7
a=345,1 b=9,9839×10-7

Расчет обрезки колеса, если известно что до обрезки насос при заданной подаче развивал напор Н, а требуется напор H1 при той же подаче.

Допустимая степень обрезки рабочего колеса определяется заводом изготовителем. Ориентировочно для насосов с номинальной подачей до 2500 м3/ч включительно, максимальная обрезка рабочего колеса составляет 20%. Для насосов с номинальной подачей более 2500 м3/ч, максимальная обрезка рабочего колеса составляет ориентировочно 10%.

В пределах рабочей зоны насоса, степень обрезки колеса может быть приближенно рассчитана с применением формулы:

(6.40)

где: H , H1 – напор насоса до и после обточки рабочего колеса соответственно, м;

D, D1 – диаметр рабочего колеса насоса до и после обточки соответственно, м;

L, r – показатели, принимаемые для каждого типа насоса в соответствии с коэффициентом быстроходности согласно таблице 5.

 

D1 / 1,192 = (206.9 / 185,3)1/2,35

 

D1 / 1,192 = 1.04

 

D1 = 1192 · 1.04 = 1239.6

 

Определяется относительная величина обрезки рабочего колеса

 

(1192 – 1239.6) · 100% / 1192 = 4 %

 

Таблица 5 – Зависимость показателей степени L, r от коэффициента быстроходности
 
Коэффициент быстроходности насоса Снижение в % к.п.д. η насоса на каждые 10% обточки Показатель L в формуле 6.36 Показатель r в формуле 6.37
70 — 125 1,0 – 1,5
125 — 175 1,5 – 2,5 1,3 2,2
< 175 2,5 – 3,5 1,85 2,35

Значения коэффициента быстроходности и некоторых других параметров для типовых насосов приведено в таблице 6

 

Таблица 6 – Характеристики типовых насосов

Типоразмер насоса Ротор Коэффициент быстроходности Ширина лопаток раб. Колеса, мм Диаметр входного патрубка, мм Наружный диаметр раб. колеса, мм
НМ1250-260 0,7
1,25
НМ2500-230 0,5
0,7
1,25
НМ3600-230 0,5
0,7
1,25
НМ7000-230 0,5
0,7
1,25
НМ10000-230 0,5
0,7
1,25

При расчете степени обрезки колес, следует выполнять проверку непревышения максимально допустимой степени обрезки для заданного насоса.

Порядок определения требуемых характеристик насосных агрегатов

1. Определяется часовая и секундная производительность нефтепровода по формулам 10 и 11

2. Рассчитывается скорость течения нефти при этой производительности по формуле 12

3. Определяется число Рейнольдса по формуле 13

4. Определяется коэффициент гидравлического сопротивления в соответствии с рассчитанным числом Рейнольдса по формулам А3 или А4

5. Рассчитывается гидравлический уклон в заданных условиях по формуле 3.14

6. Определяется требуемый напор на выходе НПС по формуле 3.15

7. Определяется требуемое давление на выходе НПС по формуле P = H٠rн٠g

Давление на выходе НПС сравнивается с табличным Таблицы 2. Давление на выходе НПС не должны превышать допустимого рабочего давления на выходе НПС

8. Рассчитывается напор на входе НПС по допустимому рабочему давлению на входе по формуле 6.6

9. Определяется величина напора на входе первого насоса, с учетом потерь на входе станции по формуле 6.5

10. Рассчитывается суммарный требуемый дифференциальный напор работающих основных насосов (Hнпс треб) по формуле 6.1

11. По часовой производительности нефтепровода и диапазону изменения подачи насоса таблицы 3 определяется тип насоса и тип ротора

12. Используя коэффициенты Q-H характеристики насоса таблицы 4 и формулу зависимости напора (Н) от подачи (Q) насоса Н = a – b Q2 ,

рассчитывается напор выбранного насоса при подаче равной часовой производительности нефтепровода Hнас1

13. Определяется количество работающих последовательно насосов путем деления суммарного требуемый дифференциальный напор работающих основных насосов (Hнпс) на напор выбранного насоса при подаче равной часовой производительности нефтепровода Hнас1.

n = Hнпс / Hнас1.

Полученное число последовательно включенных насосов округлить ло наиболее близкого целого числа, но не более n = 3.

Если в характеристиках насосов одного типа и подачи имеется несколько диаметров ротора, то необходимо рассчитать напоры насосов с разными диаметрами роторов насоса при заданной подаче и выбрать наиболее оптимальный, где необходимая величина обточки колес будет минимальной

В зависимости от величины необходимого снижения напора ΔH должна применяться обрезка рабочих колес одного, двух или трех насосов.

14. С учетом проведенных выше расчетов и оценок, определяется требуемый дифференциальный напор одного насоса Hнас1треб = Hнпс / n

15. Определяется величина необходимого снижения напора ΔH при заданной подаче (производительности трубопровода). ΔH = Hнас1.— Hнас1треб или ΔH = Hнпс.— Hнпс треб

16. Определяется величина коэффициента быстроходности для выбранного насоса по таблице 6.

17. Определяется показатель степени r для выбранного насоса по таблице 5.

18. Рассчитывается требуемое значение диаметра обрезанного рабочего колеса по формуле 6.40.

19. Проверяем выполнение условие не превышения максимальной обрезки рабочего колеса:

Определяется относительная величина обрезки рабочего колеса (D — D1 ) х 100%/ D и сравнивается с допустимой величиной.

Список литературы и НТД рекомендуемой для выполнения курсового проекта

1. РД- 91.020.00-КТН-335-06 Нормы проектирования НПС

2. ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-05 Типовые технические решения по проектированию НПС.

3. ГОСТ Р 53675-2009 Насосы нефтяные для магистральных трубопроводов

4. ГОСТ 12124—87 Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов

5. Учебное пособие по дисциплине «Насосы и перекачивающие станции». Требования к нефтеперекачивающим станциям магистральных нефтепроводов

6. Учебное пособие по дисциплине « Насосы и перекачивающие станции ». Техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций

7. Учебно — методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине « Насосы и перекачивающие станции »

Графическая часть

Гидравлический расчёт трубопроводов ГК Миррико

Описание услуги


Гидравлический расчет трубопровода – это определение пропускной способности трубы либо потерь напора перемещения жидкости или газа. Является способом диагностики нефтепроводов для обеспечения заданной пропускной способности.


Поддержка пропускной способности – сохранение постоянной скорости перемещения жидкости. Для этого насос должен обеспечивать напор, который позволит ей преодолевать гидравлическое сопротивление – потери, вызванные трением. Среди причин – местные сопротивления (вентили, изгибы, повороты), разницы геометрической высоты трубы и др.


Диагностика, выполненная при помощи гидравлического расчета, позволяет подобрать насос необходимой для данного трубопровода производительности, а также дать оценку технологической эффективности применения противотурбулентной присадки (ПТП) – реагента, который обеспечивает ламинарный (без перемешивания) режим течения топлива при перекачке по трубопроводу.

Как рассчитывается


Гидравлический расчет трубопроводов проводится на основе ряда формул, в которых учитываются разные переменные: скорость движения, вязкость жидкости; диаметр трубы и др. Опросный лист, предшествующий работе над гидравлическим расчетом, включает параметры:


· Характеристики трубопровода: длина участка трубы, диаметр трубопровода, материал, из которого он сделан и др.


· Характеристики перекачиваемой жидкости: коэффициент вязкости, плотность и расход жидкости на участках трубопровода


· Режим перекачки: скорость движения рабочей среды в трубах, мощность насоса

Услуга гидравлического расчета трубопроводов в ГК «Миррико»


Дивизион «Добыча» группы компаний «Миррико» по запросу Заказчика выполняет гидравлический расчёт трубопроводов, прогноз и оценку технологической эффективности противотурбулентной присадки. После сбора исходных данных производится расчет, демонстрирующий эффективность работы противотурбулентной присадки и возможные достижимые параметры по увеличению пропускной способности трубопровода, снижению давления). Далее следует проведение опытно-промышленных испытаний (ОПИ) на объектах заказчиков, в ходе которых определяются:  


· эффективность ПТП


· необходимая дозировка


· расход на перекачку


· наибольшая пропускная способность нефтепровода системы


После сбора данных составляется подробный отчёт, он включает выводы и рекомендации к дальнейшему применению противотурбулентных присадок.


Заказчиками услуги гидравлического расчета трубопровода уже стали такие нефтегазодобывающие и нефтетранспортные компании, как ПАО «НК «Роснефть», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Газпром», ПАО «Транснефть».

В арсенале ГК «Миррико» имеется широкий портфель присадок и химических реагентов для увеличения пропускной способности трубопроводов, в их числе собственный уникальный продукт – противотурбулентная присадка M-FLOWTREAT (при меньшей цене сопоставима по эффективности с зарубежными аналогами), она повышает пропускную способность нефтепроводов, снижает внутритрубное давление и энергозатраты при перекачке.


Преимущества использования M-FLOWTREAT: сохранение физико-химических характеристик перекачиваемой жидкости, возможность применения совместно с нефтепромысловыми реагентами, эффективность при минимальных дозировках. Присадка применяется на всех типах трубопроводов: межпромысловые и магистральные нефтепроводы, магистральные нефтепродуктопроводы, магистральные конденсатопроводы. Возможен индивидуальный подбор рецептур для подвидов перекачиваемой жидкости: нефть, товарные нефтепродукты.


По завершении ОПИ специалистами ГК «Миррико» оформляется подробный отчёт, включающий в себя выводы и рекомендации к дальнейшему применению.

Задача №2 Гидравлический расчет нефтесборного коллектора (нефтепровода) от дожимной насосной станции (днс) до центрального сборного пункта (цсп). Основные положения.

При гидравлическом
расчете нефтепровода решают одну из
трех задач:
а) определение пропускной
способности нефтепровода;

б) определение
диаметра трубы;

в) определение
давления в начале нефтепровода (давления
на выкиде насосов ДНС). Выполнение
расчетов основано на формуле Дарси-Вейсбаха
(допускается, что потери напора в местах
местных сопротивлений
,
гдеhтр
– потери напора на трение жидкости по
длине трубы

,
(15)

где: L
– длина нефтепровода или отдельного
его участка; D
– внутренний диаметр трубы; V
– средняя скорость движения жидкости
в трубе; g
— ускорение свободного падения;
— коэффициент гидравлических сопротивлений.

Для ламинарного
режима течения, когда
(— число Рейнольдса;— коэффициент кинематической вязкости)


(формула Стокса) (16)

Для
переходного и турбулентного режимов
(2320<Re<Re1)

(формула Блазиуса),
(17)

при
этом
(18)

где
— относительная шероховатость труб:,Kэ
– эквивалентная шероховатость стенок
трубы (можно принять
м).

Если при гидравлическом
расчете нефтепровода неизвестны диаметр
и давление в начале трубы, задаются
скоростью движения жидкости в пределах
1,0…1,5 м/с при вязкости от 1 до 150 мм2
и 0,5…1,0 – при более высокой вязкости.

После выбора
стандартного размера (диаметра) трубы
(табл. 3) при известном объемном расходе
жидкости уточняют скорость ее движения.

Давление Р1
в начале трубопровода при полном
заполнении его жидкостью определяется
по формуле

(19)

где:
P1
– давление в конце нефтепровода;
– разница в геометрических (высотных)
отметках начала и конца нефтепровода:.
Привеличинапринимается со знаком (+), при– со знаком (-). Отдельные участки
нефтепровода могут иметь высотные
отметки, превышающие(),
что необходимо учитывать при заполнении
трубы жидкостью.

Решение:

1.
Определяем
объемный расход одной скважины по нефти:

2.
Находим с учетом коэффициента запаса
объемный расход нефти в нефтепроводе:

3.
Определяем кинематическую вязкость
нефти:

4.
Для определения диаметра трубы, необходимо
определим площадь поперечного сечения
трубы (для предварительного расчета
скорость движения жидкости в трубе
примем V
= 1,2 м/с):

Бесшовные
горячекатаные трубы по ГОСТ 8732-78

Таблица
3

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки, мм

3

4

5

6

7

8

9

10

11

57

+

+

+

60

+

+

+

70

+

+

+

+

76

+

+

+

+

89

+

+

+

+

108

+

+

+

+

+

133

+

+

+

+

+

159

+

+

+

+

+

168

+

+

+

+

+

+

219

+

+

+

+

+

273

+

+

+

+

+

325

+

+

+

+

377

+

+

+

426

+

+

+

Примечание:
(-) – трубы указанного размера на
производятся.

По
ГОСТ 8732-78 таблица 3, «Учебно-методическое
пособие» выбираем ближайшую трубу с
большим диаметром. DН
= 219 мм, толщина стенки δ = 8 мм, внутренний
диаметр трубы d
= 219 – 16 = 203 мм.

5.
Определяем точную скорость движения
жидкости в трубе с внутренним диаметром
201 мм:

6.
Определяем относительную шероховатость
труб:

где КЭ
= 1,4 × 10-5
– эквивалентная шероховатость стенок
трубы.

7.
Находим число Рейнольдса( Re1)
:

Так
как 2320 < Re
< 260767,4 принимаем режим течения
турбулентный.

8.
Для определения коэффициента гидравлических
сопротивлений воспользуемся формулой
Блазиуса:

9.
Определяем потери напора на трение
жидкости по длине трубы:

10.
Определяем давление в начале нефтепровода
(по условию задачи отметка ЦСП выше
отметки ДНС, то величину ∆Н принимаем
со знаком «+»):

11.
Определяем развиваемое насосом давление:

12.
Находим напор, развиваемый насосом:

Напор
развиваемый насосом рассчитан на
дегазированной нефти.

Пересчитаем
напор по воде плотностью 1000 кг/м3

Расход
нефти

Таким
образом, насос должен удовлетворять
условиям: Н > 162м, Q
> 141 м3/час.

Согласно
полученным расчетным путем по параметрам
подходит центробежный нефтяной
горизонтальный насос типа Н: 6Н-10х1.
Подача 141 м3/час.
Напор 187 м. Высота всасывания 3,5 м. КПД
71%. Число ступеней 4. Диаметр рабочего
колеса 215 мм. С частотой вращения двигателя
2960 об/ мин. (согласно учебно-методического
пособия «Эксплуатация нефтегазопромысловых
систем». Пермь 2005г.)

5.2.4 Гидравлический расчёт простого трубопровода с самотечными участками

При
движении нефти, давление в ней падает,
причем, чем выше скорость движения, тем
больше потери давления на единицу длины
трубопровода. Если абсолютное давление
нефти P
при этом достигает значения равного
ДНП при данной температуре PS,
то в данном месте потока наблюдается
интенсивное парообразование и выделение
газов, что может привести к кавитационным
процессам или нарушению сплошности
потока. Течение
жидкости в описанном случае может быть
самотечным расслоенным или иметь более
сложную (пробковую) структуру, в которой
порции жидкости чередуются с парогазовыми
пузырями.

Самотечное
расслоенное течение является разновидностью
безнапорного течения, при котором
жидкость движется неполным сечением
под действием силы тяжести, причём
остальная часть сечения трубы занята
парами этой жидкости. Участки, на которых
возникают указанные течения, называются
самотечными. При этом давление в
парогазовой полости самотечного участка
остаётся практически постоянным и
равным ДНП
нефти. Стационарные
самотечные участки могут существовать
только на нисходящих участках трубопровода.
Начало каждого самотечного участка,
которое всегда совпадает с одной из
вершин профиля, называется перевальной
точкой, причём таких
точек может быть несколько. Однако
отметим, что не всегда самая высокая
точка трассы является перевальной (см.
рис. 5.3).

Рис. 5.3. Перевальной
точка и расчетная длина нефтепровода

Из
рис. 5.3. видно, что причиной появления
самотечных участков может быть снижение
расхода в трубопроводе, обусловленное
снижением давления в начальном сечении
с pн
до pн
(переход на пониженный режим перекачки).
Однако при возврате к прежнему давлению
не удаётся достичь прежнего значения
расхода, так как
образовавшиеся парогазовые скопления
создают дополнительное сопротивление,
а процесс их растворения
продолжается длительное время. Таким
образом, возврат к прежнему расходу
будет осуществлён в течение достаточно
продолжительного периода времени.

Растворения
парогазового скопления происходит,
если скорость потока достаточна для
отрыва и уноса парогазовых пузырьков
из нижней части газовой полости вниз
по течению, при этом по мере удаления
от самотечного участка давление жидкости
возрастает и пузырьки схлопываются,
вызывая кавитацию. Это может привести
к значительной вибрации трубопровода
и сопровождается повышенным уровнем
шума. При дальнейшем увеличении скорости
потока до определённого значения
скопление страгивается с места и
выносится потоком целиком (единой
пробкой) и может достичь резервуара на
конечном пункте нефтепровода.
Сопровождающий это явление гидравлический
удар приводит к повреждению резервуаров
и их оборудования.

Наличие
самотечных участков приводит к увеличению
давления в начале трубопровода, а значит
требует более высоких затрат энергии
на перекачку. Если продлить линию
гидравлического уклона за самотечным
участком до начального сечения, то можно
определить pн,
которое необходимо для перекачки нефти
с тем же расходом по трубопроводу тех
же длины и диаметра, но без самотечных
участков. Из рис. 2.3. видно, что pн<
pн.

Перекачку
с той же производительностью, но без
самотечных участков можно организовать
при увеличении давления в конце
трубопровода до pФ.
Разница полезного и требуемого давления
может быть использована, например, для
привода небольшой электростанции
(проект такой электростанции разработан
для нефтепровода Тихорецк–Новороссийск
в районе нефтебазы «Грушовая» [2]).

При
появлении самотечного участка между
промежуточными НПС, участки МН до и
после перевальной точки перестают быть
гидравлически связанными. Если по
какой-либо причине производительность
участка после перевальной точки
возрастет, а на начальном участке будет
сохраняться на прежнем уровне, давление
на всасывании перекачивающей станции
следующей за перевальной точкой начнет
снижаться и может достигнуть нижнего
допустимого предела.

Повышенное
содержание в нефти сернистых соединений
может вызвать ускоренное протекание
коррозионных процессов на внутренней
поверхности стенки трубы над свободной
поверхностью жидкости.

При
гидравлическом расчете трубопровода
с самотечными участками уравнение
(5.11) преобразуется к следующему виду

, (5.15)

где
Lр
– расчётная длина МН, за которую
принимается расстояние от начального
пункта до ближайшей перевальной точки,
м;

z=(zПzН)
– разность геодезических отметок
перевальной точки и начального пункта,
м;

py=(PsPa)
– упругость паров нефти, которая может
быть как положительной, так и отрицательной,
Па. Однако как правило для нефтей (при
py<0)
согласно [3, 25, 26] третьим членом в уравнении
(5.15) пренебрегают.

Рассмотрим
течение жидкости за перевальной точкой
(рис. 5.4).

Рис.
5.4. Течение жидкости за перевальной
точкой

Линия гидравлического
уклона на самотечном участке проходит
параллельно профилю трубопровода на
расстоянии py/(g),
откуда следует, что гидравлический
уклон на самотечном участке равен
тангенсу угла наклона профиля трубопровода
к горизонту i=tgαп.

Так как согласно
уравнению (5.1)

,

то
скорость движения жидкости на самотечном
участке w
больше скорости течения жидкости на
заполненных участках трубопровода w0
поскольку при том же расходе площадь
S,
занятая жидкостью на самотечном участке
меньше площади полного сечения трубы
S0.
Отношение указанных площадей

называется
степенью заполнения сечения трубопровода,
которую в зависимости от отношения
гидравлического уклона полностью
заполненного участка к гидравлическому
уклону самотечного участка

можно
определить по одной из следующих
аппроксимационных зависимостей,
приведённых в таблице 5.3 [9, 23].

Таблица
5.3

Степень
заполнения σ

Критерий

Примечания

1

γ1

Сечение
заполнено

полностью

32,32λ0

γ
< 1

Сечение
заполнено

не
полностью

4,87λ0

γ
< 32,32λ0

γ
< 4,87λ0

Протяжённость
самотечного участка можно определить
графически или выразив из уравнения
Бернулли для участка AK
(см. рис. 5.4)

. (5.16)

Геодезическую
отметку конца самотечного участка zA
можно определить, зная zП
и координаты ближайшей точки трассы x
и zx,
из простых геометрических соотношений

(5.17)

Подставляя уравнение
(5.17) в (5.16) и выражая lс.у.
получим

. (5.18)

Для нахождения
перевальной точки достаточно определить
избыточное давление в каждой вершине
профиля, начиная с конца: если p<py,
то вершина является началом самотечного
участка, с учётом этого находятся
избыточные давления в следующих вершинах.
Ближайшая к началу нефтепровода вершина,
являющаяся началом самотечного участка,
и будет перевальной точкой.

Расчет нефтепровода

— Скачать бесплатно PDF

Расчет нефтепровода …

Факультет инженерии и материаловедения Немецкий университет в Каире

Механическое проектирование трубопроводов сырой нефти и нефтепродуктов Диссертация на степень бакалавра

Автор:

Ахмед Эссам Хедр

Руководитель:

Доктор Хамди Кандил

Дата подачи:

12 июля, 2007

Это удостоверяет, что: (i)

диссертация компрометирует только мою оригинальную работу для получения степени бакалавра

(ii)

должное признание было сделано в тексте для всех других использованных материалов

Ahmed Essam Khedr 12 июля, 07

1

Содержание

Благодарность…………………………………………… …………….. 6 Глава 1: Введение и обзор литературы ……………….. 8 1.1.

Введение ……………………………………….. …………………………. 8

1.1.1. Мотивация …………………………………………. …………………………. 8 1.1.2. Цель проекта ………………………………………. ………………… 10 1.1.2.1 Анализ напряжений ………………………………………………………… ……………… 10 1.1.2.2.

1.2.

Выбор материала ………………………………………. ………………………….. 11

Обзор литературы …………. ………………………………………….. …. 12

Глава 2: Анализ напряжений ……………………………….. …………… 15 2.1.

Допустимое напряжение трубы ……………………………………… ……………. 15

2.2.

Расчет толщины стенки ……………………………………… ……. 17

2.3.

Внутреннее давление ………………………………………. ………………….. 18

2.4.

Вертикальная земная нагрузка ……………………………………… ………………. 20

2.5.

Поверхностные временные нагрузки ……………………………………… ……………….. 22

2.6.

Овальность и стресс ……………………………………. …………………… 25

2.8.

Изгиб кольца ………………………………………. …………………….. 30

2.9.

Усталость ……………………………………….. ………………………………. 31

2.10.

Ударные нагрузки на поверхность ……………………………………… ……………. 32

2.10.1. Максимальная ударная нагрузка…………………………………………… ……………….. 32 2.10.2. Проникновение и PPV ……………………………………….. ………………………. 33

2.11.

Плавучесть ……………………………………….. …………………………… 35

2.11.1. Приложенная нагрузка ………………………………………… ……………………………….. 35 2.11.2. Напряжение трубы ………………………………………… …………………………………… 36

2.12.

Тепловое расширение ………………………………………. ………………. 37

2.13.

Землетрясения ……………………………………….. ……………………….. 37

2.13.1. Распространение сейсмических волн ……………………………………….. ………………. 38 2.13.2. Постоянная деформация грунта ……………………………………….. ………… 40 2

Глава 3: Выбор материала……………………………………….. 42 3.1.

Металлические материалы ………………………………………. …………. 44

3.2.

Свойства материала трубопровода ………………………………… 46

3.3.

Химические свойства ………………………………………. ……………… 48

3.4.

Механические свойства ………………………………………. ………….. 49

3.4.1.

Прочность ……………………………………….. ……………………………………….. 50

3.4.2.

Твердость ……………………………………….. ………………………………………. 53

3,4 .3.

Прочность ……………………………………….. …………………………………….. 54

3.4.4 .

Сопротивление усталости. ………………………………………………………………….. 55

3.4.5

Предел прочности на растяжение и ползучесть при повышенных температурах. ……………………….. 56

3.5.

Физические свойства металлов …………………………………….. …… 58

3.5.1.

Плотность ……………………………………….. ………………………………………… 58

3.5.2.

Теплопроводность ………………………………………………………………. 58

3.5.3.

Тепловое расширение. ………………………………………….. …………………….. 58

3.5.4.

Удельная теплоемкость ………………………………………. ………………………………….. 59

3.6.

Микроструктура ……………………………………….. ……………………. 60

3.7.

Производство стальных труб ……………………………………………….. 63

3.7.1.

Размер трубы ………………………………………. ……………………………………….. 63

3.7.2.

Бесшовные трубы ………………………………………. ………………………………… 64

3.7.3.

Труба со швом ……………………………………… …………………………… 64

Глава 4: Механическое проектирование трубопровода SUMED………… 67 4.1.

Справочная информация ……………………………………….. ……………………….. 67

4.2.

Анализ напряжений ………………………………………. ……………………. 71

4.3.

Выбор материала для трубопровода SUMED …………………………… 90

Глава 5: Механическое проектирование арабских Газопровод ………. 91 5.1.

Справочная информация …………………………………………………………………. 91

5.2.

Анализ напряжений ………………………………………. ……………………. 93

5.3.

Выбор материалов для арабского газопровода ………………………… 100 3

Глава 6: Заключение …. ………………………………………….. … 101 Список литературы ……………………………………… ………………………….. 102

4

Список рисунков Рисунок 2-1: Напряжение в кольце и осевое напряжение в трубе…………………………………………… .. 19 Рисунок 2-2: Призма грунта над трубой ………………………………. …………………………… 21 Рисунок 2-3: Поверхностная нагрузка и передаваемое давление …… ……………………………………. 24 Рисунок 2-4: Овальность поперечного сечения трубы ………………………………………. ……………… 27 Рисунок 2-5: Изгибающее напряжение через стенку ………………… …………………………………… 28 Рисунок 2-6: Измельчение Боковая стена…………………………………………… ………………….. 29 Рисунок 2-7: Изгиб кольца поперечного сечения трубы …………… ……………………………….. 31 Рисунок 2-8: Падение тяжелого предмета на Поверхность грунта …………………………………….. 34 Рисунок 2- 9: Результирующая выталкивающая нагрузка на трубу ……………………………………. ………….. 35 Рисунок 3-1: Таблица материалов труб ……………………… ………………………………………….. 45 Рис. 3-2. Три наиболее распространенных кристаллических структуры металлов………………………… 46 Рисунок 3-3: Кривая напряжения-деформации. (1) Абсолютная сила. (2) Предел текучести. (3) Пропорциональное предельное напряжение. (4) Разрыв. (5) Деформация смещения (обычно 0,002). …………… 51 Рисунок 3-4: Расчетное напряжение-деформация углеродистой стали ………………… …………….. 53 Рисунок 3-5: Диапазон температур перехода и температура перехода при испытании на удар по Шарпи …………….. ………………………………………….. ……………………………………………….. 55 Рисунок 3-6: Кривые зависимости времени ползучести от удлинения при заданной температуре. …………….. 57 Рисунок 3-7: Рост атомной решетки в зерна ………………… ………………………… 61 Рисунок 3-8: Упрощенная фазовая диаграмма углеродистой стали …….. ……………………………… 62 Рисунок 3-9: Атомная структура углеродистой стали … ………………………………………….. ….. 62 Рисунок 3-10: Обзор производства бесшовных труб ………………………………………. 65 Рисунок 3-11: Обзор производства труб со сварным швом

.

Гидравлический расчет нефтепровода Скачать бесплатно для Windows

Гидравлический расчет нефтепровода

в программном информере

Предназначен для анализа потерь напора и потребности в энергии перекачки.

Разработан гидравлический калькулятор расхода Flowtite ™…. Калькулятор расхода поможет

Igneus Incorporated
17

Мощное программное обеспечение для гидравлических расчетов автоматических спринклерных систем пожаротушения.

Джонсон Памп Б.В.
70

Бесплатное ПО

Hydraulic Investigator — это руководство по выбору центробежных насосов.

Sinotech CC
24

Бесплатное ПО

AQUA Hydraulic Utilities состоит из удобной программы расчета стоимости жизненного цикла.

Подробнее Гидравлический расчет нефтепровода

Гидравлический расчет нефтепровода во введении

1
CECALC.ком ООО
91

Демо

CE CALC — Hydraulics Calculator — это инструмент для расчета конструкции гидравлики.

1
Canute LLP
212

Бесплатное ПО

Это бесплатный инструмент для обучения основам гидравлики пожарных оросителей.

Гидравлические расчеты
5

Коммерческий

Предназначен для использования людьми, которые ежедневно работают с гидравликой.

10
Petrospection Pty Ltd
242

Бесплатное ПО

Бесплатный калькулятор для выполнения всего спектра нефтегазовых операций.

33
Джон Костура
26

Бесплатное ПО

Позволяет вводить и рассчитывать диапазоны дат разлива нефти.

Dendrit Haustechnik-Software GmbH
25

Демо

Позволяет производить расчет сети водопровода питьевой воды.

4
Canute LLP
30

условно-бесплатная

FHC — это приложение для гидравлических расчетов пожарных спринклерных систем.

Pegasus Vertex, Inc.
49

Проприетарный

Программа крутящего момента, сопротивления и гидравлики для гидравлического расчета бурения.

Дополнительные заглавия, содержащие гидравлический расчет нефтепровода

Technical Toolboxes, Inc.108

условно-бесплатная

Pipeline Toolbox Enterprise — это представленный на рынке набор программных инструментов Pipeline.

2
Системы Скалистых гор
111

Бесплатное ПО

Oil Tycoon! это идеальная игра-симулятор нефтяного бизнеса.

1
Океанская служба NOAA
22

Бесплатное ПО

ADIOS2 (Автоматизированный запрос данных о разливах нефти) — это модель выветривания нефти.

Головокружение Игры
40

условно-бесплатная

The Oil Blue — это инди-симулятор, в котором вам предстоит добывать нефть по всему миру.

1
Рондомедиа
129

Коммерческий

В Oil Platform Simulator вы управляете платформой и ищете нефть в море.

56
Программное обеспечение XoYo
5

условно-бесплатная

Компонент

#Calculation — это мощный вычислительный механизм для ваших приложений.

5
6

Эта расчетная программа в Excel позволяет измерять и выполнять расчет th ….

2
Chemetron Fire Systems
27

Chemetron Fire Systems
7

VdS Schadenverhütung
1

.