Лаптев ОСиЭНГО 4 вар.. Контрольная работа по дисциплине Основы строительства и эксплуатации нефтегазовых объектов
 Скачать 0.76 Mb.
|
1 2 Решение 1. Рассчитываем длину последнего участка коллектора  (3.1) 2. Находим массовый расход нефти на каждом из четырех участков сборного коллектора:  (3.2)  (3.3)  (3.4)  (3.5) 3. Определяем скорость движения нефти на каждом из участков (  ): (3.6)    4. Рассчитываем число Рейнольдса на участках коллектора  (3.7)    5. Поскольку для первых трех участков сборного коллектора выполняется условие    то режим движения нефти на этих участках турбулентный в зоне гладкостенного трения. Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода используем формулу Блазиуса  (3.8)   Для последнего участка сборного коллектора выполняется условие  то есть режим движения нефти на нем ламинарный. Для расчета коэффициента гидравлического трения используем формулу Стокса  (3.9) 6. По формуле Дарси-Вейсбаха определяем потери давления от трения на каждом участке сборного коллектора  (3.10)    7. Находим общий перепад давления в сборном коллекторе  (3.11) 8. Давление нефти в конце сборного коллектора  (3.12) Задача № 4 Расчет скорости осаждения капель при известном их размере Рассчитать скорость свободного осаждения капель воды двенадцати размеров в нефти, если вязкость нефти μн (мПа·с), плотность ρн (кг/м3). Плотность капель воды ρв (кг/м3). Исходные данные приведены в таблице 4.1. Таблица 4.1 Исходные данные к задаче № 4
Решение 1. Покажем контрольный пример расчета для диаметра капли воды  , что соответствует шестому значению из таблицы 4.1.Рассчитываем числовое значение критерия Архимеда  (4.1)где  – ускорение силы тяжести,  , 2. Граничные значения критерия Архимеда в области ламинарного режима осаждения капель определяются выражением  (4.2)Так как для данного случая выполняется двойное неравенство  то критерий Архимеда удовлетворяет условию (4.2), поэтому осаждение капель происходит в области ламинарного режима и их скорость определяется по формуле  (4.3) Аналогично производим расчет для других значений диаметра капли воды  . Результаты расчетов сводим в таблицу 4.2.Таблица 4.2 Результаты расчета скорость свободного осаждения капель воды двенадцати размеров
Задача № 5 Технологический расчет магистрального нефтепровода Сделать технологический расчет трубопровода для перекачки нефти в количестве G (млн. т/год), если расчетная длина трассы L (км); разность нивелирных отметок конца и начала нефтепровода ΔΖ (м); вязкость нефти ν20 и ν50 (сСт); плотность нефти ρ20, (кг/м3); расчетная температура нефти tрасч, (оC). Наружным диаметром и рабочим давлением задаться по РД 153-39.4-113-01. Принять нормальные условия прохождения трассы нефтепровода. По результатам гидравлического расчета подобрать насосы, определить число НПС с округлением в большую и меньшую стороны. Расставить НПС по трассе нефтепровода методом Шухова. Исходные данные приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 Исходные данные к задаче № 5
Решение 1 Расчет исходных данных 1.1. Для диапазона изменения плотности нефти при температуре 20 oC  коэффициент объемного расширения составляет  [1]. Рассчитываем плотность нефти при расчетной температуре   1.2. Определяем кинематическую вязкость нефти при расчетной температуре   1.3. По приложению 3 [2] для производительности трубопровода  находим внешний диаметр –  .1.4. По приложению 2 [2] в зависимости от внешнего диаметра , длины трубопровода  , для нормальных условий прохождения трассы (менее 30 % горных и заболоченных участков) находим расчетное число рабочих дней нефтепровода в год –  .1.5. Рассчитываем часовой и секундный расход нефти в трубопроводе   2 Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования НПС с округлением числа НПС в большую сторону 2.1. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, при числе рабочих насосов  . По величине часового расхода  выбираем насос основной магистральный НМ 710-280 и подпорный насос НПВ 600-60. С помощью математических моделей напорных характеристик выбранных насосов по верхнему и нижнему ротору [3], находим создаваемый ими напор при расходе  :а) основной насос НМ 710-280: - по верхнему ротору (диаметр рабочего колеса  ) - по нижнему ротору (диаметр рабочего колеса  ) б) подпорный насос НПВ 600-60: - по верхнему ротору (диаметр рабочего колеса  ) - по нижнему ротору (диаметр рабочего колеса  ) 2.2. Находим рабочее давление в трубопроводе при разных комбинациях выбранных насосов и роторов:  а) верхний ротор основного и верхний ротор подпорного насоса  б) верхний ротор основного и нижний ротор подпорного насоса  в) нижний ротор основного и верхний ротор подпорного насоса  г) нижний ротор основного и нижний ротор подпорного насоса  Согласно приложению 3 [2] для расхода в нефтепроводе и внешнего диаметра рабочее давление в трубопроводе находится в переделах  . Поэтому принимаем вариант в), то есть для нижнего ротора основного насоса  и верхнего ротора подпорного насоса  .2.3. Определяем толщину стенки при рабочем давлении  . Выбираем трубопровод, который изготавливается Выксунским металлургическим завод по ТУ 14-3-1573-99 внешним диаметром 530 мм, со стали марки 17Г1С [3]. Для расчета толщины стенки принимаем:- нормативное сопротивление материала труб, которое равно временному сопротивлению материала труб [3],  ;- коэффициент условий работы нефтепровода III категории (подземный нефтепровод условным диаметром 500 мм, приложение 6 [2]),  ;- коэффициент надежности по материалу для сварных, изготовленных двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутых автоматическому контролю в объеме 100 % сварных соединений неразрушающими методами (приложение 4, [2]),  - коэффициент надежности по назначению трубопровода, как для нефтепровода условным диаметром 500 мм (приложение 5 [2]),  ;- коэффициент надежности по нагрузке, как для нефтепровода условным диаметром 500 мм, с промежуточными НПС без подключения емкостей (приложение 8 [2]),  .Находим расчетное сопротивление материала трубопровода  Определяем толщину стенки трубопровода  Принимаем  , как ближайшую большую по сортаменту, сталь марки 17Г1С, ТУ 14-3-1573-99 [3]. Изготовитель – Выксунский металлургический завод.2.4. Находим внутренний диаметр трубопровода  2.5. Рассчитываем значение числа Рейнольдса  2.6. Принимаем эквивалентную абсолютную шероховатость внутренних стенок трубопровода  , и определяем переходные числа Рейнольдса  Поскольку выполняется условие  то режим течения нефти турбулентный в зоне гладкостенного трения. Тогда коэффициенты в формуле Лейбензона  равны: Коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Блазиуса  2.7. Находим гидравлический уклон нефтепровода с использованием формулы Лейбензона  и формулы Дарси-Вейсбаха, определив перед этим среднюю скорость движения нефти в трубопроводе   2.8. Рассчитываем потери напора в трубопроводе от трения  2.9. Принимая, что потери напора в местных сопротивлениях составляют 2 % от потерь напора от трения, и величину избыточного давления в конце трубопровода (на входе в конечный пункт) равным  , находим полные потери напора в нефтепроводе 2.10. Принимаем внутристанционные потери напора  , и находим напор одной промежуточной НПС 2.11. Определяем число НПС по формуле  Округляем число НПС до целого числа в большую сторону,  .2.12. Рассчитываем действительно необходимый напор одной станции  2.13. Определяем напор одного магистрального насоса  2.14. Производим расчет величины обтачивания рабочего колеса  где  – коэффициенты математической модели напорной характеристики основного насоса до обтачивания ротора (НМ 710-280 с нижним ротором),  ; – внешний диаметр обточенного рабочего колеса, То есть обтачивание рабочего колеса основного насоса необходимо сделать на величину  2.1 Расстановка НПС по трассе нефтепровода 2.1.1. Принимаем горизонтальный масштаб длин 1:5000000 (в 1 мм – 5 км) и вертикальный масштаб напоров 1:10000 (в 1 мм – 10 м). Далее откладываем величины  в масштабе напоров станций (рис. 2.1).2.1.2. Затем откладываем величину напора подпорного насоса  и напор станции  (с обточенными роторами)  раз, и соединяем полученный суммарный напор станций с  , получаем линию гидравлического уклона  . Месторасположение станций определяем пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора . Эти точки переносим на профиль трассы трубопровода (рисунок 2.1).2.1.3. Полученные значения длин участков нефтепровода между НПС и их высотных отметок заносим в таблицу 2.1.  Рис. 2.1. Расстановка числа НПС  , округленных в большую сторонуТаблица 2.1 Характеристика НПС на трассе при числе НПС ,округленных в большую сторону
2.2 Аналитическая проверка режима работы НПС 2.2.1. Находим максимально допустимую величину давления нефти в нефтепроводе, исходя из условия прочности трубопровода  и соответствующею величину допустимого напора  2.2.2. Определяем минимально допустимый напор нефти на входе в НПС по формуле (принимаем  )  где  – атмосферное давление и упругость паров нефти, принимаем  ; – протикавитационный запас напора основного насоса НМ 710-280 с нижним ротором, определяем по математической модели [3]   2.2.3. Проверяем режим работы станций из условий:  , при ;       , Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно. 2.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода 2.3.1. Построение суммарной характеристики Q-H всех НПС проводим по формуле  где  – математическая модель основного насоса с обточенным ротором, Коэффициенты модели напора насоса с обточенным ротором рассчитываем по формулам   С учетом этого суммарный напор всех НПС определяем по формуле   2.3.2. Суммарную характеристику Q-H трубопровода строим по уравнению с использованием формулы Лейбензона    2.3.3. Проводим расчет напора, что создают все НПС и полных потерь напора в трубопроводе для таких значений часового расхода нефти в трубопроводе: -    -    -    -    -    -    -    2.3.4. По результатам расчета с помощью Microsoft Office Excel строим графические характеристики суммарного напора НПС и полных потерь напора в трубопроводе (рис. 2.2). 2.3.5. С рисунка 2.2 находим рабочую точку нефтепроводной системы:  ,  .    Рис. 2.2. Совмещенная характеристика всех НПС и трубопровода 3 Технологический расчет нефтепровода с округлением числа НПС в меньшую сторону 3.1 Определение длины лупинга и расстановка НПС по трассе нефтепровода 3.1.1. Поскольку в данном случае число НПС округляем в меньшую сторону, то есть  , то пропускная способность нефтепровода будет меньше проектной. Поэтому для обеспечения заданного расхода нефти в трубопроводе предусматриваем лупинг, диаметр которого равен диаметру основной магистрали а длина определяется по формуле  где  – коэффициент, который приводит параметры лупинга к параметрам основной магистрали, Далее находим гидравлический уклон нефтепровода на участке с лупингом  Исходя из условия прочности трубопровода, размещаем в конце нефтепровода лупинг с ранее рассчитанной длиной длинами  .3.1.2. Принимаем горизонтальный масштаб длин 1:5000000 (в 1 мм – 5 км) и вертикальный масштаб напоров 1:10000 (в 1 мм – 10 м). Далее откладываем величины в масштабе напоров станций (рис. 3.1).3.1.3. Затем откладываем величину напора подпорного насоса и напор станции  (без обтачивания ротора) раз. Далее соединяем полученный суммарный напор станций с , с учетом линий гидравлического уклона основной магистрали и лупинга  . Месторасположение станций определяем пересечением данных линий гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора .Эти точки переносим на профиль трассы трубопровода (рисунок 3.1). 3.1.4. Полученные значения длин участков нефтепровода между НПС и их высотных отметок заносим в таблицу 3.1. Таблица 3.1 Характеристика НПС на трассе при числе НПС ,округленных в меньшую сторону
 Рис. 3.1. Расстановка числа НПС , округленных в меньшую сторону3.2 Аналитическая проверка режима работы НПС 3.2.1. Проверяем режим работы станций из условий:  , при ;   ; Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно. 3.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода 3.3.1. Построение суммарной характеристики Q-H всех НПС проводим по формуле  С учетом этого суммарный напор всех НПС определяем по формуле   3.3.2. Суммарную характеристику Q-H трубопровода строим по уравнению с использованием формулы Лейбензона    3.3.3. Проводим расчет напора, что создают все НПС и полных потерь напора в трубопроводе для таких значений часового расхода нефти в трубопроводе: -   -   -   -   -   -   -   3.3.4. По результатам расчета с помощью Microsoft Office Excel строим графические характеристики суммарного напора НПС и полных потерь напора в трубопроводе (рис. 3.2). 3.3.5. С рисунка 3.2 находим рабочую точку нефтепроводной системы:  ,  .   Рис. 3.2. Совмещенная характеристика всех НПС и трубопровода при округлении числа НПС (  ) в меньшую сторонуСПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Лурье М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа / М. В. Лурье. – М.: Нефть и газ, 2003. – 335 с. 2. Эксплуатация магистральных нефтепроводов: метод. указ. по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов направления 131000.62 Нефтегазовое дело профиля “Проектирование объектов транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа” / сост. М. Ю. Земенкова, В. О. Некрасов, Е. А. Дмитриева, А. А. Венгеров; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень: Издательский центр БИК, ТюмГНГУ, 2015.– 48 с. 3. П. И. Тугунов, В. Ф. Новосёлов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. – Уфа: ООО “Дизайн-ПолиграфСервис”, 2002. – 658 с. 4. Нечваль А. М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. – 81 с. 5. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. – М.: Гипротрубопровод, 2002. 6. Типовые расчеты процессов в системах транспорта и хранения нефти и газа [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. – СПб.: Недра, 2007. – 599 с. 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||