проект нефтепровода. Проект магистрального нефтепровода пропускной способностью 5 млн тонн в год

• Название: Проект магистрального нефтепровода пропускной способностью 5 млн тонн в год
• Дата: 22.02.2023
• Размер: 499.5 Kb.
• Имя файла: проект нефтепровода.doc
• Тип: Курсовой проект; #950507
• страница: 5 из 7

2.2.1. Природно - климатическая характеристика региона

Трасса трубопровода проходит по нескольким областям Западного и Центрального Казахстана, что обуславливает значительное различие и топографических и климатических условий прокладки.

Климат регионов Казахстана отличается резкой континентальностью, которая возрастает с северо-запада на юго-восток. Континентальность проявляется в резких тепловых контрастах дня и ночи зимы и лета, в быстром переходе с зимы на лето.

Для всех западных областей характерен дефицит атмосферных осадков, малоснежье, сдувание снега с полей, сухость воздуха. Годовое количество осадков колеблется от 239 до 273 мм и распределяется по сезонам года неравномерно: 40% всех осадков приходится на зимне-весенний период, а 60% -на летне-осенний. Осадки выпадают крайне неравномерно по годам. В очень засушливые годы количество осадков за теплый период (с температурой выше 10^оС) может снизиться до 60 мм, а в наиболее влажные годы за указанный период выпадает 160-230 мм. Наибольшее количество осадков выпадает в июле, в южных областях – в июне.

Для региона характерны ветры восточного и юго-восточного направления. Скорости ветра в зимние месяцы достигают 4,5-4,6 м/сек. Среднемесячная скорость ветра от 3,6 до 5,7 м/сек. Особенно сильные ветры наблюдаются в феврале и марте. Штормовые ветра наблюдаются в течении года от 25 до 41 дня, ветра, сопровождающиеся пыльными бурями, занимают в среднем от 40 до 46 дней в год, метелями - от 22 до 39. Количество дней, сопровождающихся грозами, занимают от 15 до 20 дней, а с туманами - от 31 до 38 дней в году.

Продолжительность устойчивых морозов около 110-115 дней в году. Устойчивый снежный покров образуется в северных областях Западного Казахстана (Актобинская область) 3-10 ноября, а сходит 31 марта – 3 апреля. Продолжительность его составляет 119-131 день. Средняя высота покрова колеблется в пределах 24-27 см.

Центральные и особенно южные области, в последние годы как правило, бесснежные. Осадки в зимний период выпадают в виде дождя и мокрого снега, устойчивость снежного покрова составляет около 2 – 3 суток.

Относительная влажность воздуха характеризует степень насыщения воздуха паром и меняется в течении года в широких пределах, летом достигает 47-53%, зимой – 81-83%. Количество дней с влажностью менее 30% составляет в среднем 84 дня в году. Климатические условия, влияющие на конструкцию и эксплуатационные параметры нефтегазопроводов, в сжатом виде сформулируем следующим образом:

• 
  дорожно-климатическая зона – Ш - IV
  
• 
  абсолютный максимум температуры воздуха - (+ 43^оС)
  
• 
  абсолютный минимум – (- 45^оС)
  
• 
  среднегодовая температура - (+4,2^оС)
  
• 
  абсолютная годовая температурная амплитуда - 82^оС
  
• 
  среднегодовое количество осадков - 302 мм
  
• 
  среднегодовая средняя скорость ветра – 4,5 м/с
  
• 
  толщина снегового покрова (с 5% превышением )–27 см
  
• 
  нормативная глубина промерзания грунта:
  

- для суглинистых почв - 1,24 м

- для песков - 1,64 м
2.3 Свойства перекачиваемой нефтяной смеси
Проектируемый нефтепровод планируется использовать по перспективному плану развития для транспортировки различной по плотности и вязкости нефти, т.е. нефтяной смеси, состоящей из нефтей месторождений Атырауской и Актюбинской областей: Макат – Доссор, Искене, Кенбай, Жамансор, Сагиз, Кенкиякской группы, Жанажольской группы.

Далее, следовало бы также отметить, что целесообразно было бы осуществлять совместный транспорт смеси нефти и газоконденсата, что позволило бы уменьшить вязкость смеси и, следовательно, осуществлять перекачку в изотермическом режиме с наименьшими потерями на внутреннее трение, что, несомненно более выгодно. Примером такого совместного транспорта нефти с газоконденсатом является магистральный трубопровод Карачаганак – Атырау, построенный в Западно- Казахстанской и Атырауской областях для экспортных поставок жидких углеводородов через трубопровод КТК и морские терминалы Новороссийска в страны Западной Европы и Америки.

Однако, ввиду отсутствия данных по плановым поставкам, т.е. практически отсутствие исходных данных, которые, кстати сказать, представляют собой государственную тайну, не позволяют осуществить проектирование в полном соответствии с реальной действительностью.

Поэтому, ввиду отсутствия сведений по соотношению компонентов нефти в этой смеси и, учитывая учебный характер дипломного проекта, примем для расчетов режимов перекачки состав нефтяной смеси, состоящей из равных долей нефтей Кенкиякской и Жанажольской групп месторождений.

Приведем основные физико-химические данные по извлекаемым нефтям (которые смогли получить, остальные свойства приняты по косвенным данным с большой долей допущений, субъективного характера) в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Физико-химические свойства перекачиваемого продукта

Нефть месторождения	Плотность кг/м3	Кинематическая вязкость , сСт при температуре, оК							Темпера-тура застыва- ния, оК
		283	288	293	303	313	323	333
Кенкияк	848	-	78,5	28,8	7,0	2,4	-	-	281
Жанажол	851	53,5	-	16,4	6,5	1,7	-	-	276

В соответствии со схемой трассы и принятым условием по составу нефтяной смеси, имеем - на участке Кенкияк – Кумколь состав нефтяной смеси будет: 50% Кенкиякского месторождения и 50% Жанажольского или в коммерческих величинах по 25 млн.т/год. В перспективе, при поставках нефти или нефтеконденсатной смеси на экспорт в Китай, будет транспортироваться смесь нефтей месторождений Атырауской и Актюбинской областей, а впоследствии добавляться также смесь месторождений Кумкольской группы.

В своем проекте мы рассматриваем только нефтяную смесь двух региональных месторождений: Кенкияка и Жанажол.

Тогда, согласно правилу аддитивности, плотность нефтяной смеси по участкам составит:

, (2.1)

где α_i – количество составляющего компонента нефтяной смеси в долях от единицы,

ρ_i – плотность компонента [кг/м³].

По аналогичным зависимостям рассчитываются значения кинематической вязкости смеси:

, (2.2)

где ν_i – кинематическая вязкость компонента [сСт].

Результаты расчетов вязкости и плотности приведем в табличной форме, как это задано и в справочных данных источника [7]. Отметим также, что плотность нефти в справочных данных приведена для стандартных условий (при температуре 20^оС и давлении 760 мм рт. ст.). При гидравлическом расчете трубопровода и плотность, и кинематическую вязкость следует пересчитать на температуру перекачки.

Технологический расчет нефтепровода ведут для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами. Свойства нефти определяют для температуры на глубине заложения оси трубопровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей трубопровода принимают, согласно СНиП 2.05.06 – 85, равным 0,8м для земель общего назначения и 1,0 м – для сельскохозяйственного назначения. Прибавив радиус трубопровода к этой величине, получают глубину заложения оси трубопровода.

Минимальную температуру на глубине заложения оси трубопровода определяют по климатологическим данным соответствующих метеостанций (в нашем случае, ее можно принять в среднем равной 4,2⁰С).

Таблица 2.2.

Свойства перекачиваемого продукта

Участок трассы	Плотность, кг/м3		Вязкость, сСт (при температуре оК)
	При 20оС	При 4,2оС	293	303	313	4,2оС
Кенкияк – Кумколь	849,50	858,98	2,60	6,75	2,05	17,80

Плотность на расчетную температуру t пересчитываем по формуле:

_t = ₂₀· [ 1 - · (t - 20)], (2.3)

где ₂₀ – плотность нефти при 20⁰С,кг/м³,

 - температурная поправка (коэффициент объемного расширения) 1/^оС.

В свою очередь, коэффициент объемного расширения можно определить по эмпирической зависимости:

 = (1,825 - 0,001317₂₀)·10^-3,

Тогда, для рассматриваемого участка, получаем:

 = (1,825 - 0,001317·849,50)·10^-3 = 7,062·10^-4

а плотность нефти при температуре перекачки будет:

_t = 849,5· [ 1 – 7,062·10^-4· (4,2 - 20)] = 858,98 кг/м³.

Производим пересчет вязкости по формуле Рейнольдса - Филонова

_t = ₂₀ · eхр[-U(t-20)], (2.4)

где ₂₀ – кинематическая вязкость при температуре 20^оС,

U –постоянный для заданной нефти коэффициент, значение которого определяют по известным значениям вязкостей при двух температурах, в частности

U= - (ln₄₀/ln₃₀)/(40-30),(2.5)

Тогда для нашего участка, имеем:

U= - (ln2,05/ln6,75)/(40-30) = 3,76·10^-2,

а вязкость, следовательно, будет равна:

_t = 6,75 · eхр[- 3,76·10^-2·(4,2 - 30)] = 17,80 сСт.
2.4. Расчет трубопроводной системы
При гидравлических расчетах нефте- и нефтепродуктопроводов используются понятия часового и секундного расхода, расчет которых ведем по формулам:

Q_ч = M ·10⁶/(_t · 350 · 24), (2.6)

Q_с = Q_ч/3600.

Результаты пересчета для удобства дальнейших расчетов представим вновь в виде таблицы 2.3.

Таблица 2.3.

Пропускная способность трубопровода

Участок трассы	Плотность,кг/м3	Вязкость, сСт	Расход
			Коммерчес кий, млн.т/год	Объемный
				м3/ч	м3/с
Кенкияк – Кумколь	858,98	17,80	50,00	6929,6	1,92

2.4.1. Выбор труб
Диаметр труб, сортамент и марку стали, из которой изготовлены трубы принимаем как рекомендованный в соответствии с заданной пропускной способностью, стремясь унифицировать систему, т.е. обеспечить единый диаметр на трассе. Кроме того, следует учитывать и то обстоятельство, что стоимость проекта прокладки нефтепровода такой протяженности и пропускной способности весьма велика, даже при наличии определенного числа заинтересованных и обладающих финансовыми возможностями инвесторов. Поэтому примем к рассмотрению дополнительный вариант прокладки трассы – поэтапный, двухниточный. На первом этапе, трубопровод запускается и эксплуатируется с меньшим количеством станций, но при двухниточной схеме прокладки, а на втором этапе в эксплуатацию вводятся все запланированные станции, с полными комплектами основного оборудования. Следует также подчеркнуть, что двухниточный способ прокладки позволяет:

при несколько больших затратах на строительство, повысить надежность системы, как в прочностном плане, так и в экологическом;

• 
  увеличить возможности системы в регулировании режимов работы и выходных характеристик;
  
• 
  повысить надежность работы транспортной системы в технологическом плане – маловероятен одновременный выход из строя обеих ниток трубопровода.
  

В качестве основного варианта диаметра и вида трубопровода принимаем:

• 
  однониточный, диаметр - 1020 мм, материал труб – сталь 14Г2САФ, трубы -спирлешовные, прочностные характеристики металла: предел прочности σ_в = 560 МПа, предел текучести σ_т = 390 МПа. (далее вариант I).
  

В качестве конкурирующего – принимаем:

• 
  двухниточный, диаметр труб - 720 мм, трубы – спиралешовные, материал труб – сталь 17Г2СФ, прочностные характеристики металла труб: предел прочности σ_в = 540 МПа, предел текучести σ_т = 370 МПа. (далее вариант II).
  

Все эти исходные данные принимаем по таблицам 7 и 9 учебного пособия «Технологический расчет нефтепроводов» далее «ТРН» [15].

Расчеты производим параллельно для каждого варианта, после сопоставления технико-экономических показателей, выберем оптимальный вариант способа прокладки трубопровода и его диаметра.

Таблица 2.4.

Параметры трубопровода

Плотность, кг/м3	Вязкость, сСт	Расход			Диаметр, мм
		млн.т/г	м3/ч	м3/с	1	2
858,98	17,80	50,00	6929,6	1,92	1020	720х2

1 – основной вариант, 2 – конкурирующий.

Значения эквивалентной шероховатости внутренних стенок труб примем по таблице 8 «ТРН», как для новых стальных сварных труб, Δ = 0,04 мм. Для определения толщины стенки трубы, выполним прочностной расчет, из условия внешнего воздействия – рабочего давления нефти в трубопроводе. Температурные напряжения в материале труб, будем считать, компенсируются за счет естественных компенсаторов, образованных изгибами профиля трассы, а напряжениями от предварительного изгиба трубопровода пренебрежем, поскольку профиль трассы достаточно ровный, без резких перепадов геодезических отметок.
2.4.2. Прочностной расчет
Толщину стенки трубопровода рассчитываем по формуле:
,(2.7)

где Р - рабочее давление, принимается по табл.1,

D – наружный диаметр трубопровода,

n – коэффициент перегрузки, принимаем =1,15 («ТРН» стр.11)

R₁ – расчетное сопротивление материала трубы, подверженной растяжению или сжатию,

, (2.8)

где (R^н)₁ – минимальное значение временного сопротивления металла труб,

вариант I (R^н)₁ = 560 МПа

вариант II (R^н)₂ = 540 Мпа

m – коэффициент условий работы, m = 0,9 табл.8

k₁ – коэффициент безопасности работы, k₁=1,47 табл.10

k_н – коэффициент надежности,

вариант I k_н1=1,05;

вариант II k_н2=1; (табл.11)

вариант I МПа

вариант II МПа.

Тогда, подставляя в первоначальную формулу, получаем:

вариантI

принимаем по сортаменту: толщину стенки трубы

δ = 14 мм, труба из материала – сталь 17Г1С с механическими характеристиками: предел прочности σ_в = 510 МПа, предел текучести σ_т = 350 МПа.

вариант II



Аналогично принимаем по сортаменту: толщину стенки трубы δ = 10 мм, труба из материала – сталь 17Г2СФ с механическими характеристиками: предел прочности σ_в = 540 МПа, предел текучести σ_т = 370 МПа.

Как видим из механических характеристик, в первом варианте есть расхождение между принятым вначале материалом и выбираемым по сортаменту, следовательно, требуется уточнение достаточности прочности принятой трубы.

Согласно СНиП 2.05.06 – 85, условие прочности имеет вид:

, (2.9)

где Ψ-коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние.

В свою очередь, этот коэффициент определяется по эмпирической зависимости:

,(2.10)

где σ_пр – продольные напряжения, МПа;

[σ] – допускаемые напряжения, МПа.

Продольные напряжения можно определить через коэффициент Пуассона, который для стали принимается равным 0,3, по следующей зависимости:

МПа.

Допускаемые напряжения определяются через предел прочности и коэффициент запаса прочности из выражения:

.(2.11)

Коэффициент запаса прочности является комплексным коэффициентом, учитывающий безопасность, условия работы и надежность:

,(2.12)

принимая соответствующие значения коэффициентов безопасности по материалу (К_бм = 1,47), коэффициента надежности (К_н = 1,05) и коэффициента условий работы (К_ур = 0,75) (таблицы 10, 11, 12 «ТРН»), находим: К_пр = 2,058. Тогда [σ] = 247,81 МПа. Коэффициент двухосного напряженного состояния будет равен ψ = 0,7996. А допустимая толщина стенки, в этом случае, составит δ = 15,8 мм. Принимаем тогда по сортаменту трубу с толщиной стенки δ = 16 мм, импортной поставки, прямошовную, с механическими характеристиками: предел прочности σ_в = 530 МПа, предел текучести σ_т = 390 МПа.

В этом случае условие прочности выполняется и, следовательно, окончательно принимаем:

1 вариант		2 вариант
D, мм	δ, мм	D, мм	δ, мм
1020	16,0	720	10,0

2.4.3 Гидравлический расчет

Гидравлический расчет трубопровода сводится к определению потерь напора на участках трубопровода и выбору способов компенсации этих потерь, т.е. определению или подбору основного оборудования подкачивающих станций и режимов их работы.