3. 1 Расчет длины лупинга под требуемое увеличение пропускной сп. Содержание Введение Характеристика объекта и природноклиматических условий 1 Природноклиматическая характеристика района
 Скачать 1.22 Mb.
|
|
Содержание Введение 1. Характеристика объекта и природно-климатических условий 1.1 Природно-климатическая характеристика района 1.2 Общие сведения о месторождении 2. Теплофизический расчет газовой смеси 3. Расчет лупинга 3.1 Расчет длины лупинга под требуемое увеличение пропускной способности газопровода 3.2 Оптимизация диаметра и длины лупинга 4. Механический расчет 4.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость 4.2 Определение толщины стенки трубопровода 4.3 Проверка прочности и устойчивости подземного трубопровода 5. Электрохимическая защита трубопровода от коррозии 5.1 Электрические параметры трубопровода 5.2 Выбор установки катодной защиты 5.3 Расчет анодного заземления 6. Спец часть 6.1 Технологическая схема «Главного проекта – 3» 6.2 Оптимизация энергетической эффективности теплообменного аппарата 6.2.1 Расчет коэффициента энергетической эффективности для соединения треугольником 6.2.2 Расчет коэффициента энергетической эффективности для соединения квадратом 7. Строительная часть 7.1 Состав подготовительных работ 7.2 Расчет на прочность защитного кожуха 7.3 Описание работы установки горизонтального бурения, основные параметры 7.4 Расчет мощности установки горизонтального бурения 7.5 Монтаж перехода 8. Основные требования предъявляемые при выполнения огневых работ (врезка лупинга в основной газопровод) 9. Экономическая часть Введение Природный газ для большинства промышленных и коммунальных потребителей в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива. Эволюция структуры топливно - энергетического баланса мира показывает непрерывный рост потребления газа в настоящем столетии. Трубопроводный транспорт газа является одной из важнейших социально – экономических задач Республики Казахстан. Трубопроводный транспорт в настоящее время является единственным средством доставки его от мест добычи к местам потребления. Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, создавая единую закольцованную систему газоснабжения страны. Трубопроводная система – это сложный комплекс с различными условиями эксплуатации. Для обеспечения надежности и безопасности работы необходимо учитывать широкий спектр показателей. Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически – эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем. При изменении эксплуатационного режима требуется провести разносторонний анализ существующего режима. Основываясь на перспективах развития с учетом показателей технико – экономического обоснования необходимо выбрать выгодное техническое решение по повышению производительности. 1 Характеристика объекта и природно-климатических условий 1.1 Природно-климатическая характеристика района Климат Западно-Казахстанской области отличается высокой континентальностью, которая возрастает с северо- запада на юго-восток. Континентальность проявляется в резких температурных контрастах дня и ночи, зимы и лета, в быстром переходе с зимы на лето. Для всей области характерен дефицит атмосферных осадков, малоснежье, сильное 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 зимнее - весенний период, а 60% на летнее – осенний. Осадки выпадают крайне неравномерно по годам. В очень засушливые годы количество осадков за тёплый период с температурой выше 100С 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 – в июне. Для района характерны ветры восточного и юго-восточного направлений. 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. Штормовой ветер наблюдается от 25 до 41 дня, с пыльной бурей от 40 до 46 дней, с метелями от 22 до 39, с грозами от 15 до 20 дней и с туманами от 31 до 38 дней в году. Продолжительность устойчивых морозов около 110-115 дней в году. Устойчивый снежный покров образуется 3 – 10 ноября, а сходит 31 марта – 3 апреля. Продолжительность его составляет 119 – 131 день. Средняя высота покрова колеблется в пределах 24 – 27 см. 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:
для суглинистых почв 1.64 м для песков 2.00 м для каменистого грунта 2.42 м 1.2 Общие сведения о месторождении Месторождение Карачаганак – это крупное нефтегазоконденсатное месторождение открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западно – Казахстанской области Республики Казахстан. Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензией от 18 ноября 1997 года имеет альянс в составе: «Аджип Карачаганак Б.В.», «Бритиш Газ Эксплорейшен энд Продакшн», «Тексако Интернэшнл Петролеум Компани», «ЛУКойл». В настоящее время этот альянс переименован в “KPO b.v.” и зарегистрирован в Республике Казахстан. Месторождение находится к северо – востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км на северо–восток от г. Аксая, в (вплотную прилегает к контуру месторождения),Березовка (3км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км),Жанаталап (4 км),Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км). В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная ветка <Уральск – Илек>. Площадь месторождения пересекает асфальтированная автодорога <Уральск – Оренбург>. В 35 км к северо – востоку от месторождения проходит магистральный газопровод <Оренбург – Западная граница>. В 160 км к западу от месторождения проходит магистральный нефтепровод <Мангышлак – Самара>. От месторождения Карачаганак до Оренбургского газоперерабатывающего завода, расположенного в 30 км северо - западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо – и конденсатопроводы протяжённостью 120 км . По западной части месторождения в северо–восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110. Гидрографическая сеть района месторождения представлена к северу от него (15-20 км) рекой Урал, к северо-востоку (10 км) – рекой Илек. По территории месторождения протекает речка Березовка, пересыхающая летом. В весенний период реки образуют большие разливы за счёт притока талых вод. Орографически район месторождения представляет собой равнину, изрезанную сетью оврагов и балок глубиной 5 – 10 м. Перепады высот рельефа не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимают земледельческие поля и пастбища, разделённые на отдельные участки защитными лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урал и Илек. Карачаганакское месторождение расположено на южных отрогах Общего Сырта и Подурального плато, в глинистых степях с абсолютными отметками в 60 – 100 м. Рельеф территории увалисто-холмистый. Территория месторождения относится к сухостепной зоне тёмно-каштановых почв. В целинном состоянии эти почвы имеют следующее строение: сверху залегает гумусовый аккумулятивный горизонт (А) мощностью 14-18 см комковатый или мелкозернистой структуры. Ниже залегает переходной гумусовый горизонт, верхняя часть которого уплотнена несколько сильнее, чем гумусовый горизонт (А) и имеет буровато-каштановую окраску, а нижняя часть горизонта неоднородна и состоит из чередующихся гумусовых затеков и заклинков породы. Мощность всего гумусового горизонта составляет 45 – 60 см. Грунтовые воды залегают на глубине 7.2 м. В растительном покрове выделяется два подзональных типа степей: умеренно засушливые ковыльные и сухие типчаковые. Район месторождения находится в зоне северных умеренно-сухих степей, поэтому здесь преобладают степные животные. 2 Теплофизический расчет газовой смеси Для расчета основных теплофизических параметров газовой смеси транспортируемой на участке Аксай (УКПГ – 16) – Оренбург (ОГПЗ) были взяты исходные данные по паспорту на газ некондиционный отсепарированный. Исходные данные: Протяженность трассы L=141,5 (км); Рабочее давление Р=8,0 (МПа). Компонентный состав газа представлен в таблице 2.1. Компонентный состав Таблица 2.1
Молекулярная масса, критическая температура, удельный объем представлены в таблице 2.[1] Молекулярная масса, Ткр, удельный объем, критическая степень сжатия. Таблица 2.2
2.1. Определяем молекулярную массу газовой смеси [2]:   (2.1)где:  молекулярная масса компонента;аi – объемная доля компонента. 2.2. Определяем газовую постоянную газовой смеси смеси [2]  (2.2)где:  - универсальная газовая постоянная; - молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль. 2.3.Определяем относительную плотность газа по воздуху [2]  (2.3)где:  - газовая постоянная воздуха.  2.4. Определяем критическую температуру газовой смеси [2]  , (2.4)где: Ткр – критическая температура компонента, 0К.  2.5. Определяем критический объем газовой смеси [2]  , (2.5)где: Vi – критический объем компонента, кг/м3.  2.6. Определяем критическую степень сжатия газовой смеси  , (2.6)где: Zкр – критическая степень сжатия.  2.7. Определяем критическое давление газовой смеси [2]  , (2.7)где: Ркр – критическое давление, МПа.  Коэффициенты динамической вязкости представлены в таблице 2.3. Коэффициент динамической вязкости Таблица 2.3.
2.8. Определяем плотность газовой смеси по условию входа.  (2.8)где: Рвх – давление на входе, МПа; Твх – температура на входе, 0К; Zвх – степень сжатия газовой смеси на входе. 2.8.1. Определяем степень сжатия газовой смеси на входе [2]  , (2.9)  2.8.2. Определяем приведенную плотность газовой смеси [2]  (2.10) 2.8.3.Определяем критическую плотность газовой смеси.  (2.11) 2.9. Определяем функцию приведенной плотности газовой смеси.  (2.12)2.10. Определяем удельную теплоемкость газовой смеси при различных условиях входа.  (2.13)2.10.1. Принимаем Рвх=8 Мпа, Твх=303,15 К0  (2.14)Поправка:  (2.15) Постоянные для определения теплоемкости приведены в таблице 2.4. |
