Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
Северный (Арктический) федеральный университет
Институт нефти и газа
Технологический расчет горячего нефтепровода
Методические указания
Архангельск
2011
Рассмотрены и рекомендованы к изданию
Методическим советом Института нефти и газа
Северного (Арктического) федерального университета
__ июнь 2011 года
Составитель
П.И.Чинцов, доц.
Рецензент
А.Н.ВИХАРЕВ, доцент кафедры гидравлики, зам. директора ИНиГ
УДК 622:
Чинцов П.И. Гидравлический расчет горячих нефтепроводов: методические указания. – Архангельск: Изд-во С(а)ФУ, 2011. – с.
Предназначены для студентов Института нефти и газа специальностям
130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
130503 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»
130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Северный (Арктический)
Федеральный университет, 2011
Общее положение
В настоящей расчетно- графической работе изложены основные технологические расчеты горячего нефтепровода.
План РГР:
- определение расчетного диаметра;
- тепловой расчет участка после предполагаемой перевальной точки, L2;
- уточнения реологических свойств нефти на этом участке;
- гидравлический расчет этого участка;
- определение наличия перевальной точки;
- уточнения реологических свойств нефти на определенном для расчета участке нефтепровода (L1 при наличии перевальной точки или L1 + L2 при отсутствии перевальной точки);
- расчет полных потерь нефтепровода
- расчет пропускной способности нефтепровода
- расчет минимального объема прокачиваемой нефти;
- выбор насосов внешнего транспорта;
- выбор печей подогрева.
Продольный профиль трассы нефтепровода представлен на рис. 1. (подрис. текст, усл. обозн)
Исходные данные:
L1 – протяженность участка до предполагаемой перевальной точки;
L2 - протяженность участка после предполагаемой перевальной точки;
Q - часовой объем прокачиваемой нефти, м3/час;
P20 – плотность нефти при 20оС, кг/м3;
µ20 - вязкость нефти при 20 оС, сСт
µ50 - вязкость нефти при 50 оС, сСт
Ср – нефти, Вт/кгСо
- теплопроводность изоляционного материала, Вт/мСо
Рр – рабочее давление, кг/см2
Тн – начальная температура нефти, Со
tос – температура окружающей среды, Со
tз – температура не текучести нефти, Со
Z1 – геодезическая отметка в начале трубопровода, м
Z2 – геодезическая отметка в предполагаемой перевальной точки, м
Z3 – геодезическая отметка в конце трубопровода, м
1. Определение диаметра трубопровода.
1.1 Диаметр находим по экономической скорости – скорости, при которой наиболее экономична перекачка углеводородов и меньше затраты.
Экономическая скорость принимается согласно рекомендациям:
При вязкости нефти менее 30 сСт: принимается от 1,0 до 1,2 м/с;
При вязкости нефти от 30 до 100 сСт: принимается от 0,8 до 1,0 м/с;
При вязкости нефти свыше 100 сСт: принимается от 0,6 до 0,8 м/с;
Расчётный диаметр рассчитывается по формуле:
(1)
1.2 Выбираем из стандартного ряда наружный диаметр трубы:
,м (2)
1.3 Принимая толщину стенки мм, находим внутренний диаметр трубы:
мм. (3)
1.4 Принимая толщину изоляционного слоя ,мм (70 – 100), находим диаметр трубы с наружным слоем изоляции:
мм. (4)
2. Тепловой расчет.
2.1 Находим коэффициент теплопередачи :
,Вт/м2 оС (5)
где:
- коэффициент теплопроводности пенополиуритана. = 0,028
- сопротивление грунта. (= 0,4 при подземном способе прокладки трубопровода, при надземном способе прокладки= 0 )
2.2 Находим температуру в предполагаемой перевальной конечной точке:
(6)
2.3 Находим температуру в конечной точке:
(7)
2.4 Находим среднюю температуру второго участка:
(8)
3 Уточняем реологические свойства нефти второго участка.
3.1 Уточняем среднюю плотность
3.2 Уточняем среднюю вязкость
,
где А – коэффициент крутизны вискозограммы.
4 Гидравлический расчет второго участка.
Его осуществляем для того, чтоб определить наличие или отсутствие перевальной точки.
4.1 Уточняем фактическую скорость второго участка
4.2 Определяем число Рейнольдса
При Re до 2200 – режим течения ламинарный
При Re от 2200 до 4000 – режим течения переходный
При Re свыше 4000 – режим течения турбулентный
Определяем коэффициент сопротивления гидравлического трения .
При ламинарном течении = 64/Re
При переходном режиме - методом интерполяции
При турбулентном течении = 0,3164/Re0,25
4.3 Определяем линейные потери
м. в. ст.
4.3 Находим полные потери второго участка
,
где:
км коэффициент местного сопротивления, который принимается в зависимости от способа сооружения трубопровода (надземный или подземный) от 2% до 10%
Рк конечное давление трубопровода и определяется от разности геометрических отметок трубопровода и минимально допустимого уровня в резервуаре.
Рк = dZ*рк*10-3
4.4 Находим располагаемый напор
4.5 Находим разность напоров
Если величина отрицательная – перевальная точка есть.
4.6 Находим сопротивление дросилирующего устройства
4.7 Находим - давление в перевальной точке.
При наличии перевальной точки гидравлический расчет производится на первом участке.
5 Уточнение реологических свойств нефти на определенном участки нефтепровода
5.1 Находим среднюю температуру:
5.2 Уточняем среднюю плотность расчетного трубопровода
,
5.3 Уточняем среднюю вязкость
, сСт
где А – коэффициент крутизны вискозограммы определенный в
разделе 3.
6. Гидравлический расчет определенного участка трубопровода
6.1 Уточняем фактическую скорость расчетного участка
6.2 Определяем число Рейнольдса
6.3 В зависимости от режима течения определяем коэффициент сопротивления гидравлического трения
- турбулентный режим
- ламинарный режим
6.4 Определяем линейные потери трубопровода
, м. в. ст.
6.5 Определяем полные потери трубопровода,
Где разность геометрических отметок конца и начала расчетного трубопровода
Pк = Рпт при наличии перевальной точки
Рк = dh*p20*10-3 при отсутствии перевальной точки
Где dh – разность геометрических отметок трубопровода и верхнего уровня нефти в резервуаре
9. Выбор насосного оборудования
7.1 Его выбирают по следующим условиям
1) , где - паспортная производительность насоса, м3/ч
2) где - паспортный напор насоса, м
По этим параметрам выбирается нефтяной насос согласно приложениям
8. Определение пропускной способности трубопровода
8.1 Из выражения полных потерь расчетного трубопровода определяем линейные потери, где Рр – рабочее давление трубопровода, м.в.ст.
8.2 Определяем максимальную скорость, м/с
8.3 По площади сечения трубопровода и скорости определяем , м3/ч
3600
Где площадь сечения трубы
9 Определение минимальной пропускной способности трубопровода
9.1 Из выражения определения конечной температуры выражаем
Где Тк определяется как температура не текучести плюс (5-10 оС )
, м3/ч
10. Выбор печей подогрева
Производится по следующим условиям (по теплопроизводительности и рабочему давлению)
Где разность температур выходящей и входящей нефти в печи
Vp часовой расход трубопровода
2)
Где Ртр рабочее давление трубопровода
По этим условиям выбираем печь по приложениям
ПРИЛОЖЕНИЯ
Технические характеристики секционных агрегатов типа НМ (НПВ)
Обозначение типоразмера НМ 125-550 НМ 180-500 НМ 250-475 НМ 360-460 НМ 500-300 НМ 710-280
Подача, Q, м3/с (м3/ч) 0,035 (125) 0,050 (180) 0,069 (250) 0,100 (360) 0,139 (500) 0,197 (710)
Напор, м 550 500 475 460 300 280
Предельное давление МПа
(кгс/см2) 9,81 (100)
Допускаемый кавитационный
запас Δ h Д , м, не более 4,0 4,0 4,0 4,5 4,5 6,0
Обозначение типоразмера НМ 1250-260 НМ 2500-230 НМ 3600-230 НМ 7000-210 НМ 10000-210
Подача, Q, м3/с (м3/ч) 0,347 (1250) 0,694 (2500) 1,000 (3600) 1,944 (7000) 2,778 (10000)
Напор, м 260 230 230 210 210
Предельное давление МПа
(кгс/см2) 7,35 (75)
Допускаемый кавитационный
запас Δ h Д , м, не более 18 32 35 52 65
Обозначение типоразмера НПВ 150-60 НПВ 300-60 НПВ 600-60 НПВ 1250-60 НПВ 2500-80
Подача, Q, м3/с (м3/ч) 0,042 (150) 0,083 (300) 0,167 (600) 0,347 (1250) 0,694 (2500)
Напор, м 60 60 60 60 80
Предельное давление МПа
(кгс/см2) 1,57 (16)
Допускаемый кавитационный
запас Δ h Д , м, не более 3,0 4,0 4,0 2,2 3,2
Обозначение типоразмера НПВ 3600-90 НПВ 5000-120 НМ 200-800 НМ 500-800 НМ 1250-400
Подача, Q, м3/с (м3/ч) 1,000 (3600) 1,389 (5000) 0,056 (200) 0,139 (500) 0,347 (1250)
Напор, м 90 120 800 800 400
Предельное давление МПа
(кгс/см2) : 1,57 (16) : 9,81 (100) :
Допускаемый кавитационный
запас Δ h Д , м, не более 4,8 5,0 4,0 4,5 60
Технические характеристики нефтяных консольных насосов типа НК
|
Тип насоса |
Д раб. колеса |
Подача, м3/ч |
Напор, м |
Мощность, кВт |
Частота вращения об/мин |
Масса |
|
|
насоса |
агрегата |
||||||
|
4НК-5х1 4НК-5х1 4НК-5х1 4НК-5х1 5НК-5х1 5НК-5х1 5НК-5х1 5НК-9х1 5НК-9х1 5НК-9х1 5НК-9х1 5НК-9х1 6НК-6х1 6НК-6х1 6НК-6х1 6НК-9х1 6НК-9х1 6НК-9х1 6НК-9х1 6НК-9х1 6НК-9х1 |
220 208 192 180 275 250 225 210 200 190 180 170 305 280 250 240 235 225 215 205 195 |
50 50 45 45 70 70 60 70 70 65 65 60 90 90 75 120 105 105 95 95 90 |
60 52 46 38 108 88 71 54 47 44 38 34 125 103 83 65 66 59 55 48 45 |
18,5 15 15 11 55 40 30 22 18,5 18,5 15 11 75 55 40 40 40 30 30 22 22 |
2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 2950 |
226 226 226 226 245 245 245 239 239 239 239 239 264 264 264 247 247 247 247 247 247 |
590 560 560 510 880 810 690 610 600 600 580 530 920 850 800 800 800 670 670 600 600 |
Сортамент горячекатанных безшовных труб разного назначения из углеродистых сталей:
|
Наружный диаметр, мм |
Толщина стенки, мм |
|
57 76 89 114 133 159 168 180 219 245 273 325 351 377 426 450 520 620 710 820 1020 1220 1420 |
4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 14. 16. 18. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 4. 5. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 5. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 5. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 5. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 6. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. и т.д. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. и т.д. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. и т.д. 8. 10. 12. 14. 16. 18. 20. 22. 25. 28. 30. 32. 36. и т.д. 9. 10. 11. 12. 14. 9. 10. 11. 12. 14. 9. 10. 11. 12. 14. До 17.3 мм – по расчету. До 17.3 мм – по расчету. До 17.3 мм – по расчету. |
|
Показатели |
Тип печи |
||
|
|
ПП-0,4 |
ПП-0,63 ПП-1,6 |
|
|
Тепловая производительность топочного при погружении в воду, МДж/час |
1675 |
2638 |
6699 |
|
Пропускная способность по нефти при нагреве на 25 0С и обводненности сырья 30%, т/сут |
750 |
1150 |
2350 |
|
Максимальное рабочее давление жидкости в змеевике, МПа |
до 5 |
до 5 |
до 6,4 |
|
Гидростатическое давление в межтрубном пространстве, МПа |
0,018 |
0,018 |
0,016 |
|
Рабочее давление газа, МПа: - номинальное - максимальное |
0,07 |
0,07 |
0,07 |
|
0,15 |
0,15 |
0,18 |
|
|
Расход топливного газа при теплоте сгорания 50,24 МДж/м3, м3/ч |
45 |
75 |
180 |
|
Вместимость емкости, м3 |
11 |
11 |
85 |
|
Объем пресной воды, заливаемой в аппарат, м3 |
12,9 |
12,9 |
85,4 |
|
Число горелок |
1 |
1 |
2 |
|
Температура уходящих дымовых газов, 0С |
550 |
550 |
550 |
|
КПД топки, % |
70 |
70 |
70 |
|
Габаритные размеры печи, мм: - длина - ширина - высота |
9300 |
9300 |
18460 |
|
2420 |
2630 |
4932 |
|
|
8486 |
8710 |
7908 |
|
|
Масса печи, кг |
12450 |
12950 |
44600 |
Таблица 2
Технические характеристики трубных подогревателей
|
Показатели |
Подогреватели |
|||
|
ПТ-25/100 |
ПТ-16/150 |
ПТ-6,4/200 |
ПТ-16/100Мж |
|
|
Тепловая производительность, МДж/ч |
465 |
1860 |
3500 |
465 |
|
Пропускная способность при нагреве до 40 0с, тыс.м3/сут: - нефти - воды - газа |
0,57 |
2,30 |
4,3 |
0,48 |
|
0,24 |
0,96 |
1,8 |
0,2 |
|
|
490 |
2000 |
3600 |
410 |
|
|
Давление подогреваемой среды, МПа, не более |
2,5 |
1,6 |
6,4 |
1,6 |
|
Условный проход подсоедини-тельных труб, мм |
100 |
150 |
200 |
100 |
|
Максимальная температура подогреваемой среды, 0С |
70 |
70 |
70 |
70 |
|
Топливо |
нефтяной и природный газ |
нефть, дизто-пливо |
||
|
Расход топлива, м3/ч, не более |
100 |
300 |
600 |
100 |
|
Допустимое давление топлива, МПа |
0,3-2,5 |
0,3-1,6 |
0,3-6,4 |
0,2-0,5 |
|
Габаритные размеры, мм: - длина - ширина - высота |
4500 |
8600 |
12000 |
8300 |
|
2300 |
3000 |
3800 |
3800 |
|
|
2600 |
3800 |
3600 |
10600 |
|
|
Масса блока, кг |
4100 |
12000 |
18500 |
10000 |
Печь трубчатая блочная ПТБ-5-40А
Назначение
Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефти и нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и транспортировке.
В сравнении с ПТБ10А данная печь обладает пониженной мощностью, что позволяет ее использовать с большим экономическим эффектом на небольших месторождениях.
Технические характеристики
|
Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкал/ч) |
7,3 (6,3) |
|
Нагреваемая среда |
нефтяная эмульсия, нефть |
|
Номинальная производительность по продукту, кг/с (т/ч) |
69,5 (250) |
|
Температура продукта на входе/ выходе, °С |
не менее +5 / не более +90 |
|
Рабочее давление, МПа (кгс/см2) |
4,0 (40) |
|
Топливо |
природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, |
|
Расход топлива, Нм3/ч (Qнр = 35 МДж/м³) |
800 |
|
КПД, % |
80 |
|
Габаритные размеры (д × ш × в), м |
10,5 × 3,52 × 8,3 |
|
Масса, т |
29,8 |
Таблица 2
Технические характеристики трубных подогревателей
|
Показатели |
Подогреватели |
|||
|
ПТ-25/100 |
ПТ-16/150 |
ПТ-6,4/200 |
ПТ-16/100Мж |
|
|
Тепловая производительность, МДж/ч |
465 |
1860 |
3500 |
465 |
|
Пропускная способность при нагреве до 40 0с, тыс.м3/сут: - нефти - воды - газа |
0,57 |
2,30 |
4,3 |
0,48 |
|
0,24 |
0,96 |
1,8 |
0,2 |
|
|
490 |
2000 |
3600 |
410 |
|
|
Давление подогреваемой среды, МПа, не более |
2,5 |
1,6 |
6,4 |
1,6 |
|
Условный проход подсоедини-тельных труб, мм |
100 |
150 |
200 |
100 |
|
Максимальная температура подогреваемой среды, 0С |
70 |
70 |
70 |
70 |
|
Топливо |
нефтяной и природный газ |
нефть, дизто-пливо |
||
|
Расход топлива, м3/ч, не более |
100 |
300 |
600 |
100 |
|
Допустимое давление топлива, МПа |
0,3-2,5 |
0,3-1,6 |
0,3-6,4 |
0,2-0,5 |
|
Габаритные размеры, мм: - длина - ширина - высота |
4500 |
8600 |
12000 |
8300 |
|
2300 |
3000 |
3800 |
3800 |
|
|
2600 |
3800 |
3600 |
10600 |
|
|
Масса блока, кг |
4100 |
12000 |
18500 |
10000 |
Назначение:
Автоматизированная блочная газовая печь с водяным теплоносителем (подогреватель путевой ПП-1,6) предназначена для подогрева обезвоженных нефтяных эмульсий, вязких нефтей при