ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Основными исходными данными для технологического расчёта нефтепровода являются:

- годовая производительность нефтепровода G_г (млн.т/год);

- свойства транспортируемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др.);

- сжатый профиль трассы нефтепровода;

- данные о температуре грунта на глубине заложения нефтепровода;

- характеристики труб и насосного оборудования;

- технико-экономические показатели сооружения и эксплуатации линейной части нефтепровода и нефтеперекачивающих станций.

Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчёт толщины стенки трубопровода, определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

Расчётная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учётом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчётную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяжённости трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать:

(2.1)

где L – протяжённость нефтепровода; l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i; n – число участков.

Расчётная плотность при температуре Т=Т_р определяется по формуле

(2.2)

где p₂₉₃ – плотность нефти при 293 ºК, кг/м³;

ζ=1,825-0,001315·p₂₉₃ – температурная поправка, кг/(м³·К).

Расчётная кинематическая вязкость нефти определяется при расчётной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей

- формула Вальтера (ASTM)

(2.3)

где ν_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с; А_ν и В_ν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ν₁ и ν₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

(2.4)

- формула Филонова-Рейнольдса

(2.5)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

(2.6)

Расчётное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_P определяется с учётом затрат времени на техническое обслуживание. Ремонт и ликвидацию повреждений и принимается равным N_P=350 суток в течение года.

Расчётная часовая производительность нефтепровода (м³/ч) при Р=Р_Т определяется по формуле:

(2.7)

где G_Г – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн.т/год; k_НП – коэффициент неравномерности перекачки, величина которая принимается равной:

- для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему k_НП=1,05;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему k_НП=1,07;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов k_НП=1,10.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:

(2.8)

где w₀ –рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки (м/с), определяемая из графика.

Рис. 2.1Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от производительности нефтепровода

По значению D₀ принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н. Значение D_н можно также определять по таблице 2.1.

Таблица 2.1

Далее ⇒