Технологический расчет газонефтепровода

Целью расчета является определение диаметра трубопровода, выбор основного оборудования, способность бесперебойного транспортирования нефти, газа и нефтепродуктов, определение толщины стенки трубопровода, определение количества перекачивающих станций и расстановка их вдоль трассы.

Для выполнения этого расчета необходимо знать:

- годовую производительность трубопровода G_Г, млн.т/год;

- свойства транспортируемого продукта;

- данные о температуре грунта на глубине залегания трубопровода;

-характеристику металла трубы и насосно-компрессорного оборудования;

- технико-экономические показатели сооружения и эксплуатации трубопровода.

Для расстановки перекачивающих станций необходимо иметь вычерченный сжатый профиль по данным геодезических и геологических изысканий.

Определение расчетной температуры транспортируемой нефти

Этот параметр принимается равным минимальной среднегодовой температуре на уровне глубины залегания трубы. На оси трубы при этом учитывают начальную температуру нефти, выходящей из головной перекачивающей станции. При этом расчетной принимается температура равная среднемесячной температуре самого холодного месяца года.

Если трубопровод состоит из нескольких участков, то они делятся на отдельные части с разными длинами, но с одинаковой температурой. При этом температура трубопровода определяется по формуле

где L – протяженность всей трассы;

- длина i – ого участка;

Т_i – температура i – го участка.

Определение расчетного числа рабочих дней перекачиваемой нефти и часовой производительности

При определении расчетного числа рабочих дней перекачки N_р учитываются время, затраты на ремонт и обслуживание оборудования, а также на ликвидацию повреждений в линейной части. Этот параметр зависит от длины трубопровода. Обычно принимают N_р = 350дней.

Расчетная часовая производительность трубопровода при известном G_Г (млн.т/год) определяют по формуле

, м³/ч

где К_н- коэффициент неравномерности перекачки, К_н = 1,05-1,1.

Определение рабочего давления в трубопроводе

где g – ускорение свободного падения, м/с²;

ρ – плотность продукта, кг/м³;

h_П – напор подпорного насоса, м;

h_МН – напор магистрального насоса, м.

Определение толщины стенки

Толщина стенки зависит от рабочего давления, диаметра трубопровода и расчетного сопротивления материала трубы и определяется по формуле

где n_p - коэффициент надежности по нагрузке;

р - рабочее давление;

Д_н – наружный диаметр;

R₁ – расчетное сопротивление материала трубы, определяемое по формуле

где - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы, равное минимальному пределу прочности;

m - коэффициент условий работы трубопровода (0,6-0,9);

К₁ – коэффициент надежности по материалу;

К₂ – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

Д_в= Д_н - 2δ

Определение скорости течения нефти по трубопроводу при известном Q (м³/ч) и Д_в

=>

,

Потери напора на трение в трубе круглого сечения определяется по формуле Дарси-Вейсбаха

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

L – длина трубопровода.

Потери напора по длине трубопровода определяется по формуле

где - разность геодезических отметок конца z₂ и начала z₁ трубопровода;

N_э - число эксплуатационных участков;

Н_ост - остаточный напор (30-40м);

i – гидравлический уклон в трубопроводе

На местных участках потери на местное сопротивление составляет 2% от общих потерь. Поэтому 1,02 учитывают эти потери.

Необходимое число насосных станций

, .

Технологический расчет газопровода определяет число компрессорных станций.

Особенности технологического расчета газопровода

Основные исходные данные:

- плановый объем транспортируемого газа;

- состав и свойства транспортируемого газа;

- протяженность газопровода;

- характеристика труб и газоперекачивающих агрегатов;

- данные о температуре окружающей среды.