Технологический (гидравлический) расчет нефтепровода

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 11

Исходные данные: 1) Пропускная способность НП, м³/ч. 2) Среднемесячная температура грунта на глубине заложения ТП. 3) Плотность, вязкость нефти, определяющиеся лабораторным анализом или задаются при определенной температуре. 4) Механические свойства стали. 5) Технико-экономические показатели:

1. Расчетная пропускная способность НП определяется исходя из 350 суток: Q=G/8400*ρ, где G- массовый годовой расход нефти; ρ - расчетная плотность.

2. Потери напора на проводе круглого сечения: h=λ*(l*v²/d*2*g), где λ – гидравлические сопротивления, d – внутр. диаметр труб.

3. Число Рейнольдса: Re=v*d/ν, где v-скорость потока.

4. Коэфициент гидравлического сопротивления: а) при ламинарном: λ=64/Re, б) при турбулентном: 3 зоны турбулентного течения: 1зона – гидравлически – гладкие трубы, потери на трение не зависит от шероховатости трубы: λ=0,3164/Re^¼ - ф. Блазиуса; 2зона – переходная – зависит от режима течения и шероховатости трубы: λ=0,11*(k/d+68/Re)^0,25 - ф. Альтшуля; 3зона – зона квадратичного течения, гидравлически – шероховатые трубы:1/ λ^½=1,74-21ge – ф. Никурадзе.

Уравнение баланса напоров. Для МНП постоянного сечения уравнение баланса имеет вид: P₂/ρ*g +n*H=h+Δz+ P₂/ρ*g, где P₁/ρ*g – напор головной станции, n – число насосных станций, H – развиваемый напор насосной станцией, h – потери напора на трение, Δz – разность геодезических высот начала и конца трубопровода, P₂/ρ*g – напор в конце трубопровода.

Если P₁/ρ*g=P₂/ρ*g, тогда уравнение баланса будет иметь вид: n*H=h+Δz..

Источники потерь нефти и мероприятия по их сокращению.

Потери нефти имеют место на линейной части МНП, а также на площадках НПС и резервуарных парков (РП).

Потери нефти на линейной части МНП. Возникают вследствие испарения через неплотности запорной арматуры, утечек через сальниковые уплотнения задвижек, истечения через свищи, разливы при авариях.

Основной причиной образования свищей является коррозия. Повреждения ТП классифицируют по следующим группам: сквозные локальные повреждения на малой площади (свищи); разрывы монтажных кольцевых стыков; повреждение заводских сварных швов труб; разрывы труб по основному металлу.

Потери нефти на площадках НПС и РП. Потери из узлов приема скребка, а также из камеры фильтров возникают при их разгерметизации. Потери из технологической обвязки и задвижек возникают вследствие различного рода утечек.

Потери через уплотнения насосов. При хранении нефти в резервуарах потери происходят в результате неплотности сварных швов, утечек через отметины и свищи, уноса при дренировании подтоварной воды, а также в результате испарения и последующего вытеснения паровоздушной смеси в атмосферу.

Потери от «больших дыханий» имеют место при операциях заполнения – опорожнения. При выкачке нефти из резервуара объем газового пространства (ГП) увеличивается, давление в нем падает, и через дыхательный клапан в резервуар подсасывается атмосферный воздух. Это приводит к снижению концентрации углеводородов в ГП и интенсификации процесса испарения. При последующем заполнении резервуара насыщенная углеводородами паровоздушная смесь вытесняет в атмосферу.

Оценка потерь нефти за одно «большое дыхание»:

m_у=r*Су*Vnвс;

где r_y – плотность паров нефти, r_y @ 2 кг/м³; С_y - объемная концентрация углеводородов в паровоздушной смеси; V_пвс – объем паровоздушной смеси, вытекающей в атмосферу.

В летнее время при температур 30⁰С концентрация насыщенных паров нефти составляет около 35 %. Полагая, что ГП недонасыщенного углеводородами (С_у = 30%), а объем смеси, вытесняемой в атмосферу, равен V_пвс= 4500 м³, находим

m_у=2×0,3×4500=2700 кг

Потери от «малых дыханий» обусловлены суточными колебаниями температуры и атмосферного давления.

Потери от «обратного выдоха». После опорожнения резервуара ГП недонасыщено углеводородами, при дальнейшем хранении происходит насыщение ГП, что вызывает рост давления в нем.

Потери от вентиляции ГП связаны с наличием двух и более отверстий в крыше или корпусе резервуара, расположенных на разных уровнях.

Мероприятия по сокращению потерь нефти:

1)Сокращение потерь нефти на линейной части магистральных труб

Для предотвращения возникновения повреждений трубопровода предусмотрены: применение противокоррозионной изоляции и активных средств защиты от коррозии; защита ТП от перегрузок по давлению; их закрепление на проектных отметках с целью предотвращения возникновения чрезмерных напряжений в теле трубы; тщательный контроль за технологическим режимом перекачки, в том числе за максимальным давлением на выходе НПС; сохранение постоянства рабочего давления; профилактическое обслуживание линейной части магистральных нефтепроводов.

В ходе профилактического обслуживания линейной части МНП контролируются: герметичность ТП и линейной арматуры; состояние ТП и изоляции; параметры защиты от коррозии.

Для уменьшения потерь нефти при авариях нормами проектирования предусмотрена установка линейных задвижек не реже чем через 30 км (чтобы ограничить протяженность опорожняемых участков); строительство защитных сооружений, ограничивающих растекание нефти при авариях; установка резервуаров на НПС для самотечного опорожнения в них поврежденных участков. При ликвидации аварий разлившуюся нефть собирают в специально открываемый котлован, откуда ее затем вновь закачивают в НП. Нефть, вытекающую на поверхность водоемов, блокируют с помощью боновых заграждений, а затем собирают либо с помощью адсорбирующих материалов (пенополиуретана, торфа, опилок, соломы и т.д.)

2)Сокращение потерь нефти на площадках РП

С целью предотвращения утечек из резервуаров последние периодически подвергаются гидравлическим испытаниям с помощью воды. Образовавшиеся при этом дефекты устраняются.

При обнаружении коррозионных свищей и отпотин сначала принимают меры по ограничению утечки (напылением пенополиуретана, использованием клеевых композиций или «холодной сварки»), а затем опорожняют резервуар и выводят его из эксплуатации для ремонта.

Сокращение потерь нефти от испарения достигается применением следующих методов: уменьшением объема ГП резервуаров; уменьшением амплитуды колебаний температуры поверхности нефти и ГП резервуаров; улавливанием паров нефти, вытесняемых из заполняемого резервуара; рациональной эксплуатацией резервуаров.

Для уменьшения объема ГП резервуаров применяют понтоны и плавающие крыши.

Для уменьшения колебаний температуры в резервуарах наземные резервуары покрывают тепловой изоляцией и окрашивают в светлые тона. Простейшим средством улавливания паров нефти, вытесняемых из заполняемого резервуара, является газовая обвязка – газопровод, соединяющий газовые пространства резервуаров. Газовая обвязка сокращает потери нефти в тех случаях, когда одновременно с заполнением одних резервуаров перетекает в опорожняемые и, следовательно, объем «дыхания» становится меньше.

3)Нормирование потерь нефти при ее трубопроводном транспорте

Списание нефти производится в соответствии с «Нормами естественной убыли нефти при приеме, хранении, отпуске и транспортировании», утвержденными Постановлением Госснаба СССР № 23 от 15 марта 1988 г. Согласно им общие потери при транспортировке нефти складываются из потерь из резервуаров; потерь на линейной части проводов; потерь при хранении нефти в земляных амбарах и их зачистке.

Потери нефти из резервуаров вычисляются по формуле:

где р₁ - норматив естественной убыли нефти при ее приеме в резервуары, отпуске и хранении до 1 суток, кг/т; G_пр – количество принятой нефти, т; р₂ - норматив естественной убыли нефти, при ее хранении свыше одних суток до одного месяца, кг/т: р₃ – норматив естественной убыли нефти при ее хранении свыше одного месяца до одного года , кг/т; М – число месяцев в рассматриваемом периоде; n – коэффициент оборачиваемости резервуаров; G_хр – количество хранимой нефти, т.

Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 726; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 6 7 8 9 1011

Мы поможем в написании ваших работ!