И их обработка

Коршак А.А.

К704. Расчет нефтепровода: Учеб. пособие / А.А.Коршак, Е.А.Любин. Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет). СПб, 2010. 99 с.

ISBN 978-5-94211-478-7

УДК 622.692.4 (075.8)

ББК 39.71-022

 

 

ISBN 978-5-94211-478-7

© Санкт-Петербургский горный институт имени Г.В.Плеханова, 2010

Введение

 

В задачу технологического расчета трубопроводов входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметра трубопровода, давления на нефтеперекачивающих станциях, толщины стенки трубы, числа насосных станций); расположения перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

 

 

Исходные данные

Для технологического расчета трубопроводов

и их обработка

 

Исходными данными для технологического расчета нефтепроводов являются:

· плановое задание на перекачку;

· температура грунта на глубине заложения нефтепровода;

· свойства перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др.);

· характеристики труб и насосного оборудования;

· сжатый профиль трассы нефтепровода;

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

Плановое задание на перекачку содержится в задании на проектирование.

Температура грунта на глубине заложения трубопровода определяется по климатологическим справочникам.

Расчетные свойства нефтей вычисляются в соответствии с найденной температурой грунта.

Изменение плотности нефтей вследствие изменения температуры T рассчитывают по формуле Д.И.Менделеева

,

(1.1)

где ρ _T, ρ₂₉₃ – плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К; β_р – коэффициент объемного расширения (табл.1.1).

 

Таблица 1.1

средние температурные поправки плотности

и коэффициенты объемного расширения

 

Плотность ρ293, кг/м3	Температурная поправка ξ, кг/(м3∙К)	Коэффициент объемного рас-ширения βр, 1/К	Плотность ρ293, кг/м3	Температурная поправка ξ, кг/(м3∙К)	Коэффициент объемного рас-ширения βр, 1/К
700-709	0,897	0,001263	890-899	0,647	0,000722
710-719	0,884	0,001227	900-909	0,638	0,000699
720-729	0,870	0,001193	910-919	0,620	0,000677
730-739	0,857	0,001160	920-929	0,607	0,000656
740-749	0,844	0,001128	930-939	0,594	0,000635
750-759	0,831	0,001098	940-949	0,581	0,000615
760-769	0,818	0,001068	950-959	0,567	0,000594
770-779	0,805	0,001039	960-969	0,554	0,000574
780-789	0,792	0,001010	970-979	0,541	0,000555
790-799	0,778	0,000981	980-989	0,528	0,000536
800-809	0,765	0,000952	990-999	0,515	0,000518
810-819	0,752	0,000924	1000-1009	0,502	0,000499
820-829	0,738	0,000896	1010-1019	0,489	0,000482
830-839	0,725	0,000868	1020-1029	0,476	0,000464
840-849	0,712	0,000841	1030-1039	0,463	0,000447
850-859	0,699	0,000818	1040-1049	0,450	0,000431
860-869	0,686	0,000793	1050-1059	0,437	0,000414
870-879	0,673	0,000769	1060-1069	0,424	0,000398
880-889	0,660	0,000746	1070-1079	0,411	0,000382

Довольно часто пользуются также линейной зависимостью

,

(1.2)

где x – температурная поправка (табл.1.1), ориентировочно можно рассчитать по формуле

.

Вязкость нефти – одна из наиболее важных характеристик, так как от нее в значительной степени зависит гидравлическое сопротивление трубопроводов. Вязкость существенно меняется с изменением температуры. В технических расчетах чаще всего используют кинематическую вязкость ν. Если лабораторных данных недостаточно, можно воспользоваться одной из расчетных зависимостей. Наибольшее применение получили формулы Вальтера (ASTM) и Рейнольдса – Филонова.

Формула Вальтера (ASTM) имеет вид

,

(1.3)

отсюда

,

где ν – кинематическая вязкость, мм²/с; T – абсолютная температура, К.

Эмпирические коэффициенты a и b находят по формулам:

,	(1.4)
.	(1.5)

Для определения постоянных a и b необходимо знать величины кинематической вязкости ν₁ и ν₂ при абсолютных температурах Т ₁ и Т ₂ соответственно.

Формула Рейнольдса – Филонова несколько проще:

,

(1.6)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; ν₀ – кинематическая вязкость при известной (произвольной) температуре Т ₀.

В качестве Т ₀ принимается температура Т ₁ или Т ₂. Соответственно ν₀ = ν₁ или ν₀ = ν₂.

Величина u находится следующим образом:

.

(1.7)

Достаточная точность зависимости (1.6) во всем рабочем диапазоне температур обеспечивается при выполнении неравенства T ₂ < T < T ₁. В остальных случаях надо пользоваться формулой (1.3).

При изменении рабочих давлений в области до 10 МПа плотность и кинематическая вязкость нефти меняются несущественно, поэтому при расчетах влияние давления на эти параметры не учитывается.

Давление насыщенных паров товарных нефтей при температуре Т может быть вычислено по формуле

,

(1.8)

где P _a – атмосферное давление, Па; T _нк – температура начала кипения нефти, К.

Сведения о температуре начала кипения некоторых нефтей и зависимости давления их насыщенных паров от температуры приведены в табл.1.2.

Сведения о характеристиках труб для магистральных нефтепроводов приведены в табл.1 приложения 1.

Для перекачки нефтей по магистральным трубопроводам используются центробежные насосы. Их характеристики приводятся в специальных каталогах. Они представляют собой зависимость напора Н, потребляемой мощности N, кпд η и допустимого кавитационного запаса Δη_доп от подачи Q насоса.

 

Таблица 1.2

Справочные данные по некоторым нефтям [4]

 

Нефть	Т, К	Т нк, К	Рs ∙ 10–5, Па
Арланская			0,637
			0,901
			1,010
			1,188
Бавлинская			0,920
			1,010
			1,240
			1,680
Мухановская			0,804
			1,010
			1,084
			1,220
Ромашкинская			0,680
			0,802
			0,931
			1,010
Туймазинская			0,880
			1,010
			1,160
			1,600
Усть-Балыкская			0,482
			0,804
			1,010
			1,110

 

Учитывая, что возможность пользоваться каталогами центробежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде:

,	(1.9)
	(1.10)
,	(1.11)

где Н, Δ h _доп, η_н – напор, м, допустимый кавитационный запас, м, КПД насоса при подаче Q (м³/ч), доли ед.; Н ₀, а ₀, а, b ₀, b, с ₀, с ₁, с ₂ – эмпирические коэффициенты; Q _* – безразмерная подача насоса, численно равная Q.

В тех случаях, когда насос электродвигателем не комплектуется, последний подбирается по необходимой мощности

,

(1.12)

где k_m – коэффициент запаса, величина которого зависит от потребляемой насосом мощности

;

(1.13)

η_мех – КПД механической передачи, η_мех ≈ 0,99; η_эл – КПД электродвигателя; N – мощность, кВт.

Величина коэффициента k_m принимает следующие значения: при N < 20 кВт k_m = 1,25; при N = 20-50 кВт k_m = 1,2; при N = 50-300 кВт k_m = 1,15; при N > 300 кВт k_m = 1,1.

Техническая характеристика магистральных нефтяных центробежных насосов и коэффициенты в расчетных формулах (1.9) и (1.11) при работе насосов на воде и маловязких нефтях приведены в приложении 2, их графические характеристики – в приложении 6, подпорных насосов – в приложениях 3-5, их графические характеристики – в приложении 7.

Для аналитического решения задач трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов часто используется описание напорной характеристики центробежных насосов в следующем виде:

,

(1.14)

где А, Б – эмпирические коэффициенты.

При выбранном коэффициенте Лейбензона m коэффициенты рассчитываются по зависимостям

	(1.15)

Как частный случай для насосов с плавно падающей напорной характеристикой (а = 0) при m = 0 получаем Б = b; А = H ₀.

В уравнении баланса напоров коэффициент Б должен входить, имея размерность [(с/м³)^{2– m} 1/м]. Его можно пересчитать по формуле

.

(1.16)

Сжатый профиль трассы предоставляется по результатам изысканий. Составляя его в учебных целях, используют карту с высотными отметками. При этом следует помнить, что это не разрез земной поверхности, а чертеж, на котором все расстояния откладываются по горизонтали.

По действующей в настоящее время методике выбора оптимального варианта доставки нефти задача решается путем сопоставления приведенных годовых расходов. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными годовыми расходами.

Приведенные годовые расходы определяют по формуле

,

(1.17)

где Э – эксплуатационные расходы по данному варианту транспорта, руб.; Е _н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, для нефтегазовой промышленности Е _н = 0,12 год^–1; К – капиталовложения в соответствующий вариант транспорта, руб.

Эксплуатационные расходы определяют по формуле

,

(1.18)

где S – себестоимость перекачки, руб.; G _год – количество транспортируемого нефтепродукта, млн т/год; L – длина пути, км.

По данным Гипротрубопровода средняя себестоимость перекачки S [коп/(т·км)] в 1980 г. для трубопроводного транспорта составляла 0,12. Себестоимость перекачки нефти по магистральному трубопроводу зависит от его диаметра (цены 1980 г.):

 

D, мм
S, коп/(т·км)	0,3	0,24	0,21	0,17	0,15	0,13
D, мм
S, коп/(т·км)	0,094	0,082	0,069	0,065	0,062

 

Капиталовложения в трубопроводный транспорт К_тр слагаются из затрат на сооружение линейной части трубопровода К_л и затрат на сооружение насосных станций К_н.с. Капитальные затраты в линейную часть определяют по выражению

(1.19)

где L _тр – длина трубопровода, км; с _л – затраты на сооружение 1 км линейной части трубопровода, руб.

Зависимость стоимости сооружения 1 км магистрального трубопровода от его диаметра (цены 1980 г.):

 

D, мм
с л, тыс.руб./км	22,8	24,9	28,8	33,6	37,6	56,6
* с луп, тыс.руб./км	18,0	20,1	22,8	27,5	31,5	45,1
D, мм
с л, тыс.руб./км	71,0	77,5	91,1	113,6	136,1	180,8
* с луп, тыс.руб./км	56,0	62,1	74,9	97,3	119,6	165,6
________________ * с луп – затраты на сооружение 1 км лупинга.

Капитальные затраты на сооружение насосных станций определяют по формуле:

(1.20)

где с _г.н.с, с _п.н.с – стоимость сооружения соответственного головной и промежуточной насосных станций, руб. (табл.1.3); n – общее число насосных станций; V _p – необходимая вместимость резервуаров (кроме резервуаров ГНС), м³; с _р – стоимость 1 м³ установленной емкости, руб.

В соответствии с нормами технологического проектирования суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода

[(п э – пу – 1)(0,3¸0,5) + пу (1¸1,5) + (2¸3)],

(1.21)

где V _сут – суточный объем перекачки нефти по трубопроводу, м³; n _э – число эксплуатационных участков протяженностью 400-600 км; n_у – число насосных станций на границе эксплуатационных участков (где выполняются приемо-сдаточные операции).

Стоимость емкости на головной насосной станции включена в стоимость головной станции. Стоимость 1 м³ емкости с _р для сопоставительных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспомогательных сооружений можно принимать равной 20 руб./м³.

Число насосных станций n определяют из технологического расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100-150 км трубопровода приходится одна насосная станция.

Расчетное число дней перекачки принимается равным 350.

В тех случаях, когда заданный объем перекачки не попадает в интервал пропускных способностей, указанных в табл.1.3, оптимальный диаметр и число насосных станций определяют на основании технологического расчета.

При наличии лупингов или вставок большего диаметра стоимость линейной части определяют по формуле

,

(1.22)

где Х _луп – длина лупинга (вставки), км.

 

Таблица 1.3

Стоимость сооружения насосных станций^*

 

Пропускная способность, млн.т/год	Головная насосная станция на площадке	Промежуточная насосная станция на площадке
новой	совмещенной	новой	совмещенной
0,7-0,9
1,3-1,6
1,8-2,2
2,5-3,2
3,5-4,8
6-8,5
10-12
14-18
22-26
32-36
42-50
70-78

__________________

^* цены 1980 г., тыс.руб.

 

Расчет ведется для трех смежных диаметров.

Если по пути проектируемого трубопровода имеются сбросы или подкачки, а также связанные с ним вновь проектируемые нефтебазы, наливные пункты и т.п., то возможно, что линейную часть будут сооружать из труб разных диаметров, а насосные станции снабжать различным оборудованием, имеющим разные единичные стоимости. В этом случае технологический расчет ведут по участкам с различными диаметрами, приведенные затраты вычисляют в целом для всей системы с учетом участков. При этом расчет ведется минимум для трех смежных диаметров.

Все единичные стоимости в ранее приведенных данных даны для равнинно-холмистой местности. В случае других условий прокладки на вычисленные капитальные затраты необходимо давать надбавку, учитывающую топографические условия (табл.1.4).

Таблица 1.4

Поправочный коэффициент на топографические условия трассы

 

Топография трассы	Диаметр трубопровода, мм
До 426	529-820	1020-1420
Линейная часть
Равнинно-холмистая	1,00	1,00	1,00
Пустынная	0,91	0,92	0,91
Гористая	1,45	1,19	1,17
Болотистая	1,4	1,43	1,45
Северная	3,68	2,16	2,08
Площадочные сооружения
Равнинно-холмистая	1,00	1,00	1,00
Пустынная	1,00	1,00	1,02
Гористая	1,19	1,23	1,26
Болотистая	1,04	1,06	1,07
Северная	1,1	1,16	1,19
Трубопровод в целом
Равнинно-холмистая	1,00	1,00	1,00
Пустынная	0,92	0,95	0,94
Гористая	1,43	1,21	1,19
Болотистая	1,38	1,34	1,38
Северная	2,64	1,97	1,96

 

Помимо этого, необходимо учитывать дополнительные капитальные вложения, зависящие от района прохождения трассы (коэффициент учитывает степень освоенности района, его промышленный потенциал, поясные цены):

,

(1.23)

где l _{p i} – протяженность участков трубопровода, проходящих по районам, на которые распространяется коэффициент , км.

Территориальные районы России и территориальный коэффициент следующие:

 

Распределение территории России по районам	K р
Брянская, Владимирская, Вологодская, Ивановская, Калининская, Калужская, Костромская, Ленинградская, Московская, Новгородская, Орловская, Псковская, Рязанская, Смоленская, Тульская, Ярославская области	1,0
Республики: Башкортостан, Марий-Эл, Мордовия, Татарстан, Чувашия; Горьковская, Кировская, Куйбышевская, Пензенская, Саратовская, Ульяновская области	1,01
Республика Калмыкия; Астраханская, Белгородская, Волгоградская, Воронежская, Курская, Липецкая, Тамбовская области	1,01
Республики: Дагестан, Кабардино-Балкария, Северная Осетия, Чечня, Ингушетия; Краснодарский и Ставропольский края, Ростовская область	1,0
Республика Карелия, Архангельская область (южнее Полярного круга)	1,13
Республика Удмуртия, Пермская область (кроме Косинского, Кочевского, Кудымкарского, Юрминского и Юсьвинского районов Коми-Пермяцкого автономного округа)	1,1
Курганская, Оренбургская, Свердловская, Тюменская (южнее 60-й параллели), Челябинская области	1,1
Красноярский край (южнее 60-й параллели)	1,15
Республика Бурятия, Иркутская (южнее 55-й параллели), Читинская области	1,14
Приморский, Хабаровский (южнее 55-й параллели) край, Амурская область	1,24
Мурманская область	1,25
Республика Коми (южнее Полярного круга)	1,14
Алтайский край, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Томская (южнее 60-й параллели) области	1,11
Остальные районы территории России, не вошедшие в перечень территориальных районов (корректирующий коэффициент для них определен применительно к условиям Ямало-Ненецкого автономного округа)	1,26

 

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:

− на головной насосной станции;

− на границах эксплуатационных участков;

− в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепроводов зависит от их диаметра и протяженности (табл.1.5).

 

Таблица 1.5

Рекомендуемые суммарные полезные объемы

резервуарных парков нефтепроводов

 

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр, мм
630 и менее	720, 820
до 200	1,5*
свыше 200 до 400		2,5	2,5	2,5
свыше 400 до 600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
свыше 600 до 800		3/3,5	3/4	3,5/4
свыше 800 до 1000	3/3,5**	3/4	3,5/4,5	3,5/5

____________________

^* единица измерения – суточный объем перекачки.

^**Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных условиях прокладки, в знаменателе – когда не менее 30 % от протяженности проходит в сложных условиях (заболоченные и горные участки).

 

При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру емкости по табл.1.5 добавляется объем резервуарного парка, соответствующего длине остатка.

Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

 

головная насосная станция	2-3
НПС на границе эксплуатационных участков	0,3-0,5
то же при проведении приемно-сдаточных операций	1-1,5

Для определения необходимого общего объема резервуарных парков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент использования емкости η_р, определяемый по табл.1.6.

 

Таблица 1.6

Коэффициент использования емкости

 

Емкость резервуара	Величина ηр для резервуаров
без понтона	с понтоном	с плавающей крышей
До 5000 м3 включительно	0,85	0,81	0,80
От 10000 до 50000 м3	0,88	0,84	0,83