28. Гидравлический расчет нефтепровода

Целью гидравлического расчета является определение потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу.

Полные (общие) потери напора складываются из потерь напора на трение и на преодоление разности высот трубопровода где Н – полные потери напора в трубопроводе, м; h – потери напора на трение, м; z – разность геодезических отметок между концом и началом трубопровода, м.

где z₁ – геодезическая отметка начала трубопровода; z₂ – геодезическая отметка конца трубопровода.

Потери напора на трение представляются двумя составляющими где h_л – потери напора по длине нефтепровода; h_м – потери напора на местных сопротивлениях.

Потери напора являются функцией скорости движения нефти (ф. Вейсбаха дарси) и где  – коэффициент гидравлического сопротивления; g – ускорение свободного падения, м/с²; l – длина трубопровода, м;  – коэффициент местного сопротивления; – скорость течения нефти, м/с; Q – объемная производительность нефтепровода, м³/с; F – площадь поперечного сечения трубопровода, м².

Для линейной части нефтепровода h_м=(0,010,02)h_л, поэтому ими можно пренебречь или принять

В общем случае, коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и от относительной шероховатости  где е – абсолютная шероховатость труб; R и D – радиус и диаметр труб.

Так как гидравлическое сопротивление трубопровода зависит не только от высоты неровностей е, но и от их формы, абсолютная шероховатость не может полностью характеризовать течение нефти в трубе. В настоящее время вместо абсолютной шероховатости пользуются эквивалентной k_э. Эквивалентная шероховатость определяется на основании гидродинамических испытаний. При расчетах нефтепроводов рекомендуется использовать k_э = 0,10,2 мм

Если Re < 2000 в трубопроводе наблюдается ламинарный режим течения и  является функцией только Re. В этом случае используется формула Стокса

При Re  3000 ламинарный режим переходит в турбулентный. В пристенном слое нефти, однако, сохраняется ламинарный подслой, покрывающий шероховатость труб. С увеличением Re толщина подслоя уменьшается и при Re=Re_I толщина подслоя становится равной е. Таким образом, при 3000  Re  Re_I =f(Re) и эта зона турбулентного режима получила название зоны гидравлически гладких труб

 определяется в этой зоне по формуле Блазиуса (зона Блазиуса) .

Далее до Re_II = 500·D/K_Э, имеет место зона смешанного трения, где  = f(Re, ). В настоящее время в этой зоне  определяется из формулы Альтшуля .

При Re  Re_II влияние числа Рейнольдса становится незначительным и  = f(), трубопровод переходит в квадратичную зону. По формуле Шифринсона

Реально МН работает в зонах смешанного трения и гидравлически гладких труб (Блазиуса).

Если в формулу Дарси-Вейсбаха подставить обобщенную формулу то получим обобщенную формулу Лейбензона где

Ламинарный режим m = 1  = 4,15, с²/м;

Зона Блазиуса m = 0,25  = 0,0246, с²/м;

Зона смешанного трения m = 0,123  = 0,0802·10^{0,127lg(k/D)-0,627}, с²/м;

Квадратичная зона m = 0  = 0,0826·, с²/м;

Графическая зависимость полных потерь напора в трубопроводе от производительности получила название характеристики Q-H. Аналитически характеристика Q-H описывается уравнением

По данным эксплуатации нефтепровода полные потери напора могут быть определены следующим образом где P₁ – давление в начальной точке участка, Па; P₂ – давление в конечной точке участка, Па; 1мПа = 10 атм = 10 кгс/см²

29. Технологическая схема МН

Рис. 2. Состав магистрального нефтепровода:

1. нефтесборные промысловые трубопроводы; 2 - нефтесборный пункт; 3 –нефтяная скважина с нефтепроводом от ее устья до нефтесборного пункта; 4 - нефтепроводы с насосными законтурного или внутриконтурного заводнения; 5 - головные сооружения с резервуарным парком; б - ГНС; 7 - запорная арматура (отключающая задвижка) в колодце; 8 - камера приема и пуска скребка; 9 - магистральный нефтепровод; 10 - переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 - переход через железную (или шоссейную дорогу); 12 - переход через крупную водную преграду; 13 - линия технологической связи; 14 - аварийный запас труб; 15 – вдоль трассовая эксплуатационная дорога и подъезд к ней; 16 - ПНС с резервуарным парком; 17 - защитное сооружение; 18 - отвод к промежуточному потребителю; 19 - линия электропередачи; 20 - система электрохимической защиты; 21 - лупинг; 22 - вертолетная площадка; 23 – КНС с резервуаром; 24 –потребитель

Нефть от скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения - установку комплексной подготовки нефти (УКПН), на которых она отстаивается, обезвоживается, отделяется от нефтяного газа и т. д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию (ГНС), а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями (ПНС) нефть перекачивается до конечной насосной станции (КНС), а затем потре­бителю. Периодически внутреннюю полость нефтепровода по отдельным его участкам очищают от оседающих на его стенках загрязнений и парафина специально пропускаемым по ходу перекачки нефти скребком. Перекачиваемую нефть замеряют на УКПН и всех насосных станциях (НС)

МГНТ-d=219-1020мм,протяженностью свыше 50км и Рр=1.2-10МПа,с высокой пропускной способностью.

В состав магистральных нефтепроводов вхо­дят: линейные сооружения, головные и промежуточные пере­качивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки. В свою очередь линейные сооружения со­гласно СНиП 2.05.06-85* включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной ар­матурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разде­лителей при последовательной перекачке; установки электро­химической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабже­ния и дистанционного управления запорной арматурой и ус­тановками электрохимической защиты трубопроводов; про­тивопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпу­ска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуа­тации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки мес­тонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти; указа­тели и предупредительные знаки. С интервалом 10 - 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для пе­рекрытия участков в случае аварии или ремонта.Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиоре­лейная), которая в основном имеет диспетчерское назначе­ние Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы.Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70 - 150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с элек­троприводом. В начале нефтепро­вода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС от­личается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способно­сти нефтепровода. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3 - 1,5 суточной пропускной способности трубопровода.