Глава 3. Перспективы развития трубопроводного транспорта нефти

В целях обеспечения стратегических и экономических интересов в России, необходимо развивать существующую инфраструктуру транспорта нефти, а также расширять строительство объектов трубопроводного транспорта. Планируется, что система трубопроводного транспорта нефти будет развиваться в четырех направлениях для обеспечения экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморское, центрально-европейское и восточное. Дальнейшая разработка нефтей в Тимано-Печерской нефтегазовой провинции, Восточной Сибири, а также на шельфе Каспийского моря позволяет прогнозировать увеличение объемов добычи нефти и ее транзита, что будет способствовать загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов и строительству новых трубопроводов.

Каспийско-черноморское направление позволит обеспечить транзит нефтей Азербайджана, Казахстана и Туркмении и увеличит объем экспорта через нефтяные терминалы в Новороссийске (Шесхарис) и Туапсе. Нефтепроводная система Каспийского трубопроводного консорциума протяженностью 1580 км транспортирует нефть из Западного Казахстана и Азербайджана до нефтеналивного терминала в Новороссийске.
Балтийская трубопроводная система (БТС), строительство, первой очереди которой закончено в 2001 г., обеспечивает экспорт нефти через нефтеналивной терминал на Балтийское море (г. Приморск).
На центрально-европейском направлении планируется осуществлять экспорт нефти через порт Омишаль на рынок Средиземноморья по системе нефтепроводов "Дружба" и "Адрия".

Для снижения зависимости от сопредельных стран был сооружен нефтепровод Суходольная — Родионовская в обход территории Украины, а для увеличения транзита нефти возросла пропускная способность нефтепроводов Атырау — Самара и Тихорецк — Новороссийск.
Одно из наиболее перспективных направлений — восточное — будет развиваться в связи с ростом потребления энергоресурсов промышленностями стран Азиатско-Тихоокеанского региона и Китая.
Все эти проекты конкурентоспособны по отношению к существующим альтернативным направлениям транспорта нефти, а также позволят получить дополнительные налоговые поступления в бюджет и будут стимулировать увеличение добычи нефти в России[1].

 

ГЛАВА 4. ЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ ДЛЯ ЭКОНОМИКИ РОССИИ

Развитие экономики России невозможно без обеспечения отечественной нефтеперерабатывающей промышленности нефтью для производства нефтепродуктов и сырья для нефтехимической промышленности, без экспорта нефти для получения валюты и закупки зарубежного оборудования, материалов и технологий. Наиболее дешевым и высоконадежным видом транспорта нефти являются магистральные нефтепроводы. С разработкой нефтяных месторождений Восточной Сибири и Крайнего Севера, началом освоения шельфа и морских месторождений происходят дальнейшее удаление мест переработки от районов добычи и рост затрат на транспортировку углеводородов. В этих условиях трубопроводный транспорт становится важнейшим элементом топливно-энергетического комплекса страны, обеспечивающим снижение издержек и повышение прибыльности добычи нефти для нефтегазодобывающих компаний.

Для надежного снабжения народного хозяйства нефтью необходимо, чтобы средства транспорта и хранения соответствовали уровню добычи и переработки, экспортным потребностям и перспективам развития.
Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 218,9 тыс. км, в том числе газопроводов — 151 тыс. км, нефтепроводов — 48,6 тыс. км, нефтепродукто-проводов — 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. трубопроводным транспортом составляла более 30 % общего объема грузооборота. По системе магистральных нефтепроводов транспортируется 93 % добываемой нефти, в общем объеме грузооборота доля нефти доходит до 40,3 %.
В последние годы предполагается рост добычи, переработки и экспорта нефти в России за счет разработки новых месторождений в Тимано-Печорском и Восточно-Сибирском регионах, а также на Дальнем Востоке и шельфе морей. Перспективный уровень добычи нефти и возможные объемы транспортировки по магистральным нефтепроводам будут определять такие факторы, как мировые цены, уровень налогообложения, сроки ввода новых месторождений и строительства трубопроводов.

Энергетическая стратегия России ориентирована на увеличение добычи к 2020 г. нефти с газовым конденсатом до 360 млрд т/год, газа — 700 млрд м3, угля — 430 млн т, производства электрической энергии — 1620 млрд кВт-ч.

Поэтому в целях обеспечения стратегических и экономических интересов страны необходимо развивать существующие и открывать новые направления экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ. С этой целью ОАО "АК "Транснефть" проводит целенаправленную работу по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистральных нефтепроводов системы, что обеспечивает экологическую безопасность трубопроводного транспорта, надежное и бесперебойное снабжение всех потребителей нефтью, способствуя развитию экономики страны[1].

Россия — одна из крупнейших нефтедобывающих держав, обладает и уникальной сетью магистральных нефте­проводов, пронизывающих всю страну. Система «Транснефти» обладает трубопроводами протяженностью свыше 48,6 тыс. км, которые расположены в 53 регионах РФ — от Восточной Сибири до западных границ. По ее магистралям проходит более 93 процентов всей нефти, добываемой в России[6].

Также значительной является доля России в мировом производстве труб. В настоящее время доля России в мировом производстве труб составляет около 11%, хотя в начале 90-х гг. по этому показателю страна занимала первое место. Россия поставляет на мировой рынок от 15 до 19% произведенных труб и импортирует от 10 до 15% их внутреннего потребления. Негативную тенденцию преобладания импорта труб над их экспортом удалось переломить, что говорит о хороших перспективах развития трубной подотрасли[7].

 

 

 

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Расчет физико-химических характеристик перекачиваемой нефти:

Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами. Плотность обычно измеряют при 20°C (293 К). Для определения плотностей нефти при других температурах T (в К) пользуются линейным законом Д. И. Менделеева по формуле:

771 – 0,810 ∙ (277-293) = 783,960 кг/м³

где ζ – температурная поправка, кг/(м³·К), которую можно рассчитать при помощи выражения

1,825 – 0,001317 ∙ 771 = 0,810 кг/(м³∙К)

где ρ₂₉₃ – плотность при температуре 293 К, кг/м³.

Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость ν _T при нужной (расчетной) температуре T (в К) может быть определена по формуле Рейнольдса–Филонова:

8,4 ∙ 10^-6 ∙ 2,718^{-0,0194∙(277-273)} = 7,773 ∙ 10^-6 м²/c

где ν₀ – кинематическая вязкость при температуре T ₀ = 273 К (0°C);

u – показатель крутизны вискограммы, К^–1.

Для определения величины u кроме ν₀ и T ₀ достаточно иметь еще одно значение вязкости ν₁ при какой-либо другой температуре T ₁. Тогда этот коэффициент находится по формуле

Перед проведением расчетов по значениям координат сечений (x) и соответствующих геодезических отметок (z) на миллиметровой бумаге построен чертеж сжатого профиля трассы участка трубопровода (Приложение 1).

Согласно методике, применяемой при расчете и проектировании магистральных трубопроводов, сначала предварительно принимают ориентировочное значение средней скорости движения нефти (w). В качестве первого приближения следует взять ее значение из интервала w = 0,2…0,8 м/с.

w=0,3 м/с

При заданной производительности, т. е. расходе перекачки G, внутренний диаметр трубопровода d рассчитывают по уравнению расхода:

Таким образом, величину диаметра определяют выбором значения скорости. Диаметр вычисляется по формуле:

Переводим G в систему измерения СИ:

Из таблицы П.1 (приложение 3), выбрана труба ближайшего диаметра, т. е. определен наружный диаметр трубы (D).

D = 1020 мм = 1,020 м.

Расчетную толщину стенки трубопровода d определяем по формуле:

где n – коэффициент надежности по нагрузке (для нефтепроводов без промежуточных или с промежуточными НПС n = 1,10);

p – рабочее (нормативное) давление, МПа – максимальное значение из приведенного диапазона (см. Приложение 3);

p = 5,9 МПа = 5,9∙10⁶ Па

R ₁ – расчетное сопротивление растяжению, МПа (можно приближенно принять R ₁ = 250 МПа = 250∙10⁶ Па).

Расчетную толщину стенки трубопровода округляем в большую сторону до ближайшей в сортаменте труб (Приложение 3). Принятая толщина стенки трубопровода равна 14 мм = 0,014мм.

По найденным значениям D и δ рассчитываем новое значение внутреннего диаметра трубопровода (d).

d= 1020 – (2∙14) = 992 мм = 0,992 м

Далее по уравнению расхода (2) определяем новое значение средней скорости движения нефти (w).

Находим критерий Рейнольдса по формуле:

Так как 20800 > 2320, соответственно в трубопроводе имеет место турбулентный режим.

Так как диаметр магистрального трубопровода больше 377 мм, то эквивалентная шероховатость e = 0,1 мм.

Вычисляем относительную шероховатость (ε), которая представляет собой отношение эквивалентной шероховатости к внутреннему диаметру трубопровода:

Находим отношение:

Так как имеем 10 000 < Re ≤ 27 / ε^1,143 , то находим коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима движения в зоне гладкого трения, который определяется по формуле Блазиуса:

Находим гидравлический уклон:

Перед проведением дальнейших расчетов, анализируем характер профиля трассы нефтепровода, и делаем предварительное заключение о месте возможного возникновения самотечного (безнапорного) участка.

Затем вычисляем напор в конце участка трубопровода:

После чего последовательно определяем напоры в заданных сечениях трубопровода, начиная с предпоследнего (т. е. против хода перекачки):

H(x₆) = 162,414 + 0,156∙(118,5 – 96,5) = 165,846 м

Здесь x_j – координата сечения (так как x_j в км, то i выражаем в м/км), а x_{j +1} – координата последующего сечения (в начале определения x_{j +1} = x _к = L = 118,5 км).

Сравним полученное значение напора с величиной z_j + p _у/ρ g для сечения x₆.

Расчеты проводят до тех пор, пока соблюдается условие:

В данном случае H(x₆) > 87,301 м, это указывает на отсутствие на данном интервале самотечного участка.

Определяем значение напора в сечении х₅:

H(x₅) = 165,846 + 0,156∙(96,5 – 83,1) = 167,936 м

Сравним полученное значение напора с величиной z_j + p _у/ρ g для сечения x₅.

В данном случае H(x₅) > 38,801 м, это указывает на отсутствие на данном интервале самотечного участка.

Определяем напор в сечении х₄:

H(x₄) = 167,936 + 0,156∙(83,1 – 66,3) = 170,557 м

Сравним полученное значение напора с величиной z_j + p _у/ρ g для сечения x₄.

В данном случае H(x₄) < 242,701 м, таким образом полный напор в сечении х₄ оказывается меньше высотной отметки этого сечения, а это указывает на наличие на данном интервале самотечного участка, причем сечение х₄ является перевальной точкой.

Определяем новое значение напора в сечении, где находится перевальная точка самотечного участка:

Проанализировав характер профиля трассы нефтепровода (Приложение 1), можно сделать вывод, что началом самотечного участка является сечение x₄. Следовательно, конец самотечного участка определяем по данному сечению.

Определяем координату конца самотечного участка. Для этого нужно составить и решить уравнение.

Вычисляем тангенс угла β наклона профиля трубопровода на сегменте, где имеется самотечный участок [ x₄, x₅ ], по формуле:

Затем, находим x* из следующего уравнения:

36,2+12,137∙(83,1 - x^*)+0,02∙10⁶/(9,807∙783,96)= 167,936+0,156∙(83,1- x^*)

x^* = 72322 м

Проверяем оставшиеся сечения по приведенной выше методике.

Определяем напор в сечении x₃ :

H(x₃) = 242,701 + 0,156∙(66,3 – 41,8) = 246,523 м

Рассчитываем величину z_j + p _у/ρ g для сечения x₃:

В данном случае H(x₃) > 143,901 м, это указывает на отсутствие на данном интервале самотечного участка.

Определяем напор в сечении x₂ :

H(x₂) = 246,523 + 0,156∙(41,8 –18,7) = 250,127 м

Рассчитываем величину z_j + p _у/ρ g для сечения x₂:

В данном случае H(x₂) > 76,801 м, это указывает на отсутствие на данном интервале самотечного участка.

Определяем напор в сечении x₁ :

H(x₁) = 250,127 + 0,156∙(18,7 –0) = 253,044 м

Рассчитываем величину z_j + p _у/ρ g для сечения x₁:

В данном случае H(x₁) > 35,101 м, это указывает на отсутствие на данном интервале самотечного участка.

Так как других самотечных участков в трубопроводе нет, рассчитаем давление в начале участка трубопровода:

p _н = 783,96∙9,81∙(253,044– 32,5) = 1696126,184 Па = 1,7 МПа

где x _н – начало участка трубопровода, м (x _н = 0 м), тогда H(x_н)= H(x₁) = 253,044 м.

Предварительно вычисляем новое значение гидравлического уклона:

При гидравлическом уклоне i _нов в исследуемом трубопроводе самотечного участка не будет. Это означает, что напор H (x _н)_нов и давление p _н,нов в начале участка нефтепровода:

H(x_н)_нов = 162,414 + (1,538∙118,5) = 344,667 м

p _н,нов = 783,96∙9,81∙(344,667 – 32,5) = 2400766,390 Па = 2,4 МПа

Новое значение давления в начале участка трубопровода сравниваем с рабочим давлением для магистральных нефтепроводов (Приложение 3): p _н,нов< 5,9.

Определяем увеличение напора:

H (x _н)_нов – H (x _н) = 344,667 – 253,044 = 91,623 м

Определяем давление для трубопровода без самотечных участков:

p _н,нов – p _н = 2,4 – 1,7 = 0,7 МПа

Определяем перепад давления (полные потери напора) в трубопроводе по формуле: Δ p = p _н,нов - p_к

Δ p = 0,7 – 0,5 = 0,2 МПа

Число нефтеперекачивающих станций (НПС) вдоль фиксированной трассы трубопровода определяется следующим образом:

где

Здесь [ p ] = 5,9 МПа – допускаемое давление для труб с толщиной стенки δ, Па

Решаем уравнение методом итераций (последовательных приближений). В качестве первого приближения можно использовать вычисленное ранее значение λ.

1) λ = 0,0214

2) λ = 0,0160

3) λ = 0,0155

4) λ = 0,0154

Так как λ⁽³⁾ ≈ λ⁽⁴⁾, следовательно, итерационный процесс прекращается.

Определяем минимальный расход нефти, при котором в трубопроводе не возникают самотечные участки на основании вычисленного методом итераций значения скорости движения нефти по уравнению расхода:

Переведём G в т/год:

Полученный расход нефти можно увеличить, т.к. для труб рассчитываемого сортамента оптимальный грузопоток находиться в интервале 23-50 млн т/год.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе были произведены расчеты и выбор оптимального диаметра трубопровода. Выявлены следующие физико-химические свойства транспортируемой нефти:

Плотность нефти: кг/м³

Вязкость: сСт

Наиболее подходящими для данных условий эксплуатации были выбраны горячеправленные нормализованные трубы Новомосковского трубного завода. Диаметр стальных труб - 1020 мм, толщина стенки - 14 мм. Внутренний диаметр трубопровода составил 992 мм.

Был проанализирован профиль трассы рассчитываемого трубопровода, выявлены самотечные участки и рассчитан гидравлический уклон, при котором они отсутствуют ( м/км). Была рассчитана наиболее подходящая скорость транспортировки нефти, которая составила 1,394 м/с. Был получен минимальный расход нефти, при котором не возникают самотечный участки ( млн т/год). Полученный расход нефти может быть увеличен до 23-50 млн т/год, т.к. выбранные стальные трубы допускают такой грузопоток и рабочее давление в пределах 5,3 – 5,9 МПа.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1) Трубопроводный транспорт нефти/Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под редакцией С.М. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т.1. – 407 с.: ил.

2) Лисин Ю.В. Обеспечение надежности трубопроводов// Трубопроводный транспорт нефти. – 2007. - №5.

3) Применко Н.В., Заматаев М.В. Новые технологии противоаварийной защиты трубопроводов // НефтьГазПромышленность. – 2007.-№2.

4) Горделий В.И., Чабанов В.Е. НПП «ВИГОР»: новые возможности экспресс-контроля трубопроводов // НефтьГазПромышленность. – 2006. - №5(25).

5) Дегтярев Б.Н. Повторное использование труб — продление сроков их эксплуатации // НефтьГазПромышленность. – 2007. - №8(36).

6) По материалам пресс-службы компании «ТРАНСНЕФТЬ»: вчера, сегодня, завтра // НефтьГазПромышленность. – 2003.-№1

7) По материалам редакции Российский трубный рынок в реалиях и перспективах // НефтьГазПромышленность. – 2003.-№5(5).

 

 

⇐ Предыдущая12

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: