курсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

курсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Реферат

2 Гидравлический расчёт

Плотность и вязкость необходимо пересчитать на минимальную температуру грунта.

Плотность нефти при расчётной температуре ρt, кг/м3 определяется по формуле:

где ρt
— плотность нефти при 20 ˚С, кг/м3
, ρt
=850 кг/м3
;

t- минимальную температуру грунта, ˚С, t=-1 ˚С;

ξ — температурная поправка, кг/(м3
·˚С).

Температурную поправку определяем по формуле:

По формуле (72)

Кинематическая вязкость нефти при расчётной температуре νt
, м2
/с определяется по формуле:

где νt из
— коэффициент кинематической вязкости нефти при известной

температуре, м2
/с;

u- безразмерный коэффициент.

Значение коэффициента u определяем по двум известным значениям вязкости и температуры по формуле:

По формуле (74):

Определяем объёмный секундный расход Qc
, м3
/с по формуле:

Определяем число Рейнольдса Re по формуле:

Определяем число Рейнольдса первой переходной зоны Re1пер
:

где курсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищкурсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

По формуле (78):

Так как число Рейнольдса курсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищкурсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищкурсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Определяем гидравлический уклон i, м/м по формуле:

где λ — коэффициент гидравлического сопротивления.

При турбулентном режиме движения нефти в зоне гидравлически гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса:

Подставляем полученные значения в формулу (79):

Полную потерю напора на участке подводного перехода Н, м определяем по формуле:

где 1,01- коэффициент, учитывающий местные сопротивления в трубопроводе;

Lp
— расчётная длина трубопровода, м, Lp
=804 м;

Δz- разность отметок конца и начала участка трубопровода, м, Δz=30 м.

G – коэффициент учитывающий влияние изгиба, н;

Второй расчетный участок представляет собой прямолинейный участок.

Тяговое усилие на II участке:

Третий участок представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления курсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Тяговое усилие на III участке:

Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера с учётом, того, что профиль скважины в точности соответствует проектному профилю, без азимутных отклонений составляет – 1438,401 кН, значит для производства буровых работ принимаем буровую установку Cherrincton 60/300R.

Курсовая работа найти сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

  • Гидравлический расчет привода и выбор трубопроводов и аппаратов. Выбор насосной установки, предохранительного клапана, дросселя, трубопровода, фильтрующего устройства, гидрораспределителя. Проведение монтажа и эксплуатация системы гидропривода.

    курсовая работа, добавлен 10.11.2021

  • Назначение компрессорных станций магистральных газопроводов. Основное технологическое оборудование КС и его размещение. Порядок эксплуатации средств контроля и автоматики. Характерные неисправности и способы их устранения. Описание основных систем защиты.

    курсовая работа, добавлен 27.10.2021

  • Определение физических характеристик нефтепродуктов: плотность, вязкость, температура. Расчёт резервуарных парков нефтепродуктов, их размещение, полезный суммарный объем. Расчёт параметров и выбор типа насоса для перекачки нефти. Расчёт трубопровода.

    курсовая работа, добавлен 06.05.2021

  • Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.

    Рефераты:  Реферат: История развития компьютеров. Скачать бесплатно и без регистрации

    курсовая работа, добавлен 21.02.2021

  • Общая характеристика технико-экономических показателей газонефтехранилищ. Классификация используемых резервуаров для хранения углеводородов. Изучение правил эксплуатации и проект расчета горизонтального цилиндрического резервуара с выпуклыми полусферами.

    курсовая работа, добавлен 08.01.2021

  • Простые и сложные трубопроводы, их классификация по принципу работы. Расчет гидравлических характеристик трубопровода. Выбор базовой ветви трубопровода. Расчет требуемой производительности и напора насоса. Подбор насоса и описание его конструкции.

    курсовая работа, добавлен 31.10.2021

  • Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.

    курсовая работа, добавлен 12.03.2021

  • Изучение стандартизации, норм и правил сооружения резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов. Основы проектирования площадки и заложение фундамента вертикального стального резервуара. Сооружение стенки и крыши емкости и основного оборудования.

    курсовая работа, добавлен 09.04.2021

  • Разбиение трубопровода на линейные участки. Определение режима движения жидкости в трубопроводе. Значения коэффициентов гидравлического трения и местного сопротивления. Скорость истечения жидкости из трубопровода. Скоростные напоры на линейных участках.

    курсовая работа, добавлен 06.04.2021

  • Напорная характеристика насоса (напор, подача, мощность на валу). График потребного напора гидравлической сети. Расчет стандартного гидроцилиндра, диаметра трубопровода и потери давления в гидроприводе. Выбор насоса по расходу жидкости и данному давлению.

    контрольная работа, добавлен 08.12.2021

  • Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов

     Поскольку надежность эксплуатации 
    трубопроводов в суровых климатических 
    условиях Севера и удаленности 
    трасс часто является определяющей 
    при выборе способа их прокладки, 
    то, несмотря на существенные 
    недостатки, надземные трубопроводы 
    могут оказаться предпочтительнее 
    остальных.

     В зависимости от вида 
    и сложности препятствий используются 
    три вида переходов: подводные, 
    подземные и надземные.

    К подводным переходам относятся 
    участки трубопровода, проходящие через 
    естественные или искусственные 
    водоемы.

    Подземные переходы применяются при 
    пересечении трубопроводами железных
    дорог, автомобильных дорог, кабелей 
    связи и других подземных коммуникаций.

    Надземные переходы составляют относительно
    небольшую долю в объеме строительства 
    трубопроводов. Обычно эта схема 
    применяется, когда использование 
    других, по каким либо причинам, нецелесообразно.
    Наиболее часто надземные переходы
    используются при пересечении оврагов,
    рек с неустойчивым руслом, арыков,
    каналов.

    Структурная схема строительства 
    линейной части в нормальных условиях.

    Строительство трубопроводов представляет
    собой последовательное выполнение
    ряда операций.

    1. Подготовка трассы: расчистка и планировка
    трассы, устройство дорог и рекультивация
    плодородного слоя. Производится вдоль
    всей трассы на ширине отвода земли под
    строительство трубопровода и предполагает
    приведение трассы в состояние, позволяющее
    провести все остальные технологические
    операции.

    2. Земляные работы: рытье траншеи и засыпка.
    Размеры и профиль траншеи определяется
    диаметром трубопровода, характеристикой
    грунта и гидрогеологическими условиями
    трассы. Засыпка трубопровода производится
    бульдозерами и специальными траншеезакапывателями
    роторного или шнекового типа. Рекультивация
    выполняется поточным методом бульдозером
    вслед за засыпкой траншеи. Избыточный
    грунт бульдозерами разравнивается в
    пологий валик с учетом последующей осадки
    грунта.

    3. Погрузо-разгрузочные и транспортные
    работы: выгрузка труб с транспортных
    средств, транспортировка на сварочные
    базы, погрузо-разгрузочные работы на
    сварочной базе, транспортировка на трассу.

    4. Сварочно-монтажные работы: центровка, 
    поворотная сварка, неповоротная 
    сварка, контактная сварка труб.

    5. Изоляционно-укладочные работы:
    очистка, грунтовка, изоляция 
    и укладка труб.

    6. Очистка внутренней полости 
    и испытание трубопровода: удаляются 
    окалина, грязь, вода, снег, лед, 
    посторонние предметы, чем обеспечивается 
    надежная работа насосов и 
    компрессоров, сохранность качества 
    транспортируемого продукта и 
    снижение затрат энергии на 
    транспорт нефти или газа.

    Рефераты:  Подготовка и повышение квалификации персонала организации. Курсовая работа (т). Менеджмент. 2013-03-04

    7. Испытание на прочность и 
    герметичность. Газопровод испытывают 
    пневматическим (воздух, газ) или 
    гидравлическим (вода) методом. Нефтепроводы 
    подвергаются только гидравлическим 
    испытаниям.

    8. Электрохимическая защита от коррозии.
    Осуществляется катодной поляризацией
    трубопровода с использованием станций
    катодной защиты и протекторов.

    Нанесение антикоррозионной изоляции
    не гарантирует надежную защиту трубопровода,
    что связано с возможными дефектами 
    при нанесении изоляции и старением 
    изоляционного покрытия. При использовании 
    станций катодной защиты разность потенциалов 
    между трубой и грунтом создается 
    от постоянного источника электроэнергии.
    Протекторная защита используется при 
    удалении трубопроводов от источников
    энергии. В этом случае катодной поляризации 
    труб добиваются соединением их с 
    протекторами (анодами), имеющими более 
    низкий потенциал (магний, алюминий, цинк).Часто
    электрохимическую защиту сооружают после
    окончания всех видов работ. Это недопустимо,
    так как при отсутствии электрохимической
    защиты в первое после сдачи в эксплуатацию
    время начинают интенсивно образовываться
    очаги коррозии, которые продолжают действовать
    даже после устройства электрохимической
    защиты.

                                
    1.6.Подводные и морские трубопроводы

    Подводными называют трубопроводы,
    сооружаемые ниже свободной поверхности 
    воды на пересечениях трассой рек, замкнутых 
    водоемов (рек, болот), а также в 
    акваториях морей. Трубопроводы, проложенные
    по дну моря или океана называют морскими.
    Иногда магистральный трубопровод имеет
    морскую и сухопутную часть. Такой трубопровод
    называют сухопутно-морским. Применяется
    прокладка магистральных трубопроводов
    под водой как с заглублением их в грунт,
    так и без заглубления.

     Особое внимание уделяется 
    защите подводных трубопроводов 
    от механических воздействий: 
    ударов якорей судов, волокуш, 
    каких-либо других конструкций.

    Наиболее эффективное средство
    защиты подводного трубопровода от механических
    воздействий — применение подводной 
    подземной схемы прокладки, т.е. заглубление 
    труб в грунт ниже дна водоема.
    Иногда при больших глубинах водоема 
    или очень прочном скальном грунте
    заглубить трубы ниже дна водоема 
    не представляется возможным. В этом случае
    применяют другие виды защиты от механических
    воздействий: обвалование труб, бетонирование,
    обкладка бетонными плитами, устройство
    каменных насыпей над трубой и т. п. Оставлять
    трубу не защищенной от механических воздействий
    на дне можно только в том случае, если
    есть полная уверенность, что трубы за
    весь период эксплуатации не подвергнутся
    внешним механическим воздействиям.

     Подводный трубопровод, запроектированный 
    и построенный с учетом факторов,
    неблагоприятно воздействующих 
    на его работоспособность, может 
    находиться в эксплуатации десятки 
    лет, сохраняя свою работоспособность. 
    Однако большое число подводных 
    переходов через реки и другие 
    внутренние водоемы выходят из 
    строя — разрушаются или приходят 
    в состояние, требующее немедленного 
    ремонта, несмотря на двойное 
    и даже тройное резервирование.
    Опыт эксплуатации показывает, что 
    около 80 % всех аварийных ситуаций 
    возникает в результате размыва 
    грунта вокруг труб, образования 
    оголенных участков трубопровода,
    подвергающихся силовому воздействию 
    потока. Оставшиеся 20 % приходятся на 
    коррозию, механические повреждения, 
    невыявленные в процессе строительства
    дефекты труб и конструкций и др.

                    
    1.7.Эксплуатация магистральных нефтегазопроводов

     Магистральный трубопровод 
    предназначен для транспортировки 
    больших количеств нефти или 
    газа из района добычи в 
    район его потребления. В процессе 
    его эксплуатации важным является 
    поддержание проектных параметров 
    трубопровода и контроля технологического 
    режима его работы, путем регулирования 
    производительности, поддержания допустимых 
    температур, давления и вязкости 
    продукта. Руководство эксплуатацией 
    магистральных трубопроводов на 
    местах осуществляют производственные 
    объединения по транспортировке 
    и поставкам, в которые входят 
    линейно-производственные управления
    (ЛПУ), состоящие из цехов и 
    служб. Одной из основных служб 
    является линейно-эксплуатационная 
    служба (ЛЭС). Численность персонала 
    ЛЭС определяется в соответствии 
    с нормативами и зависит от 
    протяженности трассы и диаметров 
    трубопроводов.

     Основными задачами ЛЭС являются:

    — выполнение профилактических 
    мероприятий и планово-предупредительных 
    ремонтов,

    — выполнение оперативных переключений,

    — ликвидация возможных аварий 
    на линейной части трубопровода,
    отводах, технологических коммуникациях 
    головных сооружений, насосных и 
    компрессорных станций.

     Работники ЛЭС обязаны знать 
    трассу магистрального трубопровода,
    технологические схемы всех обслуживаемых 
    ими коммуникаций, устройство и 
    работу аппаратуры, приборов и 
    арматуры, установок средств электрохимической 
    защиты, НС, КС, ГРС и СПХГ, находящихся 
    в зоне обслуживания данного 
    ЛПУ.

    Периодичность осмотра трубопроводов 
    и отводов путем обхода, объезда 
    или облета в зависимости от местных 
    условий и сложности рельефа 
    трассы трубопровода устанавливается 
    руководством ЛПУ по согласованию с 
    производственным объединением. Внеочередные
    осмотры производятся после стихийных 
    бедствий, а также в случае обнаружения 
    неплотностей на трассе трубопроводов
    и отводов. Результаты осмотра заносятся
    в соответствующий журнал. При наличии
    дефектов аварийного характера принимаются
    срочно меры по их устранению.

                                                
    2.Хранение нефти и газа

                                    
    2.1.Хранение нефти и нефтепродуктов

    Рефераты:  Высокий старт: техника выполнения. На каких дистанциях применяется высокий старт ::

     Хранение нефти и нефтепродуктов 
    осуществляется:

    — на нефтебазах,

    — в сырьевых и товарных парках 
    добывающих, транспортирующих и 
    перерабатывающих предприятий.

    Нефтебазы — это многофункциональные 
    технологические системы с объектами 
    различного производственно-хозяйственного
    назначения, предназначенные для 
    бесперебойного и надежного обеспечения 
    потребителей нефтью и нефтепродуктами.

    На нефтебазах производится прием,
    хранение и отпуск нефти, нефтепродуктов,
    а также регенерация масел, сбор
    и отгрузка отработанных нефтепродуктов.

     Все нефтебазы подразделяются:

    по назначению — перевалочные, перевалочно-распределительные,
    распределительные;

    по транспортным связям — трубопроводные,
    железнодорожные (автомобильные), водные,
    водно-железнодорожные.

     На перевалочных нефтебазах 
    производится прием, хранение 
    и перевалка нефти и нефтепродуктов,
    поставка нефтепродуктов распределительным 
    нефтебазам и крупным потребителям.

    Распределительные нефтебазы производят
    прием, хранение и отпуск нефтепродуктов
    потребителям. Основу нефтебазы составляет
    резервуарный парк.

                                                
    2.2.Хранение газа

     В общем случае газ хранят 
    в сжиженном и в газообразном 
    состоянии.

     Различают сжиженный углеводородный
    (СУГ) и сжиженный природный 
    газ (СПГ).

    СУГ принято называть смесь пропана,
    бутана, пропилена и небольших 
    количеств метана, этана и этилена.
    Получают СУГ на нефтеперерабатывающих 
    и газоперерабатывающих заводах. Используют
    два метода хранения сжиженного газа:
    низкотемпературный и под повышенным
    давлением. СУГ в основном хранится под
    повышенным давлением в горизонтальных
    резервуарах емкостью от 10 до 200 м3 и в сферических
    резервуарах емкостью 600 м3. В частности,
    этот метод хранения используется в автомобильных
    автозаправочных станциях. СПГ хранится
    при низких температурах. В этом случае
    используются теплоизолированные вертикальные
    цилиндрические резервуары. Для поддержания
    температуры в резервуарах используются
    холодильные машины. Используют также
    подземные хранилища в водоносных горизонтах
    (15-20%), в соляных куполах; в искусственных
    выработках.

     Природный газ хранится в 
    основном в газообразном состоянии 
    под повышенным давлением. Наибольшее 
    распространение получило подземное 
    хранение в истощенных нефтяных 
    и газовых месторождениях (80-85%). Достаточно 
    широко используется хранение 
    газа в газгольдерах высокого 
    давления — толстостенных горизонтальных 
    резервуарах и в баллонах. Хранение 
    компримированного природного газа
    (КПГ) применяется на автомобильных 
    заправочных станциях.

                                
    2.3.Сооружение газонефтехранилищ

    Нефтебазы размещают на специально
    отведенной территории в соответствии
    с генеральным планом застройки 
    и реконструкции данного района
    вблизи транспортных путей. Если площадка
    для нефтебазы удалена от населенного 
    пункта, промышленного предприятия 
    или железной дороги менее чем 
    на 200 м и имеет более высокие 
    отметки, то предусматривают обвалование,
    отводные каналы и другие меры по предотвращению
    разлива жидкостей с территории
    нефтебазы в случае аварии.

     Резервуары являются основными 
    сооружениями нефтебаз. На территории 
    нефтебазы или перекачивающей 
    станции по противопожарным соображениям 
    резервуары, как правило, размещают 
    группами.

     Резервуары являются ответственными 
    инженерными сооружениями и классифицируются:

    — по материалу, из которого 
    они изготовлены — металлические, 
    железобетонные, земляные, синтетические 
    и в горных выработках;

    — по типу конструкции — вертикальные 
    цилиндрические (РВС) со стационарными 
    покрытиями разнообразной геометрической 
    формы, с плавающими крышами, 
    горизонтальные цилиндрические 
    с плоскими и пространственными 
    днищами (РГС), каплевидные, шаровые, 
    резервуары-цилиндроиды, прямоугольные 
    и траншейные;

    — по величине избыточного давления 
    в паровом пространстве — резервуары 
    низкого (не более 200 мм. вод. столба)
    и резервуары высокого (более 200 мм. вод.
    столба) давления;

    — по назначению — резервуары для 
    хранения мало-, высоковязких и 
    нефтепродуктов, резервуары-отстойники,
    резервуары-смесители, резервуары 
    специальных конструкций для 
    хранения сжиженных нефтяных 
    газов с высоким давлением 
    насыщенных паров

     В зависимости от высотного 
    расположения по отношению к 
    планировочной отметке строительной 
    площадки резервуары делят на
    наземные, подземные и полуподземные.
    На нефтебазах и перекачивающих станциях
    в основном применяют стальные (РВС имеют
    емкость от 100 до 100 тыс. м3, РГС — от 3 до 200
    м3) и железобетонные (типа ЖБР) резервуары
    различных конструкций.

     Резервуары должны быть герметичными 
    для хранящихся нефтепродуктов 
    и их паров, простой формы, 
    долговечными, дешевыми. Выбор типа 
    резервуара для хранения продукта 
    в первую очередь зависит от 
    величины упругости его паров.

    Подземные нефтехранилища позволяют 
    создавать значительные запасы нефти 
    и нефтепродуктов при небольших 
    занимаемых площадях. По сравнению 
    с наземными нефтехранилищами они 
    более безопасны, характеризуются 
    меньшими потерями от испарения, меньшими
    затратами тепла на поддержание 
    необходимой температуры в хранилище 
    и меньшими удельными затратами 
    на сооружение и эксплуатацию. В 
    состав подземных нефтехранилищ 
    входят подземные резервуары (выработки-емкости,
    вспомогательные горные выработки,
    скважины и др. ), наземные здания и сооружения.
    В 1980 г. вместимость подземных нефтехранилищ
    составляла: во Франции — 25 млн м3, США —
    65 млн м3, ФРГ — 50 млн м3. Недостаток подземных
    нефтехранилищ — необходимость предотвращения
    накопления воды в подземных выработках
    из-за фильтрации грунтовых вод.

    Оцените статью
    Реферат Зона
    Добавить комментарий