Главная / Образцы дипломных работ

Реконструкция промысловых трубопроводов суторминского нефтегазового месторождения

Внимание: Акция! Курсовая работа, Реферат или Отчет по практике за 10 рублей!
Только в текущем месяце у Вас есть шанс получить курсовую работу, реферат или отчет по практике за 10 рублей по вашим требованиям и методичке!
Все, что необходимо - это закрепить заявку (внести аванс) за консультацию по написанию предстоящей дипломной работе, ВКР или магистерской диссертации.
Нет ничего страшного, если дипломная работа, магистерская диссертация или диплом ВКР будет защищаться не в этом году.
Вы можете оформить заявку в рамках акции уже сегодня и как только получите задание на дипломную работу, сообщить нам об этом. Оплаченная сумма будет заморожена на необходимый вам период.
В бланке заказа в поле "Дополнительная информация" следует указать "Курсовая, реферат или отчет за 10 рублей"
Не упустите шанс сэкономить несколько тысяч рублей!
Подробности у специалистов нашей компании.

Код работы:	K006514
Тема:	Реконструкция промысловых трубопроводов суторминского нефтегазового месторождения

Содержание

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НОЯБРЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА (ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО

ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра Транспорт и технологии нефтегазового комплекса

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ

Заведующий кафедрой ТТНК

____________ Козлов А.В.

«____» _____________ 2016г.

РЕКОНСТРУКЦИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ СУТОРМИНСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к бакалаврской работе

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

НОРМОКОНТРОЛЕР:

РУКОВОДИТЕЛЬ:

ассистент

___________ ____________

____________ Моргунов А.А.

РАЗРАБОТЧИК:

студент группы__ЭОТбзу-13__

____________ Коджа Н.Г.

Ноябрьск, 2016

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НОЯБРЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА (ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра Транспорт и технологии нефтегазового комплекса

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой ТТНК

______________ Козлов А.В.

«______»_____________ 2016г.

ЗАДАНИЕ

на выпускную квалификационную работу (бакалаврскую работу)

Ф.И.О. обучающегося__Коджа Николай Георгиевич_________________________________

Ф.И.О. руководителя ВКР __Моргунов Алексей Алексеевич__________________________

Тема ВКР Реконструкция промысловых трубопроводов Суторминского нефтегазового___

месторождения________________________________________________________________

утверждена приказом по институту от ______________ № ______________

Срок предоставления законченной ВКР на кафедру «____» ______________ 2016г.

Исходные данные к ВКР __Характеристика района расположения участка магистрального нефтепровода, физико-химические свойства транспортируемого продукта, технические характеристики основного и вспомогательного оборудования_________________________

Содержание пояснительной записки

Наименование раздела (главы)

Количество

% от

Дата

листов

объема

выполнения

иллюстрированного

ВКР

материала

1. Общая часть

2. Расчетная часть

3. Технологическая часть

4. Безопасность и экологичность

проекта

Всего слайдов в презентационной части ВКР

____14____

Дата выдачи задания

____________

___________________________

(дата)

(подпись руководителя )

Задание принял к исполнению

____________

___________________________

(дата) (подпись обучающегося )

РЕФЕРАТ

данном проекте рассмотрен способ увеличения добычи нефти путем проектирования нефтегазосборных коллекторов на Суторминском месторождении от новых кустовых площадок. Также рассмотрен расчет надземного перехода на прочность и устойчивость и подбор сепаратора.

проекте учтены требования нормативной документации представленной

списке использованных источников.

Проект представлен в виде пояснительной записки и графической части.

Объём пояснительной записки -81

Количество иллюстраций - 11

Количество таблиц - 8

Количество использованных источников - 22

Графическая часть представлена на 14 слайдах, оформленных в соответствии с действующими нормативно – техническими документациями.

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись Дата

Разраб.

Коджа Н.Г.

Лит.Лист

Листов

Провер.

Моргунов А.А.

Реферат

Консульт.

ТИУ ЭОТбзу-13

Н. Контр.

Утверд. Козлов А.В,

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 7

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 9

1.1 Характеристика района строительства 9

1.2 Описание объекта 12

1.3 Климатическая характеристика района 12

1.4 Обоснование реконструкции 13

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 15

2.1 Расчет трубопроводов на прочность 15

2.1.1 Определение толщины стенки 15

2.1.2 Расчёт нефтепровода на прочность 17

2.2 Гидравлический расчет 20

2.2.1 Гидравлический расчет нефтесборной сети 20

2.2.2 Гидравлический расчет напорного трубопровода от ДНС -2 до ЦПС 25

2.3 Расчет надземного перехода трубопровода на прочность и продольную

устойчивость 27

2.4 Технологический расчет сепаратора 32

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 35

3.1 Основные технические решения труб 35

3.2 Узлы запорная арматура 36

3.3 Выбор труб 39

3.4 Конструктивные решения по прокладке трубопроводов 41

3.4.1 Основные решения по прокладке 41

3.4.2 Переходы трубопроводов через автомобильные дороги 44

3.4.3 Прокладка трубопроводов через коридоры коммуникаций 45

3.4.4 Переходы через водотоки 46

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Из м. Ли с т

№ докум.

ПодписьДата

Разраб.

Коджа Н.Г.

Лит.Лист

Листов

Провер.

Моргунов А.А.

Реценз.

СОДЕРЖАНИЕ

Н . Контр.

ТИУ ЭОТбзу-13

Утвержд. Козлов А.В.

4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 49

4.1 Безопасность проекта 49

4.1.1 Обеспечение безопасности труда 49

4.1.2 Средства индивидуальной защиты 52

4.1.3 Пожаробезопасность 53

4.1.4 Электробезопасность 57

4.2 Экологичность проекта 58

4.2.1 Влияние проводимых работ на окружающую среду 58

4.3 Оценка факторов, определяющих величину ущерба ОПС при авариях на неф -

тегазосборных трубопроводах 59

4.4 Организация ликвидации аварийных разливов нефти 65

4.5 Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие

аварии 69

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 73

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 74

Приложение I 77

Приложение II 78

Приложение III 79

Приложение IV 80

Приложение V 81

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

ВВЕДЕНИЕ

Важнейшая особенность сырьевой базы нефти Западной Сибири заключа-ется в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Главный фактор — высокая концентрация запасов в крупных и крупнейших месторож - дениях.

С Западно-Сибирской равниной связаны крупнейшие в стране месторожде-ния нефти и природного газа (Западно-Сибирский нефтегазоносный район). Здесь выявлено свыше 500 месторождений горючих полезных ископаемых, в которых содержится свыше 60% российских запасов нефти и до 90% природ - ного газа. Важнейшие нефтяные месторождения сосредоточены в Ханты - Мансийском (Самотлорское, Мегионское, Салымское, Мамонтовское, Уеть - Балыкекое и другие), а природного газа — в Ямало-Ненецком автономном ок-руге (крупнейшие в мире Уренгойские и Ямбургское месторождения, а также Медвежье около г. Надым, Заполярное и др.).

Суторминское нефтегазовое месторождение расположено на Западной Си - бири на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) в Пуров-ском районе южной части Губкинского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

На месторождении добывается нефть, попутный нефтяной газ, ведется до-быча природного газа, который используется для собственных нужд на газо-турбинных электростанциях для выработки электроэнергии.

эксплуатации находятся:

высоконапорные водоводы;

-напорные нефтепроводы; -

пятнадцать ДНС; -

тринадцать КНС;

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Из м. Ли с т

№ докум.

ПодписьДата

Разраб.

Коджа Н.Г.

Лит.Лист

Листов

Провер.

Моргунов А.А.

Реценз.

ВВЕДЕНИЕ

Н. Контр.

ТИУ ЭОТбзу-13

Утвержд. Козлов А.В.

автомобильные дороги;

линии связи, электропередач.

Так же в эксплуатации находятся кусты с добывающими и нагнетательны - ми скважинами, разведочные скважины, нефтегазосборные сети от кустов и скважин до действующих ДНС, ЦПС.

Годовая добыча Суторминского месторождения составляет около 4 млн тонн.

Общая протяженность нефтесборных трубопроводов составляет порядка 800 км., систем низко- и высоконапорных водоводов около 900 км.

Целью настоящего дипломного проекта является разработка кустов сква-жин для увеличение производительности месторождения.

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района строительства

В административном отношении район изысканий по объекту «Реконст-рукция промысловых т? рубопроводов Суторминского место? рождения в связи с

его расширением» находится в Пуровском районе Ямало-Нененецкого авто-номного округа Тюменской области России, а в географическом отношении расположен в верхнем течении левобережья реки Пяку-Пур лесной зоны (се-ве? рная тайга).

Для лесной зоны северной тайги характерно значительное расчленение рельефа, извилистые и слабо извилистые реки.

Район характеризуется исключительно высокой степенью заболоченности и обводненности. На долю болот здесь приходится в среднем 60 % площади, на долю озер? – 5-12 %.

Вдоль речной сети на дренированных песчаных грунтах произрастают? со-сновые лишайниково-зеленомощные леса, более увлажненные участки покры-

ты лесами березово? -сосновыми с лиственницей. Почвы здесь преимуществен-но подзолисто-элювиально-глеевые.

Обилие осадков при малых потерях? на испарение благоприятствует? разви-

тию процессов повер? хностного стока, а плоский рельеф и малые уклоны за-медляют, растягивают во времени эти процессы, об? уславливают слабое разви-

тие эрозии, неблагоп? риятные условия дренирования? . Все это приводит к раз-

витию заболоченности, к формированию многочисленных рек, протекающих в неглубоких, но широких долинах с обширными поймами. Озера имеют широ-кое распространение, часто являясь внут? риболотными и, как правило, мелкими

короткими

протоками?

объединяясь

отдельные

озе? рные

системы,

сл? ужат ис-

током

многих

рек и

ручьев.

Болота занимают водораздельные пространства, образуя значительные по

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Из м. Ли с т

№ докум.

ПодписьДата

Разраб.

Коджа Н.Г.

Лит.Лист

Листов

Провер.

Моргунов А.А.

Реценз.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Н. Контр.

ТИУ ЭОТбзу-13

Утвержд. Козлов А.В.

размерам болотные системы. Суходолы, покрытые смешанным лесом с преоб - ладанием сосны, местами ели, кедра и лиственницы, приурочены преимущест - венно к рекам, хотя встречаются и на водораздельных пространствах среди болот в виде минеральных островов .

Исследуемый район расположен в зоне бугристых болот, поэтому от 40 до

95 % площади болот этого района относится к бугристым и лишь от 5 до 60 %

к олиготрофным сфагновым болотам. Характерной особенностью бугристых болот является наличие многолетнемерзлого слоя на повышенных элементах мезорельефа – буграх. Торфяная залежь в пониженных элементах мезорельефа

(топях, ложбинах) в теплый период оттаивает полностью. Глубина и интен - сивность оттаивания бугристых болот в значительной степени определяется метеорологическими условиями конкретных лет. В средние по температурным условиям годы (по сумме среднесуточных температур воздуха) глубина оттаи - вания торфяной залежи на буграх составляет около 50 см. Мощность торфяной залежи на бугристых болотах рассматриваемого района в среднем составляет 1 м, а максимальная – 3,3 м, олиготрофных (талых) – соответственно 1,1 м и 2,6 м.

Озера в плане имеют самую разнообразную форму. Преобладающие пло-

щади зеркала их варьируют от 0,005 до 2,2 км2. Независимо от размеров, почти все внутриболотные водоемы имеют сходную морфологию, которая характе-ризуется слабым врезом озерной котловины, имеющей блюдцеобразную фор-му, без четко выраженных повышений и понижений дна, чаще всего торфяно-го. Глубины озер колеблются в пределах от 0,5 до 1,50 м, дно сложено разжи - женным торфом мощностью 0,5-1,0м. Берега низкие.

Река Пульпуяха является притоком р. Харучейяха и впадает в нее справа на 5 км от устья. Общая длина реки 84 км. Долина реки трапецеидальная. Пойма двухсторонняя, покрыта кустарником и смешанным лесом (сосна, бере-за), заболоченная, шириной 500 м.

Берега реки обрывистые задернованные. Высота берегов около 1,5 м. Русло однорукавное, в плане средней извилистости, имеет сужения и расширения, на

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

отдельных участках захламлено древесной растительностью, шириной 5,0 м, глубиной 1,0 м. Средняя скорость течения в русле 0,10 м/с.

Ручей б/н (ПК 7+33-7+35) берет начало из озера б/н и впадает в р. Пульпуяха справа на 73,8 км от устья. Общая протяженность ручья б/н

0,52 км. Ручей пересекается трассой нефтегазосборных сетей в районе ДНС -2 (К-49-ДНС-2) на 0,13 км от устья.

Долина ручья б/н трапецеидальной формы.

Пойма двухсторонняя, залесенная, покрытая смешанным лесом (сосна, кедр, береза), шириной 235 м.

Рисунок 1 - Пойма р. Хадытаяха

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

1.2 Описание объекта

Суторминское нефтяное месторождение открыто в 1979 году.

На момент разработки на Суторминском месторождении находятся в эксплуа-тации ЦПС, ДНС, напорные нефтепроводы.

В эксплуатации находятся кусты с добывающими и нагнетательными сква-жинами, разведочные скважины, нефтегазосборные сети от кустов и скважин до действующих ДНС, ЦПС.

Также действует система поддержания пластового давления (ППД) с цен-трализованными КНС и системой высоконапорных водоводов до кустов с на-гнетательными скважинами.

Построены и функционируют объекты инфраструктуры, автомобильные дороги, линии связи, телемеханики и электропередач.

1.3 Климатическая характеристика района

Географическое положение территории определяет ее климатические осо-бенности. Наиболее важными факторами формирования климата является за-падный перенос воздушных масс и влияние континента. Взаимодействие этих двух факторов обеспечивает быструю смену циклонов и антициклонов над рассматриваемой территорией, что способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам. Вследствие огражденности с запада Уральскими горами и не-защищенности с севера и юга, над территорией осуществляется меридиональ-ная циркуляция, в результате которой периодически происходит смена холод - ных и теплых воздушных масс, что вызывает резкие переходы от тепла к хо - лоду.

Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето короткое, теплое. Короткие переходные сезоны - осень

весна. Наблюдаются поздние весенние и ранние осенние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток.

Среднегодовая температура воздуха минус 6,5°С, средняя температура воз-духа наиболее холодного месяца января минус 25,1°С, а самого жаркого июля

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

+15,8°С. Абсолютный минимум температуры приходится на февраль минус 55°С, абсолютный максимум - на июнь-июль +36°С. Продолжительность без-морозного периода 87 дней, устойчивых морозов 189 дней. Средняя многолет - няя дата первого заморозка осенью 2.IX, последнего весной - 6.VI.

Осадков в районе выпадает много, особенно в теплый период с апреля по октябрь 375мм, за холодный период с ноября по март выпадает 123мм, годовая сумма осадков 498мм. Соответственно держится высокая влажность воздуха, средняя относительная влажность в течение года изменяется от 68% до 86%.

Снежный покров образуется 12.X, дата схода 23.V. Сохраняется снежный покров 224 дня. В течение года преобладают ветры северо-западного и южно-го направления. В январе - юго-западного и южного, а в июле - северо-западного и северного направления. Среднегодовая скорость ветра 3,7м/c, средняя за январь - 3,4м/c и средняя в июле - 3,5 м/c, максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь - 5,0 м/c и минимальная из средних ско-ростей ветра по румбам за июль - 0 м/c. Наибольшая скорость ветра 5% обес-печенности 27 м/с.

мая по октябрь наблюдаются гололедно-изморозевые явления. В среднем за год наблюдается 2 дня с гололедом и 38 дней с изморозью.

Приход тепла (солнечной радиации) на горизонтальную поверхность в июле

при безоблачном небе (

прямая

) 6358 вт/м2 за сутки, при ее среднесуточном

рассеянная

1302

значении 319 вт/м2(65°с.ш.) [СНиП 2.01.01-82].

3872

вт/м2

То же, но на вертикальную поверхность южной ориентации 1426

при ее среднесуточном значении 221 вт/м2 (65°с.ш.) [СНиП 2.01.01-82].

То же, но восточной

и западной ориентации 1340

3822 , при среднесуточной

215вт/м2 (65°с.ш.) [СНиП 2.01.01-82].

Барометрическое давление в теплый период года по метеостанции Тарко-Сале составляет 1000 гПа.

1.4 Обоснование реконструкции

Данное месторождение было открыто в 1979году, поэтому необходимо учитывать изменяющиеся во времени условия эксплуатации трубопрово-

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

дов: изменение объемов перекачиваемого продукта, изменение температуры, воздействие коррозии.

В данное время на Суторминском месторождении находятся в эксплуата-ции ЦПС, ДНС, напорные нефтепроводы.

Так же в эксплуатации находятся кусты с добывающими и нагнетательны - ми скважинами, разведочные скважины, нефтегазосборные сети от кустов и скважин до действующих ДНС, ЦПС. Общая протяженность нефтесборных трубопроводов составляет порядка 800 км., систем низко- и высоконапорных водоводов около 900 км.

Также действует система поддержания пластового давления (ППД) с цен - трализованными КНС и системой высоконапорных водоводов до кустов с на-гнетательными скважинами.

Построены и функционируют объекты инфраструктуры, автомобильные дороги, линии связи, электропередач.

ходе недавней разведки на месторождении были выявлены остаточные запасы. В связи с этим было принято решение пробурить дополнительные скважины. Скважины располагаются на кустовых площадках К -60, К-60б и К-

Поэтому необходимо провести проектирование нефтегазосборных коллек -

торов от кустовых площадок до существующий ДНС-2, а также построить пе-реход через речку и напорный нефтепровода от ДНС-2 до ЦПС.

Сбор продукции скважин осуществляется по нефтегазосборным сетям на существующие ДНС.

Центральный пункт сбора предназначен для приема продукции, поступаю - щей от ДНС, аварийного хранения, учета товарной нефти.

После замерных установок газожидкостная смесь под собственным давле-нием по нефтегазосборным сетям транспортируется на ДНС, где производится сепарация нефти от газа и частичное обезвоживание. Частично подготовленная нефть насосами ДНС транспортируется на Суторминский и Муравленковский ЦПС.

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчёт трубопроводов на прочность

2.1.1 Определение толщины стенки

Толщину стенки определяем по методике описанной в СНиП 2.05.06-85. Определим толщину стенки для трубопроводов от К-60 и от К-60Б, К-70 до ДНС-2 и от ДНС-2 к ЦПС.

???

n ? P ? Dн

(2.1)

2 ? ?R1 ? n ? P?

где n —коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему давлению в трубопроводе, принимаем по таблице 13* пункт 8 СНиП 2.05.06-85 (n=1,15);

P— рабочее (нормативное) давление, МПа; (4МПа);[1] DH— наружный диаметр трубы, мм

R1— расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; ? - толщина стенки трубопровода мм.

R ?

? m

? K Н

(2.2)

где m—коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1 пункт 8;

k1—коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблице 9;

kн—коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице 11. [2]

R1н - Нормативные сопротивления растяжению.

R ? 470 ? 0, 9 ? 272, 9МПа

1, 55 ? 1 1,15 ? 4 ? 114

??? 2?272, 9 ? 4 ? 1,15? ? 0, 9448мм

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Из м. Ли с т

№ докум.

Подпись Дата

Разраб.

Коджа Н.Г.

Лит.Лист

Листов

Провер.

Моргунов А.А.

Реценз.

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Н. Контр.

ТИУ ЭОТбзу-13

Утвержд. Козлов А.В.

? пр N ? ? ? E ???t ? ?

n ? P ? Dвн

……

…….(2.3)

2?н

?—коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1; Е— переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

t—расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при

нагревании, °С;[3]

?—переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент

Пуассона);

n— обозначение то же, что в формуле (2.1); р— обозначение то же, что в формуле (2.1);

DBH —внутренний диаметр;

?Н—толщина стенки;

?i—интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая по формуле:

?пр N ???12 ? 10 ?6 ? 2,1 ? 10 5 ? 65 ? 0, 3 1,15? ? 4 ? 102 ???78,81МПа 2 0, 9448

Так как продольное осевое сжимающее напряжение отрицательное, то следует пересчитать толщину стенки трубопровода по формуле (2.1)

?1— коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

?1?? 1 ? 0, 75 ?

пр. N

? ? 0, 5

пр.N

(2.4)

где ?пр.N— продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

?78,81

??2

?78,81

?1??1 ? 0, 75 ?

? ? 0, 5

? 0,8238

? 272, 9

272, 9

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

1,15 ? 4 ? 114

??? 2 ?272, 9 ? 0,8238 ? 4 ? 1,15? ?1,14мм

Толщину стенки приминаем 6мм.

2.1.2 Расчёт нефтепровода на прочность

Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия

| ? пр.N |? ?2 R1 ,

(2.5)

где ?пр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

?2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (?пр.N ? 0), прини-маемый равным единице, при сжимающих (?пр.N < 0) определяемый по форму-ле

? ?

??2??? 1 ? 0, 75 ?

кц

? ? 0, 5

кц

(2.6)

? R1 ?

?кц - кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа, опре-деляемые по формуле (13.8)

– принятая толщина стенки трубы, мм.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных

наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям

н .

а) | ? пр

? 3

(2.7)

0,9k н

? н

R н .

б) кц

0,9k н

(2.8)

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

где

Rн =?

(предел текучести стали), МПа; пр - максимальные (фибровые)

суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые по формуле

? ?E t ?

(2.9)

?пр

? ??кц

- коль-

где R - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, м;

кц

цевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле

?кцн ? pDвн ?

4 ? 102 ? 34МПа

(2.10)

2?н

2 ? 6

?3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла

труб; при растягивающих продольных напряжениях ( ? пр

? 0) принимаемый

равным единице, при сжимающих ( ? прн ? 0) - определяемый по формуле

? ? кцн ?

? кц

(2.11)

?3 ? 1 ? 0,75

? 0,5

R2н

? 0,9k

0,9k

Определим внутренний диаметр трубопровода, исходя из принятой толщи-ны стенки

Dвн = Dн ? 2??

(2.12)

Dвн

= Dн ? 2?? = 114 - 2?6 = 102 (мм).

Продольное осевое сжимающее напряжение

? пр

N ???12 ? 10 ?6 ? 2,1 ? 10 5 ? 65 ? 0, 3

1,15 ? 4 ? 102 ???152, 07МПа

2 ? 6

Кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления

? прDвн

кц

(2.13)

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

1,15 ? 4 ? 102

? ?

? 39,1МПа

кц

2 ? 6

Т.к. ?пр.N ? 0, то

39,1

??2??? 1 ? 0, 75 ?

? ? 0, 5

? 0, 92

? 272, 9

272, 9

?2 R1 ? 0, 92 ? 272, 9 ? 251, 24

152,07 < 251,24 ? условие прочности трубопровода выполняется. Выполним проверку на недопустимость пластических деформаций. Коль -

цевые напряжения от нормативного (рабочего) давления

??н ? pDвн ? 4 ? 102 ? 34МПа

кц

2?н2

? 6

Максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубо-

проводе от нормативных нагрузок и воздействий

EDн

?????кц ? ? E ?t ?

(2.14)

1) пр

??н

? 0, 3 ? 34 ? 163,8 ?

2,1 ? 105 ?114

???47, 48МПа

пр

2 ? 1000 ? 114

EDн

пр ? ?? кц ? ? E ?t ?

(2.15)

? н

? 0, 3 ? 34 ? 163,8 ?

2,1 ? 10 5114

???253, 48МПа

пр

2 ? 1000 ? 114

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла

труб

? 1 ? 0, 75 ?

??? 0, 5

? 0, 962

0.9

0, 9

? 338 ?

338

? 0, 9 ? 1 ? 0, 9 ? 1

Предел текучести стали ?

= Rн = 338 МПа, тогда

? m

0, 9

? 0, 962

338 ? 325,156 (МПа), при ? прн < 0, ?3 = 0,962.

3 0, 9 kн R2

0, 9 ? 1

Лист

БР.21.03.01.10а.415.2016.00.ПЗ

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

а)

|-47,48| < 325,31

|-253,48| < 325,31

б)

< 338

Оба условия недопустимости пластических деформаций выполняются. Аналогичным образом рассчитываются остальные участки. Результаты

всех гидравлических расчетов нефтесборной сети приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Результаты гидравлических расчетов нефтегазосбор-ной сети

Расчет.

Мак.

Марка

Коэф.

Коэф-

Коэф.

Расчет-

При-

труб-

давлен.,

темп

стали

безо-

услов.

фици-

пере

ная

нятая

да,

толщи-

МПа

еp

пас-

pаботы

ент на-

грузки

тол-

мм

пеpе

ности

тpубо-

деж

рабоче-

на

щина

пад

по ма-

прово-

ности

го

стенки,

стен-

те-

да,

Кн

давле-

мм

ки, мм

риалу

ния

в трубо-

про

водах,

114

09Г2С

1,55

0,9

1,0

1,15

0,9

6,0

159

09Г2С

1,55

0,9

1,0

1,15

1,3

8,0.......................

Для получения полной версии работы нажмите на кнопку "Узнать цену"

Узнать цену

Каталог работ

Похожие работы: