Задачи по курсу основы нефтяного и газового дела

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра Промышленной теплоэнергетики
ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ДЕЛА
Методические указания и контрольные задания
для студентов дневной и заочной формы обучения специальности:
140104 – Промышленная теплоэнергетика
Тюмень 2006
Методические указания подготовлены д.т.н. Степановым О.А. предназначены студентам специальности ПТ по дисциплине основы нефтяного и газового дела''.
стр.______
Рецензент д.т.н. профессор
Моисеев Б.В.
Учебно-методический материал обсужден и утвержден на заседании
кафедры ПТ.
Протокол №_____от_______2006 г.
Тираж
экз.
Зав. кафедрой ПТ
Степанов
О.А.
Учебно-методический материал утвержден УМС университета
Протокол № _____от_____2006 г.
ОБЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ
Целью дисциплины является ознакомление студентов с основами
геологии месторождений нефти и газа и разведкой месторождений, их
разработкой включающей в себя бурение скважин, обустройство месторождений изучение способов и подготовки нефти и газа к дальнейшему
транспорту.
Также рассматриваются различные способы транспорта и хранения
нефти и газа и системы распределения нефти, нефтепродуктов и газа. Показать студентам где и как используются различные теплоэнергетические.
процессы, основные законы теплообмена и термодинамики на различных
этапах всей цепочки использования нефти и газа от месторождения до отпуска конечных продуктов потребителям. Методические указания составлены в соответствии с разработанной учебной программой по дисциплине.
Практические занятия предназначены для ознакомления студентов с прикладной частью дисциплины, закрепление полученных теоретических знаний и осуществления самоконтроля и контроля усвоения материала. Вариант самостоятельного задания студент выбирает по последней цифре зачетной книжки (для студентов заочной формы обучения контрольная
включает в себя решение шести задач).
Для студентов дневной формы обучения решение задач осуществляется на практических занятиях. Ряд задач преподавателем предлагается для
самостоятельного решения.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ И КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
Краткие сведения из геологии:
Существуют различные гипотезы о происхождении нефти и газа, предполагающие неорганическое или органическое образование этих полезных
ископаемых. Следует ознакомиться с ними и обратить внимание на аргументацию. География размещения эксплуатируемых месторождений нефти и газа определила историю развития и состояние нефтегазовой промышленности, что следует учитывать при рассмотрении расположения
нефтяных и газовых месторождений на территории СНГ.
Задачи, стоя-
щие перед работниками нефтегазовой отрасли, определяют перспективы
ее развития, а также квалификацию специалистов, занимающихся управлением и контролем технологических процессов нефтегазодобычи.
Расположение нефтяных и газовых месторождений и потребителей
обусловило схему трубопроводного транспорта углеводородного сырья.
Развитие нефтегазотранспортных систем тесно связано с внедрением в
производство высокоэффективной техники, с использованием прогрессивной технологии по перекачке газа и нефти. Поскольку нефтяная и газовая
промышленность является одной из важнейших базовых отраслей стран
СНГ, то в ее развитии заинтересованы все члены содружества, что подтверждается работами проектных, исследовательских и учебных институтов этих стран.
Состав и свойства нефти и природных газов.
Предельные углеводороды при нормальных условиях в зависимости от
числа атомов углерода в молекуле углеводорода могут находиться в трех
агрегатных состояниях: газы-углеводороды, содержащие в молекуле до
четырех атомов углерода
(от СН4 до C4H10); жидкости-углеводороды,
имеющие от 5 до 17 атомов углерода (от С5Н12 до С17Н36); твердые - в
молекуле углеводорода содержится 18 и более атомов углерода, расположенных в одну цепочку
(от C18H38). Нефть и газ представляют собой
сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями не углеводородных компонентов. Состав нефти сложен и разнообразен, он может изменяться даже в пределах одной залежи. Свойства нефти
и газа, товарные качества этих продуктов определяются составом, вследствие чего регламентируются условия подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья.
Состояние любого вещества, в частности, нефти и газа, принято характеризовать величинами, которые называются параметрами состояния:
плотность или удельный объем тела, давление, температура. Параметры,
определяющие состояние нефти и газа, находятся в определенной зависимости между собой. При добыче и транспорте нефти и газа приходится
иметь дело с процессами сжатия, расширения, охлаждения, нагревания и
т.д., в результате которых изменяется плотность тел при сохранении постоянства массы. Природный газ представляет собой смесь, состоящую из
нескольких одинаковых газов. Плотность или удельный объем смеси определяются по уровням смеси (закону аддитивности):
n
см
i
ri
(1)
i 1
где ρсм – плотность смеси кг/ м3;
ρi, – плотность iго компонента, ri объемная (мольная концентрация….) в
смеси.
Для реального газа уравнение состава имеет вид:
pv = ZRT
(2)
где p,v – соответственно давление и удельный объем; R – характерная
газовая постоянная; T – температура, 0К; Z – фактор (коэффициент) сжимаемости газа, определяется либо по уравнениям, либо по номограмме
(приложения) в зависимости от приведѐнных параметров:
где
Р
;
Кр
Т
Т кр
– отношение соответственно давления и темпера-
туры газа, к критическим параметрам давления и температуры (принимаемая по справочной температуре). Для метана –
Ркр = 0,1773 (26,83 – ρст)
(3)
Ткр = 156,2 (0,5640 + ρст)
(4)
Z = 1 – 0,0241
(5)
Для газа такие изменения значительны, а поскольку плотность изменяется только в связи с изменением объема тела, то при расчетах его состояния удобнее оперировать понятием удельного объема, обратно пропорционального плотности.
Зависимость между параметрами газа аналитически выражается уравнением состояния.
Нефть при изменении давления и температуры может увеличиваться
или уменьшаться в объеме. Повышение давления незначительно влияет
на объем нефти и нефтепродуктов, например, при повышении давления от
0,1 до 10 МПа, объем керосина уменьшается лишь на 0,6%, а воды на
0,5%.
Поэтому чаще всего в расчетах нефти считаются несжимаемые и
оперируют понятием плотности. Плотность измеряют в лабораторных условиях при температуре 293 К. При других температурах плотность рассчитывают по аналитическим зависимостям.
При испарении нефти в закрытом пространстве через некоторое время
пары насытят его, т.е. число испаряющихся и число конденсирующихся
молекул выравнивается, и количество молекул жидкости в пространстве
будет максимальным. При этом в пространстве над жидкостью устанавливается давление, называемое давлением насыщенного пара жидкости.
Чем выше температура, тем больше давление насыщенного пара и, когда
оно начинает превышать внешнее давление, жидкость начинает кипеть пары образуются во всем ее объеме. С увеличением давления температуры кипения возрастает, а с уменьшением - понижается. Понятие давления
насыщенного пара способствует объяснению такого вредного явления, как
кавитация.
Существуют две распространенные модели жидкости. Первая из них
предполагает, что в жидкости при движении нет касательных напряжений.
Это модель идеальной жидкости. Вторая модель учитывает появляющиеся
при движении касательные напряжения. Это модель вязкой жидкости, к
которой относят нефть и нефтепродукты. Вязкость-свойство присущее как
жидкостям, так и газам. С повышением давления вязкость жидкостей увеличивается» но такая зависимость существенна только при больших перепадах давления, измеряемых десятками мегапаскалей. Во всех других случаях влияние давления на вязкость можно не учитывать. При увеличении
температуры вязкость нефти заметно уменьшается. Следует отметить, что
вязкость газов увеличивается с ростом температуры. Пока жидкость не
движется, вязкость не проявляется, при движении необходимо учитывать
силы трения, которые появляются из-за вязкости и подчиняются закону
Ньютона. Однако, существуют и такие жидкости, в которых силы трения
возникают уже в состоянии покоя при их стремление прийти в движение.
Такие жидкости называются неньютоновскими или аномальными. К ним
можно отнести нефти и нефтепродукты при температурах, близких к температурам их застывания, масляные краски и смазочные масла при низких
температурах, коллоидные растворы, глинистый раствор, употребляемый
при бурении скважины и др.
ЗАДАЧИ ПО КУРСУ ОСНОВЫ
НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ДЕЛА
Тема 1(занятие 1) Построение графиков, циклограмм, монограмм
различного вида по статистическим данным добычи,
транспортировки потребления нефти и газа и т.п.
Исходные данные:
Таблица 1
Основные социально – экономические характеристики ТЭК
Годы
1995
1997
1999
2001
2002
Доля ТЭК в промышленно – производственных фондах промыш- 39.6 42.2
43.4
45.4
59.0
**
ленности, %
Структура
промышленно100.0 100.0 100.0 100.0 100.0
производственных фондов ТЭК, %:
электроэнергетика
40.1 48.2
56.3
53.2
57.4
нефтедобывающая
про39.2 30.6
31.0
34.2
34.4
мышленность
нефтеперерабатывающая
4.1
5.0
4.9
5.3
3.6
промышленность
газовая промышленность
9.0
9.0
2.6*
2.5*
1.9*
угольная промышленность
7.6
7.2
5.2
4.6
2.7
Занятость в РФ, всего, млн. чел.
66.4 64.7
64.0
64.7
65.8
**
Доля ТЭК, %
2.3
2.6
2.6
2.7
2.5
Экспорт всего млрд. долл.
72.9
99.2
182.4
в том числе ТЭК:
31.3
53.6
102.5
уголь и кокс
0.4
1.1
2.8
нефть и нефтепродукты
18.0
30.5
77.3
природный газ
12.7
21.8
21.9
электроэнергия
0.15
0.15
0.45
Доля ТЭК в экспорте, %
42.9
54.0
56.2
Поступления в бюджет, млрд. руб.
1007.5 1461.0 1696.1
в том числе ТЭК
232.5 644.7 662.6
электроэнергетика
30.2
91.9
105.1
топливная промышлен127.0 348.0 503.1
ность
нефтедобыча
85.9
204.4 327.5
нефтепереработка
16.1
60.7
86.0
добыча газа
17.9
64.7
74.4
добыча угля
5.6
15.9
15.2
трубопроводный
порт
Доля ТЭК, %
транс-
75.2
204.7
50.8
23.1
44.1
39.0
* – С 1999 г. ОАО «Газпром» входит не в категорию промышленных субъектов, а в категорию «Торговля и услуги», поэтому данные по его промышленно-производственным фондам отсутствуют.
** – без трудового транспорта.
Таблица 2
Добыча нефти и газового конденсата, млн. т
Годы
Всего:
в том числе
нефть
газовый
конденсат
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2001 2002 2003
515.9 399.5 317.8 301.2 303.4 323.6 348.1 380.0 421.0
505.7 390.0 310.0 292.9 294.1 313.2 337.0 367.0 408.0
10.2
9.5
7.7
8.3
9.3
10.4
11.1
12.6
13.7
Таблица 3
Объем нефтепереработки, млн. т
Годы
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2001 2002 2003
Объем обработ297.8 257.8 186.2 175.9 163.7 173.8 178.4 185.0 190.0
ки, млн. т.
Использование
среднегодовой
87.0 82.7 55.7 62.0 62.7 61.9 70.6 73.2* 75.2*
мощности, %
Глубина перера65.2
61.1 62.7 64.5 70.8 71.0 70.0 70.09
ботки, %
* – оценка
Таблица 4
Добыча природного газа, млрд. м
Годы
1990 1992 1994 1996
199
8
3
2000
200
200
200
1
2
3
Добыча газа
640.6 640.5 606.8 601.0 591.1 583.9 581.0 595.0 620.0
в том числе:
природно602.1 608.2 581.1 575.4 564.4 555.1 550.8 563.0 581.0
го
попутного 38.5 32.3 25.6 26.1 26.7 28.7 30.2 32.0 39.0
из них:
В
западной 581.
Сибири, %
3
576.
4
550.
0
547.
7
536
507.
0
49.7 50.9 90.7
Таблица 5
Добыча и переработка угля, млн. т
Годы
Всего
в том числе
открытой добычи, %
По видам угля:
каменный
уголь
в том числе:
коксующий
уголь
бурый уголь
1990
1992
1994
199
199
200
200
200
200
6
8
0
1
2
3
395.4 335.8 271.3 255.0 232.3 258.3 269.6 256.0 277.0
55.5
56.3
56.1
60.8
64.4 645.2 64.8
65.6
66.1
256.8 210.4 176.1 165.7 153.5 170.7 187.0 182.0 197.0
93.1
71.2
56.5
54.9
52.1
61.0
64.8
63.8
69.7
138.
6
125.
4
95.2
89.3
78.8
83.5
79.3
74.2
79.4
Переработка
угля:
На
обогати172.
тельных фаб1
риках
в том числе
82.3
для коксования
132.
2
106.
9
97.2
86.0
98.9
99.7
94.2
66.5
54.3
56.2
51.6
63.6
67.0
65.9
Таблица 6
Структура перевозок топлива, %
Годы
Железнодорожный транспорт
в том числе:
уголь
кокс
нефтяные грузы
Морской транспорт
в том числе:
уголь и кокс
нефтяные грузы
199
199
199
199
199
200
200
200
200
0
2
4
6
8
0
1
2
3
100
100
100
100
100
100
100
100
100
18.1 19.6 23.9 25.7 25.3 23.4 24.2 22.4 22.5
0.6 0.7 0.7 0.8 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
11.5 12.9 14.8 16.2 16.4 14.8 15.0 16.5 17.8
100
100
100
100
100
100
100
100
100
14.6 11.5 13.9 10.0 7.8 9.4 7.5 5.0 7.1
42.7 42.1 16.7 40.8 48.3 37.0 32.4 38.5 37.9
Внутренний водный транспорт
в том числе:
уголь и кокс
нефтяные грузы
Магистральные
трубопроводы
в том числе:
Нефть
Нефтепродукты
газ
100
100
100
100
100
2.6
5.9
3.6
6.7
5.0
9.2
4.8 4.3 3.3 3.0 2.7
10.0 10.3 11.1 12.0 14.5
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
45.2 40.3 37.4 36 35.7 35.5 37.5 40.0 42.7
5.5 4.3 2.3 2.6 2.6 2.8 2.9 2.9 1.4
49.5 55.4 60.3 61.4 61.6 61.7 59.6 57.1 55.9
Таблица 7
Основные показатели работы электроэнергетики
Годы
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2001 2002 2003
Установленная
мощность электростанции
на 213.3 12.0 214.9 214.5 214.1
конец года, млн.
кВт:
ТЭС
149.7 148.4 149.7 149.1 148.7
ГЭС
43.4 43.4 44.0 44.1 44.1
АЭС
20.2 20.2 21.2 21.3 21.3
Производство
электроэнергии, 1082.11008.4 875.9 847.2 826.1
млрд. кВт ∙ ч:
ТЭС
797.0 716.2 601.1 583.5 563.7
*
ГЭС
166.8 172.6 177.0 155.1 158.9
АЭС
118.3 119.6 97.8 108.8 103.5
Удельный расход топлива на
311.9 310.5 309.7 344.9** 342.8
ТЭС РФ,
г у. т./кВт ∙ ч
214.0 214.8 214.9 216.0
148.9 147.4 147.4 148.0
43.9 44.7 44.8 45.2
21.2 22.7 22.7 22.7
876.0 891.3 891.0 916.0
580.6 578.5 585.0 608.0
164.6 175.9 164.0 158.0
130.8 136.9 142.0 150.0
342.7 338.5 338.0 335.0
* – включая гидроаккумулирующие станции и станции, работающие вне
энергосистемы
** – с 1996 г. изменена методика расчета удельного расхода топлива на
отпуск 1 кВт ∙ ч и 1 Гкал
Таблица 8
Степень освоения технического гидроэнергетического
потенциала России.
Степень освоения техничеТехнический, гидроВыработка
ского потенРегионы
энергетический по- электроэнергии
циала дейсттенциал, млрд. кВт ГЭС, млрд. кВт
вующим ГЭС,
%
Россия, всего
1670
164.2
9.8
*
Европейская часть
229
54.3
2.3
в том числе:
Северный Кав53
8.1*
15.3
каз
Восточные ре1441
56.1*
3.9
гионы
в том числе:
Сибирь и Урал
757
53.0*
7.0
*
Дальний Восток
684
3.1
0.5
* – только гидроэлектростанции РАО ЕЭС России в 2002 г.
Таблица 9
Ресурсы нетрадиционных возобновляемых и
сточников энергии в России, млн. т. у.т./год
Виды ресурсов
Геотермальная энергия
Биомасса
Ветер
Солнце
Низкопотенциальное
тело
Всего
Валовой
потенциал
*
10 ∙ 103
26 ∙ 103
2.3 ∙ 106
Технический
потенциал
*
53
2 ∙ 103
2.3 ∙ 103
Экономический
потенциал
115**
35
10
12.5
525
105
31.5
2.3 ∙ 106
4583
270
* – по приближенным оценкам, ресурсы геотермальной энергии в верхней
толще Земли глубиной до 3 км составляют около 180 трлн. т у.т., а пригородные для использования – примерно до 20 трлн. т у.т.
** – в качестве экономического потенциала принята оценка запасов первоочередного освоения теплых вод и парогидротерм с использованием
геоциркулярной технологии.
Таблица 10
Сводный топливно-энергетический баланс, млн. т у.т.
Годы
Топливно-энергетические
ресурсы, всего
в том числе:
Производство топливноэнергетических ресурсов
в том числе:
нефть, включая газовый
конденсат
природный газ
уголь
прочие топливные ресурсы
гидроэнергия*
атомная энергия*
Прочие внутренние поступления, включая изменения запасов
импорт, всего
Распределение топливноэнергетических ресурсов,
всего
в том числе:
внутреннее потребление, всего
в том числе:
преобразование
в
*
другие виды энергии
нужды, включая потери при хранении,
транспортировке,
обогащении и др.*
экспорт, всего
в том числе:
нефть и газовый конденсат, млн. т
природный газ, млрд.
м3
уголь, млрд. т
электроэнергия,
млрд. кВт ∙ ч
1990
1996
1998
2000
2001
2002
1983.1 1421.6 1402.6 1457.5 1495.9 1539.5
1862.0 1395.5 1367.0 1421.1 1464.4 1513.2
738.3
430.8
431.0
459.3
497.8
539.6
737.5
273.3
694.1
170.7
679.7
150.2
671.3
165.7
668.2
172.2
684.1
162.8
19.2
8.8
18.3
27.6
19.5
27.1
54.5
39.2
55.7
35.4
54.9
32.9
56.2
41.0
60.8
46.7
55.5
44.1
-29.6
-3.2
8.1
-4.9
0.9
-3.3
150.7
29.3
27.6
41.3
30.6
29.6
1983.1 1421.6 1402.7 1457.6 1495.9 1539.5
1284.6
929.2
891.5
925.0
956.8
911.5
571.5
383.7
415.0
426.9
448.6
425.6
713.1
545.5
476.5
498.1
508.2
485.9
698.5
492.4
511.2
532.5
539.1
628.0
238.4
125.9
137.2
144.4
169.2
188.3
217.7
196.5
203.4
193.8
181.5
185.5
56.0
26.4
24.0
44.1
45.7
43.5
44.3
31.8
26.3
22.8
19.8
18.1
* – в пересчете на замещаемое топливо.
Таблица 11
Оценка региональной структуры добычи (производства)
и потребления топливно-энергетических ресурсов
в 2000 г., млн. т у.т. (округлено)
1414
938
Обеспеченность
собственными
ресурсами, %
150.7
44 (3.1%)
8 (0.6%)
11 (0.8%)
1 (-)
10 (0.7%)
88 (6.2%)
18 (1.3%)
92 (6.5%)
1027 (72.6%)
78 (5.5%)
36 (2.3%)
52 (5.5%)
41 (4.4%)
141 (15.0%)
43 (4.6%)
43 (4.6%)
116 (12.4%)
58 (6.2%)
169 (18.0%)
153 (16.3%)
81 (8.6%)
39 (4.5%)
84.6
19.5
7.8
2.3
23.3
75.9
31.0
54.4
671.2
96.3
92.3
Добыча,
Потребление
производство
Регионы
Всего по России
в том числе:
Северный
Северо-Западный
Центральный
Волго-Вятский
Центрально-Черноземный
Поволжский
Северо-Кавказский
Уральский
Западно-Сибирский
Восточно-Сибирский
Дальневосточный
Таблица 12
Зонирование территории России по условиям энергосбережения.
Регионы
Европейская
часть,
включая Урал
Промышленно
освоенные районы Западной и
Восточной Сибири
Юг Забайкалья
и
Дальнего
Уровень
Степень
энергоемко- обеспеченсти промыш- ности собленности, в % ственными
к средней по ресурсами,
России
%
Дифференциация стоимости
использования
энергоносителей, раз
Степень
монополизации
рынка
энергоносителей
96
46.4
3–4
Низкая
138
510.0
1
Высокая
81
70.0
3–5
Средняя
Востока
Децентрализованное энергосбережение Азиатского Севера
51
Незначительная
до 10 – 15
Высокая
Тема 2 (Занятие 2) Параметры рабочего тела и
уравнения состояния.
Задача 1
Определить плотность природного газа при стандартных условиях и относительную плотность его по воздуху. Природный газ (смесь) (по объему) 96% метана (СН4), 3% этана(С2Н6) и 1%.пропана (С3Н8).
1. По справочным таблицам определяем плотность компонентов смеси
при стандартных условиях.
СН 4
0,717 кг / м 3 ;
С2 Н
4
1,344 кг / м 3 ;
С2 Н 8
1,967кг / м 3
2. По закону смешения (аддитивности) находим плотность газовой смеси:
n
i
(1)
ri
i 1
где ρi – плотность iго компонента
r – мольная концентрация iго компонента
ρ= 0,96 • 0,717 + 0,03 • 1344 + 0,01• 1,967 = 0,748 кг /м3
3. Относительная плотность по воздуху
0,748
1,206
0,62 ,
Где - 1,206 кг/м3- плотность, воздуха при стандартных условиях
Таблица 1
Задание для определения плотности смеси и критических показателей
концентрация
Объемная
Показатели
варианты
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
метан
94
92
90
91
93
95
96
89
88
87
этан
2
3
3
3
-
-
2
2
3
4
пропан
2
4
4
3
2
1
2
4
4
4
азот
2
4
3
3
5
4
-
5
5
5
Давление, МПа
7
6,9 6,8 6,6 6,5 6,4 6,3 6,2 6,1 6,0
Температура, 0С
40
38
36
34
32
30
28
30
32
34
Задача 2
Для газовой смеси, заданной в задаче 1, определить коэффициент сжимаемости газа при температуре 26,5°С и абсолютном давлении 6,6 МПа.
1. Критические параметры газовой смеси могут быть определены по
закону аддитивности или по формулам:
РКР = 0,1773 (26,831 – ρст) = 0,1773 (26,831 – 0,748) = 4,62МПа;
Ткр = 156,24(0,564 + ρст) = 156,24(0,564 + 0,748) = 205К.
2. Приведенные параметры:
Р
РКР
66
4,62
Т
Т КР
(273 26,5)
205
1,43
1,46
3. Коэффициент сжимаемости определяется по номограмме или расчѐтом:
Z = 1 – 0,0241
Р ПР
;
2
3
= 1 – 1,68 • ТКР + 0,78 • Т КР
+ 0,0107 • Т ПР
= 1 -1,68 • 1,46 + 0,78 • 1,462 +0,0,107• 1,463= 0,243
Z= 1 – 0,0241
1,43
=0,86
0,243
Тема 3 (Занятие 3) Состав сооружений трубопровода и расчет толщены стенки трубы нефти(газо)провода.
Задача 3.1
Определить необходимую толщину стенки газопровода диаметром
Dн = 1220 мм Челябинского трубопрокатного завода, изготовленную из
стали, марки 17Г1С–У III. Рабочее давление в газопроводе 5,6 МПа.
1. По таблицам 1, 9, 10, 11, 13 (СНиП 2.05.06 - 85) определяем численное значение коэффициентов: m = 0,9; К1 = 1,4; Кн = 1,05; n = 1,1
2. Для стали марки 17Г1С–У σвр = 510 МПа.
По формуле (1.16) расчетное сопротивление
R1
R1н
m
К1 К н
510
0,9
1,4 1,05
312,2 МПа
3. по формуле (1.14)
1,1 5,6 1,22
2 312,2 1,1 5,6
11,8 10 3 м.
Принимаем по ГОСТу трубу 1120 × 12 мм.
Задача 3.2
По условиям предыдущего примера проверить трубу на наличие продольных осевых, сжимающих напряжение, и при необходимости уточнить
толщину стенки по формуле (1.17). Расчетный температурный перепад ∆t
= 50оС; коэффициент Пуассона μ = 0,3; модуль упругости Е = 2,06 ∙ 105
МПа; коэффициент линейного расширения α = 12 ∙ 10-6 К-1 .
1. По формуле (1.19)
Е t
прN
nPDВН
2
12 10
6
2,06 10
5
1,1 5,6 1220 12 2 10
50 0,3
2 12 10 3
3
31,5 МПа
Знак «минус» последнего результата указывает на наличие продольных
осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо уточнить толщину
стенки.
2. По формуле (1.18)
2
1
1 0,75
прN
R1
0.5
прN
R1
31,5
1 0,75
312,2
2
0,5
31,5
312,2
0,946
3. по формуле (1.17):
nPDн
2 1 R1 nP
1,1 5,6 1,22
2 0,946 312,2 1,1 5,6
12,5 10 3 м.
Принимаем по ГОСТу и в соответствии с «Инструкцией по применению труб газовой промышленности» трубу 1120 × 3 мм.
Задача 3.3
По условию примеров 1.1 и 1.2 проверить трубу на прочность и пластические деформации по кольцевым напряжениям.
1. проверка на прочность в продольном направлении проводится из условия
прN
2
R1
2
КЦ
1 0,75
2
0.5
R1
КЦ
R1
По формуле (1.3) с учетом перезагрузки по рабочему давлению
КЦ
nPDРН
2
1,1 5,6 1220 2 13 10
2 13 10 3
так как φR1 = 0,167 ∙ 312,2 = 52,05 МПа >
3
прN
282,9 МПа,
31,5 МПа, то условие
проверки н прочность выполняется.
2. Проверка на деформации по кольцевым напряжениям выполняется
по условию
Н
КЦ
m
R2Н
0,9 К Н
Для стали марки 17Г1С–У σт = 362,6 МПа;
R2Н = σт = 362,6 МПа
По формуле (1.3)
Н
КЦ
так как
m
R2Н
0,9К Н
5,6 1220 2 13 10
2 13 10 3
0,9
362,6
0,9 1,05
345,3
3
257,2 МПа,
КЦ
257,2 ,то условие проверки
на пластические деформации выполняется.
Задача 3.4
По условиям примеров 1.1 и 1.2 определить максимально допустимое
рабочее давление в газопроводе.
1. Из формулы (1.14)
P
2 R1
nDВН
2 13 10 3 312,2
1,1 1,194
6,18 МПа
2. Из формулы (1.17)
P
2 1 R1
nD ВН
Уточняем значение φ1:
σпрN = - 12 ∙ 10-6 ∙ 2,06 ∙ 105 ∙ 50 + 0,3
1 0,75
1
Р
38,7 2
312,2
0,5
1,1 5,6 1,194
2 13 10 3
38,7
312,2
2 13 10 3 0,932 312,2
1,1 1,194
38,7 Мпа
0,932
5,76 МПа
3. Из двух расчетных значений в качестве предельного принимается
меньшее значение, т.е. 5,76 МПа.
Таблица 1
Задание для определения толщены стенки трубопровода.
Показатели
0
1
2
3
Варианты
4
5
6
7
8
9
Сталь 17Г1С-УIII
Наружный диа- 1020 1220
метр ДН
Сталь 14ГХС
Наружный диа530 720 1020
метр ДН
Сталь 17ГХС
Наружный диа630 720 820
метр ДН
Сталь 16Г2САФ
Наружный диа1020 1220
метр ДН
Тема 4 (Занятие 4) Определение параметров газа и нефти при
разработке месторождений.
Задача 4.1
Определить коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях, если
известны:
1. Относительная плотность газа в нормальных условиях (по отношению к
воздуху) γг=0,545;
2. Пластовое давление рпл=182,5 ат;
3. Пластовая температура t пл=65,50С(338,50К)
Решение :
Для нахождения коэффициента сжимаемости газа воспользуемся
графиками зависимости Z=f(рпp ;Tпp ) и γ= f(рпк ;Tпк ),которые приведены на
рис 1 и 2
1. Из рис.2 находим псевдокритическое давление и температуру для относительного удельного веса газа, равного 0,545
рпк=47,2 ат Tпк=1900К
2. Приведеные давление и температуру найдем как отношение пластового
давления и температуры к их псевдокритическим значениям
рпp
182,5
47,2
3,87
Tпк
338,5
1,78
190
3. Из рис 1 по графику Брауна, для найденных приведенных давления и
температуре находим, что коэффициент сжимаемости природных газов
Z=0,88. Таким образом, газ в пластовых условиях занимает объем, равный
V
1
0,88
1,13ì
3
Таблица 1
Варианты заданий
ВАРИАНТЫ
ПОКАЗАТЕЛИ
Пласт.давление, рпл
ат
Пласт.темп, 0С
t пл
Относит.уд.вес
γг
1
2
3
4
5
6
7
8
182
175
180
185
183
178
173
177
60
63
65
66
64
68
62
67
0,545 0,550 0,60
0,65
0,7
0,75
0,8
0,85
Задача 4.2
Необходимо определить по промысловым данным коэффициент сжимаемости нефти в пластовых условиях, если известно, что пластовое давление
рпл=350 ат, относительный удельный вес газа γг=0,85, удельный вес нефти
в атмосферных условиях равен γн=0,84 т/м3 газовый фактор G0=250 м3/м3.
Решение :
1) По номограмме Стендинга (рис.3) находим давление насыщения
рнас=315 ат.
Следовательно нефть в пластовых условиях находится в недонасыщеном
состоянии, т.е весь газ растворен в нефти.
2) По номограмме рис.4 определяем объемный коэффициент нефти вн при
давлении насыщения, который будет вн=1,8.
3) Масса смеси нефти и газа отнесенный к 1 м3 товарной нефти, в пластовых условиях будет равен:
Мсм=Нн+Мт=840+250х1,22х0,85=1099 кг, где 1,22 кг/ м3 плотность воздуха
при t=200С.
4) Удельный вес нефти при давлении насыщения в известном объемном
коэффициенте нефти в этих условиях будет
γ нг
G ñì
âí
1099
1,8
610êã/ì 3 0,61ò/ì 3
5) Тогда из рис.5 находим средний коэффициент сжимаемости нефти, который при давлением насыщения равен βр=28,0х10-5 1/ат.
Таблица 2
Варианты заданий
ПОКАЗАТЕЛИ
ВАРИАНТЫ
1
2
3
4
5
6
7
8
ρн т /м3
0,848
0,845
0,854
0,868
0,84
0,85
0,86
0,87
ρг т /м3Pпл , ат
0,88
0,81
0,82
0,83
0,87
0,86
0,85
0,84
Pпл , ат
340
345
350
355
360
355
345
340
G0
220
270
260
230
240
200
250
280
Задача 4.3
Определить пластовое давление в газовой скважине по статическому давлению на устье.
Дано:
Статическое давление на устье закрытой скважины
рст=9.37 МПа;
глубина скважины до середины интервала перфорации
L=1047м
Температура на устье скважины Ту=240С=297 К
Температура газа на забое Тпл=318 К
Относительная плолтность газа γг=0,57
Решение:
Пластовое давление вычисляют по статическому давление на устье скважины, пользуясь барометрической формулой.
pпл= pст es, ат
где pст- статическое давление на устье закрытой скважины в атмосферах,
e – основание натуральных логарифмов;
S
Tcp
0,3415 L
Zcp Tcp
(Zcp- среднее значение коэффициента сжимаемости газа) γ=9
Ty Tпл
297 318
2
2
307,5 К
– ср.темп газа по стволу скважины
Пластовое давление можно также вычислить по формуле:
Pïë
Pcò
2 S
2 S
Так как в формуле показателя степени S входит Zср, то определим сначала
Zy, соответствию устьевому давлению Pст, а затем Zcp.
Зная, что ρ=0,57 по рис.2 найдем псевдокритическое абсолютное давление
Pкр=47,1 ат и псевдокритическая температуру Tкр=195 К.
По абсолютному давлению на устье Pст=9,37 МПа определим приведенное
давление Pпр.у
9,37
1,99 ,
4,71
туру. Tпр
1,577
307,5
195
а по средней температуре – приведенную темпера-
Для приведенных давления Pпр и температуры Тпр на рис.1 находим значения коэффициента сжимаемости Zy=0,865.
Значения S и es определяем по таблице 1 в зависимости от величины
L
Z yTcp
0,57 1047
0,865 307,5
2,25
Из таблицы 3 интерполированием находим
es=1,0798 и S=0,07684
и поэтому Pпл=Pст es=9,37∙1,0798=10,12 ат
или
Pпл
Pcт
или
Pпл
9,37
Z S
2 S
9,37
2 0,0775
2 0,0775
2 0,0768
2 0,0768
10,12 ат
10,12 ат
Можно также в целях ускорения расчета после нахождения комплекса
L
Z yTcp
определить по таблице 3 ориентировочное значение eopS =1,0798 и
вычислить значение Pср.ор – по формуле
1 es
Pc ð.îð
Pñò
op
2
93,7
1 1,0798
2
97,4àò
Таблица 3
Варианты заданий
ПОКАЗАТЕЛИ
ВАРИАНТЫ
1
2
3
4
5
6
7
8
Pст,ат
(cтат.давления)
92,4
93,5
92,4
93,2
92,8
92,6
93,8
93,5
L, м (гл.скв)
1098
1100
1020
1049
1102
1105
1110
1078
Ty (темп.на устье скв.) 296
295
296
298
297
292
293
294
Tпл (темп.на забое)
318
320
319
321
317
315
316
322
γ (отн.уд.вес газа)
0,58
0,56
0,58
0,57
0,59
0,52
0,53
0,54
Тема 5 (Занятие 5) Определение пропускаемой способности газопровода и параметров транспортируемого газа.
Задача 5.1
Определить плотность газа в рабочих условиях, коммерческую и массовую производительности газопровода, если в рабочих условиях (по примеру 4.2) производительность равна 1,35 млн м3/сут.
1. Из системы двух уравнений газового состояния (для стандартных и
рабочих условий) определяем плотность газа в рабочих условиях:
РР
РСТ
РТ СТ Z СТ
РСТ Т Z
0,748
6,6 293 1
0,1013 299,5 0,86
3
55,4 кг/м
Для нормальных и стандартных условий Z может быть принят равным 1,0.
2. Используя уравнения газового состояния определяем коммерческую
производительность газопровода:
QК
QР
РТ СТ Z СТ
РСТ Т Z
1,35 10 6
6,6 293 1
0,1013 299,5 0,86
100 – 106м3/сут =
100млнм3/сут.
3. Массовая производительность (расход)
М
QК РСТ
100 10 6 0,748
74,8 кг/сут = 74,8 • 103 т/сут.
Задача 5.2
Определить пропускную способность участка горизонтального газопровода диаметром 1220x12 мм, длиной 120 км. Начальное и конечное давления соответственно 7,17 МПа и 5,74 МПа, средняя температура газа 299,5
К, относительная плотность газа по воздуху ∆ =.0,561, динамическая вязкость 1,205 • 10-5 Па с.
1. Среднее давление газа по формуле (4.16):
РСТ
2
РН
3
РК2
РН
РК
2
7,17 0,1
3
2
5,74 0,1
7,27 5,84
6,6 МПа
2. Коэффициент сжимаемости газа при:
РСР = 6,6 МПа, ТСР = 299,5 К, Z = 0,86 (см.задачу 2(тема 2)).
3. Внутренний диаметр газопровода:
D=D–2
= 1220 – 2 • 12 = 1196 мм.
4. Коэффициент гидравлического сопротивления –для квадратичной
зоны турбулентного режима по формуле (4.9)
0,03817 / 1196 0, 2
9,25 10
3
5. Расчетное значение λр с учетном потерь давления на местные сопротивления (5% от λ) и наличия камер по очистке внутренней полости трубы (Е = 0,95) в соответствии с нормами проектирования
(ОНТП 51-1-85):
р
1,05
Е
1,05
2
9,25 10
0,95
3
10,8 10
3
6. Пропускная способность газопровода по формуле (4.2)
Q
К
РН2 РК2 D 5
Z ТL
7,27 10 6
0,86 10,8 10
2
3
2
5,84 10 6 1,196 5
299,5 120 10 3 0,561
602,6
м3/с
=
52,06 млн м3 / сут.
7. Проверяем режим течения газа по формуле (4.11)
Re
17,75 10 3
52,06 0,561
1196 1,205 10
5
3,6 10 7
По формуле (4.10)
Re ПЕР
2 0,03 10
11
1,196
3
1, 5
3,1 10 7
Так как Re > Reпер, режим принят верно (см. п. 4) и уточнения λ не требуется.
Пример 5.3
По условию задачи 5.2 определить конечную температуру газа на участке и проверить среднюю температуру. Расчет выполнить без учета
внутреннего теплообмена. Полный коэффициент: теплопередачи от газа в грунт к = 1,96 Вт/(м2 • К). Температура газа в начале участка Тн =
311,5 К. Температура грунта Тгр=280 К.
1. Для расчета конечной температуры газа по формуле (4.4) при х = l
определим теплоемкость газа, коэффициент Джоуля – Томсона и
комплекс
К Dн l
МС Р
СР
1,696 1,838 10
1,696 1,838 10
Di
1 0,98 10 6
2
CР
Т СР
1,5
3
3
Т СР
1,96 10 6
299,5 1,96 10 6
1 0,98 10 6
2,7 299,5 2
РСР 0,1
3
Т СР
6,6 0,1
299,53
1,5
3,5
2,7кДж / кг К
К
МПа
М = 602,6 • 1,206 • 0,561 = 407,4 кг/с
К Dн l 1,96 3,14 1,22 120 10 3
=
МС Р
407,4 2,7 10 3
Тк=280+(311,5-280)-0,82 – 3,5
0,82
7,27 5,84
1 е
0,82
0 ,82
290,5 К
2. Проверяем среднюю температуру газа:
Т СР
280
ТГ
ТН
Т К М СР
1 е
К DН
311,5 280
1 е
0,82
0 ,82
3,5
К DН l
МС Р
МC Р Р
Di
Х
К DН l
7,27 5,84
1
1
1 е
0,82
0,82
МС Р
1
1 е
К DН l
К DН l
МС Р
299,5К
0 ,82
Таблица 1
Варианты заданий
Показатели
0
1
2
3
Варианты
4
5
6
Диаметр газопровода 1020×10
длинна км
80 100 120
Рм=7,17МПа;
Рк=5,7Мпа
Тср=3050К
Диаметр газопровода 1220×12
длинна км
75 95 115
Рм=7,5МПа;
Рк=6Мпа
Тср=2900К
Диаметр газопровода 1420×16
длинна км
80
Рм=7,2МПа;
Рк=5,9Мпа
Тср=3000К
Принять для всех вариантов: ∆ = 0,561; V = 1,025∙10-6Па
7
90
8
9
100 120
Задача 5.4
Определить коэффициент гидравлической эффективности участка газопровода при фактической производительности 49,5 млн м3/сут. Недостающие данные принять по примерам 4.4,4.5.
Из формулы (4.2) выражаем λ и определяем при фактических значениях
Q, РН ,РК , ∆ , Т:
К 2 РН2 РК2 D 5
ZTl
Q2
Ф
2
0,0385 2
Ф
6
49,5 10
24 3600
2
7,27 10 6
5,84 10 6
11,95 10
0,86 299,5 120 10 3 0,561
Е
Ф
9,25 10 3
11,95 10 3
3
0,88
Значение λ определено по формуле (4.8) в п.4 примера 4.4.
Для определения Е=QФ/Qт из формулы (4.2) определяем Qт по фактическим значениям РН ,РК , ∆ , Т:
2
QТ
(7,27 10 6 ) 2 5,84 10 6 1,196 5
0,0,385
0,86 9,25 10 3 299,5 120 10 3 0,561
3
61,1 м
с
3
56,3 м
сут
Е = 49,5 / 56,3 = 0,88
Задача 5.5
Определить эквивалентный диаметр для лупингованного участка длиной
5км с диаметрами и длинами, указанными на расчетной схеме.
Di = 1420 ∙ 17,5 мм.
D2 = 1420 × 16,8 мм; D3 = 1420 × 17,5 мм
D2; l2 =1,42 км
D3; l3 = 3,58 км
D1; l1 = 5 км
1. Для последовательного соединения участков по формуле (4.32)
D2BH= 1420 – 2 ∙ 16,8 = 1386,4 мм;
D3вн= 1420 – 2 ∙ 17,5 = 1385 мм;
1
5, 2
5
DЭ
1.42
1,3864 5, 2
1,3854 м.
3,58
1,385 5, 2
Принимая D0 = 1 по формуле Кр =
K Р2
1,3864
1,0
2,6
2,33875
K Р3
D
D0
1,385
1,0
2.6
имеем
2, 6
2,3322
0,5
5
РР
1.42
(2,33875) 2
'
Э
D
D0 K
1
2, 6
Р
3,58
(2,3322 ) 2
1,0 2,334
1
2, 6
2,334
1,3854 м.
2. Для параллельного соединения участков (DЛ и DЭ) для всей системы по формуле (4.30б).
DЭС
1,385 2,6 1,3854 2,6
К Р1
1
2, 6
1,8084 м.
2,3322
КРС = 2,3322 + 2,334 = 4,6662
DЭС
D0 К
1
2, 6
РС
1,0 4,6662
1
2, 6
1,8084 м.
Тема 6 (Занятие 5) Изменение характеристик газа при транспорте.
Задача 6.1
Определить зону вероятного гидратообразования по термодинамическим условиям для участка газопровода длинной l = 95 км, наружным
диаметром Dн = 1,42 м, эквивалентным диаметром dэ = 1,396 м. Давления
в начале и в конце участка соответственно Р1 = 7,27 МПа; Р2 = 5,84 МПа,
начальная температура газа Т1 = 309 К, температура грунта Т0 = 279 К.
Относительная плотность газа по воздуху ∆ = 0,561, полный коэффициент
теплопередачи от газа в грунт к = 2,07 Вт/(м2 ∙ К), средняя теплоемкость
газа Ср = 2,72 кДж/( кг ∙ К), коэффициент Джоуля – Томсона Di = 3,46
К/МПа. Массовый расход газа М = 539,9 кг/с.
1. Изменение давления газа по длине участка определяют по формуле
РХ
Р12
Р12
Р22
х
,
l
где х – расстояние от начала участка.
При х = 20 км Р Х
7,27 2
7,27 2
5,84 2
20
95
7 МПа
Расчетные данные для остальных значений х представленные в табл. 1
2.
Изменение температуры газа по длине можно определить по
формуле (4.4)
ТХ
а
Т0
Т1 Т 0 е
К DН
МС Р
ах
Di
2,07 3,14 1,42
539,86 2,72 10 3
Р
1 е
al
6,29 10
ах
6
1/м
Для х = 20 ∙ 103 м
ТХ
309 279 е
279
6 , 29 10 6 20 10
3
3,46
7,27 5,84
1 е
6,29 95 10 3
6 , 29 20 10
3
304,5 К
Расчетные данные для остальных значений х сведены в табл. 1 – 3. Температуру гидратообразования ТГ.О при D = 0,561 и соответствующих значениях Рх определяют по графику (рис. 3.5). Данные представлены в табл. 1
Таблица 1
х, км
0
20
40
60
80
95
Рх, МПа
7,27
7,0
6,7
6,4
6,04
5,84
Тх, К
309
304,5
300,8
297
293,9
292
ТГ.О, К
286
285
284
283,5
283
282,5
По данным табл. 1 построим графические зависимости.
Т, К Р,МПа
300
6,0
5,0
290
280
0
20
40
60
80
100
Рис. 1
Вывод: так как ТГ.О < Тх на всей длине участка газопровода, термодинамические условия образования гидратов по Р и Т отсутствуют.
Задача 6.2
По исходным данным задачи 6.1 определить зону вероятного гидратообразования по термодинамическим условиям, если изменилась начальная
температура газа и температура грунта: Тi = 290 К; Т0 = 274 К.
1. Изменение давления и температуры гидратообразования по длине
участка остались прежние (см. табл. 1)
2. Изменение температуры газа по длине участка определено по формуле (4.4):
для х = 20 103 м
ТХ
279
295 279 e
6 , 29 10 6 20 10
3
3,46
7,28 5,84
1 е
6,29 95 10 3
6 , 29 20 10
3
287,1К
Данные для построения графика представлены в таблице 2, график зависимостей – на рис. 2.
Таблица 2
х, км
0
20
40
60
80
95
Рх, МПа
7,27
7,00
6,70
6,40
6,04
5,84
ТГ.О, К
Тх, К
286
285
284
283,5
283
282,5
290
287,1
284,6
282,4
280,4
279
Т, К Р,МПа
300
Рх
6,0
5,0
Тг.о
290
Тх
Wн / м3
0,3
280
Wн=0,2
Wх
Wн=0,123
0,2
I
0,1
II
0
20
40
60
80
95 100
l, км
Рис. 2
Вывод: так как с 42-ог километра трассы ТГ.О > Тх, до конца участка газопровода существует вероятность образования гидратов (на рис.2 – зона I).
Задача 6.3
По исходным данным задачи 6.2 определить зону конденсации паров воды, если газ поступает осушенный до точки росы 00С (при Р = 5,6 МПа)
или недостаточно осушенный при начальном влагосодержании Wн = 0,2
г/м3. определить зону образования гидратов.
1. влагосодержание газа, насыщенного парами воды, определяем по
номограмме (см. рис. 3.2) в зависимости от Рх и Тх по длине участка газопровода. Данные сводим в табл. 3 и наносим на график (рис.2).
Таблица 3
Результаты расчетов
х, км
0
20
40
60
80
95
Рх, МПа
7,27
7,00
6,70
6,40
6,04
5,84
Тх, К
290
287,1
284,6
282,4
280,4
279
Wх, г/м3
0,302
0,26
0,23
0,21
0,19
0,178
2. начальное влагосодержание определяем для условий подготовки
газа, т.е. при t = 00С и Р = 5,6 МПа (см. рис. 3.2) Wн = 0,123 г/м3.
Вывод: так как Wн < W на всей длине участка (см. рис. 2) конденсации
воды на участке не произойдет. Гидраты не образуются.
3. при Wн = 0,2 г/м3 конденсация воды начнется с 62-го километра
трассы (зона II на рис. 2). Зона образования гидратов определиться при
наложении зоны возможного гидратообразования по термодинамическим
условиям (пример 3.2) и зоны конденсации паров воды (рис. 2). При данных условиях гидраты образуются с 62-го километра трассы (на рис. 2 отмечено штриховкой).
Задача 6.4
По исходным данным задачи 6.3 определить количество метанола, необходимое для предотвращения образования гидратов при начальном влагосодержании Wн = 0,2 г/м3. Суточная пропускная способность газопровода
69 млн м3/сут; начальное и конечное давление 7,27 МПа и 5,84 МПа; ∆ =
0,561; минимальная температура газа в газопроводе 279 К.
1. количество воды, выделившиеся за сутки при охлаждении газа до 279
К.:
qв
Wн Wmin Q
0,2 0,178 69 10 6
15,2 10 5 г/сут,
где Wmin – влагосодержание при 279 К (см. табл.3)
2. по Рср и ∆ определяем по графику (см. табл. 3.5) температуру гидратообразования:
РСР
2
7,27
3
5,84 2
7,27 5,84
6,58 МПа;
ТГ.О = 283,3К.
Необходимо снижение точки замерзания раствора
∆t = ТГ.О – Тmin = 283,3 – 279 = 4,3 К.
3. содержание метанола в жидкости Мж = 11%
4. Отношение метанола в газе и воде Км = 0,015
5. Концентрация метанола в газе Км.г = Км ∙ Мж = 0,015 ∙ 11 = 0,165 г/м3.
6. Количество метанола, необходимое для насыщения жидкости,
мж
qВ М ж
100 М ж
15,2 10 5 11
100 11
0,19 10 6 г/сут = 0,19 т/сут.
7. количество метанола, необходимое для насыщения газа,
М .Г
К М .Г Q
0,165 69 10 6
11,385 10 6
11,385 т/сут
8. общий расход метанола
М .Г
мж
М .Г
0,19 11,385 11,575 т/сут
9. удельный расход метанола
qм
м
Q
11,575 10 6
69 10 6
3
0,17 г/м .
Таблица 4
Варианты заданий
Показатели
0
1
2
3
Варианты
4
5
6
7
8
9
Длинна газопровода Дн=1220
Рм=7,27МПа;
80 85 90 95 100
Рк=5,84Мпа
Т1=3090К
Т0=2790К
Длинна газопровода Дн=1020
Рм=7,27МПа;
80 85 90 95 100
Рк=6,0Мпа
Т1=2860К
Т0=2730К
Принять для всех вариантов: ∆ = 0,561; М1 = 480 кг/с; М2 = 420 кг/с;
К = 2,07 Вт/м2к; Ср = 2,72 Dn = 3,46 к/МПа
Тема 7 (Занятие 6) Определение характеристик
регулирующей арматуры.
Задача 7.1
Подобрать регулирующий клапан прямого действия при максимальном
расходе газа 13000 м3/ч, давлениях до и после регулятора Р1 = 4,5 МПа; Р2
= 1,2 МПа, Относительной плотности газа ∆ = 0,6 , температура газа t =
10оС :
так как
Р1
Р2
4,5
1,2
3,75
2 , то из формулы (1.23)
Qn
Qф
13000 0,6
1,49 4,5 10 2
В
149 Р1
15 т/ч
Принимаем регулятор давления РД – 50 при Q = 22 т/ч. Загрузка регулятора должна быть в пределах от 10 до 80%, т.е. 0,8 ∙ 2,2…0,1 ∙ 2,2 = 17,6…2
т/ч. Расчетное значение входит в указанный диапазон.
Таблица 1
Показатели
Расход газа
Варианты
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
15
18
20
22
24
26
28
30
32
34
6
5
4
3,5
3
2,8
2,6
2,4
2,2
2,0
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
Давление, МПа
до регулятора
после регулятора
МПа
∆ = 0,62; t = 150С
Тема 8 (Занятие 7) Строительство линейной части трубопровода.
Задача 8.1
Проверить общую устойчивость трубопровода в продольном направлении в плоскости наибольшей жидкости системы для прямолинейных
участков газопровода IV категории наружным диаметром 1020 мм, толщиной стенки 14 мм, уложенного в грунт на глубину h = 0,8 м до верхней
образующей. нормативное давление в газопроводе Р = 5,6 Мпа, расчетный
температурный перепад ∆t = 50оС. Характеристика стали α = 1,2 ∙ 10-5 град1
; Е = 2,06 ∙ 105 МПа; μ = 0,3. Удельный вес грунта 16 ∙ 103 Н/м3; угол внут-
реннего трения φ = 3,8о.
1. Площадь поперечного сечения трубы при
DВ
Dн
2
1020 2 14 992 мм
F
4
Dн2
3,14
1,02 2
4
Dв2
2
4,425 10 2 м .
0,992 2
2. Продольное осевое усилие в трубопроводе
S
0,5
Е t F
КЦ
где σкц – кольцевые напряжения от нормативного давления:
РD
2
КЦ
0,5 0,3 204 106 1,2 10
S
5,6 1,02
2 0,014
5
204 МПа.
2,06 105 106 50 4,425 10
2
7,3 106 Н
3. Среднее давление грунта
q
ГР
hDН
16 103 0,8 1,02 13056 Н/м.
4. Сопротивление сдвигу
РГР
13056 tg 38 0
q tg
10200,5 Н/м
5. Осевой момент инерции поперечного сечения
J
4
Dн4
Dв4
3,14
1,2 4
4
0,9992 4
4
5,598 10 3 м
6. Продольное критическое усилие
N КР
2
4 q 4 РГР
F 2E5J 3
4 13056 4 10200,5 4,425 10
2 2
20,6 10 5
5,598 10
3 3
12,9 10 6 Н
7. Устойчивость будет обеспечена при условии:
S ≤ mNкр
где m – коэффициент условий работы. Для участков IV категории m = 0,9;
тогда MN = 0.9 ∙ 12.9 ∙ 106 = 11.61 ∙ 106 Н, так как 7,3 ∙ 106 < 11,61 ∙ 106, то
условие выполняется, т.е. в заданных условиях на прямолинейных участках устойчивость трубопровода обеспечивается.
Задача 8.2
Рассчитать устойчивость трубопровода, сооружаемого на болте I типа при
различных способах балансировки для следующих исходных данных : материал трубы – сталь 17Г1С – У с σТ = 362,9 МПа;
DН
-2
2
-2
3
1020 14 мм; F = 4,425 ∙ 10 м ; W = 1,098 ∙ 10 м ; qтр = 3,473;
Р = 7,5 МПа; qиз = 99 Н/м; δизг = 0,65 мм; γв = 11 ∙ 103 Н/м.
1. Балластировка одиночным железобетонными грузами.
1.1. расчетная выталкивающая сила воды
qВ
0,8Dн2
9155,5 Н/м
0,8 1,02 2 11 10 3
В
1.2. расчетная масса трубопровода (с учетом изоляции) на воздухе
q
qТР
3,473 10 3
qИЗ
3572 Н/м
99
1.3. средний фактический объем железобетонного груза
аb
V Г .ср
a 2d h
R2
2
c
1,84 1,43
1,84 2 0,34 0,5
3,14 0,58 2
2
0,9 1,37
м3
где a, b, d, h, c – размер груза, масса груза QГ.ср = 30 ∙ 103
1.4. необходимая величина пригруза
Б = к (Кн qв – q – qг);
где к – для железобетонных грузов 1,05; КН – для болот 1,05;
10 4 РDВ2
qГ
10
4
783 Н/м
7,5 106 0,992
тогда
Б
1,05 (1,05 9155,5 3572 783)
5568,4 Н/м
1.5. расстояние между отдельными грузами балластировки трубопровода
QГ .ср
lГ
V Г .ср
В
Б
30 10 3 11 10 3 1,37
5568,4
2,68 м.
2. Балластировка одиночными чугунными кольцевыми грузами.
2.1. средний фактический объем пригруза
VГ .ср
( R12
R22 ) M
3,14 0,635 2
0,57 2 0,725
3
0,178 м
где R1, R2, M – размеры пригруза.
2.2. расстояние между отдельными грузами
lГ
11 10 3 11 10 3 0,178
5568,4
1,62 м.
где масса груза QГ.ср = 11∙103 Н.
3. Балластировка сплошным обетонированием.
Удельный вес бетона γб = 22∙103 Н/м.
3.1. наружный диаметр забалластированной трубы
В
DБ
Б
D2
к
В
где к – при сплошном обетонировании методом торкретирования 1,1;
Dиз – диаметр трубы с учетом изоляционног покрытия :
3,14 2,2 10 3 1,0213 2 4 3,473 10 3
3,14 22 10 3 1,1 11 10 3
DБ
1,368 м.
3.2. толщина бетонного покрытия
Dб
б
Dн
1368 1020
2
2
174 мм
4. Пригрузка металлическими винтовыми анкетными устройствами, состоящими из двух анкетов (Z = 2) с диаметром лопастей Dа = 0,5 м.
4.1. коэффициент условий работы анкетного устройства при Z ≥ 2 и
1 ≤ Dн /Dа ≤ 3:
mа
Dн
Dа
0,25 1
0,25 1
1,02
0,5
0,76
4.2. расчетная несущая способность анкера
Ра
Фа
Кн
83 10 3
1,4
59,3 10 3 Н,
где Фа – несущая способность анкера, Фа = 83∙103 Н;
Кн – коэффициент надежности анкера, Кн = 1,4.
4.3. расчетная несущая способность анкерного устройства
Ба = Z∙mа∙Ра = 2∙0,76∙59,3∙103 = 90,136∙103 Н.
4.4. расстояние между анкерами
la
Ба
Б
90,136 10 3
5568,4
16,2 м.
4.5. объем воды, вытесненной 1 м трубы с учетом изоляции;
Dн
VВ
2
4
2
из
3,14 1,02 2 0,00065
4
2
3
0,819 м .
4.6. продолжительная плавучесть
Рпл = γв∙Vв – q = 11∙103∙0,819 – 3572 = 5437 Н/м.
4.7. расстояние между анкерами из условия прочности
l а.пр
12 R2W
Рпл
12 225,4 10 6 1,098 10
5437
2
73,9 м.
где R2 – расчетное сопротивление трубной стали:
m
К2Кн
Т
R2
362,9 0,75
1,15 1,05
225,4 МПа
где m – коэффициент условий работы. Для участков I категории m =0,75
(здесь и далее по СНиП 2.05.06–85);
К2 – коэффициент надежности по материалу, К2 = 1,15;
Кн – коэффициент надежности по назначению, Кн = 1,05
Условие обеспечение прочности трубопровода выполняется при lа.пр > la
73,9>16,2.
5. Балластировка материальным грузом.
Удельный вес сухого песка γсух = 15∙102 Н/м3; проектная высота насыпи hн
= 2,5 м (от дна траншеи с учетом осадки насыпи); ширина насыпи по верху
Bн = 5 м; угол откосов насыпки после засыпки αн = 45о; для болот I типа
коэффициент А = 0,193.
5.1. осадка насыпи
AhH2 1 ctg н
0,35hH 1 ctg н Вн
h5
0,193 0,25 2 1 ctg 45 0
0,35 2,5 1 ctg 45 0 5
0,357 м.
5.2. условие устойчивости обеспечивается при
сух
10 4
hH
15 103 10 4
hS
Dиз
Dиз
Рпл ; Рпл = 5437 Н/м.
2,5 0,357 1,0213 1,0213 5728 Н/м.
Так как 5728 > 5437, условие обеспечения устойчивости трубопровода соблюдается.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
НОМОГРАММЫ И ГРАФИКИ
Рис.1 Графики Брауна для определения
коэффициента сжимаемости газа.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Рис. 2 Зависимость псевдокритических давлений температур
от температур от удельного газа.
1-для обычных газовых месторождений;
2-для газоконденсатных месторождений
Рис.5 Зависимость коэффициента сжимаемости нефти от удельного
веса нефти при давлении насыщения.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Рис.3 Номограмма М.Стендинга для определения давления
насыщения.
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Рис.4 Номограмма для определения, объемного коэффициента нефти
при давлении насыщения.
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Рис.6 График для определения давления на устье фонтанного подъемника.
Рис.7 Зависимость между давлением у башмака Pбаш и
удельным расходом газа R0.
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Рис.8 Кривые вязкости углеводородных газов
при атмосферном давлении.
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Рис.9 Зависимость отношения вязкостей газа
от приведенных давления и температуры.
Таблица № 1
L
zT
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
2,1
2,2
2,3
2,4
S
0,03415 L
zT
0,01024
0,01366
0,01707
0,02049
0,02390
0,02732
0,03074
0,03415
0,03757
0,04098
0,04440
0,04781
0,05123
0,05464
0,05806
0,06147
0,06489
0,06830
0,07172
0,07513
0,07855.
0,08196
2S
1+S
1+2S
e2
e2S
e2S-1
0,02049
0,02731
0,03415
0,04098
0,04780
0,05464
0,06147
0,06830
0,07513
0,08196
0,08879
0,09562
0,10245
0,10928
0,11611
0,12294
0,12977
0,13660
0,14343
0,15026
0,15710
0,16392
1,01024
1,01366
1,01707
1,02049
1,02390
1,02732
1,03074
1,03415
1,03757
1,04098
1,04440
1,04781
1,05123
1,05464
1,05806
1,06147
1,06489
1,06830
1,07172
1,07513
1,07855
1,08196
1,02049
1,02732
1,03415
1,04098
1,04780
1,05464
1,06147
1,06830
1,07513
1,08196
1,08879
1,09562
1,10245
1,10928
1,11611
1,12294
1,12977
1,13660
1,14343
1,15026
1,15710
1,16392
1,0103
1,0138
1,0173
1,0207
1,0242
1,0277
1,0312
1,0347
1,0384
1,0418
1,0454
1,0490
1,0526
1,0561
1,0598
1,0634
1,0670
1,0707
1,0743
1,0780
1,0816
1,0855
1,0207
1,0277
1,0347
1,0418
1,0490
1,0561
1,0634
1,0707
1,0780
1,0855
1,0929
1,1004
1,1079
1,1155
1,1231
1,1308
1,1386
1,1464
1,1542
1,1622
1,1701
1,1781
0,0207
0,0277
0,0347
0,0418
1,0490
0,0561
0,0634
0,0707
0,0780
0,0855
0,0929
0,1004
0,1079
0,1155
0,1231
0,1308
0,1386
0,1464
0,1542
0,1622
0,1701
0,1781
Продолжение табл. 1
L
zT
2,5
2,7
2,8
2,9
3,0
3,1
3,2
3,3
3,4
3,5
3,6
3,7
3,8
3,9
4,0
4,1
4,2
4,3
4,4.
4,5
4,6
4,7
4,8
4,9
5,0
5,1
5,2
5,3
5,4
5,5
5,6
5,7
5,8
5,9
6,0
6,1
6,2
6,3
6,4
6,5
6,6
6,7
6,8
0,03415 L
S
zT
0,08538
0,09220
0,09562
0,09903
0,10245
0,10586
0,10928
0,11270
0,11611
0,11953
0,12294
0,12636
0,12977
0,13319
0,13660
0,14002
0,14343
0,14685
0,15026
0,15368
0,15710
0,16050
0,16392
0,16734
0,17075
0,17417
0,17758
0,18100
0,18441
0,18783
0,19124
0,19466
0,19807
0,20149
0,20490
0,20832
0,21173
0,21515
0,21856
0,22198
0,22539
0,22880
0,23222
2
e2S
e2S-1
1,1861
1,2025
1,2107
1,2191
1,2274
1,2358
1,2444
1,2528
1,2614
1,2699
1,2787
1,2875
1,2964
1,3053
1,3142
1,3237
1,3322
1,3412
1,3507
1,3598
1,3691
1,3783
1,3879
1,3974
1,4068
1,4168
1,4264
1,4362
1,4460
1,4559
1,4658
1,4750
1,4862
1,4962
1,5065
1,5168
1,5272
1,5378
1,5485
1,5590
1,5695
1,5803
1,5911
0,1861
0,2025
0,2107
0,2191
0,2274
0,2358
0,2444
0,2528
0,2614
0,2699
0,2787
0,2875
0,2964
0,3053
0,3142
0,3237
0,3322
0,3412
0,3507
0,3598
0,3691
0,3783
0,3879
0,3974
0,4068
0,4168
0,4264
0,4362
0,4460
0,4559
0,4658
0,4750
0,4862
0,4962
0,5065
0,5168
0,5272
0,5378
0,5485
0,5590
0,5695
0,5803
0,5911
2S
1+S
1+2S
e
0,17075
0,18441
0,19124
0,19807
0,20490
0,21172
0,21856
0,22540
0,23222
0,23906
0,24588
0,25272
0,25954
0,26638
0,27320
0,28004
0,28686
0,29370
0,30052
0,30736
1,31420
0,32100
0,32784
0,33468
0,34150
0,34834
0,35516
0,36200
0,36882
0,37566
0,38248
0,38932
0,39614
0,40298
0,40980
0,41664
0,42346
0,43030
0,43712
0,44396
0,45078
0,45760
0,46444
1,08538
1,09220
1,09562
1,09903
1,10245
1,10586
1,10928
1,11270
1,11611
1,11953
1,12294
1,12636
1,12977
1,13319
1,13660
1,14002
1,14343
1,14685
1,15026
1,15368
1,15710
1,16050
1,16392
1,16734
1,17075
1,17417
1,17758
1,18100
1,18441
1,18783
1,19124
1,19466
1,19807
1,20149
1,20490
1,20832
1,21173
1,21515
1,21856
1,22198
1,22539
1,22880
1,23222
1,17075
1,18441
1,19124
1,19807
1,20490
1,21172
1,21856
1,22540
1,23222
1,23906
1,24588
1,25272
1,25954
1,26638
1,27320
1,28004
1,28686
1,29370
1,30052
1,30736
1,31420
1,32100
1,32784
1,33468
1,34150
1,34834
1,35516
1,36200
1,36882
1,37566
1,38248
1,38932
1,39614
1,40298
1,40980
1,41664
1,42346
1,43030
1,43712
1,44396
1,45078
1,45760
1,46444
1,0892
1,0966
1,1004,
1,1041
1,1079
1,1117
1,1155
1,1193
1.1331
1,1269
1,1308
1,1347
1,1386
1,1425
1,1464
1,1505
1,1542
1,1581
1,1022
1,1661
1,1701
1,1740
1,1781
1,1821
1,1861
1,1903
1,1943
1,1984
1,2025
1,2066
1,2107
1,2149
1,2191
1,2232
1,2274
1,2316
1,2358
1,2401
1,2444
1,2486
1,2528
1,2571
1,2614
6,9
7,0
0,23564 0,47128
0,23905 0,47810
1,23564 1,47128
1,23905 1,47810
Окончание табл.1
1,2656 1,6017 0,6017
1,2699 1,6126 0,6126