Методические указания по практическим занятиям для студентов направления



страница9/9
Дата13.01.2020
Размер3.7 Mb.
ТипМетодические указания
1   2   3   4   5   6   7   8   9
Dн,

мм


,

мм


h,

м


hоч,

м


hиз,

м


Qоч,

тс


Qиз,

тс


1

530

6

1,9

1,0

1,9

3,8

3,1

2

620

7

1,8

0,9

1,8

3,9

3,2

3

720

8

1,9

1,0

1,9

4,0

3,0

4

820

9

1,2

1,0

1,6

4,2

2,3

5

1020

10

2,1

1,0

2,2

4,4

2,4

6

1220

12

2.1

1,0

1,6

4,5

2,5

7

530

7

1,7

1,0

1,7

3,8

3,1

8

820

8

2,1

1,0

1,9

4,1

2,6

9

1020

9

2,1

1,0

2.0

3,9

2,2

10

1220

11

2,1

1,0

1,9

4,4

2,4

11

530

6

1,8

1,0

1,8

3,6

3,2

12

620

8

1,7

0,9

1,7

4,0

3,1

13

720

8

2,1

1,0

1,6

4,5

2,5

14

820

10

2,2

1,1

2,1

4,2

2,3

15

1020

15

1,9

1,0

1,9

4,6

2,7

16

1220

18

1,9

1,0

1,8

4,5

2,5

17

530

7

1,8

1,0

1,7

3,7

3,0

18

820

8

2,0

1,1

2,0

3,5

3,5

19

1020

9

1,9

1,0

1,9

4,6

2,7

20

1220

14

2,0

1,1

1,9

4,5

2,5

21

720

10

1,9

1,0

1,8

4,0

3,0

22

820

7

2,1

1,2

2,1

4,1

2,6

23

1020

16

2,2

1,1

2,0

4,5

2,5

24

1220

18

1,9

1,0

1,8

4,5

2,5

25

530

10

1,75

0,9

1,6

3,8

3,1

26

1420

18

1,9

1,2

1,8

4,5

2,5

27

820

9

2,0

1,2

1,8

3,5

3,5

28

720

7

2,1

1,0

1,9

4,5

2,5

29

1420

17

2,1

1,0

1,9

4,5

2,5

30

820

9

2,1

1,1

2,0

4,1

2,6

31

820

10

1,8

1,0

1,7

4,5

2,5

32

1020

14

2,1

1,0

1,9

3,9

2,2

33

1420

18

1,8

1,0

1,8

4,5

2,5

34

720

9

2,0

0,8

1,7

4,5

2,5



Практическая работа №7.


Определение диаметра основного шпурового заряда при сооружении траншей и каналов на болотах взрывным способом
Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секции. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффициентом уноса жидкости:

Кж = Gж/Gг , (7.1)

где Gж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, м3/сут; Gг - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/сут.

При этом все объемные расходы газа и жидкости приведены к давлению и температуре в сепараторе. Принимается также, что в сепараторе газообразная и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.

Рекомендуется при расчетах и проектировании газонефтяных сепараторов принимать



Кж10-8. (7.2)

Технико-экономическое совершенство газонефтяных сепараторов определяется его пропускной способностью и металлоемкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в гравитационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле



(7.3)

где p – давление в сепараторе, МПа.



В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в горизонтальных – к поперечному сечению аппарата, не занятому жидкостью. Таким образом, объемная пропускная способность сепаратора по газу, приведенная к нормальным условиям, будет определяться следующим образом:

(7.4)

где F – площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе; p – давление в сепараторе, Мпа; Т – температура в сепараторе, К; z коэффициент сжимаемости реального газа; р0 , Т0 – нормальные давление и температура (р0 =0,1013 Мпа, Т0=273К).



В первом приближении, подставляя в эту формулу скорость и пренебрегая различием объемов реального и идеального газов при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах до 0,6 МПА, получают (м3/с)

(7.5)

Можно пользоваться формулой выражая Qгп в м3/сут,



(7.6)

Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу пропускная способность его по жидкости (м3/сут) должна быть не менее



(7.7)

где G(p) – отношение объема газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе, к объему нефти (объем газа приведен к нормальным условиям); В – обводненность добываемой продукции.



Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сечения, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству

(7.8)

где fг – доля поперечного сечения сепаратора, занятая газовым потоком; D – диаметр газонефтяного сепаратора, м; Qж – объемный расход жидкости, проходящий через сепаратор, м3/сут.



Задача. На дожимной насосной станции (ДНС) в сепараторе первой ступени поддерживают давление 0,6 Мпа. Длина сборного коллектора, идущего от «Спутника» до ДНС, L= 10 км и (внутренний) диаметр его D= 0,3 м. Сборный коллектор горизонтален. Объем перекачиваемой нефти G= 3800 т/сут, ее плотность ρ=0,8 т/м3, кинематическая вязкость v=100 мм2/с. Определить необходимый начальный напор Hн или начальное давление pн..

Практическая работа №8,9


Расчет отрицательной плавучести («труба в трубе»).

Определить допустимое расстояние между опорами надземного балочного перехода газопровода, произвести расчет данного участка на прочность и продольную устойчивость. Исходные данные для расчета: наружный диаметр трубы Dн = 1220 мм, толщина стенки = 11 мм, категория участка - III, внутреннее давление – р =5,5 МПа, марка стали – 17Г1С-У, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ = 8 0С, температура фиксации расчетной схемы трубопровода tф = -20 0С, коэффициент надежности по материалу трубы k1 = 1,4. Переход - двухпролетный.



Решение

Расчет допускаемого пролета.



Вес продукта

(Н/м).

Суммарный вес трубы и продукта



= (Н/м).

Осевой момент сопротивления поперечного сечения трубы



3).

Допускаемый пролет



(м).

Кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления



(МПа).

Расчетное сопротивление материала трубы, R2, МПа (см. пример 13.3).

Выполним проверку на продольную устойчивость.

Площадь поперечного сечения трубы



(см2) = 0,04176 (м2).

Сжимающее продольное усилие в трубопроводе



Осевой момент инерции поперечного сечения трубы



Критическая продольная сила



(кН);

(кН).

7803 < 8607 → условие продольной устойчивости выполняется



прогиб от действия поперечных нагрузок

(м).

Суммарный прогиб трубопровода между опорами



(м).

Максимальный изгибающий момент в пролете



(кН·м).

Суммарные продольные напряжения



(МПа).

R1 = 360 МПа (см. пример 13.1).

673,8 > 360 → условие прочности не выполняется. Чтобы условие выполнялось необходимо либо уменьшить lдоп и повторить расчет, либо выбрать марку стали с большим пределом прочности.



Задача. Определить допустимое расстояние между опорами надземного перехода балочного газопровода, произвести расчет данного участка на прочность и продольную устойчивость. Исходные данные для расчета: наружный диаметр трубы - Dн, толщина стенки - , категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – tф, коэффициент надежности по материалу трубы – k1. Переход - однопролетный. Исходные данные в табл. 1

Практическая работа №10,11


Сравнительная оценка надежности различных конструктивных вариантов подводных переходов
Проверку на прочность подземных и назем­ных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия

(6)

где σпр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое по формуле (5), но для принятой толщины стенки; ψ2 - коэффициент, учитывающий двух­осное напряженное состояние ме­талла труб, при растягивающих осе­вых продольных напряжениях (σпр.N ≥ 0), принимаемый равным единице, при сжимающих (σпр.N < 0) определяемый по формуле



(7)

σкц - кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле

(8)

δ – принятая толщина стенки трубы, мм.

Для предотвращения недопустимых пласти­ческих деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям

а) (9)

б)

где =т (предел текучести стали), МПа; - максимальные (фибровые) суммар­ные продольные напряжения в трубо­проводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые по формуле

(10)

где R - минимальный радиус упругого из­гиба оси трубопровода, м; - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле

(11)

ψ3 - коэффициент, учитывающий двух­осное напряженное состояние ме­талла труб; при растягивающих про­дольных напряжениях ( ≥ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих ( ≤ 0) - определяемый по формуле

(12)

Задача 2. Проверить на прочность, на недопустимость пластических деформаций участок магистрального газопровода с наружным диаметром Dн и толщиной стенки - . Исходные данные для расчета: категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – tф, коэффициент надежности по материалу трубы – k1. Радиус упругого изгиба R=1000 Dн. Исходные данные в табл. 13.1

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ

1. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка.- М.: Миннефтегазстрой, 1989.

2. ВСН -51-1-80. Инструкция по производству работ в охранных зонах магистральных трубопроводов.

3. ВСН 012-88. Контроль качества и приемка работ.

4. ВРД 39-1.10-006-2000. Правила технической эксплуатации маги-стральных газопроводов.

5. ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка»

6. ВСН 007-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка».

7. ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ».

8. ВСН 007-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Конструкции и балластировка».

9. ВСН 005-88 «Строительство промысловых трубопроводов».

10. ВНТП 3-85 «Ведомственные нормы технологического проектирования».

11. ВСН 2-38-85

12. ВСН 011-88 «Очистка полости и испытания».

13. ПБ 10-382-00 «Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».

14. РД 39-132-94 «Руководящий документ».

15. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. –М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1985.

16. СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика.

17. СНиП III-42-80 Магистральные трубопроводы. Часть III. «Правила производства работ».

18. СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты».

19. СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты».

20. СП 34-116-97 «Инструкция по сооружению, проектированию и ремонту промысловых нефтегазопроводов».

21. СНиП III 2-75 «Геодезические работы в строительстве».

22. СН 452-73 «Нормы отвода земель для строительства магистральных трубопроводов.

23. СНиП, ТПР 57.033-87

24. СНиП 12-03-01 Безопасность труда в строительстве. Часть 1

25. Сварочно-монтажные работы при строительстве магистральных трубопроводов: справочник, Шмелева И.А., Тарлинский В.Д., Шейнкин М.З.и др.,- М.: Недра, 1990.

26. Сборник научных статей. «Наука и производство: параметры взаимодействия».- Сургут, 2003.

27. Борисов Б.И. Изоляционные работы при строительстве маги-стральных трубопроводов: справочник рабочего.- М.:Недра, 1990.

28. Минаев В.И. Машины для строительства магистральных трубо-проводов.- М.: Недра,1985.

29. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1987.

30. Климовский Е.М., Колотилов Ю.В. Очистка и испытание маги-стральных трубопроводов.- М.: Недра,1987.

31. Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г., Векштейн М.Г., Гумеров Р.С., Азметов Х.А., Капитальный ремонт подземных трубопроводов. - М.: Недра, 1999.








Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9


База данных защищена авторским правом ©zodorov.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница