Технология работ трубопроводного транспорта

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Технология — трубопроводный транспорт

Технология трубопроводного транспорта газонасыцвнньк неф-тей предусматривает поддержание в любой точке трубопровода давления с превышающего давление насыцения нефти газом, т.е. давления, при котором в нефти возникает первый газовый пузырек. От того насколько верно будет определена эта величина зависит плотность расстановки насосных станций по трассе трубопровода, а значит и надежность его работы, его стоимость. [1]

Разработана технология межпромыслового трубопроводного транспорта высокопа-рафинистой нефти в экстремальных эксплуатационных условиях, а именно, при отсутствии теплоизоляционного покрытия нефтепровода и малой производительности перекачки. В соответствии с данной технологией осуществлена частичная реконструкция некоторых нефтепромысловых объектов ЗАО Байтек-Силур, которая не потребовала существенных материальных затрат и времени. Расчетным и экспериментальным методами были подобраны оптимальные режимы эксплуатации межпромысловых нефтепроводов, максимально адаптирующие динамику ламинарного течения реологически сложной нефти к низким температурам окружающей среды. [2]

Внедрение технологии трубопроводного транспорта газонасыщенной нефти позволяет обеспечить подачу значительного количества углеводородов на сотни километров от промыслов. Экономическая эффективность оценивается по сравнению с вариантом раздельного сбора — и транспорта нефти и газа. [3]

Со специфическими особенностями технологии трубопроводного транспорта связано и такое его достоинство, как уменьшение до минимума потерь нефти и нефтепродуктов. [4]

Основным требованием, предъявляемым к технологии трубопроводного транспорта сжиженных газов , является постоянное поддержание сжиженных газов в жидком, состоянии. Вскипание сжиженного газа при падении давления ниже допустимой величины приводит к резкому уменьшению пропускной способности трубопровода вследствие повышения потерь на трение о стенки трубы и кавитации насосов промежуточных перекачивающих станций. [5]

Как опытный специалист в области технологии трубопроводного транспорта , И.Ю. Хасанов в 1980 — 1982 гг. по контракту дважды выезжает в Сирийскую Арабскую Республику в составе группы специалистов для проведения исследований и подготовки технологических рекомендаций по сбору, транспорту и подготовке высоковязких нефтей в САР. [6]

Целью работы является методическое обоснование выбора технологий трубопроводного транспорта реологически сложной нефти и объема применения этих технологий в стоимостном выражении на каждом из участков трубопровода для повышения экономической эффективности работы неизотермического нефтепровода. [7]

Руководство теоретическими и экспериментальными исследованиями в области технологии трубопроводного транспорта осуществляется группой ученых этого института ( В. Е. Губин, Л. Г. Колпаков, Ф. Г. Мансуров, Л, С. Вместе с ними работает многочисленный коллектив способных исследователей. [8]

В учебных программах подготовки, переподготовки и повышения квалификации сегодня нужно предусматривать такие новые направления, как подготовка специалистов технадзора, экспертов, аудиторов страховых компаний, менеджеров международной системы качества, всеобщего управления качества на основе углубленных знаний современной техники и технологии высокоэффективного, высоконадежного трубопроводного транспорта . [9]

В настоящее время список научных трудов A.M. Шаммазова насчитывает свыше 230 наименований, в т.ч. 30 учебников, учебных пособий, монографий. Он является автором более 20 изобретений в области технологии трубопроводного транспорта нефти и газа. [10]

В результате проведенных исследований установлено, что коллоидные свойства нефтегазоконденсатных систем не являются существенно значимыми для технологии трубопроводного транспорта , поэтому в гидравлических расчетах можно не учитывать седиментационные эффекты при разбавлении высокопарафини-стых нефтей конденсатом. [11]

ОСОБЕННОСТИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

К трубопроводному транспорту обычно относят газопроводы и нефтепродуктопроводы. Прообразы трубопроводов – водоводы по бамбуковым трубам – известны с древнейших времен. Пер­вые нефтепроводы были построены в середине XIX в. в Америке. В России первые нефтепроводы были сооружены в районе Баку и Северного Кавказа в 1870–90-х годах по проекту русского ин­женера В. Г. Шухова. Их диаметр составлял 100–200 мм, а про­тяженность свыше 1 тыс. км.

Строительство газопроводов начато в основном в 1920–30-е годы. В нашей стране широкая промышленная добыча и пере­качка природного газа началась после Великой Отечественной войны. Газопровод является практически единственным видом магистрального и местного транспорта этого специфического ви­да груза.

Широкое строительство и использование трубопроводного транспорта в последние 50 лет обусловлено значительными изме­нениями в топливно-энергетическом балансе страны, повыше­нием в нем доли нефти и газа до 70–75%. Особенно высокими темпами идет рост добычи и потребления природного газа.

Ввиду того, что основные месторождения нефти и газа в Рос­сии находятся в весьма отдаленных от потребителей районах Се­вера и Сибири, значение трубопроводного транспорта очень ве­лико.

Техническое оснащение: трубопроводный транспорт представляет собой трубопровод из сварных, как правило, стальных труб различного диаметра с антикоррозийным покрытием. Через каждые 100–140 км устанавливаются насосные станции с автоматическим режимом работы. Груз в трубопроводе перемещается под давлением. При перекачке газа на линии устанавливаются компрес­сорные станции на расстоянии до 200 км друг от друга. К уст­ройствам трубопроводного транспорта относят и линейные узлы для соединения и разъединения параллельных или пересе­кающихся магистралей и перекрытия отдельных участков (в ча­стности, для ремонта).

Трубопроводный транспорт делится на нефте- и продуктопроводы магистральные, подводящие, промысловые и газопрово­ды магистральные и местные.

Трубопроводный транспорт эффективен на любых расстояни­ях. Он используется преимущественно для газообразных и жид­ких грузов и для твердых грузов узкой номенклатуры. Трубопроводный транспорт характеризуется самыми высокими темпами развития. Это относится, прежде всего, к развитию газопроводной сети. Расширение сети трубопроводов вызвано, в том числе, необходимостью снятия перевозки нефти и нефтепродуктов с железнодорожного, речного и автомобильного транспорта. Необходимо расширение сети газопроводов как единственного экологически безопасного и экономически целесообразного способа транспортировки газа. Характерной особен­ностью работы трубопроводного транспорта является непрерыв­ность транспортного процесса.

К основным технико-экономическим особенностям и пре­имуществам трубопроводного транспорта относят:

— возможность повсеместной прокладки трубопроводов;

— массовость размеров перекачки;

— самую низкую себестоимость транспортировки (если принять среднюю себестоимость перевозок на транспорте за 100 %, то на трубопроводном транспорте она составит 30 %, на железнодорожном – 80 %, на автомобильном – 1600 %);

— полную герметизацию, что дает абсолютную сохранность качества и ко­личества грузов;

— полную автоматизацию операций по наливу, сливу и перекачке;

— меньшие капитальные первоначальные вло­жения;

— независимость от климатических условий, а также отсут­ствие отрицательного воздействия на окружающую среду при со­ответствующей изоляции;

— самая низкая себестоимость и самая высокая производительность труда, что связано не в последнюю очередь с небольшим количеством людей, необходимых для выполнения перекачки;

— большая эффективность работы на любых расстояниях перевозки, по сравнению с другими видами транспорта.

— узкая специализация по ви­дам грузов;

— возможность утечки жидкости или газа (экологическая проблема).

Технология работы трубопроводного транспорта характеризуется непрерывностью перекачки грузов. Для повышения производительности трубопровода, а иногда и просто для осуществления перекачки (например, особо вязких сортов той же нефти), возникает технологическая необходимость изменения физико-химических свойств грузов, так как температурный режим, или вязкость, либо другие особенности при их добыче могут отрицательно влиять на производительность подвижного состава. Поэтому в отдельных случаях необходимо осуществлять подогрев или понижение температуры, обезвоживание, смешение, дегазацию (разложение отравляющих веществ, выделяемых химическими соединениями, до нетоксичных продуктов) и другие действия.

Общее устройство трубопроводного транспорта

Нефть, добываемую на промыслах из-под Земли, никогда сразу не закачивают в нефтепровод. Часто ее называют даже не нефтью, а лишь продукцией нефтяных скважин, поскольку эта «продукция» содержит твердые частицы породы, пластовую воду, газ, выделившийся из жидкости, соли, серу и другие примеси и вещества. Присутствие этих примесей в потоке жидкости в трубопроводе быстро вывело бы его из строя, поэтому нефть из резервуаров сборных пунктов нефтяных промыслов направляют сначала в специальные установки подготовки нефти к транспорту (аббревиатура «УПН»).

Читайте также  Медные фитинги под пайку в екатеринбурге

В установках подготовки нефти к транспорту из нефти сначала отбираются и отводятся в специальные резервуары крупные скопления газа. Затем такая нефть проходит через гравитационные сепараторы, в которых она очищается от механических примесей и от более мелких газовых включений.

Очистку нефти от механических примесей чаще всего производят путем резкого уменьшения скорости течения нефти в вертикальных трубах, имеющих большой диаметр. В результате уменьшения скорости нефти более тяжелые частицы механических примесей под действием силы тяжести оседают вниз, а пузырьки газа всплывают вверх. Далее очищенную нефть обессоливают. Для этого ее сначала смешивают с пресной водой, вбирающей в себя соли, а затем обезвоживают путем использования серии специальных процессов (термических, электрических, физико-химических и т.п.). И только затем нефть, очищенную от механических примесей, газа, воды, солей и серы через узлы учета подают в резервуары головной нефтеперекачивающей станции для дальнейшей транспортировки по нефтепроводу.

Нефтеперекачивающие станции предназначены для создания в трубопроводе давления, необходимого для транспортировки нефти с заданной скоростью. Назначение каждой станции — забрать нефть из области низкого давления (перед станцией) и принудительным образом перевести в область высокого давления (после станции). Эту работу выполняют устройства НПС, называемые насосами. Естественно, сделать это можно, только расходуя энергию внешних источников (например, электроэнергию, приводящую в действие насосы). На рис. 3 показаны головная нефтеперекачивающую станцию (аббревиатура «ГНПС»), находящаяся в начале нефтепровода, и промежуточные нефтеперекачивающие станции (аббревиатура «ППС»), расставленные по трассе нефтепровода через определенные промежутки. Дистанции между последовательными НПС определяются расходом нефти (т.е. количеством нефти, прокачиваемой в единицу времени), ее физическими свойствами, прежде всего, вязкостью, диаметром нефтепровода, профилем трубопровода, характеристиками используемых насосов и рядом других факторов. В общем случае можно сказать, что создаваемого НПС давления должно хватить для транспортировки нефти с заданным расходом до следующей НПС.

Промежуточные НПС повышают давление в потоке транспортируемой нефти, поступающей с предыдущих участков, делая его достаточным для продвижения нефти до следующей НПС. И так до конечного пункта всего нефтепровода.

Заканчивается нефтепровод резервуарным парком нефтеперерабатывающего завода (аббревиатура «НПЗ») или крупной перевалочной нефтебазой, из которой происходит перевалка (отгрузка) нефти на железную дорогу или ее налив в танки речных или морских судов. Этими судами нефть отправляется либо на другие НПЗ, либо на экспорт.

Объекты, входящие в состав головных и промежуточных нефтеперекачивающих станций можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения, и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк (аббревиатура «РП»), подпорная насосная, узел учета нефти с фильтрами-грязеуловителями, магистральная насосная, узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами, камеры пуска и приема очистных устройств, технологические трубопроводы с запорной арматурой (задвижками). К объектам второй группы относятся: понижающая трансформаторная, комплекс водоснабжения, сооружения отводу промышленных и бытовых стоков, инженерно-лабораторный корпус, узел связи, механические и ремонтные мастерские, пожарное депо, гараж, складские помещения и т.п.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти, краткосрочное хранение нефти в резервуарах, внутристанционные перекачки (из резервуара в резервуар), закачка нефти в магистральный нефтепровод, пуск в трубопровод средств очистки и диагностики (аббревиатура «СОД»).

Промежуточные нефтеперекачивающие станции осуществляют повышение давления в потоке нефти от давления всасывания на входе в НПС до давления нагнетания на выходе из нее с целью дальнейшей перекачки. При работе ППС в режиме «из насоса — в насос» (т.е. в режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные нефтеперекачивающие станции не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары, такие парки на ППС имеются. На ППС устанавливают также системы регулирования давления и системы защиты трубопровода от гидравлических ударов (т.е. от скачкообразных повышений давления в результате резкого торможения или ускорения столба жидкости).

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на технологические или эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км. Каждый такой участок состоит из 3-5 перегонов, разделяемых НПС, работающими в режиме «из насоса — в насос». Иными словами, все перегоны технологического участка гидравлически связаны друг с другом (авария на каком-либо одном перегоне нефтепровода влечет за собой остановку всего участка). В то же время соседние технологические участки соединяют друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может работать независимо от других, закачивая нефть в трубопровод за счет запасов, имеющихся в его резервуарном парке. Это повышает надежность работы всего нефтепровода в целом.

Технологии трубопроводов

Свой вклад в развитие трубопроводного транспорта внесли и российские и советские ученые и инженеры. Как бы ни были хороши импортные технологии, их применение, особенно в условиях Севера, без доработки часто было просто невозможно. К тому же, естественно, они были достаточно дорогими. А в ряде случаев именно отечественные технологии открывали новые возможности для развития трубопроводного транспорта.

Как сделать трубу

Трубопровод невозможен без своего основного конструкционного элемента — собственно трубы. Известно, что эффективность трубопровода зависит от того, как быстро через него можно перекачать заданный объем. Скорость перекачки связана с давлением на подающем конце трубы, трением жидкости или газа о стенки трубы и внутренним трением самого передаваемого вещества.

В случае с перекачкой нефти эти вопросы стоят особенно остро. Нефть заметно густеет при понижении температуры. К тому же она липнет к стенкам. Чтобы «пропихнуть» нефть, надо нагреть ее и приложить давление в трубе. А это значит, что труба должна выдерживать очень высокое давление, сейчас нефтепроводы работают с давлением до 75 атмосфер. С другой стороны, прокачка продукта ускорится, если увеличить диаметр трубы, но тогда и нагрузка на стенки трубопровода в абсолютных цифрах увеличится и они могут не выдержать.

Поэтому инженеры всего мира постоянно прилагали усилия, чтобы решить вопрос изготовления прочных труб большого диаметра. Большой диаметр — это примерно полметра и более. Здесь нужно было решить две важных проблемы: изготовить нужного качества сталь и сварить трубы надлежащим способом.

Особенно важно качество стали при прокладке трубопровода в условиях Крайнего Севера, в зонах вечной мерзлоты. И когда в 50-е ⎯ 60-е годы началось освоение северных месторождений, потребовались трубы, которые могли бы выдержать давление в десятки атмосфер без угрозы разрыва. Такие трубы производили в США и Японии из легированных сталей, но они были весьма дорогими.

Разработка отечественных сталей такого качества потребовала бы много времени и средств. Решение предложил знаменитый Институт электросварки в Киеве (известный еще как Институт Патона). Именно здесь была разработана уникальная технология сварки танков в годы Великой Отечественной. И патоновцы нашли решение: они предложили делать трубу из обычной рулонной стали толщиной всего 4 мм, но намотанной в много слоев и сваренной по торцам. Сталь такой малой толщины не склонна к хрупкому разрушению, и даже в случае превышения предельного давления труба не лопается, а как бы раскручивается, что сокращает длину разрушенного участка.

Читайте также  3d модели фитинги гидравлические

Сейчас российские производители металла выпускают стальной лист требуемых прочностных свойств, а производители труб используют самые передовые технологии по производству труб из этого листа, делая всего один шов ⎯ продольный. Но труба — это не только металл, это еще и сварка металла.

В пламени

Сварка металла применяется при строительстве трубопровода дважды: при изготовлении самой трубы и при соединении отдельных труб в окончательную нитку. И если на заводе можно создать самые лучшие условия для проведения сварочного процесса, то «в поле» это сделать достаточно сложно.

В СССР вплоть до 1948 года сварка труб в нитку проводилась вручную. Затем появились первые импортные и отечественные автоматы сварки под флюсом, то есть с изоляцией от действия внешней среды. Но процесс был все еще достаточно медленным. К тому же при работе в зимних условиях мало того, что увеличивался расход рабочего времени, — страдало само качество швов. И в 1952 году при строительстве трубопроводов впервые в мире была применена очередная советская разработка — установка контактно-стыковой сварки непрерывным оплавлением, созданная трудами Института электросварки, НИИ строительства трубопроводов и конструкторского бюро «Главстроймашина».

Эта технология с успехом используется до сих пор. Если максимально упростить ее описание, то это подача электротока на сами трубы, которые с помощью специального станка особым способом совмещаются с высокой точностью. В момент «почти касания» концы труб начинают кипеть, и образуется качественное соединение металла. Эта технология отличается высокой производительностью, качеством независимо от погодных условий, высоким уровнем автоматизации процесса.

Сварочный комплекс «Север-1» Института электросварки им. Е. О. Патона, который позволяет сваривать один стык трубы диаметром 1420 мм за пять минут, стал прототипом новых эффективных систем, которые используются в наше время. Но сварка бывает не только электрической, и ее уже просят подвинуться конкуренты.

Лучевое соединение

Нобелевскую премию за изобретение квантового генератора, известного широкой публике как лазер, Николай Басов, Александр Прохоров и Чарльз Таунс получили еще в середине 50-х годов прошлого века. И очень скоро возник вопрос практического применения новой технологии.

В начале 70-х годов российский физик Евгений Велихов занялся вопросами использования физики лазерного излучения в практических целях. Начиная с 1976 года на заводе ЗИЛ и ряде авиационных заводов заработали специальные лаборатории, которые использовали газовые лазеры мощностью до 15 кВт. Основными направлениями исследований были резка и сварка металлов.

В 1988 году появились серийные промышленные лазеры. Преимущества лазерной сварки заключаются в ее скорости, глубине проплавления при малой ширине шва, что обеспечивает высокое качество соединения. Мало того, лазер может находиться на удалении от места сварки, что важно при ремонтных работах. Зеркала и волоконная оптика позволяют маневрировать лучом.

И уже в начале нового века, в 2002–2003 гг., НПО «Лазерный технологический центр» совместно с Челябинским трубопрокатным заводом разработали и испытали технологию одно- и многолучевой лазерной сварки газо- и нефтепроводных труб. Эта технология постепенно входит в арсенал как изготовителей труб, так и строителей трубопроводов.

Пока что эта технология не стала повсеместной в связи со сложностью и высокой стоимостью оборудования, тем не менее работы по ее совершенствованию в России ведутся целым рядом предприятий и можно надеяться, что скоро ее позиции укрепятся. Но кроме изготовления труб и сбора нитки трубопровода есть еще задачи — обеспечить его сохранность и качественное управление.

Как сохранить и использовать

Трубопроводы ржавеют. И борьба с воздействием внешней среды началась очень давно: их красили, покрывали битумной мастикой, затем пришла очередь многослойных ленточно-битумных покрытий, которые сменили покрытия полимерные, наносимые прямо на заводе. Надо признать, что долгое время строители предпочитали старые способы — так казалось дешевле и проще.

Но время тасует карты. Требования к надежности трубопроводов все растут. Поэтому технологи разрабатывают все новые защитные материалы, призванные уберечь трубу от внешних воздействий, которые могли бы повлечь разрушение внешней гидроизоляции и способствовать развитию коррозии. Одним из таких изобретений является покрытие, созданное в России из нетканой синтетической материи, которая пропитана формальдегидной смолой с отвердителем. Застыв, этот материал надежно защищает гидроизоляцию труб от повреждений при укладке.

Российские инженеры постоянно разрабатывают всевозможные ремонтные конструкции и аварийное технологическое оборудование. Благодаря этому срок службы трубопроводов большого диаметра растет: если полвека назад считалось, что они могут эксплуатироваться около 30 лет, то современные трубопроводы могут безаварийно отработать в полтора-два раза дольше.

Но эффективность и надежность будут обусловлены не только качеством самого трубопровода, но и качеством управления и обслуживания. Именно для этого российские специалисты разработали «Единую автоматизированную систему управления трубопроводом», которая должна обеспечить работу новых российских магистральных систем. Так трубопроводный транспорт в XXI веке становится центром притяжения высоких технологий.

Технология трубопроводного транспорта нефти. Состав и назначение сооружений, входящих в систему нефтепровода: перекачивающие станции, линейная часть, резервуарные парки и т.п..

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

§ трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) либо в надземном (на опорах) вариантах. Для магистральных нефтепроводов обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм. Толщина стенки рассчитывается исходя из максимального давления, развиваемого перекачивающей станцией;

§ линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15…20 км.

§ переходы через естественные и искусственные препятствия:

подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более);

переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах);

надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;

§ устройства приема и пуска скребка, предназначенные для очистки трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема средств внутритрубной диагностики. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с перекачивающими станциями. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, и на отводах протяженностью более 5 км. Технологические схемы устройств приема и пуска скребка должны обеспечивать различные варианты технологи­ческих операций в зависимости от расположения на нефтепроводе: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием, а также обеспечивать возможность осуществления перекачки без остановки ПС в процессе очистки или диагностики нефтепровода;

§ станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода;

§ линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основном диспетчерское назначение и является ответственным сооружением. Нарушение связи приводит, как правило, к остановке перекачки. Линия электро­передачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной защиты (СКЗ);

§ вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.

Читайте также  Ручной желобонакатчик для труб

Перекачивающие станции представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Они подразделяются на головную и промежуточные.

§ Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохра­нитель­ными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами.

§ Промежуточные перекачивающие станции предназнача­ют­ся для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В от­личии от ГПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета.

Расстановка перекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет:

§ для первой очереди 100…200 км;

§ для второй очереди 50…100 км.

Магистральные нефтепроводы большой протяженности раз­биваются на эксплуатационные участки длиной 400…600 км (рис. 1.2). На границах эксплуатационных участков располагаются перекачивающие станции, состав которых аналогичен ГПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3…0,5 суточной производительности QСУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 QСУТ в случае обеспечения приемо-сдаточных операций.

1-й экспл. участок
2-й экспл. участок
ГПС
ПС
ПС
ПС
ПС
ПС
ПС (КП)
Рис.1.2. Схема эксплуатационных участков магистрального нефтепровода

Через цепь последовательно расположенных перекачивающих станций нефть поступает на конечный пункт. На КП производится прием нефти, её учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. Резервуарный парк КП должен иметь такую же вместимость, что и резервуарный парк ГПС.

РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК — комплекс взаимосвязанных отдельных или групп резервуаров для хранения или накопления жидких продуктов (нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов, химических продуктов, воды и др.); оборудуется технологическими трубопроводами, запорной арматурой, насосными установками для внутрипарковых перекачек, системами сокращения потерь продуктов, безопасности, пожаротушения и средствами автоматизации.

Резервуарные парки обеспечивают равномерную загрузку магистральных трубопроводов, компенсацию пиковых и сезонных неравномерностей потребления нефти, нефтепродуктов и воды промышленными районами и городами, накопление запасов аварийного и стратегического резерва, для технологических операций по смешению, подогреву и доведению продуктов до определённой кондиции и могут использоваться при товарно-коммерческих операциях для замеров количества продуктов.

Резервуарные парки обеспечивают повышение надёжности систем нефтеснабжения народного хозяйства в целом. Резервуарные парки могут входить в состав нефтепромыслов, нефтебаз, головных и промежуточных (с ёмкостью) перекачивающих станций магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и водоводов, нефтеперерабатывающих предприятий, нефтехимических комплексов, а также являться самостоятельным предприятием.

По способу размещения резервуаров различают резервуарные парки надземные, наземные, полуподземные, подземные и подводные. Надземные и наземные резервуарные парки оборудуются в основном стальными вертикальными цилиндрическими нефтяными резервуарами со стационарной или плавающей крышей, понтонами или резервуарами специальных конструкций (каплевидных, сферических и др.); полуподземные — железобетонными резервуарами с облицовкой внутри стальным листом или без неё.

Надземные, наземные и полуподземные резервуарные парки для нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов и легковоспламеняющихся химических продуктов состоят из групп резервуаров. Ёмкость резервуаров одной группы не превышает 200 тысяч м 3 . Обычно по периметру они ограничены обвалованием (ограничивающей стенкой), дорогами или противопожарными проездами. Расстояния между резервуарами в резервуарные парки ограничиваются санитарными и противопожарными нормами и правилами. Ёмкость надземных, наземных и полуподземных резервуарных парков не превышает 1 млн. м и ограничивается размерами отводимой территории.
Подземные резервуарные парки позволяют создать значительные запасы продуктов при небольших площадях по сравнению с наземными или полуподземными. Подземные резервуарные парки сооружаются обычно в отложениях каменной соли или в твёрдых осадочных породах (см. Соляные хранилища).
Подводные резервуарные парки могут сооружаться в бетонных фундаментах морских буровых платформ, состоять из подводных резервуаров (рис. 1, рис. 2) или танкеров, используемых в качестве резервуарных парков (см. Подводное нефтехранилище).

Подземные и подводные резервуарные парки безопасны в пожарном отношении и исключают потери продуктов от испарения.

Общая тенденция при строительстве и эксплуатации резервуарных парков — повышение безопасности и сокращение потерь продуктов при минимальной их стоимости.

Гидравлический расчет стационарных режимов работы нефтепровода. Основные категории: средняя скорость, массовый и объемный расходы, давление, напор. Уравнение неразрывности потока и уравнение Бернулли с потерями напора в виде формулы Дарси-Вейсбаха. Местные потери напора. Гидравлический уклон. Линия гидравлического уклона.

V(м/с) – средняя скорость

Объёмный расход Q, м 3 /сек;м 3 /час

Массовый расход М, кг/сек; кг/час

Коммерческий расход Qк=M/ρст – масс.расход, привед. к станд. условиям, м 3 /сек; мин*м 3 /сут

Линейная скорость , м/с

Массовая скорость кг/м 2 с

При движ. газа масс. расхзод и скорость пост., а лин. скорость и объём. расход увелич. вследствие снижения плотности.

Ур. неразрывности:

Установившееся течение жидкости в трубе описывается двумя уравнениями:

1)Уравнение сохранения массы:

Изменение работы внешних сил:

Изменение работы внутренних сил

— мощность сил внутреннего трения, рассчитанная на единицу массы жидкости

h1-2 – потери напора м/ду сечениями 1 и 2 (м)

Скоростной + пьезометрический + геометрический напоры — полный напор в сеч/ X (м)

Для участка т/п, все сечения которого полностью заполнены жидкостью:

Потери напора на трение hт обусловлены трением слоёв жидкости относительно друг друга:

Потери напора на местное сопротивление где ξ зависит от числа Рейнольдса и от параметров мест. сопротивления. При расчёте м.н. обычно принимают hm =0,02 hт

Если D=const и жидкость, тек. по нему, несжимаемая, то из ур. сохр. массы следует, что скорость движения жидкости постоянная и ур. Бернулли принимает вид:(P1/pg+z1)-(P2/pg+z2)=h1-2

коэфф гидр сопр

е относит шереховатость

Гидравлическим уклоном называют потери напора на трение, отнесенные к единице длины трубопровода

(1.15)

С учетом (1.15) уравнение (1.11) принимает вид

(1.16)

Графическое представление выражения (1.16) показано на рис. 1.7.

1,02·i·Lp
hОСТ
Dz
H
Lp

Графическое представление линии гидравлического уклона

Как видно из рисунка, линия гидравлического уклона показывает распределение напора по длине трубопровода. Напор в любой точке трассы определяется вертикальным отрезком, отложенным от линии профиля трассы до пересечения с линией гидравлического уклона. При графических построениях (расстановке ПС на профиле трассы) положение линии гидравлического уклона должно учитывать надбавку на местные сопротивления.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: