Федеральный закон от 31.03.99 N 69-ФЗ — Редакция от 11.06.2021 — Контур.Норматив

3.Характеристики нагнетателей (при проведении технологических расчетов магистральных газопроводов). Аналитическое выражение.

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

§ начальный и конечный пункт трубопровода;

§ потребность в перекачке нефти (на перспективу);

§ пропускная способность в целом по системе и по участкам;

§ размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

§ сроки ввода в эксплуатацию нефтепровода по очередям строительства.

Трасса магистрального нефтепровода должна быть максимально приближена к геодезической прямой, однако, как правило, на практике это не представляется возможным. Трасса трубопровода не должна пересекать крупные населенные пункты, заповедники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокладывать трубопровод через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначительном удлинении трассы.

При выборе трассы изучаются геологические, клима­тические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэро­фотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические:приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

…

На основании топографических изысканий выбранной трассы нефтепровода строится сжатый продольный профиль, представляющий собой разрез земной поверхности вер­тикальной плоскостью, проходящей через ось трассы. Чертеж профиля выполняется в двух масштабах – вертикальном и горизонтальном – которые отличаются по величине. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодезических (нивелирных) отметок. По сжатому профилю трассы выполняют расстановку перекачивающих станций.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

§ Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

(1.1)

где L – полная протяженность нефтепровода;

l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i;

n – число участков.

§ Плотность нефти определяется на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р определяется по формуле

(1.2)

где x – температурная поправка, кг/(м³∙К),

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃;

r₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³.

§ Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM):

(1.3)

где n_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

формула Филонова-Рейнольдса:

(1.4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

§ Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл. 1.3).

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов [4]

В числителе указаны значения N_Р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%).

§ Механические (прочностные) свойства трубной стали, необходимые для определения толщины стенки нефтепровода.

§ Укрупненные технико-экономические показатели: стои­мость линейной части и оборудования ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущий ремонт и собственные нужды, заработная плата персонала и т. д.

Перевальной точкой называется такая возвышенность на трассе нефтепровода, от которой нефть приходит к конечному пункту нефтепровода самотеком. Таких вершин в общем случае может быть несколько. Расстояние от начала нефтепровода до ближайшей из них называется расчетной длиной нефтепровода. Рассмотрим это на примере нефтепровода протяженностью L, диаметром D и производительностью Q (рис. 1.9).

Прежде чем приступить к расстановке перекачивающих станций по трассе нефтепровода, необходимо исследовать трассу на наличие перевальной точки. Для этого на сжатом профиле трассы в соответствии с выбранными масштабами длин и высот строится прямоугольный треугольник, изображающий потери напора на некотором участке трубопровода. Построения выполняются в следующем порядке:

§ В горизонтальном масштабе откладывается отрезок ab, соответствующий участку нефтепровода длиной l;

§ Определяется значение потерь напора на трение (с учетом надбавки на местные сопротивления) для участка длиной l

.

§ Из точки a перпендикулярно вверх откладываем отрезок ac , равный величине h_l в масштабе высот.

Соединив точки b и c, получим треугольник abc, называемый также гидравлическим треугольником. Его гипотенуза bc определяет положение линии гидравлического уклона в выбранных масштабах.

Графическое определение перевальной точки

…

и расчетной длины нефтепровода

Из конечной точки трассы с учетом требуемого остаточного напора h_ОТ параллельно гипотенузе bc проведем линию гидравлического уклона 1. Ее пересечение с линией профиля указывает на наличие перевальной точки. Для ее определения проведем параллельно линию гидравлического уклона 2, с расчетом, чтобы она касалась профиля и нигде его не пересекала. Место касания линии 2 с линией профиля обозначает положение перевальной точки, определяющей расчетную длину нефтепровода.

Это говорит о том, что достаточно закачать нефть на перевальную точку, чтобы она с тем же расходом достигла конечного пункта трубопровода. Самотек нефти обеспечен, так как располагаемый напор (z_ПТ – z_K – h_ОТ) больше напора, необходимого на преодоление сопро­тивления на участке от перевальной точки до конечного пункта

(z_ПТ – z_K – h_ОТ)>i∙(L– l_ПТ) ,

где l_ПТ – расстояние от начального пункта нефтепровода до перевальной точки.

В этом случае за расчетную длину трубопровода принимают расстояние L_P=l_ПТ, а разность геодезических отметок принимается равнойDz= z_ПТ – z_H. Если пересечение линии гидравлического уклона с профилем отсутствует, то расчетная длина трубопровода равна его полной длине L_P=L, а Dz= z_K– z_H.

Следует отметить, что перевальная точка не всегда является самой высокой точкой на трассе (рис. 1.9.).

Рассмотрим течение жидкости за перевальной точкой (рис. 1.10).

Рис. 1.10. Течение жидкости за перевальной точкой

На интервале между перевальной точкой и конечным пунктом выделим два участка: АС длиной l₁ и AK длиной l₂. Самотечное движение нефти на участке AKобеспечивается напором AE=i∙l₂.

На первом участке располагаемый напор CM превышает требуемый напор BM=i∙l₁на величину BC. Следовательно, на участке АС гидравлический уклон должен быть больше i. Это возможно лишь в случае увеличения скорости течения нефти на участке АС. Как следует из уравнения неразрывности

Q = w∙F,

с возрастанием скорости w площадь живого сечения потока Fдолжна уменьшаться. Это говорит о движении жидкости на участке АС неполным сечением трубопровода. Давление жидкости на этом участке ниже, чем в любой точке трубопровода и равно давлению насыщенных паров нефти (то есть абсолютное давление в трубопроводе меньше атмосферного). Пространство над свободной поверхностью жидкости будет заполнено выделившимися из нее парами и растворенными газами. При значительной длине самотечного участка вследствие высокой скорости потока происходит отрыв и унос парогазовых пузырьков в нижней части газовой полости. По мере удаления от самотечного участка давление жидкости возрастает, что приводит к кавитационным процессам из-за резкого схлопывания пузырьков. В свою очередь это может привести к значительной вибрации трубопровода и сопровождается повышенным уровнем шума.

Длительная работа нефтепровода на пониженных режимах перекачки является причиной продолжительного существования газовой полости за перевальной точкой. Повышенное содержание в нефти сернистых соединений может вызвать ускоренное протекание коррозионных процессов на внутренней поверхности стенки трубы над свободной поверхностью жидкости.

При увеличении расхода перекачиваемой нефти перевальная точка может исчезнуть, однако процесс растворения парогазового скопления продолжается длительное время. Если скорость течения достаточно велика, скопления газа выносятся потоком жидкости и могут достичь резервуара на конечном пункте нефтепровода. Сопровождающий это явление гидравлический удар приводит к повреждению резервуаров и их оборудования.

Если на конечном пункте нефтепровода поддерживать повышенный напор h_оф (рис.1.9), то появления перевальных точек на трассе можно избежать (линия гидравлического уклона 2 будет продолжена пунктирной линией). Разница полезного h_оф и требуемого h_от напоров может быть использована, например, для привода портативной электростанции. Проект такой электростанции разработан на нефте­проводе Тихорецк–Новороссийск в районе нефтебазы «Грушовая».

Основные формулы для гидравлического расчета газопровода. Исходные данные для гидравлического расчета газопровода.

8,11.Расходно-напорные характеристики трубопровода, насоса, насосной станции.

Характеристики трубопровода, насоса и насосной станции. Совмещенная характеристика.

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

§ начальный и конечный пункт трубопровода;

§ потребность в перекачке нефти (на перспективу);

§ пропускная способность в целом по системе и по участкам;

§ размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

§ сроки ввода в эксплуатацию нефтепровода по очередям строительства.

Трасса магистрального нефтепровода должна быть максимально приближена к геодезической прямой, однако, как правило, на практике это не представляется возможным. Трасса трубопровода не должна пересекать крупные населенные пункты, заповедники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокладывать трубопровод через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначительном удлинении трассы.

При выборе трассы изучаются геологические, клима­тические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэро­фотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические: приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

…

На основании топографических изысканий выбранной трассы нефтепровода строится сжатый продольный профиль, представляющий собой разрез земной поверхности вер­тикальной плоскостью, проходящей через ось трассы. Чертеж профиля выполняется в двух масштабах – вертикальном и горизонтальном – которые отличаются по величине. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодезических (нивелирных) отметок. По сжатому профилю трассы выполняют расстановку перекачивающих станций.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

§ Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

(1.1)

где L – полная протяженность нефтепровода;

l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i;

n – число участков.

§ Плотность нефти определяются на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р определяется по формуле

(1.2)

где x – температурная поправка, кг/(м³∙К),

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃;

r₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³.

§ Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

(1.3)

где n_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

формула Филонова-Рейнольдса

(1.4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

§ Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепроводаN_Ропределяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл. 1.3).

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов [4]

В числителе указаны значения N_Р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%).

§ Механические (прочностные) свойства трубной стали, необходимые для определения толщины стенки нефтепровода.

§ Укрупненные технико-экономические показатели: стои­мость линейной части и оборудования ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущий ремонт и собственные нужды, заработная плата персонала и т. д.

В процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов могут возникать обстоятельства, которые вызывают необходимость пере­распределения грузопотоков транспортируемой нефти. Выходом из сложившейся ситуации может быть либо строительство новых (параллельных) нефтепроводов, либо увеличение пропускной способности существующих магистралей.

Последний вариант можно реализовать изменением (Q-H) характе­ристики перекачивающих станций или линейной части трубопровода, при которых рабочая точка перемещается вправо. Это может быть достигнуто следующими способами: сооружением дополнительных станций на линейных участках между существующими (удвоением числа ПС), либо прокладкой дополнительных лупингов.

Теоретическое решение задачи о повышении производительности существующего нефтепровода подробно изложено в [17,18]. Однако на практике увеличение пропускной способности ограничивается как условием прочности трубопровода, так и возможностями насосных агрегатов.

На стадии проектирования трубопровода насосы подбираются из условий их работы в зоне оптимального режима, то есть при наибольшем значении коэффициента полезного действия. Смещение рабочей точки вправо приводит к изменению режима работы насосов, и как следствие, выход из их рабочей зоны. Поэтому при удвоении числа ПС неизбежна их реконструкция с заменой насосных агрегатов, а также возможное изменение схемы их соединения с последовательной на параллельную.

…

Как правило, на стадии проектирования толщина стенки трубопровода рассчитывается исходя из распределения линии гидравлического уклона при всех возможных режимах его работы. Удвоение перекачивающих станций приводит к перераспределению давлений (напоров) на линейных участках нефтепровода, что может привести к нарушению прочности трубопровода. Кроме того, необходимо учитывать уменьшение прочности трубопровода при значительном сроке его эксплуатации.

Повышение производительности нефтепровода от проектного значения Q до некоторого Q_* учитывается коэффициентом увеличения пропускной способности, равном c= Q_*/Q.

Рассмотрим возможные варианты увеличения производительности нефтепровода.

Увеличение пропускной способности без реконструкции перекачивающих станций (при H_СТ¹const)

Примем для простоты, что все перекачивающие станции укомплектованы однотипными магистральными насосами, работающими по последовательной схеме соединения. При удвоении перекачивающих станций рабочая точка переместится из положения А в В и производительность трубопровода возрасте от проектной Q=Q_ПР до значения Q₁. Напоры, развиваемые насосами ПС, несколько уменьшатся, т.е. H_СТ¹const (рис. 1.34).

Как видно из рисунка, значение Q₁ может значительно превышать величину Q₀, которая соответствует правой границе рабочей зоны насоса. Поэтому реализация метода удвоения числа ПС (без реконструкции) возможна в случае перемещения рабочей точки в положение C, то есть промежуточные станции второй очереди должны развивать меньший напор (работать с меньшим количеством насосов). В этом случае пропускную способность нефтепровода целесообразно увеличивать прокладкой дополнительных лупингов на линейных участках, что позволяет переместить рабочую точку в положение E.

Общую протяженность лупинга для одного эксплуатационного участка нефтепровода найдем из совместного решения уравнений баланса напоров:

при проектной производительности

, (1. 104)

и после прокладки лупинга длиной l_Л

, (1.105 )

где a=m_М×a_М и b=m_М×b_М.

Решая уравнения (1.104 ) и (1.105 ) относительно расхода, получим

(1.106)

и

. (1.107 )

Коэффициент увеличения пропускной способности определим с учетом (1.106) и (1.107) из равенства

. (1.108)

Общая протяженность лупинга, найденная из выражения (1.108) при известном значении c, составит

. (1.109)

Размещение лупингов на отдельных участках трассы выполняется с учетом размещения перекачивающих станций и ограничений по подпорам и напорам. Кроме того, должны быть учтены разрешенные напоры на линейных участках и рельеф трассы нефтепровода.

Увеличение пропускной способности с реконструкцией перекачивающих станций (при H_СТ=const)

Рассмотрим случай, когда увеличение производительности нефтепровода предполагается с заменой всех основных насосов на всех ПС. Насосы подбираются так, чтобы развиваемый каждой ПС напор соответствовал проектному значению, то есть H_СТ= H_ПР =const. При этом коэффициент полезного действия должен быть наибольшим в области возможного увеличения производительности нефтепровода.

В случае удвоения числа ПС рабочая точка на совмещенной характеристике сместится из положения A в положение B (рис. 1.35).

Рис. 1.35. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС

при H_СТ=const

1 – (Q-H) характеристика нефтепровода; 2 – (Q-H) характеристика нефтепровода с лупингом

Найдем коэффициент увеличения пропускной способности для случая H_СТ=const. Запишем уравнение баланса напоров:

для n перекачивающих станций (до удвоения ПС)

, (1.110)

и после удвоения ПС

. (1.111)

Коэффициент увеличения пропускной способности при дублировании числа ПС с учетом (1.110) и (1.111) составит

. (1.112)

Если предположить равенство DH=Dz h_ОСТ, то из (1.112) получим

. (1.113)

Определим протяженность лупинга, обеспечивающего такое же увеличение производительности, что и при удвоении числа перека­чи­вающих станций (c_Л = c_Д). В этом случае рабочая точка совмещенной характеристики будет соответствовать точке C (рис. 1.35). Запишем уравнение баланса напоров для нефтепровода с лупингом

. (1.114)

Решая совместно (1.110) и (1.114) относительно l_Л, получим

. (1.115)

Проанализируем влияние режима течения на коэффициент увеличения пропускной способности c_Д и относительную длину лупинга l_Л / L. Результаты сравнения приведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Влияние режима течения на c_Д и l_Л / L

Из таблицы следует, что при ламинарном режиме течения нефти эффективность удвоения ПС и применения лупинга ( L_Л = L) одинакова. При турбулентном режиме течения эффект от применения лупинга превышает эффект от удвоения ПС.

Сопоставим теперь рассмотренные способы увеличения пропускной способности с точки зрения удельных затрат электроэнергии на 1 тонну перекачиваемой нефти. Если пренебречь энергозатратами на работу подпорных насосов, из формулы (1.87) следует

. (1.116)

После удвоения перекачивающих станций (при H_СТ=const)

. (1.117)

Если предположить равенство коэффициентов полезного действия насосов h_Н, электродвигателей h_Э и механической передачи до и после удвоения числа ПС, относительное увеличение энергозатрат составит

. (1.118)

В случае применения лупинга прирост пропускной способности нефтепровода происходит за счет снижения гидравлического сопротивления линейной части, то есть без участия перекачивающих станций. В этом случае

. (1.119)

Таким образом, анализ способов увеличения производительности нефтепровода позволяет сделать следующие выводы:

§ во всех случаях применение лупингов предпочтительнее удвоения числа перекачивающих станций (как с точки зрения удельных энергозатрат, так и согласования режимов работы насосных агрегатов);

§ если не предполагается реконструкция существующих перекачивающих станций с заменой насосных агрегатов, увеличение производительности ограничено правой границей рабочей зоны насосов.

В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 1) :

q подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головными сооружениями трубопроводов;

q головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится прием нефти, ее учет и перекачка на следующую станцию;

q промежуточные перекачивающие станции (ПС), предназна­ченные для создания необходимого рабочего давления и дальнейшей перекачки;

q конечный пункт (КП), на котором осуществляется сдача нефти из нефтепровода, ее учет и распределение потребителям;

q линейные сооружения.

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.

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 Q_СУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 Q_СУТ в случае обеспечения приемо-сдаточных операций.

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.

Подготовка нефти и газа к транспорту.

Нефть

На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.

Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различные высококачественные масла и топлива, так и новые виды химической продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием минеральных солей 100—500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.

При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.

Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование.

Газ

Hаличие в газе воды, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию оборудования, приводит к необходимости увеличения мощности газокомпрессорных станций, снижает надёжность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на газокомпрессорных станциях и линейной части газопроводов. Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа в абсорбционных колоннах. Такая схема реализована на Уренгойском месторождении.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.

Режимы работы нефтепровода определяются подачей и напором насосов ПС в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое нарушение баланса приводит к изменению режима работы и обуславливает необходимость регулирования [7, 9].

К основным факторам, влияющим на режимы работы системы «ПС – трубопровод», можно отнести следующие:

§ переменная загрузка нефтепровода, вызванная различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (НПЗ);

§ изменение реологических параметров нефти вследствие сезонного изменения температуры, а также влияния содержания воды, парафина, растворенного газа и т. п.;

§ технологические факторы – изменение параметров насосов, их включение и отключение, наличие запасов нефти или свободных емкостей и т. д.;

§ аварийные или ремонтные ситуации, вызванные поврежде­ниями на линейной части, отказами оборудования ПС, срабатываниями предельной защиты.

Некоторые из этих факторов действуют систематически, некоторые – периодически. Все это создает условия, при которых режимы работы системы «ПС – трубопровод» непрерывно изменяются во времени.

Из уравнения баланса напоров следует, что все методы регулирования можно условно разделить на две группы:

…

q методы, связанные с изменением параметров перекачивающих станций

§ изменение количества работающих насосов или схемы их соединения;

§ регулирование с помощью применения сменных роторов или обточенных рабочих колес;

§ регулирование изменением частоты вращения вала насоса;

q методы, связанные с изменением параметров трубопровода

§ дросселирование;

§ перепуск части жидкости во всасывающую линию (байпасирование).

Изменение количества работающих насосов. Этот метод применяется при необходимости изменения расхода в нефте­проводе. Однако результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и вида характеристики трубопровода (рис. 1.22).

Рис. 1.22. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС при регулировании изменением числа и схемы включения насосов

1 – характеристика насоса; 2 – напорная характеристика ПС при последовательном соединении насосов; 3 – напорная характеристика ПС при параллельном соединении насосов; 4, 5 – характеристика трубопровода; 6 – h-Q характеристика насоса при последовательном соединении; 7 – h-Q характеристика насоса при параллельном соединении

Рассмотрим в качестве примера параллельное и последовательное соединение двух одинаковых центробежных насосов при работе их на трубопровод с различным гидравлическим сопротивлением.

Как видно из графических построений (рис. 1.22), последо­вательное соединение насосов целесообразно при работе на трубопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (Q_B>Q_C), а также с более высоким суммарным напором и коэффициентом полезного действия. Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой (Q_F>Q_E, H_F>H_E, h_F>h_E).

Регулирование с помощью сменных роторов. Большинство современных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на пониженную подачу 0,5Q_НОМ и 0,7Q_НОМ. Кроме того насос НМ 10000-210 укомплектован сменным ротором на 1,25 Q_НОМ.

Сменные роторы имеют частные характеристики (рис. 1.23).

Рис. 1.23. Характеристика насоса со сменными роторами

Применение сменных роторов является экономичным на начальной стадии эксплуатации нефтепровода, когда не все перекачивающие станции построены, и трубопровод не выведен на проектную мощность (поэтапный ввод нефтепровода в эксплуатацию). Эффект от установки сменных роторов можно получить и при длительном уменьшении объема перекачки.

Обточка рабочих колес по наружному диаметру широко применяется в трубопроводном транспорте нефти. В зависимости от величины коэффициента быстроходности n_S обточку колес можно выполнять в следующих пределах: при 60< n_S<120 допускается обрезка колес до 20%; при 120< n_S<200 – до 15%; при n_S=200¼300 – до 10%.

Пересчет характеристики насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия:

(1.65)

где Q_З, H_З и N_З – подача, напор и потребляемая мощность, соответствующие заводскому диаметру рабочего колеса D_З;

Q_У, H_У и N_У – то же при уменьшенном диаметре рабочего колеса D_У.

Способ регулирования за счет обточки рабочего колеса может быть эффективно использован при установившемся на длительное время режиме перекачки. Следует отметить, что уменьшение диаметра рабочего колеса сверх допустимых пределов приводит к нарушению нормальной гидродинамики потока в рабочих органах насоса и значительному снижению к. п. д.

Изменение частоты вращения вала насоса – прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирование частоты вращения роторов насосов на ПС магистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию работы станций, позволяет полностью исключить обточку рабочих колес, применение сменных роторов, а также избежать гидравлических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов. Однако, в силу технических причин, этот способ регулирования пока не нашел широкого распространения.

Метод изменения частоты вращения основан на теории подобия

(1.66)

где Q₁, H₁ и N₂ – подача, напор и потребляемая мощность, соответствующая частоте вращения рабочего колеса n₁;

Q₂, H₂ и N₂ – то же при частоте вращения рабочего колеса n₂.

При уменьшении частоты вращения характеристика насоса изменится и рабочая точка сместится из положения А₁ в А₂ (рис. 1.24).

Рис. 1.24. Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала

В соответствии с (1.66) при пересчете характеристик насоса с частоты вращения n₁ на частоту n₂, получим следующие соотношения:

. (1.67)

Изменение частоты вращения вала насоса возможно в следующих случаях:

§ применение двигателей с изменяемой частотой вращения;

§ установка на валу насосов муфт с регулируемым коэффициентом проскальзывания (гидравлических или электромагнитных);

§ применение преобразователей частоты тока при одновременном изменении напряжения питания электродвигателей.

Следует отметить, что изменять частоту вращения в широких пределах нельзя, так как при этом существенно уменьшается к. п. д. насосов.

Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти на выходе из насосной станции, то есть на введении дополнительного гидравлического сопротивления. При этом рабочая точка из положения А₁ смещается в сторону уменьшения расхода в точку А₂ (рис. 1.25).

Рис. 1.25. Совмещенная характеристика ПС и трубопровода при регулировании дросселированием и байпасированием

Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной к. п. д. дросселирования h_ДР

. (1.68)

С увеличением величины дросселируемого напора h_ДР значение h_ДР уменьшается. Полный к. п. д. насоса (ПС) определяется выражением h=h₂×h_ДР. Метод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику. При этом потери энергии на дросселирование не должны превышать 2% энергозатрат на перекачку.

Метод перепуска части жидкости во всасывающую линию насосов (байпасирование) применяется в основном на головных станциях. При открытии задвижки на обводной линии (байпасе) напорный трубопровод соединяется с всасывающим, что приводит к уменьшению сопротивления после насоса и рабочая точка перемещается из положения А₁ в А₃ (рис. 1.25). Расход Q_Б=Q₃-Q₂ идет через байпас, а в магистраль поступает расход Q₂.

Коэффициент полезного действия байпасирования составляет

. (1.69)

На практике байпасирование используется редко из-за неэкономичности. Метод регулирования байпасированием следует применять при крутопадающих характеристиках насосов. В этом случае он экономичнее дросселирования.

Трубопрово́д — искусственное сооружение, предназначенное для транспортировки газообразных и жидких веществ, а также твёрдого топлива и иных твёрдых веществ в виде раствора под воздействием разницы давлений в поперечных сечениях трубы. Трубопроводы могут защищаться от разрушения из-за превышения давления предохранительными клапанами. С целью защиты от коррозии могут быть покрыты эмалями. В России трубопроводный транспорт считается частью транспортной инфраструктуры.

К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций и рабочее давление на них.

Заданиена проектирование, составленное в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01-85, должно также содержать:

наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

Производительность нефтепровода в млн. тонн в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу, с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условия перекачки, упругость паров и плотность;

перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сбросов по годам (по этапам) и по сортам, а также по величине максимального расхода;

…

условия поставки, приема;

рекомендации по организации управления нефтепроводами;

необходимость обратной перекачки.

Для обеспечения заданной производительности должно предусматриваться строительство одной нитки магистрального нефтепровода с развитием его пропускной способности по очередям за счет увеличения числа станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок приих технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с учетом последующей укладки второй нитки в следующих случаях:

заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;

увеличение производительности нефтепровода до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет и более;

упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделений в нефтепроводе превышает 67 кПа (500 мм рт. ст).

При выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1.

Таблица 1

Параметры магистральных нефтепроводов

Суточная расчетная производительность нефтепровода определяется делением заданной годовой производительности на расчетное число рабочих дней, принимаемых по табл. 3.

Основные параметры нефтепровода определяются исходя из обеспечения пропускной способности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости (п.1.7). Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной производительности на коэффициент Кп, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации, принимаемый по табл. 2.

Таблица 2

Расчетная вязкость и расчетная плотность нефти должны приниматься по минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи тепла в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

При последовательной перекачке нефтей число циклов должно определятьсяна основании технико-экономических расчетов. Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.

Последовательную перекачку нефтей следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от образующегося объема смеси.

Газопрово́д — инженерное сооружение, предназначенное для транспортировки газа (в основном природного газа) с помощью трубопровода. Газ по газопроводам и газовым сетям подаётся под определённым избыточным давлением.

Составные части газопроводов

· Нефтегазовая арматура

устройство, устанавливаемое на трубопроводах, агрегатах, сосудах и предназначенное для управления (отключения, распределения, регулирования, сброса, смешивания, фазоразделения) потоками рабочих сред (жидкой, газообразной, газожидкостной, порошкообразной, суспензии и т. п.) путем изменения площади проходного сечения.

· Краны

Кран трубопрово́дный (от нидерл. kraan) — тип трубопроводной арматуры, у которого запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды^[1][2][3].

Краны могут представлять собой запорные, регулирующие или распределительные устройства и предназначены для работы с газообразными и жидкими средами, в том числе вязкими и загрязнёнными, суспензиями, пульпами, шламами. Они используются на магистральных газопроводах и нефтепроводах, в системах городского газоснабжения, на резервуарах, котлах и в других областях.

Краны обладают рядом достоинств, среди которых:

• простота конструкции;
• небольшие габариты;
• малое время, затрачиваемое на поворот;
• применимость для вязких и загрязнённых сред.

У различных видов кранов есть и другие достоинства и недостатки, которые будут рассмотрены ниже.

Управляются краны вручную или с помощью механического привода: электрического, пневмо- и гидравлического. В шаровых кранах, установленных на магистральных газопроводах используются также пневмогидравлические приводы, в которых на поршень в цилиндре воздействует жидкость (масло) под давлением газа, отбираемого из трубопровода, что обеспечивает плавное и безударное срабатывание привода.

По направлению потока краны могут быть проходными, то есть направление потока не меняется, угловыми, то есть направление потока меняется на 90° и трёхходовыми, то есть иметь один входной и два выходных патрубка, что позволяет смешивать потоки сред с различными параметрами. Это свойство трёхходовых кранов используется в сантехнике в устройстве под названием смеситель.

Главные различия в конструкции кранов заключаются в форме затвора, он может быть в виде шара, конуса или цилиндра. Современным и прогрессивным представителем кранов является шаровой кран, традиционным, и в силу этого всё еще часто использующимся несмотря на существенные недостатки конструкции, — конусный кран. Цилиндрические краны имеют крайне ограниченное применение

• Компрессорная станция
• Газораспределительная станция

служит для понижения давления газа до уровня, необходимого по условиям его безопасного потребления

Подготовка сырой нефти к транспорту; основные технологические процессы (осушка, очистка, обессоливание и т.п.).

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ, подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), к-рая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа «вода в нефти» (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная — вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти прир. эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. мех. примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значит. степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит мех. примеси.

Наличие в нефти указанных в-в и мех. примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэф. теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и мех. примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах — мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмуль-гаторов-разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллич. солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. о б е с с о л и-в а н и е м. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед. отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. примесями.

Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохим. обезвоживанием в присут. деэмульгатора при 50-80° С и атм. давлении или при 120-160 °С и давлении до 1,5 МПа. После такой обработки нефть содержит, как правило, до 1800 мг/л хлоридов, до 0,5-1,0 и 0,05% по массе соотв. воды и мех. примесей.

В соответствии с требованиями нефтеперерабатывающей пром-сти нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/л солей, 0,2 и 0,005% по массе воды и мех. примесей (в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели м. б. ужесточены). Дополнит. очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохим. методом, сочетающим термохим. отстаивание с электрич. обработкой водно-нефтяной эмульсии. Разрушение ее основано на том, что при попадании в перем. электрич. поле капли воды поляризуются и взаимод. между собой как крупные диполи. При достаточно близком расстоянии между каплями силы взаимод. настолько велики, что происходит сближение капель и их коалесценция. Кроме того, вероятность столкновения и слияния капель значительно возрастает из-за броуновского движения и синхронной вибрации их с электрич. полем. Установки для удаления из нефти примесей этим методом наз. электрообессоливающими (ЭЛОУ) и, наряду с НПЗ, сооружаются иногда на нефтепромыслах; в последнем случае нефть кроме обезвоживания подвергается также обессоливанию.

ХАРАКТЕРИСТИКИ СЫРЬЯ И РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАЮЩИХ УСТАНОВОК

На НПЗ нефть очищают в неск. ступенях ЭЛОУ (обычно в двух, реже в одной или трех). Гл. элемент технол. схемы -электродегидратор, в к-ром водно-нефтяная эмульсия разрушается в электрич. поле напряженностью 1-3 кВ/см, создаваемом между двумя горизонтальными электродами, к-рые подвешены на изоляторах на середине высоты аппарата. Эмульсия вводится в меж- или подэлектродную зону либо одновременно в обе (в этом случае используют третий электрод). На ЭЛОУ эксплуатируются электродегидраторы трех типов: вертикальные (объем 30 м³) на отдельных малотоннажных установках мощностью 0,6-1,2 млн. т/год обессоленной нефти; шаровые (600 м³) на установках мощностью 2-3 млн. т/год, совмещенных, как правило, с атм. либо атм.-вакуумными установками (AT или АВТ; см. Дистилляция нефти); горизонтальные в крупнотоннажных блоках (6-9 млн. т/год), встроенных в AT и АВТ.

Очистка нефти в двухступенчатых ЭЛОУ осуществляется след. образом (см. рис.). На 1-й ступени сырая нефть подается насосом 13 через теплообменник 10, где она нагревается, в смеситель 8, в к-ром смешивается с промывной водой и деэмульгатором; в электродегидраторе 1 образовавшаяся водно-нефтяная эмульсия разделяется на две фазы. Обезвоженная и частично обессоленная нефть поступает во 2-ю ступень; сначала в смеситель 8′, а затем в виде эмульсии с водой-на окончат. очистку в электродегидратор Г; обезвоженная и обессоленная нефть направляется на дистилляц. установку. Пресная промывная вода насосом 15 подается в теплообменник 10′, подогревается до 60-70 °С и смешивается с нефтью перед смесителем 8′. Отстоявшаяся в электродегидраторе 1′ дренажная вода с помощью клапана 9′ поступает в емкость 12, откуда насосом 14′ направляется для смешения с нефтью перед 1-й и частично перед 2-й ступенями. Дренажная вода, отстоявшаяся в электродегидраторе 1, через клапан 9 подается в отстойник И, из к-рого после отстаивания и отделения от эмульгир. нефти частично отводится в канализацию, а частично используется для промывки нефти в 1-й ступени. Нефть, отстоявшаяся в емкости 11, смешивается с сырой нефтью на приеме сырьевого насоса 13. В схеме предусмотрены две возможные точки ввода промывной воды в нефть перед 1-й ступенью: на приеме насоса 13 и после насоса 10 перед смесителем 8.

Принципиальная схема электрообессоливающей установки (позиции со штрихом — оборудование 2-й ступени): 1, 1′-электродегидраторы; 2-подвесные изоляторы; 3, 3′-высоковольтные трансформаторы; 4, 7-коллекторы обессоленной нефти и дренажной воды; 5-электроды; 6 — распредели гель ввода сырья; 8, 8′- смесители; 9, 9′-клапаны автоматич. отвода дренажной воды; 10, 10′-теплообменники; 11, 12-отстойник и промежут. емкость дренажной воды; 13, 15-насосы сырья и пресной воды; 14, 14′- насосы дренажной воды.

Осн. параметры процесса приведены в таблице. Применяемые на ЭЛОУ деэмульгаторы (преим. неионогенные, напр. блоксополимеры пропилен- и этиленоксидов с про-пиленгликолем) подают в нефть в виде 1-2%-ных водных р-ров перед 1-й ступенью или раздельно по ступеням либо без разбавления (нефтерастворимые) только перед 1-й ступенью. При обессоливании ряда нефтей (напр., прикам-ских или арланских) наряду с деэмульгатором используют щелочь в кол-ве, необходимом до доведения рН дренажной воды до 7. Глубокое обессоливание нефти обеспечивается добавлением в каждой ступени 4-10% по объему промывной воды. На мн. ЭЛОУ сокращение расхода пресной воды достигают ее подачей только на последнюю ступень и повторным использованием отстоявшейся воды: со ступени на ступень и внутри их. Полнота вымывания солей из нефти в значит. мере зависит от степени ее смешения с промывной водой и деэмульгатором. Применительно к технол. режиму обессоливания каждой нефти существуют оптим. условия смешения, регулируемого перепадом давления (от 0,05 до 0,2 МПа) на смесит. устройстве.

Подготовка газа к транспорту; основные технологические процессы (сепарация, очистка от мех. примесей, осушка, одорирование и т.п.).

Очистку газов от механических примесей осуществляют для предотвращения загрязнений и эрозии линейной части газопроводов и оборудования КС, ГРС. Аппараты по очистке газа устанавливают на входе в КС и ГРС, они имеют различные конструкции и работают по принципу сухого и мокрого фильтров. Масляный пылеуловитель: ( ) высокая степень очистки (95-98%), (-) вынос масла, большая металлоемкость.

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлак, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды. иПо принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на:

* работающие по принципу «сухого» отделения пыли. В таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции. К ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры;

* работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли. В этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат. К ним относятся масляные пылеуловители, шаровые скрубберы и т.д.;

* использующие принцип электроосаждения. Данные аппараты почти не применяются для очистки природного газа.

Наиболее широко используются аппараты «мокрого» и «сухого» пылеулавливания. Очистка газа по пути следования его от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. Для ограничения выноса из месторождения породы призабойную зону оборудуют фильтром.

Вторую ступень очистки газ проходит на промысле в наземных сепараторах, в которых сепарируется жидкость (вода и конденсат) и газ очищается от частиц породы и пыли. Промысловые очистные аппараты работают, используя свойства выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или используя действие центробежных сил при специальной закрутке потока.

Третья ступень очистки газа происходит на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершенной сепарации на промысле газ всегда имеет жидкую фазу. Наибольшее распространение получили конденсатосборники типа «расширительная камера». Принцип их работы основан на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести из-за снижения скорости газа при увеличении диаметра трубопровода.

Осушка газа

При больших объемах транспортируемого газа его осушка являетсянаиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования кристаллогидратов в магистральном газопроводе. Существующие способы осушки при промысловой подготовке газа к транспорту подразделяются на две основные группы: абсорбция и адсорбция и охлаждение газового потока. В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа. СОРБЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ОСУШКИ ГАЗА Жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов,должны иметь высокую растворимость в воде, низкую стоимость, хорошуюантикоррозионность, стабильность по отношению к газовым компонентам и прирегенерации; простоту регенерации, малую вязкость и т.д. Большинству этих требований наилучшим образом отвечают ДЭГ и ТЭГ и вменьшей степени ЭГ. Этиленгликоль (СН2ОН—СН2ОН) — простейший двухатомный спирт,используется в основном как ингибитор, не применяется для осушки Диэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2-СН2ОН) в химически чистом виде -бесцветная жидкость. Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 30—35° С, что довольно часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой более глубоких газовых месторождений, температура газа которых значительная и в летнее время почти не понижается в коммуникациях до газоосушительных установок, потребовался более сильный влагопоглотитель. Триэтиленгликоль (СН2ОН-СН2-О-СН2- О-СН2-СН2ОН) получают соединением трех молекул ЭГ с образованием воды. Гликоли хорошо озирают влагу из газов в большом интервале температур. При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа (на 45—50°). Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше, чем потери ДЭГ вследствие более низкой упругости паров. Поступающий газ проходит сепаратор 1, где осаждается капельная влага, и поступает в нижнюю часть абсорбера 2, Сначала газ идет в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги. Затем газ последовательно проходит через тарелки 4, поднимаясь вверх. Навстречу потоку газа протекает 95-97% раствор ДЭГ, вводимый в абсорбер насосом 10. Осушенный газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора, и направляется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6—8% влаги, поступает в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который идет на собственные нужды. Из выветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в выпарную колонну 12, где осуществляется регенерация раствора. Водяной пар из десорбера 12 поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается в сепараторе 15. Отсюда газ отсасывается вакуумным насосом 14 и направляется на сжигание. Регенерированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура снижается примерно до 30°, и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера. На этом круговой цикл сжижения раствора заканчивается. Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степенизависит от потерь сорбента. Для их снижения в первую очередь необходимострого поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тщательно сепарировать газ и водяной пар и по возможности исключить пенообразование при контакте газа с абсорбентом за счет специальных добавок. Осушка газа твердыми поглотителями В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности широкоприменяются активированная окись алюминия и боксит, который на 50—60%состоит из Al2O3. Поглотительная способность боксита 4,0—6,5% от собственной массы. Преимущества метода: низкая точка росы осушенного газа (до —65° С),простота регенерации поглотителя, компактность, несложность и низкаястоимость установки.Осушка газа молекулярными ситами Для глубокой осушки применяют молекулярные сита, так называемыецеолиты. Цеолиты состоят из кислорода, алюминия, кремния и щелочноземельных металлов и представляют собой сложные неорганические полимеры с кристаллической структурой. Форма кристалла цеолита — куб, на каждой из шести сторон его имеются щели, через которые влага проникает во внутреннее пространство. Каждый цеолит имеет свой размер щелей, образованных атомами кислорода. Благодаря этому цеолиты способны резко избирательно сорбировать в основном мелкие молекулы, т. е. при адсорбции происходит как бы отсеивание более мелких от более крупных молекул. Мелкие молекулы проникают во внутреннее пространство кристалла и застревают в нем, а крупные молекулы не проходят и, следовательно, не будут адсорбироваться. Цеолиты, применяемые в виде порошка или гранул размером до 3 мм,обладают высокой пористостью (до 50%) и огромной поверхностью пор. Ихактивность достигает 14—16 г. на 100 г. цеолитов при парциальном давлении0,4 мм рт.ст. Для регенерации молекулярных сит используют сухой газ, нагретый до 200-300° С, который пропускают через слой цеолита в направлении, обратномдвижению газа при осушке. Цеолиты выдерживают до 5000 циклов, теряя при этом около 30% своейпоглотительной способности. ОСУШКА ГАЗА ОХЛАЖДЕНИЕМ Охлаждение широко применяется для осушки и выделения конденсата и газагазоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также при получении индивидуальных компонентов газа сжижении газов и т.д. Газ можно охлаждать путем расширения, когда необходимо снижать егодавление, а также пропуская через холодильные установки. В условияхКрайнего Севера для охлаждения газа можно использовать низкую температуру окружающего воздуха (в зимнее время). Процесс расширения с целью понижения температуры осуществляется двумя способами — дросселированием без совершения внешней работы (изоэнтальпийный процесс) или адиабатическим расширением с отдачей внешней работы (изоэнтропийный процесс). В тех случаях, когда давления газа на входе в установки низкотемпературной сепарации недостаточно для его охлаждения расширением, устанавливают холодильные установки, заменяющие или дополняющие узел расширения. Необходимая температура сепарации может обеспечиваться за счет установки дополнительных теплообменников-рекуператоров и холодильников. Для предупреждения гидратообразования перед теплообменником в поток сырого газа впрыскивается гликоль. Предусмотрен также ввод ингибитора. Рассматривая рациональную область применения указанных способов осушки и извлечения конденсата из природных и попутных газов, необходимо отметить, что осушку весьма тощих газов (чисто газовых месторождений) целесообразно вести с применением диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, активированного боксита и цеолитов. Применять другие методы нерентабельно. Если же требуется только частичное удаление влаги из газа (получение точек росы не ниже —10° С), лучше применять гликоли. Ддя более глубокой осушки, а также при необходимости получения отдельных фракций желательно осушку вести активированным бокситом или цеолитом. Осушку и извлечение конденсата из газа газоконденсатных месторождений, в газах которых находится достаточно много конденсата, как правило, наиболее выгодно производить на установках низкотемпературной сепарации. При этом эффективность использования низкотемпературной сепарации газа зависит от начального давления и темпов его падения.

Одоризация газа

Одоранты – вещества, которые вводят в газ для запаха. Одоранты должны удовлетворять следующим требованиям:

1. сильный (даже при малых концентрация) резкий и достаточно характерный запах, отличающийся от других запахов, возможных в жилых помещениях.

2. физиологическая безвредность при тех концентрациях, которые нужны для создания ощутимого запаха.

3. неагрессивное воздействие на металл и материалы газовых сетей, с которыми приходится соприкасаться одорированному газу.

4. небольшая растворимость в воде и др. жидкостях, способных конденсироваться в газопроводе.

5. реагенты не должны создавать стойкий запах в помещениях, а продукты их сгорания не должны ухудшать санитарно-гигиеничекие условия в кухнях и др. помещениях, где газ сжигается открытым пламенем

6. реагенты не должны быть слишком дорогими и дефицитными.

С учетом всех вышеперечисленных требований наиболее подходят этилмеркаптан, метилмеркаптан, сульфан и др. В газовой промышленности используется этилмеркаптан 16г/1000м³.

СЕПАРАЦИЯ ГАЗА— процесс разделения (отделения, разъединения) твёрдой, жидкой и газовой (паровой) фаз потока природного газа с последующим извлечением из него твёрдой и жидкой фаз. Сепарация газа предназначена для предохранения от попадания влаги и твёрдых частиц в промысловые газосборные сети и технологическое оборудование газовых и газоконденсатных месторождений. Недостаточный уровень сепарации газа приводит к низкой гидравлической эффективности промысловых газопроводов, существенному перерасходу энергии, затрачиваемой на компримирование газа, росту эксплуатационных затрат, возможности образования газогидратных пробок в промысловых системах сбора и транспорта газа, снижению эффективности работы технологического оборудования промыслов.

Сепарация газа может быть основана на изменении термодинамического равновесия газового (газоконденсатного) потока вследствие снижения температуры и давления; на способе гравитационного разделения фаз потока, происходящего за счёт разности плотностей газа, капельной жидкости и твёрдых механических примесей; на инерционном разделении фаз газового (газоконденсатного) потока за счёт действия центробежной силы при тангенциальном вводе потока в газовый сепаратор или вследствие изменения направления потока в самом сепараторе при радиальном вводе потока.

В конструкциях сепараторов отделение газа от жидких и твёрдых примесей основано на выпадении частиц при малых скоростях движения газового (газоконденсатного) потока в результате действия сил тяжести или инерционных (центробежных) сил, возникающих при криволинейном движении потока.

В газовых сепараторах предусмотрена коагуляционная секция (экстрактор тумана), которая предназначена для удержания мелких капель жидкости, не выпавших в осадок под действием гравитационных или инерционных сил. Для коагуляции и улавливания мелких капель жидкости употребляются жалюзийные насадки различного типа. Коагуляция и улавливание мелких капель жидкости в жалюзийных насадках осуществляется за счёт действия инерционных сил и большой поверхности контакта с сепарируемой средой. Капли жидкости весьма малых размеров (диаметры менее 10-5 м) уносятся из жалюзийных насадок и улавливаются в экстракторе тумана (наборе проволочных сеток). При размерах капель до 10-8 м преобладает броуновская коагуляция, при каплях размером 10^-7-10^-6 м — турбулентная коагуляция.

Определяющим фактором формирования спектра капель в газовом (газоконденсатном) потоке при установившемся движении с развитой турбулентностью является процесс дробления капель жидкости турбулентными пульсациями. При образовании жидкой фазы в газовом (газоконденсатном) потоке значительную роль играет величина поверхностного натяжения жидкости на границе с газом. Этот параметр влияет на волнообразование плёночных структур газожидкостных потоков, дробление капель жидкости и т.п. Величина коэффициента поверхностного натяжения жидкости уменьшается при увеличении давления.

Опыт эксплуатации различных типов газосепараторов показал, что при номинальных расходах газа эффективность его сепарации не превышает 60% для вертикальных сепараторов гравитационного принципа действия; 80% для горизонтальных сепараторов гравитационного принципа действия; 95% для жалюзийных сепараторов инерционного принципа действия.

Эффективность работы сепаратора определяется коэффициентом сепарации (отношение массы, уловленной в сепараторе твёрдой или жидкой фазы, к массе этой же фазы, поступившей в сепаратор). Коэффициент сепарации зависит от содержания жидкой или твёрдой фазы во входящем потоке; физических свойств разделяющихся фаз; скорости движения газа в разделительной и отбойной секциях; времени пребывания разделяющихся фаз в разделительной и осадительной секциях; места установки редукционного органа; конструктивных особенностей и характера действующих сил.

Эксплуатационная характеристика газовых сепараторов зависит от пропускной способности сепаратора, коэффициента сепарации, расхода металла на единицу пропускной способности, удельных затрат пластового давления на единицу обрабатывающего газа или отделяемого конденсата.

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.

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 Q_СУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 Q_СУТ в случае обеспечения приемо-сдаточных операций.

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 м³. 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, м³/сек;м³/час

Массовый расход М, кг/сек; кг/час

Коммерческий расход Q_к=M/ρ_ст – масс.расход, привед. к станд. условиям, м³/сек; мин*м³/сут

Линейная скорость , м/с

Массовая скорость кг/м²с

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: →

→ a)P=const, v=const, s=const,∆ρ<< ρ; →b)v₁/v₂=(d₂/d₁)²;v₂=v₁d₁²/d₂²

2)Уравнение Бернулли:

Изменение кинет.энергии:

ά – коэфф.кориолиса

Изменение работы внешних сил:

Изменение работы внутренних сил

— мощность сил внутреннего трения, рассчитанная на единицу массы жидкости

h_1-2 – 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:

h_1-2=h_т h_m

Потери напора на трение h_т 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 h_m =0,02 h_т

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)=h_1-2

Формула Дарси-Вейсбаха

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.

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.

Формула Дарси-Вейсбаха

1)Ламинарный режим течения, при котором Re<2320. Формула Стокса:

Ламинарный режим бывает при перекачке вязкой нефти.

Зона гидравлически гладких труб, в которой . Ф-ла Блазиуса:

Зона смешанного трения, в которой

Формула Альтштуля:

Зона квадратичного трения, в которой

Формула Шефринсона

Формулы Стокса, Блазиуса и Шефренсона имеют следующий общий вид:

(1)

А, m =const

m – показатель режима движения жидкости

Подставим (1) в формулу Дарси-Вейсбаха, учитывая, что ,

получили общую формулу Лейбензона

Формула Лейбензона широко применяется в тех случаях, когда зависимость от расхода должна быть выражена в явном виде

На графике зависимость для режим течения выглядит в виде прямых линий, tg угла наклона которого к оси LgRe tg=m

В области смешанного трения λ зависит не только от Re, но и от относительной шероховатости

Линия оказывается плавной кривой.

Показатель режима течения m в этой области – переменная величина. Однако ценой некоторой потери в точности расчетов этот недостаток может быть устранен. Отметим на графике цифрой 1 – точку на прямой Блазиуса, где Re1=10(K/D)^-1

цифрой 2 – точку на прямой Шифринсона, где Re2=500(K/D)^-1

подставив Re1 в формулу Блазиуса, а Re2 в Шифринсона, найдем lgλ1 и lgλ2 – ординаты (.) 1 и 2, Затем проведем через эти точки прямую . ее уравнение приводится к виду

…

33.Уравнение баланса напоров для участка трубопровода. Напорно — расходные (Q-Н,)- характеристики трубопровода.

Для магистрального нефтепровода постоянного диаметра с n перекачивающими станциями, уравнение баланса напоров имеет вид

. (1.34)

В начале каждого эксплуатационного участка ПС оснащены подпорными насосами. В конце трубопровода и каждого эксплуатационного участка требуется обеспечить остаточный напор h_ОСТ для преодоления сопротивления технологических трубопроводов и закачки в резервуары.

Правая часть уравнения (1.34) представляет собой полные потери напора в трубопроводе, то есть Н. В случае наличия вставок или лупингов по трассе правая часть уравнения (1.34) определяется по формуле (1.32).

Левая часть уравнения (1.34) – суммарный напор, развиваемый всеми работающими насосами перекачивающих станций (активный напор). С помощью коэффициентов характеристик насосов активный суммарный напор может быть представлен зависимостью

, (1.35)

где m_М – количество работающих магистральных насосов на одной ПС;

m_П – количество работающих подпорных насосов на ГПС (или на ПС в начале эксплуатационного участка), включенных параллельно;

а_П, b_П, h_П – коэффициенты характеристики и напор, развиваемый подпорным насосом при подаче Q;

а_М, b_М, h_М – то же для магистрального насоса.

Обозначив

и

,

можно записать

, (1.36)

Выразив левую часть уравнения (1.34) через (1.35), а правую часть – через (1.30), получим уравнение баланса напоров в аналитической форме

. (1.37)

Раскрывая скобки и решая уравнение (1.37) относительно расхода, имеем

. (1.38)

Если в общем случае на линейной части имеются лупинги и вставки, уравнение (1.38) примет вид

. (1.39)

Определив расход Q, можно вычислить напор, развиваемый перекачивающими станциями, а также суммарные потери напора в трубопроводе. Обе эти величины одинаковы (условие баланса напоров).

Тот же результат можно получить графически, построив совмещенную характеристику трубопровода и насосных станций. Точка пересечения характеристик называется рабочей точкой (А), которая характеризует потери напора в нефтепроводе и его пропускную способность при заданных условиях перекачки (рис. 1.12).

Равенство создаваемого и затраченного напоров, а также равенство подачи насосов и расхода нефти в трубопроводе приводят к важному выводу: трубопровод и перекачивающие станции составляют единую гидравлическую систему. Изменение режима работы ПС (отключение части насосов или станций) приведет к изменению режима нефтепровода в целом.

Изменение гидравлического сопротивления трубопровода или отдельного его перегона (изменение вязкости, включение резервных ниток, замена труб на отдельных участках трассы и т. п.) в свою очередь окажет влияние на режим работы всех перекачивающих станций.

34.Трубопроводы с промежуточными перекачивающими станциями, работающими в режиме «из насоса -в насос». Система гидравлических уравнений для расчета расхода перекачки и подпоров перед промежуточными станциями. Уравнение баланса напоров для трубопровода. Условия «согласования» работы последовательных участков трубопровода.

— полн. напор на выходе из НПС в начале участка (где z₁ – высот. отметка начала участка; hп — подпор на входе в НПС; Hст(Q) – дифф. напор НПС)

— полн. напор на входе из НПС

(где z₂ – выс. отметка конца участка; hк – остат. напор в конце участка.)

ур. Бернулли примет вид:

Преобразовав его, получим:

– ур. баланса напоров для уч-ка н/п. Оно служит для определения расхода перекачки Q.

В этом ур. левая часть — гидравл. хар-тика НПС, а правая часть — гидравл. хар-ка участка трубопровода.

При перекачке по схеме «из насоса в насос» конец предыдущ.перегона м/ду станциями явл. сечением всасывания следу-й ПС. Перегоны н/п м/ду послед. соед-ми ПС оказ-ся в гидравлич. отношении жестко связ-ми друг с другом (изм-е режима работы одного перегона скажется на режиме работы всего н/п)

Рассм. н/п с n нефтеперекач. станциями. Запишем систему из n ур. баланса напоров для каждого уч-ка:

(где z₁ – выс.отметка начала т/п; z₂ – выс. отметка конца т/п; h_п –подпор на входе в НПС; h_к – остат. напор в конце т/п; Н_ст(Q) – дифф. напор НПС)

Сложив все уравнения получим:

— ур. баланса напора для всего т/п.

Левая часть — суммар. гидрав. хар-ка всех НПС, а правая часть — сумм. гидравл. хар-ка всего т/п.

С помощью системы можно опр. величину подпоров на входе в каждую НПС: . Зная величину подпора на второй НПС, можно опр. давление на входе второй НПС и давление на нагнетании второй НПС .

Cложив первые m ур-ний системы можно получить подпор перед m-ой НПС:

Зная его можно вычисл. давл. на входе m -ой НПС. и давление на нагнетат. линии m -ой НПС

Условия «согласования» работы Н/п

1)Величина подпора на любой станции должна больше величины анти кавитац. запаса работы насоса, то есть h_n1>h_кавi

2)Давление на нагнетат. линии любого насоса должно превосходить давление, опр. прочностью труб и корпуса насоса, то есть p_n1>p_прочi

Напорно-расходные (Q-Н)- характеристики перекачивающих станций. (Q-Н)- характеристики станций, оснащенных центробежными нагнетателями. Мощность насосных агрегатов. Формулы для расчета мощности. Коэффициент полезного действия.

НПС устанавливается несколько насосов. Суммарная (Q-H)-хар-ка НПС – суммар. хар-ки всех насосов, включ. последоват. и параллельно, а также хар-ки станционных т/п станции.

Чаще всего, на НПС насосы включены последовательно для повышения напора.

Для перекачки нефтей исп-ют, в основном, центробежные насосы, в кот. необх-й напор создается за счет центробежной силы.

Гидравл. хар-ка центробеж. насосов представляют двухчленной зависимостью H=a-bQ²; а – нагнетание насоса при нулевой подаче, в – крутизна параболы

Гидравл. хар-ка НПС :

Нсм=Нсум(Q)-hст(Q)

Нст(Q)- суммар. хар-ка насосов, установл. на станции; hст(Q) – хар-ка станционных т/п.

Полезная мощность центробежного насоса – мощность, расходуемая на преодоление разности напора между нагнетанием и всасывание насоса.

, где Q — подача насоса; H — дифф. напор, развиваемый насосом. [Nпол]=[Дж/с]=[Вт]

Мощность, затрачиваемая насосным агрегатом , где η_нас — КПД насоса, ≈80%; η_прив — КПД привода, ≈95%;

(Q-η) хар-ка насоса: η=kQ-k₁Q²

Зави-ть КПД насоса от подачи

Насосы подбирают таким образом, чтобы рабочая подача была при максимальном КПД.

При послед. соед-ии насосов КПД опр-ся из системы , →

При парал. соед-ии насосов КПД опр. из системы:

Участк н/п перегон между двумя соседними нефтеперекачивающими станциями.

—полн. напор на выходе из НПС в начале участка (где z₁ – высот. отметка начала участка; hп — подпор на входе в НПС; Hст(Q) – дифф. напор НПС)

— полн. напор на входе из НПС

(где z₂ – выс. отметка конца участка; hк – остат. напор в конце участка)

ур. Бернулли примет вид:

Преобразовав его, получим:

– ур. баланса напоров для уч-ка н/п. Оно служит для определения расхода перекачки Q.

В этом ур. левая часть — гидравл. хар-тика НПС, а правая часть — гидравл. хар-ка участка трубопровода.

Совмещ. хар-ка НПС и т/п. Точка пересечения этих кривых гидравлической хар-ки т/п (А) наз. раб. точкой т/п. Величина Q* — решение ур.баланса напоров и соответ-ет расходу перекачки. Величина Н* — показ-ет значение напора на выходе з НПС в начале уч-ка.

Расчет необх. числа перекач. станций

Если в общем случае на линейной части имеются лупинги и вставки, уравнение (1.38) примет вид

. (1.39)

Определив расход Q, можно вычислить напор, развиваемый перекачивающими станциями, а также суммарные потери напора в трубопроводе. Обе эти величины одинаковы (условие баланса напоров).

…

Тот же результат можно получить графически, построив совмещенную характеристику трубопровода и насосных станций. Точка пересечения характеристик называется рабочей точкой (А), которая характеризует потери напора в нефтепроводе и его пропускную способность при заданных условиях перекачки (рис. 1.12). Равенство создаваемого и затраченного напоров, а также равенство подачи насосов и расходанефти в трубопроводе приводят к важному выводу: трубопровод и перекачивающие станции составляют единую гидравлическую систему. Изменение режима работы ПС (отключение части насосов или станций) приведет к изменению режима нефтепровода в целом. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода или отдельного его перегона (изменение вязкости, включение резервных ниток, замена труб на отдельных участках трассы и т. п.) в свою очередь окажет влияние на режим работы всех перекачивающих станций.

38. Самотечные участки трубопровода. Условия образования и правила нахождения самотечных участков. Перевальные точки. Расчетная длина трубопровода.

Самотечным называется участок [x1, x2] трубопровода, на котором жидкость течет неполным сечением, самотеком, под действием силы тяжести.

Перевальной точкой называется такая возвышенность на трассе нефтепровода, от которой нефть приходит к конечному пункту нефтепровода самотеком. Таких вершин в общем случае может быть несколько. Расстояние от начала нефтепровода до ближайшей из них называется расчетной длиной нефтепровода. Рассмотрим это на примере нефтепровода протяженностью L, диаметром D и производительностью Q (рис. 1.9).

Прежде чем приступить к расстановке перекачивающих станций по трассе нефтепровода, необходимо исследовать трассу на наличие перевальной точки. Для этого на сжатом профиле трассы в соответствии с выбранными масштабами длин и высот строится прямоугольный треугольник, изображающий потери напора на некотором участке трубопровода. Построения выполняются в следующем порядке:

§ В горизонтальном масштабе откладывается отрезок ab, соответствующий участку нефтепровода длиной l;

§ Определяется значение потерь напора на трение (с учетом надбавки на местные сопротивления) для участка длиной l

.

§ Из точки a перпендикулярно вверх откладываем отрезок ac , равный величине h_l в масштабе высот.

Соединив точки b и c, получим треугольник abc, называемый также гидравлическим треугольником. Его гипотенуза bc определяет положение линии гидравлического уклона в выбранных масштабах.

Графическое определение перевальной точки и расчетной длины нефтепровода

Из конечной точки трассы с учетом требуемого остаточного напора h_ОТ параллельно гипотенузе bc проведем линию гидравлического уклона 1. Ее пересечение с линией профиля указывает на наличие перевальной точки. Для ее определения проведем параллельно линию гидравлического уклона 2, с расчетом, чтобы она касалась профиля и нигде его не пересекала. Место касания линии 2 с линией профиля обозначает положение перевальной точки, определяющей расчетную длину нефтепровода.

Это говорит о том, что достаточно закачать нефть на перевальную точку, чтобы она с тем же расходом достигла конечного пункта трубопровода. Самотек нефти обеспечен, так как располагаемый напор (z_ПТ – z_K – h_ОТ) больше напора, необходимого на преодоление сопро­тивления на участке от перевальной точки до конечного пункта

(z_ПТ – z_K – h_ОТ)>i∙(L– l_ПТ) ,

где l_ПТ – расстояние от начального пункта нефтепровода до перевальной точки.

В этом случае за расчетную длину трубопровода принимают расстояние L_P=l_ПТ, а разность геодезических отметок принимается равной Dz= z_ПТ – z_H. Если пересечение линии гидравлического уклона с профилем отсутствует, то расчетная длина трубопровода равна его полной длине L_P=L, а Dz= z_K – z_H.

Следует отметить, что перевальная точка не всегда является самой высокой точкой на трассе (рис. 1.9.).

Рассмотрим течение жидкости за перевальной точкой (рис. 1.10).

Течение жидкости за перевальной точкой

На интервале между перевальной точкой и конечным пунктом выделим два участка: АС длиной l₁ и AK длиной l₂. Самотечное движение нефти на участке AK обеспечивается напором AE= i∙l₂.

На первом участке располагаемый напор CM превышает требуемый напор BM=i∙l₁ на величину BC. Следовательно, на участке АС гидравлический уклон должен быть больше i. Это возможно лишь в случае увеличения скорости течения нефти на участке АС. Как следует из уравнения неразрывности

Q = w∙F,

с возрастанием скорости w площадь живого сечения потока F должна уменьшаться. Это говорит о движении жидкости на участке АС неполным сечением трубопровода. Давление жидкости на этом участке ниже, чем в любой точке трубопровода и равно давлению насыщенных паров нефти (то есть абсолютное давление в трубопроводе меньше атмосферного). Пространство над свободной поверхностью жидкости будет заполнено выделившимися из нее парами и растворенными газами. При значительной длине самотечного участка вследствие высокой скорости потока происходит отрыв и унос парогазовых пузырьков в нижней части газовой полости. По мере удаления от самотечного участка давление жидкости возрастает, что приводит к кавитационным процессам из-за резкого схлопывания пузырьков. В свою очередь это может привести к значительной вибрации трубопровода и сопровождается повышенным уровнем шума.

Длительная работа нефтепровода на пониженных режимах перекачки является причиной продолжительного существования газовой полости за перевальной точкой. Повышенное содержание в нефти сернистых соединений может вызвать ускоренное протекание коррозионных процессов на внутренней поверхности стенки трубы над свободной поверхностью жидкости.

При увеличении расхода перекачиваемой нефти перевальная точка может исчезнуть, однако процесс растворения парогазового скопления продолжается длительное время. Если скорость течения достаточно велика, скопления газа выносятся потоком жидкости и могут достичь резервуара на конечном пункте нефтепровода. Сопровождающий это явление гидравлический удар приводит к повреждению резервуаров и их оборудования.

Если на конечном пункте нефтепровода поддерживать повышенный напор h_оф (рис.1.9), то появления перевальных точек на трассе можно избежать (линия гидравлического уклона 2 будет продолжена пунктирной линией). Разница полезного h_оф и требуемого h_от напоров может быть использована, например, для привода портативной электростанции. Проект такой электростанции разработан на нефте­проводе Тихорецк–Новороссийск в районе нефтебазы «Грушовая».

На практике в ряде случаев трубопроводы оборудуются параллельными участками (лупингами), а также участками другого диаметра (вставками). В этом случае гидравлический уклон на таких участках будет отличаться от гидравлического уклона основной магистрали. Согласно уравнению неразрывности для трубо­проводов без сбросов и подкачек

Q = w₁·F₁ = w₂·F₂ = w_n·F_n = idem , (1.17)

где w₁…w_n – скорость течения жидкости в сечениях F₁…F_n.

Таким образом, чем больше площадь сечения трубопровода F, тем меньше скорость течения, следовательно, меньше и значение гидравлического уклона (рис. 1.8).

Рис. 1.8. Соотношение гидравлических уклонов

на различных участках трубопровода

Определим соотношение между гидравлическими уклонами лупинга (вставки) и магистрали. Будем при этом полагать, что режим течения нефти на этих участках одинаков (m, b = idem).

По формуле Лейбензона гидравлический уклон магистрали равен

; (1.18)

для участка с лупингом величина гидравлического уклона составит

. (1.19)

Из выражений (1.18) и (1.19) следует, что

. (1.20)

Выражая расход Q₂ через Q₁ , получим

. (1.21)

Учитывая, что Q = Q₁ Q₂ , можно записать

. (1.22)

Из очевидного соотношения , запишем с учетом (1.22) выражение для гидравлического уклона участка с лупингом

. (1.23)

При равенстве D = D_Л величина .

…

Тогда при ламинарном режиме w=0,5; при турбулентном режиме в зоне гидравлически гладких труб w=0,297; в зоне смешанного трения w=0,272; в зоне квадратичного трения w=0,25.

Рассуждая аналогично, получим соотношение гидравлических уклонов для участков со вставкой. На участке со вставкой величина гидравлического уклона определяется из выражения

. (1.24)

Из (1.18) и (1.24) вытекает очевидное соотношение

. (1.25)

Поскольку расходы нефти в магистрали и на участке со вставкой одинаковы, т. е. Q=Q_В, можно записать

. (1.26)

Отсюда следует

. (1.27)

Последовательное соединение. Возьмем несколько труб различной длины, разного диаметра и содержащих разные местные сопротивления, и соединим их последовательно (рис. 6.3, а).

Рис. 6.3. Последовательное соединение трубопроводов

При подаче жидкости по такому составному трубопроводу от точки М к точке N расход жидкости Q во всех последовательно соединенных трубах 1, 2 и 3 будет одинаков, а полная потеря напора между точками М и N равна сумме потерь напора во всех последовательно соединенных трубах. Таким образом, для последовательного соединения имеем следующие основные уравнения:

Q₁ = Q₂ = Q₃ = Q

Σ^h_M-N⁼ Σ^h₁ Σ^h₂ Σ^h₃

Эти уравнения определяют правила построения характеристик последовательного соединения труб (рис. 6.3, б). Если известны характеристики каждого трубопровода, то по ним можно построить характеристику всего последовательного соединения M-N. Для этого нужно сложить ординаты всех трех кривых.

Параллельное соединение. Такое соединение показано на рис. 6.4, а. Трубопроводы 1, 2 и 3 расположены горизонтально.

Рис. 6.4. Параллельное соединение трубопроводов

Обозначим полные напоры в точках М и N соответственно H_M и H_N , расход в основной магистрали (т.е. до разветвления и после слияния) — через Q, а в параллельных трубопроводах через Q₁, Q₂ и Q₃; суммарные потери в этих трубопроводах через Σ₁ , Σ₂ и Σ₃.

Очевидно, что расход жидкости в основной магистрали

Q = Q₁ = Q₂ = Q₃

Выразим потери напора в каждом из трубопроводов через полные напоры в точках М и N :

Σ^h1 ^{= H}_M ^{— H}_N; Σ^h2 ^{= H}_M ^{— H}_N; Σ^h3 ^{= H}_M ^{— H}_N

Отсюда делаем вывод, что

Σ^h₁⁼ Σ^h₂⁼ Σ^h₃

т.е. потери напора в параллельных трубопроводах равны между собой. Их можно выразить в общем виде через соответствующие расходы следующим образом

Σ^h1 ^{= K}₁Q₁^m; Σ^h2 ^{= K}₂Q₂^m; Σ^h3 ^{= K}₃Q₃^m

где K и m — определяются в зависимости от режима течения.

Из двух последних уравнений вытекает следующее правило: для построения характеристики параллельного соединения нескольких трубопроводов следует сложить абсциссы (расходы) характеристик этих трубопроводов при одинаковых ординатах ( Σ h). Пример такого построения дан на рис. 6.3, б.

40.Термические режимы работы нефтепроводов. Перекачка нефти с подогревом («горячая» перекачка). Теплообмен транспортируемой нефти с окружающей средой. Закон теплообмена Ньютона. Формула В.Г.Шухова для распределения температуры при стационарном течении жидкости по трубопроводу. Тепловая изоляция. Понятие о времени безопасной остановки.

T_H > T_oc,

Уравнение притока тепла:

1) , — закон изменения кинетической энергии.

2) ,

из 2) вычитаем 1) => (*),

ε_внутр  m · c · T const,

С – теплоёмкость, dε = m · c · dT.

С = [Дж · кг^-1 · ⁰С ^-1], С_нефти ≈ 2000 [Дж · кг^-1 · ⁰С ^-1].

Закон теплообмена Ньютона:

— тепловой поток с единицы площади поверхности.

T – температура внутри трубопровода,

T₀ – температура вне трубопровода,

α — коэффициент теплоотдачи.

Дифф. уравнение распределения тепла в трубопроводе:

,

Формула Шухова:

при x = L

=>

в стационарном течении:

Время безопасной остановки трубопровода – время, за которое нефть в трубопроводе остынет

до температуры, при которой наступает кристаллизация парафина.

41.Технология последовательной перекачки светлых нефтепродуктов. Смесеобразование в зонах контактирования последовательно движущихся партий. Физические причины смесеобразования. Расчет объема образующейся смеси (формула для расчета). Смесеобразование при остановках перекачки. Прием и раскладка смеси.

Светлые нефтепродукты перекачивают методом последовательной перекачки.

Смесеобразование в зонах контакта последовательно движущихся партий нефтепродуктов.

а) конвекция – перенос массы из-за неравномерности распределения скоростей,

б) турбулентная диффузия (перемешивание).

С – концентрация

, , С₁ С₂ = 1,

,

, ,

уравнение продольного перемешивания:

,

k [м²·с^-1] – коэффициент продольного перемешивания.

Формула Съенитцера — Марона:

,

При остановках перекачки профиль трассы в основном предохраняет продукт от растекания.

Раскладка смеси:

Последоват. перекачка нефтей и нефтепрод. — спец технология трансп-ки нефтей и нефтепрод. по т-п, при кот. в одном т/п. в любой мом. времени находятся несколько жидкостей, различ. по своим физ.-хим. св-вам. Последоват. перекачка примен. в основ. при трансп-ке н-продуктов, в редких случаях – разных сортов нефтей. Нефтепродуктами, кот. перекач. по трубопроводу, явл. неск. сортов, дизел. топлив, авиац. керосинов.

Автомоб.бензины различ. по октан. числу, кот. указ-ся в их маркировке. Послед-ной перекачке чаще всего подверг. бензины след. марок: А-76, А-80, А-92

Маркировка дизел. топлив: Л-0.2-65, где Л – тип топлива (летнее, зимнее, арктич.); 0.2 – содер-ние серы (0.2, 0.4, 0.5); 65 – темп. вспышки (65, 40).

Авиац. керосины бывают сл. сортов: ТС-1 и ТС-2.

Сорта нефтей разл-ся по содерж. серы, солей и по коэфф. обводнённости (содержанию серы).

Перекачка нефтепродуктов:

Различные сорта нефти поступают с НПЗ, каждый в свой резервуар, а затем один за другим, закач. в маг. н-п-провод. При этом разделители между разл. жидкостями отсутствуют, поэтому такой метод также наз. последоват. перекачкой прямым контактированием.

Партия – любая последов. движ-ся в т/п. ж-ть.

Закачка партий нефтепродуктов организуется, чтобы друг с другом контактировали нефтепродукты, наименее различ-еся по своим св-вам.

Цикл перекачки – совокупность партий всех нефтепродуктов, перекач. по данному трубопроводу.

Преим-ва последоват. перекачки прямым контактированием:

1.Возм-сть использ. 1го т/п для перекачки неск. нефтепродуктов.

2.Наиболее полная загруженность трубопровода.

3.Равномерное снабжение потребителей.

4.Снижение себестоимости перекачки.

Осн. недостатком последов. перекачки прямым контактированием явл. образование смеси в зоне контакта партий. На конечном пункте трубопровода организуется раскладка смеси, то есть добавление смеси к партиям чистых нефтепродуктов с сохр. показателей качества.

Физич. причинами смесеобразования явл: конвективная и турбулентная диффузии.

Конвективная диффузия обусловлена неравномерностью скоростей частиц жидкости при её течении. Набл-ся при ламин. режиме течения.

турбулентная диффузия, которая обусловлена хаотическим движением частиц жидкости в области смеси. набл-ся при турбул.режиме течения, вместе с конвективной диффузией

Объём образующейся смеси

Объёмные концентрации: , . При этом должно выполняться условие: . Объемн. конц-ии показ-ют какую долю объема соста-ют объемы каждого нефтепрод.

Массу смеси можно определить по формуле: ;

При послед. перек-ке возм-ны ситуации, когда перекачка останавливается (аварии, рем.работы, нехватка ресурсов). При остановке перекачки объем смеси сущ-но увелич-ся.

Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано иное):

· Плотность:

· от 0,68 до 0,85 кг/м³ (сухой газообразный);

· 400 кг/м³ (жидкий).

· Температура самовозгорания: 650 °C;

· Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;

· Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³)^[1] (т.е. это 8-12 квт-ч/м³);

· Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.

· Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх^[

Химический состав

Основную часть природного газа составляет метан (CH₄) — от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана:

· этан (C₂H₆),

· пропан (C₃H₈),

· бутан (C₄H₁₀).

а также другие неуглеводородные вещества:

· водород (H₂),

· сероводород (H₂S),

· диоксид углерода (СО₂),

· азот (N₂),

· гелий (Не).

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Для облегчения возможности определения утечки газа, в него в небольшом количестве добавляют одоранты — вещества, имеющие резкий неприятный запах (гнилой капусты, прелого сена, тухлых яиц). Чаще всего в качестве одоранта применяется тиолы, например, этилмеркаптан (16 г на 1000 м³ природного газа).

[кг·м^-3]; [м³·кг^-1] – удельный объем.

F(P,v,T)=0 – уравнение состояния газа.

…

Состав природного газа:

1. Метан

2. Этан

3. Пропан

4. Изобутан

5. н Бутан

6. н Пентан

µ — молекулярный вес

ρ – нормальная плотность

– плотность газа по воздуху

Р_кр – критическое давление

Т_кр – критическая температура.

Уравнение состояния природного газа; особенности изотерм газов. Критическое состояние. Критическое состояние метана и его гомологов. Сжижение газов.

— уравнение состояния газа.

При повышении давления и снижении температуры газ переходит в жидкое состояние.

Совершенный газ. Уравнение Клапейрона-Менделеева. Реальный газ. Сжимаемость. Коэффициент сверхсжимаемости. Приведенные параметры. Формула для расчета коэффициента сверхсжимаемости.

,

— уравнение состояния совершенного газа.

R₀ = 8314

для реального газа:

,

z – коэффициент сжимаемости.

Уравнение состояния газа.

Уравнение состояния газа – функциональная зависимость между давлением , удельным объёмом и температурой , которая существует для всех газов, находящихся в состоянии термодинамического равновесия, то есть .

Графически эта зависимость изображается семейством изотерм.

При температуре большей критической газ всегда остаётся в газообразном состоянии при любом давлении. При температуре меньшей критической, при сжатии газа, если достигается некоторого удельного объёма начинается конденсация газа, и он переходит в двухфазное состояние. При достижении некоторого удельного объёма конденсация газа прекращается, и он приобретает свойства жидкости.

Уравнение состояния идеального газа описывается уравнением Менделеева-Клапейрона: , или , где .

Газовая постоянная , .

Для метана, имеющего молярную массу , газовая постоянная равна .

При больших давлениях и температурах характерных для магистральных газопроводов используются различные модели реальных газов, который обладает явлением сверхсжимаемости. Эти модели описываются скорректированным уравнением Менделеева-Клайперона: , где — коэффициент сверхсжимаемости, который для реальных газов всегда меньше единицы; — приведённое давление; — приведённое давление.

Для вычисления коэффициента сверхсжимаемости существуют различные эмпирические формулы, такие как .

Для смеси газов критическое давление определяется по следующей формуле: , а критическая температура находится следующим образом: .

Характерные параметры компонентов природного газа:

45.Газовые смеси и расчет их параметров. Расчет критических параметров газовой смеси.

Приближённые формулы для расчёта констант газовой смеси.

X- это процентное содержание газа в смеси делённое на 100.

Технология трубопроводного транспорта природного газа. Состав и назначение сооружений, входящих в систему газопровода: компрессорные станции, системы воздушного охлаждения, линейная часть, подземные хранилища газа и т.п.).

1- Скважина.

2- Газосборный пункт.

4 – установка подготовки газа

5 – головная КС

6 – магистральный газопровод

7- запорная арматура

8 – дроссель

16 – отводы

15, 26 – ГРС

28 – городские газовые сети

10 – линии связи

19 – электрические линии

18 – система ЭХЗ

25 – вертолетная площадка

13 – водные переходы

14 – вдольтрассовые подъездные дороги

12 – аварийный запас труб

17 – защитные сооружения

22 – водосборник

23 – дома линейных монтеров-связистов

24 – лупинги

20, 21 – ПХГ и КС

Q_v = V_срS – объемный расход газа, [м³/с].

Q_m = ρ₀Q_v – массовый расход, [кг/с],

где ρ₀ – плотность газа при норм. условиях (Т=273 К, Р=0,1013МПа).

Q_к = Q_m/ρ_ст=ρVS/ρ_ст – коммерческий расход, [м³/с],

где ρ_ст – плотность газа при станд. условиях (Т=293 К, Р=0,1013МПа).

dM=[Q_M(x,t)- Q_M(x Δx,t)]dt

— диф. ур-ие неразрывности

Q_M=ρVS

Закон сохранения массы:

ρVS=const

Q_k=Q_M/ρ=const

Уравнение движения газа в газопроводе. Стационарный режим транспортировки газа. Формула для распределения давления по длине участка газопровода. Среднее давление на участке газопровода.

Стационарное течение:

P=zρRT

Если режим изотермический, то: T=const

Распределение давления:

S= const => d=const

Среднее давление:

P=zρRT

Связь расхода газа на участке газопровода с давлениями на его концах. Инженерные формулы расчета. Коэффициент расхода.

Инженерные формулы расчета:

— коэффициент расхода

β=1/А² d₀ – эквивалентный диаметр газопровода

☻

50.Последовательное соединение газопроводов. Расчет простых газопроводов. Формулы для коэффициента расхода.

Q₁= Q₂= Q₃

51. Параллельное соединение газопроводов. Расчет сложных газопроводов. Формулы для коэффициента расхода.

P_H1= P_H2

P_K1= P_K2

Q= Q₁ Q₂

…

Тепловые режимы работы газопровода. Уравнение энергии. Распределение температуры на участке газопровода при стационарном режиме работы. Эффект Джоуля-Томсона. Формула В.Г.Шухова.

1. — Ур-ие неразрывности потока

2. Закон изменения кол-ва движения:

3. Закон сохранения полной энергии:

d(E_кин ε)=dQ^внеш dA^внеш

—изменение полной энергии единицы массы

Изменение энергии равняется энтальпии.

Если течение стационарное, то:

P=ρRT – совершенный газ

— закон Ньютона

D_ж – коэффициент Джоуля-Томсона [K/МПа]

— Эффект Джоуля-Томсона

1. эффектом Джоуля-Томсона пренебрегаем

T=T₀ при x=0

x=0 P=P₀ T=T₀

2. С учетом эффекта Джоуля-Томсона получим:

53. Газоперекачивающие агрегаты. Центробежные нагнетатели. Приведенные характеристики центробежных нагнетателей. Техника использования приведенных характеристик. Совместная работа газопровода и компрессорных станций.

НЕ ЗАБЫТЬ: Насос(поршневой, шнек, шесерн, центроб), схему ГНПС (8атм, 50-60 атм), диф напор станции (дН= Рн-Рв/рож), резервуар, два принципа НПС(брандмауэр, взрывозащищ исп)

В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:

1. Головная нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком.

2. Промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками.

3. Линейная часть с отводами и местами подкачек.

4. Конечный пункт с резервуарным парком.

Головная нефтеперекачивающая станция располагается вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.Расположение промежуточных нефтеперекачивающих станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до 150 километров.Головная нефтеперекачивающая станция и конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.Если трубопровод имеет протяжённость более 800 километров, то он разбивается на эксплуатационные участки длиной 300-400 километров. На промежуточных ефтеперекачивающих станциях, находящихся на границе эксплуатационных участков, также находятся резервуарные парки, объёмом, составляющим 30-50 процентов от суточной пропускной способности нефтепровода.На магистральных нефтепроводах, которые используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны. Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

В магистральных нефтепродуктопроводах используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.

Основной принцип катодной защиты.

Катодная защита (рис. 1) — защита подземного металличе­ского трубопровода при наложении электрического поля от внешнего источника тока, создающего катодную поляризацию на тру­бопроводе. При этом коррозионному разрушению подвергается анодное заземление из металлических или неметаллических элект­ропроводных материалов. Такая защита осуществляется при со­здании защитной разности потенциалов между трубопроводом и окружающим его. грунтом от источника постоянного (или вы­прямленного) тока. Разность потенциалов создается станцией катодной защиты (СКЗ).

Рис. 1. Принципиальная схема катодной за­щиты магистрального трубопровода:

1 — трубопровод; 2 — анодное заземление (анод); 3 — соединительная электролиния по­стоянного или выпрямленного тока; 4 — защит­ное заземление; 5 — источник постоянного или выпрямленного тока; 6 — катодный вывод; 7,8 — точки соответственно подключения ка­тодного вывода и дренажа; I₃ — ток катодной защиты

Как следует из схемы катодной защиты, электрический ток, растекающийся с анодного заземления (2) в почву, распространяется по ней и поступает на защищаемый объект (1) – трубопровод, поляризуя его катодно. Поступивший на защищаемый объект ток собирается в точке дренажа (8) и возвращается к своему источнику (5). Максимальный ток в цепи катодной защиты находится в точке подключения источника питания СКЗ (в точке дренажа).

…

Устройство, включающее СКЗ, анодное заземление и соединительные провода называют катодной установкой с внешним источ­ником тока. СКЗ бывают двух типов: сетевые, питающиеся от действующих или специально сооружаемых ЛЭП, и с мест­ными источниками тока, в ка­честве которых используют моторы-генераторы, электро­двигатели различных типов термогенераторы и др. СКЗ состоит из понижающего транс­форматора, выпрямителя тока, устройств регулировки напря­жения и контрольно-измери­тельных приборов.

Принцип действия катодной защиты аналоги­чен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полу­свободных валентных электронов в направлении анодное за­земление — источник тока — защищаемое сооружение. Те­ряя электроны, атомы металла анодного заземления перехо­дят в виде ион-атомов в раствор электролита, т.е. анодное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидрата­ции и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же соору­жения вследствие работы источника постоянного тока на­блюдается избыток свободных электронов, т.е. создаются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.

При осуществлении электрохимической защиты участка трубопровода, стенка которого более чем на 10 % толщины повреждена коррозией, минимальный защитный потенциал должен быть на 0,05 В отрицательнее.

Минимальный защитный потенциал должен поддерживать­ся на границе зоны действия станции катодной защиты (СКЗ). Так как значение защитного потенциала убывает с удалением от точки подключения СКЗ (точка дренажа), то максимальный защитный потенциал имеет место в точке дренажа. Чтобы предотвратить разрушение и отслаивание изоляционного покрытия вследствие выделения газообразно­го водорода, максимальное значение защитного потенциала ограничено. Так, для стального сооружения с битумной или полимерной изоляцией это значение составляет —1,15 В по МСЭ. Когда сооружение не имеет защитного покрытия, максимальное значение защитного потенциала не регламен­тируется.

В установках катодной защиты используют сосредоточен­ные, распределенные, глубинные и протяженные анодные заземления. Для уменьшения скорости их растворения элект­роды анодного заземления устанавливают в коксовую мелочь. Срок службы анодного заземления должен составлять не ме­нее 15 лет.

Основной принцип протекторной защиты.

Протекторную защиту (рис. 1) от электрохимической корро­зии участков магистральных трубопроводов применяют при значи­тельной удаленности их от источников электроснабжения, где применение катодной защиты экономически нецелесообразно, а также в местах неполной защиты участков трубопроводов катодными установками. Протекторные установки, состоящие из про­тектора, активатора, проводника и контрольно-измерительной ко­лонки, применяют для защиты конусов переходов трубопроводов через железные и шоссейные дороги, конденсат- и водосборников и др. Их присоединяют к защищаемому сооружению металлического протектора (анодного электрода), имеющему более низкий электрохимический потенциал по сравнению с потенциалом ме­талла, защищаемого в данной коррозионной среде.

Рисунок 1. Принципиальная схема протекторной установки.

1- трубопровод; 2 – точка дренажа;

3 — изолированный соединительный провод;

4 – протектор; А – анод; К – катод

Протекторная защита трубопроводов основана на принципе работы гальванических пар. При защите подземных металлических объектов с помощью протекторных установок к трубопроводу подключают протектор (анодный электрод), имеющий более низкий электрохимический потенциал, чем потенциал металла трубы. Создаются условия, при которых трубопровод выступает в качестве катода, а протектор в качестве анода, в результате добиваются прекращения коррозионного разрушения трубопровода за счет интенсивного разрушения протектора.

При устройстве протекторной защиты к стальному трубопроводу подключают металлический протектор (4). В результате этого образуется гальванический элемент «труба-протектор», в котором трубопровод является КАТОДОМ, протектор – АНОДОМ, а почва – электролитом.

Разрушение всегда на АНОДЕ!!!!!!!!!!!!!!

Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциа­лов происходит направленное движение электронов ё от протектора к трубопроводу по проводнику 3. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. При этом сила тока контроли­руется с помощью контрольно-измерительной колонки.

Таким образом, разрушение металла все равно имеет мес­то. Но не трубопровода, а протектора.

Теоретически для защиты стальных сооружений от корро­зии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее железа, так как они более электроотрицательны. Практически же протекто­ры изготовляют только из материалов, удовлетворяющих сле­дующим требованиям:

— разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;

— ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть мак­симальным;

— отношение массы протектора, израсходованной на созда­ние защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворя­ют магний, цинк и алюминий.

Видно, что отдать предпочтение какому-либо одному ме­таллу трудно. Поэтому протекторы изготовляют из сплавов этих металлов с добавками, улучшающими работу протек­торной защиты. В зависимости от преобладающего компо­нента сплавы бывают магниевые, алюминиевые, цинковые. В качестве добавок используют марганец (способствует повы­шению токоотдачи), индий (препятствует образованию плот­ной окисной пленки на поверхности сплава, а значит, его пассивации) и др.

Применяют защиту протекторами, расположенными как по­одиночке (если состояние изоляционного покрытия трубопровода хорошее), так и группами (применяют при защите участков трубопроводов с плохой изоляцией или неизолированных патронов на переходах через шоссейные и железные дороги). Кроме того, защита от коррозии трубопроводов может быть выполнена протяженными протек­торами. Защиту одиночными и групповыми коллекторами реко­мендуется использовать в грунтах с удельным сопротивлени­ем не более 50 Ом-м, а протяженными — не более 500 Ом-м.

Повышение эффективности действия протекторной установки достигается погружением ее в специальную смесь солей, называемую «заполнителем» или активатором. Непосредственное погружение протектора в грунт менее эффективно, чем в заполнитель. Заполнитель готовится путем смешения сухих солей и глины.

Назначение заполнителей следующее:

— снижение собственной коррозии

— уменьшение анодной поляризуемости

— снижение сопротивления растеканию тока с протектора

— устранение причин, способствующих образованию плотных слоев продуктов коррозии на поверхности протекторов.

Основной принцип электродренажной защиты.

Для электрозащиты магистральных трубопроводов от блуж­дающих токов применяют электродренажную защиту (рис. 1), отводящую блуждающие токи с трубопровода в рельсовую часть цепи электротяги или на сборную шину отсасывающих кабелей тяговой подстанции железной дороги. Блуждающие токи дости­гают значительных величин и могут вызвать сквозную коррозию стенок трубопровода через 3 — 5 лет после его укладки. В связи с этим ввод в действие электродренажных станций должен сов­пасть с укладкой трубопровода в траншею и засыпкой его.

Рисунок 1. Принципиальная схема электродренажной защиты магистрального трубопровода

1 – трубопровод; 2 – контакт катодного вывода; 3 — катодный вывод; 4 – точка дренажа на трубопроводе; 5 – поляризованная электродренажная установка; 6 – контакт схемы с рельсовой сетью; 7 – рельсовая сеть; 8 – дренажный кабель.

К трубопроводу (1) подключают дренажное устройство (5) в точке дренажа (4) при помощи дренажного кабеля (8), который также подключен к рельсовой сети (7) электрифицированного транспорта. Создается положительная разность потенциалов в цепи «трубопровод-рельс» и потечет ток I_др. Дренажная защита на устойчивых анодных участках действует непрерывно, а на знакопеременных (при проявлении на трубопроводе положительных потенциалов) – периодически.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дрена­жи.

1) Прямой электрический дренаж — это дренажное уст­ройство двусторонней проводимости. Дренаж при котором ток может идти в любом направлении, то есть из рельсов в трубопровод и наоборот. Схема прямого элект­рического дренажа (рис. 2, а) включает: реостат R, ру­бильник К, плавкий предохранитель Пр и сигнальное реле СР. Сила тока в цепи трубопровод — рельс регулируется ре­остатом. Если значение тока превысит допустимое значение, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или све­товой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяют в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В против­ном случае дренаж превратится в канал для натекания блуж­дающих токов на трубопровод.

2) Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью (из трубопровода в рельс)(рис. 2, б). Поляризованный дренаж обеспечивает постоянный, более отрицательный понетциал защищаемого трубопровода.От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости — вентиль­ного элемента (ВЭ). При поляризованном дренаже ток проте­кает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

3) Усиленный дренаж (рис. 2, в) применяют в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубо­провода, но и обеспечить на нем необходимое значение за­щитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению и положительным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицирован­ного транспорта. За счет такой схемы подключения обеспе­чивается, во-первых, поляризованный дренаж (благодаря ра­боте вентильных элементов в схеме СКЗ), а во-вторых, ка­тодная станция удерживает необходимый защитный потенци­ал трубопровода. После ввода трубопровода в эксплуатацию проводят регу­лировки параметров работы системы его защиты от коррозии. При необходимости можно вводить в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки.

Рис. 2. Принципиальные схемы электрических дрена­жей:

R — реостат; К — рубильник; Пр — плавкий предохранитель; СР — сигнальное реле; ВЭ — вентильный элемент; А — изме­рительный амперметр; Тр — трансформатор; П — соедини­тельный провод

68. Производство земляных работ при строительстве магистральных трубопроводов в различных условиях (болота, горные условия, условия барханных пустынь, вечная мерзлота)

Особенности строительства МТ в горах.

Сильная пересеченность рельефа местности обусловливает необходи­мость выполнения работ на крутых подъемах и спусках, косогорных участ­ках. Часто встречаются уклоны такой крутизны, что работа машин на них оказывается невозможной. Требуются такие методы работ, при которых ис­ключалась их необходимость применения.

Как правило, крутые откосы сложены скальными грунтами, часто силь­но трещиноватыми и насыщенными водой. Поэтому к сложностям рельефа добавляются сложности, обусловленные необходимостью устройства полок для прохода строительных колони и траншей для трубопровода с помощью буровзрывных работ. Возможность внезапного образования оползней огром­ных масс грунта или возникновения селевых потоков вызывает опасность ве­дения строительно-монтажных работ.

Оползни часто образуются в результате нарушения естественного равно­весного состояния склонов при устройстве полок. Селевые потоки возникают в результате выпадения дождей иногда даже не в районе ведения работ, а ближе к вершинам гор. Поток грязи, камней и воды с довольно большой» скор остью движется по руслам пересохших ручьев, речек и сметает все на своем пути, образуя так называемые конусы выноса.

Горные дороги, как правило, имеют большое число крутых подъемов и поворотов. Это создает значительные трудности в транспортировке длинно­мерных грузов (секций труб). В некоторых случаях доставка даже двухтруб­ных секций оказывается сложной и строительство трубопроводов приходится вести из одиночных труб.

Затруднения возникают и при организации строительных участков. Если в обычных условиях можно расставить участки по длине всего трубопровода, то в горах это часто вызывает большие трудности. Отсутствие дорог, слож­ность рельефа и грунтовых условий во многих случаях диктуют свои требо­вания. Работы можно вести только одной колонной, устраивая сначала пол­ки, дорогу, траншею. Только вслед за землеройной колонной может идти изоляционно-укладочная.

На очень сложных участках работы ведет обычно комплексная колонна, выполняя сразу все операции, вплоть до засыпки уложенного трубопровода.

В числе основных мер по борьбе с оползнями можно назвать следую­щие: перехват поверхностных и грунтовых вод, устройство буронабивных железобетонных свай, прорезающих оползень и входящих на 2—3 м в корен­ной грунт. В некоторых случаях (при малых оползнях) неплохие результаты может дать устройство подпорных стенок.

Особенности строительства МТ на болотах.

При строительстве трубопроводов на болотах применяют все существу­ющие в настоящее время конструктивные схемы укладки трубопроводов.

Подземная схема. Трубопровод укладывают в грунт на глубину, превы­шающую диаметр труб.

Полуподземная и наземная схемы. Трубопровод укладывают в грунт на глубину менее диаметра, а выступающую часть труб засыпают грунтом.

При наземной схеме — трубопровод укладывают на поверхности спланиро­ванного грунта.

Надземная схема. Трубопровод укладывают выше поверхности грунта на опорах. На переходах трубопроводов через болота обычно укладывают одну нитку трубопровода. Однако на болотах II и III типов при ширине боло­та более 500 м допускается прокладка резервной нитки.

Возможность применения той или иной схемы в конкретных условиях определяется типом болота, его естественным состоянием, а также изменени­ем физико-механических свойств грунта под воздействием трубопровода. Необходимо иметь в виду, что и технология строительства может оказать существенное положительное или отрицательное влияние на взаимодействие труб и окружающего их грунта.

В отличие, от трубопроводов, уложенных в плотных грунтах, трубопро­воды, уложенные на болотах по подземной или наземной схемам, с течением времени изменяют свое первоначальное положение. Это объясняется чрез­вычайно сильной сжимаемостью болотистых (торфяных) грунтов под воз­действием даже незначительных уплотняющих нагрузок. Поскольку в период эксплуатации в трубопроводе возникают продольные усилия, то они обу­словливают белее значительные поперечные перемещения труб.

Особенности строительства МТ в пустынях.

Специфика сооружения магистральных трубопроводов в пустыне заклю­чается прежде всего в том, что трасса проходит по безлюдным, безводным и бездорожным районам с сыпучими песчаными грунтами или по скалистым грунтам, покрытым толстым слоем пыли. Строительство же в районах хорошо освоенных поливных земель связано с другими трудностями. Поливные земли обычно пересечены густой сетью оросительных каналов, канав и ары­ков, что вызывает необходимость сооружать большое число переходов. Кро­ме того, через каналы и арыки должны устраиваться проезды и мосты.

Необычайно сложны климатические условия в пустынных районах. До­статочно сказать, что летом температура достигает 45 — 50°С в тени при от­носительной влажности воздуха 6 — 10%, а зимой — 35° С. Пески, например, в пустынях Кызылкум и Каракумы прогреваются до 70° С. Особенно большие помехи создают почти непрерывные горячие сухие ветры и песчаные бура­ны. В таких условиях одна из важнейших задач — организация труда и быта строителей. Жилые городки должны располагаться в наиболее благоприят­ных местах, где есть источники воды, или на специально устраиваемых опорных пунктах. Обычно максимальное удаление фронта работ от городка не должно превышать 15 — 20 км.

В пустынях целесообразно вести линейные работы расчлененно-специализированным методом, т. е. разделением комплекса работ на отдельные операции, поручаемые специализированным управлениям. Однако, несмотря на расчленение, строительство ведется одним потоком (недоделки недопус­тимы). Ни землеройные, ни сварочные, ни изоляционно-укладочные колонны не должны отрываться друг от друга на расстояние, большее чем 2-3 км, как это бывает в нормальных условиях.

При ветрах на поверхность трубы оседает много пыли, песка, что сни­жает прилипаемость битумной мастики. Для снятия пыли перед изоляцион­ной машиной устанавливают обод с набором мягких щеток, которые снима­ют пыль.

Особенности строительства МТ на многолетнемерзлых грунтах.

В настоящее время применяют три основных конструктивных схемы: подземную, наземную и надземную. Применимость каждой из них в тех или иных конкретных условиях определяется, прежде всего, тепловым взаимодей­ствием труб с окружающей их средой. Если температура транспортируемого продукта отрицательная, то мерзлый грунт вокруг трубы оттаивать не будет, и, следовательно, его несущая способность будет достаточной для нормаль­ной работы трубопровода при любой конструктивной схеме. Если же темпе­ратура продукта положительная, то грунт вокруг трубы оттаивает. Несущая способность его резко снижается, что приведет к просадкам трубы и другим нежелательным последствиям. Для прогнозирования возможных последст­вий в работе труб при оттаивании грунта необходимо знать методы, позво­ляющие рассчитывать тепловое взаимодействие грунта с трубой.

Сложность сооружения и эксплуатации трубопроводов в условиях веч­ной мерзлоты заключается в том, что грунт под трубой протаивает на от­дельных участках, труба провисает, и в ней возникают дополнительные изгибные напряжения.

Существует два способа защиты вечной мерзлоты от протаивания:

— перекачивание продуктов при отрицательных температурах (-2 — -3°С),
с использованием охлаждения их в аппаратах воздушного охлаждения
(АВО) и в холодильнике;

— теплоизоляция труб: а) использование песчаной подушки под трубой
(толщиной 1 м); б) изготовление экранов из пенополеуритана.

69. Выбор и планировка площадки под строительство нефтебазы или газохранилища

1. Отводимая для НБ территория должна иметь разрывы между границами участка и соседними сооружениями согласно СНиП 2-106-79.

2. Подветренная сторона от населенных пунктов и сооружений, чтобы пары н/пр не относились на жилые дома, объекты с открытым огнем и т.д.

Вычерчивают розу ветров.

Речные НБ следует располагать ниже по течению реки от ближайших населенных пунктов, промышленных предприятий, пристаней, мостов и т.д.