Cтраница 2
Основным принципом применения предлагаемых водорастворимых полимеров ( ВП) является их последовательная перекачка по всей трассе протяженного нефтепровода без существенного изменения режима егс эксплуатации, минуя фильтры-грязеуловители и первые по ходу нефти промежуточные НПС, преимущественно через насосные агрегаты конечной НПС с приемом выносимых скоплений в отдельный резервуар в конечном пункте нефтепровода или на нефтеперерабатывающем заводе. [16]
Основным принципом применения предлагаемых водорастворимых полимерен ( ВП) является их последовательная перекачка по всей трассе протяженного нефтепровода без существенного изменения режима его эксплуатации, минуя фильтры-грязеуловители и первые по ходу нефти промежуточные НПС, преимущественно через насосные агрегаты конечной НПС с приемом выносимых скоплений в отдельный резервуар в конечном пункте нефтепровода или на нефтеперерабатывающем заводе. [17]
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. [18]
Надежный и точный, контроль за движением зоны контакта при последовательных перекачках по трубопроводу является одним из основных условий успешного проведения последовательной перекачки. Приборы контроля должны располагаться, как правило, в начале трубопровода, чтобы фиксировать начало последовательной перекачки в конечном пункте нефтепровода и в 10 - 15 км перед ним, чтобы определять момент подхода зоны смеси перекачиваемых последовательно нефтей по изменению ее концентрации и давать сигналы на переключение задвижек для приема перекачиваемых нефтепродуктов в разные резервуары. При необходимости приборы контроля могут устанавливаться также и на промежуточных насосных станциях, чтобы диспетчер мог следить за прохождением зоны смеси через контрольные пункты нефтепродуктопровода. [19]
Конечный пункт нефтепроводов из м-ний в Сахаре. [20]
На рис. 23 изображена технологическая схема перекачки гаэона-сыценной нефти по магистральному трубопроводу. На входе в каждую промежуточную станцию также устанавливаются буферные емкости для отделения газа, который мог выделиться при нарушениях режима перекачки. На конечном пункте нефтепровода газонасыценная нефть разгазируется в сепараторе 4 при атмосферном давлении после чего газ сдается на ГПЗ, а нефть-на нефтеперерабатывающий завод. Разгаэирование газонасыценной нефти и сброс ее в резервуарный парк НПС 5 предусмотрены также на головных сооружениях нефтепровода в случае остановок нефтепровода. [21]
Из резервуаров нефть забирается подпорными насосами 5, прокачивается через паровые или огневые подогреватели 4, затем при помощи основных насосов 5 закачивается в магистраль. Поскольку по мере движения нефть остывает ( что приводит к увеличению потерь на трение), ее подогревают на промежуточных тепловых станциях 6, расположенных по длине нефтепровода через каждые 25 - 100 км. После тепловых станций нефть поступает в резервуары 8 конечного пункта нефтепровода. При гидравлическом расчете горячих трубопроводов необходимо знать значение вязкости и плотности жидкости. С этой целью определяют изменение температуры подогретой жидкости по длине трубопровода, так как вязкость и плотность, зависящие от температуры, также будут меняться по длине. Поскольку каждому значению температуры нефти или нефтепродукта соответствует определенный гидравлический уклон, то полную потерю напора определяют по отдельным участкам, принимая для него средние значения темпера-т Ур жидкости и грунта. [22]
Новые разногласия между партнерами ТПК и между поддерживавшими их правительствами наиболее ярко проявились в вопросах о темпах и масштабах разработки иракских месторождений нефти, а также при определении направления и конечного пункта нефтепровода из Ирака к побережью Средиземного моря. [23]
В первую очередь, для соблюдения условий сопоставимости показателей сравниваемых видов транспорта должны использоваться не просто отчетные данные, а расчетные показатели капиталовложений, эксплуатационных расходов и приведенных затрат. Это требование объясняется некоторой несопоставимостью фактических отчетных данных по трубопроводному и железнодорожному транспорту. В частности, если взять перекачку нефти по трубопроводу с промысла на завод, то в затратах по этому виду транспорта найдут отражение все расходы по интервалу перевозочного процесса от приемного резервуара головной перекачивающей станции нефтепровода до сдаточного резервуара конечного пункта нефтепровода на заводе. В случае доставки этой же нефти по железной дороге в ведомственной отчетности не будут отражены затраты на налив и слив нефти. Естественно, что в связи с этим фактические отчетные данные железной дороги должны быть скорректированы и приведены в сопоставимый вид с показателями магистрального трубопровода. [24]
Общий объем резервуаров нефтебазы определяется числом сортов хранимых нефтепродуктов, их грузооборотом и назначением нефтебазы. Распределительная нефтебаза на берегу замерзающей реки имеет, как правило, увеличенный суммарный объем резервуаров для создания запасов нефтепродуктов на межнавигационный период. Резер-вуарный парк на головной нефтеперекачивающей станции нефтепровода должен иметь резерв свободной емкости для приема нефти с промысла в период ликвидации аварии на нефтепроводе. Такой же запас нефти должен быть в резервуарах конечного пункта нефтепровода, чтобы обеспечить потребителей при аварии нефтепровода. [25]
Графоаналитический метод применяется в двух случаях. Первый - когда на нефтепроводе произошла авария с полным разрывом стыков труб, продольных и спиральных швов и большим выходом перекачиваемой нефти или нефтепродукта через повреждение. Такие аварии определяются по падению давления на насосах и увеличению расхода. Второй - когда через разрывы вытекает только часть перекачиваемой нефти, а остальная поступает на конечный пункт нефтепровода. В этом случае на профиле строят две линии гидравлического уклона: одну по производительности от предыдущей НПС до места разрыва, другую - по поступлению нефти на последующую НПС. Точка пересечения их указывает наиболее вероятное место повреждения нефтепровода. [26]
При горячей перекачке пропускная способность не может быть меньше некоторого минимального значения. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации горячих трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается. В данном случае под циклом понимается период времени, включающий длительность одного интервала непрерывной перекачки и одного интервала простоя. С одной стороны, чем больше число циклов перекачки, тем меньше должен быть объем резервуаров для накапливания нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит потребуется меньше затрат на них. [27]
Возвышенность на трассе, от которой нефть приходит на конечный пункт нефтепровода самотеком, называется перевальной точкой. При гидравлическом расчете длина нефтепровода принимается равной расчетной, разность отметок Аг - равной превышению перевальной точки над начальным пунктом трассы. Затем вычертим параллельную линию 2 с расчетом, чтобы она касалась профиля, нигде его не пересекая. Место касания линии гидравлического уклона 2 с профилем трассы - перевальная точка я, определяющая расчетную длину нефтепровода. Если линия гидравлического уклона, проведенная из конечной точки трассы, нигде не пересекается с профилем и не касается его ( на рис. 4.5 - пунктир ная линия), перевальная точка отсутствует и расчетная длина равна полной длине нефтепровода. Перевальная точка может оказаться не только между последней станцией и конечным пунктом нефтепровода, но и на перегоне между промежуточными НПС. [28]
Именно поэтому соглашение ТПК 1928 г. стало прототипом аналогичных нефтяных комбинаций, но уже в масштабах всего мира. Новые разногласия между партнерами ТПК и между поддерживавшими их правительствами наиболее ярко проявились в вопросах о темпах и масштабах разработки иракских месторождений, а также при определении направления и конечного пункта нефтепровода из Ирака к побережью Средиземного моря. [29]
Практически гидротранспорт вязких иефтей осуществляется на ряде зарубежных нефтепроводов. Так, вязкая нефть перекачивав лась по нефтепроводу Волкан - Делано длиной 50 км и диаметром 203 мм, сооруженному из спиральных труб. Нефть поступала в трубопровод через специальный патрубок диаметром 178 мм, который располагался соосно с основной трубой и придавал потоку нефти вращение. Показано, что количество воды, равное 10 %, не является оптимальным с точки зрения энергетических затрат на перекачку. На конечном пункте нефтепровода в термических отстойниках смесь легко разделялась на воду и нефть, содержащую не более 1 % воды. [30]