Главная страница Случайная страница
КАТЕГОРИИ:
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Оценка состояния полости магистрального нефтепровода
|
|
Модуль 5
«ОЧИСТКА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ»
Введение
Организация и проведение работ по очистке направлены на поддержание высокой пропускной способности нефтепроводов и снижение затрат на перекачку.
Все технические мероприятия по подготовке и проведению очистки должны осуществляться с соблюдением действующих правил технической эксплуатации, техники безопасности и пожарной безопасности на магистральных нефтепроводах.
Организация и проведение очистки магистрального нефтепровода включает:
1. оценку состояния его полости и определение необходимости.
2. определение вида отложений ифакторов, влияющих на их образование для выбора средств и технологии очистки;
3. выбор периодичности очистки участков;
4. производство работ по очистке;
5. оценку и регистрацию результатов очистки
Герметизация внутренней полости нефтепровода относится к подготовительным операциям, выполняемым для соблюдения требований техники безопасности и противопожарных норм при проведении монтажных работ.
При ремонте трубопровода после освобождения нефтепровода от нефти, вырезки дефектной “катушки” до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ, внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта.
Для перекрытия внутренней полости трубопровода применяют герметизаторы из резинокордной оболочки типа «Кайман», пневматические заглушающие устройства (ПЗУ), тампоны-герметизаторы, глину и др.
Схема изучения материала
| № | Тема занятия | Тип занятия | Вид (форма) занятия | Количество часов |
| 1. | Оценка состояния полости магистрального нефтепровода. Виды отложений. Средства и способы удаления отложений из магистрального нефтепровода. Периодичность очистки магистрального нефтепровода. Производство работ по очистке нефтепровода. | Изучение нового материала | Лекция | |
| 2. | Очистные устройства. Сигнализаторы прохождения очистных устройств. | Изучение нового материала | Лекция | |
| 3. | Герметизация внутренней полости трубопроводов | Изучение нового материала | Лекция | |
| 4. | Очистка магистральных нефтепроводов | Предварительный контроль | Практическое занятие | |
| 5. | Подбор основного оборудования насосных станций. | Зачет | Курсовой проект |
2. Основы научно-теоретических знаний по модулю «Очистка магистральных нефтепроводов и герметизация внутренней полости трубопроводов»
Оценка состояния полости магистрального нефтепровода
В процессе эксплуатации в полости трубопровода накапливаются различные отложения, которые приводят к снижению его пропускной способности и увеличения затрат на перекачку.
При достижении количества отложений определенной величины необходимо проводить очистку нефтепровода.
С целью определения пропускной способности и количества отложений проводится оценка состояния полсти нефтепровода.
Состояние полости нефтепровода оценивается сравнением эффективного диаметра с эквивалентным.
Эквивалентный диаметр - это внутренний диаметр простого однониточного нефтепровода, равноценного (эквивалентного) по гидравлической характеристике рассматриваемому сложному нефтепроводу без отложений.
Эквивалентный диаметр определяется по фактической раскладке труб:
Для однониточного участка нефтепровода:
(5.1)
где L -общая длинна нефтепровода, м;
LI - cсуммарная длинна труб на участке с внутренним диаметром DI.м.
Для многониточного участка нефтепровода:
(5.2)
где DэI - эквивалентный диаметр I-ой нитки;
n - число параллельных ниток.
Для рассматриваемого участка нефтепровода, имеющего лупинги или многониточные переходы, первоначально рассчитываются эквивалентные диаметры этих отрезков участка, по формуле (5.1), а затем по формуле (5.2) определяется эквивалентный диаметр всего участка.
Эффективный диаметр - это такое значение внутреннего диаметра нефтепровода, которое соответствует фактическим потерям напора и учитывает влияние различных отложений на его гидравлическую характеристику. Эффективный диаметр рассчитывается по фактическим параметрам перекачки для участков нефтепровода между НПС по формуле:
(5.3)
где L - длина участка нефтепровода, м;
Q - объемный расход, м3/сек;
ν – коэффициент кинематической вязкости при расчетной температуре на участке, м2/сек;
H -напор в начале участка, м;
h - напор в конце участка, м;
Δ Z - разность геодезических отметок конца и начала участка нефтепровода, м.
Значения объемного расхода в напора определяются на основе диспетчерских данных как среднеарифметические величины за промежутки времени (от 8 до 24 часов), в течение которых режим работы нефтепровода существенно не меняется.
Вязкость и удельный вес перекачиваемой нефти определяются анализом проб товарной нефти, отобранных непосредственно из нефтепровода.
Расчетная температура нефти на участке определяется по формуле:
(5.4)
где tН и tК - температура нефти в начале и конце участка нефтепровода.
Замер температуры производится при помощи датчиков, врезанных в нефтепровод перед насосом или термометром в струе нефти из отпускного крана камер пуска и приема очистного устройства иливобвязке насоса. При последнем способе замера температура струи нефти повышается, поэтому замеренное значение необходимо уменьшить на величину:
, (5.5)
где Н - напор в месте замера, м. ст. к.
Эффективные диаметры рассчитываются для 3-5 промежутков времени, по которым находится среднеарифметическое значение.
При уменьшении эффективного диаметра по сравнению с эквивалентным более чем на 1%, то есть при:
(5.6)
требуется проведение очистки нефтепровода.
Степень снижения пропускной способности нефтепровода определяется по формуле:
(5.7)
Степень увеличения затрат электроэнергии на перекачку заданного объема нефти определяется выражением:
(5.8)