- •Порядок проектирования мт
- •2. Выбор оптимальной трассы трубопровода
- •3. Нагрузки и воздействия на мт
- •4. Расчет на прочность, деформации и устойчивость.
- •5. Испытание и приемка
- •6. Особенности сооружения на болотах и ммг
- •Строительство на ммг
- •7. Диагностика мт
- •Диагностика линейной части газопровода.
- •8. Сооружение подводных мт
- •3. Трубопровод искривлен по профилю перехода, течение отсутствует
- •9. Генпланы станций и хранилищ
- •Компановка генплана
- •11. Аварии и их ликвидация
- •Ликвидация аварий на мн
- •Ликвидация аварий на мг
- •12. Ремонт основного оборудования станций и хранилищ
- •Ремонт оборудования станций
- •13 Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза.
- •14.Основные объекты и оборудование нефтепроводов.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •1 6. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
- •17. Режим работы неф-да при изменении вязкости нефти, остановке нпс или насосов, сбросах и подкачках нефти.
- •18. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •19. Эксплуатация мн при недогрузке.
- •20. Способы повышения эффективности работы н/п
- •21. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •22.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •23. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •24. Режимы работы продуктопроводов при замещении нефтепродуктов.
- •25.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •26. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •30. Температурный режим мг.
- •31. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •32. Увеличение производительности мг.
- •33.Режим работы мг при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •37. Технологические схемы нпс.
- •Технологическая схема пнпс.
- •38. Характеристики насосов нпс.
- •39. Совместная работа насосов и трубопроводной сети
- •40. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •41. Насосные станции нефтебаз.
- •42. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •43. Технологическая схема кс
- •44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •Подбор оборудования очистки газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •46. Техническое обслуживание оборудования кс и нс.
- •47. Диагностика гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49. Технологические схемы и оборудование грс и грп.
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •54. Товарные нефтепродукты и основы их использования.
- •55. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов.
- •56. Водные перевозки н/пр.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •61 Подогрев нефтепродуктов
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Системы сбора продукции газовых скважин.
- •66. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
- •67. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •68. Оборудование установок подготовки нефти.
- •69. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
15. Технологический расчет н/пров.
Включает в себя решение следующих основных задач: 1. определение экономически наивыгоднейших параметров н/пров (D, Р, δ, числа НС). Наивыгоднейшие параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов. Для данной производительности выбирают 3 диаметра и для всех 3 вариантов выполняют технологический расчет (механический + гидравлический + технико-экономический) и по минимуму затрат определяют оптимальный вариант.; 2 определение местонахождения станций на трасса н/пров. Расположение НПС определяют графически на сжатом профиле трассы методом Шухова.; 3. расчет режимов эксплуатации н/пров. Рвх, Рвых, Q. Определение давления на станции, подогрев на станции, производительность перекачки, регулирование работы трубопровода, при изменении режима.
Исходные данные для технологического расчета: 1. Наименование начального и конечного пункта; 2. производительность; 3. физико-химические свойства перекачиваемого нефтепродукта (плотность, вязкость, температура застывания, упругость паров); 4. пункты сброса и подкачки; 5. условия приема; 6. необходимость обратной перекачки.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДА
Пропускная способность: зависимость вязкости и плотности нефти от температуры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; механические свойства материала труб; технико-экономические показатели и чертеж сжатого профиля трассы. Пропускная способность нефтепровода дается в задании на проектирование.
Плотность р измеряют при 293 К. При других температурах т=-(Т—293),-где —температурная поправка, =1,825—0,00131* ( в кг/м3).
Вязкость:
где o — кинематическая вязкость при температуре То.
Расчетной температурой считают наинизшую температуру, которую принимает поток нефти в трубопроводе. Эта температура определяется наинизшей температурой грунта на глубине заложения трубопровода с учетом самонагревания потока в результате трения. Температура грунта на глубине заложения трубопровода определяется по материалам изысканий.
ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДА
Коэффициент гидравлического сопротивления является функцией числа Рейнольдса Rе = vd/ и относительной шероховатости =кэ/d;
— эквивалентная абсолютная шероховатость, характеризует влияние состояния внутренней поверхности трубопровода на гидравлическое сопротивление.
При ламинарном течении (Rе <2000) =64/Rе, m=1, =4.15
При турбулентном режиме (Rе >3000) в зоне гладкого трения (Блазиус) = 0.3164/Re0.25, m=0.25, =0,0246
В зоне смешанного
,m=0.123,
При квадратичном законе:
Шероховатость: для новых бесшовных стальных труб к=0,01-0,02 мм, после нескольких лет эксплуатации к=0,15-0,3 мм; для новых сварных стальных труб к=0,03—0,1, с незначительной коррозией после чисткик к=0,1-0,2 мм.
1 6. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
2- работает при удвоении НПС, 3- при прокладке лупинга, 4-при удвоении и прокладке лупинга = Q/Q п - кол-во НПС
2 способа увеличения произ-ти неф-да
удвоение числа НПС т.е. сооружение на перегонах м/у существующими дополнительных НПС.
Прокладка лупинга (меняя длину лупинга, меняя производительность.
Комбинированный метод.
при удвоение НПС вполне фиксированная величина, а при прокладке лупинга зависит от длины и от диаметра лупинга. Но в обоих случаях напор на станции уменьшается., т.к. Hст < Hст до увелсчения производительность, то несущая способность трубы оказ-ся недоиспользованной, эффективность удвоения числа НПС и прокладки лупинга увеличивается, если Р будет поднято до величины допускаемой по условиям прочности труб-да. Это можно сделать подбором Д колес насоса, заменой одних насосов на другие и установкой дополнительных подпорных насосов.
для труб-ов чем для гориз-ых или для тех которые идут под уклон, (для поршневых насосов), если мы примем зону блазиуса , но поскольку ц.н. хар-ки НПС пологопад-ие кривые и в реали мы будем иметь напор станции уменьшенный, то после увелич-я Q напор станции с ц.н. будет меньше, чем m, поэтому у ц.н. меньше чем у поршневых. Кроме,того чем круче хао-ка труб-да, тем больше величина fL=mLD5 и тем больше эфф-ть удвоения НПС. А также величина уменьш-ся с увеличением пв, т.е. в- крутизна насоса суммарной характеристики НС, чем п, тем в, реальная величина ц.н. m
прокладка лупинга целесообразна при сравнительно небольшом увеличении Q при m
если степень производительности близка к этой величине то эффективно удвоение НПС, если величины то комбинированный метод- позволяет обеспечивать множество значений за счет резкой длины лупинга. Если увеличение производительности происходит при пркладке лупинга на ТП оборуд-м ц.н., то значение длины лупинга увелич-ся на величину LW 1/mnbfl:
что необх-ая длина лупинга не зависит от
при одном и том же коэф.увелич.производител. для нп с цн. Требуется большая длина лупинга чем для НП оборуд-м пн.
Эффективн.прокладки лупинга повышается с увеличением крутизны характ-ки тп и с уменьшением крутизны харак-ки насоса.