Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Исследование путей повышения эффективности строительства нефтепроводов в условиях Крайнего Севера

irina_krut2020 2375 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 95 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 12.03.2020
Технико-экономическое обоснование темы работы Нефтяная промышленность России является основным сектором топливно-энергетического комплекса страны. От успешного функционирования этой отрасли зависит эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты ее переработки, обеспечение валютных и налоговых поступлений в бюджет. Не менее важную роль эта отрасль играет в обеспечении энергетической безопасности и политических интересов России. Географически районы добычи и потребления нефти и газа разделены значительными расстояниями, поскольку основные запасы полезных ископаемых сосредоточены на Севере и на Востоке, а главными их потребителями являются центральные и западные регионы. В связи с этим, одной из наиболее существенных является проблема транспортировки нефти и газа. Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Объем транспортируемой по трубопроводам нефти составляет 93% от общего объема транспортировки. Строительство магистральных нефтепроводов требует большое количество различных агрегатов и оборудования для решения различных сопутствующих задач по транспортировке нефти и нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы опутали планету Земля подобно паутине. Их главное направление нетрудно определить: от мест добычи нефти они направляются либо к местам переработки нефти, либо к местам погрузки на танкеры. Именно по этой причине задача транспортировки нефти привела к созданию большой сети нефтепроводов. Рисунок 1. - Основные направления транспортировки российской нефти по трубопроводам. Магистральный нефтепровод — трубопровод, предназначенный для транспортировки товарной нефти из районов их добычи (от промыслов) или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа. Лидерами среди операторов трубопроводного транспорта являются российская компания ОАО «Транснефть» (ее предприятия имеют самую большую в мире систему нефтепроводов – более 50000 километров). Проблема качества сооружения магистральных трубопроводов автоматически распадается на более мелкие, поскольку качество сооружения всего трубопровода в целом зависит от качества отдельных видов работ, выполняемых при строительстве: подготовительных, земляных, сварочно-монтажных, изоляционно-укладочных, испытаний. Важнейшим процессом, весьма сильно влияющим на эксплуатационные характеристики будущего сооружения, являются сварочно-монтажные работы. Сварка на сегодняшний день является единственным способом соединения отдельных труб в секции (укрупнительная сварка поворотных стыков) и в непрерывную нитку (сварка неповоротных стыков). Самым распространенным в трубопроводном строительстве России по сравнению с другими методами сварки неповоротных стыков все еще остается ручная (электро)дуговая сварка (РДС) толсто покрытым электродом. Вечномерзлые грунты имеют отрицательную или нулевую температуру, содержат в своем составе лед и находятся в мерзлом состоянии в течение многих лет. Они имеют сплошное или островное распространение. В северных районах мощность их достигает 500 м. Поверхностный слой подвергается сезонному оттаиванию – промерзанию. По состоянию в природных условиях вечномерзлые грунты подразделяются на твердомерзлые, пластичномерзлые и сыпучемерзлые. Инженерно-хозяйственная деятельность человека приводит к ослаблению вечной мерзлоты, к появлению термокарстовых явлений. При строительстве на вечномерзлых грунтах применяют два основных принципа: I – грунты основания сохраняют в мерзлом состоянии в течение всего периода эксплуатации; II – грунты основания используют в оттаявшем или в оттаивающем состоянии. Принцип I должен применяться, если грунты застраиваемой территории можно сохранить в мерзлом состоянии при экономически целесообразных затратах. Использование пластично мерзлых грунтов в качестве основания по принципу I допускается при условии понижения их температур. Принцип II должен применяться при наличии в основании скальных грунтов или вечномерзлых, деформация которых при оттаивании не превышает предельно допустимых значений для проектируемых сооружений и в тех случаях, когда это экономически оправдано. В зимний период вечномерзлые грунты представляют монолит скального типа, что обеспечивает работу на нем любых строительно-монтажных машин, т. е. технология строительства линейной части трубопроводов остается такой же, как и в нормальных условиях. Это относится к расстановке трубоукладчиков, другой строительной техники, организации поточного строительства . Организация строительного производства предполагает следующие направления научной и производственной деятельности: организацию строительства, планирование строительства и управление строительством.
Введение

Развитие нефтегазового комплекса в России в настоящее время связано с интенсивным освоением месторождений нефти и газа, расположенных в удаленных от потребителей на тысячи километров восточных и северных районах, характеризующихся сложными климатическими и геокриологическими условиями. Бесперебойная транспортировка углеводородов потребителю является одной из приоритетных задач обеспечения экономической безопасности государства. Безопасность и надежность функционирования подземных магистральных нефтепроводов, проложенных в вечномерзлых грунтах, зависят от целого ряда природно-техногенных факторов. Богатый отраслевой опыт достаточно полно раскрывает серьезные проблемы, возникающие при проектировании, строительстве и эксплуатации газонефтетранспортных магистралей на многолетнемерзлых грунтах. В России около 11 млн кв. км занимает область распространения вечной мерзлоты. Это составляет практически 65% всей территории страны. При всем при этом северные регионы играют важную роль в экономике страны, так как именно здесь сосредоточено более 80% разведанных запасов нефти. В связи с этим остро встает вопрос о транспортировке углеводородов в условиях Крайнего Севера. В зимний период вечномерзлые грунты представляют монолит скального типа, что обеспечивает работу на нем любых строительно-монтажных машин, т. е. технология строительства линейной части трубопроводов остается такой же, как и в нормальных условиях. Это относится к расстановке трубоукладчиков, другой строительной техники, организации поточного строительства . В процессе строительства и эксплуатации трубопроводных систем происходит вживление их техногенных элементов в естественную природную среду, которое самым непосредственным образом сказывается на динамике изменения мерзлотного слоя. При освоении регионов с вечномерзлыми грунтами все чаще отдается предпочтение надземному способу прокладки трубопроводов. Но нередко практика показывает неоправданность такого решения. Оттаивание и промерзание мерзлых грунтов может сопровождаться такими процессами, как пучение, осадка, термокарст, солифлюкция и др., что сильно осложняет обеспечение проектного положения трубопроводов и самым негативным образом сказываются на техническом состоянии их трассы. Сегодня необходимы новые конструктивные решения, позволяющие значительно уменьшить техногенное воздействие трубопровода на вечномерзлый грунт при минимуме затрат на строительство и последующую его эксплуатацию. Таким образом, решение вопросов о строительстве магистральных нефтепроводов, проложенных в области распространения многомерзлых грунтов, является актуальной научной задачей с позиций государственной политики, развития научного знания, практической значимости для создаваемых технических систем.
Содержание

Введение……...…………………………………………………...………...........4 Технико-экономическое обоснование темы ……….………………………….6 1. Организационно-исследовательский раздел…………................................10 1.1. Анализ актуальности строительства нефтепровода в условиях Крайнего Севера……………………………….……………………………..10 1.2.Транспортировка нефтепродуктов по трубопроводам….………….….11 1.3. Технология строительства нефтепровода в условиях Крайнего Севера.............................................................................………21 2. Конструкторско-технологический раздел………...............................…...45 2.1. Анализ оборудования, используемого для разработки мерзлых грунтов при строительстве нефтепровода в условиях Крайнего Севера....................................................................………….....45 2.2. Описание конструкции модернизированной землеройно-фрезерной машины……….............................................…...52 2.3. Расчет потребной мощности фрезы для разработки мерзлого грунта …..........................................................................……..56 2.4. Анализ методов разработки мерзлых грунтов …............................59 2.5. Расчет технологии строительства......................................................68 2.5.1. Организация строительства нефтепровода в условиях Крайнего Севера.......................................................................................69 2.5.2. Выбор комплекта машин................................................................71 2.5.3. Определение эксплуатационной сменной производительности каждой машины, входящей в состав СКМ...............................................74 2.5.4. Определение потребного количества машино - смен....................80 3. Расчет экономической эффективности при разработке и рыхлении мерзлого грунта от использования бульдозера Liebherr PR754 с использованием модернизированного оборудования..................83 Заключение....................................................................................................91 Список используемых источников...............................................................93
Список литературы

1. Алиев Р. А. Трубопроводный транспорт нефти и газа; Книга по Требованию - Москва, 2012. - 368 c. 2. Ахметов С. А., Ишмияров М. Х., Кауфман А. А. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых; Недра - Москва, 2009. - 844 c. 3. Бакиров А.А., Бакиров Э.А. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти газа. В 2т. Кн. 1. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоспособности недр. Бакиров А.А., Бакиров Э.А.; Недра - Москва, 2012. - 467c. 4. Биргера И.А. «Расчет на прочность деталей машин: Справочник/- 4-е издание перераб. и доп. - Москва, издательство "Машиностроение", 1993.- 640 с. 5. Васильев Г. Г., Коробков Г. Е., Коршак А. А., Лурье М. В., Писаревский В. М., Прохоров А. Д., Сощенко А. Е., Шаммазов А. М. — Учебное пособие. — Под общей редакцией С.М. Вайнштока. — В 2-х томах. — М.: Недра, 2002. — 408 c. 6. ГОСТ 31447-2012 Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия; М ;2012. – 72с. 7. ГОСТ 1759.0-87 Болты, винты, шпильки и гайки. Технические условия; М; 2006 – 15с. 8. Губкин И.М. Мировые запасы нефти; Книга по Требованию - Москва, 2012. - 972 c. 9. Димов Л.А., Строительство нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах в Центральной и Восточной Сибири; Научная статья., 2008 10. ЕНиР. Сборник Е2. Земляные работы. Вып. 1. Механизированные и ручные земляные работы / Госстрой СССР. – М.: Стройиздат, 1988. – 224 с. 11. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений; Книга по Требованию - Москва, 2012. - 332 c. 12. Закиров С.Н., Индрупский И.М. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2; - , 2009. - 488 c. 13. Коршак А.А.; Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание третье, исправленное и дополненное; Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис» 2005. – 528 с. 14. Кязимов К. Г., Гусев В. Е. Эксплуатация и ремонт оборудования систем газораспределения; НЦ ЭНАС - Москва, 2008. - 420c. 15. Леффлер, Уильям Л Переработка нефти; М.: Олимп-Бизнес - Москва, 2004. - 224 c. 16. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. 17. Тетельмин, В. В. Магистральные нефтегазопроводы : учеб. пособие для студентов, обуч. по спец. бакалавриата направления «Нефтегазовое дело» / В. В. Тетельмин, В. А. Язев. – 3-е изд., доп. – Долгопрудный : Интеллект, 2010. – 351 с. : ил. – (Серия «Нефтегазовая инженерия»). – Библиогр.: с. 348-351 18. Харитонов В.А. Строительство магистрального трубопровода нефти и газа; Асв.; Техническая литература, 2008. – 442с. 19. Шмурыгин В.А. Проведение горноразведочных выработок: учебное пособие / В.А. Шмурыгин; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического ун-та, 2012. - 207 с. 20. http://www.neftelib.ru/ Нефтегазовая промышленность (Дата обращения: 14.05.2019) 21. http://studbooks.net/1702048/tovarovedenie/obzor_suschestvuyuschih_konstruktsiy / Студенческая библиотека онлайн ( Дата обращения: 25.05.2019) 22. https://studfiles.net/preview/2492446/page:8/ Расчет потребной мощности фрезы для разработки мерзлого грунта (Дата обращения: 02.06.2019) 23. https://kursar.ru/razrabotka-rotornoj-frezy-dlya-rezaniya-merzlogo-grunta Машины для разработки мерзлых грунтов (Дата обращения: 30.05.2019) 24. https://www.skachatreferat.ru/referaty/%D0%9C%D0%B5%D1%80%D0%B7%D0%BB%D1%8B%D0%B5-%D0%93%D1%80%D1%83%D0%BD%D1%82%D1%8B/122328.html (Дата обращения: 16.05.2019) 25. http://www.geokniga.org/labels/31036 (Дата обращения: 16.05.2019) 26. http://www.zodchii.ws/books/info-178.html (Дата обращения: 16.05.2019) 27. http://kf.osu.ru/old/otdel_do/bs-kurs/bs-01/doc/l6-3-6.pdf (Дата обращения: 17.05.2019) 28. http://www.geokniga.org/books/11092 (Дата обращения: 17.05.2019) 29. http://www.mnvnauka.ru/2017/11/Aralov.pdf (Дата обращения: 18.05.2019) 30. https://poznayka.org/s54613t1.html (Дата обращения: 18.05.2019) 31. https://elibrary.ru/item.asp?id=16553984 (Дата обращения: 17.05.2019)
Отрывок из работы

1. Организационно - исследовательский раздел 1.1. Анализ актуальности строительства нефтепровода в условиях Крайнего Севера Строительство, эксплуатация и обслуживание магистральных нефтепроводов в условиях вечной мерзлоты является крайне актуальной и активно изучаемой проблемой. Вплоть до настоящего момента при строительстве и эксплуатации подземных тепловыделяющих магистральных нефтепроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ) происходит либо недоучет техногенных и природных факторов в зоне влияния объектов трубопроводной системы, либо излишнее повышение требований, ведущее к необоснованным проектным решениям и нерациональному применению специальных мероприятий. Необходимыми условиями обеспечения надежной и безопасной работы магистрального нефтепровода являются: 1) выявление и изучение закономерностей развития и распространения геологических процессов в зависимости от сочетания техногенных и природных факторов в зоне влияния действующего трубопровода, 2) оценка возможных опасностей при прокладке и эксплуатации трубопровода, 3) прогнозное моделирование теплового и механического взаимодействия подземных магистральных нефтепроводов с ММГ. Главной особенностью строительства трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует конструктивных и технологических решений при прокладке линейной части трубопроводов. Активное строительство трубопроводной транспортной системы ведется в северных и восточных регионах страны. Распространение многолетнемерзлых грунтов (ММГ) на участках строительства новых объектов потребовало внедрения новых решений и оборудования для разработки траншеи и прокладки магистральных нефтепроводов. Таким образом, решение вопросов о строительстве магистральных нефтепроводов, проложенных в области распространения многомерзлых грунтов, является актуальной научной задачей с позиций государственной политики, развития научного знания, практической значимости для создаваемых технических систем. 1.2. Транспортировка нефтепродуктов по трубопроводам Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Рисунок 1.1. - Классификация трубопроводов. Прогон нефтепродуктов по трубопровод является одним из наиболее недорогих и безопасных методов транспортировки нефтепродукции. Как известно, нефтяные трубопроводы служат для доставки нефти между городами и между государствами. Сам процесс осуществляется посредством того, что на обоих концах трубы установлены специальные насосы, которые создают давление, за счет которого и происходит движение нефти по трубам. Сегодня существует две разновидности трубопроводов для транспортировки нефтепродуктов. А именно наземные и подземные трубопроводы. Как правило, и тот и другой виды работают в разных условиях одинаково хорошо. Однако наземные хорошо тем, что при поломке или аварии его легко можно будет отремонтировать, подземный имеет более высокую устойчивость к внешним факторам, он менее подвержен влиянию окружающей среды. Нефтепродуктопроводы протяженностью более 50 км и диаметром более 219 мм называются магистральными. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазут. Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). Стандартная длина трубы составляет 11,4-11,7 м (на 1 км магистрального нефтепровода приходится около 85-и стыков), ее диаметр находится в пределах 273-1420 мм. По своему назначению нефтепроводы можно разделить на следующие группы: 1)промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах; 2)магистральные (МН) — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа; 3)технологические — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования. Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1) 1000—1200 включительно; 2) 500—1000 включительно; 3) 300 — 500 включительно; 4) 300 и менее. Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07—85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода: 1)категория IV - диаметр трубопровода 700 мм, подземная прокладка; 2)категория III - диаметр трубопровода 700 мм, подземная и надземная прокладка; Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории III. Исходя из этих же требований в СНиП 2.05.06 - 85 определены также и категории, к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории «В», категории I или II. К высшей категории «В» относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории I относятся под- и надводные переходы через реки, болота типов II и III, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам категории II относятся под- и надводные переходы через реки, болота типа II, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д. Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06 — 85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре. В состав магистральных нефтепроводов входят: • линейные сооружения; • головные и промежуточные перекачивающие насосные станции; • наливные насосные станции; • резервуарные парки. В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают: • трубопровод (от места выхода c промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке; • установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода; • линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; • противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; • емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; • постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; • пункты подогрева нефти; • указатели и предупредительные знаки. Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды). Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 12 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи. На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100 — 200 мм больше диаметра трубопровода. С интервалом 10 — 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта (рисунок 1.2). Рисунок 1.2. - Линейная задвижка. Основными сооружениями магистрального нефтепровода являются: головная перекачивающая станция (рисунок 1.3), которую размещают на начальном участке трубопровода (в районе нефтепромыслов), она служит для приема нефти с последующей подачей ее в трубопровод; промежуточные перекачивающие станции, которые обеспечивают дальнейшее передвижение нефти по трубопроводу; нефтебаза, где осуществляется прием нефти из трубопровода для дальнейшей отправки потребителю, и трубопровод с ответвлениями и линейными сооружениями. Рисунок 1.3. - Головная нефтеперекачивающая станция. В состав перекачивающих станций входят: резервуарный парк, устройства для пуска скребков или разделителей, установки для фильтров, а также отдельные емкости для сброса утечек и приема жидкости из предохранительных систем защиты. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100—300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3 — 1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов. По принципу перекачки на практике применяют две системы — постанционную и транзитную (рисунок 1.4). а — постанционная; б — через резервуар; в — с подключенным резервуаром; г — из насоса в насос; 1 — насосная станция; 2 — резервуар; Рисунок 1.4. - Системы перекачек Постанционная перекачка характеризуется тем, что нефть поступает в резервуар промежуточной перекачивающей станции до его заполнения, а затем из него откачивают нефть для подачи на следующую станцию (рис. 1.4, а). Для обеспечения непрерывности работы трубопровода на станциях предусматривается не менее двух резервуаров. Причем в один резервуар производится закачка, а из другого одновременно осуществляется откачка для подачи в трубопровод. По этой схеме требуется большее число резервуаров, что связано с усложнением условий эксплуатации и дополнительными затратами. Постанционная перекачка применяется только в отдельных случаях: при наладке нефтепровода; выявлении пропускной способности отдельных его перегонов и др. В основном применяют транзитную перекачку (рис. 1.4, б-г). При такой перекачке поступающий в резервуар продукт немедленно всасывается насосами и перекачивается на следующую станцию. Резервуар одновременно включен и на прием продукта предыдущей станции, и на всасывание насосов для дальнейшей его перекачки. Постанционная перекачка подразумевает заполнение резервуаров промежуточных насосных станций, после чего по мере их заполнения, продукцию начинают перекачивать на следующую станцию. Если на таких станциях есть несколько резервуаров, то перекачка идет непрерывно. Это обеспечивается тем, что пока один резервуар заполняется, из другого уже идет откачка в нефтепровод. Транзитная перекачка происходит либо через промежуточный резервуар, либо сразу – из насоса в насос. Если используется резервуарная система, то нефтяная продукция, полученная от предыдущей станции, на следующей закачивается в резервуар, где происходит отделение от нефти воды и газа. При системе «насоса – насос» продукция минует промежуточный резервуар, сразу перекачиваясь дальше по трубе. Второй способ является более совершенным и экономичным, поскольку обеспечивает максимальную герметизацию и предотвращает потери легких углеводородных фракций в результате процессов испарения, происходящих в резервуарах. Обычно при транзитной перекачке резервуары применяют только в случаях возникновения аварийных ситуаций, а основной системой является «насос-насос». Нефтеперекачивающие станции (рисунок 1.5.) (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70—150 км.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 70 страниц
100 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 120 страниц
100 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 94 страницы
990 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg