Краус Ю.А. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов - файл n1.doc

приобрести
Краус Ю.А. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов
скачать (5902.4 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc9172kb.05.05.2010 10:11скачать

n1.doc

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13

1.3 Технологические схемы перекачки


Перекачка – это процесс перемещения нефти по трубопроводу с помощью насосных установок по заданной схеме. Под схемой перекачки понимается движение нефти через сооружения и оборудование НПС и соединяющие их нефтепровод. В зависимости от оснащенности НПС согласно [1–3, 7] выделяют три схемы перекачки: постанционная, с подключением резервуаров и из насоса в насос. Для технологической схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: перекачка через резервуар и минуя резервуар (с подключенным резервуаром).

При постанционной схеме перекачки (рис. 1.2) нефть поочередно принимают в один из резервуаров НПС, а откачивают из другого. Эта схема позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах, при такой схеме осуществляется разгазирование нефти и удаление излишка воды, а также обеспечивается большая надёжность и бесперебойность поставок нефти потребителю за счёт того, что участки могут функционировать отдельно друг от друга.

Основной недостаток системы – большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от «больших дыханий»), а также значительная металлоемкость: сооружение как минимум двух резервуаров и необходимость сооружения подпорной насосной.

При перекачке через резервуар НПС (рис. 1.3) нефть от предыдущей станции поступает в резервуар и одновременно из него откачивается. При не синхронной работе соседних НПС резервуар служит буферной емкостью. Данная схема позволяет удалять из трубопровода попавший в него при производстве ремонтных работ воздух, а также частично освободиться от воды и механических примесей за счёт значительного уменьшения скорости потока в резервуаре по сравнению с трубопроводом.

Вследствие перемешивания нефти в резервуаре интенсифицируются потери от «малых дыханий», а при несинхронной работе соседних НПС возможны потери и от «больших дыханий». Кроме того, необходимо сооружение как минимум одного резервуара и подпорной насосной.

При перекачке с подключенным резервуаром (рис. 1.4) нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. Уровень в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая НПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным.

По сравнению с предыдущими схемами сокращаются потери в результате испарения нефти, которые будут определяться суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»).

Система перекачки из насоса в насос (рис. 1.5) осуществляется при отключении резервуаров промежуточных НПС. Их используют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключенных резервуарах исключаются потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей НПС.

На МН большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков длиной 400–600 км и до 800 км на магистральных нефтепродуктопроводах каждый [8], в пределах которых перекачка ведётся по схеме «из насоса в насос», являющейся наиболее предпочтительной в связи с достижением полной синхронизации работы НПС. На границах эксплуатационных участков располагаются промежуточных НПС с емкостью, которые работают по схеме «с подключенным резервуаром» или «через резервуар» при выполнении ремонтных работ для выпуска воздуха. Таким образом, обеспечивается независимая работа НПС одного эксплуатационного участка, от других (в течении некоторого времени, обусловленного вместимостью резервуарного парка и производительностью МН). ГНПС МН всегда работает по схеме «постанционной перекачки» (рис. 1.6).


Рис. 1.6. Схема прохождения нефти по МН

2. Свойства нефтей




2.1. Классификация нефтей и контроль качества


Нефти представляют собой химически сложные многокомпонентные смеси, основную массу которых составляют углеводороды (более 98 %). Доля других компонентов – смол, асфальтенов, солей, механических примесей, воды и др. незначительна. В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она может называться парафиновой, парафино-нафтеновой, нафтеновой, нафтено-ароматической и ароматической.

Различают нефти сырые и товарные. Под сырой нефтью понимается природная ископаемая смесь углеводородов, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси, иными словами, сырая нефть – это жидкость, извлекаемая из скважин на промыслах и не прошедшая промысловую подготовку. Товарной называется нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Согласно ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» товарные нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды.

Класс товарной нефти устанавливается в зависимости от содержания в ней серы. Всего классов четыре: 1-й класс – малосернистая (при массовой доле серы 0,60% и менее); 2-й класс – сернис­тая (серы от 0,61 до 1,80% включительно); 3-й класс – высокосернис­тая (серы от 1,81 до 3,50% включительно); 4-й класс – особо высокосернис­тая (серы свыше 3,50%).

Тип товарной нефти для российских потребителей устанавливают по её плотности, а если нефть идет на экспорт, то дополнительно учитываются выход фракций и содержание парафина. Типов нефти пять: 0 – особо легкая; 1 – легкая; 2 – средняя; 3 – тяжелая; 4 – битуминозная (табл. 2.1).
Таблица 2.1

Типы товарной нефти

Наименование

показателя

Нормативная величина показателя для нефти типа

0

1

2

3

4

Плотность, кг/м3:

при 20°С

при 15°С

830 и менее

830,0–850,0

850,0–870,0

870,0–895,0

более 895,0

845 и менее

834,5–854,4

854,4–874,4

874,4–899,3

более 899,3

Выход фракций*, %:

при 200°С

при 300°С

при 350°С

не менее 30

не менее

27

не менее

21





52

47

42





62

57

53





Массовая доля парафина*, %

не более

6

не более

6

не более

6







Примечания – Выход фракций (не менее) и содержание парафина (не более) определяются только для нефтей, поставляемых на экспорт.


Нетрудно видеть, что с увеличением номера типа плотность нефти при 20°С возрастает, а выход фракций при 200, 300 и 350 °С уменьшается.

Тип нефти, предназначенной для экспорта, устанавливается по худшему показателю. Так, если по плотности нефть относится к первому типу, а по выходу фракций ко второму, то ее считают нефтью 2-го типа. Массовое содержание парафина в экспортной нефти не должно превышать 2%.

Группа товарной нефти устанавливается в зависимости от степени ее подготовки (табл. 2.2). Чем больше значение номера группы. Тем выше допустимое массовое содержание воды и хлористых солей. В то же время независимо от группы содержание механических примесей не должно превышать 0,05%, а давление насыщенных паров при 38°С – 66700 Па (500 мм рт. ст.).
Таблица 2.2.

Группы товарной нефти

Наименование показателя

Нормативная величина показателя

для нефти группы

1

2

3

Массовая доля воды, % (не более)

0,5

0,5

1,0

Концентрация хлористых солей, мг/л (не более)

100

300

900

Массовая доля механических примесей, % (не более)

0,05

Давление насыщенных паров, Па (не более)

66700


Вид товарной нефти зависит от содержания в ней углеводородов и легких меркаптанов (табл. 2.3).
Таблица 2.3.

Виды товарной нефти

Наименование показателя

Нормативная величина

показателя для нефти вида

1

2

3

Массовая доля сероводорода, г/т (не более)

20

50

100

Массовая доля метил- и этилмеркаптана, г/т (не более)

40

60

100


Прием нефти для транспортировки по магистральным нефтепроводам и сдача покупателю осуществляется партиями, под чем понимается её любое количество, сопровождаемое одним документом о качестве (паспортом качества). Нефть или смесь нефтей не должна содержать свободного газа, а каждая её партия, сдаваемая грузоотправителем для транспортировки, должна соответствовать требованиям к качеству, установленному ГОСТ Р51858-2002. Сравннение значений показателей качества нефти с нормативными производится на ПСП, при их соответствии составляется паспорт, в котором приводятся данные о физико-химических показателях нефти.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13


1.3 Технологические схемы перекачки
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации