Вопросник:

СТРУКТУРА ОБЪЕКТОВ СИСТЕМЫ НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 5

1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 5

2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 7

ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ И ИХ ПОГОТОВКА К ТРАНСПОРТУ 9

3.Состав нефтей и их классификация 9

4. Физико-химические свойства нефтей 12

5. Подготовка нефти к транспорту 17

6. Прием-сдача нефтей определенного качества 19

НАСОСЫ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕй И НЕФТЕПРОДУКТОВ 20

7. Нефтяные центробежные насосы 20

8. Принцип действия центробежного насоса 24

9. Гидравлические Q-H зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик 25

11. Изменение насосных характеристик 27

12. Привод насоса. Выбор привода 28

13. Теоретический напор, мощность и к.п.д центробежных насосов, коэффициент быстроходности ЦБН (основные рабочие параметры) 29

14. Расчет характеристик ЦБН в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти 31

15. Пересчет характеристик ЦБН при изменении числа оборотов 34

16. Регулирование подачи ЦБН 36

17. Работа ЦБН в группе 40

Рис. 2. Параллельная работа насосов 41

18. Определение мощности насосов для перекачки нефти 43

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ ПЕРЕКАЧКИ 44

19. Закон Паскаля 44

20. Уравнение Дарси-Вейсбаха 45

21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода 47

22. Исходные данные для технологического расчета 48

23. Расчет параметров транспортируемых нефтей 49

24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода 51

25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе 55

26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе 56

27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками 58

28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка 60

29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции 62

30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка 65

31. Подбор насосно-силового оборудования 68

32. Определение необходимого числа насосных станций 70

33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода 72

34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций 80

35. Расчет коротких трубопроводов 82

36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти 83

37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций 86

38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками 89

39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода 92

40. Методы снижения гидравлических потерь 100

41. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров НПС изменением количества и схемы соединения насосов, применением гидро- и дисковых муфт, сменных роторов, обточки колес, изменением частоты вращения вала насоса 100

42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием 101

43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности 104

44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода 105

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 106

45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке 106

46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе 107

47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность 108

48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод 110

49. Расчет толщины стенки трубопровода 113

50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов 114

51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах 116

ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА НЕФТЕПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ 118

52. Классификация коррозионных процессов 118

53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве 122

54. Защитные покрытия нефтепроводов 124

55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии 132

56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите МН 137

57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов 142

58. Противокоррозионная защита резервуаров 149

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 151

59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения 151

60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе 152

61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода 153

62. Определение места утечки по диспетчерским данным 157

63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах 162

64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. п.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе) 162

65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина 163

66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений 166

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ НУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ 170

67. Инерционные свойства потока нефти 170

68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара 170

Перекачка нефтей с аномальными свойствами 173

69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов 173

70. Реологические свойства нефтей 175

71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов 177

72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов 178

73. Перекачка нефтей с присадками 179

74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов 180

75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение 183

76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя 184

77. Вычисление давления насыщенных паров смеси 185

78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем 186

79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти 187

Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов 188

80. Эффект Томса 188

81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах 189

82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод 190

83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе 191

Общие вопросы последовательной перекачки нефтепродуктов по магистральным трубопроводам 192

84. Технология последовательной перекачки 192

85. Механизм смесеобразования. Смешение жидкости в трубопроводе при изменении скорости перекачки 192

86. Механизм смесеобразования. Смесеобразование при последовательной перекачке нефтепродуктов различной вязкости 192

87. Одномерная модель турбулентного перемешивания. Основнвые формулы для определения эффективного коэффициента диффузии 192

88. Определение объема смеси. Мероприятия по использованию смеси на конечном пункте трубопровода 192

Факторы, влияющие на смесеобразование 192

89. Влияние режима перекачки 192

90. Влияние остановки перекачки 192

91. Влияние обвязки насосных станций. Первичная технологическая смесь. 192

92. Влияние объема партий перекачиваемых нефтепродуктов 192

93. Применение разделителей при последовательной перекачке 192

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ 193

94. Гидравлическое описание работы участка нефтепродуктопровода при вытеснении одного нефтепродукта другим 193

95. Нефтепродуктопроводы с промежуточными перекачивающими станциями 193

96. Согласование работы нефтепродуктопровода с промежуточными перекачивающими станциями. Дросселирование 193

97. Самотечные участки нефтепродуктопроводов 193

98. Остаточный объем нефтепродукта в трубе 193

КОНТРОЛЬ ПОСЛЕДОЛВАТЕЛЬНОСТИ ПЕРЕКАЧКИ 194

99. Контроль последовательности перекачки 194

100. Ультразвуковые приборы контроля за движением смеси 194

101. Контроль смеси нефтепродуктов по плотности 194

ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВНАИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ 195

102. Исходные положения и допущения при проектировании нефтепродуктопроводов 195

103. Перераспределение напоров в процессе смены жидкостей в трубопроводе 195

104. Расстановка насосных станций при последовательной перекачке по системе «из насоса в насос» 195

105. Некоторые особенности процесса последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктопроводов, при неполной загрузке трубопроводов 195

ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 196

106. Общая характеристика нефтебаз 196

107. Классификация нефтебаз 197

108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы 198

109. Физико-химические свойства нефтепродуктов 205

110. Операции, проводимые на нефтебазах 206

111. Объекты нефтебаз и их размещение 207

112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы 208

113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров 210

114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций 211

115. Типы резервуаров и их конструкции 211

116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров 215

117. Потери нефти и нефтепродуктов 217

118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов 218

119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения 220

120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения 222

121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения 228

Ответы на вопросы

Структура объектов системы нефтепроводного транспорта

1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов, хотя когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

магистральные (МН) – характеризуется высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. Ориентировочные значения производительности и рабочее давление нефтепроводов, соответствующие их оптимальным параметрам представлены в табл. 1.1, из которой видно видно, что с ростом диаметра МН увеличивается его оптимальная производительность и снижается оптимальное рабочее давление;

технологические.

Таблица 1

Производительность и рабочее давление нефтепроводов (ВНТП 2-86)

Диаметр, мм	Производительность, млн. т/год	Рабочее давление
		МПа	кгс/см2 (ат)
219 273 325 377 426 530 630 720 820 1020 1220	0,7÷1,2 1,1÷1,8 1,6÷2,4 2,2÷3,4 3,2÷4,4 4,0÷9,0 7,0÷13,0 11,0÷19,0 15,0÷27,0 23,0÷50,0 41,0÷78,0	8,8÷9,8 7,4÷8,3 6,6÷7,4 5,4÷6,4 5,4÷6,4 5,3÷6,1 5,1÷5,5 5,6÷6,1 5,5÷5,9 5,3÷5,9 5,1÷5,5	90÷100 75÷85 67÷75 55÷65 55÷65 54÷62 52÷56 58÷62 56÷60 54÷60 52÷56

Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как правило, ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными вдоль трассы.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости от условного диаметра труб (в мм):

1. 1000 ÷ 1200; 2. 500÷ 1000; 3. 300÷ 500; 4. менее 300.

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85 устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопровода (табл. 1.2).

Таблица 2

Категории магистральных нефтепроводов

Нефтепровод и нефтепродуктопровод	Подземная прокладка	Наземная прокладка	Надземная прокладка
Диаметром менее 700 мм Диаметром 700 мм и более	IV III	III III	III III

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 III категории. 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, I категории и ко II категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.

Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.