- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
117. Потери нефти и нефтепродуктов
Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах – 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах – 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах – 2,0%. Всего 9,5%).
118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении.
Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.
Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.
Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (табл. 9). Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с 1 октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно).
Таблица 9
Потери нефтепродуктов и нефти
Источники потерь |
Потери, % |
В резервуарах в том числе: от «больших дыханий» от выдуваний от газового сифона при зачистке в насосных станциях с канализационными стоками В линейной части в том числе: от утечек от аварий при наливе железнодорожных цистерн |
64,8
54,0 4,6 0,9 5,3 2,3 7,5 23,5
22,3 1,2 1,84 |
Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти все еще остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,5% от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек.
В системе Госкомнефтепродукта в начале 70-х годов основная доля потерь приходилась на резервуарные парки (до 70%), причем около 65% от испарения при «малых» и «больших» дыханиях.
Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара.
Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании оцениваются в размере 0,40,6% и достигают 120000 т. год. Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Ведется разработка новых, более совершенных методов с использованием фильтрования через углеродную насадку. Американские аналогичные установки уже позволяют регенерировать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резервуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%.
Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 тонн.
В результате измерений было установлено, что газовый фактор нефти после прохождения резервуаров уменьшается в 2,53 раза по сравнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары. Интересно отметить наличие легких углеводородов в составе нефтяного газа табл. 10.
Таблица 10
Состав нефтяного газа
Углеводороды |
Объемная доля по массе, % |
СН4. |
19,28 |
С2Н6 |
8,26 |
С3Н8 |
32,37 |
i-С4Н10 |
10,00 |
n-С4Н10 |
18,70 |
i-С5Н12 |
5,25 |
n-С5Н12 |
6,14 |
Особое значение аналогичные исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода.
Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. По данным СибНИИНП в 1м3 товарных нефтей Западной Сибири содержится от 0,15 до 0,76 м3 растворенного и окклюдированного газа. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.