Prezentatsia

1.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЛИНЕЙНОЙ
ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
Выполнил студент группы
О-21-ЭМ-ттн-Б
Красников Александр

2.

Причины снижения пропускной способности и
способы его устранения
Главными причинами снижения пропускной способности
трубопровода служат:
• Скопление воздуха в трубопроводе;
• Засорение его песком;
• Образование ледяной пробки;
• Отложение парафина на стенках трубопровода;

3.

Отложения парафина
В пластовых условиях парафин растворен в нефти. При подъеме на
поверхность и при перекачке по нефтепроводам температура
нефти снижается, раствор становится насыщенным и из него при
определенных условиях выпадает парафин, отлагаясь на стенках
нефтепровода. Отложения парафина уменьшают поперечное
сечение труб и, следовательно, снижают пропускную способность.
Парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, которые,
соединяясь между собой, образуют парафиновую массу. Она
представляет собой пористый скелет, поры которого заполнены
нефтью и водой.

4.

Факторы, влияющие на отложение парафина
• физико-химические свойства перекачиваемой нефти;
• изменение температурного режима (охлаждение);
• изменение содержания растворенных газов;
• характер режима перекачки.

5.

Зависимость расположения отложений
На начальном участке нефтепровода, где температура выше
температуры начала выпадения парафина, его отложения
незначительны. Далее парафин интенсивно выделяется и
отложения его существенны. Затем толщина отложений парафина
по длине нефтепровода уменьшается, так как нефть движется уже с
почти постоянной температурой, а основная масса парафина,
выпадающего при этой температуре, уже отложилась на
предыдущем участке.

6.

Профилактические мероприятия по
предотвращению образования отложений
парафина
• исключение закачки в трубопровод накопившейся в резервуарах
парафинистой взвеси
• термообработка высокопарафинистой нефти;
• механическое перемешивание и перекачка переохлажденной
нефти;
• разбавление парафинистой нефти малопарафинистой;
• добавка к высокопарафинистой нефти специальных присадок.

7.

Скопление воздуха в
трубопроводе, засорение
его песком, образование
ледяной пробки, отложение
парафина можно
определить по излому
фактической линии
гидравлического уклона.
Линия гидравлического
уклона строится на профиле
трубопровода по
показаниям манометров,
установленных в колодцах
линейных задвижек.

8.

Очистка
трубопровода от
отложений
Для восстановления пропускной
способности трубопровода
периодически необходимо
очищать его внутреннюю полость
от отложений. Для этой цели
применяют механические
скребки различной конструкции
Манжеты и щеткодержатели
могут сжиматься при
прохождении через сужения
трубопровода и различные
препятствия, что обеспечивает
высокую проходимость скребка
1 – щеткодержатель; 2 – пружина; 3 – щетка

9.

Защита нефтепроводов от чрезмерно высоких
давлений
При внезапной остановке одной из промежуточных насосных
станций возникает волна повышенного давления, которая со
скоростью звука в нефтепродукте движется к предыдущей
насосной станции и суммируется с развиваемым ею давлением,
что может привести к аварии на трубопроводе.

10.

Способы предотвращения возникновения
чрезмерно высокого давления в трубопроводе
• созданием волны пониженного давления, идущей навстречу
волне повышенного давления;
• гашением волны повышенного давления в месте ее
возникновения или уменьшением крутизны фронта такой волны.

11.

Создание волны пониженного давления
Волна пониженного давления создается путем посылки сигнала по
линии связи с остановленной насосной станцией на предыдущую
насосную станцию для отключения на ней одного или нескольких
насосных агрегатов. При этом от предыдущей насосной станции
навстречу волне повышенного давления будет двигаться волна
пониженного давления, и при встрече эти волны давления будут
взаимно гаситься
Недостатком системы защиты путем создания волны пониженного
давления является необходимость обеспечения
помехоустойчивости и высокой надежности линии связи.

12.

Гашение волны автоматическим сбросом части
нефти
Гашение волны повышенного давления непосредственно в месте
ее возникновения позволяет исключить динамическую перегрузку
линейной части нефтепровода. При этом достаточно снизить
скорость нарастания давления у остановленной насосной станции
до допустимых пределов.
Способ автоматического сброса части нефти в резервуар
применяется на магистральных нефтепроводах вследствие
простоты конструкции и эксплуатации.
В качестве автоматических устройств для сброса применяются так
называемые шланговые клапаны, называемые иногда
регуляторами скорости изменения давления.

13.

Регулятор скорости
изменения давления
При резком повышении давления в
нефтепроводе и соединенной с ним полости
I, например, при внезапном отключении
промежуточной насосной станции, создается
разность давлений под резиновым шлангом
и полостью III, достаточная для преодоления
жесткости шланга. При этом шланг отходит от
боковых прорезей, и часть нефти из полости I
попадает в полость II, а из нее – в резервуар
для сброса. Сброс нефти из нефтепровода
при срабатывании шлангового клапана
обеспечивает полное или частичное гашение
волны повышенного давления, и волна
давления распространяется по нефтепроводу
с небольшой крутизной фронта, благодаря
чему на предыдущей станции и остальных
насосных станциях успевает срабатывать
система регулирования давления.

14.

Организация учета количества нефти,
нефтепродуктов на объектах хранения
трубопроводного транспорта
Расходом вещества обычно называют количество вещества (массы
или объема), проходящее через определенное сечение канала
(трубопровода) в единицу времени, а приборы или комплекты
приборов, определяющие расход вещества в единицу времени,
называют расходомерами.

15.

Виды расходомеров
В зависимости от принципа действия наиболее часто применяемые
в промышленности приборы для измерения расхода
перекачиваемой среды можно разделить на следующие группы:
1. Расходомеры переменного перепада давления
2. Расходомеры постоянного перепада давления
3. Тахометрические расходомеры и счетчики количества
4. Электромагнитные (индукционные) расходомеры, принцип
действия которых основан на измерении ЭДС, возникающей при
движении электропроводной жидкости в магнитном поле.

16.

Расходомеры переменного перепада давления
Принцип действия расходомеров переменного перепада давления
основан на измерении расхода потенциальной энергии вещества
(статического давления), протекающего через сужающее устройство в
трубопроводе.
Изменение площади сечения сужающего устройства приводит к
созданию перепада давления. При этом необходимо учитывать
следующие условия:
1.Протекающее вещество должно заполнять всё сечение трубопровода
и сужающего устройства.
2.Поток в трубопроводе должен быть практически установившимся.
3.Фазовое состояние веществ не должно меняться при прохождении
сужающего устройства.

17.

Расходомеры постоянного перепада давления
Принцип действия расходомера постоянного перепада давления
(ротаметра) заключается в следующем:
Поток измеряемого вещества, перемещающийся в конусообразной
трубе снизу вверх, поднимает поплавок до тех пор, пока сечение
кольцеобразного промежутка между поплавком и стенками трубки
не достигает величины, при которой силы воздействия
протекающего вещества на поплавок не уравновесятся его весом.

18.

Тахометрические расходомеры
Принцип действия тахометрических расходомеров основан на
измерении скорости вращения или подсчёте оборотов
помещённой в поток крыльчатки или турбины.
Основным компонентом является ротор, который помещается в
поток жидкости. Ротор имеет лопасти — они вращаются в процессе
прохождения рабочей среды. Частота вращения пропорциональна
расходу жидкости.

19.

Электромагнитные (индукционные) расходомеры
Принцип действия которых основан на измерении ЭДС,
возникающей при движении электропроводной жидкости в
магнитном поле.

20.

Функция расходомеров
При приеме нефти и нефтепродуктов в трубопровод, сдаче на конечном
пункте и передаче из одного управления в другое требуется определять
их количество. В предыдущие годы количественный учет осуществлялся
по резервуарам: резервуар заполняли продуктом, отстаивали, измеряли
уровень и температуру и по калибровочным таблицам рассчитывали
количество нефти и нефтепродуктов. Такая система учета требовала
больших затрат ручного труда, плохо поддавалась механизации и
автоматизации, не обеспечивала требуемой точности и достоверности
измерения. Применение счетчиков дает возможность осуществить учет
нефти непосредственно на потоке, повысить точность измерения,
автоматизировать получение результатов измерения, сократить
персонал, выполняющий приемно-сдаточные операции.

21.

Виды датчиков, устанавливаемых на
трубопроводе
1.Обьемные счетчики.
2.Турбинные счетчики.

22.

Объемные
счетчики
Для измерения количества
жидкости поток разделяется на
отдельные порции
механическим способом при
помощи эксцентрично
укрепленных вращающихся
лопастей или шестерен,
движимых ротором. В процессе
движения в определенный
момент создается
измерительная камера, размер
которой вымерен с
достаточной точностью.
Количество порции в единицу
времени, пропущенное через
камеру, определяется частотой
вращения ротора.

23.

Турбинные счетчики
Для измерения количества нефти и
нефтепродуктов в трубопроводах с
большой пропускной способностью
применяют турбинные счетчики.
Частота вращения турбинки счетчика
непосредственно зависит от скорости
потока, что позволяет определить
расход в трубопроводе. Для
преобразования частоты вращения
ротора в потоке используют
магнитные или
магнитоиндукционные
преобразователи. В последнем
случае при прохождении лопасти
турбинки вблизи
магнитоиндукционного датчика в
соленоиде наводится ЭДС и
изменение количества
перекачиваемой среды сводится к
подсчету электрических импульсов с
помощью счетчика импульсов.

24.

Организация диспетчерской службы
магистральных трубопроводов
Управление технологическим процессом приема, перекачки и поставки нефти на всех
структурных уровнях производится диспетчерскими пунктами, а именно:
• на уровне ПАО «Транснефть» – диспетчерским персоналом центрального
диспетчерского пункта (ЦДП) диспетчерского управления (ДУ), входящим в состав
департамента диспетчеризации потоков нефти и нефтепродуктов;
• на уровне организации системы «Транснефть», осуществляющей эксплуатацию
магистральных нефтепроводов (ОСТ) – диспетчерским персоналом отдела главного
диспетчера (ОГД) ОСТ;
• на уровне филиалов ОСТ – диспетчерским персоналом товаро-транспортного
отдела (ТТО) филиала ОСТ;
• на уровне технологических объектов – оперативным персоналом нефтебазы,
приемо-сдаточного пункта, системы измерений количества и показателей качества
нефти (СИКН), станции смешения нефти (ССН), перевалочного комплекса (ПК),
перевалочной нефтебазы (ПНБ), нефтеперекачивающей станции (НПС), наливных
сооружений.

25.

Диспетчерский персонал ОГД ОСТ
Диспетчерский персонал ОГД ОСТ обеспечивает своевременный вывод МН на
режимы, предусмотренные план-графиком работы МН ОСТ, непосредственно
управляя технологическими процессами транспортировки нефти по МН,
осуществляет выполнение ПГДН.
В процессе транспортировки нефти ОГД ОСТ осуществляет управление
и контроль за размещением нефти, формирование и оперативный контроль
качества нефти в грузопотоках, оперативный контроль количества и баланса
транспортируемой нефти.
Посуточная корректировка и согласование ПГДН с ДУ производится ОГД ОСТ:
• при отклонении фактических показателей транспортировки нефти (объемов
приема, перекачки, перевалки и сдачи нефти по участкам МН, качества
нефти в потоках) от плановых;
• при изменении в графике транспортировки нефти;
• при корректировке плана остановок и работы МН сниженным режимом;
• при корректировке плана диагностики МН.

26.

Центральный диспетчерский пункт
Осуществляет:
оперативное планирование и управление транспортом нефти по МН на основании
коммерческих договоров, графиков, маршрутных поручений по приему, транспорту,
накоплению и поставке;
• оперативный учет приема, перекачки, перевалки и поставки нефти;
• оперативный контроль количества нефти и свободной емкости в товарных парках
производителей;
• принятие необходимых мер по изменению грузопотоков в случаях возникновения
нештатных ситуаций на трубопроводах или при экономической необходимости;
• оперативный контроль за ходом выполнения аварийно-восстановительных работ;
• оперативный контроль за ходом ремонтных работ, производимых в соответствии с
планом остановок МН;
• согласование изменения режимов работы и остановок участков МН
продолжительностью до 8ч по запросам ОСТ, эксплуатирующих объекты МН.

27.

Оперативный персонал
Осуществляет:
• непосредственное управление технологическим оборудованием,
системами, сооружениями НПС;
• осмотр, оперативные переключения, контроль за ходом выполнения
ремонтных работ на объектах МН, НПС;
• постоянный контроль технологических параметров, технического состояния
оборудования, систем, сооружений по направлениям деятельности;
• выполнение оперативных работ в порядке текущей эксплуатации объектов и
оборудования МН;
• учет работ, выполняемых по нарядам-допускам, распоряжениям.
Запрещается привлекать оперативный персонал, контролирующий и
управляющий технологическим процессом приема, перекачки и поставки
нефти, к работам, не связанным с оперативным управлением и контролем за
работой МН.

28.

Спасибо за внимание