Принцип расчета нефтегазовых коллекторов.

Коллекторы представляют собой трубопроводы с переменным по длине расходом. Потери напора в таком коллекторе складываются из потерь напора на трение на каждом участке:

/39/

где n - число участков длиной l_i; h_i - потери напора на трение на i-м участке коллектора.

Нефтебазовые коллекторы имеют постоянный диаметр с отбором нефтепродукта через равные промежутки длиной l , определяемые расстоянием между сливно-наливными стояками.

Для удобства расчета коллектора потери напора h_i лучше вычислять по формуле Лейбензона:

/40/

Тогда потери напора в коллекторе можно записать следующим образом:

/41/

где q - расход нефтепродукта в одном сливно-наливном стояке.

Приняв q_n= Q , т.е. максимальному расходу нефтепродукта в коллекторе, anl= L, т.е. расчетной длине коллектора, можем записать:

/42/

Выражение в скобках показывает, во сколько раз потери напора в коллекторе с переменным расходом меньше потерь напора в трубопроводе той же длины с постоянным расходом Q .

Исследуем полученное уравнение /42/ для различных режимов течения.

При ламинарном режиме

/43/

Поскольку , то

/44/

Т.е. в коллекторах с переменным расходом при ламинарном режиме потери напора на трение примерно равны 1/2 гидравлического сопротивления трубопровода той же длины с постоянным расходом.

При развитом турбулентном режиме течения ( ₎

/45/

Поскольку , то

/46/

Т.е. при развитом турбулентном режиме потери напора на трение в коллекторе с переменным расходом в 3 раза меньше потерь напора в трубопроводе с постоянным расходом.

83. График остаточных напоров сливного ж/д коллектора

Сифонным трубопроводом называется трубопровод, часть которого располагается выше уровня откачиваемой жидкости в емкости. В условиях нефтебазы сифонные трубопроводы используются при верхнем сливе маловязких нефтепродуктов через горловину железнодорожных цистерн.

Нормальная работа сифонного трубопровода возможна при условии, когда остаточное давление в любой его точке больше давления насыщенных паров сливаемого нефтепродукта при температуре перекачки. В противном случае нарушается сплошность потока нефтепродукта.

Расчет сифонного трубопровода сводится к построению графиков остаточных напоров и вакуумов, в результате которого определяется правильность выбора диаметров отдельных участков этого трубопровода по средним скоростям / V = 1,5 - 2,5 м/с/.

Для построения графиков остаточных напоров и вакуумов необходимо предварительно подсчитать гидравлические сопротивления отдельных участков сливной коммуникации. Графики строят для наиболее неблагоприятного случая, когда атмосферное давление наименьшее, температура наибольшая, а уровень нефтепродукта в цистерне наинизший.

Сначала вычерчивают сливную коммуникацию в масштабе, а затем вверх от зеркала нефтепродукта /см. рис. 7.1 /откладывают отрезок, равный

,

где - минимально возможное атмосферное давление, Па;

r - плотность нефтепродукта, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с² .

Потери напора на каждом участке складываются из потерь напора на трение и на преодоление высотных отметок.

Остаточный напор в любой точке коммуникации определяется из уравнения

/47/

где - разность нивелирных отметок начальной точки а трубопровода и точки x;

.- сумма потерь напора на трение на участках трубопровода, расположенных до рассматриваемой точки X .

Рис. 7.1. График остаточных напоров и вакуумов:

ав - участок гибкого шланга; вс - горизонтальный или наклонный участок сливного стояка; с d - вертикальный участок сливного стояка; de - коллектор; ef - - отводная труба от коллектора к насосу

Ломаная линия, соединяющая точки a’, b’, c’, e’, f’, есть линия падения напора в сливной коммуникации. Любая ордината между линией падения напора и коммуникацией представляет остаточный напор в данной точке трубопровода.

Линию упругости паров откладывают ниже и эквидистантно линии падения напора на расстоянии Н _y = P_y/ r g , где Р _y - давление упругости паров сливаемого нефтепродукта для самой высокой температуры для данной местности. Если линия упругости паров не пересекает линию коммуникации, то система запроектирована правильно и слив осуществляется нормально. Если линия упругости паров пересекает коммуникацию, то образования газовых пробок в трубопроводе можно избежать одним из следующих методов.

1. Изменением конфигурации сливного стояка.

2. Увеличением диаметра отдельных участков коммуникации.

3. Уменьшением длины последнего участка коммуникации.

4. Заглублением насосной станции.

5. Применением погружного эжектора, с помощью которого уменьшается высота всасывания.

Если линию падения напора отложить под уровень нефтепродукта, то получится линяя вакуума a’’, b’’, c’’, e’’, f’’, . Любая ордината, проведенная между линией вакуума и линией коммуникации, представляет собой величину разряжения в данной точке коммуникации. Ордината ff’’ характеризует разряжение, которое должен создать насос для выкачки нефтепродуктов с заданной производительностью. Если линия вакуума пересекает коммуникацию, то это означает, что участки трубопровода, лежащие ниже линии вакуума, находятся под избыточным давлением.
84. Эксплуатация резервуаров.

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков – это совокупность процессов по приему, хранению и сдачи нефти, испытанию и приемке резервуара в эксплуатацию, его техническому обслуживанию и ремонту.

Основными видами работ (операций) в процессе эксплуатации резервуаров и резервуарных парков являются:

– определение вместимости и градуировка резервуаров;

– оперативно-технологическое обслуживание резервуаров и резервуарных парков (техническое использование резервуаров);

– техническое обслуживание и текущий ремонт резервуарных парков и их отдельных резервуаров;

– техническое диагностирование резервуаров;

– капитальный ремонт резервуаров.

Резервуары нельзя вводить в эксплуатацию до их полного оснащения оборудованием, арматурой и гарнитурой, предусмотренных проектами или соответствующим стандартом.

Правильная эксплуатация резервуаров предусматривает регулярные периодические осмотры корпусов, крыш и днищ резервуаров, а также резервуарного оборудования.

Задачей таких постоянных осмотров является своевременное выявление всех неисправностей (появление течи в швах корпусов или из-под днища резервуара, перекос резервуаров и т. п.. При осмотрах особое внимание уделяется сварным вертикальным швам нижних поясов, швам, расположенным на сопряжении нижнего пояса с днищем (в частности, швам уториого уголка при его наличии). В зимнее время швы первого и второго поясов проверяют ежедневно.

При осмотре резервуарного оборудования следят за состоянием прокладочных колец и шарнира замерного люка, плотностью посадки тарелок дыхательных клапанов, уровнем масла, чистотой сетки гидравлических клапанов, ходом хлопушки, наличием и исправностью диафрагмы пенно-сливной камеры, а так же прокладок на концах пеновводов, чистотой пакетов с гофрированными пластинами огневых предохранителе, положением приемного отвода сифонного крана (в нерабочем состоянии он должен быть в горизонтальном положении).

Проверяют так же качество устройства заземления путем измерения его сопротивления растеканию тока. Следят за обвалованием, оно должно полностью устранять возможность затопления нефтепродуктами всех объектов.

Под строгим контролем должны находиться лестницы и площадки резервуаров. Их, так же, как и крыши, надо регулярно очищать от снега и обледенения; систематически проверять исправность перил. Нельзя загромождать лестницы и площадки на крыше резервуаров оборудованием и другими предметами.

При замерзании арматуры резервуаров ее можно отогревать только острым водяным паром или горячей водой. Ни в коем случае нельзя допускать отогревания оборудования или корпусов резервуаров открытым пламенем или накаленными предметами. Нельзя допускать инструментов или работ, при которых могли бы иметь место искрение или высокие температуры, могущие вызвать взрыв или пожар.

Объемная скорость наполнения или опорожнения резервуара должна соответствовать пропускной способности дыхательной арматуры, установленной на нем. При переключениях резервуаров в процессе перекачки работающий резервуар выводят из технологической схемы перекачки только после подключения в схему нового. Наполнение резервуаров осуществляется при полностью открытой хлопушке, после окончания операции хлопушку закрывают. После каждого опорожнения и зачистки резервуара обязательно проверяют исправность и правильность действия хлопушки, сальника, подъемной трубы, фланцев и прокладок приемо-раздаточного патрубка, задвижки, сифонного крана и т. п. При заполнении резервуаров, а также при подогреве нефти и нефтепродуктов максимальная их температура не должна быть выше 90°. Подогрев сырой нефти или нефтепродуктов может производиться при уровне жидкости над подогревателем не менее 50см.

Для каждого резервуарного парка следует разрабатывать технологическую карту с указанием максимально возможного уровня нефти или нефтепродуктов, максимальной температуры подогрева и других эксплуатационных показателей.

Не допускать ржавчины корпуса резервуара. Перед окраской необходимо тщательно, до металлического блеска, очистить корпус и крышу резервуара от ржавчины и грязи. Для сокращения потерь легких нефтепродуктов от испарения хорошие результаты дают окраска резервуаров в светлые цвета (белый цвет) или покрытие их алюминиевой краской.

Во избежание опасного напряжения в конструкциях резервуара должны применяться меры к предохранению резервуаров от гидравлических ударов, механических толчков, которые могут передаваться от насосов в случае их неправильной установки или неправильной эксплуатации.

При эксплуатации резервуаров нельзя допускать вибрации трубопроводов, соединенных с резервуаром.

Работы по зачистке резервуаров опасны и требуют соблюдения специальных мер по технике безопасности и противопожарной безопасности. Для зачистки и извлечения твердых осадков допускается применять деревянные лопаты, неметаллические щетки, метлы. Работы внутри резервуара должны производиться в спецодежде и в обуви без гвоздей.