Главная -> Словарь

Магистральных нефтепроводов

отказах на магистральных нефтепроводах. Канд. диссертация. Тюмень,

На магистральных нефтепроводах, имеющих оборудовалные преобразователями р-асхода узлы учета нефти , поточными преобразователями плотности и блоками измерения параметров качества, массу нетто нгфти определяют по формуле :

Прк учетно-расчетных операциях с применением узлов учета кефтп на магистральных нефтепроводах при различии термодинамических условий в блоке измерения параметров качества и турбинных преобразователей расхода масса бруттЬ 'нефти определяется по формуле :

29. Петров В. Е., Ливанов Ю. В. Эксплуатация систем аптоматихл па магистральных нефтепроводах. — М.: Недра, 1975. — 239 с.

Еще более удобным видом транспорта нефти стал нефтепровод. Строительство нефтепроводов начало развиваться, когда добыча нефти из крупных месторождений стала исчисляться сотнями тысяч и миллионами тонн в год, а для переработки нефти стали строить крупные заводы. Первоначально сооружали лишь небольшие нефтепроводы, по которым нефть перекачивали с промысла на относительно недалеко расположенный нефтеперерабатывающий завод. В дальнейшем возникла необходимость в крупных магистральных нефтепроводах, передающих нефть на сотни километров и даже на 1—2 тыс. км и более.

Анализ аварий на магистральных нефтепроводах показывает, что подавляющее большинство их происходит за счет образования и роста усталостных трещин под действием кольцевых напряжений :

В магистральных нефтепроводах потери давления на местные сопротивления незначительны и их специально не вычисляют, а принимают равными 1—2% от величины линейных потерь. Тогда суммарные потери давления на гидравлические сопротивления определяют по формуле

аций на магистральных нефтепроводах обычно решается за счет

Опыт работы показывает, что при высоком содержании солей в сырой ,лефхи даже при обессоливанин ее в 3 ступени не удается снизить содержание остаточных солей до 4-5 мг/л. Объясняется это старением нефтяных эмульсий: при перемешивании нефти в насосных агрегатах и магистральных нефтепроводах эмульсия дополнительно диспергируется, становится более прочной, поэтому разрушить ее и удалить из нефти остаточные соли весьма трудно.

четыре гидромуфты типа 620 SVNL мощностью 4120 кВт и 3000 об/мин на магистральных нефтепроводах АО «Сибнефтепровод», Россия;

3. Применение на магистральных нефтепроводах схемы перекачки «с подключенными резервуарами» , что обеспечивает минимальный контакт нефти с атмосферой.

Действующие строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85 не предусматривают расчета коррозионно-усталостной долговечности магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся в условиях малоцикловой коррозионной усталости. Для оценки надежности магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях воздействия циклических нагрузок, совместно с Г.И. Насыровой был проведен расчет долговечности магистрального трубопровода для указанных условий. Расчет проводился в соответствии с РД 39-0147103-361-86 с учетом имеющихся на трубе концентраторов напряжений в виде заводских сварных соединений и их дефектов с допустимыми размерами, регламентируемыми указанными строительными нормами и правилами. В указанных условиях металл может работать в упругопластической области.

Согласно , расчет коррозионно-усталостной долговечности магистральных нефтепроводов проводился в рамках модели Коф-фина — Мэнсона в виде с учетом поправки на упругую составляющую амплитуды деформации . При этом рассчитанное число циклов до разрушения трубы составило N = 6 254. Следует отметить, что, согласно современным представлениям о долговечности магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся в условиях коррозионно-усталостного нагружения, расчетное число циклов до разрушения должно составить около 12 000 циклов . По данным Урало-Сибирского управления магистральных трубопроводов такая, по порядку величины, цикличность сохраняется и в настоящее время, несмотря на изменение режимов перекачки . При расчете на прочность, как это отмечено выше, СНиП 2.05.06-85 не оговаривает меру использования несущей способности трубопроводов в условиях коррозионной усталости. Другими словами, в действующем СНиП 2.05.06-85 наряду с отсутствием расчета магистральных трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях усталости, не приводится величина максимально допустимого уровня кольцевых растягивающих напряжений, определяемого в мировой практике как отношение напряжения в стенке трубы к пределу текучести стали. Исходя из полученного выше результата возникает необходимость в определении максимально допустимого значения этого отношения для реализации установленного ресурса нефтепровода в условиях коррозионно-усталостного нагружения. Это может быть достигнуто на практике путем снижения давления в трубопроводе, увеличением толщины стенки трубы или. применением стали с более высокой группой прочности. Однако в практике эксплуатации действующих трубопроводов для уменьшения упругопластических деформаций до определенного уровня, обеспечивающего реальную коррозионно-усталостную долговечность нефтепровода с учетом

, исследуемый магистральный нефтепровод в условиях корро-зионно-усталостного нагружения не смог бы обеспечить работу в течение нормативного срока службы. Величины растягивающих кольцевых напряжений в рассмотренных случаях при внутренних давлениях Р = 5,5 МПа и Р = 4,8 МПа составляли 0,8 стт и 0,7ат соответственно. Итак, для магистральных нефтепроводов, работающих в условиях малоцикловой коррозионной усталости, может быть введено ограничение предельной величины кольцевых растягивающих напряжений, равное 0,7сгт . Близкие значения величин кольцевых растягивающих напряжений оговорены в стандартах ряда зарубежных стран, например в Американском стандарте ASME B31.4 она составляет 0,72