Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Нефть в трубопроводе


Трубопровод - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Трубопровод - нефть

Cтраница 2

С появлением в продукции нефтяных скважин воды коррозионная активность транспортируемой по трубопроводам нефти определяется наличием в ней водной фазы, содержанием агрессивных компонентов: хлоридов натрия, магния, кальция, растворенных двуокиси углерода и сероводорода.  [16]

Такие же благоприятные перспективы для снижения энергетических затрат при транспортировке по трубопроводу нефти и газа могут открыться при искусственном приготовлении пробковой структуры потока. Чередование длинных ( по несколько десяткоп метров) нефтяных и газсвых пробок может привести к проявлению аффекта последовательной перекачки, что в значительной мере уменьшит относитель - - ноо скольжение фаз и, следовательно, энергию на трение.  [17]

Расслоенная или разделенная структура течения газожидкостной смеси образуется при одновременном поступлении в трубопровод нефти и газа. Это достигается при положении поверхности раздела фаз в емкости на уровне осевой линии выводной трубы. Плунжер при этом располагается выше отверстий в цилиндре и находится в состоянии покоя. Разделенное или расслоенное течение соответствует небольшим расходам нефти и газа, которые обеспечиваются концевыми задвижками экспериментального стенда.  [18]

За последние годы в связи с истечением ресурса резко обострились проблемы безопасной эксплуатации трубопроводов нефти и газа, коммунальных трубопроводов горячей и холодной воды, аварии на которых могут привести к техногенным и экологическим катастрофам. Протяженность российских трубопроводов различного назначения в нефтяной и газовой промышленности, коммунальной, тепловой и атомной энергетике, в нефтехимии составляет около 15 млн км, из них подземные трубопроводы для транспорта энергоресурсов имеют протяженность около 2 млн км, а обсадные колонны скважин - 3 млн км. По совокупной длине своих трубопроводов Россия занимает второе место в мире после США, однако имеет большую изношенность трубопроводных магистралей.  [19]

В настоящее время прошел промышленное испытание ультразвуковой расходомер типа РУЗ-V, предназначенный для оперативного учета перекачиваемой по трубопроводам нефти или нефтепродукта. С помощью указанного расходомера можно определить количество откачанной и поступающей нефти, кроме того, по изменению его рабочей характеристики операторы или дежурные диспетчеры визуально могут определять изменение режима перекачки вследствие сброса нефти на нефтебазы, прикрытия линейной задвижки или утечки из трубопровода.  [20]

На ДНС предусмотрен местный контроль давления техническими манометрами общего назначения в напорном трубопроводе, на приеме насосов, на газовой линии после буферных емкостей и температуры ртутными техническими термометрами на трубопроводах нефти от насосной и газа после буферной емкости. Расход газа после буферных емкостей определяется подключением переносного дифманометра к камерной диафрагме.  [21]

Развитие транспорта и хранения нефти, газа и нефтепродуктов рассматривают в тесной связи с размещением нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабать вающей промышленности под углом зрения сокращения капитальных и эксплуатационных затрат на транспортировку по трубопроводам нефти и газа из районов их добычи на нефтега-зоперерабатывающие заводы, а также транспортировку газа и нефтепродуктов в районы их концентрированного потребления. С другой стороны, определяют возможности и экономическую целесообразность сочетания транспортировки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам, железным дорогам и водным путям.  [22]

Наиболее распространенными сплошными системами являются газгольдеры, резервуары и бункера, применяемые для хранения газообразных, жидких и сыпучих тел, а также специальные конструкции комплекса доменных печей и химических заводов, дымовых труб и трубопроводов нефти и газа. Новейшее направление применения сплошных листовых конструкций ( мембран) - перекрытие больших пролетов ( более 100 м) крытых стадионов и универсальных залов, а также площадей реконструируемых промышленных предприятий.  [23]

В последние годы в нефтяной промышленности широкое применение находят расходоизмерительные устройства, выпускаемые в Венгерской Народной Республике, Примером такого устройства может служить пункт учета нефти ( ПУК) типа HOP-MAC ( английское выражение CO rect d MjPuiSf 6ouT), предназначенный для учета количества перекачиваемой по трубопроводу нефти и производства товароучетнзх операций о ней.  [24]

В связи с тем, что демонтаж труб при укладке вновь прокладываемого участка нефтепровода в прежнее проектное положение надлежит выполнить в очень короткие сроки, процесс подготовки к демонтажу должен быть интенсивным с использованием всех возможных, а при необходимости - с многократным применением или иных средств удаления из трубопровода нефти, пристенных отложений и нефтяного газа.  [25]

Большое внимание обращает диспетчер на температуру принимаемого нефтесырья. Закачка в трубопровод сильно охлажденной нефти или нефтепродукта может вызвать дополнительные растягивающие напряжения в поперечном сечении труб и особенно в сварных соединениях.  [26]

Большое внимание при управлении перекачкой обращается на температуру принимаемой нефти или нефтепродукта. Закачка в трубопровод сильно охлажденной нефти или нефтепродукта может вызвать сокращение перекачки на все время нахождения переохлажденной партии в трубопроводе, а также вызвать дополнительные растягивающие напряжения в поперечном сечении труб и особенно сварных соединениях.  [27]

Работа контактных уплотнений характеризуется режимом трения основного его элемента - пары трения, смазка которого осуществляется перекачиваемой жидкостью. Перекачиваемые по трубопроводам нефти и нефтепродукты в полной мере не отвечают требованиям, предъявляемым к смазкам узлов трения. Так, нефти, обладающие сравнительно хорошей смазывающей способностью, содержат различные механические примеси в виде песка, мелких металлических частиц и различных твердых химических соединений.  [28]

Работа контактных, уплотнений характеризуется режимом тренияv основного его элемента - пары трения, смазка которого осуществляется перекачиваемой жидкостью. Перекачиваемые по трубопроводам нефти и нефтепродукты в полной мере не отвечают требованиям, предъявляемым к смазкам узлов трения. Так, нефти, обладающие сравнительно хорошей смазывающей способностью, содержат различные механические примеси - в виде песка, мелких металлических частиц и различных твердых химических соединений.  [29]

При перекачке по трубопроводам нефти и конденсата образуются эмульсии воды в нефти. Присутствие в нефти воды, солей и механических примесей приводит к сокращению межремонтного пробега технологических установок, в первую очередь установки первичной переработки нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Заполнение трубопровода высоковязкой нефтью — КиберПедия

 

Заполнение вновь построенного трубопровода горячей высоковязкой нефтью - одна из самых ответственных операций при эксплуатации “горячих” трубопроводов. Перед началом закачки высоковязкой нефти трубопровод заполнен холодной водой после опрессовки.

 

Если вытеснять эту воду горячей высоковязкой нефтью, для которой предназначен трубопровод, нефть будет быстро (особенно в месте контакта с холодной водой) остывать, вследствие чего, вязкость ее сильно повысится или она застынет и закупорит нефтепровод.

Вновь построенный трубопровод, предназначенный для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей или нефтепродуктов с предварительным подогревом, можно пустить в работу двумя способами:

1. После предварительного прогрева трубопровода и окружающего

грунта маловязким низкозастывающим нефтепродуктом или водой.

2. Без предварительного прогрева.

Магистральные трубопроводы пускают в эксплуатацию, как правило, с предварительным подогревом. Наиболее целесообразно прогревать систему трубопровод-грунт водой, т.к. это требует в 3...4 раза меньше времени, чем при прогреве системы нефтью или нефтепродуктами (у воды больше теплоемкость, выше скорость течения). Другое дело, если достаточного количества воды нет - тогда выбирать не приходится.

Прогрев системы труба-грунт производится до такого состояния, при котором напора, развиваемого насосами, будет достаточно, чтобы высоковязкая нефть дошла до следующей насосной станции.

При прогреве трубопровода необходимо стремиться поддерживать температуру греющей жидкости на выходе из тепловой станции равной или, если позволяют теплообменники, несколько большей, чем начальная температура нефти. Это дает возможность проверить технологическое оборудование на термические напряжения и своевременно устранить возможные неисправности на стадии прогрева.

Применяют различные способы прогрева системы трубопровод-грунт:

1. Прямой прогрев.

2. Обратный прогрев.

3. Челночный прогрев.

4. Встречный прогрев.

При прямом прогреве(рис. 2.21, а) нагретаядо необходимой температуры маловязкая жидкость закачивается в трубопровод насосами головной перекачивающей станции. Температура трубы и окружающего ее грунта постепенно повышается. В результате новые порции маловязкой жидкости приходят на конечный пункт со все более высокой температурой. По истечении некоторого времени температура системы трубопровод-грунт станет достаточной для закачки высоковязкой нефти в трубопровод без опасения его “замораживания”.

При таком способе прогрева требуется значительное количество маловязкой жидкости на головной перекачивающей станции.

 

 

Обратный прогрев (рис. 2.21, б) применяют в тех случаях, когда в начале трубопровода отсутствуют источники воды или другой маловязкой жидкости, а также тогда, когда технологическая обвязка насосных станций позволяет вести перекачку с конечного пункта на головную станцию.

В этом случае конечные участки трубопровода будут иметь более высокую температуру, чем начальные. При последующей закачке в трубопровод горячей высоковязкой жидкости могут возникнуть значительные термические перенапряжения, способные привести к авариям на технологических трубопроводах перекачивающих станций (обвязка теплообменных аппаратов и насосов) и на линейной части трубопровода.

Подобное явление наблюдалось, при пуске нефтепровода Гурьев-Куйбышев. Его прогревали водой, которую закачивали со стороны Куйбышева. Все системы и обвязки в результате температурных расширений при обратном прогреве приняли вполне определенное положение.

Когда в трубу начали закачивать горячую мангышлакскую нефть со стороны Гурьева вся система в результате прогрева в прямом направлении начала занимать новое положение. При перемещении участков трубопровода некоторые врезки подводов к огневым подогревателям и насосным станциями были порваны. Заполнение трубопровода прекратили. За время ликвидации аварий (их было несколько) нефть в трубопроводе остыла, и произошло его “замораживание”. Выталкивание застывшей нефти в земляные амбары заняло значительное время.

Повторный пуск трубопровода в эксплуатацию был произведен летом при относительно высоких температурах грунта, окружающего трубопровод, и прошел нормально.

Объем греющей жидкости и темп прогрева системы при обратном прогреве примерно такие же, как и при прямом прогреве.

Челночный прогрев (рис. 2.21, в) заключается в том, что греющую жидкость закачивают сначала в прямом, затем в обратном направлении, снова в прямом и т.д. Поэтому он требует наименьшего объема теплоносителя. Начальный объем греющей жидкости составляет около двух объемов прогреваемого участка трубопровода (между тепловыми или насосными станциями).

Время челночного прогрева больше, чем прямого, за счет обратных перекачек. Однако при этом способе средняя по длине температура системы получается значительно выше, чем при прямом прогреве.

Сущность встречного прогрева (рис. 2.21, г) заключается в том, что греющую жидкость закачивают одновременно с двух сторон - с начала и с конца прогреваемого участка трубопровода. Где-то около его середины производят сброс греющей жидкости. Если это вода, то ее можно сбрасывать на грунт, в водоем и т.п. Иначе надо сооружать специальную резервуарную емкость.

Выбор того или иного способа прогрева системы “труба-грунт” должен быть обоснован технико-экономическими расчетами и технической возможностью его осуществления, например, все способы за исключением прямого прогрева, осуществимы только в том случае, если технологическая обвязка насосных агрегатов и оборудование позволяют вести обратную перекачку.

Экономическое сравнение вариантов проводят по стоимости прогрева, которая складывается из стоимости топлива для теплообменников, затрат на электроэнергию для привода насосов, стоимости греющей жидкости, а также затрат на ее доставку, хранение, восстановление качества после использования. Необходимо также учитывать сроки прогрева трубопровода каждым из способов и ущерб, который может быть причинен сбросом греющей жидкости по трассе трубопровода или возможной аварией из-за недостаточного прогрева системы труба-грунт.

Вопросы прогрева трубопроводов перед пуском в эксплуатацию исследованы П.И. Тугуновым и Н.А. Гаррис. В табл. 2.1 приведены результаты расчетов по применению различных способов прогрева участка трубопровода длиной 80 км и диаметром 426 мм. При этом показатели прямого прогрева приняты за единицу. Как видно, минимальные время прогрева и стоимость потребляемой электроэнергии характерны для встречного прогрева, а наименьшие объем теплоносителя и стоимость его подогрева будут при челночном прогреве. Наихудшим является обратный прогрев: он самый длительный, требует наибольшего объема теплоносителя и самый дорогой. Поэтому обратный прогрев следует применять только тогда, когда применение других способов прогрева исключено.

Таблица 2.1

Эффективность различных способов прогрева (L = 80 км, D=426х8 мм) ,(стоимость теплоносителя - 5 руб/м3, стоимость электроэнергии - 0,03 руб/кВт×ч)

 

Способы Время Объем Стоимость прогрева
прогрева прогрева теплоносителя потребляемой электроэнергии теплоноситля подогрева
           
Прямой
Встречный   0,92   0,92 0,81
Челночный 1,16   1,17    
Обратный 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

 

 

При всех выбранных способах прогрева последним этапом, завершающим прогрев трубопровода, должен быть прямой прогрев, (т.е. прокачка теплоносителя в прямом направлении), за которым следует вытеснение греющей жидкости непосредственно разогретой высоковязкой нефтью.

Существуют и другие способы пуска трубопроводов в эксплуатацию, когда предварительный прогрев системы “труба-грунт” не производится. Так, известен способ пуска нефтепроводов с применением разбавителя или депрессорных присадок, снижающих вязкость первой порции нефти, с помощью которой производится предварительный прогрев нефтепровода.

Для коротких теплоизолированных трубопроводов предварительный прогрев системы иногда можно не делать. Так, например, трубопровод НУНПЗ-ТЭЦ-2 в Уфе (L= 6,2 км, D = 273х9 мм) с теплоизоляцией из битумовермикулита толщиной 90 мм был пущен в эксплуатацию в марте 1979 г. без предварительного прогрева.

После испытаний работы трубопровода на воде и дизельном топливе в него закачали мазут марки 40 с расходом 60 м3/ч и начальной температурой 333 К. На конечный пункт мазут пришел с температурой 313 К.

При заполнении трубопровода высоковязкой нефтью необходимо обеспечивать такую подачу, при которой к моменту полного вытеснения теплоносителя из трубы потери на трение не превышали бы возможностей насосных станций. Оптимальная подача и температура подогрева вязкой нефти должны определяться на основании технико-экономических расчетов. При заполнении трубы высоковязкой жидкостью подачу нельзя снижать ниже минимальной. В период пуска не должны допускаться даже кратковременные остановки перекачки, т.к. все это может привести к “замораживанию” трубопровода.

Характер изменения потерь напора (давления на выходе станций) и конечной температуры вязкой жидкости при пуске изображен на рис. 2.22.

 

 

 
 

 

 

Рис. 2.22. Изменение потерь на трение и температуры нефти в конечном сечении трубопровода при его заполнении

высоковязкой жидкостью в процессе пуска

 

 

В процессе заполнения трубопровода высоковязкой нефтью происходит увеличение площади ее контакта со стенкой и потери напора на трение постепенно возрастают. В момент tз достижения фронтом заполняющей жидкости конечного сечения трубопровода потери напора (давление на выходе станций) достигают максимума. При дальнейшей перекачке новые порции нефти приходят на конечный пункт со все более высокой температурой, т.к. система “трубопровод-грунт” постепенно прогревается. В результате этого потери напора на трение уменьшаются. Величины Тк(t) и Нt(t), изменяясь во времени, постепенно приближаются к своим значениям Тк¥ и Нt¥ при стационарных условиях перекачки.

Остановки перекачки

 

При эксплуатации “горячего” нефтепровода неминуемы его остановки. Они могут быть вызваны аварией на одном из участков, необходимостью выполнения ремонтных работ, перебоями в подаче нефти на головную нефтеперекачивающую станцию и др. причинами.

Остановки перекачки могут быть связаны и с характером эксплуатации “горячего” нефтепровода. Трубопроводы проектируются для работы в течение не менее 30 лет. Так как в первые и, наоборот, последние годы разработки месторождений объемы добычи нефти обычно меньше, чем при полном развитии промыслов, то в это время нефтепроводы работают с пониженной производительностью. При “горячей” перекачке эта производительность не может быть меньше некоторой минимальной величины. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации “горячих” трубопроводов, при которой часть времени нефтепровод работает с полной загрузкой, а на остальное время перекачка прекращается. В данном случае под циклом понимается период времени, включающий длительность одного интервала непрерывной перекачки и одного интервала простоя.

Чем больше число циклов перекачки, тем меньше должна быть вместимость резервуаров для накапливания нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит потребуется меньше затрат на них. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефтепровода (вытеснение остывшей нефти и прогрев системы труба-грунт). При уменьшении числа циклов картина обратная. Оптимальным является число циклов, соответствующее минимуму суммарных затрат.

При остановках перекачки высоковязкая нефть, оставленная в трубопроводе, постепенно остывает, вязкость ее повышается, а потери напора при возобновлении перекачки резко возрастают. Они максимальны в момент пуска трубопровода (рис. 2.23), когда весь он заполнен остывшей нефтью.

 

По мере замещения остывшей нефти разогретым продуктом потери на трение в трубопроводе быстро уменьшаются. После вытеснения из трубы всей остывшей нефти темп снижения потерь напора на трение снижается, а само уменьшение Нt связано с прогревом системы “труба-грунт” горячей нефтью. По мере снижения величины Нt происходит ее асимптотическое приближение к потерям напора при стационаром режиме перекачки.

Продолжительность остановки “горячего” нефтепровода должна быть такой, чтобы максимальные потери напора при пуске не превышали напора, развиваемого насосными агрегатами, и давления, которое может выдержать труба. В противном случае произойдет “замораживание” трубопровода, ликвидация которого связана со значительными потерями нефти и большими денежными затратами.

Время, по истечении которого возобновление перекачки высоковязкой нефти происходит без осложнений, т.е. потери на трение не превышают возможностей насосной станции, называется безопасным временем остановки “горячего” трубопровода. Для расчета безопасного времени остановки “горячих” трубопроводов используются зависимости, полученные П.И. Тугуновым.

Если фактическое время остановки превышает безопасное, то вязкая нефть должна быть вытеснена из трубопровода маловязкой жидкостью (нефтью, нефтепродуктом, водой).

cyberpedia.su

Нефть трубопроводный транспорт - Справочник химика 21

    За годы после второй мировой войны произошли заметные изменения в характере транспортировки нефти, природного газа и продуктов их переработки. Если раньше основным видом транспорта по перевозке нефти и нефтепродуктов был железнодорожный, то в настоящее время ведущую роль играют трубопроводный транспорт и танкерный флот. В соответствии с этим и развивается транспортная сеть в различных странах мира. [c.65]     Для некоторых районов, областей и даже государств (Япония) водный транспорт является единственным экономичным видом перевозки нефти и нефтепродуктов. В нашей стране, имеющей широкую сеть рек, озер, каналов и морей, он играет существенную роль и во многих случаях может успешно конкурировать с трубопроводным транспортом. Однако транспортировка по воде имеет сезонный характер. Это прежде всего относится к северным рекам, где навигационный период весьма короток. Снабжение потребителей нефтепродуктами в этот период осуществляется с нефтебаз. Нефтебазы сооружаются с таким расчетом, чтобы принять объем нефтепродуктов, позволяющий обеспечить потребителей, на весь межнавигационный период. Объем резервуарных парков на таких нефтебазах находится в прямой зависимости от межнавигационного периода. Другой недостаток перевозок по воде — малая скорость движения судов вверх по рекам. Строительство гидростанций и образование водохранилищ положительно влияют на увеличение скорости движения судов. [c.32]

    По мере развития трубопроводного транспорта увеличивается доля нефти, поступающей на предприятия по нефтепроводам. Несмотря на это, в грузообороте большое значение сохраняют железнодорожные перевозки, а на многих предприятиях рельсовый транспорт остается основным средством доставки сырья и материалов и вывоза продукции. [c.139]

    Венесуэла. В странах Латинской Америки наиболее мощная спстема трубопроводного транспорта создана в Венесуэле, Одним из важнейших факторов, обусловивших строительство трубопроводов, является экспортный характер нефтяной промышленности страны, требующей максимального сокращения транспортных издержек, составляющих значительный удельный вес в себестоимости нефти и нефтепродуктов. Трубопроводный транспорт связывает нефтедобывающие центры прямо или через нефтеперерабатывающие заводы с портами или гаванями, через которые осуществляется вывоз венесуэльской нефти и нефтепродуктов за границу. Пропускная способность всех нефтепроводов превышает добычу нефти в стране. Нефтесборные сети на промыслах подключены к магистральным нефтепроводам, протяженность которых превышает 7 тыс. км. [c.70]

    Нефтяные и газовые месторождения страны расположены вдали от моря, поэтому значение трубопроводного транспорта чрезвычайно велико. Почти вся добываемая нефть в стране идет на экспорт в Европу и другие страны. В связи с этим в стране довольно развита сеть трубопроводов, соединяющих главные месторождения нефти с портами, расположенными на побережье Средиземного моря. [c.80]

    Помимо развитого трубопроводного транспорта, Австралия имеет танкерный флот. К началу 1970 г. в стране для перевозки нефти и нефтепродуктов эксплуатировалось 14 танкеров общей грузоподъемностью 159 млн. г. [c.82]

    Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2—10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. А эти факторы очень важны, так как в настоящее время благодаря хорошему развитию трубопроводного транспорта в нашей стране широко применяют нефти различных месторождений. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, так как повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. Повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования. [c.33]

    Трубопроводный транспорт нефти и нефтехимического сырья. Трубопроводным транспортом в нашей стране перевозится около 80% сырой нефти и 8% нефтепродуктов. Общая протяженность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на конец 1980 г. составила 69,7 тыс. км. Средняя дальность перекачки нефти достигла 1400 км. Все нефтеперерабатывающие заводы Советского Союза связаны трубопроводными магистралями с районами добычи нефти, Нефтепроводы проектируются и эксплуатируются организациями Министерства нефтяной промышленности. Пропускная способность нефтепровода определяется мощностью НПЗ, а диаметр, кроме того, зависит от схемы перекачивания нефти (непрерывная или периодическая). При расширении НПЗ зачастую оказывается [c.120]

    Развитие трубопроводного транспорта и расширение районов добычи сделали нефть и газ сырьем, распространенным в СССР практически повсеместно. [c.10]

    Несколько повышается доля трубопроводного транспорта во внешнем грузообороте предприятия вследствие перехода на более прогрессивные виды сырья (в основном газы— природные и попутные при добыче и переработке нефти). В связи с [c.28]

    Немаловажное значение имело быстрое развитие трубопроводного транспорта. Магистральные нефтепроводы стали основным видом транспорта нефти от мест ее добычи [c.20]

    ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ [c.7]

    Трубопроводный транспорт нефти развивается также в странах Западной Европы. Рис. 85 иллюстрирует укладку Центрального европейского нефтепровода. [c.190]

    Такое положение отрасли сложилось из-за недостаточно хорошо проработанного комплексного плана развития нефтяных районов, из-за необоснованных темпов и масштабов развития месторождений, недостатка перерабатывающих мощностей, как в случае с нефтепроводом Баку-Батуми, а также из-за недооценки использования трубопроводного транспорта, особенно в военные годы. Выражалось это в медленном восстановлении разрушенных трубопроводов. Плохая техническая оснащенность и неподготовленность к организации последовательной перекачки разносортных нефтей и нефтепродуктов по одному трубопроводу негативно сказались и на загрузке трубопроводов. Использование железной дороги для перевозки нефти считалось приоритетным. [c.25]

    Нефтепродукты, полученные в результате переработки нефти, направляются в крупные пункты их потребления (города, поселки, заводы и др.) железнодорожным или водным путем. Трубопроводный транспорт продуктов переработки нефти проводится лишь в отдельных случаях и на небольшие расстояния. [c.180]

    Перекачка нефти и нефтепродуктов по трубопроводам более экономична, чем перевозка их по железной дороге. Себестоимость трубопроводного транспорта примерно в 2—4 раза ниже железнодорожной перевозки нефти. Преимуществом трубопровода является также герметизация транспортируемых нефти и нефтепродуктов, что резко снижает их потерю по пути движения, а также автоматизация всего процесса перекачки нефти по трубопроводу. [c.190]

    Наиболее развит трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов в США. Здесь имеется ряд магистральных трубопроводов длиной по нескольку тысяч километров и много трубопроводов, менее значительных по длине. [c.190]

    Канада. Основным узлом трубопроводного транспорта Канады является г. Эдмоитон — главный пункт добычи нефти в провинции Альберта. [c.69]

    Техническая оснащенность трубопроводного транспорта и темпы строительства магистральных трубопроводов неразрывно связаны с развитием газовой, нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов наиболее экономичен. В связи с этим как в СССР, так и за рубежом определилась тенденция к опережающему росту трубопроводного транспорта по сравнению с другими его видами. [c.3]

    Российский трубопроводный транспорт имеет более чем вековую историю. Его появление связано с промышленным освоением нефтяных месторождений Баку и Грозного. Д. И. Менделеев, стоявший у истоков создания трубопроводного транспорта, считал, что только строительство трубопроводов позволит обеспечить надежную основу развития нефтяной промышленности и вывести российскую нефть на мировой рынок. [c.7]

    Начало разработки месторождений высоковязких нефтей Узень и Жетыбай и необходимость решения проблемы их транспортировки стали следующим этапом теоретических и практических исследований применения химических реагентов в трубопроводном транспорте. В результате проведенных экспериментов в 1964 г. был предложен способ перекачки мангышлакских нефтей совместно с водными растворами ПАВ. К концу 1960-х годов наибольшее распространение получает "горячая" перекачка, связанная [c.43]

    Проведенный обзор отечественной и зарубежной литературы за последнее столетие позволил выделить основные группы химических реагентов, способствующих совершенствованию процессов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов (рис. 2.5), и показать области их применения на объектах трубопроводного транспорта для решения различных задач (рис. 2.6). [c.49]

    Ключевые слова депрессаторы, внсокопарафивистая нефть, трубопроводный транспорт нефти, полимерные депрессорные присадки, вязкость нефти, статическое напряжение сдвига нефти. [c.150]

    Аргентина относится к странам, имеющим незначительное развитие трубопроводного транспорта. Сеть нефте- и нефтепродукт топроводов Аргентины к 1975 г. достигла 1300 км. К числу круп- [c.70]

    Развитие добычи нефти вызывало создание дальнего трубопроводного транспорта. Первый магистральный нефтепровод Баку — Батуми протяженностью 850 км и диаметром 200 мм был построен к 1907 г. На нефтепроводе было 16 перекачных станций, оборудованных поршневыми насосами с приводом от дизелей. По тому времени это был самый мощный трубопровод в мире как по производительности, так и по протяженности. [c.62]

    При трубопроводном транспорте и на нефтебазовом хозяйстве имеются значительные потери нефти и нефтепродуктов. Для снижения этих потерь требуется завершить в короткие сроки реконструкцию нефтебазового хозяйства, которая проводится в следующих направлениях  [c.66]

    Разработка безопасных технологий трубопроводного транспорта является одной из сложнейших задач на современном этапе развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК). Это обусловлено как объективными причинами - недогрузкой трубопроводоа, неритглтчностью перекачки, старением (руб, так и субъективными - отсутствием долгосрочной на> чно обоснованной программы консервации и реконструкции существующих, проектирования и строительства новых трубопроводов, ужесточением тарифов на перекачку нефти и нефтепродуктов, а также устаревшими нормативными документами и использованием в ряде случаев эмпирических инженерных методов. С учетом вышесказанного, единственной альтернативой эмпирическим инженерны.м методам являются методы, основанные на строго научном понимании взаимосвязанных и взаимообусловленных явлений на физико-химическом и технолого-организаиионном уровнях. [c.4]

    Наиболее значимой и приоритетной научно-технической проблемой трубопроводного транспорта следует считать проблему восполнения сьфьевой базы Республики Башкортостан. В частности, представляется перспективным транспортировку нефти и ШФЛУ из месторождений Республики Казахстан. При этом приоритетными могли бы стать ТЭО инвестиций в строш-ельство магистральных нефтепровода и продукгопровода с разработкой соответствующих вопросов надежности и долговечности, включая вариант совместного транспорта нефти и ШФЛУ, с учетом безопасности объектов промышленного и гра- [c.5]

    При поставке нефти и нефтепродуктов народному хозяйству и на экспорт используются все виды транспорта кроме воздушного. Наибольший объем перевозок приходится на железнодорожный транспорт. Обеспечение сохранности качества нефти и нефтепродуктов, предотвращение ухудшения их качества входят в обязанность транспортных организаций в силу заключенных с ними договоров о перевозке и транспортного законодательства. Условия перевозки грузов, ответственность транспортных организаций и отправителей грузов определяются в уставах и кодексах (за исключением трубопроводного транспорта). Во всех уставах железных дорог СССР (УЖД), внутреннего водного транспорта СССР (УВВТ), кодексе торгового мореплавания (КТМ) закреплен принцип вины как необходимое условие ответственности транспортных организаций за сохранность груза. Сказанное не означает, что нефтепроводные управления Миннефтепрома СССР, управления магистральных нефтепродуктопроводов Главнефтеснаба РСФСР не отвечают за сохранность качества нефти и нефтепродуктов в пределах документов качества, оформленных поставщиками. Ответственность указанных управлений за повреждение груза вытекает из ст. 74 Основ гражданского законодательства Союза ССР и союзных республик . Согласно ст. 74 Основ перевозчик отвечает не только за утрату и недостачу груза, но и за повреждение его, если не докажет, что они произошли не по его вине. УЖД и УВВТ называется в качестве разновидности нарушения сохранности груза его порча. Понятие порча груза более точно характери-74 [c.74]

    Указанные преимущества трубопроводного транспорта полностью реализуются при подаче нефти на большинство действующих НПЗ и, рааумеется, учитываются для вновь строящихся и проектируемых заводов. [c.7]

    Сырье нефтеперерабатывающих заводов. Основным сырьем НПЗ является нефть. Нефть может поступать на предприятие по магистральному нефтепроводу, железной дороге или водным путем. Доля трубопроводного транспорта в общем объеме перевозок нефти постоянно возрастает. Мощные высокопроизводительные нефтепроводы связывают промыслы Поволжья, Татарии, Башкирии и Западной Сибири с заводами европейской части страны, Урала, Сибири и Казахстана. По железной дороге, как правило, транспортируются нефти с близлежащих месторождений. Например, по железной дороге поступает нефть месторождений Волгоградской области на Волгоградский НПЗ, нефть Ре-чицкого месторождения — на Мозырский НПЗ и т. п. [c.37]

    Для месторождений, богатых нефтью,- но удаленных от железных дорог и удобных водных путей, трубопроводный транспорт нефти имеет первостепенное значение. Без этого немыслимо в настоящее время развитие добычи нефти из таких месторождений. Поэтому открытие крупнейших нефтяных месторождений в Тюменском районе Западной Сибири потребовало и строительства соответствующих нефтепроводов Шаим — Тюмень, Усть-Балык — Омск. [c.190]

    Поэтому в северных странах, где в зимнее время грунт промерзает на значительную глубину, возможность использования трубопроводного транспорта органиченна. В зависимости от температуры зимнего периода по трубопроводам можно перекачивать лишь некоторые сорта нефти. [c.192]

    Новоселов В,Ф. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Технологический расчет нефтепродуктопроводов Учебное пособие. - Уфа Изд. Уфимс. нефт. интта,1906. - 93 с. [c.108]

    БИИМ-1 (ТУ 38.4011004-94) — битумная ингибированная изоляционная мастика, предназначена для защиты от коррозии и механических повреждений трубопроводного транспорта. Мастика имеет широкий температурный диапазон применения — от -20 до +70 °С, абразиво- и влагостойка, обладает высокой защитной эффективностью при воздействии агрессивных сред, электролитов, воды и водяных паров. Расход мастики составляет 1-2 кг/м при толщине защитной изоляционной пленки 0,8—1,5 мм. Мастику БИИМ-1 изготовляют на основе продуктов переработки нефти, маслорастворимых ингибиторов коррозии, кальциевых мыл, эластомеров. Наносят на обрабатываемую поверхность из расплава при температуре 120-150 °С. [c.394]

    Состояние трубопроводного транспорта в странах бывшего СССР и перспективы поставок из них нефти и газа. // Транспорт и хранение нефти и ггефтепродуктов. - 1994. - №3. [c.52]

    Темпы роста народного хозяйства определяют ускоренное развитие всех видов транспорта. Особсппо быстро развивается трубопроводный транспорт. За годы девятой пятилетки грузооборот трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов возрос более чем в два раза. Это объясняется тем, что непрерывный рост добычи и переработки нефти и газа сопровождается интенсивным строительством трубопроводов, резервуарных парков для хранения нефти и нефтепродуктов, газгольдеров и других объектов нефтяной и газовой промышленности. [c.3]

    Приведены основные этапы развития трубопроводного транспорта России и рассмотрены проблемы применения химических реагентов и композиций в трубопроводном транспорте на разных этапах его развития. Использование последних позволяет подготовить нефть к транспортировке предотвратить образование и удалить образовавшиеся асфальто-смоло-парафиновые отложения транспортировать высоковязкие и высокопарафинистые нефти снизить гидравлическое сопротивление и повысить производительность нефтепроводов решить экологичеасие проблемы в районах прокладки нефтепроводов. [c.2]

    К концу 1914 г. общая протяженность нефте- и нефтепродук-топроводов в России составляла 1278,7 км. Для сравнения в США общая протяженность трубопроводов составила 14000 км, из них магистральные — 7000 км. По уровню развития трубопроводного транспорта Россия явно отставала, хотя уровень технической оснащенности был примерно одинаков. [c.16]

    Нефтедобываюи(ая Нефтеперерабатывающая Трубопроводный транспорт нефти 4,3 тыс. т на 1 млн т добытой нефти 4,8 тыс. т на 1 млн т переработанной нефти 0,5 тыс.т на 1 млн т перекачанной нефти [c.48]

chem21.info

количество нефти в трубопроводе — с русского

См. также в других словарях:

  • количество нефти в трубопроводе — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil stock in pipelinepipeline oil storage …   Справочник технического переводчика

  • количество нефти, содержащееся в трубопроводе — (при транспортировке к сборным резервуарам или непосредственно на заводе) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN pipeline storage …   Справочник технического переводчика

  • ВНТП 2-86: Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов — Терминология ВНТП 2 86: Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов: Байпасный трубопровод Участок трубопровода параллельный основному Определения термина из разных документов: Байпасный трубопровод Блокировочные… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах — Терминология Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах: Авария разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или)… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • linefill — amount of oil in pipeline. Количество нефти, которое может поместиться в трубопроводе на том или ином участке …   Pipeline dictionary

  • давление — 2.3 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхность трубопровода по нормали к ней. Источник: СТО Газпром 2 2.1 318… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • 1: — Терминология 1: : dw Номер дня недели. «1» соответствует понедельнику Определения термина из разных документов: dw DUT Разность между московским и всемирным координированным временем, выраженная целым количеством часов Определения термина из… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Природный газ — (Natural gas) Природный газ это один из самых распространенных энергоносителей Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа Содержание >>>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Бензин — (Petrol) Бензин это самое распространенное топливо для большинства видов транспорта Подробная информация о составе, получении, хранении и применении бензина Содержание >>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • определение — 2.7 определение: Процесс выполнения серии операций, регламентированных в документе на метод испытаний, в результате выполнения которых получают единичное значение. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

translate.academic.ru