Cтраница 3
Несмотря на большую протяженность и рассредоточенность магистральный нефтепровод представляет собой единый технологический комплекс. Успешное управление таким комплексом возможно только лишь при его диспетчеризации, позволяющей централизовать контроль и управление процессом перекачки нефти по магистральному трубопроводу при помощи технических средств связи, автоматики и телемеханики. [31]
Процесс транспорта продукта непрерывный и в работе используется одновременно значительное число насосных агрегатов большой подачи. При этом создаваемая автоматизированная система управления технологическим процессом транспорта продукта в ТОУ будет содержать до 1500 датчиков и исполнительных механизмов, а также до 500 каналов ввода ( вывода) технологической, статистической и другой информации для оперативного управления процессами перекачки нефти или нефтепродуктов на НС. [32]
Для анализа себестоимости добычи нефти необходимы данные: о выполнении плана добычи нефти в целом и по способам эксплуатации; о нормах и фактическом расходе энергии и различных материальных ресурсов, потребляемых в процессе деэмульсации нефти, при подземном и наземном ремонтах, при работах по увеличению отдачи пласта и в процессе внутрипромысловой перекачки нефти; о движении фонда скважин, о выполнении плана ввода новых скважин в эксплуатацию из освоения и бурения, о времени эксплуатации этих скважин по плану и отчету; о проведении геолого-технических мероприятий по скважинам и другие материалы, характеризующие условия, в которых добывалась нефть. [33]
Для анализа себестоимости добычи нефти необходимы следующие данные: о выполнении плана добычи нефти в целом и по способам эксплуатации; о нормах и фактическом расходе энергии и различных материальных ресурсов, потребляемых в процессе деэмульсации нефти, при подземном и наземном ремонтах, при работах по увеличению отдачи пласта и в процессе внутрипромысло-вой перекачки нефти; о движении фонда скважин, о выполнении плана ввода новых скважин в эксплуатацию из освоения и бурения, о времени эксплуатации этих скважин по плану и отчету; о проведении геолого-технических мероприятий по скважинам и другие материалы, характеризующие условия, в которых производилась добыча нефти. [34]
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. [35]
Каждая точка на графике Q Q ( Т) соответствует среднему значению объемного расхода жидкости минимум трех замеров, проводимых в течение 5 мин. Так, например, максимальный расход дегазированной нефти в начале опыта приводит к понижению уровня в приемном резервуаре на 12 см. Поскольку напор насоса определяется разностью полного напора жидкости после насоса и перед ним, в расчеты каждый раз вносится погрешность, равная 0 01 кгс / см2, что находится в пределах погрешности измерений. Таким образом, снижение уровня в приемном резервуаре практически не влияет на средние значения замеряемых объемных расходов, что позволяет считать в каждый момент времени процесс перекачки нефти квазистационарным. [36]
Первый период - начальный период характерен нарастанием нагрузки и увеличением количества работающих НПС и нефтеперерабатывающих агрегатов. При этом качественно меняется режим нагружения трубопровода: сначала перекачка производилась одиночными агрегатами, затем двумя и тремя агрегатами. Соответственно сначала перекачка по нефтепроводу прерывается чаще одиночными отключениями, затем и двойными и, совсем редко, тройными. В конце начального периода одиночные отключения агрегатов уже практически не прерывают процесса перекачки нефти по трубопроводу. Количество переключений агрегатов в первом периоде, по которому практически не сохранились сведения, рассчитываются при расчете долговечности аппроксимацией при соответствующем соотношении нагрузки этого периода и второго ( максимального) периода. [37]
Соответственно возрастает количество отключений агрегатов по различным причинам. При этом качественно меняется режим нагружения трубопровода: сначала перекачка чаще проводится одиночными агрегатами, затем двумя и тремя агрегатами. Соответственно сначала перекачка по нефтепроводу прерывается чаще одиночными отключениями, затем и двойными и, совсем редко, тройными. В конце начального периода одиночные отключения агрегатов уже практически не прерывают процесса перекачки нефти по трубопроводу. [38]
Количество циклических изменений давления ( нагружений) нефтепровода главным образом зависит от количества переключений магистральных перекачивающих агрегатов на НПС. В первый ( начальный) период эксплуатации производительность перекачки нефти по нефтепроводу нарастает и возрастает количество вводимых в работу НПС и работающих агрегатов. Соответственно увеличивается количество переключений агрегатов по различным причинам. При этом качественно меняется режим нагружения трубопровода: сначала работают на НПС одиночные агрегаты, затем включаются вторые. Поэтому сначала перекачка по нефтепроводу прерывается чаще и отключения - только одиночные. Затем перерывов в перекачке становится все меньше, несмотря на увеличение одиночных отказов, так как перерывы возникают в основном только при двойных отключениях агрегатов на НПС. Количество таких отключений значительно меньше, чем одиночных. В конце начального периода одиночные отключения агрегатов практически не прерывают существенно процесс перекачки нефти по трубопроводу. Рабочее давление на выходе НПС равно 4 5 - 5 5 МПа и при двойном отключении агрегатов становится равным проходному от действия впереди работающей НПС. При одиночных отключениях агрегатов чаще становится падение давления от верхнего уровня до среднего ( 2 0 - 2 5 МПа), чем от среднего до нижнего. Последний случай, как правило, возникает при полной остановке перекачки нефти. [39]