Способ увеличения пропускной способности трубопровода (варианты)

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов и может быть использована для увеличения пропускной способности трубопровода, содержащего критические секции участка трубопровода с пониженной несущей способностью до проектного значения. Сущность изобретений заключается в определении критических секций трубопровода с пониженной несущей способностью, на которых значение фактической пропускной способности ниже значения проектной пропускной способности, и увеличении фактической несущей способности критических секций трубопровода до проектной. Повышение несущей способности критических секций трубопровода выполняют путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции. Техническим результатом заявленной группы изобретений является увеличение пропускной способности трубопровода до проектного значения за счет увеличения несущей способности критических секций трубопровода. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам увеличения пропускной способности трубопровода до проектного значения, содержащего критические секции трубопровода с пониженной несущей способностью, и может быть использовано в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов.

Предшествующий уровень техники

Известно техническое решение, заявка №2003136475 на полезную модель, опубл. 20.05.2005, направленно на управление пропускной способностью трубопровода при перекачке вязкой жидкости с применением противотурбулентных присадок.

Недостатком данного решения является то, что область турбулентности, в настоящее время не определяется с достаточной точностью, эффективность действия присадки в каждом конкретном случае должна определяться по результатам опытно-промышленной транспортировки.

Раскрытие изобретения

С течением времени пропускная способность трубопровода в процессе эксплуатации уменьшается по ряду причин, к примеру, в результате протекания коррозионных процессов образуются микропластические деформации в зоне с поверхностным дефектом, которые способствуют дальнейшему росту трещины и накоплению микроповреждений, приводящих к понижению прочностных свойств трубопровода. Для недопущения аварийных ситуаций осуществляют мероприятия, направленные на понижение внутреннего рабочего давления, при котором возможна дальнейшая эксплуатация дефектных участков трубопровода.

Техническая проблема, на решение которой направлена группа изобретений, заключается в определении критических секций трубопровода с пониженной несущей способностью для увеличения фактической несущей способности критических секций трубопровода до проектной, обеспечивающей проектную пропускную способность трубопровода.

В заявленной группе изобретений предложена последовательность операций, направленная на повышение пропускной способности трубопровода за счет повышения несущей способности выявленных секций трубопровода с пониженной несущей способностью.

Техническим результатом заявленной группы изобретений является увеличение пропускной способности трубопровода до проектного значения за счет повышения несущей способности критических секций трубопровода.

Технический результат по первому варианту достигается тем, что способ увеличения пропускной способности трубопровода, характеризующийся тем, что он содержит этапы, на которых:

- проводят измерения толщины стенки трубопровода на выбранном участке посредством внутритрубного инспекционного прибора (ВИП), запись измеренных данных и определение дефектных участков трубопровода;

- на основании анализа записанных данных о толщине стенки трубопровода определяют фактическую несущую способность трубопровода на выбранном участке;

- проводят сравнение фактической несущей способности с проектной несущей способностью трубопровода;

- определяют фактическую пропускную способность участка трубопровода с учетом максимального приближения к фактической несущей способности трубопровода;

- проводят сравнение фактической пропускной способности с проектным проходящим давлением по промежуточным перекачивающим станциям (ПС) и определяют положение критических секций выбранного участка трубопровода, на которых значение фактической пропускной способности ниже значения проектного проходящего давления по промежуточным ПС;

- повышают несущую способность критических секций трубопровода путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции.

Технический результат по второму варианту достигается тем, что способ увеличения пропускной способности трубопровода, характеризующийся тем, что он содержит этапы, на которых:

- проводят измерения толщины стенки трубопровода на выбранном участке посредством внутритрубного инспекционного прибора (ВИП), запись измеренных данных и определение дефектных участков трубопровода;

- на основании анализа записанных данных о толщине стенки трубопровода определяют фактическую несущую способность трубопровода на выбранном участке;

- проводят сравнение фактической несущей способности с проектной несущей способностью трубопровода;

- определяют максимальное значение пропускной способности на каждом из участков между двумя соседними перекачивающими станциями (ПС) на выбранном участке трубопровода;

- выбирают участок между ПС с максимальным значением пропускной способности и производят для него расчет гидравлического уклона;

- для остальных участков между ПС с меньшими значениями пропускной способности расчет гидравлического уклона производят с учетом значения минимального кавитационного запаса насосного агрегата на каждой ПС и значения гидравлического уклона на участке между ПС с максимальным значением пропускной способности;

- для участков между ПС с меньшими значениями пропускной способности определяют значения проходящего давления по промежуточным ПС с учетом рассчитанных гидравлических уклонов для указанных участков;

- находят положение участков критических секций выбранного участка трубопровода, на которых значение фактической несущей способности трубопровода пересекается с полученными значениями проходящего давления по промежуточным ПС;

- повышают несущую способность критических секций трубопровода путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции.

Краткое описание чертежей

Сущность заявленной группы изобретений (варианты) поясняется на фиг. 1 и 2.

На фиг. 1 представлен сводный график пропускной способности, рабочих давлений технологического участка трубопровода.

На фиг. 2 представлен сводный график пропускной способности, рабочих давлений технологического участка трубопровода.

Позициями на чертежах (фиг. 1, 2) обозначены:

1 - линия проектной несущей способности секций трубопровода,

2 - линия фактической несущей способности секций трубопровода,

3 - линия гидравлического уклона проектной пропускной способности,

4 - линия гидравлического уклона фактической пропускной способности,

5 - линия фактического проходящего давления по промежуточным перекачивающим станциям (ПС),

6 - линия проектного проходящего давления по промежуточным ПС,

7 - линия высотной отметки низа трубопровода,

8 - участки критических секций трубопровода с пониженной несущей способностью (А-Б, В-Г, Д-Е, Ж-3, И-К),

9 - линия гидравлического уклона между ПС «1» и ПС «2», соответствующая максимальному значению пропускной способности,

10 - линия гидравлического уклона между ПС «2» и ПС «3»,

11 - линия гидравлического уклона между ПС «3» и ПС «4»,

12 - линия гидравлического уклона между ПС «4» и ПС «5»,

13 - линия проходящего давления по промежуточным ПС,

14 - участки с критическими секциями трубопровода с пониженной несущей способностью (А-Б, В-Г, Д-Е, Ж-3, И-К, Л-М).

Осуществление изобретения

Увеличение пропускной способности трубопровода производят следующим образом.

В первом варианте реализации заявленного изобретения увеличение пропускной способности трубопровода производят следующим образом согласно этапам (фиг. 1).

1. В результате прохождения по технологическому участку трубопровода внутритрубный инспекционный прибор (ультразвуковой дефектоскоп - WM) выполняет сканирование всей поверхности трубы и запись на флеш-носитель полученных сигналов.

Записанная информация подлежит обработке:

- распаковка (трансляция) данных, скопированных с внутренней памяти ВИП, в формат, пригодный для их обработки в специализированных графических программах интерпретации.

- интерпретация данных средствами программ интерпретации, в которой формируются электронные таблицы: таблицы раскладки труб (фактические толщины стенок трубы), таблицы дефектов и особенностей трубопровода.

2. По полученным результатам о фактической толщине стенок труб, уложенных при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте (см. на Фиг. 1 указана линия высотной отметки низа трубопровода 7) рассчитывается фактическая несущая способность трубопровода 2.

Несущая способность трубопровода - это максимальное внутреннее давление, которое может выдержать трубопровод без разрушений и отказов при нормативных нагрузках.

Несущая способность труб рассчитывается на участке трубопровода с характеристиками, предусмотренными проектной документацией, и характеристиками фактически уложенных труб при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте.

Для трубопроводов, построенных в соответствии со СНиП II-Д.10-62 «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования», величина несущей способности , МПа, определяется по формуле

где g - номер трубы;

R1 - расчетное сопротивление металла труб, предусмотренных проектной документацией;

n - коэффициент перегрузки по рабочему давлению в трубопроводе, принимается в соответствии СНиП II-Д.10-62 «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»;

Dн - наружный диаметр трубы, мм;

δфакт - толщина стенки труб проектная (принимается по проектной документации) или фактическая (принимается по данным ВИП), мм.

Для трубопроводов, построенных в соответствии с СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», величина несущей способности , МПа, определяется по формуле

где g - номер трубы;

δфакт - толщина стенки труб, проектная (принимается по проектной документации) или фактическая (принимается по данным ВИП WM), мм;

m, n, kн - коэффициенты, величины которых задаются по СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*», при этом категорийность участка трубопровода для определения коэффициента m принимается по проектной документации или нормативным документам, действовавшим на момент строительства;

σв - временное сопротивление разрыву материала каждой g-й секции труб, указанное в проектной документации (принимается по ТУ или национальному стандарту Российской Федерации на трубы), МПа;

для труб, фактически уложенных при строительстве, реконструкции и КР, временное сопротивление разрыву материала принимается по ТУ или национальному стандарту Российской Федерации, указанныму в сертификатах исполнительной документации;

при выявлении участков трубопроводов со сниженной несущей способностью, ограничивающей проектное рабочее давление на выходе ПС, величина σв принимается по фактическим сертификатам на каждую из труб, уложенных при строительстве;

k1 - принимается по строительным нормам и правилам, действовавшим на момент строительства;

Dн - наружный диаметр трубы, мм.

Категорийность участка трубопровода принимается по проектной документации. В случае отсутствия в проектной документации указаний на категорию трубопровода, категорийность принимается в соответствии со строительными нормами и правилами, действовавшими на момент проектирования.

3. Полученные значения фактической несущей способности секции трубопровода 2 сравниваются со значением проектным несущей способности секции трубопровода 1 графическим способом путем построения проектных и фактических линий несущей способности трубопровода.

4. На основании полученных данных о фактической несущей способности секции рассчитывается фактическая пропускная способность секции трубопровода и сравнивается с ее проектным значением. После этого выполняется построение линии гидравлического уклона проектной пропускной способности 3 и линии гидравлического уклона фактической пропускной способности 4 по всей длине технологического участка трубопровода проектной и фактической пропускной способности.

Обязательным условием определения значения фактической пропускной способности трубопровода является максимальное приближение линии фактического проходящего давления 5 по промежуточным ПС к линии фактической несущей способности секции трубопровода 2.

Допустимое рабочее давление на выходе ПС - это максимальное рабочее давление на выходе нефтеперекачивающей станции, рассчитанное по фактической несущей способности секций трубопровода и испытаниям на прочность.

Значение допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции определяется в следующей последовательности.

На технологическом участке между ПС с емкостью при заданном количестве работающих ПС для каждой g-й секции трубопровода с координатами (Xg, Zg) рассчитывается величина гидравлического уклона эпюры давления , соответствующая максимально возможным рабочим давлениям на 1-й ПС в результате внезапного отключения следующей (1+1) ПС от рассматриваемой g-й секции трубопровода по формулам (3, 4)

где - разрешенное рабочее давление МТ в g-й секции труб, м;

Xg, Zg - координаты g-й секции трубопровода;

Хк=Xm, Zк=Zm - координаты промежуточной m=(1+2) ПС, расположенной через одну ПС от рассматриваемой g-й секции трубопровода с координатами (Xg, Zg);

Хк=Хкп, Zк=Zкп - координаты конечного участка эпюры для ПС m=(1+1), расположенного на следующей от рассматриваемой g-й секции трубопровода ПС с емкостью. При расположении m-й ПС на конечном пункте при условии Xm=Хкп, Zm=Zкп, принимается Хк=Xm=Хкп, Zк=Zm=Zкп;

Δh - остаточный напор в МТ перед конечным пунктом, м;

остаточный напор Δh составляет:

40 м - при отсутствии СИКН на ПС с емкостью (при построении эпюры давлений через ПС);

60 м - при наличии СИКН на ПС с емкостью (при построении эпюры давлений через ПС);

120 м - при срабатывании предохранительных клапанов, установленных на ПС с емкостью (только для расчета гидравлического уклона и давления на выходе последней работающей ПС перед ПС с емкостью);

(Δhкав+25) - на входе промежуточной ПС с координатами Xm, Zm,

где Δhкав - допустимый кавитационный запас магистрального насоса при проектной пропускной способности трубопровода, м;

10 м - возможная перевальная точка по трассе, имеющая координаты Хп, Zп (в этом случае Zk=Zп, Xk=Хп);

ρ - расчетная плотность нефти, т/м3.

Из двух значений , рассчитанных на возможную перевальную точку и на конечный пункт, принимается меньшее.

Обозначение индексов:

1 - номер ПС начала рассматриваемого участка эпюры давлений;

m - номер ПС конца рассматриваемого участка эпюры давлений с координатами Xk, Zk;

g - рассматриваемая секция МТ с координатами Xg, Zg;

kn - конечный пункт технологического участка трубопровода.

Допустимое рабочее давление на выходе ПС определяется для ПС, расположенной по условию перед рассматриваемой (по потоку нефти) координатой g-й секции трубопровода, то есть должно выполняться условие , где - координата 1-й ПС. В этом случае:

где - допустимое рабочее давление на выходе ПС, МПа;

Х1ПС - координата перекачивающей станции по трассе МТ;

Z1ПC - высотная отметка регуляторов давления перекачивающей станции;

- напор по допустимому рабочему давлению на выходе ПС, м.

По допустимому рабочему давлению на выходе ПС определяется проходящее давление по промежуточным ПС исходя из эпюры максимальных рабочих давлений. Проходящие давления по промежуточным ПС на стационарном режиме не должны превышать допустимых рабочих давлений на входе ПС, определенных проектной документацией либо нормами проектирования ПС.

Расчет пропускной способности трубопровода по допустимому давлению на выходе ПС для технологического участка:

определяется расчетная годовая пропускная способность ЛЧ МТ Qp, млн.т/год, с учетом фактических среднегодовых параметров нефти:

где kH - коэффициент неравномерности перекачки, принимается из проектной документации;

qip - часовая пропускная способность трубопровода по среднегодовым параметрам нефти, должна определяться для заданных значений давлений на выходе ПС при расчетных среднегодовых значениях вязкости и плотности, тыс.т/ч;

8400 ч (350 дней) - расчетное время работы трубопровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные работы и аварийно-восстановительные работы;

определяется фактическая годовая пропускная способность ЛЧ МТ Qф, млн.т/год, с учетом установленного оборудования и фактических среднемесячных параметров нефти:

где q - фактическая часовая пропускная способность трубопровода при работе на максимальном режиме при среднемесячных значениях вязкости и плотности, тыс.т/ч;

8400 ч (350 дней) - расчетное время работы трубопровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные работы и аварийно-восстановительные работы.

Расчетная часовая пропускная способность МТ при допустимом рабочем давлении на выходе ПС определяется для технологического участка МТ. Расчет выполняется по каждому участку ЛЧ МТ между ПС с учетом путевых подкачек и отборов (при наличии). За часовую пропускную способность технологического участка принимается минимальное значение пропускной способности ЛЧ МТ между ПС (лимитирующий участок). При расчете пропускной способности ЛЧ МТ необходимо принимать значение остаточного напора на входе следующей ПС(РП):

- соответствующего минимальному рабочему давлению на входе ПС;

(Δhкав+25) на входе промежуточных ПС, где Δhкав - допустимый кавитационный запас магистрального насоса при проектной пропускной способности трубопровода, м;

- соответствующего давлению на входе в РП при максимальном режиме работы на резервуар с наибольшей высотной отметкой и максимальном взливе.

5. После совмещения линий гидравлического уклона фактической и проектной пропускной способности 1, 2 и линий фактического и проектного проходящего давления по промежуточным ПС 6, 7 с линией фактической несущей способности 2, выявляются критические секции трубопровода с пониженной несущей способностью 8.

Для восстановления значения пропускной способности трубопровода до проектного, необходимо повысить фактическую несущую способность в выявленных критических секциях трубопровода. Повышение несущей способности труб в критических секциях трубопровода до проектного значения осуществляется путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции (композитная муфта, обжимная приварная муфта), обеспечивающей проектную пропускную способность трубопровода.

Во втором варианте реализации заявленного изобретения увеличение пропускной способности трубопровода производят следующим образом согласно следующим этапам.

1. В результате прохождения по технологическому участку трубопровода внутритрубный инспекционный прибор (ультразвуковой дефектоскоп - WM) выполняет сканирование всей поверхности трубы и запись на флеш-носитель полученных сигналов.

Записанная информация подлежит обработке:

- распаковка (трансляция) данных, скопированных с внутренней памяти ВИП, в формат, пригодный для их обработки в специализированных графических программах интерпретации.

- интерпретация данных средствами программ интерпретации, в которой формируются электронные таблицы: таблицы раскладки труб (фактические толщины стенок трубы), таблицы дефектов и особенностей трубопровода.

2. По полученным результатам о фактической толщине стенок труб, уложенных при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте (см. на Фиг. 2 указана линия высотной отметки низа трубопровода 7) рассчитывается фактическая несущая способность секций трубопровода с построением линии фактической несущей способности секций трубопровода 2 по всей длине технологического участка.

3. Полученные значения фактической несущей способности трубопровода сравниваются с проектным значением несущей способности секции трубопровода графическим способом, путем построения линий проектной несущей способности секции трубопровода 1 и линии фактической несущей способности секции трубопровода 2.

4. Для каждого перегона между ПС индивидуально рассчитывается максимальное значение пропускной способности и строятся линия гидравлического уклона 9 между ПС «1» и ПС «2», линия гидравлического уклона 10 между ПС «2» и ПС «3», линия гидравлического уклона 11 между ПС «3» и ПС «4», линия гидравлического уклона 12 между ПС «4» и ПС «5». Для этого для каждой ПС берутся допустимые рабочие давления на выходе ПС (они равны значениям несущих способностей секций труб на выходе из ПС) и значения остаточного напора на входе следующей ПС (Δhкав+25), где Δhкав - допустимый кавитационный запас магистрального насоса при проектной пропускной способности трубопровода).

Из полученных значений пропускных способностей определяется максимальное значение одного из перегонов между ПС.

5. Для всего технологического участка трубопровода строится линия гидравлического уклона 9 между ПС «1» и ПС «2», соответствующая полученному значению максимальной пропускной способности одного перегона и линия проходящего давлений по промежуточным ПС 13.

6. После совмещения линий фактического проходящего давления по промежуточным ПС с линией фактической несущей способности, выявляются критические секции труб 14, в которых необходимо повысить значение несущей способности. Повышение несущей способности труб в критических секциях трубопровода до проектного значения осуществляется путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции (композитная муфта, обжимная приварная муфта), обеспечивающей проектную пропускную способность трубопровода.

Ниже приведены примеры расчетов для выявления критических секций с пониженной несущей способностью.

Пример 1 (первый вариант).

Исходные данные:

Проектная пропускная способность: .

Плотность нефти: ρ20°=870 [кг⋅м-3].

Протяженность трассы: L=304 [км].

Разность высотных отметок конца и начала трассы нефтепровода:

ΔZ=Zк-Zн=201-141=60 [м].

Наружный диаметр трубопровода: Dн=1,02 [м].

Пример расчета фактической несущей способности для одной секции трубопровода:

.

По полученным результатам строится линия несущей способности секций труб по фактической толщине стенок, определенной ВИП и сравнивается с проектной несущей способностью секций труб.

На основании фактической несущей способности определяется фактическая пропускная способность (обязательным условием построения линии гидравлического уклона, соответствующего фактической пропускной способности является максимальное приближение линии фактического проходящего давления по промежуточной ПС к линии фактической несущей способности).

Конечная точка для каждой линии проходящего давления по промежуточным ПС является величина остаточного напора перед следующей ПС (Δh):

Δh1=l,56 МПа; Δh2=l,01 МПа; Δh3=0,91 МПа; Δh4=l,13 МПа.

По полученным значениям фактического допустимого рабочего давление на выходе ПС определяется фактическая пропускная способность равная:

.

После совмещения графика фактической несущей способности секций труб (5) и проектным проходящим давлением по промежуточным ПС (6), соответствующих проектной пропускной способности , выявляются критические участки с секциями с пониженной несущей способностью (8): А-Б=2,1 км; В-Г=1,9 км; Д-Е=1,89 км; Ж-3=1,1 км; И-К=0,98 км.

Пример 2 (второй вариант).

Исходные данные:

Проектная пропускная способность: .

Плотность нефти: ρ20°=870 [кг⋅м-3].

Протяженность трассы: L=304 [км].

Разность высотных отметок конца и начала трассы нефтепровода:

ΔZ=Zк-Zн=201-141=60 [м].

Наружный диаметр трубопровода: Dн=1,02 [м].

Насосное оборудование, установленное на ПС: НМ 7000-210.

Определяется фактическая несущая способность трубопровода на выходе из каждой ПС:

.

Строится линия несущей способности труб по фактической толщине стенок, определенной ВИП, и совмещается с проектной несущей способностью секций труб. Определяются допустимое рабочее давление на выходе ПС определяется для каждой ПС

Р1 ПС=4,86 МПа;

Р2 ПС=4,95 МПа;

Р3 ПС=4,69 МПа;

Р4 ПС=4,65 МПа.

Определяется значения остаточного напора на входе следующей ПС:

(Δhкав+25)=0,56 МПа.

Определяется величина максимальной пропускной способности для каждого перегона между ПС:

Далее строится линия гидравлического уклона и линии проходящего давления по промежуточным ПС, соответствующие максимальной пропускной способности (Q=43 млн.т/г).

После совмещения графика фактической несущей способности секций труб и линии проходящего давления по промежуточным ПС, соответствующих максимальной пропускной способности (Q=43 млн.т/г), выявляются критические секции с пониженной несущей способностью (9): А-Б=5,4 км; В-Г=3 км; Д-Е=1,5 км; Ж-3=25,5 км; И-К=6 км; Л-М=1,3 км.

Применение предложенных способов позволяет увеличить пропускную способность трубопровода до проектного значения путем увеличения несущей способности критических секциях трубопровода.

1. Способ увеличения пропускной способности трубопровода, характеризующийся тем, что он содержит этапы, на которых:

- проводят измерения толщины стенки трубопровода на выбранном участке посредством внутритрубного инспекционного прибора (ВИП), запись измеренных данных и определение дефектных участков трубопровода;

- на основании анализа записанных данных о толщине стенки трубопровода определяют фактическую несущую способность трубопровода на выбранном участке;

- проводят сравнение фактической несущей способности с проектной несущей способностью трубопровода;

- определяют фактическую пропускную способность участка трубопровода с учетом максимального приближения к фактической несущей способности трубопровода;

- проводят сравнение фактической пропускной способности с проектным проходящим давлением по промежуточным перекачивающим станциям (ПС) и определяют положение критических секций выбранного участка трубопровода, на которых значение фактической пропускной способности ниже значения проектного проходящего давления по промежуточным ПС;

- повышают несущую способность критических секций трубопровода путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции.

2. Способ увеличения пропускной способности трубопровода, характеризующийся тем, что он содержит этапы, на которых:

- проводят измерения толщины стенки трубопровода на выбранном участке посредством внутритрубного инспекционного прибора (ВИП), запись измеренных данных и определение дефектных участков трубопровода;

- на основании анализа записанных данных о толщине стенки трубопровода определяют фактическую несущую способность трубопровода на выбранном участке;

- проводят сравнение фактической несущей способности с проектной несущей способностью трубопровода;

- определяют максимальное значение пропускной способности на каждом из участков между двумя соседними перекачивающими станциями (ПС) на выбранном участке трубопровода;

- выбирают участок между ПС с максимальным значением пропускной способности и производят для него расчет гидравлического уклона;

- для остальных участков между ПС с меньшими значениями пропускной способности расчет гидравлического уклона производят с учетом значения минимального кавитационного запаса насосного агрегата на каждой ПС и значения гидравлического уклона на участке между ПС с максимальным значением пропускной способности;

- для участков между ПС с меньшими значениями пропускной способности определяют значения проходящего давления по промежуточным ПС с учетом рассчитанных гидравлических уклонов для указанных участков;

- находят положение участков критических секций выбранного участка трубопровода, на которых значение фактической несущей способности трубопровода пересекается с полученными значениями проходящего давления по промежуточным ПС;

- повышают несущую способность критических секций трубопровода путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к производству противотурбулентных присадок, снижающих гидродинамическое сопротивление в трубопроводах для транспортировки нефти и нефтепродуктов, углеводородного топлива.

Изобретение относится к нефтепроводному оборудованию, а именно к нефтеперекачивающим станциям (НПС) магистральных нефтепроводов, имеющим в своем составе резервуарные парки.

Группа изобретений относится к трубопроводной арматуре и предназначена для транспортировки газа или жидкости. Колено (1; 100) арматуры для транспортировки газа или жидкости имеет ввод (5) с одним впуском (2; 102) и как минимум одним выпуском (3).

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, а именно к эксплуатации нефтепроводов, и предназначено для герметизации технологических трубопроводов с целью предупреждения возникновения опасных концентраций паров нефти.

Изобретение относится к области добычи углеводородных жидкостей. .

Изобретение относится к добыче природного газа из офшорной добывающей установки, подводной или на платформе. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к транспортировке высоковязких жидкостей по трубопроводу и может быть использовано в различных отраслях промышленности для транспортировки жидкостей к потребителю, а конкретнее в нефтяной промышленности при перекачке нефти и нефтепродуктов.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов и может быть использована для увеличения пропускной способности трубопровода, содержащего критические секции участка трубопровода с пониженной несущей способностью до проектного значения. Сущность изобретений заключается в определении критических секций трубопровода с пониженной несущей способностью, на которых значение фактической пропускной способности ниже значения проектной пропускной способности, и увеличении фактической несущей способности критических секций трубопровода до проектной. Повышение несущей способности критических секций трубопровода выполняют путем замены на трубы с большим классом прочности, с большей стенкой трубы либо установкой ремонтной конструкции. Техническим результатом заявленной группы изобретений является увеличение пропускной способности трубопровода до проектного значения за счет увеличения несущей способности критических секций трубопровода. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх