вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
79. Дожимные насосные станции (ДНС). Особенности эксплуатации ДНС при добыче высоковязких нефтей. Дожимные насосные станции предназначены для сообщения дополнительной энергии жидкой продукции скважин, чтобы подать ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов скважин и ГЗУ (групповые замерные установки) велико и устьевого давления не достаточно для транспортирования газожидкостной смеси. На ДНС проводят первую ступень сепарации при давлении 0,3—0,8 МПа, обусловленном гидравлическими потерями при транспорте, а также давлением, которое должно поддерживаться в конце газопровода, в частности перед ГПЗ (газоперерабатывающий завод), для его нормальной работы. После сепарации жидкость поступает на прием насосов, а отделившийся нефтяной газ под собственным давлением направляется на ГПЗ. Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков: · буферной емкости; · сбора и откачки утечек нефти; · насосного блока; · свечи аварийного сброса газа.  Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для: · приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов; · сепарации нефти от газа; · поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов. Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор. Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных: 1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров. 2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры. 3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения. 4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться. Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней. Принцип работы ДНС Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией. Дожимные насосные станции предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти из газа в целях дальнейшего раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. Дожимные насосные станции выпускаются в блочном исполнении двух типов. К первому типу относятся ДНС на базе сепарационных установок с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН - блочная насосная; первое число - подача насоса по жидкости в м3/сут, второе - давление нагнетания в МПа. Из блоков компонуются дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает технологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный. Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-1.4000, ДНС-20000, где число указывает на подачу насосных агрегатов в м3/сут. Давление нагнетания насосов 1,9-2,8 МПа. Технологическая единица состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каждой станции одна технологическая единица резервная. Помимо этого, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низковольтной аппаратуры и КИПиА, а также распределительное устройство и свечу аварийного сброса газа. Параметры работы ДНС: 1) Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости. 2) Объем поступившей на ДНС жидкости 3) Объем сборшенной в поглощение воды. 4) Давления на приме насосов, на выкиде. 5) Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости. 6) Температуры рабочих агрегатов (насосов) 7) Загрузки насосов Насосы: ДНС оснащаются насосами ЦНС (центробежные насосы) различной производительности от ЦНС-60 до ЦНС-3000 80. Оборудование для хранения нефти. Резервуары. Классификация по различным признакам. Резервуары вертикальные стальные. Конструкции. Арматура защитная и предохранительная. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов классифицируются по нескольким признакам: По избыточному рабочему давлению – резервуары без давления (с понтоном или с плавающей крышей); низкого давления (когда избыточное давление составляет не более 0,002 МПа и вакуум до 500 Па); повышенного давления (когда избыточное давление достигает 0,07 МПа и вакуум до 0,001 МПА). По технологическим операциям: - резервуары для хранения маловязкой нефти и нефтепродуктов; - резервуары для хранения высоковязкой нефти и нефтепродуктов, оборудованные подогревателями; - резервуары-смесители и резервуары-отстойники. По конструкции: - резервуар вертикальный стальной – РВС; - резервуар вертикальный стальной с понтоном – РВСП; - резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей – РВСПК; Резервуары для хранения нефти по конструкции делятся на две категории: — резервуары с объемом и геометрическими параметрами соответствующими строительному номиналу с обозначением категория А; — резервуары с объемами и геометрическими параметрами соответствующими потенциальной полезной емкости с обозначением категория Б. Основными критериями при выборе типа и конструктивного исполнения резервуаров для нефти и нефтепродуктов являются характеристики хранимого продукта (давление насыщенных паров, содержание серы и сероводорода, плотность), технологическое назначение резервуара (технологические емкости, резервуары-сборники, системы сброса волны давления). При большой оборачиваемости нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном. Для хранения легковоспламеняющихся жидкостей применяют резервуары объемом до 20000 м3, для хранения горючих жидкостей – до 50000 м3. Объем вертикальных цилиндрических резервуаров регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000, 50000 м3. Все резервуары нормального ряда строят индустриальным методом из рулонных заготовок или полистовым способом. В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса опасности: - класс 1 – особо опасные резервуары: объемом 10000 м3 и более, а также объемом 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки; - класс 2 – резервуары повышенной опасности: объемом от 5000 до 10000 м3; - класс 3 – опасные резервуары: объемом от 100 до 5000 м3. Классификация резервуаров Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых технологических операций. По материалу, из которого сооружены резервуары, различают: металлические, железобетонные, каменные, земляные. Большое развитие получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным строительным материалом для выработок является сама горная порода. По отношению к уровню землирезервуары могут быть: - подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре); - наземными, когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара). Для полной сохранности качества и количества нефтепродуктов, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчётом Оборудование резервуаров вертикальных стальных Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них. Наземные стальные резервуары должны иметь: - оборудование, обеспечивающее их надежную работу и снижение потерь нефтепродуктов (дыхательная арматура, приемно-раздаточные патрубки с хлопушками, средства защиты от коррозии); - оборудование для обслуживания и ремонта (люки-лазы, люки замерные, люки световые, лестницы); - противопожарное оборудование (огневые предохранители, средства пожаротушения и охлаждения); - приборы контроля и сигнализации. 1. Верхний световой люк- предназначен для проветривания во время ремонта и зачистки, а также для подъёма крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса. 2. Вентиляционный патрубокустанавливают в верхней точке резервуара. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, чтобы предупредить попадание искр внутри резервуара. 3. Механический дыхательный клапан- устанавливают на крыше у замерной площадки, для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре и для предотвращения испарения. Работает при повышенном давлении в резервуаре или вакууме выше расчётного. 4. Огневой предохранитель- препятствует проникновению внутрь резервуара огня и искр, через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательным клапаном. Принцип действия основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. 5. Замерный люк- нужен для замера уровня нефти и отборе пробы из резервуара. 6. Прибор для замера уровня. В настоящее время резервуары оснащены дистанционным уровнемером - УДУ-5 - различных модификаций Н, А, Е, Д и сниженным пробоотборником ПСР. ПСР состоит из верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы. 7. Нижний люк-лаз- находится в первом поясе резервуара на высоте 700 мм, предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку на дне грязи. Также используется для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, поэтому расположен диаметрально противоположно световому люку. 8. Сифонный кран- предназначен для спуска из резервуара подтоварной воды, представляющий собой трубу пропущенную через сальник внутрь резервуара. 9. Хлопушка- предотвращает утечку нефтепродуктов из резервуара в случае повреждения приёмо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки. 10. Грузовой патрубок, через который подсоединяются приёмо-раздаточные трубы. 11. Перепускное устройство. 12. Подъёмник хлопушки- после выравнивания давления с помощью штурвала и троса открывает хлопушку. 13. Крайнее положение приёмо-раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы. 81. Конструкции крыш: плавающие, понтоны. Назначение. Эксплуатация Использование понтонов и плавающих крыш резервуаров в качестве плавающих подмостей имеет большое преимущество, так как сокращается время для выполнения работ, повышается качество окраски и исключается необходимость монтажа специальных подмостей. Повышенная влажность из-за наличия воды в резервуаре несколько понижает взрывооласность газов. В настоящее время понтонами как средствами сокращения технологических потерь нефти от испарения оснащены только товарные резервуары, так как в сырьевых резервуарах, предназначенных для накопления, отстоя и хранения нефти, вследствие высокого давления насыщенных паров, как правило, более 66 7 кПа ( 500 мм рт. ст.) при температуре нефти в резервуаре, использование понтонов и плавающих крыш запрещено из-за возможности их разрушения и потоплени Корпус резервуаров с плавающей крышей представляет собой обычную цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое давление столба нефтепродукта (см. расчет цилиндрических вертикальных «атмосферных» резервуаров). В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов: 1) двойная понтонная крыша, состоящая из ряда герметических отсеков,обеспечивающих непотопляемость при нарушении герметичности понтона. Верхний настил крыши понижается к центру для отвода воды, а нижний, наоборот, повышается к центру для сбора паров; 2) одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметические отсеки, препятствующие потоплению крыши при течи. Благодаря малому весу и простоте конструкции крыши второго типа получили наиболее распространение. Требования к плавающим крышам - Плавающие крыши могут быть двух основных типов: однодечные и двудечные. - Границы применения плавающих крыш: - однодечные - для районов с расчетным весом снегового покрова до 240 кг/м; - двудечные - без ограничений. - В рабочем положении плавающая крыша должна полностью контактировать с поверхностью хранимого продукта. - Верхняя отметка периферийной стенки (борта) плавающей крыши должна превышать уровень продукта не менее чем на 150 мм. - В опорожненном резервуаре крыша должна находиться на стойках, опирающихся на днище резервуара. Конструкции днища и основания должны обеспечивать восприятие внешних нагрузок при опирании плавающей крыши на стойки. - Плавучесть крыш должна обеспечиваться герметичными коробами или отсеками. В верхней части каждого короба или отсека должен быть установлен смотровой люк для контроля герметичности. Конструкция обечайки люка с крышкой должна исключать попадание осадков внутрь короба или отсека. - Конструкция плавающей крыши должна обеспечивать сток ливневых вод с поверхности к ливнеприемному устройству с последующим отводом их за пределы резервуара. Ливнеприемное устройство однодечной плавающей крыши должно быть оборудовано клапаном, исключающим попадание хранимого продукта на плавающую крышу при нарушении герметичности трубопроводов водоспуска. - Номинальный диаметр трубы водоспуска должен быть: - для резервуаров диаметром до 30 м - не менее 75 мм; - для резервуаров диаметром от 30 до 60 м - не менее 100 мм; - для резервуаров диаметром 60 м и более - не менее 150 мм. - Аварийные водоспуски предназначены для сброса ливневых вод непосредственно в хранимый продукт. - Для исключения вращения плавающей крыши должны использоваться направляющие трубы, перфорированные в своей нижней части, одновременно выполняющие технологические функции. - Зазор между бортом крыши и стенкой резервуара, а также между патрубками в крыше и направляющими трубами должен быть уплотнен с помощью затворов. Материал затворов выбирают с учетом совместимости с хранимым продуктом, газонепроницаемости, старения, прочности на истирание, температуры. - Плавающие крыши должны быть оборудованы не менее чем одним люком-лазом диаметром 600 мм и одним монтажным люком диаметром 800 мм. - Плавающие крыши должны быть оборудованы не менее чем двумя вентиляционными клапанами, открывающимися при нахождении крыши на опорных стойках и предохраняющими крышу и затвор от перегрузок и повреждения при заполнении или опорожнении резервуара. Размеры и число клапанов определяются производительностью приемо-раздаточных операций и габаритами резервуара. - Доступ на плавающую крышу должен обеспечиваться лестницей, которая автоматически следует любому положению крыши по высоте. - Лестница должна быть оборудована ограждениями с двух сторон и самовыравнивающимися ступенями и рассчитана на вертикальную нагрузку 5 кН, приложенную в средней точке лестницы при нахождении ее в любом положении. - Все части плавающей крыши, включая лестницу, должны быть электрически взаимосвязаны и соединены со стенкой. - На плавающей крыше должен быть установлен кольцевой барьер высотой 1 м для удержания пены при пожаротушении. Барьер устанавливают на расстоянии 2 м от стенки резервуара 82. Пробоотборники, замерные устройства, хлопуши, подъемные трубы. Назначение. Конструкция. Применение. Сниженный пробоотборник плавающий ПСРпт-1 и ПСРт-1 используется для отбора пробы нефтепродуктов на трех уровнях жидкости в резервуаре. Пробоотборник ПСРт-1 устанавливается на резервуар без понтона, состоит из коленных секций, соединенных шарнирными узлами и гибкими трубками. Пробоотборник сниженный ПСРпт-1 устанавливается на резервуар с любым типом понтонов – блочным, алюминиевым, стальным, состоит из коленных секций, соединенных шарнирными узлами и гибкими трубками. Верхний шарнирный узел крепится к понтонам, а нижний – к стационарным опорам понтонов. Устройство и технические характеристики сниженного пробоотборника ПСРт-1 и ПСРпт-  Обозначения на рисунке: 1. кран, 2. пробозаборные трубы, 3. шарнирный узел, 4. гибкая трубка, 5. верхний заборный узел, 6. поплавок. Для взятия пробы нефтепродукта из резервуара необходимо открыть кран 1, соответствующий тому уровню жидкости, с которого берется проба, после чего продукт набирается в специальную тару. Пробоотборники стационарные резервуарные Пробоотборник стационарный резервуарный ПСР ОТ предназначен для использования в процессе отбора проб нефтепродуктов по всему диапазону высоты наземных резервуаров различной конфигурации, как с нормальным, так и с повышенным давлением. Размер условного диаметра проводящих труб составляет 15 мм. Диапазон температур продукта, который отбирается для проб: от +95°С до -70°С. Пробоотборники органного типа ПСР ОТ Пробоотборник стационарный резервуарный органного типа ПСР ОТ предназначен для отбора как смешенной, так и дискретной (с каждой определенной высоты) пробы по всей высоте резервуара с нормальным и избыточным давлением. Отбор пробы осуществляется через каждые 1000 мм либо с высот, указанных заказчиком. Для отбора вязких продуктов используются пробоотборные трубы с большим диаметром условного прохода. По желанию заказчика пробоотборник выполняется с обогревом внешних частей для бесперебойной работы в максимально холодных условиях окружающей среды. Для более надежной и долговечной работы элементы пробоотборника выполняются из нержавеющей стали. По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды пробоотборники ПСР ОТ изготавливаются в исполнениях У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Пример условного обозначения пробоотборника ПСР ОТ: ПСР ОТ-12-11 УХЛ, где: ПСР ОТ – пробоотборник стационарный резервуарный органного типа. 12 – высота стенки резервуара, метр. 11 – количество уровней отбора проб. УХЛ – климатическое исполнение.  Замерные устройства Люк замерный ЛЗ  Люки замерные ЛЗ (ЛЗ-80, ЛЗ-150) необходимы для обеспечения доступа во внутреннюю полость резервуара для проведения замеров уровня нефтепродуктов в резервуарах и забора проб нефтепродуктов в емкостном оборудовании на автозаправочных станциях или нефтебазах. Диапазон температур при которых можно производить замеры от –50°С до +50°С, при относительной влажности до 95%. Устройство люка замерного ЛЗ: Люк замерный резервуара состоит из корпуса, крышки, педали, прокладки резиновой стойкой к воздействию нефтепродуктов, специальный откидной болт с гайкой, латунной вставки для обеспечения искробезопасности. Основой конструкции является корпус на котором размещается все части конструкции люка замерного ЛЗ. Люк ЛЗ имеет в основании фланцевое соединение, которым он монтируется опорному фланцу резервуара ч/з маслобензостойкую прокладку из резины. В специально изготовленную проушину корпуса люка замерного крепится рычаг. К рычагу на корпусе присоединяется крышка с резиной МБС (маслобензостойкая) для герметизации газового пространства резервуара в закрытом состоянии, что позволяет не нести потери на испарение нефтепродуктов. Плотное положение крышки люка лаза ЛЗ в закрытом состоянии обеспечивается специальной прижимной гайкой. Отбор проб через люк замерный ЛЗ Отбор проб и проведение замеров нефтепродуктов в горизонтальных и вертикальных стальных резервуарах производится при отрытом замерном люке ЛЗ расположенном на верхней части резервуара. Для открытия люка замерного необходимо открутить прижимную гайку и развести откидной болт и рычаг с крышкой в разные стороны. В зависимости от объема резервуара люки замерные бывают различных диаметров. Люк замерный ЛЗ-80 Ду80 имеет условный проход(диаметр) 80мм, люк замерный ЛЗ-150 имеет условный диаметр 150мм. Применение люка замерного ЛЗ на резервуаре: Для проведения замеров уровня и забора образцов проб замерный люк необходимо открыть. Для этого нужно открутить прижимную гайку, откидной болт отводятся в одну сторону, а рычаг с крышкой - в другую. Люк замерный ЛЗ 150 имеет условный диаметр 150 мм, а люк замерный ЛЗ 80 соответственно 80мм. Люки замерные ЛЗ изготавливаются различными производителями из стали и алюминия. Алюминиевые люки ощутимо легче стальных, а по эксплуатационным характеристикам ни чем не уступают люкам замерным из стали. Люки замерные обычно служат столько же времени как и резервуар на который они устанавливаются. Хлопуши  Общий вид хлопуши ХП Хлопуша ХП предназначается для устранения убытков нефтепродуктов из резервуаров при разрыве трубопроводов или сбоя работы устройств запоров. По устойчивости к воздействию климата хлопуша изготовливлена в исполнении “Умеренный” и “Умеренный Холодный Климат”, категории размещения 3 по ГОСТ 15150-69. Крышка изделия изготовленна из огнеупорных материалов. Корпус продукта (ХП-80), (ХП-150) состоит из сплавов алюминия. Корпус хлопуши, условный проходо которой составляет больше двухсот миллиметров – изготавливается из стали. Хлопуша, условный проход которой составляет 80 миллиметров изготовленаа без перепуска. Если условный проход, составляющий болбше восьмидесяти миллиметров — с перепуском. Этопозволяет снижать усилия открытия—закрытия хлопуши. Устройство и принцип работы Хлопуша устанавливается внутри резервуара на приемо-раздаточном патрубке. К петле рычага малого 5 крепится тросик, второй конец которого зафиксирован на механизме управления хлопушей.При перекачке нефтепродукта крышка хлопуши поднимается механизмом управления, обеспечивая свободный проход. При остановке перекачки крышка хлопуши под действием собственного веса опускается на свое место, закрывая трубу. При выдаче нефтепродукта из вертикального резервуара крышка хлопуши открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом. Подъемные трубы  Труба подъемная ТП предназначена для наполнения или опорожнения резервуаров. В резервуарах в узле приемо-отпускных устройств нет хлопуши и механизма подъема ее крышки. Вместо хлопушки устанавливается труба подъемная ТП, которая является продолжением приемо-раздаточного патрубка. Труба соединена с патрубком при помощи шарнира, позволяющего ей находиться на любом уровне залитых темных нефтепродуктов (масел, мазутов). Труба подъемная ТП позволяет забирать нефтепродукты из верхних слоев резервуара. На верхних слоях они имеют наибольшую температуру и наиболее чисты, так как грязь и вода, оседая под влиянием силы тяжести, находятся в нижних слоях. Во время хранения нефтепродукта в резервуаре труба подъемная ТП всегда должна находиться выше уровня залитого нефтепродукта. Это предохраняет резервуар от утечек при повреждении отпускного трубопровода или резервуарной задвижки,. В этом случае труба подъемная ТП выполняет функции хлопушки. Труба подъемная ТП является комплектующим изделием вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения мазутов с большим содержанием механических примесей и воды или высококачественных масел. По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды труба подъемная изготавливается в исполнениях У и УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Устройство и принцип работы Труба подъемная ТП вращается вокруг шарниров. Трубы подъемные поднимаются тросами с помощью лебедок. Для облегчения подъема их изготавливают из тонкого железа. Трубу подъемную ТП можно поднимать только до определенного предела. Когда труба составляет с горизонтальной плоскостью угол больше чем 70—75°, она входит в угол трения и собственным весом опуститься в нижнее положение не может; поэтому длина подъемной трубы должна быть больше высоты резервуара, а именно: l=h2—h1/sin 700, где h2 — высота резервуара; h1 — высота ввода трубопровода над дном резервуара. Конец трубы подъемной ТП срезается под углом 30° в целях увеличения входного сечения в трубу. А следовательно, для уменьшения входной скорости подтекания нефтепродуктов. Это особенно необходимо, когда нефтепродукта в резервуаре мало и его приходится отбирать из слоев, непосредственно прилегающих к водяной подушке. В этих случаях при больших скоростях подхода нефтепродукта к входному сечению подъемной трубы вода может быть засосана вместе с нефтепродуктом. Иногда подъемные трубы снабжают в верхней части поплавками, которые поддерживают их все время на небольшой глубине под уровнем нефтепродукта. |