Как осуществляется трубопроводный транспорт нефти?

 

Тема 3.1 Трубопроводный транспорт нефти

РАЗДЕЛ 3 Организация работы магистрального трубопроводного транспорта

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов — увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д.

Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает:

  • перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;
  • выполняет роль распределительной системы комплекса;
  • транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья.

К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значительной удаленностью основных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.

Трубопровод – это магистраль из стальных труб диаметром до 1500 мм. Укладывают на глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы оснащены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких сортов нефти. На газопроводах — установки для осушения газа, для одоризации (придание газу резкого запаха) и распределительные станции. Для поддержания необходимого давления устанавливают специальные перекачивающие станции. В начале магистрали – головные, затем через каждые 100 – 150 км. — промежуточные. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 217 тыс. км., в т.ч. 151 тыс.км. газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км. нефтепроводных, 19,3 тыс.км. нефтепродуктопроводных. В состав сооружений трубопроводного транспорта входят 487 перекачивающих станций на нефте- и нефтепродуктопроводах, резервуарные парки вместимостью 17,4 млн. куб.м., а также 247 компрессорных станций, 4053 газоперекачивающих агрегата и 3300 газораспределительных станций. По магистральным трубопроводам перемещается 100% добываемого газа, 99% нефти, более 50% продукции нефтепереработки. В общем объеме грузооборота трубопроводного транспорта доля газа составляет 55,4%, нефти – 40,3%, нефтепродуктов – 4,3%.

Преимущества трубопроводного транспорта:

  1. Возможность повсеместной укладки трубопровода.
  2. Низкая себестоимость транспортировки.
  3. Сохранность качества благодаря полной герметизации трубы.
  4. Меньшая материало и капиталоёмкость.
  5. Полная автоматизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу.
  6. Малочисленность персонала.
  7. Непрерывность процесса перекачки.
  8. Отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.

Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза.

Свойства нефти, влияющие на технологию их транспорта.

Физико-химические свойства нефтей зависят от их состава. Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются, главным образом, плотностью и вязкостью нефти, а также зависимостью этих характеристик от температуры и давления.

Плотность нефти при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 (1050) кг/м3. С увеличением температуры она уменьшается.

Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефти по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки.

Температура застывания — условная величина, изменяется в некотором интервале значений; зависит от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.

Испаряемость – свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения.

Пожароопасность нефти и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

Температура вспышки паров — температура, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.

Температура воспламенения — температура, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит.

Температура самовоспламенения — температура нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня.

Нижний предел взрываемости – это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета.

Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь невзрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости.

Электризация: при трении частиц углеводородных жидкостей между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4…8 кВт.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо:промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз(внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.

Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода,нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних, и достигает нескольких десятков и даже сотен километров.

К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от219 до 1220 мм включительно,предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:

I класс от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс от 500 до 1000 мм включительно;

III класс от 300 до 500 мм включительно;

IV класс менее 300 мм.

Кроме того,нефтепроводы делят на категории,которые учитываются при расчете толщины стенки,выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений,подлежащих контролю физическими методам.

Трасса трубопровода и ее профиль.

Трассой трубопровода именуют линию, разбитую на местности и определяющую направление оси трубопровода в каждой его точке. Эта линия, будучи нанесена на план местности, по которой проходит трубопровод, именуется планом трассы.

Профиль трассы строят так, что длина трубопровода определяется на нем горизонтальной прямой, являющейся разверткой трассы. Сама же ломаная линия профиля является условной линией, характеризующей собой вертикальные уклоны отдельных участков трассы, но не их длину.

Для наилучшего выявления местности вертикальный масштаб профиля обычно берут в пару раз больше, чем горизонтальный масштаб. Отношение вертикального к горизонтальному масштабу именуется искажением профиля. Искажение быть может десятикратным, пятидесятикратным, стократным и т.п.

Точку профиля, резко возвышающуюся над примыкающими, называют пиком. Пониженный же участок трассы, ограниченный с обеих сторон подъемами, именуют кармашком либо мешком.

Длину трубопровода конкретно по его трассе измеряют топографической лентой. При подготовительных расчетах длину трубопровода можно определять по карте, при этом точность измерения возрастает с повышением масштаба карты.

Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода.

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:

  • подводящие трубопроводы;
  • головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
  • конечный пункт;
  • линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и её закачки из резервуаров в трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена ниже. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за её количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится её отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств – скребков.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км).

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена ниже. Она включает магистральную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры — грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

1 – магистральная насосная; 2 – площадка регуляторов давления; 3 – площадка приема и пуска скребка; 4 – площадка с фильтрами-грязеуловителями

Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной»НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка — «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

Читайте также  Задвижки 30ч6бр чугунные фланцевые двухдисковые (параллельные) с выдвижным шпинделем

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

  • собственно трубопровод (или линейная часть);
  • линейные задвижки;
  • средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и проекторной защиты, дренажные установки);
  • переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);
  • линии связи;
  • линии электропередачи;
  • дома обходчиков;
  • вертолетные площадки;
  • грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод – основная составляющая магистрального нефтепровода – представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы — отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее(м):

  • при обычных условиях прокладки 0,8;
  • на болотах, подлежащих осушению 1,1;
  • в песчаных барканах 1,0;
  • в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6;
  • на пахотных и орошаемых землях 1,0;
  • при пересечении каналов 1,1.

Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на выходе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта,линии электропередач и др.).

При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше диаметра трубопровода. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи,а также грунтовые дороги.

Линии связи, в основном,имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу.

Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок.

По вдоль трассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов,осуществляющих патрулирование трассы трубопровод.

На расстоянии10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

Специальные технологии перекачки нефти.

В текущее время у нас и за рубежом добывают нефти, владеющие высокой вязкостью (при обыденных температурах) либо содержащие огромное количество парафина. Перекачка таковых нефтей по трубопроводам обыденным, методом затруднена. Для воплощения их транспортировки используют последующие способы увеличения текучести нефтей: смешение вязких с маловязкими и совместная их перекачка; смешение и перекачка с водой; термообработка вязких нефтей и следующая их перекачка; перекачка заранее нагретых нефтей; добавление присадок — депрессаторов в нефти.

В текущее время транспорт таковых нефтей по трубопроводам осуществляется всеми перечисленными методами. Но выбор метода перекачки должен быть обусловлен технико-экономическим расчетом.

Перекачка с разбавителями.

Улучшения реологических параметров вязких нефтей (вязкости, температуры застывания, напряжения сдвига) можно добиться методом смешения их с разбавителями. В качестве разбавителей могут применяться конденсаты, бензины, керосины, маловязкие нефти. Если на месторождении добываются нефти разных видов — вязкие и маловязкие, то, соединяя их, можно достигнуть резкого понижения вязкости и температуры застывания.

Для неких вязких нефтей требуется добавлять чрезвычайно огромное количество разбавителя (до 70 %). Нужное количество разбавителя для каждого сорта нефти определяется лабораторными исследовательскими работами.

Разбавление нефтей конденсатами, бензинами и керосинами фактически не осуществляется, кроме нефтепровода в Канаде (Ллойдминстер-Хардисти).

Подача светлого разбавителя на месторождение, обычно, осуществляется по параллельному трубопроводу, сооружение и эксплуатация которого просит доп. издержек.

Гидротранспорт вязких нефтей.

Совместная перекачка вязких нефтей с водой является одним из действенных методов транспорта. Существует несколько вариантов гидротранспорта.

1-ый метод. В трубопровод сразу закачивают воду и вязкий нефтепродукт, таким образом, чтоб нефтепродукт двигался внутри водяного кольца. Чтоб не происходило всплытия нефти в водяном кольце, сгустку присваивают вращение применением «спиральных» труб. Такие трубы на внутренней поверхности имеют винтообразную вырезку промышленного производства либо приваренные железные полосы (проволоку) нужных размеров. Спиральная вырезка вызывает вращение передвигающегося потока, в итоге чего же появляются центробежные силы, отбрасывающие наиболее томную воду к стенам трубы. Потому что поток в основной собственной части состоит из нефти, то резко растет расход воды при малых издержек энергии по сопоставлению с перекачкой одной прохладной вязкой нефти. Таким методом могут перекачиваться нефти, имеющие плотность ниже, чем вода. Разделение воды и нефти на конечном этапе делается хоть каким известным методом (хим. методом, тепловым, отстоем и др.).

Широкого распространения этот метод не получил из-за трудности производства винтообразных нарезок на внутренней поверхности трубы.

2-ой метод заключается в образовании консистенции нефти с водой. Когда появляется смесь типа нефть в воде (Н/В), частички нефти окружены водяной пленкой и контакта нефти с внутренней поверхностью трубы не происходит. Появляется водяное кольцо, внутри которого скользит водонефтяная смесь. Это приводит к понижению утрат на трение при перекачке.

При резком уменьшении скорости перекачки и температуры смесь типа Н/В может перейти в оборотную — типа «вода в нефти» (В/Н). Таковая смесь имеет вязкость даже огромную, чем начальная нефть. Устойчивость эмульсии типа Н/В зависит от почти всех причин. В итоге экспериментальных исследовательских работ было установлено, что малое количество воды обязано быть около 30 % общего размера транспортируемой консистенции. Гидротранспорт применяется на магистральном нефтепроводе в Индонезии.

Перекачка термообработанных нефтей

Термическая обработка (нагрев) с целью конфигурации реологических параметров нефти именуется термообработкой. Она заключается в последующем. Нефть нагревают до некой температуры, а потом охлаждают с данной скоростью. Температуру нагрева и скорость остывания подбирают лабораторным методом для каждого нефтепродукта. В итоге этого резко понижаются вязкость и температура застывания термообработанной нефти. Если эти параметры сохраняются низкими существенное время (одни нефти восстанавливают свои характеристики за 3 суток, остальные — за 20 суток), то нефть можно перекачивать по трубопроводу как обыденную маловязкую жидкость.

Подготовительная термообработка нефти применяется на магистральном нефтепроводе в Индии.

Перекачка нефтей с присадками

У нас в стране и за рубежом для улучшения реологических параметров нефтей перед их перекачкой по трубопроводам применяют добавление особых нефтерастворимых присадок. Это беззольные сополимеры этилена и присадки на базе сложных эфиров метакриловой кислоты. Механизм действия присадок еще не совершенно ясен. Предполагается, что молекулы присадок адсорбируются на поверхности кристаллов парафина, мешая их росту. Появляется суспензия парафина с огромным количеством маленьких кристаллов и высокой степенью дисперсности.

Перед добавлением присадок нефть следует нагревать до полного расплавления парафина. В предстоящем, при движении нефти с присадками по трубопроводу, она не нуждается в подогреве на промежуточных станциях.

Перекачка заранее нагретых нефтей

Более универсальный метод трубопроводного транспорта вязких нефтей — перекачка за ранее нагретых нефтей — так именуемая жгучая перекачка. При всем этом методе нефть греется на головном пт трубопровода и насосами закачивается в магистраль. Через каждые 25-100 км по длине трассы инсталлируются промежуточные термо-станции, где остывшая нефть вновь подогревается.

Нефть с промысла по трубопроводу подается в резервуарный парк головной перекачивающей станции. Резервуары оборудуются подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти. Насосы прокачивают нефть через доп. подогреватели.

В резервуарах используют, обычно, паровые подогреватели змеевикового либо секционного типа. Подогреватели для потока нефти бывают паровыми либо огневыми и устанавливаются до насосов либо после их.

Через подогреватели можно пропускать всю перекачиваемую нефть, повышая ее температуру до данной. Время от времени через подогреватели перекачивают лишь часть нефти, нагревают ее до наиболее высокой температуры, чем расчетная, а на выходе из станции соединяют с прохладным потоком, получая заданную температуру обогрева.

После теплообменных аппаратов нефть поступает в основные насосы и закачивается в магистраль. По мере движения по трубе она остывает. Чтоб можно было транспортировать нефть на значимые расстояния, ее по пути подогревают на промежуточных станциях.

Если нефть транспортируется на огромное расстояние, то, не считая термических, сооружаются и промежуточные насосные станции, обычно, совмещенные с тепловыми станциями. В мире эксплуатируется выше 60 магистральных трубопроводов, по которым перекачивается нагретая нефть.

Гидротранспорт вязких нефтей.

Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может осуществляться несколькими способами:

— перекачка нефти внутри водяного кольца;

— перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде»;

— послойная перекачка нефти и воды.

Еще в 1906 г И. Д.Исаак осуществил в США перекачку вы­соковязкой (п = 25 • 10 2 /c) калифорнийской нефти с водой по трубопроводу диаметром ‘6 мм на расстояние 800 м. К внутренней стенке трубы была приварен спирально свернутая проволока, обес­печивающая закрутку потоса. В результате более тяжелая вода отбрасывалась непосредственно к стенке, а поток нефти двигался внут­ри водяного кольца, испытывая минимальное трение. Было установлено, что максимальна производительность трубопровода при постоянном перепаде давление достигалась при соотношении расхо­дов нефти и воды, равном9:1. Результаты эксперимента были использованы при строительстве промышленного нефтепровода диа­метром 203 мм и протяженностью 50 км. Винтовая дорожка в нем имела высоту 24 мм и шаг около 3 м.

Однако широкого распространения данный способ транспор­та не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется! водяное кольцо у стенки не формиру­ется, что резко ухудшает парметры перекачки.

Читайте также  Параллельные задвижки

Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде». В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит.

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопро­вода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно — активные веще­ства (ПАВ). Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит от типа и концентрации ПАВ, температуры, режима течения потока, со­отношения воды и нефти в смеси.

Уменьшение объема слюды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. В результате экспериментов установлено, что минимально допустимое содержание воды 1авно 30 %.

Недостатком данного способа гидротранспорта является опас­ность инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии «нефть в воде» в эмульсию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмульсия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насо­сы она очень интенсивно перекачивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду.

Наконец, третий способ гидротранспорта — это послойная пе­рекачка нефти и воды. В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть — у верх­ней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидрав­лического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть применен на трубопроводах с промежуточными насосными стан­циями, т.к. это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

Как осуществляется трубопроводный транспорт нефти?

Нефть, газ и нефтепродукты можно транспортировать различными способами: водным путем, железнодорожными и автомобильными цистернами и с помощью системы трубопроводов.

  • Виды трубопроводов для перекачивания нефти, газа и продуктов нефтяной переработки
  • Способы перекачки нефти и нефтепродуктов

Трубопроводный транспорт нефти и газа является самым экономичным способом доставки этих природных энергоносителей до места их дальнейшей переработки.

Этот вид транспортировки нефти обладает рядом несомненных преимуществ перед прочими способами доставки, а именно:

  • самой низкой себестоимостью;
  • трубопроводы есть возможность прокладывать практически в любой местности местах на любые расстояния и в любом направлении;
  • трубопроводы отличаются достаточной простотой своего обслуживания;
  • на такую транспортировку не влияют погодные условия, она возможна круглосуточно и в любое время года, что, в свою очередь, позволяет наладить бесперебойную и гарантированную доставку углеводородного сырья;
  • такой вид нефтяного транспорта легко поддается автоматизации;
  • транспортные потери в трубопроводах – минимальны.

Трубопроводный транспорт нефти

Трубопроводы, назначение которых – доставка нефти, продуктов её переработки и природного газа на большие расстояния, называются магистральные.

Кроме того, трубопроводы по критерию перекачиваемого продукта подразделяют на нефтепроводы, газопроводы и нефтепродуктопроводы. Если конкретная магистраль предназначена для перекачки одного вида продукта (газового или нефтяного), то их так и называют – мазутопроводы, керосинопроводы, бензинопроводы и так далее.

Справедливости ради, стоит упомянуть и о недостатках такого вида транспорта, основными из которых являются: весьма значительные капитальные вложения на этапе строительства магистрали и сопутствующей инфраструктуры, а также некоторые ограничения на количество видов перекачиваемых энергоносителей.

Виды трубопроводов для перекачивания нефти, газа и продуктов нефтяной переработки

Магистральный трубопровод характеризуется следующими основными параметрами:

  • длиной;
  • диаметром;
  • пропускной способностью;
  • наличием перекачивающих станций.

Современные магистрали, предназначенные для транспортировки энергоносителей, могут иметь длину в несколько десятков тысяч километров. Они входят в состав транспортных комплексов, оборудованных целым рядом перекачивающих насосных станций (головных и промежуточных), а также системой станций налива. В эти промышленные комплексы также включены все необходимые для нормальной работы производственные сооружения и вспомогательные строения.

Годовая пропускная способность современных транспортных трубопроводных магистралей может превышать 50 миллионов тонн перекачиваемого сырья. Нефтяная труба, применяемая на таких магистралях, может иметь диаметр 800, 1020, 1220 миллиметров, а некоторых случаях – и более.

При таком способе транспортировки нефти, если её необходимо перекачивать на значительные расстояния, приходится преодолевать весьма серьезные сопротивления гидравлического характера, для чего вдоль всей длины магистральной трубы строятся система насосных перекачивающих станций, количество которых зависит от того, какие объемы планируется по этой трубе перекачивать.

В России основные применяемые сейчас трубопроводные магистрали были построены еще во времена Советского Союза, в основном – в период с 60-х по 80-е годы прошлого столетия. Чтобы оценить объемы проделанной за это время работы, достаточно привести две цифры: в 1960-м году вся советская трубопроводная транспортировка перекачивала 163 миллиона тонн сырой нефти и произведенных из неё на НПЗ продуктов, что составляло 70,6 процента от их общего транспортируемого количества; а через двадцать лет (1980-ый год) это количество возросло до 574-х миллионов тонн (90,9 процента от всего транспортируемого объема).

Как осуществляется экспорт нефтепродуктов?

Читать также: Как осуществляется экспорт нефтепродуктов?

В настоящий момент все централизованное управление, а также количественный учет энергоресурсов и перекачка нефти на российские предприятия нефтепереработки и доставка сырья и готовой продукции до зарубежных партнеров, а также транзит жидких углеводородов по территории нашей страны, находятся в ведении корпорации «Транснефть», в состав которой входят десятки различных подразделений.

На балансе «Транснефти» находятся следующие основные активы:

Кроме магистральных, различают также нефтепроводы местные и внутренние.

Внутренние располагаются на территориях добывающих предприятий, а также компаний, занимающихся хранением и переработкой сырья и получаемой продукции. Если такие трубопроводы располагаются на территориях нефтяных промыслов – они называются внутрипромысловыми; если на территории нефтебаз – внутрибазовыми; если на нефтеперегонных заводах – внутризаводскими.

Местные – это нефтепроводы, которыми соединены различные объекты, принадлежащие предприятиям разного профиля (к примеру, головные насосные станции нефтяных промыслов и головные станции магистральных трубопроводов, либо промыслы и наливные пункты для водного или железнодорожного транспорта, и тому подобное).

Если говорить о протяженности трубопровода, то все такие сооружения, длина которых превышает 50-т километров, считаются магистральными. По критерию диаметр трубы к магистралям относятся диаметры от 219-ти до 1220-ти миллиметров. Кроме того, магистральными являются те нефтепроводы, основное назначение которых заключается в доставке углеводородов от места их добычи до потребителей внутреннего рынка и зарубежных покупателей.

Трубопроводный транспорт нефти

Основные объекты магистрального нефтепровода:

  • головная насосная станция;
  • система подводящих трубопроводов;
  • промежуточные насосные перекачивающие станции;
  • конечный приемный пункт магистрали;
  • линейные сооружения различного назначения.

Головная насосная станция предназначена для приема углеводородного сырья с добывающих промыслов и последующей его закачки в трубопроводную магистраль. Также здесь производится количественный учет получаемого сырья.

Система подводящих трубопроводов обеспечивает доставку добытого сырья от промысла до головной насосной станции.

Промежуточные перекачивающие станции обеспечивают восполнение потерь энергии рабочего потока, которые возникают в процессе преодоления им сопротивления сил трения. Другими словами, они поддерживают в трубе магистрали необходимое значение давления. Их размещение зависит от проведенных заранее гидравлических расчетов. Как правило, расстояние между такими станциями колеблется в пределах от 50-ти до 100 километров.

Какие бывают трубопроводы для нефтепродуктов?

Читать также: Какие бывают трубопроводы для нефтепродуктов?

Помимо основных сооружений, на головной и на каждой из промежуточных насосных станций в обязательном порядке присутствуют объекты, задача которых – обеспечить ремонт, водоснабжение, подачу тепла и электроэнергии, а также выполнение иных функций, обеспечивающих бесперебойную работу.

Конечный пункт – это либо нефтеперерабатывающий завод, либо какое-нибудь перевалочное предприятие (нефтебаза, наливная железнодорожная или водная станция, и так далее) .

К линейным сооружениям магистральной системы относятся:

  • основная транспортная труба;
  • запорная арматура всей магистрали;
  • переходы под землей или под водой (например, под существующими дорогами или при преодолении водоемов);
  • вдольтрассовые линии электроснабжения и связи;
  • станции, которые обеспечивают защиту основной трубы от внешних воздействий, способных её повредить (станции антикоррозионной, катодной и протекторной защиты);
  • иные сооружения, обеспечивающие нормальную эксплуатацию магистрали.

Способы перекачки нефти и нефтепродуктов

В настоящее время применяется два способа такой перекачки – постанционный и транзитный.

При постанционной перекачке происходит заполнение резервуаров, размещенных на территориях промежуточных перекачивающих станций. После их наполнения продукция перекачивается на следующую по трубе станцию. Если такой резервуар на станции – не один, то процесс идет практически непрерывно, поскольку по мере заполнения одного резервуара из другого уже идет закачка обратно в основную трубу.

Транзитная перекачка выполняется или через промежуточный резервуар, или непосредственно из одного насоса в другой. Как правило, промежуточные резервуары при такой перекачке используются для отделения от нефтяного сырья попутного газа и подтоварной воды. Если используется система «из насоса – сразу в насос», то перекачиваемое сырье в промежуточный резервуар не попадает, сразу двигаясь дальше по основной трубе.

Трубопроводный транспорт нефти

Второй способ транзитной перекачки – более совершенен и экономичен, та как позволяет обеспечить максимальный уровень герметизации и, как следствие, минимизировать потери легких фракций углеводородного сырья, которые имеют место в ходе естественных испарительных процессов, характерных для резервуарной прокачки. В настоящее время, как правило, в использовании резервуарного оборудования при транзитном способе перекачки необходимость возникает лишь в аварийных ситуациях, а в обычном режиме действует принцип «из насоса – в насос».

В настоящее время доля нефтей с высоким уровнем вязкости в общем объеме добываемых жидких углеводородов значительно выросла. Перекачка высоковязкой среды по магистрали с использованием обычных способов – весьма затруднительное дело. В связи с этим применяются следующие перекачивающие технологии:

  • перекачка с использованием разбавителей;
  • перекачка с предварительным подогревом сырья;
  • перекачка с различными присадками и так далее.

Наибольшую эффективность показала первая технология, при которой в качестве разбавителя используют либо газовый конденсат, либо более легкие сорта нефти, либо другие виды углеводородов. Смешивание высоковязкой перекачиваемой среды с разбавителем снижает не только значение её вязкости, но и значение температуры её застывания.

Читайте также  Газовые фильтры: виды, устройство, назначение и особенности выбора фильтра для газа

Перекачка с предварительным подогревом тоже достаточно широко, однако в такой технологии есть некоторые нюансы. По мере движения в трубе между ней и рабочей средой происходит теплообмен, в результате которого рабочий поток постепенно остывает. Для дальнейшего свободного движения возникает необходимость повторить подогрев. Такие подогревательные пункты на нефтяных магистралях приходится строить через каждые 50-100 километров вдоль всей основной трубы.

Основные способы перевозки нефтепродуктов

Читать также: Основные способы перевозки нефтепродуктов

Кроме перечисленных технологий, вязкость и температуру застывания перекачиваемого сырья можно снижать с помощью особых депрессионных присадок. Для парафиновых сортов высоковязкой нефти самой эффективной из отечественных является полимерная поверхностно-активная присадка ДН-1. Из импортных присадок хорошо зарекомендовало себя вещество «Рахаттз». Такие депрессионные присадки добавляют в сырую нефть в пропорции от 0,02 до 0,15 процента от общей массы прокачиваемой жидкости (в зависимости от степени её вязкости).

Магистральная перекачка нефти-сырца и произведенных из неё нефтепродуктов проходит с применением как местных средств автоматики, так и с использованием средств автоматизации, оборудованных дистанционным управлением.

Чтобы обеспечить качественный и своевременный контроль, ремонт и обслуживание трубопровода, он делится на отдельные участки. На каждом из таких участков есть своя насосная станция и штат своих линейных обходчиков. Именно этот персонал отвечает за текущий эксплуатационный контроль участка магистрали. Для обеспечения текущего контроля также применяются регулярные вертолетные облеты и визуальный контроль при помощи прочих летательных аппаратов. Как правило, специалисты-ремонтники есть на каждой насосной станции.

Трубопроводный транспорт нефти

Строительство головных насосных станций (ГНС) магистрали стараются производить как можно ближе к районам нефтедобывающих промыслов. В составе такой станции обязательно есть резервуары для приемки и количественного учета добытого сырья, а также устройства, обеспечивающие запуск очистного скребка, при помощи которого трубопровод очищается от парафиновых отложений. Также в комплекс ГНС входят разделители и другие вспомогательные сооружения.

Транспорт нефти и газа. Виды, способы транспортировки углеводородов

Транспорт нефти, хранение полезных ископаемых относятся к перечню работ, связанных с добычей и переработкой сырья. Это весьма опасное вещество, из чего стоит сделать вывод, что при перевозке необходимо соблюдать все требования безопасности. Потому на всех фирмах отрасли соблюдаются строгие правила работы с топливом этой категории.

Транзит углеводородных веществ – это небезопасная операция доставки продукции непосредственно от места бурения, газовых и нефтяных промыслов до конечного потребителя (заводы, хранилища, АЗС и т.д.). Все логистические процессы могут проводиться посредством эксплуатации железной дороги, морских и речных путей, а также с помощью автотранспорта. Тип перевозки, а соответственно, и транспорт нефти и газа выбирается исходя из поставленных требований, количества сырья, сроков.

Газ относится к числу горючих ископаемых. Поэтому при перевозках должны соблюдаться нормы безопасности, регламентируемые госструктурами и самим производством.

1. Виды транспорта нефти

Известны следующие виды транспорта нефти (рис. 1):

  • железнодорожный,
  • водный,
  • трубопроводный,
  • автомобильный,
  • воздушный.

трубопроводный транспорт нефтижелезнодорожный транспорт нефти
корабельный транспорт нефтиавтомобильный транспорт нефтивоздушный транспорт нефти

Рисунок 1 — Виды транспорта нефти

Железнодорожный транспорт нефти.

Сливо-наливная железнодорожная эстакада (рис. 2).

Сливо-наливная железнодорожная эстакада

Рисунок 2 — Сливо-наливная железнодорожная эстакада

Достоинства: универсальность, равномерность доставки грузов в течение всего года с более высокой скоростью, чем водным транспортом и доставка нефтепродуктов в большинство пунктов потребления.

Недостатки: большие капитальные затраты, относительно высокие эксплуатационные затраты, относительно низкая эффективность использования мощности подвижного состава, значительные потери нефти и нефтепродуктов при транспорте и разгрузочно-погрузочных операциях и необходимость специальных сливно-наливных пунктов и пунктов зачистки вагонов-цистерн.

Водный транспорт нефти.

Водный терминал по перевалке нефти (рис. 3).

Водный терминал по перевалке нефти

Рисунок 3 —Водный терминал по перевалке нефти

Достоинства: располагают неограниченной пропускной способностью водных путей и нет необходимости в создании дорогостоящих линейных сооружений.

Недостатки: провозная способность флота ограничивается грузоподъемностью и другими показателями, передвижных средств флота, производительностью причального и берегового нефтебазового хозяйства и эффективность использования супертанкеров повышается с увеличением дальности перевозок, на малых расстояниях они перестают быть рентабельными.

Автомобильный транспорт нефти.

Автоналивная эстакада представлена на рисунке (рис. 4)

Автоналивная эстакада

Рисунок 4 — Автоналивная эстакада

Достоинства и недостатки автоналивной эстакады.

  • доставка небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью;
  • большая маневренность и высокая проходимость;
  • высокая оперативность
  • высокие затраты наэксплуатацию;
  • сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, неполная загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн;
  • зависимость от наличия и технического состояния дорог.

Трубопроводный транспорт нефти (рис. 5)

Трубопроводный транспорт нефти

Рисунок 5 — Трубопроводный транспорт нефти

Достоинства: наиболее низкая себестоимость перекачки, небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза, бесперебойная поставка в течение года, высокая производительность труда, незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке, сравнительно короткие сроки строительства, возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу, возможность наращивания пропускной способности трубопровода.

Недостатки: крупные единовременные капитальные вложения в строительство, потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию.

Свойства нефти и газа влияющие на технологию ее транспортировки представлена в табл. 1

Таблица 1 — Свойства нефти и газа влияющие на технологию транспортировки

СырьеСвойства
1нефтьПлотность, вязкость, токсичность, электризация, температура застывания, пожаровзыропасность, испаряемость
2газПлотность, вязкость, сжимаемость, способность образовывать газовые гидраты

Современные транзитные операции могут проходить при помощи вышеописанных способов, но чаще всего применяется трубопроводный транспорт нефти и газа. Это экологически чистый вид поставок. К тому же трубопроводы относятся к числу наиболее экономически выгодных способов транзита. Главное преимущество подобного метода состоит в том, что он позволяет доставлять сырье в места хранения нефти в сжатые сроки в большом количестве.

Необходимо отметить, что применение трубопроводов для перегонки углеводородного ресурса ко всем потребителям не представляется реальной возможностью. Об этом говорит не повсеместное распространение газоносных систем. Из-за этого свое место в данном направлении нашел ж/д транспорт, автомобили и морские судна.

Перекачка газа. Основная цель проведения операций перекачки – экономичная доставка сжиженного газа как можно ближе к месту окончательной обработки, упаковки или потребления. Перегрузка может происходить в любом месте, куда может прибыть железнодорожная цистерна и куда можно подать автоцистерну.

При проведении обычных операций продукт подается по железной дороге в железнодорожной цистерне к месту, где планируется произвести перегрузку с использованием специализированного оборудования с необходимыми эксплуатационными характеристиками.

К числу наиболее эффективных технологий перекачки сжиженных газов относится линия, оснащенная шиберными насосами (рис. 6) и компрессорами возвратно-поступательного движения газа. Этот способ предотвратил многие из проблем обслуживания, которые возникали при использовании традиционных насосов и компрессоров, и теперь он взят на вооружение ведущими производителями оборудования.

Наряду с шиберными для перекачки сжиженных газов используются насосы и других типов, прежде всего динамические (центробежные, вихревые) и помощью испарителей.

Перекачка сжиженных газов шиберными насосами

Рисунок 6 — Перекачка сжиженных газов шиберными насосами

2. Конструктивные схемы магистральных трубопроводов

В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов. К основным схемам прокладки относятся: подземная, наземная и надземная. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства, составом грунтов, другими природно-климатическими условиями и окончательно принимается на основании техникоэкономического сравнения и целесообразности различных вариантов.

Подземная схема укладки (рис. 7) является наиболее распространённой (98% от общей протяжённости) и предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр трубопровода.

Сооружение подземного газопровода

Рисунок 7 — Сооружение подземного газопровода

Надземная прокладка трубопроводов (рис. 8) или их отдельных участков рекомендуется в пустынных, горных районов, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномёрзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Надземная прокладка трубопроводов

Рисунок 8 — Надземная прокладка трубопроводов

Наземная схема прокладки преимущественно используется в сильно обводнённых и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями или когда иной способ прокладки трубопровода невозможен,

3. Защита магистрального трубопровода от коррозии

Основным оборудованием, корродирующем при эксплуатации систем транспорта и хранения нефти и газа, являются магистральные трубопроводы и стальные резервуары.

Магистральные трубопроводы – это главное оборудование для транспортировки нефти и газа. Они представляют собой металлоконструкции, которые эксплуатируют в течение нескольких десятков лет без сколько-нибудь существенного морального износа. Основной средой прокладки магистральных трубопроводов являются почвы и грунты, обладающие большей или меньшей коррозионной агрессивностью. Несмотря на то, что все трубопроводы подлежат комплексной защите, потери от коррозии превосходят остальной ущерб, связанный с их работой

По мере увеличения продолжительности работы трубопроводов опасность их коррозионного разрушения возрастает. Это связано с тем, что со временем происходит старение и нарушение защитных свойств изоляционных покрытий, а также старение самого металла, способствующее повышению его склонности к развитию хрупкого разрушения.

В соответствии с требованиями современной нормативной документации при всех способах прокладки, кроме надземной, трубопроводы подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты, независимо от коррозионной агрессивности грунта. При этом основным и наиболее эффективным и дешевым способом подавления коррозии магистральных трубопроводов является защита их полимерными изоляционными материалами. Это объясняется тем, что при протекании коррозионного процесса на поверхности подземного трубопровода лимитирующей стадией является перенос зарядов по внутренней цепи, то есть по грунтовому электролиту. Поэтому именно эту стадию процесса выгоднее всего тормозить, чтобы замедлить весь коррозионный процесс.

Даже самые совершенные современные покрытия на основе органических материалов в силу своей природы не могут обеспечить надежную противокоррозионную защиту материала трубопровода в течение всего времени его эксплуатации. Поэтому, в соответствии с действующими стандартами и другими нормативными документами, все магистральные трубопроводы подлежат комплексной защите -изоляции и электрохимической защите. При этом следует иметь в виду, что последняя является дополнительной мерой. Ее назначение – подавить анодный процесс лишь на небольших по площади участках дефектов в изоляции. Справиться с защитой оголенного участка трубы существенной площади она не может.

Сущность электрохимической защиты вообще заключается в подавлении анодного процесса за счет искусственной поляризации (анодной или катодной) металла защищаемой конструкции от внешнего источника.

Источник https://studopedia.ru/3_195954_tema—truboprovodniy-transport-nefti.html

Источник https://neftok.ru/transportirovka/truboprovodnyj-transport-nefti.html

Источник https://extxe.com/25040/transport-nefti-i-gaza-vidy-sposoby-transportirovki-uglevodorodov/

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: