Тема 3.1 Трубопроводный транспорт нефти

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Магистральные трубопроводы для нефти, газа и нефтепродуктов

Большинство людей ассоциируют понятие «трубопровод» исключительно с системой водоснабжения, которую они видят в своих домах. Кроме того, большинство из нас, видели также трубы, по которым бытовой газ подводится к квартирам.

Но многие люди не знают, что существуют сотни и тысячи километров очень больших «трубопроводов», транспортирующих огромное количество сырой нефти, нефтепродуктов и газа. Не знают они этого потому, что большинство из них надежно скрыто от глаз человечества под землей или под водой.

Нефть, газ, и продукты их переработки перевозятся между континентами в огромных танкерах, а на земле транспортируются по трубопроводам. Эти трубопроводы бывают просто огромными (в России диаметр трубы может доходить до 1422 мм) и достигают более 1000 км в длину.

Трубопроводы являются основными рабочими «артериями» в нефтяной и газовой промышленности. Подобно кровеносной системе, они работают 24 часа в день, семь дней в неделю, 365 дней в году, непрерывно обеспечивая наши энергетические потребности. Системы трубопроводов жизненно важны для экономики большинства стран мира.

Эти системы имеют долгую историю: первые трубопроводы использовались для транспортировки жидкостей и газов столетия и даже тысячелетия назад. Так, например, китайцы применяли бамбуковые трубки для передачи природного газа, который освещал их столицу Пекин, еще в 400 г. до н.э.

При помощи трубопроводов нефть и газ транспортируются на огромные расстояния, и преобразуются в различные формы энергии, такие как бензин для наших автомобилей, и электричество для наших домов.

Нефть и газ обеспечивают большую часть мировых потребностей в энергии, и топливе. Лучше всего это показывают цифры. Согласно мировой статистике, нефть дает 34% от всего производства энергии в мире, уголь — 24%, 21% приходиться на газ, ядерная энергия составляет 7%, энергия воды — 2%, и всего 1% — это остальные энергетические мощности, такие как энергия солнца, ветра, и т.д

Сырая нефть – это нефть, только что полученная из подземного месторождения, не подвергшаяся обработке, и переработке в продукты, пригодные для дальнейшего использования, такие как бензин, мазут или керосин.

Газ бывает природным и искусственным. Природный газ – это в основном метан, полученный «естественным образом» из природных подземных «хранилищ», в отличие от искусственного газ, который вырабатывается из каменного угля. Искусственный газ (его еще называют синтетическим) был основным видом топлива, которое использовали для освещения и обогрева до середины 20-го века.

Во второй половине этого столетия в качестве основного источника энергии стал выступать уже природный газ. Но газ мало просто добыть из-под земли, его надо еще каким-то образом доставить потребителю. И вот тут в дело вступают промышленные трубопроводы, без которых мы были бы не в состоянии удовлетворить огромные потребности всего человечества в энергии.

Почему же трубы, а не, например, автомобильные, или железнодорожные цистерны? Ответ прост. Основное достоинство трубопроводов — это их безопасность. Трубопроводы в 40 раз безопаснее, чем железнодорожные цистерны, и в 100 раз безопаснее, чем автоцистерны, применяющиеся для транспортировки энергоносителей.

Разливы нефти из нефтепроводов составляют около 1 галлона на миллион баррелей миль, в соответствии с данными американской Ассоциации нефтепроводов. Один баррель, транспортируемый в одной миле (1609 метров), равен одному баррелю мили, а баррель составляет 42 галлона (159 литров).

С бытовой точки зрения, это меньше, чем одна чайная ложка нефти, пролитая за тысячу баррелей миль.

Магистральные трубопроводы транспортируют очень взрывоопасные продукты нефтедобычи под большим давлением. Следовательно, они спроектированы, изготовлены и работают с использованием единых стандартов безопасности.

Кроме того, магистральные трубопроводы должны удовлетворять нормам безопасности в большинстве стран, через чью территорию они проходят. Единые нормы, стандарты и правила обеспечивают безопасную и стабильную работу трубопроводов.

Промышленные трубопроводы. Экскурс в историю.

Многие из трубопроводов, которые мы используем сегодня для транспортировки нефти и газа были построены много лет назад, и надо воздать должное их строителям и проектировщикам, за то, что они продолжают работать исправно и бесперебойно, даже спустя длительное время.

Но для того, чтобы проследить этапы возникновения и развития трубопроводных систем, мы должны вернуться на целые тысячелетия вглубь истории.

Прообразы первых трубопроводов возникли в разных частях мира. Первые трубопроводы использовались в основном для снабжения городов питьевой водой, а также для орошения земель в сельском хозяйстве. Трубы в те времена изготавливались или из обожженной глины, либо из полых стеблей бамбука.

Древние китайцы использовали бамбуковые трубы для транспортировки воды. Есть данные о том, что древние египтяне, использовали для той же цели медные трубы. Жители древнего Крита транспортировали воду при помощи глиняных труб, а вот греки использовали уже фаянсовые, свинцовые, и бронзовые трубы.

В ту эпоху, как мы понимаем, не было электросварки, и трубы из металлов стыковались между собой при помощи горячей ковки, в обычной кузнице, при помощи молота и наковальни. Металлическая труба известна с 500 г. до н.э., когда римляне стали использовать свинцовые трубы, чтобы доставлять воду в крупные города.

Кстати, римские трубопроводы – акведуки, и сегодня можно наблюдать в разных частях Европы. Некоторые из них и по сей день исполняют свои функции по доставке воды, что не может не вызывать восхищения мастерством древних инженеров и строителей.

А вот первый опыт использовании трубы для транспортировки углеводорода принадлежит Китаю: уже около 2500 лет назад, китайцы использовали бамбуковые трубы для передачи природного газа из неглубоких скважин: они использовали его для кипячения морской воды в целях ее опреснения.

Также, как уже говорилось выше, в китайских источниках можно найти указания, что китайцы использовали бамбуковые трубы, смазанные воском для освещения своей столицы еще в 400 г. до н.э.

Трубопроводы для нефти

Сегодняшние промышленные трубопроводы обязаны своим появлением развитию нефтяной промышленности. Нефть, и ее горючие свойства уже давно были известны человечеству, но промышленной добычи не было до 19 века – ее лишь собирали в тех местах, где она выходила на поверхность естественным путем.

В 19 веке нефть часто обнаруживали при бурении водяных скважин. Парадокс — в те времена наткнуться на нефть вместо воды считалось большой неприятностью.

Тем не менее, люди быстро поняли, что это «земляное масло» может использоваться для смазки и освещения. Первые нефтяные скважины были пробурены в Баку, в Азербайджане в 1848 году, и в Польше в 1854 году, но первый крупный опыт именно промышленной эксплуатации скважин и широкого использования трубопроводов был получен более 150 лет назад в США.

Он, этот опыт, как правило, связывается с именем «полковника» Эдвина Дрейка. («Полковник» в кавычках, потому что Э. Дрейк в армии никогда не служил, но носил мундир железнодорожного ведомства, и гордо именовал себя полковником. Так делали многие в то время)

В 1859 году Дрейк пробурил две нефтяные скважины, в штате Пенсильвания рядом с местом, где имелись естественные выходы нефти на поверхность земли. Стоило это ему около 40 000 долларов. Скважины произвели 2000 баррелей «сырой» нефти, но от сырой нефти было мало пользы до 1860 года, когда были введены в эксплуатацию первые нефтеперерабатывающие заводы.

На этих заводах происходило отделение легких фракций нефти от тяжелых. Впрочем, из всего спектра продуктов нефтепереработки в те времена использовался один лишь керосин. Керосин был дешевой заменой китового жира, который применялся тогда для освящения, что и позволило нефти, добытой Дрейком, быть проданной по цене 20 долларов за баррель.

Именно керосин лег в основу богатства компании «Standard Oil», основанной Д.Д.Рокфеллером, и являющейся далекой прародительницей таких современных монстров нефтегазовой индустрии, как «Chevron» и «Exxon Mobil». Эта преемственность компаний отражена в их символике и логотипах.

На заре нефтедобычи, бензин и другие продукты нефтепереработки просто выбрасывались за ненадобностью, поскольку для них в те времена не находили применения. Изобретение в 1892 году, «безлошадных повозок» — первых автомобилей, решило эту проблему, так как их двигатели требовали бензин в большом количестве.

От гужевого транспорта и бочек — к стальным магистралям

В начале 1860-х годов, нефть перевозили в бочках по рекам в баржах на конной тяге. Это было опасным и трудным делом: капризы природы и недостаток рабочих и лошадей могли сорвать всю транспортировку. Железная дорога тогда была не так совершенна, как сейчас. Трубопроводы были очевидным решением этой транспортной проблемы.

Рабочие были давно знакомы с трубами: чугунные и кованые железные трубы различных диаметров, а также все то, что впоследствии получило название «трубопроводная арматура» используется вокруг добывающих скважин с начала развития отрасли.

В 1865 году первая линия промышленного нефтепровода диаметром 6 дюймов (152 мм) была построена в штате Пенсильвания. Она позволяла транспортировать 7000 баррелей нефти в день, от нефтяного месторождения до реки Аллегейни, по которой добытую нефть перемещали уже водным путем.

(Первый в России нефтепровод Балаханы – Черный город)

В других регионах мира трубопроводные системы также получили значительное распространение, особенно в тех частях света, где расстояния традиционно велики, например в России. В 1878 году, в Баку, братья Нобель построили нефтепровод, длиной 10 км, и 76 мм в диаметре. Нефтепровод сразу позволил снизить транспортные расходов на 95%, а полностью окупился уже через год.

«Длинные» трубопроводы начали строить еще в начале 20-го века. Например, в 1906 был построен трубопровод из Оклахомы в Техас. Длина его составляла 472 мили (755 км), а диаметр труб был 8 дюймов (203 мм). Нефтепровод похожей длины и диаметра был построен в Баку примерно в это же время. В 1912 году, за 86 дней был построен газопровод в Боу-Айленд, (Канада). Длина его была 170 миль (272 км), а диаметр — 16 дюймов (406 мм), что позволило ему войти в число самых длинных трубопроводов Северной Америки.

Уже к концу 1920-х годов крупные нефтеперерабатывающие заводы были способны обработать от 80 000 до 125 000 баррелей нефти в день, для того чтобы удовлетворить резко выросший спрос на бензин, образовавшийся в результате взрывного развития автомобильной промышленности. (С 1910 по 1920 г. количество легковых и грузовых автомобилей на американских дорогах выросло с менее чем 500 000 до более чем 9 млн.)

В 1920е годы, движимая этим ростом автомобильной промышленности, общая длина трубопроводов в США выросла до более чем 115 000 миль (184 000 км).

Следующим большим изменением в трубопроводном строительстве, стало строительство трубопроводов большого диаметра. Такие трубопроводы впервые были построены в США в 1940-х годах в связи с началом Второй мировой войны, и возросшими энергетическими потребностями промышленности.

Вторая мировая война также вызвала к жизни инновационные для того времени технологии в строительстве трубопроводов: в 1944 году был начато строительство «Плутона» — первого трубопровода, проходящего по дну океана. В рамках этого проекта было задумано построить подводный нефтепровод по дну пролива Ла-Манш между Англией и Францией, для того, чтобы обеспечить бесперебойные поставки топлива из Британии для союзных войск во Франции.

Длина этого трубопровода в конечном итоге составила 500 миль (800 км), и с помощью него через пролив ежедневно перекачивалось 1 000 000 галлонов (4 000 000 литров) топлива.

В послевоенное время, в 1950 — 1960-х годов, на территории Соединенных Штатов, были построены тысячи километров газопроводов, так как спрос на газ после войны увеличился. И, поскольку, война закончилась, были высвобождены значительные ресурсы, для постройки еще более длинных нефте-и газопроводов, могущих перекачивать продукты нефтепереработки под значительным давлением.

Трубопроводные системы сегодня.

Нефтегазовый сектор в сегодняшнем мире постоянно демонстрирует тенденции к расширению. Об этом свидетельствуют следующие факторы.

Агентство энергетической информации США прогнозирует, что ископаемое топливо останется основным источником энергии и в будущем. При этом, спрос на энергию увеличится более чем на 90%.

Мировой спрос на нефть вырастет на 1,6% в год, С 75 миллионов баррелей нефти в день в 2000 году, до 120 миллионов баррелей в день в 2030 г.

Спрос на природный газ будет расти сильнее, чем на любой другой вид ископаемого топлива: первичное потребление газа удвоится до 2030 года. Это увеличение отразится также на промышленности: «Exxon Mobil», одна из крупнейших нефтяных компаний в США, в январе 2006 года, заявила о прибыли в 36 млрд. долларов, — крупнейшей за всю историю компании.

В феврале того же года компания «Shell» также объявила о рекордной прибыли: 23 миллиарда долларов. Эта прибыль, как ожидается, сохранится и в обозримом будущем , так как цены на нефть продолжают сохраняться на рекордно высоком уровне.

Для поддержки такого роста спроса на электроэнергию, трубопроводная инфраструктура выросла почти в 100 раз примерно за 50 лет. Было подсчитано, что увеличение длины мирового трубопровода может составить до 7% в год в течение следующих 15 лет. Это означает, что примерно по 8000 км трубопроводной сети ежегодно будет прибавляться к существующей только в США.

На международном уровне, как ожидается, будут построены 32 000 км. новых трубопроводов; 50% из них придется на Северную и Южную Америку. Кроме того, в год строится свыше 8000 км морских трубопроводов, в Северо-Западной Европе, Азиатско-Тихоокеанском регионе, и в Мексиканском заливе.

Общая протяженность магистральных трубопроводов высокого давления по всему миру, увеличится по оценкам на 3 500 000 км. Из них 64% будут составлять системы для транспортировки газа, 19% — для перекачки нефтепродуктов, и 17% — для перевозки сырой нефти

Почему трубопроводы так важны для человечества?

Надежды на удовлетворение наших потребностей в энергии, мы возлагаем в основном на промышленные магистральные трубопроводы. Сегодня почти каждый человек в мире является потребителем газа и бензина, и поэтому так или иначе зависит от нефтепроводов и газопроводов. Причем, трубопроводы, так или иначе, соответствуют ожиданиям и требованиям самых различных групп.

Операторы и владельцы трубопроводных систем хотят получить от трубопроводов в первую очередь надежность, оперативность доставки и разумную прибыль.

Широкий пласт потребителей хотел бы получить дешевый бензин, керосин и природный газ, поставки которых были бы своевременными и не требовали больших затрат, а также сопровождались минимальным нанесением ущерба окружающей среде. Производители и транспортные компании хотят обеспечить дешевые и надежные поставки и транспортировку и также получить разумную прибыль.

Регуляторы правительства хотят справедливого и конкурентного рынка. Активисты экологических организаций хотят остановить загрязнение окружающей среды.

Все эти заинтересованные группы имеют большие разногласия и между собой, и внутри себя, но именно использование трубопроводов позволяет им прийти к консенсусу.

Трубопроводные системы сегодня стали стратегическими транспортными инфраструктурами в большинстве стран. Например в США, Департаментом внутренней безопасности, газопроводы определены как важнейшие объекты инфраструктуры, поскольку как они обеспечивают около двух третей энергетических потребностей Америки, и имеют важное значение для обеспечения жизнедеятельности населения, функционирования обороны, экономики и промышленности.

А для такой страны как Россия, с ее суровым климатом и гигантскими расстояниями, нефте- и газопроводы являются ключевым элементом в обеспечении внутренней и внешней безопасности.

Будущее трубопроводных систем представляется одновременно ярким и сложным. Они будут продолжать нести на себе основной груз по обеспечению растущего населения энергией, но к требованиям надежности прибавятся все увеличивающиеся требования безопасности.

Разрастание международной угрозы делает трубопроводные системы идеальной мишенью для террористических групп, в их деле дестабилизации мира. Инженеры и проектировщики должны будут все больше работать с оглядкой на безопасность, чтобы защитить эти сложные, дорогостоящие и жизненно важные для человечества объекты от любой угрозы.

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

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

Источник https://rgk-palur.ru/magistralnye-truboprovody-istoriya-razvitiya-i-vozniknoveniya/