Технологический трубопроводный транспорт нефти

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

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: Технологический трубопроводный транспорт нефтиТребования к автоцистернам для перевозки 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:

№Полезная информация
1 магистральные нефтепроводы  диаметрами от 400 до 1220-ти миллиметров – приблизительно пятьдесят тысяч километров
2 насосные перекачивающие станции – 393 штуки
3 резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов – 867 штук общей вместимостью до  12,7 миллионов кубических метров

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: Технологический трубопроводный транспорт нефтиКакие 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.

Читайте также:  Причины залипания электрода во время сварки

Читать также: Технологический трубопроводный транспорт нефтиОсновы работы биржи 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.

  1. YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Список используемой литературы:

  • Нефть и Нефтепродукты — Википедия
  • Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
  • Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
  • «Bavarian Clock Haus and Frankenmuth Clock Company». Frankenmuth Clock Company & Bavarian Clock Haus.

Общее устройство трубопроводного транспорта — Пути российской нефти

 Энциклопедия технологий

Нефть, добываемую на промыслах из-под Земли, никогда сразу не закачивают в нефтепровод.

Часто ее называют даже не нефтью, а лишь продукцией нефтяных скважин, поскольку эта «продукция» содержит твердые частицы породы, пластовую воду, газ, выделившийся из жидкости, соли, серу и другие примеси и вещества.

Присутствие этих примесей в потоке жидкости в трубопроводе быстро вывело бы его из строя, поэтому нефть из резервуаров сборных пунктов нефтяных промыслов направляют сначала в специальные установки подготовки нефти к транспорту (аббревиатура «УПН»).

В установках подготовки нефти к транспорту из нефти сначала отбираются и отводятся в специальные резервуары крупные скопления газа. Затем такая нефть проходит через гравитационные сепараторы, в которых она очищается от механических примесей и от более мелких газовых включений.

Очистку нефти от механических примесей чаще всего производят путем резкого уменьшения скорости течения нефти в вертикальных трубах, имеющих большой диаметр. В результате уменьшения скорости нефти более тяжелые частицы механических примесей под действием силы тяжести оседают вниз, а пузырьки газа всплывают вверх. Далее очищенную нефть обессоливают.

Для этого ее сначала смешивают с пресной водой, вбирающей в себя соли, а затем обезвоживают путем использования серии специальных процессов (термических, электрических, физико-химических и т.п.).

И только затем нефть, очищенную от механических примесей, газа, воды, солей и серы через узлы учета подают в резервуары головной нефтеперекачивающей станции для дальнейшей транспортировки по нефтепроводу.

Технологический трубопроводный транспорт нефти

Нефтеперекачивающие станции предназначены для создания в трубопроводе давления, необходимого для транспортировки нефти с заданной скоростью. Назначение каждой станции — забрать нефть из области низкого давления (перед станцией) и принудительным образом перевести в область высокого давления (после станции). Эту работу выполняют устройства НПС, называемые насосами.

Естественно, сделать это можно, только расходуя энергию внешних источников (например, электроэнергию, приводящую в действие насосы). На рис. 3 показаны головная нефтеперекачивающую станцию (аббревиатура «ГНПС»), находящаяся в начале нефтепровода, и промежуточные нефтеперекачивающие станции (аббревиатура «ППС»), расставленные по трассе нефтепровода через определенные промежутки.

Дистанции между последовательными НПС определяются расходом нефти (т.е. количеством нефти, прокачиваемой в единицу времени), ее физическими свойствами, прежде всего, вязкостью, диаметром нефтепровода, профилем трубопровода, характеристиками используемых насосов и рядом других факторов.

В общем случае можно сказать, что создаваемого НПС давления должно хватить для транспортировки нефти с заданным расходом до следующей НПС.

Промежуточные НПС повышают давление в потоке транспортируемой нефти, поступающей с предыдущих участков, делая его достаточным для продвижения нефти до следующей НПС. И так до конечного пункта всего нефтепровода.

Заканчивается нефтепровод резервуарным парком нефтеперерабатывающего завода (аббревиатура «НПЗ») или крупной перевалочной нефтебазой, из которой происходит перевалка (отгрузка) нефти на железную дорогу или ее налив в танки речных или морских судов. Этими судами нефть отправляется либо на другие НПЗ, либо на экспорт.

Объекты, входящие в состав головных и промежуточных нефтеперекачивающих станций можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения, и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк (аббревиатура «РП»), подпорная насосная, узел учета нефти с фильтрами-грязеуловителями, магистральная насосная, узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами, камеры пуска и приема очистных устройств, технологические трубопроводы с запорной арматурой (задвижками). К объектам второй группы относятся: понижающая трансформаторная, комплекс водоснабжения, сооружения отводу промышленных и бытовых стоков, инженерно-лабораторный корпус, узел связи, механические и ремонтные мастерские, пожарное депо, гараж, складские помещения и т.п.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти, краткосрочное хранение нефти в резервуарах, внутристанционные перекачки (из резервуара в резервуар), закачка нефти в магистральный нефтепровод, пуск в трубопровод средств очистки и диагностики (аббревиатура «СОД»).

Промежуточные нефтеперекачивающие станции осуществляют повышение давления в потоке нефти от давления всасывания на входе в НПС до давления нагнетания на выходе из нее с целью дальнейшей перекачки. При работе ППС в режиме «из насоса — в насос» (т.е.

 в режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные нефтеперекачивающие станции не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары, такие парки на ППС имеются.

На ППС устанавливают также системы регулирования давления и системы защиты трубопровода от гидравлических ударов (т.е. от скачкообразных повышений давления в результате резкого торможения или ускорения столба жидкости).

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на технологические или эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км. Каждый такой участок состоит из 3-5 перегонов, разделяемых НПС, работающими в режиме «из насоса — в насос».

Иными словами, все перегоны технологического участка гидравлически связаны друг с другом (авария на каком-либо одном перегоне нефтепровода влечет за собой остановку всего участка).

В то же время соседние технологические участки соединяют друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может работать независимо от других, закачивая нефть в трубопровод за счет запасов, имеющихся в его резервуарном парке. Это повышает надежность работы всего нефтепровода в целом.

Трубопроводный транспорт нефти

  • Трубопроводный транспорт нефти
  • Развитие нефтепроводного транспорта в России
  • В развитии нефтепроводного транспорта нефти России так же, как и в развитии нефтяной промышленности, можно выделить 5 периодов: дореволюционный, довоенный, военный, до распада СССР и современный.

Первый нефтепровод диаметром 76 мм и длиной 9 км был построен в России для «Товарищества братьев Нобель» по проекту и под руководством В.Г. Шухова в 1878 г. Он служил для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балаханских промыслов на нефтеперерабатывающий завод в Черном городе (район Баку).

Второй нефтепровод такого же диаметра, но длиной 12,9 км был построен под руководством Шухова там же в 1879 г. для фирмы Г.М.Лианозова.

Преимущества трубопроводного транспорта (высокая производительность, непрерывность работы, высокая степень механизации и др.) оказались столь очевидными, что и другие нефтепромышленники последовали примеру Нобелей и Лианозова. В результате к 1883 г. общая длина нефтепроводов в районе Баку достигла 96 км, а к 1895 г.-317 км.

Следует подчеркнуть, что хотя в США нефтепроводы начали прокладывать несколько раньше, чем в России, но именно в нашей стране В.Г. Шуховым были заложены научные основырасчета и проектирования трубопроводов. Его классический труд «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности», изданный в 1881 г., и в наши дни не потерял своего значения.

В последующем были сооружены следующие нефтепроводы: в 1911 году (для майкопской нефти) от станицы Ширванской до Ека-теринодара (ныне Краснодар), протяженностью 110 км; в 1912 году -от Ширванской до Туапсе (103 км); в 1914 году — от Петровска (ныне Махачкала) до Грозного (165 км) и от Доссора на Эмбе до порта Большая Ракуша (96 км). Общая протяженность нефтепроводов в дореволюционной России составляла около 500 км.

Период до Великой Отечественной войны

В период с 1917 по 1927 г. магистральные нефтепроводы в нашей стране не строились, так как все усилия были направлены на восстановление нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, разрушенных в ходе гражданской войны. Тем не менее за это время было построено и введено в действие около 600 км нефтепроводов местного значения — внутрипромысловых, межпромысловых и подводящих к НПЗ.

К середине 20-х годов железные дороги в основных нефтедобывающих регионах (Баку, Грозный, Майкоп) оказались перегружены. Это дало толчок проектированию и строительству новых нефтепроводов.

В 1928 г. вступил в действие нефтепровод Грозный-Туапсе диаметром 250 мм и протяженностью 618 км, с семью перекачивающими станциями. По нему нефть с грозненских нефтепромыслов стала поступать в черноморский город-порт, откуда морским транспортом вывозилась в другие районы страны и на экспорт.

В 1930 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод Баку-Батуми диаметром 250 мм, протяженностью 832 км, с тринадцатью перекачивающими станциями. Он был проложен параллельно работающему с 1906 г. керосинопроводу, который с 1927 г. стал использоваться для перекачки нефти.

Читайте также:  Разновидности и способы выполнения сварочных швов

В течение 1932-35 гг. был построен нефтепровод Гурьев-Орск диаметром 300 мм, протяженностью 709 км, с семью перекачивающими станциями. Для своего времени это был самый мощный нефтепровод в Европе. Он предназначался для транспортирования нефти с Эмбинских нефтепромыслов на Орский НПЗ.

После того как в мае 1932 г. вблизи с. Ишимбаево была открыта нефть, ее первоначально вывозили в Уфу на НПЗ баржами по р. Белой. Когда же добыча нефти резко возросла в 1936…1937 г. был построен нефтепровод Ишимбай-Уфа диаметром 300 мм и протяженностью 166 км с одной (головной) перекачивающей станцией.

Кроме того в довоенный период были построены нефтепроводы Махачкала-Грозный, Косчагыл-станция № 3 нефтепровода Гурьев-Орск, Малгобек-Грозный и другие. Общая протяженность нефтепроводов в нашей стране составила около 3600 км.

Период Великой Отечественной войны

В годы Великой Отечественной войны, когда угольный Донбасс был оккупирован, а нефть Кавказа отрезана линией фронта, снабжение страны топливом резко ухудшилось. Поэтому, несмотря на крайнюю ограниченность в средствах, принимались все возможные меры для улучшения сложившегося положения.

Технологический трубопроводный транспорт нефти

В этот период были построены нефтепроводы Зольное-Сызрань протяженностью 134 км, Оха-Софийск протяженностью 387 км и диаметром 325 мм, а также ряд промысловых трубопроводов.

Период до распада СССР

После окончания Великой Отечественной войны до начала 50-х годов строительство нефтепроводов велось в очень ограниченных масштабах. В частности, в 1946 г. был продлен до Комсомольска-на-Амуре нефтепровод Оха-Софийск.

В последующем, до середины 60-х годов нефтепроводы строились, в основном, в Урало-Поволжье и Закавказье.

В этот период, например, были построены трансконтинентальные нефтепроводы Туймазы-Омск (впервые применены трубы диаметром 530 мм), Туй-мазы-Омск-Новосибирск-Иркутск диаметром 720 мм и длиной 3662 км, нефтепроводы Альметьевск-Горький (первая нитка), Альметьевск-Пермь, Ишимбай-Орск, Горький-Рязань, Тихорецк-Туапсе, Рязань-Москва и ряд других.

Необходимо отметить, что в 1955 г. был введен в эксплуатацию первый «горячий» нефтепровод Озек-Суат-Грозный диаметром 325 мм и протяженностью 144 км; по нему впервые в нашей стране стали перекачивать нефть после предварительного подогрева.

В 1964 г. был пущен крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод «Дружба», соединивший месторождения нефти в Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия).

Открытие крупнейших месторождений нефти в Западной Сибири в корне изменило приоритеты трубопроводного строительства. Транспортировка нефти из данного региона до существовавших промышленных центров была крайне затруднена.

Расстояние от месторождений до ближайшей железнодорожной станции составляло более 700 км. Единственная транспортная магистраль — реки Обь и Иртыш — судоходны не более 6 месяцев в году.

Обеспечить транспортировку все возрастающих объемов нефти мог только трубопроводный транспорт.

В декабре 1965 г. было завершено строительство и введен в эксплуатацию первый в Сибири нефтепровод Шаим-Тюмень диаметром 529-720 мм и протяженностью 410км. В ноябре 1965 г. начато и в октябре 1967 г.

завершено строительство нефтепровода Усть-Балык-Омск диаметром 1020 мм и протяженностью 964 км (в США трубопроводов такого диаметра еще не было). Осенью 1967 г. начато и в апреле 1969 г.

завершено строительство нефтепровода Нижневар-товск-Усть-Балык диаметром 720 мм и протяженностью 252 км. В последующие годы на базе западно-сибирских месторождений были построены трансконтинентальные нефтепроводы Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (1973 г.

), Александровское-Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск (1973 г.), Нижневартовск-Курган-Куйбышев (1976 г.), Сургут-Горький-Полоцк (1979-81 гг.) и ряд других.

Продолжалось строительство нефтепроводов и в других регионах. В 1961 г. на месторождениях Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак) были получены первые фонтаны нефти, а уже в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод Узень-Шевченко длиной 141,6 км. В дальнейшем он был продлен до Гурьева (1969 г.), а затем до Куйбышева (1971 г.).

Ввод в эксплуатацию нефтепровода Узень-Гурь-ев-Куйбышев диаметром 1020 мм и протяженностью около 1500 км позволил решить проблему транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти Мангышлака. Для этого была выбрана технология перекачки с предварительным подогревом в специальных печах.

Нефтепровод Узень-Гурьев-Куйбышев стал крупнейшим «горячим» трубопроводом мира.

Были продлены нефтепроводы Альметьевск-Горький и Туймазы-Омск-Новосибирск на участках соответственно Горький-Ярославль-Кириши и Новосибирск-Красноярск-Иркутск.

На других направлениях в 1971-75 гг. были построены нефтепроводы Уса-Ухта-Ярославль-Москва, Куйбышев-Тихорецкая-Новороссийск и др., в 1976-80 гг. — нефтепроводы Куйбышев-Лисичанск-Одесса, Холмогоры-Сургут, Омск-Павлодар и др., в 1981-85 гг. -нефтепроводы Холмогоры-Пермь-Альметьевск-Клин, Кенкияк-Орск, Красноленинский-Шаим, Тюмень-Юргамыш и др.

На момент распада СССР общая протяженность сети магистральных нефтепроводов составляла свыше 70 тыс. км. Координацией и оптимизацией их работы занималось Главное управление по транспорту и поставкам нефти (Главтранснефть).

В состав Главтрансиефти входили 16 управлений магистральными нефтепроводами, специализированное управление пусконаладочных работ, дирекция по строительству трубопроводов, экспедиционный отряд подводно-тех-нических работ и другие подразделения.

Современное состояние

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы при распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и небольшой протяженности, а также первый экспортный нефтепровод «Дружба -I».

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020… 1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

После распада СССР в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, составлена из трубопроводов следующих направлений (рис. 12.1):

  1. — северо-западного направления (Альметьевск-Горький-Рязань-Москва; Горький-Ярославль-Кириши);
  2. — «Дружба» (Куйбышев-Унеча- Мозырь-Брест; Мозырь-Бро-ды-Ужгород; Унеча-Полоцк-Венспилс);
  3. — западного направления (Усть-Балык-Курган-Уфа- Альметьевск; Нижневартовск-Курган-Куйбышев; Сургут-Горький-Полоцк);
  4. — восточного направления (Александроское-Анжеро-Суд-женск-Красноярск-Иркутск);
  5. — южного направления (Усть-Балык-Омск-Павлодар);
  6. — юго-западного направления (Куйбышев-Лисичанск-Кременчуг-Херсон; Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск; Тихорецк-Туапсе).

Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов

УДК 622.692.4

Б. Н. Кулумбаев, Н. С. Сембаев

Павлодарский государственный университет имени С. Торайгырова, г. Павлодар

  • ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
  • В данной статье представлены сведения о процессе перекачке нефтепродуктов разных сортов, о разделении их по сортам в резервуары для накопления определенных объемов каждого сорта нефтепродукта.
  • Ключевые слова: трубопровод, нефтепродукты, транзит, сортировка, логистика, магистральный нефтепровод.
  • По своему назначению нефтепроводы делятся на следующие три группы:

1. Внутренние. Соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах.

2. Местные. По сравнению с внутренними имеют большую протяженность — до нескольких десятков километров. Местные нефтепроводы соединяют промыслы с головной станцией магистрального нефтепровода или нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива на железнодорожный транспорт или в наливные суда.

3. Магистральные. Характеризуется большой протяженностью (сотни и тысячи километров). Поэтому перекачка проводится не одной, а рядом станций, расположенных по трассе. Магистральный нефтепровод работает круглосуточно в течение всего года.

Кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом. Магистральный нефтепровод имеет относительно большие диаметр и длину. Для перекачки жидкости создают давление 5-5.6 МПа.

За год перекачивают миллионы тонн нефти и нефтепродуктов.

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи или хранения (производства) до мест потребления.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса:

  1. — первый класс — при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;
  2. — второй класс — то же, от 500 до 1000 мм;
  3. — третий класс — то же, от 300 до 500 мм включительно;
  4. — четвертый класс — 300 мм и менее.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

  • Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений:
  • — подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции;
  • — головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистральному трубопроводу.
  • Здесь проводят приемку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учет и перекачку на следующую станцию;
  • — промежуточные перекачивающие станции, на которых есть нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачиваются далее;
  • — конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта;
Читайте также:  Хомуты для соединения трубы 110

— линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолетные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопровода.

Линейные сооружения трубопровода. Основной составной частью магистрального трубопровода является собственно трубопровод. Глубину заложения трубопровода определяют в зависимости от климатических и геологических условий, а также с учетом специфических условий, связанных с необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта выше температуры его застывания.

На трассе с интервалами 15 — 20 км в зависимости от рельефа устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков трубопровода и сокращения потерь нефти в случае аварии.

Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от генерального направления допускаются только тогда, когда их целесообразность доказана техническими расчетами.

Для магистрального нефтепровода в последние годы применяют трубы диаметром до 1220 мм. Толщину стенок труб нефтепровода рассчитывают, исходя из максимального рабочего давления перекачивающих станций. Трубы для нефтепроводов применяют сварные, стыки их соединяют электросваркой.

Вдоль трассы строят линии телефонной связи, Эта связь в основном имеет диспетчерское назначение. Она является чрезвычайно ответственным сооружением. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводам.

Вдоль трассы трубопровода на сложных участках могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров на расстоянии 15-20 км друг от друга. В обязанности ремонтеров входят: сторожевая охрана трубопровода, наблюдение за исправностью линии связи и ее ремонт, а также наблюдение за станциями катодной защиты и дренажными установками.

Перекачивающие станции — самые сложные комплексы сооружений нефтепровода.

Головная перекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений головной перекачивающей

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительным устройством, а также технологические трубопроводы.

Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету. Среднее значение перегона между станциями для первой очереди 100-200 км, а для второй очереди 50-100 км. В составе технологических сооружений промежуточных станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета нефти.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности предусмотрена организация эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен головным станциям, однако резервуарные парки их имеют меньшую вместимость.

Кроме технологических сооружений на перекачивающих станциях имеются механическая мастерская, понизительная подстанция, котельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и административные сооружения, культурно-бытовые сооружения, и жилые дома. Насосные станции оборудуют насосами и сложным энергетическим хозяйством, мощность которого достигает нескольких тысяч киловатт.

Все большее распространение в нефтепроводном деле получают автоматика и телемеханика.

Через цепь последовательно расположенных по трассе перекачивающих станций нефтепродукт поступает на конечный пункт нефтепродуктопровода.

При перекачке нефти конечным пунктом трубопровода является нефтеперерабатывающий завод или перевалочная нефтебаза.

Конечным пунктом нефтепродуктопровода обычно является крупная нефтебаза районного значения, расположенная в узле развитых транспортных артерий. На этой нефтебазе хранят необходимые запасы нефтепродуктов.

На конечном пункте нефтепродуктопровода осуществляют следующие операции: прием и учет нефтепродуктов; хранение запасов; перевалка нефтепродуктов на водный и железнодорожный транспорт; распределение нефтепродуктов районным потребителям.

Таким образом, на конечном пункте выполняют все операции, присущие обычной крупной перевалочной нефтебазе.

При последовательной перекачке нефтепродуктов разных сортов на конечном пункте должны разделять их по сортам и восстанавливать кондицию, ухудшенную из-за частичного их смещения. Поэтому на конечном пункте, как и на головной станции, предусматривают необходимое число резервуаров для накопления определенных объемов каждого сорта нефтепродукта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Абузова, Ф. Ф., Алиев, Р. А., Новоселов, В. Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. — М. : Недра, 1992. — 320 с.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Трубопроводный транспорт нефти — наиболее экономичный Рё экологически предпочтительный РІРёРґ транспорта.

В настоящее время действует очень большое число различных по пропускной способности и протяженности нефтепроводов как региональных, так и межгосударственных.

Диаметр труб современных крупных нефтепроводов достигает 1 2 — 1 4 Рј, скорость движения нефти РїРѕ РЅРёРј — РґРѕ 1 5 Рј / СЃ, общая протяженность — РґРѕ 5 — 6 тыс. РєРј.  [1]

Трубопроводный транспорт нефти имеет СЂСЏРґ преимуществ РїРѕ сравнению СЃ водным Рё железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков Рё потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.  [2]

Трубопроводный транспорт нефти Рё газа — составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта Рё населения РіРѕСЂРѕРґРѕРІ Рё поселков топливом Рё сырьем. РџСЂРё этом природный газ Рё сырая нефть транспортируются РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј только РїРѕ трубопроводам. Р’ СЃРІСЏР·Рё СЃ программой газификации сельских населенных пунктов, малых РіРѕСЂРѕРґРѕРІ Рё поселков увеличилось число проектов РїРѕ объектам газификации, соответственно возросло числр ицже-неров-проектировщиков.  [3]

Трубопроводный транспорт нефти развивается также РІ странах Западной Европы.  [4]

Трубопроводный транспорт нефти в газонасыщенном состоянии предполагает осуществлять на территории промысла только первую ступень сепарации.

Конечные ступени сепарации ( одна, а при необходимости и несколько) переносятся с промысла на концевые сооружения ( рис. 7.

7), которые должны содержать концевую сепарацион-РЅСѓСЋ установку, узел замера количества газа Рё резервуарный парк, объем которого выбирают РёСЃС…РѕРґСЏ РёР· требования обеспечения надежности нефтеснаожения потребителя, например, нефтеперерабатывающий завод ( РќРџР—) РЅР° случай остановок нефтепровода. Площадки концевых сооружений следует располагать вблизи Рє потребителю нефтяного газа для обеспечения более полной утилизации его. Подача газа РЅР° газоперерабатывающий завод ( ГПЗ) может осуществляться как вакуум-компрессорами, так Рё эжекторами.  [6]

Трубопроводный транспорт нефти Рё нефтепродуктов является более экономичным, чем железнодорожный, водный или автомобильный.  [7]

Трубопроводный транспорт нефти Рё газа / Алиев Р . Рђ., Белоусов Р’. Р”., Немудрое Рђ.  [8]

Трубопроводный транспорт нефти и газового конденсата осуществляют с помощью насосных станций.

Насосные станции Рё трубопроводы, предназначенные для транспорта нефти Рё конденсата, обладают высокой взрыве — Рё пожароопасностью.

Все эти системы характеризуются наличием высоких давлений и прохождением через них больших количеств нефти, конденсата.

Р’ этих условиях загазованность воздушной среды служит основным опасным производственным фактором.  [9]

  • Трубопроводный транспорт нефти Рё газа РІ странах Западной Европы начал быстро развиваться РІ последние 8 — 10 лет, что связано СЃ растущей потребностью РІ энергии.  [10]
  • Трубопроводный транспорт нефти обходится РІР— — 4 раза дешевле железнодорожных перевозок, Р° расход металла Рё капиталовложения РЅР° РѕРґРёРЅ тоннокилометр работы РїРѕ трубопроводному транспорту РІ РґРІР° раза меньше железнодорожного.  [11]
  • Трубопроводный транспорт нефти Рё нефтепродуктов является более экономичным, чем железнодорожный, водный или автомобильный.  [12]
  • РўСЂСѓР±РѕРїСЂРѕРІРѕРґРЅРѕРјСѓ транспорту нефти Рё нефтепродуктов РІ Р РѕСЃСЃРёРё исполняется СЃРєРѕСЂРѕ 100 лет.  [13]

Системы трубопроводного транспорта нефти Рё газа основаны РЅР° принципе непрерывного действия, что сближает РёС… СЃ системами электро — Рё теплоснабжения, сетями водоснабжения Рё вентиляции.

Процесс перекачки продукта РїРѕ трубопроводу сводится Рє восполнению энергии потока ( РІ конечном счете Рє восполнению потерь давления), затраченной РЅР° преодоление гидравлического сопротивления Рё геодезического напора, Р° также потерь РЅР° внутреннее трение, приводящих Рє повышению температуры среды. Термодинамические эффекты РІ газо — Рё нефтепроводах сводятся главным образом Рє теплообмену СЃ окружающей средой. Течение газа РїСЂРё больших перепадах давления сопровождается эффектом Джоуля-РўРѕРјСЃРѕРЅР°, который РІ обычных условиях уравновешивается приростом внутренней энергии Р·Р° счет внутреннего трения.  [14]

Система трубопроводного транспорта нефти Рё газа РЅР° дальние расстояния представляет СЃРѕР±РѕР№ разветвленную сеть магистральных трубопроводов; предназначенных для поставок углеводородного сырья РѕС‚ мест добычи РґРѕ мест переработки Рё потребления.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector