Какое давление в нефтепроводе высокого давления
Содержание статьи
Правила движения
Заставить нефть двигаться по трубе — непростое дело, требующее знаний из многих областей науки и техники. Ведь географические, геологические, климатические условия, в которых работают нефтепроводы, порой отличаются друг от друга радикально, да и само сырье далеко не везде одинаково.
Магистральный нефтепровод представляет собой сложнейший механизм, в состав которого входят линейные сооружения (их также называют линейной частью), нефтеперекачивающие станции (НПС) с резервуарными парками или без них, наливные эстакады. Линейная часть — это и есть сама труба и специальные камеры для запуска внутрь трубы диагностических и очистных устройств. У нее есть ответвления и параллельные нитки, на которые можно переключить поток. С интервалом 10-30 км на трубопроводе устанавливают задвижки для перекрытия того или иного участка в случае аварии или планового ремонта.
Каждую магистраль сопровождают линии телефонной и радиорелейной связи. Их используют для передачи сигналов от многочисленных датчиков и дистанционного управления задвижками и другим оборудованием. Чтобы закопанный в землю трубопровод не ржавел, в дополнение к противокоррозионному изоляционному покрытию самих труб вдоль трасс размещают станции катодной и дренажной защиты.
Магистральная насосная нефтебаза компании «Транснефть — Порт Усть-Луга». Фото: Александр Копелев
Во всех трубопроводах «Транснефти» углеводороды идут непрерывным потоком. То есть выделить в нем «свою» партию нефтяники не могут. При этом сырье постоянно принимается от добывающих компаний и отгружается на нефтеперерабатывающих заводах или на морских терминалах и наливных эстакадах. Там нефть «пересаживается» на другие виды транспорта — танкеры и железнодорожные составы. Но до этого она должна пройти свой путь по трубам, в чем ей активно помогают нефтепроводчики.
Чтобы заставить нефть двигаться по трубопроводу, требуется создать повышенное давление. Эту задачу выполняют нефтеперекачивающие станции, которых у «Транснефти» по стране около пятисот. По мере движения сырья по магистрали давление падает, но вся система рассчитана так, чтобы его хватило до следующей НПС.
Сердце любой перекачивающей станции — магистральная насосная, где установлены агрегаты, создающие необходимый напор. Они получают вращающий момент от электродвигателей. Иными словами, НПС преобразуют электрическую энергию в энергию движения нефти. Не удивительно, что «Транснефть» — один из крупнейших потребителей электроэнергии. В 2014 году компания израсходовала 12,3 млрд. кВт.ч, перекачав при этом 477,5 млн т нефти и 31,2 млн т нефтепродуктов.
Давление в трубе составляет от 50 до 100 атмосфер. Под его воздействием нефть движется со скоростью 10-12 км/ч. Однако есть участки, где сырье толкать не надо, оно течет само. Такое бывает в местах с относительно большим перепадом высот. Примером может служить перевалочный комплекс «Шесхарис» под Новороссийском, где нефть отгружается в танкеры. Комплекс состоит из двух площадок с резервуарами, одна из которых расположена на уровне моря, а другая — на горе, благодаря чему сырье из нефтехранилищ на верхней площадке перетекает в резервуарный парк нижней самотеком.
Система измерений количества и показателей качества нефти на ГНПС N 1 «Тайшет» компании «Транснефть — Восток». Фото: Михаил Гулкин
Движение в трубе в немалой степени зависит от характеристик самой нефти. Большинство добываемых в России углеводородов свободно движутся по трубопроводам только за счет создаваемого насосами давления. Однако из любого правила есть исключение, коим можно назвать северную нефть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Эта нефть с высокой вязкостью и плотностью относится к категории неньютоновских жидкостей: их вязкость зависит от скорости течения. Кроме того, у нее повышенное содержание парафина (в среднем до 8%) и высокая температура застывания, среднее значение которой составляет +14 ºС, на некоторых месторождениях она доходит и до +30 ºС. То есть нефть при этих температурах превращается в подобие смолы или угля. Российские ученые разработали специальную присадку ДПН-1, называемую депрессорной. Ее добавление в поток снижает температуру застывания нефти практически до нуля по Цельсию, что позволяет уменьшить пусковые давления после длительных остановок трубопровода и предотвратить его «замораживание».
Пункт подогрева нефти на НПС «Чикшино» компании «Транснефть — Север» позволил значительно увеличить пропускную способность нефтепровода Уса — Ухта. Фото: Архив компании «Транснефть — Медиа»
Другим решением для транспортировки вязкого сырья стало сооружение пункта подогрева нефти в северной части магистрали Уса — Ухта — Ярославль. Там ее нагревают до +40 ºС. И хотя по мере продвижения по трубопроводу сырье начинает остывать, запаса тепла хватает, чтобы пройти весь необходимый путь. Несколько пунктов подогрева сейчас сооружается на строящемся нефтепроводе Заполярье — Пурпе — самой северной магистрали «Транснефти». Там нефть не такая парафинистая, но зато температура зимой может опускаться до очень низких значений и, соответственно, охлаждать сырье.
Большинство магистралей «Транснефти» — подземные, труба погружена в грунт на глубину около 1 м. Но если нефтепровод строится на Крайнем Севере, уберечь вечномерзлые грунты от губительного воздействия теплой трубы можно только проложив ее над землей. Так поступили, например, на строящейся магистрали Заполярье — Пурпе: трубы поместили на специальные опоры, которые, в свою очередь, покоятся на сваях. А чтобы и сваи не воздействовали на вечную мерзлоту, использовали технологию термостабилизации, то есть промораживания грунтов.
На пересечениях с крупными реками трубопровод заглубляют ниже дна реки, выкапывая траншею и укладывая в нее трубу, утяжеленную специальными грузами. Помимо основной нитки, укладывают также резервную нитку нефтепровода. Общее число подводных переходов на магистралях компании — свыше 1700. Около 40 из них — с глубиной залегания трубы от поверхности воды 25 м и более. Обслуживанием и ремонтом нефтепровода на подводных переходах занимается специальная водолазная служба.
Источник
Какое давление в нефтепроводе высокого давления
Магистральные нефтепроводы. Часть 2
Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.
По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:
промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;
магистральные (МН) — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;
технологические — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1 — 1000-1200 включительно: II — 500-1000 включительно; III — 300-500 включительно; IУ — 300 и менее
Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07 — 85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:
| Диаметр нефтепровода, мм | до 700 | 700 и более |
| Категория нефтепровода при прокладке | ||
| подземной | IV | III |
| наземной и подземной | III | III |
Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории III. Исходя из этих же требований в СНиП 2.05.06 — 85 определены также и категории, к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, категории I или II. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории I относятся под- и надводные переходы через реки, болота типов II и III, горные участки, вечномерзлые грунты.
К участкам категории II относятся под- и надводные переходы через реки, болота типа и, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.
Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре.
Технологические трубопроводы в зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров (давления Р и температуры Т) подразделяются на три группы (А, Б, В) и пять категорий. Группу и категорию технологического трубопровода устанавливают по параметру, который требует отнесения его к более ответственной группе или категории. Класс опасности вредных веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.01.007-76, взрывопожароопасность — по ГОСТ 12.1.004-76. Нефти имеют класс опасности II, масла минеральные нефтяные — III, бензины — IV.
Для технологических трубопроводов нефтеперекачиваюших станций важное значение имеет правильный выбор параметров транспортируемого вещества. Рабочее давление принимается равным избыточному максимальному давлению, развиваемому насосом, компрессором или другим источником давления, или давлению, на которое отрегулированы предохранительные устройства. Рабочую температуру принимают равной максимальной или минимальной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом или другим нормативным документом (СНиП, РД, СН п т.д.).
Состав сооружений магистральных нефтепроводов
рис 20.1.
В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 20.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.
Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды) Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.
На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.
С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.
Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.
Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.
По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.
Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.
Источник
Из чего состоит нефтепровод и в чем особенности его строительства
Только при организации грамотно продуманной системы доставки нефти добыча и переработка нефтепродуктов становится возможной. Нефтепровод (трубопровод для перемещения сырья) является одним из основных способов транспортировки нефтепродуктов. Нефтепровод — это сооружение инженерно-технического вида, основной функцией которого является транспортировка нефти и нефтепродуктов. Сооружение нефтепровода является весьма ответственной задачей.
Особенности строительства нефтепровода
Из-за высокого темпа потребления сегодня к трубопроводам предъявляются особые требования, так как именно они выполняют основную функцию в процессе снабжения. Ежегодно возрастает грузооборот, приходящийся на технологические трубопроводы, и на сегодняшний день он является 1/3 частью от всего грузооборота России. Несмотря на то, что довольно большое количество организаций предлагают свои услуги по монтажу этих сооружений, все равно заказывать расчет трубопровода необходимо лишь у проверенных компаний.
Строительство и прокладка трубопровода является весьма непростой технической задачей. Помимо того, что нужно правильно провести экспертизу труб, также следует еще и качественно, герметично сварить трубы в одну длинную непрерывную нить. Порой суммарная протяженность сварочных швов может быть в полтора раза больше длины самого наружного трубопровода.
Классификация нефтепроводов
Нефтепровод — это трубопровод, с помощью которого перекачивается не только нефть, но также и нефтепродукты, такие как керосин, мазут или бензин. В зависимости от того, какое именно сырье будет транспортироваться, трубопровод классифицируется так: бензиновый, мазутный, керосиновый и так далее. Поэтому очень важно в процессе проектирования этого сооружения знать, для чего именно оно будет предназначено. Ведь в зависимости от назначения трубопровода в большей степени будут зависеть требования к нему, в частности — изоляция.
Трубопроводы для транспортировки нефти по назначению подразделяются на:
• Магистральные;
• Технологические;
• Промысловые.
Магистральный трубопровод и трубопроводная арматура используются для транспортировки нефтепродуктов из производственных районов, из мест хранения или добычи до конечного потребителя. Такой нефтепровод отличается высокой пропускной способностью, а его стандартный диаметр может варьироваться в диапазоне от 220 до 1400 мм. Избыточное давление в таком сооружении может находиться в пределах от 1,2 до 10 МПа.
Магистральный нефтепровод является главным участком транспортировки нефтепродуктов. В ряде случаев могут быть использованы трубопроводы гидравлического типа. Стальной магистральный трубопровод и запорная арматура к нему — это довольно сложное сооружение, но в тоже время это наиболее дешевый и самый простой метод доставки нефтепродуктов до конечной точки. Благодаря магистральному трубопроводу легко транспортировать сырье из мест добычи в места переработки.
Технологический трубопровод и трубопроводная арматура используются с целью перемещения нефтепродуктов в пределе одного или нескольких предприятий. Также такое сооружение может использоваться и для транспортировки различных химических веществ, необходимых для обеспечения технологического процесса того или иного производства.
Промысловый трубопровод и трубопроводная арматура соединяют скважину с объектом или установкой, используемой для подготовки нефтепродуктов. В процессе строительства такого нефтепровода прокладка труб происходит параллельно или же одиночно вместе с магистральным нефтепроводом, который уже работает. Иногда монтаж нефтепровода и газопровода может осуществляться в едином техническом коридоре.
Устройство трубопроводов
Любой магистральный нефтепровод состоит из:
• Линейного сооружения;
• Наливной и перекачивающей насосной станции;
• Резервуарного парка.
Линейное сооружение снабжено устройствами защиты специального назначения, которые защищают трубы от воздействия коррозии. Кроме этого, эти сооружения снабжаются противопожарным оборудованием и электричеством, которое необходимо для работы насосных агрегатов.
Как устанавливается магистральный трубопровод
Наружный трубопровод этого типа монтируется на глубину 0,8 метра. В местах вечной мерзлоты трубы располагают на поверхности грунта с помощью специальных опор. В ряде случае трубопровод и запорная арматура могут быть подняты при помощи искусственных насыпей, а вот на болотистой местности их монтируют с использованием свай.
Если необходимо провести магистральный трубопровод в местах расположения крупных рек, то сначала создается фундамент, который зарывается ниже дна, на него ставятся опоры, а на них уже устанавливается сам трубопровод. Прохождение трубопровода через железные и автомобильные дороги сопровождается надеванием на него специальных защитных патронов. Таким образом, трубы и запорная арматура оказываются защищенными от возможных повреждений.
Добыча нефти
Эксплуатировать трубопровод необходимо с особой осторожностью, поэтому возникает потребность в слежении за состоянием всей трубопроводной нити. В связи с этим одновременно с прокладкой трубопровода осуществляется монтаж линии связи и датчиков, которые позволяют следить за состоянием труб и прочих элементов системы.
Степени защиты
Из-за того, что нефтепровод защищен несколькими способами, он не подвергается опасности. Например, антикоррозионное покрытие дублируется станцией катодной защиты. На расстоянии 150 километров располагается обеспечивающая движение сырья насосная станция. Мощный насос позволяет быстро транспортировать тонны нефти. Но помимо главного насоса в насосной станции установлен также резервный, и он может начать свою работу в любое время. Все станции оснащены резервуаром с пропускной способностью не менее 0,3 от суточной нормы.
Подогрев сырья
Для подогрева сырья магистральный трубопровод оборудуется тепловой станцией. Также подогрев сырья необходим в случае, если оно слишком густое и его передвижение по трубам затруднено. Для того чтобы разжижить нефть используются огневые печи и паровые подогреватели. Интересен тот факт, что лишь строительство нефтепровода является экономически выгодным для собственника, так как перевозка нефтепродуктов в цистернах будет стоить огромных денег.
Источник
Источник