Общие сведения.

Трубопроводный транспорт нефти и газа

Практическое занятие № 14

1.1. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа

Различные виды транспорта энергоносителей применяются как в чистом виде, так и в комбинации друг с другом.

В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт.

Железнодорожный транспорт. Транспортирование энергоносителей производится в специальных цистернах или в крытых вагонах в таре.

Водный транспорт. Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе.

Различают следующие типы нефтеналивных судов: 1) танкеры морские и речные; 2) баржи морские (лихтеры) и речные.

Автомобильный транспорт. Автотранспортом можно перевозить все типы углеводородных жидкостей. Автомобильный транспорт используется для завоза нефтегрузов потребителям, удаленным на небольшое расстояние от источников снабжения (наливных пунктов, складов и баз). Например, автотранспортом отгружаются нефтепродукты с нефтебаз на автозаправочные станции и склады горючего.

Автоперевозки нефтегрузов осуществляются в автомобильных цистернах, а также в таре (нефтепродукты - в бочках, канистрах, бидонах; сжиженные углеводородные газы - в баллонах).

Трубопроводный транспорт. Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов — трубопроводный.

Преимущества этого вида транспорта: 1) низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния; 2) непрерывность подачи продукции; 3) широкая возможность для автоматизации; 4) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании; 5) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

1.2. Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

Плотность нефтей при 20°С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м³.С увеличением температуры она уменьшается. От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета и в конечном счете - прибыль предприятия.

Вязкость. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др.

Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями; после предварительной механической или термической обработки; с предварительным подогревом и др.

Температура застывания нефти имеет большое значение для транспортирования, так как по мере приближения к ней затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной.

Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45 °.

Температура застывания маловязких нефтей составляет до -25 °С и поэтому их можно транспортировать при температуре окружающей среды. Для нефтей полуострова Мангышлак она доходит до +30 °С. Их можно перекачивать только специальными методами.

Испаряемость - свойство нефтей и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами.

Скорость испарения нефтей и нефтепродуктов зависит от содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

Пожаровзрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.

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

Под температурой вспышки паров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61°С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61°С - к горючим.

Под температурой воспламенения понимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10-50°С выше температуры вспышки.

Под температурой самовоспламенения понимают температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т₁ > 450°С; Т₂ = 300-450°С; Т₃ = 200-300°С; T₄ = 135-200°С; Т₅ = 100-135°С.

Взрывоопасностьнефтей и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости.

Нижний предел взрываемости- это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси при внесении в эту смесь горящего предмета.

Верхний предел взрываемостисоответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей и нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризацияуглеводородных жидкостей обусловлена их высокими диэлектрическими свойствами. При трении их частиц 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 кВ.

Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического электричества: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичностьнефтей и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной вентиляцией производственных помещений, а также применением изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для здоровья атмосфере.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназ­наченный для перекачки нефти и газа.

Если перекачиваются нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называ­ют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т. д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делятся на следующие группы:

внутренние — соеди­няют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтебазах;

местные — по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыс­лы с головной станцией магистрального нефтепровода или НПЗ с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда либо НПЗ с головной станцией нефтепродуктопровода;

магистральные — характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе.

Режим работы трубопроводов — непрерывный, бесперебой­ный.

магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм).

Магистральным газопроводом принято называть трубопро­вод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или тру­бопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется тру­бопровод, присоединенный непосредственно к магистрально­му газопроводу и предназначенный для отвода части потока транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления в газопроводе:

Пропускная способность действующих однониточных ма­гистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет от 10 до 50 млрд. м³ в год.

В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов:

- подводящих трубопроводов;

- головной и промежуточных перекачивающих станций;

- линейных сооружений;

- конечного пункта.

Магистральный трубопровод характеризуется следующими, показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

По принципу перекачки продукции на практике применяют две системы:

1) постанционную и 2) транзитную.

Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию (рис. 117, а). Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в трубопровод.

Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос.

При перекачке через резервуар продукция из предыдущей насосной станции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти (рис. 117, б).

Рис. 1. Системы перекачки нефти: 1 — резервуар; 2 — насос

Перекачка из насоса в насос заключается в том, что продукт с предыдущей насосной станции направляется непосредственно на следующую насосную станцию, минуя промежуточный резервуар, который подключается параллельно магистральному трубопроводу (рис. 117, в). Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения трубопровода при пуске или ремонте.

При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов магистральный трубопровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие трубопроводы имеют дистанционное управление.

2.1. СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

В состав сооружений магистральных газопроводов (рис. 2) входят:

· линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.д.;

· перекачивающие и тепловые станции;

· конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, газораспределительные станции (ГРС), на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистральных трубопрово­дов входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Рис. 2. Схемы сооружений магистрального газопровода (а) и нефтепровода (б): а: 1 — промысел; 2 — газосборный пункт; 3 — головная КС с очистными устройствами; 4 — отвод к ГРС; 5, 6 — переходы через железную и шоссейную дорогу; 7 — промежуточная КС; 8, 9 — переходы через реку и овраги; 10 — подземное газохранилище; 11 — станция катодной защиты; 12 — конечная ГРС; б: 1 — промысел; 2 — нефтесборный пункт; 3 — подводящие трубопроводы; 4 — головные сооружения (резервуары, насосная, электростанция и др.); 5 — узел спуска скребка; 6 — линейный колодец; 7 — переход под железной дорогой; 8 — подводный переход через реку; 9 — наземный переход через овраг (ручей); 10 — конечный распределительный пункт

2.2. ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Основным элементом магистрального трубопровода явля­ются сваренные в непрерывную нитку трубы, представляю­щие собой собственно трубопровод. Как правило, трубопро­воды прокладывают одним из следующих способов:

· подземным;

· наземным в искусственной насыпи (на обводненных или заболоченных участках);

· надземным на опорах (на участках распространения многолетнемерзлых пород).

При подземном способе прокладки магистральные трубо­проводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глу­бина не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубо­проводов применяют цельнотянутые или сварные (прямо- и спирально-шовные) трубы диаметром от 300 до 1420 мм. Тол­щина стенок труб определяется проектным давлением в тру­бопроводе, которое может достигать 10 МПа.

На пересечениях крупных рек газопроводы (а в некото­рых случаях и нефтепроводы) утяжеляют закрепленными на трубах железобетонными грузами или сплошным бетонным покрытием и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку подводного перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод прокладывают в «патроне» из труб. Диа­метр патрона на 100—200 мм больше диметра трубопровода.

Рис. 3. Наземный (на опорах) участок магистрального трубопровода, пересекающий небольшую реку

От нефтепрово­дов и газопроводов прокладывают ответвления или отводы из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть потока нефтепродуктов (периодически) и газа (непре­рывно) поставляется в населенные пункты. С интервалом 10—30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны (на газопроводах) или зад­вижки (на нефтепроводах) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе устанавливают свечи для выпуска газа в атмос­феру при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиоре­лейная), которая имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеметрии 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.

На расстоянии 10—20 км друг от друга вдоль трассы раз­мещают усадьбы линейных обходчиков, в обязанность кото­рых входит наблюдение за исправностью своего участка тру­бопровода и устройствами электрической защиты трубопро­вода от коррозии.

2.3. перекачивающие и тепловые станции

На нефтепроводах перекачивающие станции располагают­ся с интервалом 100—150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудо­ваны центробежными насосами с приводом от электродвига­теля (рис. 4). Подача применяемых в настоящее время насосов составляет до 12500 м³/ч.

Рис. 4. Помещение насосной на нефтеперекачивающей станции

В начале нефтепровода находится го­ловная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько про­мыслов или один промысел, рассредоточенный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных тем, что на ее площадке установлен резервуарный парк (рис. 5) объемом, равным двух-трехсуточной пропускной спо­собности нефтепровода.

Рис. 5. Резервуарный парк магистрального трубопровода

Кроме основных объектов на каждой НС имеется комп­лекс вспомогательных сооружений: трансформаторная под­станция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока от ПО или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т. п. Если длина нефтепровода превышает 800 км, то его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400—600 км, в переделах которых возможна независимая работа насосно­го оборудования. Промежуточные НС 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 устроены насосные станции магистральных нефтепродуктопроводов.

Существуют промыслы, на которых добывается высоко­вязкая, высокозастывающая нефть. Для транспортировки та­кой нефти на трубопроводах устанавливают тепловые стан­ции. В некоторых случаях их совмещают с насосными стан­циями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы снабжают усиленным теплоизоляционным покрытием.

2.4. КОНЕЧНЫЕ ПУНКТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Конечным пунктом нефтепровода обычно является сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефте­база (обычно морская) откуда нефть перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопровода — резервуарный парк перевалочной или крупной распределитель­ной нефтебазы.

Магистральный газопровод подает газ к газораспредели­тельным станциям (ГРС) и контрольно-распределительным пунктам (КРП). На ГРС или КРП газ очищают от механичес­ких примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем (расход), снижают давление и одорируют, если это не было выполнено на головных сооружениях. Затем газ постав­ляют потребителям.