Тема 3.1 Трубопроводный транспорт нефти

РАЗДЕЛ 3 Организация работы магистрального трубопроводного транспорта

 

Общие положения.

 

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.

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

Величина вязкостипредопределяет 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.

Пожароопасностьнефти и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения.

Температура вспышкипаров - 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 взрываемостисоответствует 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.

 

Классификация нефтепроводов.

 

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 скребков5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку2, 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 магистральная3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков2(с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4(с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка5 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-грязеуловителями4. 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 2закачивается 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(при-грузы) 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 на200 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 за ранее 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 за ранее 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 • 10²/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.