книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

это централ изац и я оперативного контроля и управления для согласо­ вания работы отдельны х звеньев. Д испетчери зац ия осуществляется посредством средств связи, автом атики и телем еханики с минималь­ ным участием обслуж иваю щ его персонала.

Ц ель д и сп етч ер и зац и и — обеспечени е эф ф екти вн о го процесса транспортировки углеводородов.

Основные задачи диспетчерских служ б следую щ ие:

•управление и контроль технологическими процессами приема, хра­ нения, перекачки и поставок углеводородов в пределах установ­

ленны х границ ответственности;

•организация и ведение учета количества и качества принимаемо­ го, транспортируем ого и сдаваемого продукта;

•оперативны й контроль технического состояния трубопроводов, ре­ зервуаров и оборудования;

•контроль хода вы полнения плановы х и аварийны х работ на объек­

тах магистрального трубопровода.

П еречисленны е задачи обеспечиваю тся с помощью многоуровневой системы диспетчерского контроля и управления, вклю чаю щ ей:

•верхний уровень — вклю чает центральны й диспетчерский пункт (ЦДП);

•средний уровень — вклю чает терри тори альн ы е диспетчерские пункты (ТДП);

•ниж ний уровень — вклю чает районные (РДП) и местные диспет­

черские пункты (МДП).

Д ля улучш ения качества управления М Т д елятся на технологичес­ ки е участки. На неф тепроводах эти участки ограничиваю тся резерву­ арными парками. П ротяж енность таких участков не превы ш ает 600 км

Ц ентральны й диспетчерский пункт (ЦДП) осущ ествляет:

• оперативны й контроль и управление транспортом углеводородов по системе МТ, обеспечение приема перекачиваемого продукта от производителей, поставки потребителям в соответствии с графи­ ком транспортировки на основании м арш рутны х поручений;

•количественны й учет приема, перекачки и поставок углеводоро­ дов;

•контроль количества неф ти и свободного объема в резервуарных парках МН, производителей и грузополучателей;

• принятие м ер по изменению грузопотока в случае возникновения отказа на МТ и неш татны х ситуаций;

• контроль хода ремонтны х и аварийно-восстановительны х работ;

•контроль и управление качеством транспортируемого продукта;

•согласование пропуска очистных устройств и внутритрубны х инс­

пекционных приборов на участках МТ.

Учет движ ения неф ти по нефтепроводу и резервуарны м паркам осу­ щ ествляется д л я контроля вы полнения планов приема и поставки, со­ ставления двухчасового и суточного балансов. Эта инф ормация необ­ ходима диспетчеру ЦДП для принятия оперативны х реш ений по изм е­ нению реж им ов перекачки и перераспределению грузопотоков.

На уровне ЦДП непрерывно в реж им е реального времени отобра­ ж ается вся инф орм ация о работе МТ. В частности, отображ ается теку ­ щ ее состояние оборудования линейной части и перекачиваю щ их стан­ ций, значения рабочих давлений, данны е по системам изм ерения коли­ чества и показателей качества углеводородов.

На уровне ЦДП отображ аю тся все экраны с уровня территориаль­ ного диспетчерского пункта (ТДП).

На уровне ТДП в систем е диспетчерского контроля и управления в реж им е реального времени отображ ается вся инф орм ация о работе МТ в зоне ответственности. Д испетчер ТДП в своей работе руководству­ ется утверж денны м и технологическим и реж им ам и работы МТ. Основ­ ные п арам етры работы неф тепровода: давление на прием е и д авл е ­ ние на нагнетании НПС; давлен ие в коллекторе, номера работаю щ их и резервн ы х агрегатов; токовы е нагрузки на электродвигателях, тр ан ­ зитное давление по НПС. П ри проведении лю бых переклю чений дис­ п етчер ТДП долж ен им еть соответствую щ им образом оф ормленное разреш ен ие ЦДП.

Пропуск очистных устройств по МТ осущ ествляется в соответствии

сграфиком с целью очистки полости трубы от м еханических примесей, параф инисты х отлож ений неф ти и для подготовки пропуска внутри ­ трубны х инспекционных снарядов (ВИС). К аж ды й пропуск очистных и диагностических снарядов согласовы вается с ЦДП, Д виж ение снарядов по линейной части от кам еры пуска до кам еры приема контролируется датчикам и контроля прохож дения с выводом инф ормации на рабочее место диспетчера РДП и ТДП. П родукты очистки полости трубы при­ нимают в подготовленный для этой цели резервуар .

На уровне ТДП отображ аю тся все экраны с уровня районного дис­ петчерского пункта (РДП).

Диспетчерская служба РДП в пределах своих установленных границ выполняет оперативное управление приемом, перекачкой и поставкой уг­ леводородов по участку МТ. Диспетчер РДП оперативно получает инфор­ мацию от диспетчера МДП о показателях качества нефти. Ф акт поступле­ ния некондиционной неф ти удостоверяется соответствующим актом за подписью представителей сдающей и принимающей сторон. На основании полученной информации принимается реш ение о размещ ении конкрет­ ной партии нефти в резервуарном парке НПС или нефтебазы .

О ператор МДП на своем объекте осущ ествляет: производство пере­ ключений на всех технологических трубопроводах; обеспечивает запуск и контроль реж им ов пропуска поточных средств; контроль технологи­ ческих парам етров перекачки и качества неф ти; учет движ ения нефти по резервуарны м паркам и приемо-сдаточны м пунктам; контроль хода ремонтных работ.

Работа оперативно-диспетчерской служ бы оф орм ляется записями в суточном диспетчерском граф ике и в ж урналах: распоряж ений; ре­ гистрации телефонограмм; контроля д виж ен ия поточных средств; уче­ та последовательной перекачки; качества неф ти; исполнения марш рут­ ных поручений; прием а-сдачи смены.

Д испетчерские служ бы и оперативны й персонал станций должны иметь:

•подробный проф иль и план трассы нефтепровода с ситуацией, ука­ занием кам ер прием а-пуска поточных средств, мест подключения путевы х подкачек и сбросов нефти, располож ения линейных зад­ виж ек, вантузов, КИ П, сигнализаторов прохож дения очистных устройств;

•подробные технологические схемы приемо-сдаточны х пунктов и

НПС с обозначением номеров задвиж ек, резервуаров, основных и подпорных агрегатов, ф ильтров и другого оборудования;

•• технологические карты защ ит, реж им ов работы МН, резервуар­ ных парков и оборудования НПС.

П лановые технологические реж им ы работы МТ на год и ме­ сяц рассчиты ваю тся в соответствии с картой технологических режи­ мов их работы. Кроме того, учиты ваю тся планы остановок МТ и изме­ нения парам етров перекачиваем ы х углеводородов.

П ри осущ ествлении операций пуска и остановки одной их проме­ ж уточны х НПО возникаю т волны повы ш енияпониж ения давления, которые по трубопроводам дви ж утся к смеж ны м станциям. При этом суммарное давление в трубопроводе вблизи преды дущ ей НПС мож ет превы сить допустимое значение.

О пыт эксплуатации МН показы вает, что по этой причине разры в трубопровода происходит на расстоянии 20 —40 км после преды дущ ей НПС. Труба р азр ы в ается раньш е, чем волна повыш енного давлен ия достигает преды дущ ей станции и на ней срабаты вает система защ иты по м аксим альному давлению , отклю чаю щ ая насосы.

М ероприятия, с помощью которы х можно предотвратить возникно­ вение опасных давлений при внезапном отклю чении промеж уточной НПС, могут быть следую щ ими:

•создание волны пониженного давления, идущ ей навстречу волне повы ш ения давления;

•гаш ение волны повышенного давления в месте ее возникновения или уменьш ение крутизны ф ронта такой волны.

Волна пониженного давления создается отклю чением на преды ду­ щей станции одного или нескольких агрегатов. П ри этом волны повы ­ шенного и пониженного давления будут взаимно гаситься.

Д ля гаш ения волны повышенного давления в месте ее возникнове­ ния нужно ум еньш ать расход через остановленную НПС постепенно. Средствами обеспечения указанного условия могут быть: установка на линии всасы вания НПС воздуш ны х колпаков; автом атический сброс части перекачиваем ой неф ти в месте возникновения волны повыш ен­ ного давления в специальны й резервуар.

Воздуш ны й колпак для современны х МН долж ен работать при дав­ лении до 6 МПа и иметь объем до 300 м:\ чтобы обеспечить требуемое снижение скорости нарастания давления. О сущ ествление этого мероп­ риятия явл яется затруднительны м , поэтому наиболее ш ирокое распро­ странение получил способ автоматического сброса части неф ти в ре­ зервуар. Регуляторы скорости повы ш ения давления назы ваю т систе­ мами сглаж ивания волн давления (ССВД).

Всоответствии с нормами технологического проектирования МН си­ стемы СВД предусматриваю тся на промеж уточных НПС нефтепроводов диаметром 720 мм и выше. Объем резервуаров-сборников для сброса неф ­

ти на нефтепроводе диаметром 1220 мм долж ен быть не менее 500 м:*.

О пасные перегрузки происходят при отклю чении всей насосной, поэтому важ но предусм атривать сокращ ение числа отклю чений и сни­ ж ение крутизны ф ронта возникаю щ ей волны.

Д ля сохранения реж им а работы трубопровода на каж дой НПС один насосный агрегат долж ен находиться в полной готовности к пуску. Сис­ тем а автом атического ввода резервного агрегата позволяет снизить ам плитуду возникаю щ ей волны давления.

П ри отклю чениях насосных агрегатов реком ендуется избегать их одновременного отклю чения. Для предотвращ ения опасных перегрузок следует устанавливать последовательность вклю чения или отключения агрегатов по определенному граф ику при смене реж им ов перекачки.

Пуск и остановка участков неф тепровода вы полняю тся по команде диспетчера ТДП.

Запуск НПС производится в следую щ ей последовательности: дис­ петчер ТДП сообщ ает диспетчеру РДП о запуске и планируемом режи­ ме работы станций; диспетчер РДП дает указан и я НПС о подготовке к запуску; персонал НПС готовит станцию к запуску.

После получения информации о готовности к запуску диспетчер ТДП дает телеф онограм м у диспетчеру РДП на запуск участка.

По команде диспетчера РДП на головной станции вначале запуска­

ются подпорные насосы, затем м агистральны е агрегаты в любой после­ довательности. Обычно начинаю т с последнего по ходу потока нефти магистрального агрегата.

Если запускаю тся четы ре м агистральны х агрегата в параллельно­ последовательном соединении, то очередность их запуска может быть, например, такой: сначала запускаю тся два агрегата в одном коллекто­ ре, затем два — в другом.

Пром еж уточная станция, работаю щ ая в реж им е «из насоса в насос», м ож ет запускать первы й агрегат с началом повы ш ения давления на приеме станции до 0,8 М Па д ля насосов НМ 2500-230 и до 1,2 МПа для насосов НМ 7000-210.

Зап уск магистрального агрегата м ож ет осущ ествляться на откры­

ваю щ ую ся, на откры тую или закры тую задвиж ку. Входная задвижка до момента пуска электродвигателя долж на быть полностью открытой.

П ром еж уточная станция с подключенной емкостью м ож ет быть за­ пущ ена одновременно с головной станцией.

Ш татная остановка станции и участка неф тепровода может быть произведена из РДП с помощью средств телем еханики или средствами местного управления в следую щ ем порядке: на головной НПС и на про­ меж уточной НПС с резервуаром останавливается один магистральный агрегат с одновременным закры тием его задвиж ек; следую щ ие агрега­ ты останавливаю тся через 2— 3 мин; подпорные агрегаты останавлива­ ю тся в последнюю очередь.

О чередность остановки агрегатов пром еж уточны х станций м ож ет быть любой, но ж елательно начинать с первого агрегата по ходу нефти.

При аварийной остановке одной из станций регуляторы давления других станций прикры ваю т заслонки, стрем ясь у д ер ж ать в работе наибольш ее число агрегатов. О ставш иеся в работе НПС работаю т со значительны м дросселированием до вы яснения обстановки. Д ля регу­ лирования давления в качестве исполнительного механизм а использу­ ются регулирую щ ие клапаны и поворотные регулирую щ ие затворы.

В аварийны х ситуациях все НПС останавливаю тся диспетчером РДП. При переходе на другой реж им работы участка МН диспетчер ТДП задает районным управлениям число и схему вклю чения агрегатов. При увеличении производительн ости участка дополнительны е агрегаты

запускаю тся поочередно, начиная с головной НПС.

При отклю чении насосного агрегата изм енение давления происхо­ дит в соответствии с кривы м и «выбега». Д авление на всасывании воз­ растает, а давление на нагнетании сниж ается. П ри этом в сторону пре­ ды дущ ей станции ф ронт повышенного давления распространяется со скоростью до 1200 м /с . Скачок давления на ф ронте волны м ож ет дости­ гать 0,8 МПа.

Сочетание объекта регулирования с устройством автоматического регули рован ия н азы ваю т системой автом атического регулирования (САР). В С А Р входят: чувствительны й элем ент (датчик); регулирую ­ щий элем ент и исполнительное устройство.

Д ля защ иты МН и НПС по давлениям прим еняю тся две степени за ­

щиты — по предельном у давлению и аварийном у давлению .

Карты технологических реж им ов работы М Т составляю тся в пре­ делах м инимальной и м аксим альной производительности, исходя из возм ож ностей и технического состояния трубопровода и оборудования.

Технологическая карта защ ит М Т устанавливает основные парам ет­ ры давлений. Д ля неф тепроводов — максимальное давление на выходе НПС после регулирую щ его устройства; максимальное давление на вы ­ ходе насосов в коллектор до регулирую щ его устройства с учетом проч­ ностных характеристи к корпусов насосов и запорной арм атуры ; мини­ мальное давление на прием е НПС с учетом кавитационного запаса и упругости паров нефти.

П ри переклю чениях на линейной части неф тепроводов без останов­ ки перекачки закры ти е задви ж ки производится только после откры ­ тия зад ви ж ек в новом направлении перекачки. Возобновление перекач­ ки осущ ествляется после откры тия запорной арм атуры линейной час­ ти участка нефтепровода.

П ри повы ш ении давления до 0,2 М Па или пониж ении до 0,05 МП от установивш егося значения диспетчеры РДП с целью вы яснения при­ чин обязаны опросить операторов МДП и см еж ны х РДП и доложить результаты руководству.

П ричиной изм енения давления м ож ет быть изм енение степени зак­ ры тия задвиж ек, прохож дение очистных или инспекционных снарядов, прохож дение неф ти иной плотности и вязкости, начало или окончание налива неф ти в резервуары .

При сниж ении или повыш ении давления диспетчеры РДП обязаны остановить перекачку на участке, закры ть линейные задвиж ки, лока­ лизовать место предполагаемой утечки и направить на трассу бригаду работников линейно-эксплуатационной служ бы (ЛЭС). Диспетчер ТДП приним ает реш ение об изм енении грузопотока нефти.

При обнаруж ении выхода неф ти на линейной части МН диспетче­ ры РДП и ТДП обязаны остановить перекачку на аварийном участке неф тепровода, направить бригаду в указанны й район и изм енить гру­ зопоток нефти.

П осле устран ен и я причин возникновения неш татной ситуации и п о д тверж ден и я готовности линейной части МН, НПС и неф тебаз к транспортировке и прием у неф ти перекачка возобновляется.

15.7. РЫ Н О ЧН Ы Е АСПЕКТЫ

ЭКСПЛУАТАЦИИ Т РУ БО П РО В О Д О В

Россия как государство-экспортер неф ти, газа, угля и урана обладает энергетической независимостью и самодостаточностью . Рос­ сийская экономика в значительной степени привязана к производству нефти, газа и металлов: неф тегазовая отрасль обеспечивает до 32 % ВВП. В первы е годы XXI в. Россия добывала около 500 млн т условного топ­ лива в неф тяном эквивален те, из которы х около 230 млн т экспорти­ ровала, и около 670 млн т у . т .в газовом эквиваленте, из которы х около 210 млн т отправляла на экспорт. В соответствии с Энергетической стра­ тегией на период до 2020 г. уровень добычи неф ти в России достигнет 520 млн т, а природного газа — 720 м лрд м3. При этом доля газа в рас­ ходной части баланса первичны х энергоресурсов составит 45 %, а не­ ф ти и неф тепродуктов — 20 %.

Однако вопросы энергетической безопасности все чащ е выдвигают­ ся на передний план, поскольку м есторож дения переходят в стадию падаю щ ей добычи, основные производственны е фонды старею т, обо-

рудование изнаш ивается. П ри этом уровень обязательны х экспортны х поставок углеводородного сы рья все более увеличивается.

Опасность заклю чается в том, что наш а экономика м ож ет столкнуть­ ся с ситуацией заверш ен и я эксплуатационного цикла технических си­ стем и соответствую щ им вы бы тием энергетических мощностей: износ основных фондов в энергетике и неф тедобы че достигает 60 %, в н еф те­ переработке — 80 %. Набор рисков порож даю т такж е проблемы воспро­ изводства отечественной ресурсно-сы рьевой базы: приращ ение зап а ­ сов составляет лиш ь 70 % от уровня добычи.

Среди внеш них ф акторов, негативно влияю щ их на энергетическую безопасность России, можно вы делить следую щ ие:

•резкие колебания цен на мировы х энергетических рынках;

•дискриминационны е действия по отношению к России на ры нках энергоресурсов, оборудования и технологий;

•помехи для работы магистральных трубопроводов в транзитных стра­ нах, несанкционированный отбор ими российских энергоресурсов;

•стрем ление иностранных компаний добиться льготного доступа к

российским трубопроводным мощностям.

П римером вы давливания России из системы поставок газа в район Ближ него Востока явл яется история соревнования российского проек­ та «Голубой поток» и спонсированного С Ш А проекта газопровода через Каспийское море из Туркмении. В данном случае понадобилась актив­ ная поддерж ка проекта со стороны государства и авторитет «Газпрома», чтобы добиться осущ ествления варианта прокачки газа по дну Черного моря в Турцию . Попытки создания путей транспортировки углеводород­ ного сы рья из А зербайдж ан а, К азахстана и Туркм ении, альтернатив­ ных российским, продолж аю тся и сегодня.

Много л ет продолж аю тся переговоры м еж ду странам и Евросою за и Россией по Т ранзитном у протоколу Европейской Э нергетической х ар ­ тии. Протокол составлен таким образом, чтобы откры ть доступ произ­ водителей газа других стран к системе м агистральны х газопроводов России. Это не выгодно д ля России, поскольку будет означать допуск транснациональны х корпораций к льготным внутрироссийским тари ­ ф ам на прокачку газа.

С отрудничество м еж ду участн икам и мирового неф тяного ры нка вы страиваю тся на конструктивной основе, поскольку у них совпадает главная цель: не допустить вы хода цены на неф ть из приемлемого для стран -экспортеров коридора. Логика здесь такова: при дорогой неф ти экономика стран -потребителей не будет им еть возмож ностей для рос­ та, что невыгодно странам -экспортерам . Кроме того, при вы соких це­

нах на неф ть не исклю чен переход на альтернативны е виды топлива, что такж е невыгодно.

Тема присоединения России к организации ОПЕК обсуж дается дав­ но. Д ля стран ОПЕК очевидно, что м анипулировать ценообразованием на рынке неф ти можно лиш ь при условии тесного сотрудничества с не­ зависимыми экспортерами. Основное отличие нефтяной отрасли России от стран ОПЕК заклю чается в схемах транспортировки нефти потреби­ телям. В арабских странах транспортировка углеводородов осущ ествля­ ется преимущ ественно танкерам и, а в России — трубопроводами. Сис­ тем а на основе танкеров явл яется гибкой, поскольку в необходимых случаях позволяет резко сокращ ать добычу. Трубопроводная система явл яется достаточно ж есткой, поскольку любые меры по регулирова­ нию добычи вы зы ваю т немало адм инистративны х сложностей.

Российские мощ ности по экспорту неф ти ограничены сущ ествую ­

щей трубопроводной системой компании «Транснефть». Доля экспорта в добыче российских неф тяны х компаний определяется квотой на их доступ к м агистральны м трубопроводам. Эта квота определяется ком­ панией «Транснефть» пропорционально объем у добычи компаний-экс - портеров. С реднеотраслевая планка доли экспорта неф ти установилась на уровне 36 % от добычи.

Самый простой способ исклю чения дискриминации нефтедобываю ­

щих компаний в предоставлении экспортны х квот — это увеличение пропускной способности системы м агистральны х трубопроводов. Сле­ дуя этой зад аче государственная ком пания «Транснефть» повышает мощ ность Балтийской трубопроводной системы, сооруж ает нефтепро­

вод из Восточной Сибири до тихоокеанского порта Н аходка, прораба­ ты вает проект строительства нефтепровода Б ургас— Александруполис. Р еал и зац и я последнего проекта даст возм ож ность транспортировать неф ть из России, минуя пролив Босфор.

Россия, располагая крупнейш им и в мире запасам и природного газа (разведанны е запасы составляю т 50 трлн м3), при обеспечении внутрен­ них потребностей и экспорта исходит из того, что трудности в газодо­ быче будут все более возрастать. В ближ айш ие годы увеличится потреб­ ность во вводе новых мощ ностей как д л я компенсации падения добычи на основных м есторож дениях (М едвеж ье, Уренгой, Ямбург), так и для добычи под новые контракты . О сваиваю тся новые газодобывающ ие ре­ гионы: полуостров Ямал, Ковыктинское газоконденсатное месторожде­ ние в Восточной Сибири, н еф тегазовы е м есторож дения на Сахалин­ ском ш ельф е и на ш ельф е арктических морей.