База книг в электронке для ЭНН УТЭК / трубопроводы / krets_v_g_shadrina_a_v_antropova_n_a_sooruzhenie_i_ekspluata

На конечном пункте нефтепровода нефть поступает в резервуары 16 и затем передается потребителям, т.е. на НПЗ 17, на пункт налива железнодорожных цистерн 18 или пункт налива танкеров 19. Вдоль трассы сооружаются вертолетные площадки 21 для посадки вертолетов, обслуживающих нефтепровод, защитные сооружения 23, предотвращающие разрушение трубопровода, системы электрокатодной защиты трубопровода 15 от электрохимической коррозии, площадки 22, на которых создается аварийный запас труб, линии электропередач 14, связи 25, дороги 24, дома линейных ремонтеров-связистов 9. При технологической необходимости на линейной части сооружаются отводы 12 к отдельным потребителям и лупинги

20.

Автоматизированные системы для контроля и управления технологическим процессом транспортировки нефти в АК «Транснефть» созданы и внедрены рядом организаций в том числе и томской фирмой «ЭлеСи».

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (нефтепромыслы-ЦПС) с головными сооружениями МН.

Головная НПС предназначена для приема нефти с ЦПС (УПН), смешения или разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов. Она имеет резервуарный парк объёмом равным двух-, трёхсуточной пропускной способности МН. Назначение этого резервуарного парка—прием нефти с промысла при остановке перекачки по МН и подачи нефти в трубопровод при остановки подачи нефти с промысла. Из резервуаров нефть откачивается подпорными центробежными насосами, которые создают необходимый подпор (т.е. повышенное давление—от 0,5 до 0,8 МПа) перед основными центробежными насосами.

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) в зависимости также от рельефа местности.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод , пункт налива железнодорожных цистерн или пункт налива танкеров.

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

31

участка, является для него головной НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы ИЗ нескольких последовательно соединенных нефтепроводов(эксплуатационных участков) протяженностью не более 600 км каждый.(2)

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов

игазопроводов) изготавливают из стали, так как это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные — при диаметрах 219 мм и выше. Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. Трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе

ив южных районах страны (температура эксплуатации 0 °С и выше, температура строительства — 40 °С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации от — 20.. до — 40 °С, температура строительства до --- 60 °С). Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей. По материалу трубы для нефтегазопромысловых трубопроводов могут быть: стальные, чугунные, полимерные, стеклопластиковые, полимерметаллические, комбинированные (Мустафин Ф.М. и др.,2004г.)

Трубы и материалы

бесшовные

сварные со спиральным швом

сварные с продольным швом

32

Рис. 2.2.3.2. Виды труб по исполнению

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) — для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) — для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти.

Регуляторы давления — это устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление — до или после регулятора, — различают регуляторы типа «до себя» и «после себя».

Предохранительными клапанами называются устройства,

предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины.

Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе.

Средства защиты трубопроводов от коррозии. Трубопровод,

уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей — атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т. е. с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита.

Насосно-силовое оборудование. Насосами называются гидравличе-

ские машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубопроводном транспорте нефти используются в основном центробежные насосы. Конструктивно они представляют различные варианты.

33

Центробежный насос (рис.2.2.3.3.) состоит из рабочего колеса 1 с лопатками 2 и обтекателем 3, вала 4, подшипников 5, спирального улиткообразного корпуса 6, всасывающего патрубка 7 и нагнетательного патрубка 8. Сеть каналов, заключенная между всасывающим и нагнетательным патрубками, называется внутренней цепью турбоустановки, а сеть канатов, присоединенная к патрубкам, - внешней ее цепью, которая в свою очередь подразделяется на всасывающую и нагнетательную.

При вращении колеса лопатки воздействуют на текучую среду, находящуюся между лопатками, и заставляют ее вращаться вместе с ними. Вращающиеся частицы текучего вещества центробежной силой отжимаются от центра к окружности колеса, в результате чего у входа в колесо образуется разрежение, а на его окружности - избыточное давление текучего вещества. Под действием атмосферного давления в разреженное пространство, находящееся у центра колеса, поступают новые частицы текучего вещества, создавая, таким образом, непрерывное движение во всасывающей цепи турбоустановки. Избыточное давление текучей среды на окружности колеса обусловливает непрерывное ее движение от колеса к входному отверстию нагнетательной цепи турбоустановки.

Таким образом, рабочее колесо насоса (турбомашины), создавая разность давления между всасывающим и нагнетательным отверстиями, вызывает движение жидкости (текучего вещества) во внешней цепи турбоустановки.

В целях увеличения производительности турбомашины может применяться рабочее колесо с двухсторонним всасыванием, т. е. когда текучее вещество подводится к рабочему колесу с двух сторон (рис. 2.2.3.3. б). Насосы с двухсторонним всасыванием применяются в качестве магистральных (серия НМ).

34

Рис. 2.2.3.3. Центробежная одноколесная турбомашина: а -с односторонним всасыванием; б - с двухсторонним всасыванием

Рис. 2.2.3.4. Последовательное соединение рабочих колес

Для увеличения давления, развиваемого турбомашиной, применяют последовательное соединение нескольких рабочих колес (рис. 2.2.3.4); такие машины называют многоступенчатыми. В них текучая среда последовательно проходит через все колеса 1, размещенные в секциях корпуса между направляющими аппаратами 2, где кинетическая энергия частично преобразуется в потенциальную.

Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насосы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом.

По величине развиваемого напора центробежные насосы магистральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. В качестве основных используются нефтяные центробежные насосы серии НМ.

Марка насосов расшифровывается следующим образом: Н – насос, М – магистральный, первое число после букв – подача насоса (м3/ч) при максимальном КПД, второе число – напор насоса (м) при максимальном КПД. Насосы НМ на небольшую подачу (до 710 м3/ч) – секционные, имеют три последовательно установленных рабочих колеса с односторонним входом жидкости. Остальные насосы являются одноступенчатыми и имеют рабочее колесо с двусторонним входом, обеспечивающим разгрузку ротора от осевых усилий и увеличения производительности.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:

• для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

35

•для учета нефти;

•для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

•на головной НПС;

•на границах эксплуатационных участков;

•в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

2.2.4. Технологические схемы перекачки нефти

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие технологические (схемы) системы перекачки (рис. 2.2.4.1) (1):

•постанционная;

•через резервуар станции;

•с подключенными резервуарами;

•из насоса в насос.

При постанционной системе перекачки нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Схема позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Недостаток схемы: значительны потери от испарения.

Система перекачки «через резервуар станции» исключает учет нефти по перегонам и потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной схеме. Но из-за усиленного перемешивания нефти в резервуаре ее потери от испарения значительны.

Более совершенна система перекачки «с подключенными резервуарами». Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее эффективна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос». В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. При этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми

36

расходами. Это возможно при нормальной работе всех станций. Выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосносилового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяжен-

Рис. 2.2.4.1. Системы перекачки: а) постанционная; б) через резервуары; в) с подключенными резервуарами; г) из насоса в насос; I — предыдущая НПС; II — последующая НПС; 1 — резервуар; 2 — насосная станция

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию. На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

На рис. 2.2.4.2. показана схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода.(1)

37

Рис. 2.2.4.2. Схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода: ГНС — головная нефтеперекачивающая станция; ПНС — промежуточная нефтеперекачивающая станция

Из схемы видно, что система перекачки «из насоса в насос» применяется только на промежуточных нефтеперекачивающих станциях, расположенных внутри эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2). На головной нефтеперекачивающей станции (ГНС) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка, — система перекачки «с подключенными резервуарами».

2.2.5. Назначение, способы подогрева и теплоносители

Cветлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции с ними не вызывают особых затруднений: операции с темными нефтепродуктами (мазутом, смазочными маслами) вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры воздуха становятся более вязкими и транспортирование их без подогрева становится невозможным. Подогрев осуществляется как при хранении, так и при транспортировке, приемо-раздаточных операциях.

Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и не представляющий пожарной опасности. Обычно используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80-100 °С.

Особенности перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей

Рис. 2.2.4.3. Методы перекачки высоковязких нефтей

38

2.2.6. Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов

Перекачка нефтей обладающих высокой вязкостью (при обычных температурах) или содержащих большое количество парафина по трубопроводам обычным способом затруднена. Для осуществления их

улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей (Бахмат Г. В. и др., 2006г.)

Однако выбор способа перекачки должен быть обоснован техникоэкономическим расчетом.

39

Рис. 2.2.4.4. Классификация методов и способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей

Перекачка с разбавителями. Улучшения реологических свойств вязких нефтей (вязкости, температуры застывания, напряжения сдвига) можно добиться путем смешения их с разбавителями. В качестве разбавителей могут применяться конденсаты, бензины, керосины, маловязкие нефти. Если на месторождении добываются нефти различных сортов – вязкие и маловязкие, то, смешивая их, можно добиться резкого снижения вязкости и температуры застывания.

Для некоторых вязких нефтей требуется добавлять очень большое количество разбавителя (до 70 %). Необходимое количество разбавителя для каждого сорта нефти определяется лабораторными исследованиями.

Разбавление нефтей конденсатами, бензинами и керосинами практически не осуществляется, за исключением нефтепровода в Канаде(Ллойдминстер-

40