Технологический трубопроводный транспорт нефти

Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов Текст научной статьи по специальности « Науки о Земле и смежные экологические науки»

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Кулумбаев Б.Н., Сембаев Н.С.

В данной статье представлены сведения о процессе перекачке нефтепродуктов разных сортов, о разделении их по сортам в резервуары для накопления определенных объемов каждого сорта нефтепродукта .

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Кулумбаев Б.Н., Сембаев Н.С.

Pipeline transport of oil and oil products

This article provides information on the process of pumping oil products of different grades, their separation by grades in the reservoirs for the accumulation of certain amounts of each grade of oil product.

Текст научной работы на тему «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов»

Б. Н. Кулумбаев, Н. С. Сембаев

Павлодарский государственный университет имени С. Торайгырова, г. Павлодар

ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

В данной статье представлены сведения о процессе перекачке нефтепродуктов разных сортов, о разделении их по сортам в резервуары для накопления определенных объемов каждого сорта нефтепродукта.

Ключевые слова: трубопровод, нефтепродукты, транзит, сортировка, логистика, магистральный нефтепровод.

По своему назначению нефтепроводы делятся на следующие три группы:

1. Внутренние. Соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах.

2. Местные. По сравнению с внутренними имеют большую протяженность — до нескольких десятков километров. Местные нефтепроводы соединяют промыслы с головной станцией магистрального нефтепровода или нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива на железнодорожный транспорт или в наливные суда.

3. Магистральные. Характеризуется большой протяженностью (сотни и тысячи километров). Поэтому перекачка проводится не одной, а рядом станций, расположенных по трассе. Магистральный нефтепровод работает круглосуточно в течение всего года. Кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом. Магистральный нефтепровод имеет относительно большие диаметр и длину. Для перекачки жидкости создают давление 5-5.6 МПа. За год перекачивают миллионы тонн нефти и нефтепродуктов.

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи или хранения (производства) до мест потребления.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса:

— первый класс — при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

— второй класс — то же, от 500 до 1000 мм;

— третий класс — то же, от 300 до 500 мм включительно;

— четвертый класс — 300 мм и менее.

Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений:

— подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции;

— головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистральному трубопроводу.

Здесь проводят приемку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учет и перекачку на следующую станцию;

— промежуточные перекачивающие станции, на которых есть нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачиваются далее;

— конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта;

— линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолетные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопровода.

Линейные сооружения трубопровода. Основной составной частью магистрального трубопровода является собственно трубопровод. Глубину заложения трубопровода определяют в зависимости от климатических и геологических условий, а также с учетом специфических условий, связанных с необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта выше температуры его застывания.

На трассе с интервалами 15 — 20 км в зависимости от рельефа устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков трубопровода и сокращения потерь нефти в случае аварии.

Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальными и конечными пунктами. Отклонения от генерального направления допускаются только тогда, когда их целесообразность доказана техническими расчетами.

Для магистрального нефтепровода в последние годы применяют трубы диаметром до 1220 мм. Толщину стенок труб нефтепровода рассчитывают, исходя из максимального рабочего давления перекачивающих станций. Трубы для нефтепроводов применяют сварные, стыки их соединяют электросваркой.

Вдоль трассы строят линии телефонной связи, Эта связь в основном имеет диспетчерское назначение. Она является чрезвычайно ответственным сооружением. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводам.

Вдоль трассы трубопровода на сложных участках могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров на расстоянии 15-20 км друг от друга. В обязанности ремонтеров входят: сторожевая охрана трубопровода, наблюдение за исправностью линии связи и ее ремонт, а также наблюдение за станциями катодной защиты и дренажными установками.

Перекачивающие станции — самые сложные комплексы сооружений нефтепровода.

Головная перекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод. В состав технологических сооружений головной перекачивающей

станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительным устройством, а также технологические трубопроводы.

Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету. Среднее значение перегона между станциями для первой очереди 100-200 км, а для второй очереди 50-100 км. В составе технологических сооружений промежуточных станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета нефти.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности предусмотрена организация эксплуатационных участков протяженностью от 400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен головным станциям, однако резервуарные парки их имеют меньшую вместимость.

Кроме технологических сооружений на перекачивающих станциях имеются механическая мастерская, понизительная подстанция, котельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и административные сооружения, культурно-бытовые сооружения, и жилые дома. Насосные станции оборудуют насосами и сложным энергетическим хозяйством, мощность которого достигает нескольких тысяч киловатт.

Все большее распространение в нефтепроводном деле получают автоматика и телемеханика.

Через цепь последовательно расположенных по трассе перекачивающих станций нефтепродукт поступает на конечный пункт нефтепродуктопровода. При перекачке нефти конечным пунктом трубопровода является нефтеперерабатывающий завод или перевалочная нефтебаза. Конечным пунктом нефтепродуктопровода обычно является крупная нефтебаза районного значения, расположенная в узле развитых транспортных артерий. На этой нефтебазе хранят необходимые запасы нефтепродуктов.

На конечном пункте нефтепродуктопровода осуществляют следующие операции: прием и учет нефтепродуктов; хранение запасов; перевалка нефтепродуктов на водный и железнодорожный транспорт; распределение нефтепродуктов районным потребителям.

Таким образом, на конечном пункте выполняют все операции, присущие обычной крупной перевалочной нефтебазе.

При последовательной перекачке нефтепродуктов разных сортов на конечном пункте должны разделять их по сортам и восстанавливать кондицию, ухудшенную из-за частичного их смещения. Поэтому на конечном пункте, как и на головной станции, предусматривают необходимое число резервуаров для накопления определенных объемов каждого сорта нефтепродукта.

1 Абузова, Ф. Ф., Алиев, Р. А., Новоселов, В. Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. — М. : Недра, 1992. — 320 с.

Материал поступил в редакцию 15.12.2015.

Б. Н. Кулумбаев, Н. С. Сембаев

Мунай жене мунай еншдерш кубыр ^^iciMeH тасымалдау

С. ТораЙFыров атындаFы Павлодар мемлекетлк университет^ Павлодар к.

Материал 15.12.2015 баспаFа тYстi

Читайте также  Ручка из трубы для металлической двери

B. N. Kulumbaev, N. S. Sembaev Pipeline transport of oil and oil products

S. Toraighyrov Pavlodar state university, Pavlodar.

Material received on 15.12.2015.

Осы мацалада эр тYрлi сурыптагы мунай втмдерт алу ydepici туралы, мунай втмтщ эр сурыпыньщ белгш квлемдерт цоймаларга жинау ушт сурыптар бойынша олардыщ бвлiнуi туралы айтылган

This article provides information on the process ofpumping oil products of different grades, their separation by grades in the reservoirs for the accumulation of certain amounts of each grade of oil product.

А. А. Кусаинов, Н. Д. Ставрова

Павлодарский государственный университет имени С. Торайгырова, г. Павлодар

ВЗВЕШИВАНИЕ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ БЕЗ ИХ ОСТАНОВКИ (WEIGH-IN-MoTioN: WIM)

В данной статье показано использование датчиков для взвешивания транспортных средств.

Ключевые слова: транспорт, датчик, взвешивание, логистика, дорожное полотно.

В настоящее время большое внимание уделяется экономической деятельности производственного характера. Основным критерием оценки деятельности является объем продаж. Это традиционный для маркетинга показатель, который обеспечивается различными функциями маркетинга (анализ рынка, сегментирование рынка, установление номенклатуры продукции, ценообразование и др.). Однако рыночная экономика становится наиболее эффективной только в случае ускорения оборачиваемости оборотных средств. Это ускорение в

Общее устройство трубопроводного транспорта

Нефть, добываемую на промыслах из-под Земли, никогда сразу не закачивают в нефтепровод. Часто ее называют даже не нефтью, а лишь продукцией нефтяных скважин, поскольку эта «продукция» содержит твердые частицы породы, пластовую воду, газ, выделившийся из жидкости, соли, серу и другие примеси и вещества. Присутствие этих примесей в потоке жидкости в трубопроводе быстро вывело бы его из строя, поэтому нефть из резервуаров сборных пунктов нефтяных промыслов направляют сначала в специальные установки подготовки нефти к транспорту (аббревиатура «УПН»).

В установках подготовки нефти к транспорту из нефти сначала отбираются и отводятся в специальные резервуары крупные скопления газа. Затем такая нефть проходит через гравитационные сепараторы, в которых она очищается от механических примесей и от более мелких газовых включений.

Очистку нефти от механических примесей чаще всего производят путем резкого уменьшения скорости течения нефти в вертикальных трубах, имеющих большой диаметр. В результате уменьшения скорости нефти более тяжелые частицы механических примесей под действием силы тяжести оседают вниз, а пузырьки газа всплывают вверх. Далее очищенную нефть обессоливают. Для этого ее сначала смешивают с пресной водой, вбирающей в себя соли, а затем обезвоживают путем использования серии специальных процессов (термических, электрических, физико-химических и т.п.). И только затем нефть, очищенную от механических примесей, газа, воды, солей и серы через узлы учета подают в резервуары головной нефтеперекачивающей станции для дальнейшей транспортировки по нефтепроводу.

Нефтеперекачивающие станции предназначены для создания в трубопроводе давления, необходимого для транспортировки нефти с заданной скоростью. Назначение каждой станции — забрать нефть из области низкого давления (перед станцией) и принудительным образом перевести в область высокого давления (после станции). Эту работу выполняют устройства НПС, называемые насосами. Естественно, сделать это можно, только расходуя энергию внешних источников (например, электроэнергию, приводящую в действие насосы). На рис. 3 показаны головная нефтеперекачивающую станцию (аббревиатура «ГНПС»), находящаяся в начале нефтепровода, и промежуточные нефтеперекачивающие станции (аббревиатура «ППС»), расставленные по трассе нефтепровода через определенные промежутки. Дистанции между последовательными НПС определяются расходом нефти (т.е. количеством нефти, прокачиваемой в единицу времени), ее физическими свойствами, прежде всего, вязкостью, диаметром нефтепровода, профилем трубопровода, характеристиками используемых насосов и рядом других факторов. В общем случае можно сказать, что создаваемого НПС давления должно хватить для транспортировки нефти с заданным расходом до следующей НПС.

Промежуточные НПС повышают давление в потоке транспортируемой нефти, поступающей с предыдущих участков, делая его достаточным для продвижения нефти до следующей НПС. И так до конечного пункта всего нефтепровода.

Заканчивается нефтепровод резервуарным парком нефтеперерабатывающего завода (аббревиатура «НПЗ») или крупной перевалочной нефтебазой, из которой происходит перевалка (отгрузка) нефти на железную дорогу или ее налив в танки речных или морских судов. Этими судами нефть отправляется либо на другие НПЗ, либо на экспорт.

Объекты, входящие в состав головных и промежуточных нефтеперекачивающих станций можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения, и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк (аббревиатура «РП»), подпорная насосная, узел учета нефти с фильтрами-грязеуловителями, магистральная насосная, узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами, камеры пуска и приема очистных устройств, технологические трубопроводы с запорной арматурой (задвижками). К объектам второй группы относятся: понижающая трансформаторная, комплекс водоснабжения, сооружения отводу промышленных и бытовых стоков, инженерно-лабораторный корпус, узел связи, механические и ремонтные мастерские, пожарное депо, гараж, складские помещения и т.п.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти, краткосрочное хранение нефти в резервуарах, внутристанционные перекачки (из резервуара в резервуар), закачка нефти в магистральный нефтепровод, пуск в трубопровод средств очистки и диагностики (аббревиатура «СОД»).

Промежуточные нефтеперекачивающие станции осуществляют повышение давления в потоке нефти от давления всасывания на входе в НПС до давления нагнетания на выходе из нее с целью дальнейшей перекачки. При работе ППС в режиме «из насоса — в насос» (т.е. в режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные нефтеперекачивающие станции не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары, такие парки на ППС имеются. На ППС устанавливают также системы регулирования давления и системы защиты трубопровода от гидравлических ударов (т.е. от скачкообразных повышений давления в результате резкого торможения или ускорения столба жидкости).

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на технологические или эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км. Каждый такой участок состоит из 3-5 перегонов, разделяемых НПС, работающими в режиме «из насоса — в насос». Иными словами, все перегоны технологического участка гидравлически связаны друг с другом (авария на каком-либо одном перегоне нефтепровода влечет за собой остановку всего участка). В то же время соседние технологические участки соединяют друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может работать независимо от других, закачивая нефть в трубопровод за счет запасов, имеющихся в его резервуарном парке. Это повышает надежность работы всего нефтепровода в целом.

Васильев Г Г:Трубопроводный транспорт нефти

Авторы: Васильев Г. Г., Коробков Г. Е., Коршак А. А., Лурье М. В., Писаревский В. М., Прохоров А. Д., Сощенко А. Е., Шаммазов А. М.

Название: Трубопроводный транспорт нефти

Год издания: 2002

Рассмотрены вопросы, связанные с проектированием и эксплуатацией систем трубопроводного транспорта нефти. Особое внимание уделено технологическим расчетам, в том числе при стационарном и нестационарном режимах перекачки, последовательной перекачке, и специальным методам перекачки. Так же есть сведения о надежности, долговечности, безопасности, противокоррозийной защите, системах связи, автоматики, и телемеханики.

Содержание:

Глава 1. СТРУКТУРА ОБЪЕКТОВ СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ
1.1. Значение системы магистрального и трубопроводного транспорта нефти для экономики России
1.2. Краткая история и современное состояние системы трубопроводного транспорта нефти ОАО «АК «Транснефть»
1.3. Перспективы развития трубопроводного транспорта нефти
1.4. Классификация трубопроводов
1.5. Состав сооружений магистральных нефтепроводов

Глава 2. ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА СТРОИТЕЛЬСТВО МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА
2.1. Документация на производство проектно-изыскательских работ
2.2. Инженерные изыскания
2.3. Технико-экономическое обоснование строительства (ТЭО, проект) объекта
2.4. Рабочая документация
2.5. Экспертиза принятых проектных решений
2.6. Подготовка к производству строительно-монтажных работ
2.7. Организация контроля при производстве строительно-монтажных работ
2.8. Сдача объекта в эксплуатацию

Читайте также  Как подготовить металлические детали к сварке

Глава 3. ВЫБОР ТРАССЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА
3.1. Факторы, влияющие на стоимость строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов
3.2. Классификация участков и категорий местности
3.3. Применение геоинформационных систем при выборе трассы нефтепровода

Глава 4. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ И ИХ ПОДГОТОВКА К ТРУБОПРОВОДНОМУ ТРАНСПОРТУ
4.1. Состав нефтей и их классификация
4.2. Подготовка нефти к транспорту
4.3. Прием (сдача) нефти для транспортировки по магистральным нефтепроводам
4.4. Физико-химические свойства нефтей

Глава 5. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
5.1. Структура и основные характеристики линейной части
5.2. Трубы для нефтепроводов
5.3. Камеры приема и пуска поточных средств
5.4. Арматура
5.5. Нормативная методика расчета нефтепроводов на прочность
5.6. Нагрузки и воздействия

Глава 6. НАСОСЫ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ
6.1. Принцип действия центробежных насосов
6.2. Нефтяные центробежные насосы
6.3. Гидравлические (Q-H) характеристики центробежных насосов
6.4. Подпорные насосы
6.5. Изменение насосных характеристик
6.6. Привод насосов

Глава 7. НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
7.1. Классификация нефтеперекачивающих станций и характеристика основных объектов
7.2. Генеральный план нефтеперекачивающих станций
7.3. Технологические схемы нефтеперекачивающих станций
7.4. Конструкция и компоновка насосного цеха
7.5. Вспомогательные системы насосного цеха
7.6. Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций

Глава 8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ ПЕРЕКАЧКИ
8.1. Исходные данные для технологического расчета
8.2. Уравнение Бернулли для участка нефтепровода
8.3. Коэффициент гидравлического сопротивления
8.4. Гидравлический уклон
8.5. Уравнение баланса напоров для участка нефтепровода
8.6. (Q-H)характеристики участка трубопровода
8.7. Нефтепроводы с промежуточными перекачивающими станциями
8.8. Согласование работы участков нефтепровода с промежуточными перекачивающими станциями, работающими по схеме из насоса в насос
8.9. Выбор оптимальных параметров нефтепровода

Глава 9. СПЕЦИАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ПЕРЕКАЧКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ
9.1. Основные технологии перекачки высоковязких и застывающих нефтей
9.2. “Горячая» перекачка
9.3. Заполнение трубопровода высоковязкой нефтью
9.4. Остановки перекачки
9.5. Уравнение притока тепла при стационарном режиме “горячей» перекачки
9.6. Вычисление коэффициента теплопередачи
9.7. Решение уравнения Шухова
9.8. Вычисление потерь напора при «горячей» перекачке
9.9. Вычисление потерь напора в турбулентном потоке
9.10. Вычисление потерь напора при ламинарном режиме течения
9.11. Вычисление потерь напора при различных режимах течения нефти на рассматриваемом участке трубопровода
9.12. Перекачка высоковязких и застывающих нефтей в смеси с углеводородными разбавителями
9.13. Перекачка термически обработанных нефтей
9.14. Применение депрессорных присадок при трубопроводном транспорте высокопарафинистых нефтей

Глава 10. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНАЯ ПЕРЕКАЧКА НЕФТЕЙ
10.1. Сущность последовательной перекачки нефтей методом прямого контактирования
10.2. Теория смесеобразования в зоне контакта последовательно движущихся партий нефтей
10.3. Гидравлические особенности расчета нефтепровода при последовательной перекачке нефтей

Глава 11. НЕФТЕНАЛИВНЫЕ ТЕРМИНАЛЫ
11.1. Причальные сооружения
11.2. Шлангующие устройства
11.3. Технологические трубопроводы и оборудование терминалов
11.4. Резервуарные парки терминалов
11.5. Грузовые операции погрузки танкера у стационарных причалов

Глава 12. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ
12.1. Инерционные свойства потока нефти в трубопроводе
12.2. Гидравлический удар в нефтепроводах
12.3. Расчет нестационарных режимов работы нефтепровода

Глава 13. СИСТЕМЫ АВТОМАТИКИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАН-НОГО УПРАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НЕФТЕПРОВОДАМИ
13.1. Основные требования к системе автоматизации объектов магистральных нефтепроводов
13.2. Автоматическая защита и управление магистральными насосными агрегатами
13.3. Автоматическая защита и управление подпорными насосными агрегатами
13.4. Автоматизация вспомогательных систем
13.5. Автоматическое пожаротушение
13.6. Объем автоматизации операторной (МДП)
13.7. Телемеханизация объектов магистральных нефтепроводов
13.8. Информационная система ОАО «АК ‘ Транснефть»

Глава 14. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА НЕФТЕПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ
14.1. Классификация коррозионных процессов
14.2. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
14.3. Защитные покрытия для нефтепроводов
14.4. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
14.5. Противокоррозионная защита резервуаров

Технологический трубопроводный транспорт нефти

01.04.2016 23:42 — дата обновления страницы


e-mail:
office@matrixplus.ru
tender@matrixplus.ru

icq:
613603564

skype:
matrixplus2012

телефон
+79173107414
+79173107418

г. С аратов

поддержка проекта:
разместите на своей странице нашу кнопку! И мы разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на e-mail

Технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов

Трубопроводный транспорт нефти вследствие своей низкой себестоимости и удобства эксплуатации за период менее 100 лет с момента своего возникновения стал основным видом внутриконтинентального транспорта нефти в нашей стране и в большинстве развитых капиталистических стран.

Нефти, добываемые в нашей стране, существенно различаются по содержанию парафина и асфальтосмолистых веществ и, следовательно, по вязкости и температуре застывания. Высокая вязкость и большое содержание парафина сильно осложняют трубопроводный транспорт таких нефтей, особенно при сравнительно низких температурах грунта, характерных для большинства районов страны. Высоковязкие и парафинистые нефти транспортируют по нефтепроводам, в большинстве случаев в подогретом состоянии. Примером может служить нефтепровод Узень — Гурьев — Куйбышев, по которому перекачивают мангышлакские нефти, предварительно подогретые до 60-65° С, так как они содержат до 25 % парафина и застывают при температуре 30° С.

Поскольку в промышленную разработку в период до 2000 г. будут вовлечены ряд месторождений высоковязких и парафинистых нефтей, в том числе в северных районах Тюменской области и на севере Коми АССР, проблема трубопроводного транспорта таких нефтей приобретает особенно важное значение. Дело осложняется тем, что нефтепроводы ряда северных месторождений с такими нефтями должны прокладываться по районам с многолетнемерзлыми грунтами, и подогревать эти нефти не всегда можно, так как мерзлый грунт будет таять и нефтепровод потеряет устойчивость, что может быть причиной разрыва труб.

Рис. 19. Схема магистрального нефтепровода

Поэтому там, где это возможно, перекачку высоковязких се верных нефтей нужно осуществлять с маловязкими разбавителями (маловязкая нефть, конденсат) или в газонасыщенном состоянии (т.е. с растворенным попутным газом), что позволит отказаться от предварительного подогрева таких нефтей.

Магистральный нефтепровод (рис. 19), как правило, начинается с головной насосной станции (ГНС) 3 и заканчивается конечным пунктом 16 и состоит из:

линейных сооружений, представляющих собой собственно трубопровод, по которому и происходит перекачка нефти, и вспомогательных линейных сооружений (линия связи, система противокоррозионной защиты, вдоль трассовых дорог и т.п.) ;

перекачивающих насосных станций, осуществляющих перекачку нефти, станций подогрева нефти при перекачке высоковязких нефтей; конечного пункта. Нефть с промысла поступает в резервуарный парк 4 ГНС 3. Резервуарный парк ГНС предназначен для приема нефти с промысла в случае остановки перекачки по нефтепроводу и подачи нефти в трубопровод при остановке поставки нефти с промысла. Объем резервуарного парка принимается равным двух-, трехсуточной пропускной способности магистрального нефтепровода.

Из резервуарного парка нефть откачивается подпорными центробежными насосами 2, которые создают необходимый подпор (т.е. повышенное давление — от 0,5 до 0,8 МПа) перед основными центробежными насосами 1, чтобы избежать кавитации в них. Основные насосы подают нефть в магистральный трубопровод 5 с линейной запорной арматурой 6. Основные насосы соединяются в большинстве случаев последовательно по 2 или 3 (в зависимости от заданного режима перекачки) , чтобы создать необходимое рабочее давление в нефтепроводе. Привод насосов на нефтеперекачивающих станциях осуществляет ся от электродвигателей. Выпускается несколько типоразмеров центробежных насосов для магистральных нефтепроводов и нефтепродукто-проводов (серия НМ)с различной подачей — от 125 м3/ч до 12,5 тыс.м3/ч и напором от 500 до 200 м. Рабочее давление в нефтепроводах в зависимости от диаметра изменяется от 6,4 (для диаметра 530 мм) до 5,5 МПа (для диаметра 1220 мм). Это давление расходуется на преодоление потоком нефти гидравлического сопротивления, оказываемого стенками труб, и по длине трубопровода постепенно уменьшается. В том месте на трассе, где давление в нефтепроводе снижается до минимально подпора, размещают следующую нефтеперекачивающую станцию — промежуточную НС 11, и процесс повторяется снова до следующей промежуточной станции. Промежуточные станции размещают по трассе нефтепровода в соответствии с гидравлическим расчетом, в среднем через 100-150 км в зависимости также от рельефа местности. Промежуточные нефтеперекачивающие станции не имеют, как правило, резервуаров и подпорных насосов, и перекачка нефти по магистральному нефтепроводу производится по схеме «из насоса в насос», т.е. из насосов предыдущей в насосы последующей станции, и так в пределах эксплуатационного участка, включающего от 3 до 4 перегонов между насосными станциями (т.е. на протяжении 300-500 км). В начале каждого эксплуатационного участка размещают нефтеперекачивающую станцию 13 с резервуарами и подпорными насосами. На своем протяжении нефтепровод проходит через естественные препятствия (реки 10) и искусственные (железные 8 и шоссейные 7 дороги). В зависимости от условий местности могут применяться подземная, надземная или наземная прокладки нефтепровода.

Читайте также  3d модели канализационных фитингов

На конечном пункте нефтепровода 16 нефть поступает в резервуары 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.

Трубопроводный транспорт нефтепродуктов массового потребления приобретает все большее значение и интенсивно развивается. Схема магистрального нефтепродуктопровода практически не отличается от схемы магистрального нефтепровода. До 80-х годов сооружались так называемые «стволовые» нефтепродуктопроводы, соединяющие нефтеперерабатывающий завод с каким-либо городом в районе потребления нефтепродуктов. А уж из этого города — конечного пункта нефтепродуктопровода нефтепродукты по железной дороге и автотранспортом доставлялись непосредственно на нефтебазы данного региона, откуда, их и забирали потребители. К 1981 г. таких «стволовых» нефтепродуктопроводов было около 13тыс. км и они имели лишь очень небольшое число промежуточных ответвлений к близлежащим нефтебазам. Доля трубопроводного транспорта нефтепродуктов в этот период не превышала 11 % общего количества перевозок нефтепродуктов всеми видами транспорта.

Необходимость перегрузки нефтепродуктов на другие виды транспорта с конечного пункта «стволового» нефтепродуктопровода для доставки их непосредственно на распределительные нефтебазы существенно увеличивает общую себестоимость снабжения потребителей и во многом сводит на нет преимущества трубопроводного транспорта. Поэтому начиная с 1980 г. ведется проектирование и сооружение так называемых разветвленных систем нефтепродуктопроводов. Каждая такая разветвленная трубопроводная система будет соединять НПЗ непосредственно с большим числом распределительных нефтебаз данного региона. Это позволит избежать в значительной степени перегрузок нефтепродуктов на другие виды транспорта, тем самым существенно повысить экономичность их доставки потребителям, полнее использовать преимущества трубопроводного транспорта и повысить надежность снабжения нефтепродуктами.

Трубопроводный транспорт нефтепродуктов удобнее еще и тем, что позволяет по одному и тому же нефтепродуктопроводу перекачивать последовательно разные светлые нефтепродукты, например бензин и дизельное топливо. При этом разные нефтепродукты транспортируются по одному и тому же трубопроводу в виде следующих друг за другом партий с раздельным приемом этих нефтепродуктов в разные резервуары на конечном пункте нефтепродуктопровода или на распределительной нефтебазе, подключенной к нему. Технология такой последовательной перекачки широко применяется уже более 40 лет на отечественных нефтепродуктопроводах. По некоторым магистральным нефтепродуктопроводам последовательно перекачивают по несколько сортов бензина и дизельного топлива.

Трубопроводы могут также успешно использоваться для доставки мазута от НПЗ до ближайших тепловых электростанций или других крупных потребителей на расстояния, как правило, не свыше 150- 200 км. Мазут — это высоковязкий нефтепродукт и легко перекачивается по трубопроводу лишь в подогретом состоянии, так как при повышении температуры его вязкость уменьшается. Однако необходимость подогрева мазута удорожает трубопроводный транспорт и требует применения специальных мер предосторожности на случай аварийной или плановой остановки перекачки (например, при замещении мазута маловязкими нефтепродуктами).


форсунок в ультразвуковых ваннах и на стендах

для железнодорожного транспорта, сертифицированные ВНИИЖТ- «Фаворит К» и «Фаворит Щ», внутренняя и наружная замывка вагонов.

Технологический трубопроводный транспорт нефти

Современный нефтепровод — это сложная система, состоящая из инженерно-технических сооружений. Смысл ее работы — хранить и переправлять нефть и нефтепродукты, обеспечивать нефтью потребителей. Это не только добыча нефти и переправка ее внутри нефтепровода. Это еще и отправка партий нефти на разных видах транспорта до автозаправок и других предприятий, где используется нефть. Все это возможно, благодаря современным нефтепроводам.

Устройство современных нефтепроводов

Нефтепроводы способны работать в самых сложных условиях. Они выдерживают разную окружающую температуру, высокое давление рабочей среды при перекачке нефти, высокую температуру и перепады температуры внутри труб системы. Поэтому к трубопроводам предъявляются повышенные технические требования. Это требует большого количества внимания при разработке и монтаже системы.

Разработкой и монтажом трубопроводных систем занимаются отдельные проектные, инженерные, строительные организации. Стоимость нефтепровода обычно очень высокая и составляет примерно 30% от стоимости всего предприятия.

Важно, чтобы монтаж нефтепровода проводился с учетом последнего развития нефтедобывающего оборудования. Это в итоге поможет сократить затраты и сделать работу предприятия эффективным.

Чтобы нефтепровод был современным, стоит обращаться только к специалистам, которые знакомы с последними данными о строительстве и монтаже нефтепроводов.

Также на срок службы и качество работы нефтепровода влияет правильная эксплуатация всех его частей, использование разного вида труб по их прямому назначению.

В современных нефтепроводах используются трубы из стали, из пластика и так называемые резино-тканевые рукава. Каждый вид труб имеет свои особенности работы и монтажа.

Основные части технологического трубопровода нефтебазы

Трубопровод считается технологическим, если он построен непосредственно на нефтебазе и по нему транспортируется нефть, полуфабрикаты нефти, отходы производства.

Это сооружение представляет собой плотно соединенные между собой трубы, другие детали трубопровода, крепежные детали, запорно-регулирующие аппараты, а также прокладки, подвески, противокоррозионную изоляцию, тепловую изоляцию.

Из-за особенностей работы технологический трубопровод состоит из разветвленной, протяженной сети труб с разной конфигурацией. Трубы в таком трубопроводе могут быть разной длины и ширины. Это могут быть разные типы труб с разным диаметром и толщиной стенок.

Трубы подходят для разных рабочих сред с разной температурой. Также они подбираются под разные условия эксплуатации и укладки — в тоннелях, траншеях, каналах, вертикально на стойке, в многоярусных эстакадах. Некоторые трубы должны будут работать на больших высотах. От всего этого зависит сложный процесс монтажа трубопровода. Такое строение и рабочие условия требуют внимательного составления схемы монтажных работ по созданию трубопровода.

Внутреннее сечение труб

Для работы трубопровода важен внутренний диаметр труб. Это связано с непосредственными функциями системы. По трубам с разной скоростью должна проходить рабочая среда. Также внутри трубы может быть разная температура и давление.

У трубы могут различаться наружный и внутренний диаметры. Внутренний диаметр называется проходом трубы.

Для слежения за эксплуатацией трубопровода часто используется термин условного давления. Это связано с тем, что прочность трубы и всех примыкающих соединительных деталей снижается при работе с рабочей средой с разной температурой.

Виды трубопроводов

Трубопроводы можно разделить на разные виды, которые подходят для разной рабочей среды (в том числе и агрессивной), они изготавливаются из разного материала, могут быть установлены над землей, под землей, в помещении, вертикально и горизонтально.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: