Магістральні нафтопроводи
Пам'ятаєте прислів'я: «За морем
телицю - полушка, так рубль перевіз ... »Вона як не можна краще характеризує важливість
транспортної проблеми. Можна, використовуючи останні досягнення науки і техніки,
добути дуже дешеву сировину. Але не забувайте: більшість нафтопромислів в
даний час знаходиться далеко від нафтопереробних підприємств.
Можна, звичайно, використовувати традиційні
види транспорту. На морі вантажити видобуту нафту в танкери, на суші в
залізничні цистерни. Але чи вигідно це?
Навіть на морі, де сучасні супертанкери
забирають в трюми відразу сотні тисяч тонн палива, таке рішення транспортної
проблеми не можна назвати найкращим. Адже подібна транспортування не так вже
дешева. До того ж, часті аварії танкерів призводять до забруднення навколишнього
середовища, знищують все живе на сотні миль навколо, та й регулярність такого
повідомлення могла б бути кращою: як відомо, і по цю пору швидкість руху
морського транспорту багато в чому залежить від погоди.
Ще гірше справи йдуть на суші. Для
перевезення палива нам знадобилося б з кожним роком будувати все нові й нові
залізні дороги, по яких снували б незліченні склади цистерн. А вже з
газом ще гірше: замість цистерн довелося б заводити цілий парк спеціальних
«Термосів», в яких би постійно підтримувалася температура мінус 80 градусів
Цельсія і нижче при тиску 5-б МПа - тільки так можна перевозити газ у рідкому
стані.
Власне так і роблять, наприклад, при
транспортуванні метану з Алжиру в США. Створено цілий флот танкерів-метановози.
У них на борту працюють спеціальні компресорні та холодильні установки,
підтримують потрібний режим у танкерах, з тим, щоб метан був у потрібному
(рідкому) агрегатному стані. Під час рейсу частина перевозиться метану
витрачається на роботу холодильних установок.
Число таких плавучих «термосів» обчислюється
десятками. У той же час важко уявити собі таку транспортну технологію
в сухопутній виконанні.
На щастя, ми можемо про все це говорити
в умовному способі. Фахівці знайшли інше рішення транспортної
проблеми. По всій країні та за її межі прокладена потужна і розгалужена мережа
трубопроводів, і розвиток цієї мережі триває.
Трубопроводи в нашій країні за темпами зростання
вантажообігу набагато випередили інші види транспорту. Частка їх у загальному обсязі
перевезень швидко зростала і досягла майже третини загального вантажообігу країни. Настільки
стрімкі темпи пояснюються виключно високою економічністю
трубопроводів. Досить сказати, що на доставку кожної тонни нафти по трубах
потрібно в 10 з гаком разів менше зусиль, ніж для її перевезення по
залізницях. Цей прогресивний вид транспорту щорічно заощаджує працю
приблизно 750 тисяч чоловік!
В даний час трубопровідний транспорт
стає осередком новітніх досягнень вітчизняної науки і техніки.
Здавалося б, що тут хитрого: труба вона і є труба ... Але саме по собі
виготовити трубу, та ще більшого діаметра - досить складна
інженерно-технічна задача. Тим не менш, у короткий термін виробництво таких
труб було налагоджено на підприємствах нашої країни.
Інша проблема при будівництві
нафтогазопроводах - всі труби необхідно герметично зварювати в єдину нитку, і
притому досить довгу: той же газопровід Уренгой - Помари - Ужгород має
протяжність близько 4500 кілометрів!
А загальна довжина зварних швів, як
показують розрахунки, в 1,5 рази перевищує довжину самого трубопроводу.
Систематичне спорудження нафтопроводів у
районах видобутку нафти - в Урало-Поволжя і Закавказзя було розпочато в середині
60-х років, минулого століття В цей період, зокрема, були побудовані
трансконтинентальні нафтопроводи Туймази-Омськ (вперше застосовані труби
діаметром 530 мм), Туймази - Омськ - Новосибірськ - Іркугск діаметром 720 мм і
довжиною 3662 км, нафтопроводи Алмет'евськ - Горький (перша нитка) Алмет'евськ --
Перм, Ішимбай - Орськ, Горький - Рязань, Тихорецьк - Туапсе, Рязань - Москва і
ін Необхідно особливо відзначити, що в 1955 р. був введений в експлуатацію перший
«Гарячий» нафтопровід Озек-Суат - Грозний діаметром 325 мм і довжиною 144
км; по ньому вперше в нашій країні стали транспортувати нафту після
попереднього підігріву в спеціальних печах.
У 1964 р. був введений в експлуатацію
найбільший у світі за довжиною (5500 км разом з відгалуженнями)
трансєвропейської нафтопровід «Дружба», що з'єднує родовища нафти в
Татарстану і Куйбишевської області з східно-європейськими країнами (Чеська Республіка,
Словаччина, Угорщина, Польща, Німеччина).
Відкриття найбільших родовищ нафти в Західному
Сибіру докорінно змінило пріоритети трубопровідного будівництва.
Транспортування нафти з цього регіону до існуючих промислових центрів
була вкрай ускладнена. Відстань від родовищ до найближчої
залізничної станції становило понад 700 км. Єдина транспортна
магістраль - річка Об і впадає в неї річка Іртиш - судноплавні не більше 6 міс.
на рік. Забезпечити транспортування дедалі більших обсягів нафти міг тільки
трубопровідний транспорт.
У грудні 1965 р. було завершено будівництво
і введений в експлуатацію перший в Сибіру нафтопровід Шаім - Тюмень діаметром
529 - 720 мм і довжиною 410 км. У листопаді 1965 р. розпочато і в жовтні 1967
р. завершено будівництво нафтопроводу Усть-Балик - Омськ діаметром 1020 мм і
протяжністю 964 км (у США трубопроводів такого діаметру ще не було) Восени
1967 розпочато і в квітні 1969 р. завершено будівництво нафтопроводу
Нижньовартовськ - Усть-Балик діаметром 720 мм і довжиною 252 км. У
наступні роки на базі Західно-Сибірських родовищ були побудовані
трансконтинентальні нафтопроводи Усть-Балик - Курган - Уфа - Алмет'евськ (1973
р.), Олександрівське - Анжеро-Судженськ - Красноярськ - Іркутськ (1973 р.),
Нижньовартовськ - Курган - Куйбишев (1976 р.), Сургут - Горький - Полоцьк (1979 р.)
та ін
Тривало будівництво нафтопроводів і
в інших регіонах. У 1961 р. на родовищах Узень і Жетибай (Южне
Мангишлак) були отримані перші фонтани нафти, а вже в квітні 1966 р. вступив до
лад нафтопровід Узень - Шевченко довжиною 141,6 км. Надалі він був продовжений
спочатку до Гур'єва (1969 р.), а потім до Куйбишева (1971 р.). Введення в
експлуатацію нафтопроводу Узень - Гур'єв - Куйбишев діаметром 1020 мм і
протяжністю 1750 км дозволив вирішити проблему транспорту високов'язкої і
високозастивающей нафти Мангишлака. Для цього була вибрана технологія перекачування
з попереднім підігрівом у спеціальних печах. Нафтопровід Узень - Гур'єв --
Куйбишев став найбільшим «гарячим» трубопроводом світу.
Були продовжені нафтопроводи Алмет'евськ --
Горький і Туймази - Омськ - Новосибірськ на ділянках відповідно Горький --
Ярославль - Кириши і Новосибірськ - Красноярськ - Іркутськ.
На інших напрямках у 1971 - 1975 рр..
були побудовані нафтопроводи Уса - Ухта - Ярославль - Москва, Куйбишев --
Тихорецька - Новоросійськ та інші. У 1976 - 1980 рр.. - Нафтопроводи Куйбишев --
Лисичанськ - Одеса, Холмогори - Сургут, Омськ - Павлодар, Каламкас - Шевченко,
Самгорі - Батумі й інші, в 1981 - 1985 рр.. - Нафтопроводи Холмогори - Перм --
Алмет'евськ - Клин, Возей - Вуса - Ухта, Кенкіяк - Орськ, Павлодар - Чимкент --
Чардар - Фергана, Прорва - Гур'єв, Красноленінскій - Шаім, Тюмень - Юргамиш,
Грозний - Баку.
В даний час всі магістральні
нафтопроводи Росії експлуатуються ВАТ «АК Транснефть», яке є
транспортною компанією і об'єднує 11 російських підприємств трубопровідного
транспорту нафти, які володіють нафтовими магістралями, що експлуатують і
обслуговують їх. При русі від вантажовідправника до вантажоодержувача нафту
проходить у середньому 3 тис. км. ВАТ «АК Транснефть» розробляє найбільш
економічні маршрути руху нафти, тарифи на перекачування і перевалку нафти з
затвердженням їх у Федеральної енергетичної комісії (ФЕК).
Взаємовідносини ВАТ АК «Транснефть» з
вантажовідправниками регулюються «Положенням про прийом та рух нафти в системі
магістральних нафтопроводів ", затвердженого Міненерго РФ наприкінці 1994 р. Цей
документ включає методику визначення оптимальних обсягів постачання нафти та
газового конденсату на нафтопереробних заводах (НПЗ) Росії, квот
нафтопереробних підприємств для постачання на експорт, порядок складання
щоквартальних графіків транспортування нафти для кожного з виробників (з
розбивкою по місяцях). Документ проголошує рівнодоступного всіх
відправників вантажу до системи трубопровідного транспорту.
За станом на 2002 р. ВАТ АК «Транснефть»
експлуатувала 48,6 тис. км магістральних нафтопроводів діаметром від 400 до
1220 мм, 322 нафтоперекачечні станції, резервуари загальним обсягом по
будівельному номіналом 13,5 млн м3. 32% нафтопроводів мали термін експлуатації
до 20 років, 34% - від 20 до 30 років і понад 30 років експлуатується 34%
нафтопроводів. Компанія виконує власними силами і засобами практично
весь комплекс профілактичних та ремонтно-відновлювальних робіт на всіх
об'єктах магістральних нафтопроводів. До складу нафтопровідних підприємств
входять 190 аварійно-відновлювальних пунктів, 71 ремонтно-будівельна колона
для виконання капітального ремонту лінійної частини, 9 центральних
(регіональних) без виробничого обслуговування і ремонту та 38 баз
виробничого обслуговування. У травні 1991 р. в компанії створено Центр
технічної діагностики, ВАТ ЦТД «Діаскан», який забезпечує проведення
діагностики магістральних нафтопроводів.
До теперішнього часу нафту різних
родовищ надходить на вітчизняні нафтопереробні заводи та експорт
по системі нафтопроводів ВАТ «Транснефть».
нафтопроводом прийнято називати трубопровід,
призначений для перекачування нафти і нафтопродуктів (при перекачування нафтопродукту
іноді вживають термін нафтопродуктопровід). Залежно від виду
перекачується нафтопродукту трубопровід називають також бензино-, гас-,
мазутопроводом і т.д.
За своїм призначенням нафто-і
нафтопродуктопроводи можна розділити на наступні групи:
промислові - з'єднують свердловини з
різними об'єктами і установками підготовки нафти на промислах;
магістральні (МН) - призначені для
транспортування товарної нафти і нафтопродуктів (у тому числі стабільного
конденсату і бензину) з районів їхнього видобутку (від промислів) виробництва або
зберігання до місць споживання (нафтобаз, перевалочних баз, пунктів наливу в
цистерни, нафтоналивних терміналів, окремих промислових підприємств і НПЗ).
Вони характеризуються високою пропускною здатністю, діаметром трубопроводу від
219 до 1400 мм і надлишковим тиском від 1,2 до 10 МПа;
технологічні - призначені для
транспортування в межах промислового підприємства або групи цих
підприємств різних речовин (сировини, напівфабрикатів, реагентів, а також
проміжних або кінцевих продуктів, отриманих або які використовуються в
технологічному процесі та ін), необхідних для ведення технологічного
процесу або експлуатації устаткування.
Згідно з СНиП 2.05.06 - 85 магістральні
нафто-і нафтопродуктопроводи підрозділяються на чотири класи в залежності від
умовного діаметра труб (в мм): 1 - 1000-1200 включно: II - 500-1000
включно; III - 300-500 включно; IУ - 300 і менш
Поряд з цією класифікацією СНиП 2.05.07 --
85 встановлює для магістральних нафтопроводів категорії, які вимагають
забезпечення відповідних міцності на будь-якій ділянці
трубопроводу:
Діаметр
нафтопроводу, мм
до 700
700 і більше
Категорія
нафтопроводу при прокладанні
підземної
IV
III
наземної та підземної
III
III
Наведена класифікація та
категорії трубопроводів визначають в основному вимоги, пов'язані з
забезпеченням міцності або незруйновними труб. У північній природно-кліматичній зоні всі
трубопроводи відносяться до категорії III. Виходячи з цих же вимог у СНиП
2.05.06 - 85 визначені також і категорії, до яких слід відносити не тільки
трубопровід в цілому, але й окремі його ділянки. Необхідність в такій
класифікації пояснюється відмінністю умов, в яких буде знаходитися трубопровід
на тих чи інших ділянках місцевості, і можливими наслідками у разі
руйнування трубопроводу на них. Окремі ділянки нафтопроводів можуть
ставитися до вищої категорії В, категорії I або II. До вищої категорії В
відносяться трубопровідні переходи через судно-і несудноплавних річки при діаметрі
трубопроводу 1000 мм і більше. До ділянок категорії I відносяться під-та надводні
переходи через річки, болота типів II і III, гірські ділянки, вічній
грунти.
До ділянок категорії II відносяться під-і
надводні переходи через річки, болота типу і, Косогірний ділянки, переходи під
дорогами і т.д.
Прокладання трубопроводів можна здійснювати
поодиноко і паралельно діючим або проектуються магістральним
трубопроводах у технічному коридорі. Під технічним коридором магістральних
трубопроводів згідно СНиП 27.05.06-85 розуміють систему паралельно
прокладених трубопроводів по одній трасі. В окремих випадках допускається
прокладка нафто-і газопроводів в одному коридорі.
Технологічні трубопроводи в залежності
від фізико-хімічних властивостей і робочих параметрів (тиску Р і температури Т)
поділяються на три групи (А, Б, В) і п'ять категорій. Групи і категорію
технологічного трубопроводу встановлюють по параметру, що вимагає
віднесення його до більш відповідальної групі або категорії. Клас небезпеки
шкідливих речовин варто визначати за ГОСТ 12.1.005-76 і ГОСТ 12.01.007-76,
вибухопожежонебезпекою - за ГОСТ 12.1.004-76. Нафта має клас небезпеки II,
масла мінеральні нафтові - III, бензини - IV.
Для технологічних трубопроводів
нефтеперекачіваюшіх станцій важливе значення має правильний вибір параметрів
транспортується речовини. Робочий тиск приймається рівним надлишкового
максимальному тиску, що розвивається насосом, компресором або іншим джерелом
тиску, чи тиску, на який відрегульовані запобіжні пристрої.
Робочу температуру приймають рівною максимальної або мінімальної температури
транспортується речовини, встановленої технологічним регламентом або
іншим нормативним документом (СНиП, РД, СН п т.д.).
Склад споруд магістральних
нафтопроводів
рис 20.1.
До складу магістральних нафтопроводів
входять: лінійні споруди, головні та проміжні перекачують і наливні
насосні станції і резервуарні парки (рис. 20.1). У свою чергу лінійні
споруди згідно з СНиП 2.05.06 - 85 включають: трубопровід (від місця виходу з
промислу підготовленої до дальнього транспорту товарної нафти) з відгалуженнями,
лупінгамі, арматурою, переходами через природні та штучні
перешкоди, вузлами підключення нафтоперекачувальних станцій, вузлами пуску і
прийому очисних пристроїв і роздільників при послідовної перекачування,
установки електрохімічного захисту трубопроводів від корозії, лінії і
споруди технологічного зв'язку, засоби телемеханіки трубопроводу, лінії
електропередачі, призначені для обслуговування трубопроводів, і на подобу
електропостачання і дистанційного управління арматурою та установками
електрохімічного захисту трубопроводів; протипожежні засоби,
протівоеррозіонние і захисні споруди трубопроводу; ємності для зберігання і
розгазування конденсату, комори для аварійного випуску нафти, будівлі
і ємкості для хімічних продуктів; постійні дороги і
вертолітні майданчики, розташовані уздовж траси трубопроводу, і під'їзди до
ним, розпізнавальні та сигнальні знаки місцезнаходження трубопроводу; пункти
підігріву нафти покажчики та попереджувальні знаки.
Основні елементи магістрального
трубопроводу - зварені в безперервну нитку труби, що представляють собою
власне трубопровід. Як правило, магістральні трубопроводи заглиблюють в
грунт звичайно на глибину 0,8 м до верхньої твірної труби, якщо більша або
менша глибина закладення не диктується особливими гео?? огіческімі умовами або
необхідністю підтримки температури перекачується продукту на певному
рівні (наприклад, для виключення можливості замерзання скопилася води) Для
магістральних трубопроводів застосовують суцільнотягнені мули зварні труби діаметром
300-1420 мм. Товщина стінок труб визначається проектним тиском в
трубопроводі, який може досягати 10 МПа. Трубопровід, що прокладаються по
районам у вічній грунтами або через болота, можна укладати на опори
або в штучні насипи.
На перетинах великих річок нафтопроводи
іноді обтяжують закріпленими на трубах вантажами або суцільними бетонними
покриттями закріплюють спеціальними анкерами і заглиблюють нижче дна річки. Крім
основний, укладають резервну нитку переходу того ж діаметру. На перетинах
залізних і великих шосейних доріг трубопровід проходить в патроні з труб,
діаметр яких на 100-200 мм більше діаметра трубопроводу.
З інтервалом 10-30 км в залежності від
рельєфу траси на трубопроводі встановлюють лінійні засувки для перекриття
ділянок у разі аварії або ремонту.
Уздовж траси проходить лінія зв'язку
(телефонна, радіорелейний), яка в основному має диспетчерське призначення.
Її можна використовувати для передачі сигналів телеізмеренія і телеуправління.
Наявні уздовж траси станції катодного і дренажного захисту, а також
протектори захищають трубопровід від зовнішньої корозії, будучи доповненням до
протикорозійного ізоляційного покриття трубопроводу.
нафтоперекачувальну станцію (НПС)
розташовуються на нафтопроводах з інтервалом 70-150 км. Перекачують
(насосні) станції нафтопроводів і нафтопродуктопроводів обладнуються, як
правило, відцентровими насосами з електроприводом. Подача застосовуваних у
Нині магістральних насосів досягає 12500 м3/ч. На початку
нафтопроводу знаходиться головний нафтоперекачувальну станцію (ГНПС), яка
розташовується поблизу нафтового промислу або в кінці підвідних трубопроводів,
якщо магістральний нафтопровід обслуговують кілька промислів або один
промисел розкиданий на великій території, ГНПС відрізняється від проміжних
наявністю резервуарного парку обсягом, рівним дво-, тридобовий пропускної
здатності нафтопроводу. Крім
основних об'єктів, на кожній насосної станції є комплекс допоміжних
споруд: трансформаторна підстанція, що знижує що подається по лінії
електропередач (ЛЕП) напруги від 110 або 35 до 6 кВ, котельня, а також
системи водопостачання, каналізації, охолодження і т.д. Якщо довжина нафтопроводу
перевищує 800 км, його розбивають на експлуатаційні ділянки довжиною 100-300 км,
в межах яких можлива незалежна робота насосного обладнання.
Проміжні насосні станції на кордонах ділянок повинні мати у своєму розпорядженні
резервуарним парком обсягом, рівним 0,3-1,5 добової пропускної здатності
трубопроводу. Як головний, так і проміжні насосні станції з
резервуарними парками обладнуються підпірними насосами. Аналогічно пристрій
насосних станцій магістральних нафтопродуктопроводів.
Теплові станції встановлюють на
трубопроводах, що транспортують високо застигає і високов'язкі нафти і
нафтопродукти іноді їх поєднують з насосними станціями. Для підігріву
перекачується продукту застосовують парові або вогневі підігрівачі (печі
підігріву) для зниження теплових втрат такі трубопроводи можуть бути забезпечені
теплоізоляційним покриттям.
По трасі нафтопроводу можуть споруджуватися
наливні пункти для перевалки та наливу нафти в залізничні цистерни.
Кінцевий пункт нафтопроводу - або сировинної
парк нафтопереробного заводу, або перевалочна нафтобаза, звичайно
морська, звідки нафта танкерами перевозиться до нафтопереробних заводів або
експортується за кордон.
Список літератури
Для підготовки даної роботи були
використані матеріали з сайту http://www.ngfr.ru
