Ответы на вопросы диф. зачета

Основные виды транспортировки нефти и нефтепродуктов. Преимущества трубопроводного транспорта. Классификация трубопроводов

Основные виды транспорта:
Автомобильный
Железодорожный (в цистернах)
Водный (на танкерах)
Воздушный (авиатранспорт)
Трубопроводный (ТП-й)

Преимущества ТП-го транспорта:
1. Основной и один из дешевых.
2. Обеспечивает энергетическую безопасность страны, позволяет разгрузить ж/д транспорт для перевозок других грузов.
3. Ритмичность работы поставщиков и потребителей, наибольшая автоматизация технологических процессов.
4. Наименьшие потери нефти.
5. Протяженность ТП постоянно увеличивается, осуществляется модернизация, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистрального трубопровода.

Классификация ТП

Нефтепроводом называют ТП, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта ТП называют бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.
По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы разделяют на группы:
промысловые – соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;
магистральные (МНП, МНПП) – предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в т.ч. стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов), производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром ТП от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПА;
технологические – предназначенные для траспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ, необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
В зависимости от условного диаметра труб (в мм) МНП и МНПП разделяются на 4 класса: I – 1000-1200 включительно, II – 500-1000 включительно, III – 300-500 включительно, IV – 300 и менее.

Диаметр МНП, мм
700
700 и более

Категория МНП при прокладке:


подземной
IV
III

наземной и подземной
III
III


Необходимость в классификации отдельных участков ТП объясняется различием условий, в которых будет находиться ТП на тех или иных участках местности. Отдельные участки НП могут относится к высшей категории В (ТП-е переходы через судо- и несудоходные рекипри диаметре ТП 1000 мм и более), категории I (под- и надводные переходы через реки, болота, горные участки, вечномерзлые грунты), категории II (под- и надводные переходы через реки, болота, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.).
Существует классификация технологических ТП в зависимости от опасности транспортируемого вещества (вредные, взрывопожароопасные, трудногорючие или негорючие). При транспортировке нефти (класс опасности II) используют технологические трубопроводы I категории, масел минеральных нефтяных (класс опасности III) – трубопроводы I, II категории, бензина (класс опасноти IV), горючих газов – трубопроводы I, II, III категории.

Состав сооружений магистральных трубопроводов
В состав магистрального нефтепровода входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.
Линейные сооружения включают: трубопровод (ТП) (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций (НПС), узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке; установки электрохимической защиты ТП от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики ТП; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания ТП, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой; противопожарные средства, защитные сооружения ТП; емкости для хранения и разгазирования конденсата, здания и сооружения линейной службы эксплуатации ТП; постоянные дороги и вертолетные площадки, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения ТП и т.д.
Основные элементы магистрального трубопровода (МТП) – сваренные в непрерывную нитку трубы (ТП). МТП заглубляют в грунт обычно на 0,8 м до верхней образующей трубы, если нет особых геологических условий или необходимости поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для МТП применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным Р (до 10 МПа) в ТП.
С интервалом 10-30 км (зависит от рельефа) на ТП устанавливают линейные задвижки для перекрытия участка в случае аварии или ремонта.
Вдоль трассы проходит линия связи (диспетчерское назначение).
НПС располагают с интервалом 70-150 км. В начале находится головная НПС (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих ТП, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности ТП (0,3-1,5). Если длина ТП превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.
Тепловые станции устанавливают на ТП, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты. По трассе ТП могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в ж/д цистерны.
Конечный пункт ТП – либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза.
В состав подземного магистрального газопровода (МГП) входят линейная часть и наземные объекты. На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам (ГП) поступает на газосборные пункты, где его первично замеряют и редуцируют. Далее газ направляется в промысловый газосборный коллектор, а по нему на головные сооружения установку комплексной подготовки газа (УКПГ), на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и доводят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции (КС) газ газодробильными агрегатами компримируется до номинального рабочего давления (7,5 МПа), а затем поступает в линейную часть МГП.
К наземным объектам МГП относятся КС и газораспределительные станции (ГРС). Основные сооружения КС компрессорный цех, ремонтно- и служебно-эксплуатационные блоки, площадка пылеуловителей, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС сооружают жилой поселок. КС отстоят одна от другой на 120-150 км. На ГРС газ дополнительно обезвоживают, очищают, редуцируют до высокого давления (1,2 МПа), одоризируют, замеряют и распределяют по ТП отдельных потребителей. Подземные хранилища газа с КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа: летом в них накапливают, а зимой подают потребителям. Газ закачивают либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в солых отложениях значительной мощности. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров.

Подготовка нефти и газа к транспорту
Промысловая подготовка нефти необходима не только для обеспечения качества сырья, но и для создания условий, при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы нефтепровода.
Процесс сбора и подготовки нефти начинается непосредственно после ее прохождения скважины на нефтесборных установках, включающих автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ), одну или две ступени сепарации и резервуары для сбора нефти, а заканчивается на установках комплексной подготовки нефти (УКПН), составляющих вместе с промысловыми трубопроводами единую технологическую систему.
Системы сбора нефти на промыслах могут быть самотечные (нефть поступает в сборные резервуары самотеком, а газ, выделяющийся из нефти подается компрессором на газоперерабатывающий завод – на УКПН стоят сепараторы, мерники) и напорные, позволяющие транспортировать газонефтяные смеси насосами на расстояния 7-10 км (на УКПН стоят расходомеры).
Отделение газа от нефти осуществляют в сепараторах, в которых может происходить и частичное отделение воды. По конструкции сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные, а по принципу действия гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др. В горизонтальном гравитационном газонефтяном сепараторе при движении нефти по полкам происходит выделение растворенного газа. Пузырьки газа образуют "пену", которая разрушается в пеногасителе. Во влагоотделителе газ очищается от капель нефти. Для повышения эффективности отделения газа от нефти в гидроциклонных сепараторах используют эффект центробежной силы. За счет тангенциального ввода газонефтяной смеси в сепаратор она приобретает вращательное движение, под действием центробежной силы нефть прижимается к стенкам, а выделившийся и очищенный от капель нефти газ движется в центре.
Процесс получения товарной нефти включает ее обезвоживание, обессоливание и стабилизацию. Обезвоживание нефти заключается в разрушении водонефтяных эмульсий (механической смеси нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии нефти и воды). Для разрушения водонефтяных эмульсий применяют: гравитационное разделение (осуществляется в резервуарах отстойниках при высоком содержании воды); внутритрубную деэмульсацию (добавление специальных веществ, разрушающих экранирующую оболочку на поверхности капель воды и препятствующую слипанию капель нефти при столкновении); термические и термохимические воздействия (нагрев нефти перед отстаиванием с возможным добавлением деэмульгаторов); электровоздействия (поляризация капель воды, способствующая их объединению); фильтрацию (для разрушения нестойких эмульсий) и центрифугование (разделение в поле центробежных сил). Обессоливание нефти удаление минеральных солей путем смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующим повторным обезвоживанием. Стабилизация нефти отделение легких фракций (пропан-бутанов и части бензиновых) для снижения потерь при транспортировке по магистральному трубопроводу и хранении в резервуарах. Стабилизация нефти осуществляется методами горячей сепарации или ректификации.
Подготовка газа к транспорту: 1.Отделение попутного газа от нефти производится в сепараторах. Процесс разделения осуществляется в 2 этапа: разделение нефти и газа, очистка газа от нефтяной пыли. 2.Разделение газа и газоконденсата на промысле. Выход конденсата зависит от температуры и давления. 3.Очистка газа от механических примесей необходима для предотвращения загрязнений и эрозии линейной части ТП и оборудования КС, ГРС, оборудования потребителя. Установки по очистке газа предусматриваются на входе в КС и ГРС и представляют собой аппараты различных конструкций, работающих по принципу сухих и мокрых фильтров. 4.Осушка газа твердыми поглотителями влаги (активная окись алюминия - боксит), жидкими поглотителями (ДЭГ, неполный эфир этиленгликоля С6Н10О3, ТЭГ - сильный влагоотделитель). Осушка низкотемпературной сепарацией основана на снижении температуры с помощью установки искусственного холода. 5.Очистка газа от H2S (твердые (гидрат окиси железа) и жидкие (этаноламиновый и мышьяково-содовый методы) поглотители) и СО2 (водой под давлением, в которой СО2 хорошо растворяется). 6.Одоризация газа для обнаружения утечки. Придают неприятный запах, используя этилмеркаптан C2H5SH, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан и др.

Подготовительные и земляные работы при сооружении магистрального трубопровода
Цель: обеспечение работ по прокладке трубопровода, а также по строительству переходов через естественные и искусственные преграды в соответствии с установленными сроками.
Подготовительные работы начинаются созданием геодезической разбивочной основы для строительства. На местности устанавливают: 1) знаки углов поворота трассы (не менее двух на каждое направление в пределах видимости); 2) створные знаки на прямолинейной части; 3) створные знаки на переходах через естественные и искусственные преграды; 4) высотные реперы (не менее чем на каждые 5 км).
Под подготовкой трассы понимается приведение ее в такое состояние, при котором возможно осуществление всех остальных технологических операций.
В состав подготовительных работ входит:
1) расчистка полосы отвода на период строительства МТП от леса, кустарника, валунов и пней, удаление отдельных деревьев, нависших частей скал и камней.
- срезка крутых продольных склонов или косогоров, проведение защитных противообвальных и противополозных мероприятий, а также мероприятий, обеспечивающих минимальное промерзание грунта под трубопроводом.
- строительство временных дорог, водопропускных, водоотливных и осушительных сооружений на подъездах к трассе, а также мостов, переправ через реки, ручьи и овраги.
-устройство временных баз и складов для хранения материала и оборудования.
- устройство временных пристаней и причалов, создание временных поселков, систем диспетчерской связи и др.
- подготовка строительных площадок для сооружения переходов через естественные и искусственные преграды.
- снятие плодородного слоя земли и перемещение его в отвал для хранения.
Полосу отвода делят на несколько зон: 1) зона прохода строительной колонны и проезда трубопровода. 2) рекультивация. 3) разработка траншей и отвала грунта. 4) зона работы двух бульдозеров. 5) зона отвала плодородного слоя.
Земляные работы.
При сооружении магистральных ТП земляные работы выполняют в соответствии с требованиями СНИП.
Состав: 1) планировка полосы. 2) срезка крутых уклонов. 3) снятие плодородного слоя грунта. 4) рытье траншей. 5) засыпка трубопровода в траншеи. 6) рекультивация плодородного слоя.
Планировка полосы производится с целью обеспечения проезда техники. Срезка продольных уклонов с целью увеличения радиуса изгиба трубопровода. Размеры траншей зависят от типа и назначения ТП, диаметра труб, вида и глубины промерзания грунта (для НПП). Ширина дна траншеи зависит от диаметра ТП (D). Так, для ТП диаметром менее 700 мм она составляет D + 300 мм, для D более 700 мм – 1,5D. Ширина обводненных траншей при балластировке ТП грузами должна быть равна ширине груза плюс 1 м, а при балластировке водой не менее 1,5D. На кривых участках ТП ширину траншеи увеличивают до размеров, оговоренных проектом. Глубина укладки ТП в траншею должна быть не менее 0,8 м до верха трубы. Для ТП, сооружаемых в скальных и болотистых грунтах, глубина заложения может быть уменьшена до 0,5 м. В зависимости от вида грунта и глубины траншей их профили могут иметь различную конфигурацию: прямоугольную - в плотных грунтах; трапециидальную – в слабых грунтах; смешанную – в скальных и мерзлых грунтах; в песках; в торфе.
При рытье траншей в обычных условиях максимальный объем земляных работ выполняют наиболее производительными роторными экскаваторами; на крутых поворотах трассы (радиус закругления менее 50 м), на лесных участках, в сыпучих, сильно влажных и болотистых грунтах, на резко пересеченной местности - одноковшовыми экскаваторами. В скальных грунтах сначала мягкую породу удаляют роторным экскаватором (бульдозером), затем применяют буровзрывные работы. Мерзлый грунт глубиной до 0,5 м разрабатывают одноковшовыми экскаваторами. При более 0,6 м и небольших объемах работ применяют механическое рыхление грунта специальными механизмами или путем взрыва.
Траншея, разработанная роторным экскаватором имеет ровное спланированное дно, что исключает давление на изоляцию трубы и способствует лучшему сохранению изоляции при укладке ТП.
Засыпка траншеи производится непосредственно вслед за спуском трубопровода и установки балластных грузов при необходимости. Сверху ТП присыпают мягким грунтом на высоту 20 см. Мягкий грунт можно разрабатывать рядом с траншеей одноковшовыми или роторными экскаваторами. Иногда привозят самосвалами из карьеров или получают дроблением или просеиванием. Если мягкий грунт получить нельзя, ТП защищают футеровкой из деревянных реек. Места установки запорной арматуры, контрольно-измерительных пунктов засыпаются после их установки. Засыпка производится бульдозерами или траншеезасыпателями.

Сварочно-монтажные и изоляционно-укладочные работы при сооружении магистрального трубопровода
ТП в условиях равнинной местности монтируется из секций, состоящих из 2-х, 4-х труб, свариваемых на трубосварочных базах.
Технология сварки МТП должна обеспечивать:
1)высокую производительность.
2)получение сварных соединений с требуемыми свойствами.
3)экономичность в полевых условиях.
Для этого монтаж МТП проводят в 2 стадии: 1) отдельные трубы сваривают в секции; 2) секции соединяют в нитку ТП.
Основные требования к сварным соединениям МТП:
- равнопрочность сварного шва и основания МТП;
- отсутствие внутренних и внешних дефектов.
При сооружении МТП используют методы сварки, которые можно разделить на 2 группы:
сварка плавлением: ручная электродуговая сварка; автоматическая электродуговая сварка под флюсом; полуавтоматическая и автоматическая в среде защитного газа;
сварка давлением: электроконтактная сварка сопротивлением или оплавлением.
Режим сварки – это совокупность основных характеристик сварочного процесса, обеспечивающих получение сварочных швов заданных размеров, формой и качества.
Наиболее распространенная – ручная электродуговая сварка (РЭДС). Основными параметрами РЭДС являются: диаметр электрода, напряжение на дуге, число проходов или слоев шва и скорость сварки.
Технологический процесс производства сварочно-монтажных работ с применением РЭДС включает в себя следующие мероприятия:
1) Очистка кромок и прилегающих к ним внутренних и наружных поверхностей свариваемых конструкций до металлического блеска. 2) Осмотр и устранение дефектов на кромках стыков. 3) Установка зазора и сборка свариваемых кромок. Зазор составляет от 1,5 до 3,5 мм. 4) Сушка кромок и предварительный подогрев. Сушку производят для предотвращения попадания атмосферной влаги в шов. Предварительный подогрев для уменьшения скорости охлаждения металла. 5) Сварка корневого слоя шва, поверхность корневого шва должен быть вогнутый с плавным переходом к кромкам. 6) Очистка поверхности шва от шлака и брызгов металла. Она производится после сварки каждого слоя. 7) Сварка заполняющих и облицовочных составляющих шва. Облицовочный слой должен проплавлять кромки на 2-3 мм в каждую сторону.
Преимущества РЭДС: применяется во всех пространственных положениях, т.е. ею можно сваривать как поворотные стыки труб, так и неповоротные; возможность сварки любого металла; универсальность и маневренность из-за малой массы и габаритов оборудования. Недостатки РЭДС: низкая производительность, влияние квалификации сварщика на качество сварного шва.
Изоляционно-укладочные работы включают очистку поверхности труб, нанесение изоляционного покрытия и контроль ее качества, а также укладку ТП в траншею.
Очистка необходима для обеспечения адгезии изоляционного покрытия.
Качество очистных работ на ТП перед нанесением изоляционных покрытий существенно влияет на его долговечность и защитные свойства. Способ очистки поверхности ТП зависит от вида изоляции (битумной, полимерной, силикатной). Очищают поверхность от окалины, продуктов коррозии, грязи и, если это необходимо, от консервирующей смазки.
Механическая очистка производится специальными очистными машинами одно- или двухроторными, на роторе которой закреплены металлические скребки и металлические проволочные щетки.
Основными параметрами очистки является скорость перемещения очистных машин, скорость вращения ротора, усилие прижатия к поверхности труб скребков и щеток.
Механическую очистку выполняют только по сухой поверхности труб, так как по влажной поверхности загрязнения размазываются и очистка не дает требуемого эффекта.
Для защиты от коррозии на ТП наносят антикоррозионное покрытие. Конструкция изоляционного покрытия назначается в зависимости от коррозийной активности грунта (для подземных ТП) и категории сооружаемых участков ТП. В зависимости от схемы прокладки МТП используют лакокрасочные или полимерные покрытия. Для подземных ТП используют битумные, полимерные, стеклоэмалевые и покрытия на основе синтетических смол. Покрытие состоит из слоя грунтовки-клея, несколько слоев полимерной ленты и 1-2 слоя обертки, покрытие на влажную поверхность не допускается. На очищенную сухую поверхность труб наносят грунтовку толщиной 0,1-0,2 мм.
Основными составными частями изоляционного покрытия являются мастика (приготовляют из твердых нефтяных битумов с наполнителями и пластификаторами) и армирующий материал (усиливающий рулонный материал – гидроизол, бризол, стеклопластик).
ТП укладывают в траншею 3 способами:
1) совмещенный – ТП укладывается одновременно с его очисткой и изоляцией.
2) раздельный – укладка в траншеи ранее очищенных и изолированных участков ТП.
3) метод сплава – продольным протаскиванием ранее подготовленных плетей вдоль траншей на плаву с последующим их погружением.
Изоляционно-укладочные работы 1-ым способом осуществляется с помощью кранов, трубоукладчиков, а также используют очистные машины, сушильную, изоляционную установку, полотенце. При раздельной то же самое, но особое внимание уделяется полотенцу.
При укладке ТП необходимо обеспечивать правильный выбор количества и расстановки кранов трубоукладчика, а также минимальную возможную высоту подъема ТП.
Все технологические операции с изолированными трубами должны выполняться механизмами исключающими твердый контакт с твердым предметом.

Очистка полости и испытание трубопровода
По окончании сварочных и изоляционно-укладочных работ МТП очищают (продувают иди промывают) и испытывают на прочность и плотность (герметичность).
Все указанные мероприятия следует осуществлять по специальной инструкции, отражающей местные условия работ и под руководством комиссии, состоящей из представителей генерального подрядчика, субподрядных организаций, заказчиков и органов технического надзора.
Она должна предусматривать: способы; параметры и последовательность выполнения работ; методы и средства выявления и устранения отказов; схема организации связи; требования пожарной, технической безопасности и указания разделов охраны труда.
Очитку производят от ржавчины, грунта, воды и посторонних предметов с целью увеличения пропускной способности МТП. Очистка производится после укладки и засыпки МТП следующими способами: продувка воздухом или природным газом; продувка воздухом или газом с пропуском очистных поршней, при необходимости поршней-разделителей; промывка водой, а в отдельных случаях нефтепродуктом. Подземные ТП очищают после укладки их в траншею и засыпки. В сильно заболоченной местности разрешается продувать отдельные участки до укладки их в траншею.
Очистка полости ТП через водные преграды производится путем пропуска эластичных поршней следующим образом: на ГП – промывкой, которая осуществляется процессом заполнения водой для гидроиспытаний или продувкой; на НП – промывкой. Продувка считается законченной, если после вылета очистного устройства из продувочного патрубка выходит незагрязненный воздух или газ.
Испытание МТП на прочность и проверку на герметичность производят участками: на ГП – гидравлическим, пневматическим или комбинированными способами; на НП – только гидравлическим способом. Протяженность испытуемых участков не ограничивается за исключением гидравлического и комбинированного способа.
Продувку воздухом производят при давлении в баллоне-накопителе 6-10 кгс/см2 (низкое давление) или 12-15 кгс/см2 (среднее давление). В качестве баллона используют смежный участок ТП, отгородив его от испытуемого участка задвижкой или заглушкой. Баллон должен иметь объем воздуха не менее двукратного объема, воздуха продуваемого участка.
Природным газом ТП продувают по особому распоряжению, используя пластовое давление или давление, создаваемое КС.
Промывку водой применяют только на НПП.
Испытание ТП на прочность и плотность проводят после установки на них всей линейной арматуры. Причем сначала ТП испытывают на прочность под испытательным давлением, затем на герметичность под рабочим давлением. Среду для испытания на прочность и плотность выбирают в зависимости от назначения ТП.
Испытательное давление рисп на прочность принимается по формуле рисп = 1,1рраб (рраб рабочее давление), но оно должно быть выше рраб не менее чем на 5 кгс/см2.
Продолжительность испытания на герметичность должно быть не менее 12 ч.
Линейная часть лупингов подвергается циклическому гидравлическому испытанию, при этом число циклов не менее 3. Общее время выдержки участка под Рисп 1-го цикла – не менее 6 ч, между циклами – 3 ч.
ТП считается выдержавшим испытание на прочность и герметичность, если за время испытания на прочность давление остается неизменным и на герметичность не обнаружено утечек.
После испытания из ТП полностью должна быть удалена вода. Удаление происходит при не менее 2 поршней-разделителей. Скорость движения поршней от 3-10 км/ч. Для герметичности используют наполнительные и опрессовочные агрегаты. Для пневмоиспытания – компрессоры.

Особенности сооружения трубопроводов на болотах, горах, пустынях, вечномерзлых грунтах
Особенности сооружения ТП в пустынях. Строительство МТП осложняются: климатом; сложными грунтовыми условиями; неосвоенностью территории; отсутствием баз индустрии; недостатком воды. В пустынях применяется подземная схема прокладки. При назначении глубины траншеи учитывают перемещение барханов и ветра. Разработка траншей производится одноковшовыми и роторными экскаваторами. Глубина траншей: h=D+1м. Особенностью сооружения ТП в пустынях является выполнение работ по закреплению песка над МТП. Закрепления песков производят механическим, биологическим и методом нанесения защитного слоя. Механический способ – покрытие раздуваемого участка щитами, матами и пескообразными защитными устройствами. Биологический – в посадке трав и кустарников. Для предотвращения выдувания песка его покрывают битумной эмульсией.
Особенности сооружения ТП на болотах: отсутствие дорог, затрудненность проезда тяжелой техники, обводненность грунта, необходимость выполнения дополнительных работ, обеспечивающих удержание МТП, т.е. балансировка и анкеровка. На болотах используются подземные, наземные и надземные схемы прокладки ТП. Подземные схемы используются в случае, если толщина торфа на болоте не превышает 2–2,5м. Наземное – в насыпи. Надземное – на опорах. Дороги: вдольтрасовые – для перевозки строительных грузов вдоль трассы ТП; подъездные – для связи пунктов спецтехники, труб и материалов с местами строительно-монтажных работ; технологические - для обеспечения прохода по трассе строительной техники. На болотах сооружают временные дороги следующих конструкций: грунтовые дороги без покрытия; дороги с покрытием низшего типа; дороги с покрытием переходного типа; специальные дороги из рулонного материала. Разработку траншей болотистой местности производят одноковшовыми экскаваторами на болотном ходу, плавучими снарядами, либо взрывом удлиненных зарядов. Глубина траншей на болотах: h=1,1+D. Используют 2 схемы укладки МТП: 1) совмещенная, т.е. изоляция и укладка производится одновременно с разработкой траншей. 2) методом сплава, т.е. предварительно заизолированные участки МТП протаскивают в положении на плаву вдоль траншей заполненной водой. Укладка производится с помощью откачки воды из траншей или затоплением балластных грузов (устройство, закрепляемое на МТП, улучшающее отрицательную плавучесть ТП). Засыпают траншеи вслед за спуском ТП и установки балластных грузов
Особенности сооружения ТП в горах. Прокладка МТП осложнена: наличием сложнопересеченной местности; наличием спальных грунтов (затруднено проведение земляных работ); возможностью возникновения камнепада. Поэтому дополнительно организуют службу связи, аварийно-восстановительные работы. Для обеспечения прохода машин продольные склоны выполаживают. Для земляных работ используют бульдозеры, экскаваторы с анкеровкой и специальную землеройную технику. Разработку траншей на продольных уклонах до 350 производят одноковшовыми роторными экскаваторами. При более 350 – бульдозерами, спец. приемами. Глубина траншей без проезда техники: h=D+0.6м. При использовании взрывного комплекса для производства земляных работ бурят земляными перфораторами. Затем производят разработку грунта обычной техникой. Монтаж МТП на трассе производят из 2–3-х трубных секций при возможности их доставки, либо наращивают из отдельных труб. Сборку и сварку труб из секций в нитку ТП на уклонах до 200 следует производить по склону, подавая трубы или секций сверху вниз. Укладка МТП в траншею должна производится на подсыпку из мягкого грунта из слоя толщиной не менее 10 см или допускается футеровка труб.
Особенности сооружения ТП на вечномерзлых грунтах: низкая температура до -600С; неосвоенность территории; отсутствие дорог и баз стройиндустрии; необходимость применения спец.техники. Основные методы прокладки МТП: наземные и надземные на опорах. Основной принцип сооружения МТП – это минимальное воздействие на окружающую среду и исключение нагрева мерзлого грунта.

Классификация нефтеперекачивающих и компрессорных станций. Характеристика основных объектов
НПС (нефтеперекачивающие станции) подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). ГНПС предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в МНП. ПНПС обеспечивают поддержание в ТП напора, достаточного для дальнейшей перекачки.
Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на 2 группы: 1) объекты основного (технологического) назначения, 2) объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.
К объектам 1 группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические ТП с запорной арматурой.
К объектам 2 группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки котрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.
На ГНПС осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в МТП; пуск в ТП очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления.
На ПНПС происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме "из насоса в насос" (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка НП подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) ПНПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.
Как правило, МНП разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 600 км, состоящие из 3 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.
ГНПС МНП в случае перекачки нефти одного сорта должны располагать резервуаром объемом от двух- до трехсуточной пропускной способности НП.
ПНПС НП, расположенные на границах эксплуатационных участков, т.е. участков, в пределах которых перекачка ведется в режиме из "насоса в насос", для обеспечения гидравлической независимости их работы должны иметь резервуар объемом 0,3-0,5 суточной пропускной способности ТП. Этот объем должен быть увеличен до 1,0-1,5-суточного запаса, если в данном пункте происходят приемосдаточные операции.
НПС, расположенные в местах разветвления (или соединения) НП, должны иметь резервуар объемом 1,0-1,5-суточной пропускной способности ТП с наибольшим значением этого параметра. Если по НП перекачивают последовательно нефть различных сортов, то допускается увеличение объема резервуара на этих станциях до пределов, требуемых расчетами.
Также существуют следующие классификации насосных станций (НС) и компрессорных станций (КС):
По конструкции и объёмно-планировочным решениям подразделяют на:
1) НС и КС в традиционном исполнении;
2) блочно-компонентные КС и НС с размещением основных и перекачивающих агрегатов в общем или индивидуальном здании;
3) полностью блочно-компонентные КС и НС с размещением всех агрегатов в блок–боксах или блок–контейнерах.
На КС и НС в традиционном исполнении, основные перекачивающие агрегаты размещены в здании с железобетонным каркасом.
По типу привода перекачивающих агрегатов делятся на:
1) КС с приводом от газовых турбин. Используются следующие виды турбин:
– стационарные N = 6,10,16,25 тыс. кВт (мощность);
– авиационные и судовые N = 6, 10, 16 тыс. кВт;
2) НС и КС с приводом от электродвигателя.

Технологические схемы нефтеперекачивающих станций
Технологической схемой НПС называют вне-масштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (ТП) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков.
Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются:
- система обвязки (соединение ТП-х коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;
- схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется);
- схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов;
- узлы технологических задвижек (манифольды);
- размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.);
- узлы учета нефти (если таковые имеются);
- узлы приема и ввода в ТП очистных и диагностических устройств;
- предохранительные клапаны.
Принятая на НП технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные (рис. 1): из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.
1) "из насоса в насос": резервуары ПНПС отключаются от ТП и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы. Преимущества: прогрессивна, т.к. исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти; удешевляет технологию, т.к. исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостаток: "жесткая" гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных.
2) постанционная схема: нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в ТП осуществляют из другого резервуара. Преимущества: отдельные участки НП не связаны жесткой гидравлической зависимостью, как в случае перекачки "из насоса в насос", поэтому НП имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю; возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти. Недостатки: высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров. Эта схема перекачки применяется в основном на ГНПС.
3) При использовании схемы
· перекачки с подключением резервуаров возможны 2 варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами.
А) нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков НП более "мягким" в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации НП. Схема имеет все недостатки предыдущего способа и она практически не используется.
Б) основное количество нефти прокачивают по ТП, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.
Обвязка резервуаров может быть выполнена в 2-х вариантах: одно- и двухпроводном. 1) заполнение идет через один из нескольких коллекторов одновременно в оба резервуара (или только в один из них), а опорожнение осуществляется через другой коллектор. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемораздаточных патрубков. 2) каждый из резервуаров соединен с общим коллектором отдельным ТП через манифольдную.
Обвязка насосов НПС. Основные насосы для увеличения напора, создаваемого станцией, соединяют последовательно, в то время как подпорные насосы (если они имеются на станции) для обеспечения большей пропускной способности соединяют параллельно.
Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из агрегатов станции.
Возможны также параллельное и последовательно-параллельное соединения основных насосов НПС. В этом случае используют дополнительный коллектор.
Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в одном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана справа (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе давление слева больше, чем давление справа, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через обратный клапан к следующему насосу, минуя неработающий.
Как правило, узел учета нефти на потоке размещают на пути движения нефти от резервуарного парка к НП между подпорной и магистральной насосными. Узел учета имеет ответвление к контрольному счетчику или пруверу устройству, предназначенному для проверки работы счетчиков непосредственным объемным измерением.
Другим типичным элементом технологической схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости НП. На ГНПС сооружают только камеры пуска, на ПНПС как камеры пуска, так и камеры приема, в конечных пунктах только камеры приема.


Рис. 1. Основные технологические схемы перекачки нефти:
а постанционная; б через резервуар; в с подключенным резервуаром;
г из насоса в насос; I задвижка закрыта; II задвижка открыта;
1 резервуар; 2 насосный цех.

Резервуары для хранения нефти и газа
Для хранения нефти применяют металлические и железобетонные резервуары, как наземные, так и подземные.
К подземным относятся резервуары, в которых наивысший уровень нефти расположен не менее чем на 0,2 м ниже планировочной отметки прилегающей площадки.
В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:
класс I особо опасные резервуары объемом 10 000 м3 и более, а также резервуары объемом 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов, а также в черте городской застройки;
класс II резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10000 м3;
класс III опасные резервуары объемом от 100 до 5000 м3.
Наибольшее распространение получили стальные резервуары. Для сокращения потерь от испарения эти резервуары оборудуют дыхательной арматурой (рабочими и предохранительными клапанами), системой газовой обвязки, понтонами или используют специальные конструкции с понтоном или плавающей крышей.
ГОСТом 151076 "Нефть и нефтепродукты" установлены области применения различных резервуаров в зависимости от наименования классов, типов и групп нефтей (например, для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением насыщенных паров до 200 мм рт. ст. применяют горизонтальные резервуары низкого давления и вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей без газовой обвязки с дыхательными клапанами. Для нефтей с давлением насыщенных паров выше 200 мм рт. ст. разрешается применять горизонтальные стальные резервуары низкого давления, вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей, понтоном или системой газовой обвязки).
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (РВС) представляют собой цилиндры, сваренные из стальных листов размером 1,5x6,0 м, толщиной 4-25 мм с конической или сферической крышей (рис. 2).
Длинная сторона каждого листа располагается горизонтально. Ряд листов называется поясом резервуара. Крыша резервуара опирается по краям на фермы, а у резервуаров большим объемом на центральную стойку. Сварное днище резервуара покоится на песчаной подушке и имеет уклон от центра к периферии. Последнее способствует более полному удалению подтоварной воды. Объем РВС колеблется от 100 до 50000 м3; избыточное давление может составлять до 2000 Па, вакуум - до 200 Па.
Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испарения жидкости (рис. 3).




Рис. 2. Вертикальный стальной резервуар со сферической крышей объемом 10 тыс. м3.


Рис. 3. Вертикальный стальной резервуар с понтоном объемом 20 тыс. м3:
1 люк центральный; 2 огневой предохранитель; 3 направляющая труба;
4 уплотнение понтона; 5 опорная стойка понтона; 6 нижнее положение понтона;
7 верхнее положение понтона.

Понтоны бывают металлические или синтетические. Они перемещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понтоны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней поверхности резервуара, перемещение понтона происходит по направляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового покрытия из синтетической пленки.
Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и поднимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плавающей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольцевое пространство между диском-коробом и внутренней поверхностью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плавающая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удаления дождевой воды.
Резервуары для хранения газа – газгольдеры.
В зависимости от давления газа подразделяют на 2 класса (рис. 4):
1) высокого давления;
2) низкого давления.
Газгольдеры высокого давления (ГВД) предназначены для хранения газа под давлением выше 0,7 кгс/см2 (до 20 кгс/см2). Рабочий объем их постоянен, а давление изменяется до расчетного по мере заполнения рабочего пространства газом. Поэтому ГВД называются также газгольдерами переменного давления (постоянного объема).
Газгольдеры цилиндрической формы наиболее часто устанавливают в газгольдерных парках в районе крупных городов.
Газгольдеры высокого давления изготовляются на заводах и в готовом виде транспортируются к месту монтажа. На заводах-изготовителях готовые газгольдеры подвергают гидравлическому испытанию (опрессовке) на давление рисп = 1,25рраб.
ГВД шаровой формы рассчитаны на давление выше 0,7 кгс/см2 и предназначены дня хранения газов как в сжиженном, так и в газообразном состоянии.
Газгольлеры низкого давления (0,04-0,05 кгс/см2) представляют собой герметические емкости переменного объема. При заполнении их газом или при выпуске газа давление внутри газгольдера остается постоянным за счет соответствующего изменения объема рабочего пространства.
Газгольдеры низкого давления (переменного объема) широко применяются в качестве промежуточных хранилищ технологического газа на химических в нефтехимических заводах.
Различают мокрые и сухие газгольдеры низкого давления.
Мокрые газгольдеры имеют емкость от 100 до 30 000 м3 и представляют собой сочленение неподвижного звена (стального или железобетонного резервуара) и подвижных звеньев (колокола и телескопа).
Сухие газгольдеры могут быть двух видов:
1) поршневые, когда объем газового (рабочего) пространства изменяется вследствие вертикального перемещения поршня:
2) с гибкой секцией (мембраной), когда объем изменяется из-за вертикального перемещения мембраны, соединенной со стенками корпуса гибкой секцией.

13 EMBED MSPhotoEd.3 1415
Рис. 4. Газгольдеры.
Низкого давления: а мокрый с вертикальными направляющими; б то же, с винтовыми направляющими; в сухой поршневого типа; г то же, с гибкой секцией.
Высокого давления: д горизонтальный цилиндрический; е вертикальный цилиндрический; ж шаровой.



Методы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
Если температуры застывания нефти равны или выше среднемесячных минимальных температур окружающей трубопровод среды, то такая нефть считается высоковязкой и застывающей в рассматриваемых условиях перекачки.
По способу воздействия на перекачиваемую жидкость и структуру потока технологии перекачки высоковязких и застывающих нефтей можно разделить на 2 основные группы.
1 гр.: технологии, не изменяющие реологические свойства перекачиваемых нефтей: создание с помощью механических устройств (насадок, спиралей и т.д.) пристенного внутреннего слоя из маловязкой жидкости (нефти, нефтепродуктов, воды с добавлением ПАВ и без них); уменьшение шероховатости внутренней поверхности ТП или изменение его геометрии (трубы с внутренним покрытием, телескопические ТП); последовательная перекачка партий нефти и воды; транспортировка нефтяных систем в капсулах или контейнерах (в потоке маловязкой жидкости нефти, нефтепродукта, сжиженного газа и т.д.) либо в потоке газа (природного, воздуха и т.д.).
2 гр.: технологии, связанные с изменением реологических свойств нефти (вязкости, предельного напряжения сдвига и др.). Их можно разделить на физические, физико-химические и химические.
Физические: предварительное изотермическое разрушение структуры нефти (например, прокачиванием ее через диафрагму); повышение температуры потока нефти в печах или теплообменниках, расположенных в отдельных пунктах трассы ТП, с использованием для этого различных видов топлива (перекачиваемый продукт, утилизация тепла промышленных производств и т.д.); применение ТП-спутников, расположенных снаружи или внутри трубы, с использованием различных теплоносителей (горячая вода, пар и т.д.) и схем движения нефти и теплоносителя (параллельно друг другу или на встречу друг другу); использование внешнего или внутреннего электрообогрева ТП с тепловой изоляцией или без нее (гибкие ленты, кабели и т.д.) для разогрева всего объема жидкости или только пристенного слоя.
Физико-химические методы можно разделить на следующие типы: перекачка в виде эмульсий нефти в воде с использованием стабилизирующих ПАВ и без них; разбавление перекачиваемой нефти маловязкими нефтями и другими углеводородными разбавителями (нефтепродукты, газовый конденсат и т.д.); термообработка путем нагрева нефти до определенной температуры с последующим ее охлаждением с заданным режимом до температуры перекачки; обработка депрессорной присадкой (стимулятором потока) всего объема нефти или только пристенного слоя потока.
Химические методы: депарафинизация и деасфальтизация нефти и ее термодеструкция.
"ГОРЯЧАЯ" ПЕРЕКАЧКА относится ко 2 группе и связана с изменением реологических свойств нефти путем предварительного подогрева жидкости.
Высокозастывающая нефть нагревается на головной станции и насосами подается в ТП. При движении по ТП она охлаждается, что приводит к увеличению потерь на трение. Поэтому нефть снова подогревается на промежуточных тепловых станциях.
Принципиальная схема МТП с предварительным подогревом нефти представлена на рис. 5.
Нефть по МПТ 1 подают в резервуарный парк 2, оборудованный подогревателями, поддержиющими температуру нефти, необходимую для работы подпорных насосов 3, которые прокачивают жидкость через подогреватели 4 и подают нефть в основные насосы 5, качающие нефть в МПТ 6. Нефть подогревают от 70 до 120 °С. Верхний предел температуры ограничен стойкостью теплоизоляции, деструкцией молекул нефти, а также возможностью коксования нефти в теплообменниках.

Рис. 5. Принципиальная схема МТП с устройствами для предварительного подогрева нефти: 1 – подводящий ТП; 2 резервуарный парк, оборудованный подогревателями; 3 подпорный насос; 4 подогреватель; 5 – основной насос; 6 МТП; 7 ГПС; 8 промежуточная тепловая станция.

По мере движения по ТП жидкость остывает, вязкость и потери напора растут. Поэтому жидкость вновь подогревают на промежуточных тепловых станциях. В зависимости от свойств нефти, начальной температуры подогрева и расхода нефти пункт подогрева располагают через 25-80 км.
Для подогрева нефти используют паровые и огневые подогреватели.
Для попутного подогрева могут применяться электрообогревательные устройства. Такая перекачка перспективна из-за отсутствия сложных устройств для подогрева и людей, их обслуживающих.
“Горячая” перекачка наиболее распространена. Имеет серьезные недостатки: сжигание части перекачиваемой нефти в печах нагрева, загрязнение воздушного бассейна продуктами сгорания, невозможность использования этого способа на подводных ТП без специальной дорогостоящей теплоизоляции, большие потери тепла и низкий КПД.
Применение тепловой изоляции на МТП позволяет сократить число пунктов подогрева и снизить затраты на их сооружение и эксплуатацию.
Наиболее сложными и ответственными операциями при эксплуатации "горячих" ТП являются заполнение ТП, их остановка и последующий пуск.

12. Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов
Нефти, добываемые даже в одном районе, не всегда одинаковы по своим физико-химическим свойствам, следовательно смешивать такие нефти при перекачке их на нефтеперерабатывающие заводы нецелесообразно, так как извлечение из смеси в процессе переработки наиболее ценных фракций, входящих в компоненты смеси, часто бывает практически невозможно. Поэтому иногда разные нефти перекачивают по одному ТП последовательно. В некоторых случаях объемы отдельно взятых нефтепродуктов, транспортируемые потребителям в одном направлении, относительно малы, что приводит к необходимости сооружать ТП малого диаметра для разных нефтепродуктов, а это экономически невыгодно. Поэтому сооружают один ТП большого диаметра в выбранном направлении и по нему последовательно перекачивают различные нефтепродукты.
Разносортные нефти, объединенные в отдельные партии по несколько тысяч или десятков тысяч тонн каждая, закачивают в один и тот же ТП последовательно, одну за другой, и транспортируют так до самого потребителя. При этом каждая партия нефти вытесняет предыдущую и в свою очередь вытесняется последующей. Получается так, что НП по всей своей протяженности заполнен партиями различных нефтей, вытянутых в цепочку и контактирующих друг с другом в местах, где кончается одна партия и начинается другая.
В систему для последовательной перекачки нефтей входят те же основные объекты, что и в систему транспортировки однородной нефти:
соединительные трубопроводы (СТ), соединяющие пункты подготовки нефти к транспорту с ГПС;
головная перекачивающая станция, предназначенная для последовательной закачки нефтей в ТП и создания необходимого напора в начале первого участка. ГПС имеет резервуарный парк с резервуарами для накапливания необходимых объемов различных нефтей, устройства для их количественного учета и компенсации неравномерности поступления и откачки;
линейная часть МНП с линейными сооружениями, обеспечивающими ее функционирование;
промежуточные перекачивающие станции, находящиеся на границе соседних участков и предназначенные для создания дополнительного напора, обеспечивающего дальнейшую транспортировку нефти;
конечный пункт НП, на котором различные сорта нефти принимают из ТП в отдельные резервуары и далее либо отправляют на НПЗ, либо переваливают на другие виды транспорта (железнодорожный, водный и т.п.)


13 EMBED MSPhotoEd.3 1415
Рис. 6. Принципиальная схема системы для последовательной перекачки нефтей: № 1, 2, 3, 4, 5 – партии нефтей, П1 и П2 – нефтепромыслы, ППНТ - пункт подготовки нефти к транспорту, РП – резервуарные парки, ППС – промежуточные перекачивающие.

В связи с этим все нефтепродукты подразделяются на несколько групп. По отдельным ТП должны перекачиваться авиакеросины, бензины этилированные, бензины и дизельные топлива, масла 1 группы (веретенное АУ, МК-8, приборное трансформаторное, швейное, сепараторные, турбинные), масла II группы (индустриальные, автомобильные, АКЗп-6 и Асп-6), масла III группы (индустриальные выщелоченные, веретенные дистилляты, машинные дистилляты, судовые), масла IV группы (дизельные, авиационные, МТ, компрессорные, судовые), масла V группы (цилиндровое 11, автотракторные АКЗп-10, Акп-10, Асп-10, АК-15, моторное) и масла VI группы (цилиндровые 24, 38 и 52, трансмиссионные).
Физическая картина смешения нефтепродуктов. В ТП, по которому перекачивается нефтепродукт А, в некоторый момент времени ( начинают закачивать другой продукт Б – этот момент и является началом последовательной перекачки нефтепродуктов. Нефтепродукт Б, вклиниваясь в продукт А (рис.7), постепенно вытесняет его из трубы и через некоторое время целиком заполнит ТП – этот момент времени является окончанием последовательной перекачки.

Рис.7. Физическая картина смешения нефтепродуктов

Если течение обеих жидкостей в ТП ламинарное, то толкающая жидкость Б будет вклиниваться в поток вытесняемой жидкости А при равных плотностях симметрично оси трубы. Длина клина и будет определять длину зоны смеси. Так как теоретически начало клина совпадает с началом ТП, то к моменту достижения центральной струйкой жидкости Б ТП в нем будет находиться только смесь нефтепродуктов. Для удаления остатков нефтепродукта А из трубы необходимо прокачать жидкость Б в количестве еще нескольких объемов трубы.
При турбулентном режиме перекачки смешение последовательно движущихся нефтепродуктов происходит следующим образом. В начальный момент времени (=0 в начало ТП, по которому перекачивался продукт А, начинает поступать другой нефтепродукт Б. Граница раздела между ними плоская и смеси нет. Через некоторый момент времени (1 жидкость Б вклинится в жидкость А в соответствии с осредненным профилем скоростей на некоторое расстояние. Одновременно за этот же промежуток времени будут действовать и пульсации скорости, которые перемешивают оба нефтепродукта в зоне вклинивания, и эта зона будет представлять собой почти равномерную смесь. Еще через некоторый промежуток времени (2 образовавшаяся смесь вклинится в чистый продукт (положение 2) и также перемешивается пульсациями скорости. Объем смеси увеличится за счет перемешивания в «голове» и «хвосте» зоны смеси, и длина этой зоны станет в два раза больше. Рассматривая процесс дальше (положение 3 и т.д.) заключаем, что по мере продвижения смеси по ТП объем ее увеличивается, причем вправо от линии первоначального раздела нефтепродуктов, где количество нефтепродуктов А и Б в смеси примерно одинаково, увеличивается количество нефтепродукта А, а влево – нефтепродукта Б.
В каждый последующий момент времени ((1, (2, (3) в чистый нефтепродукт А вклинивается смесь, в которой количество нефтепродукта Б непрерывно уменьшается. В результате этого общий объем смеси, образующейся при последовательной перекачке, получается значительно меньшим, чем при ламинарном режиме движения. Для турбулентного режима объем смеси составляет около 1% объема ТП. Фактическое количество образующейся смеси еще меньше.
Для сохранения качества транспортируемых нефтепродуктов в определенный момент времени отсекаются «голова» и «хвост» смеси в ТП (переключением задвижек на другие резервуары при подходе смеси к концу трубопровода).
Циклом при последовательной перекачке называют промежуток времени, в течение которого через данное сечение ТП пройдет весь ряд последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.
Мероприятия по уменьшению объема смеси:
1. Объем смеси уменьшается с увеличением числа Рейнольдса, поэтому последовательная перекачка должна осуществляться при развитом турбулентном режиме, т.е. при Re >10000.
2. Так как перекачиваемые нефтепродукты имеют разные плотности, то нельзя допускать остановок перекачки в период прохождения смеси по ТП по местности с сильнопересеченным рельефом из-за дополнительного перемешивания вследствие разности плотностей.
3. Необходимо при последовательной перекачке эксплуатировать ТП по системе “из насоса в насос”, чтобы избежать дополнительного образования смеси в резервуарах промежуточных станций.
4. Последовательную перекачку нескольких нефтепродуктов следует вести в такой последовательности, чтобы разница в плотности и вязкости для каждой пары была минимальной, например: бензин-керосин-дизельное топливо- керосин-бензин.
5. Обвязка резервуарного парка и насосной должна быть простой, без тупиковых ответвлений, что снижает объем смеси, образующейся в технологических коммуникациях перекачивающей станции.
6. Желательно при последовательной перекачке для уменьшения смесеобразования применять разделители – устройства или вещества, помещаемые между двумя нефтепродуктами.
При перекачке применяются два основных типа разделителей – жидкие и твердые. В качестве жидких разделителей применяются нефтепродукты или жидкости, которые не смешиваются с нефтепродуктами и не образуют с ними эмульсий, легко перекачиваются насосами промежуточных насосных станций, не расслаиваются при их перекачке по ТП. Применяются твердые разделители различных типов и конструкций: дисковые, манжетные, поршневые, сферические, комбинированные и т.д.
13. Сооружение переходов магистральных трубопроводов через водные преграды, дороги. Сооружение надземных переходов магистрального трубопровода
Переходы МТП через водные преграды относят к высшей категории сложности. Переходы классифицируют: По способу прокладки: 1) подземные 2) надземные. По технологии сооружения: 1) сооружают по обычной технологии 2) с использованием подводнотехнических и гидромеханических работ и по технологии наклонно – направленного бурения.
Конструкция и технология перехода, сооружаемого 2-м способом: Конструкция включает основную нитку ТП, узел переключения задвижек, наименьшую нагрузку для предохранение грунта от россыпи и для предохранения береговых участков от разрыва.
Подводный переход сооружается в следующей последовательности:
1) Выполняется геодезическое и гидрометрическое обследование с целью определения соответствующего состояния дна и береговых участков реки проектной документации.
2) Сварка, изоляция, футеровка и испытание, укладка клетки в подводную траншею. Футеровку деревянными рейками производят для предохранения изоляционного покрытия ТП.
3) Разработка подводных и приуездных траншей. Ширина подводной траншеи по дну равняется D+1м в каждую сторону то оси ТП. Приуездная траншея разрабатывается одноковшными тракторами и бульдозерами.
4) Укладка ТП в траншею производится 3-мя основными способами: а) протаскивание; б) укладка с поверхности воды; в) непрерывное наращивание с помощью плавающих средств. Укладка протаскиванием производится путём горизонтального перемещения подготовленной плети тяговыми средствами, с одновременной укладкой путём ее затопления. Укладка с поверхности воды производится путём перемещения подготовленной плети сплавом и укладки ее в подводную траншею путём затопления. Укладка непрерывным наращиванием производится путём погружения плети ТП с движущегося судна, на котором производится его сварка и изоляция.
5) Засыпка подводных и приуездных траншей производится зем. снарядом и землеройной техникой.
6) Берегоукрепительные работы.
Переходы МТП через дороги проектируются, как правило, подземными за исключением участков с многолетними мёрзлыми грунтами.
Требования к переходам:
1) Обеспечение безопасности движения транспорта.
2) Предохранение насыпи дороги от разрушения.
3) Обеспечение надёжной эксплуатации МТП.
Конструкция подземного перехода включает:
1) Рабочую часть МТП
2) Защитный футляр из стальных труб диаметром более диаметра МТП и не менее, чем на 200 мм.
3) Дистанционные прокладки фиксирующих МТП относительно кожуха.
4) Колодец для сбора продукта.
Назначение футляра: 1) Защита рабочей МТП от грунтовых вод и почвенной коррозии. 2) Восприятие нагрузок от подвижного состава и давления грунта. 3) Защита полотна дороги от размыва. 4) Обеспечение возможности ремонта МТП. Заглубление футляра не менее 2 м от подошвы рельсы и не менее 1,4 м от верхнего покрытия дороги.
Сооружение переходов через дороги производят открытым и закрытым способом.
1) Открытый способ: Разбор дорожного полотна, рытьё траншей, монтаж кожуха траншеи, засыпку кожуха, монтаж в кожухе рабочей МТП, восстановление дороги.
2) Закрытый способ: Устройство под дорогой горизонтальных скважин различными способами (продавливание, прокалывание, горизонтальное бурение).
Сооружение переходов через дороги производят в следующей последовательности: экскаваторами разрабатывается траншея с одного и другого конца дороги, сваривают плеть рабочего ТП на проектную длину перехода, испытывают плеть, на плеть наносят изоляционные, защитные покрытия. Производят разработку горизонтальных скважин с одновременным монтажом кожуха, протаскивают рабочую плеть внутрь кожуха трубоукладчиками, производят монтаж сальниковых уплотнений, сборных колодцев и т.п.
Прокладка МТП по поверхности земли или на опорах (надземные) допускается как исключение в пустынных и горных районах, болотах, на вечномёрзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.
Особенностью расчёта надземных трубопроводов является учёт атмосферных факторов: снеговая и ветровая нагрузка, температурный перепад и др. Наиболее важно обеспечить при этом компенсацию продольных перемещений МТП, которые возникают в результате суточных и годовых перепадов температур. Существуют следующие системы надземной прокладки МТП: балочная, висячая и арочная.
1) балочные без компенсации продольных деформаций

Компенсация обеспечивается за счёт дополнительного прогиба и сжатия;
2) балочные одно- и двухконсольные, компенсация осуществляется за счёт Г, П, Z – образных консолей.

Основным отличием таких систем является возможность продольных перемещений труб;
3) балочные в виде упруго искривлённых и самокомпенсирующихся контуров.
Компенсация искривлений достигается за счёт изменения начального положения ТП, уложенного в виде синусоиды на опорах.

Висячие системы применяют при пересечении оврагов, ущелий, горных рек. Они делятся на:
4) винтовые висячие, где ТП удерживается в пролётном положении наклонных вант из стального проката и стальных канатов.

1 – наклонные ванты; 2 – канат стальной; 3 – ТП;
5) гибкие висячие, где ТП удерживается в проектном положении несущими канатами, перекинутыми через боковые опоры (пилоны или подвески).

1 – канат; 2 – пилон; 3 – ТП;
6) самонесущие висячие, где ТП удерживается за счёт натяжения самого ТП.
Арочные системы используют при необходимости обеспечения высотного габарита. Они делятся на:
7) самонесущие, где ТП уложен на арку и имеет форму параболы, воспринимающую при этом все нагрузки.

1 – арка; 2 – ТП
Арка

8) не самонесущие, где ТП тайно уложен на арку, воспринимающую нагрузку от ТП.

Технологический (гидравлический) расчет нефтепровода
Исходные данные: 1) Пропускная способность НП, м3/ч. 2) Среднемесячная температура грунта на глубине заложения ТП. 3) Плотность, вязкость нефти, определяющиеся лабораторным анализом или задаются при определенной температуре. 4) Механические свойства стали. 5) Технико-экономические показатели:
1. Расчетная пропускная способность НП определяется исходя из 350 суток: Q=G/8400*
·, где G- массовый годовой расход нефти;
· - расчетная плотность.
2. Потери напора на проводе круглого сечения: h=
·*(l*v2/d*2*g), где
· – гидравлические сопротивления, d – внутр. диаметр труб.
3. Число Рейнольдса: Re=v*d/
·, где v-скорость потока.
4. Коэфициент гидравлического сопротивления: а) при ламинарном:
·=64/Re, б) при турбулентном: 3 зоны турбулентного течения: 1зона – гидравлически – гладкие трубы, потери на трение не зависит от шероховатости трубы:
·=0,3164/Reј - ф. Блазиуса; 2зона – переходная – зависит от режима течения и шероховатости трубы:
·=0,11*(k/d+68/Re)0,25 - ф. Альтшуля; 3зона – зона квадратичного течения, гидравлически – шероховатые трубы:1/
·Ѕ=1,74-21ge – ф. Никурадзе.
Уравнение баланса напоров. Для МНП постоянного сечения уравнение баланса имеет вид: P2/
·*g +n*H=h+
·z+ P2/
·*g, где P1/
·*g – напор головной станции, n – число насосных станций, H – развиваемый напор насосной станцией, h – потери напора на трение,
·z – разность геодезических высот начала и конца трубопровода, P2/
·*g – напор в конце трубопровода.
Если P1/
·*g=P2/
·*g, тогда уравнение баланса будет иметь вид: n*H=h+
·z..

Источники потерь нефти и мероприятия по их сокращению.

Потери нефти имеют место на линейной части МНП, а также на площадках НПС и резервуарных парков (РП).
Потери нефти на линейной части МНП. Возникают вследствие испарения через неплотности запорной арматуры, утечек через сальниковые уплотнения задвижек, истечения через свищи, разливы при авариях.
Основной причиной образования свищей является коррозия. Повреждения ТП классифицируют по следующим группам: сквозные локальные повреждения на малой площади (свищи); разрывы монтажных кольцевых стыков; повреждение заводских сварных швов труб; разрывы труб по основному металлу.
Потери нефти на площадках НПС и РП. Потери из узлов приема скребка, а также из камеры фильтров возникают при их разгерметизации. Потери из технологической обвязки и задвижек возникают вследствие различного рода утечек.
Потери через уплотнения насосов. При хранении нефти в резервуарах потери происходят в результате неплотности сварных швов, утечек через отметины и свищи, уноса при дренировании подтоварной воды, а также в результате испарения и последующего вытеснения паровоздушной смеси в атмосферу.
Потери от «больших дыханий» имеют место при операциях заполнения – опорожнения. При выкачке нефти из резервуара объем газового пространства (ГП) увеличивается, давление в нем падает, и через дыхательный клапан в резервуар подсасывается атмосферный воздух. Это приводит к снижению концентрации углеводородов в ГП и интенсификации процесса испарения. При последующем заполнении резервуара насыщенная углеводородами паровоздушная смесь вытесняет в атмосферу.
Оценка потерь нефти за одно «большое дыхание»:
mу=(*Су*Vnвс;
где (y – плотность паров нефти, (y ( 2 кг/м3; Сy - объемная концентрация углеводородов в паровоздушной смеси; Vпвс – объем паровоздушной смеси, вытекающей в атмосферу.
В летнее время при температур 300С концентрация насыщенных паров нефти составляет около 35 %. Полагая, что ГП недонасыщенного углеводородами (Су = 30%), а объем смеси, вытесняемой в атмосферу, равен Vпвс= 4500 м3, находим
mу=2(0,3(4500=2700 кг
Потери от «малых дыханий» обусловлены суточными колебаниями температуры и атмосферного давления.
Потери от «обратного выдоха». После опорожнения резервуара ГП недонасыщено углеводородами, при дальнейшем хранении происходит насыщение ГП, что вызывает рост давления в нем.
Потери от вентиляции ГП связаны с наличием двух и более отверстий в крыше или корпусе резервуара, расположенных на разных уровнях.
Мероприятия по сокращению потерь нефти:
1)Сокращение потерь нефти на линейной части магистральных труб
Для предотвращения возникновения повреждений трубопровода предусмотрены: применение противокоррозионной изоляции и активных средств защиты от коррозии; защита ТП от перегрузок по давлению; их закрепление на проектных отметках с целью предотвращения возникновения чрезмерных напряжений в теле трубы; тщательный контроль за технологическим режимом перекачки, в том числе за максимальным давлением на выходе НПС; сохранение постоянства рабочего давления; профилактическое обслуживание линейной части магистральных нефтепроводов.
В ходе профилактического обслуживания линейной части МНП контролируются: герметичность ТП и линейной арматуры; состояние ТП и изоляции; параметры защиты от коррозии.
Для уменьшения потерь нефти при авариях нормами проектирования предусмотрена установка линейных задвижек не реже чем через 30 км (чтобы ограничить протяженность опорожняемых участков); строительство защитных сооружений, ограничивающих растекание нефти при авариях; установка резервуаров на НПС для самотечного опорожнения в них поврежденных участков. При ликвидации аварий разлившуюся нефть собирают в специально открываемый котлован, откуда ее затем вновь закачивают в НП. Нефть, вытекающую на поверхность водоемов, блокируют с помощью боновых заграждений, а затем собирают либо с помощью адсорбирующих материалов (пенополиуретана, торфа, опилок, соломы и т.д.)
2)Сокращение потерь нефти на площадках РП
С целью предотвращения утечек из резервуаров последние периодически подвергаются гидравлическим испытаниям с помощью воды. Образовавшиеся при этом дефекты устраняются.
При обнаружении коррозионных свищей и отпотин сначала принимают меры по ограничению утечки (напылением пенополиуретана, использованием клеевых композиций или «холодной сварки»), а затем опорожняют резервуар и выводят его из эксплуатации для ремонта.
Сокращение потерь нефти от испарения достигается применением следующих методов: уменьшением объема ГП резервуаров; уменьшением амплитуды колебаний температуры поверхности нефти и ГП резервуаров; улавливанием паров нефти, вытесняемых из заполняемого резервуара; рациональной эксплуатацией резервуаров.
Для уменьшения объема ГП резервуаров применяют понтоны и плавающие крыши.
Для уменьшения колебаний температуры в резервуарах наземные резервуары покрывают тепловой изоляцией и окрашивают в светлые тона. Простейшим средством улавливания паров нефти, вытесняемых из заполняемого резервуара, является газовая обвязка – газопровод, соединяющий газовые пространства резервуаров. Газовая обвязка сокращает потери нефти в тех случаях, когда одновременно с заполнением одних резервуаров перетекает в опорожняемые и, следовательно, объем «дыхания» становится меньше.
3)Нормирование потерь нефти при ее трубопроводном транспорте
Списание нефти производится в соответствии с «Нормами естественной убыли нефти при приеме, хранении, отпуске и транспортировании», утвержденными Постановлением Госснаба СССР № 23 от 15 марта 1988 г. Согласно им общие потери при транспортировке нефти складываются из потерь из резервуаров; потерь на линейной части проводов; потерь при хранении нефти в земляных амбарах и их зачистке.
Потери нефти из резервуаров вычисляются по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415
где р1 - норматив естественной убыли нефти при ее приеме в резервуары, отпуске и хранении до 1 суток, кг/т; Gпр – количество принятой нефти, т; р2 - норматив естественной убыли нефти, при ее хранении свыше одних суток до одного месяца, кг/т: р3 – норматив естественной убыли нефти при ее хранении свыше одного месяца до одного года , кг/т; М – число месяцев в рассматриваемом периоде; n – коэффициент оборачиваемости резервуаров; Gхр – количество хранимой нефти, т.

Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 16815502
    Размер файла: 5 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий