1.2.Технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов

Добываемые нефти существенно различаются по содержанию парафина и асфальто-смолистых веществ и, следовательно, по вязкости и температуре застывания. Высокая вязкость и большое содержание парафина осложняет трубопроводный транспорт таких нефтей, особенно при сравнительно низких температурах, что характерно для большинства месторождений нашей страны. Для снижения вязкости нефть часто транспортируют:

- в подогретом состоянии (в нефтепроводе Узень - Гурьев - Куйбышев нефть подогрета до 60 - 65°С);

- с маловязкими разбавителями (маловязкая нефть, конденсат);

- в газонасыщенном состоянии (т. е. с растворенным попутным газом).

Схема магистрального трубопровода.

Магистральный нефтепровод, как правило, начинается с головной насосной станции (ГНС) 3 и заканчивается конечным пунктом.

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;

- 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 с целью избежания кавитации создают необходимый подпор (т.е. повышенное давление от 0,5 до 0,8 МПа) перед основными центробежными насосами 1.

Основные насосы подают нефть в магистральный нефтепровод 5. 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 осуществляется от электродвигателей. Выпускается несколько типоразмеров центробежных насосов для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (серия НМ) с различной подачей - от 125 м3/ч до 12,5 тыс. м3/ч и напором от 50 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.

Через каждые 10-15 км на нефтепроводе устанавливают линейную запорную арматуру 6 для сокращения потерь при авариях.

В том месте на трассе, где давление в нефтепроводе снижается до минимального подпора, размещают следующую нефтеперекачивающую станцию - промежуточную НПС 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.

На конечном пункте нефтепровода нефть поступает в резервуары 16 и затем передается потребителям:

- НПЗ 17;

- пункт налива железнодорожных цистерн 18;

- пункт налива танкеров 19.

Вдоль трассы сооружаются вспомогательные линейные сооружения:

- вертолетные площадки 21 для посадки вертолетов, обслуживающих нефтепровод;

- защитные сооружения 23, предотвращающие разрушение трубопровода;

- системы электрокатодной защиты трубопровода 15 от электрохимической коррозии;

- площадки 22 с аварийным запасом труб;

- линии электропередач 14, линии связи 25;

- подъездные дороги 24;

- дома линейных ремонтеров-связистов 9;

- лупинги 26.

При технологической необходимости на линейной части сооружаются отводы 12 к отдельным потребителям и лупинги 20.

Схема магистрального нефтепродуктопровода практически не отличается от схемы магистрального нефтепровода. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов массового потребления приобретает все большее значение и интенсивно развивается.

Трубопроводный транспорт нефтепродуктов 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. На конечном пункте нефтепродуктопровода или на распределительной нефтебазе, подключенной к нему, осуществляется раздельный прием этих партий в разные резервуары.