Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следую­щих комплексов сооружений (рис. 3.2.2):

• подводящие трубопроводы;

• головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции
(НПС);

• конечный пункт;

• линейные сооружения.

Подводящие трубопроводысвязывают источники нефти с голов­ными сооружениями МНП.

Головная НПСпредназначена для приема нефти с промыслов, сме­шения или разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из ре­зервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефте­промыслов.

Промежуточные НПСслужат для восполнения энергии, затрачен­ной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения даль­нейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трас­се трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).

Более подробные сведения об архитектурно-планировочных, кон­структивных решениях НПС приведены в главе 13.

Конечным пунктоммагистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности орга­низуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Грани-

Рис. 3.2.2. Состав сооружений магистрального нефтепровода: 1 — подводящий трубопровод; 2 —
головная нефтеперекачивающая станция; 3 — промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 —
конечный пункт; 5 — линейная часть; 6 — линейная задвижка; 7 — дюкер; 8 — надземный переход; 9 —
переход под автодорогой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — станция катодной защиты; 12 —
дренажная установка; 13 — дом обходчика; 14 — линия связи; 15 — вертолетная площадка; 16 —
вдольтрассовая дорога ...

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа 141

па между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале экс­плуатационного участка, является для него головной НПС, а промежу­точная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка — конечным пунктом для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протя­женностью не более 600 км каждый.

К линейным сооруженияммагистрального нефтепровода относят­ся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные за­движки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции ка­тодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т. п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) верто­летные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода. Подробнее о линейных сооружениях магистральных трубопроводов — в главе 8.

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопро-водов и газопроводов) изготавливают из стали, так как это экономич­ный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и свар­ные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопро­водов диаметром до 529 мм, а сварные — при диаметрах 219 мм и выше.

Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строи­тельстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном ис­полнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0 °С и выше, температура строительства -40 °С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в север­ных районах страны (температура эксплуатации —20... —40 °С, тем­пература строительства —60 °С). В соответствии с принятым испол­нением труб выбирается марка стали.

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из угле­родистых и низколегированных сталей.

Основными поставщиками труб большого диаметра (529... 1220 мм) магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопро-

142 Часть I. Основы нефтегазового дела

катный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы.

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

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

Задвижкаминазываются запорные устройства, в которых проход­ное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или свар­ной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к тру­бопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединен­ный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса гермети­зируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплот-нительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электропри­водом.

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

Предохранительными клапанаминазываются устройства, предот­вращающие повышение давления в трубопроводе сверх установлен­ной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъем­ные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышен­ного давления в специальный сборный коллектор.

Обратным клапаномназывается устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные — с затвором, вращаю­щимся относительно горизонтальной оси. Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа.

Средства защиты трубопроводов от коррозии.Трубопровод, уло­женный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа 143

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

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

После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регули­ровка параметров работы системы их защиты от коррозии. При не­обходимости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной за­щиты, а также протекторные установки.

Более подробно об организации и технологиях защиты трубопро­водов от коррозии в главе 17.

Насосно-силовое оборудование. Насосаминазываются гидравличе­ские машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубо­проводном транспорте нефти используются в основном центробежные насосы. Конструктивно (рис. 3.2.3) они представляют собой улито-образный корпус (элементами которого являются спиральная камера (3), всасывающий (2) и нагнетательный (4) патрубки), внутри которого вращается закрепленное на валу рабочее колесо (8). Последнее состоит

Рис. 3.2.3. Принципиальная схема насосной установки на базе центробежного насоса: 1 — всасывающий трубопровод; 2 — всасывающий патрубок насоса; 3 — спиральная камера; 4 — нагнетательный патрубок; 5 — напорная задвижка; 6 — напорный трубопровод; 7 — мановакуумметр; 8 — рабочее колесо; 9 — манометр

144 Часть I. Основы нефтегазового дела

из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения.

Принцип работы центробежных насосов следующий. Из всасываю­щего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса (8), где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким обра­зом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Двигаясь по спиральной камере (3), жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок (4), где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку (5) жидкость поступает в напорный трубопровод (6). Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью манова-кууметра (7) и манометра (9).

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

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

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

Основное назначение подпорных насосов — создание на входе в ос­новные насосы подпора, обеспечивающего их устойчивую работу. При подачах 2500 м³/ч и более применяются подпорные насосы се­рии НМП. При меньших подачах используются насосы серии НД (на­сос с колесом двустороннего всасывания). Цифра в марке — это диа­метр всасывающего патрубка, выраженный в дюймах. Применяются также насосы марки НПВ (Н — насос; П — подпорный; В — верти­кальный). Это одноступенчатые насосы, располагаемые ниже поверх­ности земли в металлическом или бетонном колодце («стакане»).

В качестве привода насосов используются электродвигатели син­хронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электро­двигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в по-

Глава 3. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа 145

мещении, отделенном от насосного зала газонепроницаемой стеной. Взрывозащищенное исполнение электродвигателей, применяемых в общих залах нефтенасосных, достигается продувкой корпуса электро­двигателя воздухом под избыточным давлением.

Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных.

При обычном исполнении электродвигателей их устанавливают
в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала спе­
циальной стеной. В этом случае место прохождения через раздели­
тельную стену вала, соединяющего насос и электродвигатель, имеет
конструкцию, препятствующую проникновению через него паров
нефти.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефте­проводовслужат:

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

• для учета нефти;

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

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

• на головной НПС;

• на границах эксплуатационных участков;

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

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

Подробнее о конструктивных и планировочных решениях резер­вуаров и резервуарных парков, а также технологии их сооружения — в главе 18.