Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 [ 32 ] 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66

к технико-экономическим преимуществам автотранспорта следует отнести: доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью; большую маневренность и высокую проходимость; возможность организации планомерной доставки; высокую оперативность. Автомобильный транспорт имеет и ряд недостатков, в том числе: высокие затраты на эксплуатацию, в 10-20 раз стоимость перевозок автотранспортом выше, чем по железной дороге; сравнительно небольшую грузоподъемность автоцистерн; неполную загрузку подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн; зависимость от наличия и технического состояния дорог.

Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике. Доставку нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляют, как правило, в бочках.

ТЕХНОЛОГИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

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

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

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

2 25 2i 21 22

Рис. 19. Схема магистрального нефтепровода

тепровод потеряет устойчивость, что может быть причиной разрыва труб. Поэтому там, где это возможно, перекачку высоковязких се верных нефтей нужно осуществлять с маловязкими разбавителям! (маловязкая нефть, конденсат) или в газонасыщенном состоянии (т.е с растворенным попутным газом), что позволит отказаться от пред варительного подогрева таких нефтей.

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

линейных сооружений, представляющих собой собственно трубопро вод, по которому и происходит перекачка нефти, и вспомогательны) линейных сооружений (линия связи, система противокоррозионно; защиты, вдольтрассовых дорог и т.п.);

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

Из резервуарного парка нефть откачивается подпорными центре бежными насосами 2, которые создают необходимый подпор (т.е. по вышенное давление - от 0,5 до 0,8 МПа) перед основными центробеж ными насосами /, чтобы избежать кавитации в них. Основные насось подают нефть в магистральный трубопровод 5 с линейной запорно! арматурой 6. Основные насосы соединяются в большинстве случае! последовательно по 2 или 3 (в зависимости от заданного режима пе рекачки), чтобы создать необхоаимое рабочее давление в нефтепровс де. Привод насосов на нефтеперекачивающих станциях осуществляет ся от электродвигателей. Выпускается несколько типоразмеров центре бежных насосов для магистральных нефтепроводов и нефтепродукте проводов (серия НМ) с различной подачей - от 125 м/ч до 12,5 тыс.м/ и напором от 500 до 200 м. Рабочее давление в нефтепроводах в зав\/ симости от диаметра изменяется от 6,4 (для диаметра 530 мм) до 5,5 МП

(для диаметра 1220 мм). Это давление расходуется на преодоление потоком нефти гидравлического сопротивления, оказываемого стенками труб, и по длине трубопровода постепенно уменьшается. В том месте на трассе, где давление в нефтепроводе снижается до минимального подпора, размещают следующую нефтеперекачивающую станцию - промежуточную НС / /, 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 S и шоссейные 7 дороги). В зависимости от условий местности могут применяться подземная, надземная или наземная прокладки нефтепровода.

На конечном пункте нефтепровода 16 нефть поступает в резервуары и затем передается потребителям, т.е. на НПЗ 17, на пункт налива железнодорожных цистерн 18 или пункт налива танкеров 19. Вдоль трассы сооружаются вертолетные площадки 21 для посадки вертолетов, обслуживающих нефтепровод, защитные сооружения 23, предотвращающие разрушение трубопровода, системы электрокатодной защиты трубопровода 15 от электрохимической коррозии, площадки 22, на которых создается аварийный запас труб, линии электропередач 14. связи 25, дороги 24, доМа линейных ремонтеров-связистов 9. При технологической необходимости на линейной части сооружаются отводы 12 к отдельным потребителям и лупинги 20.

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