рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

Транспортировка нефти и нефтепродуктов

Транспортировка нефти и нефтепродуктов - Конспект Лекций, раздел История, ИСТОРИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ В РОССИИ   Помните Пословицу: "за Морем Телушка - Полушка, Да Рубль...

 

Помните пословицу: "За морем телушка - полушка, да рубль перевоз...". Она как нельзя лучше характеризует транспортные про­блемы, возникающие при перевозке нефти. Во-первых, как никакой другой товар, она требует: особой осторожности в обращении. Дейст­вительно, загоревшуюся нефть водой не зальешь - это не дрова. Во-вторых, за время длительного пути в негерметичной таре изменит свои свойства, а в плотно закрытых сосудах, нагревшись на солнце, может взорваться и т.д. Сегодня вряд ли кому придет в голову мысль про­верить уровень нефти в темной емкости, осветив ее поверхность с помощью спички или открытого огня. А на заре цивилизации - как знать?! Хотя на византийских кораблях нефть перевозили в герметич­но запечатанных амфорах - это уже доказано. Песок, служивший бал­ластом, в случае нужды выступал еще и в роли огнетушителя. Нефть всегда была ходовым товаром и перевозили ее в чем угодно, а чаще - в кожаных мешках на лошадях или на верблюдах. Ну, а много ли ее надо было? История не оставила нам сведений о том, к каким ухищрениям приходилось прибегать, например, генералу Матюшкину, получившему приказ Петра Великого вывезти из Баку тысячу пу­дов "светлой нефти". А ведь она представляла собой нечто среднее между бензином и керосином и очень легко воспламенялась.

Железнодорожную цистерну придумали американцы, успевшие до на­чала нефтяной лихорадки покрыть всю страну сетью трансконтиненталь­ных железных дорог. Значительная грузоподъемность, возможность быст­рой загрузки и выгрузки сыграли определяющую роль и цистерны заняли существенное место в парке железнодорожных вагонов.

Зато в создании нефтеналивных судов русская изобретательская мысль обогнала американскую. В 1873 г. братья Артемьевы приспосо­били под налив нефти парусник "Александр". Но первым настоящим тан­кером, первенцем мирового нефтеналивного флота, стал "Зороастр" - небольшой пароход (250 т), построенный по русскому проекту на шведской верфи. Его грузовые отсеки - танки - были отделены от ма­шинного отделения двойной перегородкой, внутрь которой заливалась вода. Первые речные наливные баржи, созданные В.Г. Шуховым в Сарато­ве, собирались из отдельных секций, а для загрузки использовалась не мускульная сила, а паровые насосы.

В настоящее время около одной пятой всего мирового флота за­нято перевозкой нефти и нефтепродуктов, а во вторую мировую войну - почти половина всех видов транспорта. До 50-х годов грузоподъем­ность танкеров не превышала 15 тыс. тонн, а уже к 70-м годам более трети мирового нефтеналивного флота составляли танкеры, способные принять в свое чрево не менее 30 тыс. тонн, а это уже супертанкеры, перевозка в которых обходится владельцам значительно дешевле.

Ведущие позиции в создании супертанкеров принадлежат Японии. Грузоподъемность танкеров поражает: "Токио-мару" - 150 тыс. тонн, "Ниссеки-мару" - 380, "Глобтик-Токио" - 480. В последние годы создаются ультрасупертанкеры грузоподъемностью около миллиона тонн.

Из отечественных танкеров можно выделить судно подобного клас­са (хотя и "середнячек") "Крым", его длина почти 300 м. ширина 45, а вот тормозной путь более километра.

В последнее время находят применение пластмассовые эластичные емкости, заменяющие металлические баржи. Они хорошо наполняются, имеют малый удельный вес, хорошо держатся на воде и легко букси­руются к месту назначения.

Для перевозки газообразных углеводородов из Алжира в США соз­дан целый флот танкеров-метановозов. У них на борту работают спе­циальные компрессорные и холодильные установки, поддерживающие тем­пературу ниже минус 80°С и давление 5-6 МПа. Число таких танкеров-термосов множество, однако, и они не в состоянии решить хотя бы половину проблем, связанных с доставкой нефти и нефтепродуктов. Здесь достаточно сказать, что большинство крупных месторождений неф­ти и газа находятся далеко от мест переработки, транспортных ма­гистралей, крупных судоходных рек. Специалисты нашли реше­ние данной проблемы, проложив по всему земному шару мощную и раз­ветвленную сеть трубопроводов, развитие которой продолжается.

Идея транспорта веществ по трубам не нова. Человек давным-дав­но начал использовать трубопроводы. Вероятно, сначала для воды. В античные времена было много сооружений для ее подачи - акведуки, водопроводы. Известны свинцовые водопроводы Рима, подававшие воду для питья и в общественные бани, которые римляне строили повсюду в своей империи. Сохранились описания деревянных трубопроводов в Древнем Китае.

Опыта по сооружению водоводов русским мастерам не занимать: еще в XIII веке был сооружен водопровод из деревянных труб, который подавал воду в Новгород из р. Волхов. Внутренний диаметр труб сос­тавлял 140 мм, наружный - 300 мм. Почти 500 лет назад был пост­роен самотечный водопровод в Московском Кремле, а в 1555 г., по разрешению Ивана Грозного - для подачи воды на соляные промыслы близ Тотьмы.

В Соловецком монастыре монахи использовали трубопроводы для подачи... кваса, которым монастырь славился в середине XVI века. В XVII веке во Франции в королевском дворце в Версале были сооружены фонтаны, а в городе Марли - водопровод, которые поража­ли воображение современников своими масштабами. Водопровод в Марли считали "чудом XVII века". Фонтаны в Петергофе того же времени с системой водоснабжения также представляли значительный технический уровень. Водопровод для снабжения Царского села, построенный в 1883 г. имел протяженность около 14 км. Можно привести еще множест­во примеров использования трубопроводов для перекачки различных веществ. В настоящее время никого не удивишь тем, что этим транспор­том можно воспользоваться при "перевозке" молока, песка, угля и даже свежей рыбы, как это осуществляется из портового города Ростока (Германия) в Берлин.

Из всех работ, связанных с нефтью, наиболее спокойной и ста­бильной кажется эксплуатация нефтепроводной системы. Что тут особенного: одним концом трубопровод упирается в резервуары, рас­положенные в районе добычи нефти (или в саму скважину), другим - в резервуары-приемники перерабатывающего завода или промышленного центра. На линии магистрали стоят насосные станции, которые поддер­живают нужное давление. Вот и все. Однако, это лишь первое и очень поверхностное знакомство.

Примеси в нефти вызывают коррозию металла, что в конечном счете может спровоцировать аварию. Низкие температуры и высокое содер­жание парафинов приводит к образованию различных пробок и даже к полной остановке перекачки. Нефть требует особого подхода, который в свое время предложил В.Г. Шухов, используя подогреваемые трубопро­воды на бакинских промыслах. Специалисты все время работают над усовершенствованием транспортировки. Как увеличить пропускную спо­собность трубопровода без увеличения его диаметра? Ничтожная добав­ка специального полимера - и нефтяной поток меняет свою структуру, возрастает скорость потока. Этим часто кратковременно пользуются при закачке нефти в танкер, поскольку альянс "полимер-нефть" неус­тойчив. Что же, “необходимо найти" более устойчивые.

Трубопроводы должны быть прочными, электро- и теплоизолиро-ванными, эластичными, устойчивыми к деформациям под давлением грунта и внутреннего давления, химически инертны и еще много чего должны.

Прокладка трубопроводов тоже дело нелегкое. Попробуйте хотя бы герметично сварить трубы в единую нитку, при этом довольно длин­ную: как газопровод Уренгой – Помара - Ужгород в 4500 километров. Да там только протяженность сварных швов около 7000 километров!!! А проложены как раз там, где нет дорог - лишь топкие болота и широкие реки. Требуется самая современная техника, и даже лазерная. Инте­ресный способ переброски трубопроводов через непроходимые топи и другие препятствия испытан недавно на Тюменском севере. По коман­де "Пуск" прогремел взрыв. Плеть трубопровода метрового диаметра, опоясанная кассетами с пороховыми реактивными двигателями, сначала слегка дернулась, потом сдвинулась с места и стала быстро продви­гаться, срезая на своем пути болотные кочки и куста. Таким обра­зом, в считанные секунды "реактивный трубопровод" миновал трехсот­метровый участок топи - считайте сэкономленные средства!

Одна из американских фирм уложила в Мексиканском заливе на глубину 49 м трубопровод длиной более трех километров всего за 12 часов! Как? Очень просто, предварительно намотав трубу диаметром 300 мм на громадный барабан, достигавший в диаметре 24 м.

Трубопроводы позволяют получать потребителям нефть, нефтепро­дукты и газ - в кратчайшие сроки и практически без потерь. Многие процессы при их эксплуатации уже автоматизированы. Именно поэтому даль­нейшее развитие сети трубопроводов важно для экономики России. В комбинации с другими видами перевозок углеводородов рассматриваемая система должна стать жизненно важной нефтеносной "артерией" всего промышленного комплекса.

Выше уже отмечалось, что отечественный керосин, вывозившийся с Апшеронского полуострова в начале века, именовался "бакинской бурдой" и не мог конкурировать с дорогим, но чистым американским керосином. А причина была практически одна - нефтепромышленники вовремя не обратили внимания на проблемы хранения готовой продук­ции и существенно в этом отстали. Непонимание ценности всех сос­тавляющих керосина и неумение их сохранить привело к тому, что внутренний российский рынок заполнила заокеанская продукция.

Появившиеся двигатели внутреннего сгорания потребовали бензина, а его из нефти, - хранящейся под открытым небом и в деревянных бочках, много и качественно не получишь, да и определенный запас необходим.

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов. Когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делят на следующие группы:

- внутренние - соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

- местные - по сравнению с внутренними имеют большую протяженность и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

- магистральные - характеризуются большой протяженностью, поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными на трассе. Режим работы трубопроводов - непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом).

В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории.

Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400÷800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.

Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3÷1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

Конечный пункт нефтепродуктопровода - резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.

Большинство центров нефтепереработки находится вне главных районов добычи нефти, поэтому задача транспортировки нефти привела к созданию широкой сети нефтепроводов. На начало 1990-х гг. общая длина нефтепроводов СССР составляла 85 тыс. км.

Объемы перевозок нефти трубопроводным транспортом снизились с 576,1 млн. т в 1980 г. до 421,3 млн. т в 1992 г. и до 320 – в 1998 г.

Основная часть нефтепроводов идет из Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В 1964 г. была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», который связал Волго-Уральский район с западной частью России и соц. странами Европы (Польшей, ГДР, Чехословакией и Венгрией). Нефтепровод имеет маршрут Альметьевск - Самара - Брянск - Мозырь. В Мозыре «Дружба» разветвляется на 2 участка: северный (по территории Белоруссии, Литвы, Польши и Германии) и южный (по территории Украины, Словакии, Чехии и Венгрии). Также из Волго-Уральского района на запад ведет нефтепровод Альметьевск - Нижний Новгород - Рязань - Москва - Ярославль - Кириши, на юг Альметьевск - Саратов - Новороссийск, на восток Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Ангарск. С 1960-х гг. нефть идет из Западной Сибири через Волго-Уральский район: Усть-Балык - Курган - Альметьевск.

Также с 1960-х гг. появляются новые ветки в системе нефтепроводов из Западной Сибири: Нижневартовск - Самара - Кременчуг - Одесса, Сургут - Пермь - Ярославль - Новополоцк (вливается в "Дружбу"), Усть-Балык - Омск - Павлодар - Чимкент.

Помимо основных направлений действуют локальные нефтепроводы Ухта - Ярославль, Волгоград - Новороссийск, Грозный - Туапсе, Мангышлак - Самара, Оха - Комсомольск-на-Амуре.

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией становится размещение нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от места добычи на тысячи километров.

Такая стратегия, исходившая из логики централизованного управления народным хозяйством, потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020÷1220 мм, которые в основном определяют сегодняшний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

Наиболее крупными транзитными нефтепроводами являются: Сургут- Полоцк, Холмогоры - Клин, Нижневартовск – Курган -Куйбышев, Усть-Балык – Курган – Уфа - Альметьевск, «Дружба-1» и «Дружба-2», Усть-Балык - Омск, Павлодар – Чимкент. Создание уникальной системы нефтепроводов из Западной Сибири в различные районы России началось с первого трубопровода Ишим – Тюмень диаметром 530 мм, протяженностью 410 км, введенным в эксплуатацию в 1965 г. За 30-летний период в Западной Сибири построено 34 нефтепровода диаметром 530÷1220 мм общей протяженностью 16 тыс. км, в том числе 8 тыс. км - по Тюменской области.

Тюменская нефть подается потребителям по трем направлениям: западному - на Пермь, Нижний Новгород, Москву и далее в страны ближнего и дальнего зарубежья; юго-западному - на Самару, Лисичанск, Новороссийск; южному - на Омск, Павлодар и далее в Среднеазиатские государства. Также частично тюменская нефть подается и на восток для переработки на заводах Томска, Ачинска и других городов Сибири. За короткий период в Западной Сибири создана сеть магистральных нефтепроводов, способная перекачивать более 400 млн. т. нефти в год (табл. 9).

Начиная с 70-х годов, нефтепроводы в основном сооружаются диаметром 1020 и 1220 мм.

К концу 1993 г. в России эксплуатировалось 48 тыс. км магистральных нефтепроводов компании «Транснефть» и 13 тыс. км продуктопроводов концерна «Роснефтепродукт», из них 16 тыс. км в Западной Сибири.

По трубопроводам в России транспортируется более 98% добываемой нефти. В общем грузообороте всех видов транспорта трубопроводный транспорт составляет более 35% и занимает второе место после железных дорог.

В настоящее время одной из важнейших задач в трубопроводном транспорте является сохранение надежности линейной части. В Северной Америке намечено реконструировать 10% магистральных нефтепроводов, т.к. половина их находиться в эксплуатации более 40 лет. На трубопроводах Западной Сибири отмечается аналогичная ситуация. Более 60% трубопроводов, имеющих пленочную полимерную изоляцию, близки к нормативным срокам эксплуатации. При этом потребности в ремонтных работах возрастают в 3-4 раза.

На магистральных нефтепроводах ежегодно на каждые 1000 км трассы приходится 3-4 аварии, а размер утечки значительно выше. Например, в Иркутском НПУ в 1993 г. произошла утечка в 25000 м3. Аварии на нефтепроводах Западной Сибири в большинстве случаев (около 60%) характеризуются как «внезапные» носящие катастрофический характер.

Потери нефти и нефтепродуктов при перекачке магистральным нефтепроводам специалистами оцениваются 1÷1,2% от объема перекачки. Таким образом, по Тюменской области величина потерь может составлять около 2,5 млн. т.

 

Таблица 9.

Нефтепроводы Тюменской области.

 

Показатели Годы
Протяженность трассы в однониточном исполнении, км 3395,2-6275,37 4204,0-8159,2 6178,2-10684,7 6085,6-10644,7 6085,0-10597,2
Количество нефтепроводов, шт.
Средний диаметр труб, мм
Количество НПС, шт.
Количество основных и подпорных агрегатов, шт.
Объем перекачки, тыс. т
Грузооборот, млрд. т. км

 

Некоторые сравнительные показатели нефте- и продуктопроводного транспорта в США за 1991 и 1992 гг. приведены в табл. 10.

 

Таблица 10.

Показатели нефте- и продуктопроводного транспорта в США.

Наименование показателей Годы
Протяженность, км
Из них нефтесборных линий
Магистральных нефтепроводов
Магистральных продуктопроводов
Суммарный объем перекачки, тыс. м. куб.
Нефти
Нефтепродуктов
         

Выходы горючих газов на поверхность земли известны давно. Их называли вечными, священными, неугасимыми огнями. Такие вечные огни были известны на Кавказе еще за несколько тысяч лет до нашей эры. Факелы горящих газов на Апшеронском полуострове и на Дагестанском побережье Каспийского моря в начале нашей эры служили маяками для мореплавателей.

Природный газ впервые начали добывать и использовать в Китае, где более 1000 лет назад его транспортировали по бамбуковым трубопроводам к местам выпарки рассола для получения поваренной соли, а также для варки пищи.

В 1825 г. в Фредонии (США) был построен небольшого диаметра трубопровод из свинца для подачи потребителям горючего газа. Первый крупный газопровод для подачи природного газа от промыслов на севере штата Индиана до Чикаго протяженностью 195 км (двухниточный) и диаметром 200 мм был построен в1891 г.

До революции в Москве, Петербурге и других городах существовали газовые заводы, на которых вырабатывался газ для бытовых целей из угля. Так, в 1914 г. в Петербурге было газифицировано 3000 квартир наиболее богатых семей. Газ использовался также для освещения улиц и вокзалов.

Попутный нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью, как промышленное и бытовое топливо начали использовать в Баку еще в 1880-1890 гг. По трубопроводам в этом нефтяном районе поступал газ к котельным установкам. Такое использование газа имело местный характер.

Развитие газовой промышленности началось после открытия ряда крупных газовых месторождений в США, когда стало ясно, что добыча газа дешевле его получения из угля. В связи с этим встал вопрос о транспорте природного газа, добываемого на газовых месторождениях, в промышленные районы. Первые крупные магистральные газопроводы были построены в США в 1928-1932 гг. для подачи газа из месторождения Панхендл в Чикаго и Детройт (протяженностью 1570 и 1375 км). Затем вступил в строй крупный Теннессийский газопровод длиной около 2000 км, по которому газ из месторождений Техаса подавался в Западную Виргинию.

В дореволюционной России природный газ не добывался. После революции возросло использование природного газа. Так, если до революции в Баку использовалось лишь 33 млн. м3 попутного газа, то в 1927-1928 гг. было использовано в Баку и Грозном 270 млн. м3 газа. В 1940 г. добыча природного и попутного газа составила около 3220 млн. м3.

Первый магистральный газопровод длиной 69 км и диаметром 300 мм был построен в 1940-1941 гг. от газового месторождения Дашава (Украина) до г. Львова. В годы Великой Отечественной войны был построен газопровод Бугуруслан - Самара длиной 160 км и диаметром 350 мм и начато строительство газопровода Саратов - Москва протяженностью 843 км и диаметром 320 мм (введен в эксплуатацию в 1947 г).

В последующие годы были построены газопроводы Дашава - Киев - Брянск - Москва, Ставрополь - Москва и др. После открытия крупнейшего Шебелинского месторождения газ по магистральным трубопроводам стал подаваться во многие города Украины и других союзных республик. Газ из месторождений Узбекистана и Туркмении по газопроводам Бухара - Урал и Средняя Азия - Центр начал транспортироваться в крупные промышленные центры европейской части страны и Урала. Из открытых богатых месторождений газа на севере Тюменской области и республики Коми газ начал отправляться в районы Центра, Северо-запада и Запада страны для снабжения городов и промышленных предприятий.

Газ нельзя долго накапливать, поэтому развитие сети газопроводов имеет очень большое значение. Общая длина газопроводов СССР составляла к 1990 г. 180 тыс. км. В Советском Союзе была создана Единая система газоснабжения с общими центрами управления, что позволяет менять направление подачи газа, ликвидировать колебания в его поступлении. Ее характерной чертой является радиальная направленность веток газопроводов от месторождений Западной Сибири, Украины, Северного Кавказа, Поволжья, Средней Азии, Коми в центральные районы и на Урал, таким образом, природный газ в СССР подавался в крупные промышленные и вместе с тем дефицитные по топливу районы страны.

Позже отдельные ветки объединялись и кольцевались, что и привело к созданию Единой системы. В России после распада СССР осталась лишь часть Единой системы:

· Центральная система (Ставрополь - Москва, Краснодар - Серпухов - Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону - Донецк, Ростов-на-Дону - Луганск);

· Западная система (Коми - Белоруссия и страны Балтии);

· Поволжская система (Саратов - Москва, Саратов - Ярославль - Череповец, Оренбург - Самара, Минибаево - Казань - Нижний Новгород);

· Кавказская система (Ставрополь - Грозный, Майкоп - Невинномысск, Владикавказ - Тбилиси);

· Уральская система (Газли - Челябинск - Екатеринбург);

· система Средняя Азия - Центр (много веток);

· система Западная Сибирь - Центр (много веток, в том числе экспортных с Уренгоя и Ямала; «Сияние Севера»).

Кроме того, действует несколько локальных веток: Мессояха - Норильск, Усть-Вилюйское - Якутск и др. На рис.1.2.показана схема магистральных газопроводов в Тюменской области. Средние эксплуатационные значения к.п.д. компрессорных станций на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию. Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки - затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа - до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции. Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки газа (табл. 11), которые за 1990-1995 гг. практически не изменились, а по величине являются аналогичными трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы.

 

Таблица 11.

Газопроводы тюменской области

 

Показатели
Протяженность линейной части, км.
Количество газопроводов, шт.
Средний диаметр, мм.
Количество КС, шт.
Количество ГПА, шт.
Объем транспорта газа, млрд.м3
Потери газа, млрд.м3 1,71 1,82 1,92 1,92 1,92

 

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют значительно больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы.

Магистральным газопроводом называется газопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю.

В состав магистральных трубопроводов входят:

-линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.;

-перекачивающие и тепловые станции;

-конечные пункты продуктопроводов и газораспределительные станции (ГРС), из которых принимают поступающие по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым конденсат или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Основные элементы магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуются особыми геологическими условиями или необходимостью поддержанию температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300÷1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечении крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и конденсатопроводы) утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100÷200 мм больше диаметра трубопровода. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически и газа) непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10÷30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные экраны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. На расстоянии 10÷20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на конденсатопроводах с интервалом 50÷150 км и на газопроводах с интервалом 100÷200 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепродуктопроводов оборудованы центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/час. В начале конденсатопровода находится головная насосная станция (НС). Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплект вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока со 110 или с 35 до 6 кВт, котельная, а также система водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или по три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50млн.м3/сут., а давление на выходе станции - 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной КС. На всех КС газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. КС, также как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения и др.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления.

Основной частью перекачивающей насосной является насосный агрегат. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса, приводимого в движение электродвигателем. Рабочий орган центробежного насоса – рабочее колесо устанавливается в кольцеобразной камере переменного сечения. На валу рабочего колеса посажены криволинейные лопатки, которые при вращении насоса увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под действием центробежной силы выбрасывает ее по постепенно расширяющейся спиралевидной камере корпуса насоса в напорный патрубок. Если в корпусе установлено одно колесо, насос называется одноступенчатым, если несколько рабочих колес помещается в общий корпус, то насос может быть соответственно двух-, трехступенчатым и т.д.

Вследствие постоянного выбрасывания жидкости во вращающемся потоке от центра колеса насоса в этой зоне может создаться разрежение, которое непрерывно пополняется из технологического трубопровода за счет внешнего давления на приеме насоса. При снижении внешнего давления в зоне разрежения могут возникнуть пузырьки газовоздушной смеси. Возникающие полости, заполненные парами жидкости и выделяющимся из нее воздухом, располагаются на границах соприкосновения с металлом колеса. При конденсации пара эти пузырьки лопаются, и в полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая очень большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным ударам (кавитации). Под действием кавитации возникает вибрация агрегата, разрушается поверхность металла. Для предотвращения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое избыточное давление, называемое кавитационным запасом.

Основными характеристиками насоса являются развиваемый им напор и подача. Значение напора (энергии, сообщаемой перекачиваемой жидкости насосом) и подачи (количества жидкости, подаваемой насосом в единицу времени) зависят от конструкции и размеров насоса и частоты вращения (табл. 12).

 

Таблица 12.

Технические характеристики магистральных насосных агрегатов.

(ГОСТ 12124 – 74).

 

Марка насоса Пода-ча, м3/час На-пор, м Диаметр рабочего колеса, мм Частота враще- ния, об./мин. Допусти-мый кави-тационный запас, м К.п.д.,% Мощ-ность, МВт
НМ1250-260 0,96
НМ2500-230 1,57
НМ3600-230 2,23
НМ5000-210 2,8
НМ7000-210 3,38
НМ10000-210 5,56
НМ10000-210 (на повышен-ную подачу)               6,71

 

Для каждого насоса взаимосвязь подачи Q и напора H при номинальной частоте вращения выражается графически. Эта зависимость так и называется Q–H характеристикой центробежного насоса (рис. 2) и строится она в координатах: напор – по оси ординат и подача – по оси абсцисс. Обычно на эту же характеристику наносят зависимости изменения мощности N от подачи Q (характеристику Q–N) и коэффициента полезного действия (к.п.д.) насоса η от подачи (Q-η). Определить теоретически характеристики насоса с достаточной точностью в настоящее время не представляется возможным. Все характеристики строятся на основании данных, полученных при испытаниях модели насоса на воде при постоянной частоте вращения. Изображенные на рис. 2 зависимости носят общий характер для всех центробежных насосов. Их анализ позволяет сделать следующие выводы, которые очень важны в практической работе:

- подача насоса зависит от его дифференциального напора;

- центробежный насос создает максимальный дифференциальный напор при нулевой подаче при работе на закрытую задвижки; после открытия задвижки при увеличении подачи через насос дифференциальный напор насоса уменьшается;

- мощность, потребляемая насосом, возрастает с увеличением подачи; при нулевой подаче мощность, потребляемая насосом, существенно отличается от нуля;

- наибольший к.п.д. насоса находится в зоне, соответствующей некоторому диапазону значений Q (при отклонении от этой зоны в любую сторону к.п.д. насоса снижается).

 
 

Рис. 2. Характеристика центробежного насоса для перекачки нефти.

 

Отсюда следует, что при изменении частоты вращения электродвигателя при одной и той же подаче изменяется напор, развиваемый насосом. Поэтому можно влиять на давление путем регулирования частоты вращения электродвигателя.

Полученные на заводе зависимости Q–H верны для определенного размера рабочего колеса насоса. Конструкция колеса насоса допускает его обтачивание в некоторых пределах без существенного ухудшения к.п.д. насоса. При этом характеристика Q-H насоса естественно снижается по оси ординат.

Для привода насоса обычно используются электродвигатели синхронные и асинхронные. Синхронные двигатели дороже асинхронных электродвигателей аналогичной мощности, однако имеют лучшие эксплуатационные характеристики. Коэффициенты полезного действия синхронных двигателей выше, чем асинхронных, т.к. они более устойчивы к посадкам напряжения. При использовании синхронных электродвигателей не требуется установка статистических конденсаторов, что упрощает схему энергоснабжения. Электродвигатель насосного агрегата имеет значительную мощность, измеряемую тысячами киловатт. К обмоткам электродвигателя подводится ток высокого напряжения 6000 или 10000 В. Чтобы избежать установки промежуточных муфт, насос и приводящий в движение электродвигатель конструируют с одинаковой частотой вращения

Поскольку размеры насоса зависят от частоты вращения и уменьшаются с ее увеличением, для привода наоса применяют мощные электродвигатели с частотой вращения 3000 оборотов в минуту.

При пуске насосного агрегата в обмотках электродвигателя протекают большие пусковые токи, в несколько раз превышающие токи при нормальной работе. От тепловых выделений, вызываемых этими токами, обмотка электродвигателя сильно разогревается. Для того чтобы разогрев обмоток не привел к разрушению их изоляции от высокой температуры для электродвигателей, имеются ограничения по числу пусков из холодного состояния (не работавший двигатель) или из горячего состояния (работавший двигатель) за определенный промежуток времени.

На перекачивающей насосной станции обычно устанавливаются четыре насосных агрегата: три из них являются рабочими, а один - резервным. Резервный агрегат может быть включен в работу при неисправности любого из рабочих агрегатов. Магистральные насосные агрегаты (табл. 2) соединяются, как правило, последовательно (рис.3,а).

Жидкость с выхода первого по потоку насоса поступает на прием второго насоса и т.д. При этом одинаковый поток жидкости проходит через все насосы, т.е. они работают с одной подачей. Каждый насос увеличивает энергию потока (давление в нем), как бы добавляет к энергии поступающей в насос жидкости добавочную порцию. Можно построить кривую Q–H для насосной при последовательном соединении насосов. Для этого надо взять кривую Q-H одного насоса и для каждой точки значения Q на оси абсцисс отложить по оси ординат взятую с кривой Q–H насоса величину H столько раз, сколько работает насосов (рис. 4).


 
 

Рис. 3. Схемы соединения насосных агрегатов: а – последовательная;

б – параллельная;1 – электродвигатель; 2 – насос; 3 – задвижка;

4 – обратный клапан.

 
 


Рис.4. Суммарные характеристики для одного (кривая 1) и для двух насосов (кривая 2): а – последовательное соединение; б - параллельное соединение.

 

Поскольку при последовательной работе все насосы работают при одной подаче, развиваемое ими давление равномерно распределяется между всеми насосами (если насосы имеют одинаковые характеристики Q–H). Поэтому при изменении давления насосной станции перераспределение напоров происходит равномерно между всеми насосами с одинаковой обрезкой колес.

Трубопровод между насосными станциями обычно прокладывается под землей. Подземная прокладка получила наибольшее распространение при строительстве трубопроводов больших диаметров. При этом способе создаются наилучшие условия для устойчивой работы трубопровода, обеспечивается высокая эксплуатационная надежность, не создается препятствий для транспорта, помех для сельскохозяйственных работ и животного мира. При подземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается ниже поверхности грунта на высоту засыпки, составляющую около 1 м.

В зависимости от участка прокладки трубопровод подразделяется на категории B (высшая категория), I–IV. Категории различаются выбором условий для расчета трубопровода, правилами контроля соединений и гидравлическими испытаниями. Участки категорий B и I подвергаются гидравлическим испытаниям под давлением, значение которого зависит от рабочего давления. На трассе трубопровода через определенные расстояния устанавливают задвижки, делящие участок на секции. Эти задвижки используются для снижения потерь нефти при аварии в трубопроводе или при гидравлических испытаниях отдельных участков. Для управления этими задвижками вдоль трубопровода прокладывается линия электропередачи.

Таблица 13.

Оптимальные параметры нефтепроводов

 

Пропускная способ-ность, млн.т/год Диаметр трубо-провода, мм Скорость нефти, м/с
2,8
55-70 2,6
25-35 2,0
14-18 1,6
6-8 1,2

 

Диаметр трубопровода и расстояние между насосными станциями зависят от принятой пропускной способности трубопровода. Пропускная способность трубопровода определяется с учетом возможных объемов поступления нефти в местах добычи и объемов переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах, или объемов отгрузки на конечных пунктах. Для различных значений подачи по трубопроводу рассчитаны оптимальные параметры трубопроводов, при которых его использование будет экономичным для сельского хозяйства (табл. 13). Эти расчеты выполнены с учетом определенных труб и характеристик оборудования и, естественно, могут корректироваться по мере развития промышленного производства и повышения качества оборудования.

В процессе эксплуатации нефтепровода внутренний диаметр его несколько изменяется. Дело в том, что находящийся в нефти парафин в процессе перекачки выделяется из нефти и осаждается на стенках трубопровода. Интенсивность выделения парафина зависят от процента его содержания в нефти, температуры перекачиваемой нефти и скорости перекачки. Скорость нарастания парафина на стенках может составлять до 1 мм/сут, в среднем - 0,2 мм/сут. Отложения парафина приводят к уменьшению пропускной способности трубопровода. Для сохранения внутреннего диаметра приходиться периодически чистить трубопровод, применяя скребки и шаровые разделители. Однако для движения скребка или разделителя в потоке требуется дополнительная энергия, вследствие чего на этом участке снижается пропускная способность трубопровода в период пропуска. Поскольку шар или скребок движется вместе с потоком, его скорость равна скорости потока. Зная длину участка и скорость движения потока, можно своевременно определить место нахождения очистного устройства и время его прихода на станцию.

При движении по трубопроводу поток теряет свою энергию на преодоление сопротивления при трении у стенок трубопровода. Эти потери переходят в тепло, разогревающее стенки трубопровода и перекачиваемую нефть. Как правило, это тепло отводится через стенки трубопровода в окружающую почву. Однако при малой теплопроводности почвы может происходить разогрев жидкости в трубопроводе. Дополнительное повышение температуры нефти на 1-20С происходит также на каждой промежуточной насосной за счет трения о колеса насосов. Поскольку напряжения в трубопроводе рассчитаны для определенной температуры жидкости, повышенный нагрев может привести к опасным последствиям. Поэтому температура нефти в трубопроводе не должна превышать 400С.

Наиболее простая схема работы магистрального нефтепровода может быть представлена в следующем виде. Хранящаяся в резервуарах нефть забирается подпорными насосами, которые подают ее на прием магистральных насосов. Магистральные насосы создают определенное давление жидкости в трубопроводе, которое снижается при перемещении жидкости в трубопроводе. В конце трубопровода имеется резервуарная емкость, куда поступает нефть из трубопровода (рис.5,а). При работе этой схемы должны соблюдаться следующие условия:

· размещение резервуаров относительно подпорных насосов должно обеспечивать необходимый запас по давлению для работы подпорных насосов;

· давление, создаваемое подпорными насосами, выше кавитационного запаса магистральных насосов;

· подачи подпорных и магистральных насосов должны быть близки;

· давление, создаваемое магистральными насосами, должно быть достаточным для преодоления сопротивления в трубопроводе.

Поскольку в рассматриваемой технологической схеме весь создаваемый насосами напор тратится на потери в трубопроводе, рабочая точка насосов определится на пересечении характеристик Q–H насосной станции и трубопровода.

При работе по схеме «через емкость» происходят значительные потери легких фракций нефти при «больших дыханиях», т.е. выпуске воздуха при заполнении резервуара. Эта схема широко применялась в первые годы строительства нефтепроводов. По этой схеме на площадке каждой насосной станции создаётся резервуарный парк, в который поступает нефть от предыдущей насосной.

При большой протяженности трубопровода общее давление, необходимое для пропуска жидкости по всей длине, может оказаться очень высоким. Чтобы выдержать такое давление, необходимо проложить трубопровод со значительной толщиной стенок. Для снижения расхода металла укладывают трубы с определенной толщиной стенки, и насосные станции создают давление, не превышающее допустимое для этой стенки. Этого давления оказывается достаточным для перемещения жидкости на некоторое расстояние, где она поступает в резервуары, и строят новую насосную станцию, вновь поднимающую давление до допустимого предела и т.д., пока жидкость не дойдет до конца трубопровода.

При работе по этой схеме давление и пропускная способность каждого участка трубопровода зависят только от характеристик насосов, трубопровода и перекачиваемой жидкости. Каждый участок по гидравлическим параметрам не связан один с другим. Неравномерность пропускной способности отдельных участков трубопровода компенсируется за счет нефти, накапливаемой в резервуарах.

 


 

Рис. 5. Схемы работы участка магистрального нефтепровода:

а – «через емкость»; б – «из насоса - в насос»; в – «с подключенной емкостью»; 1 – резервуарный парк; 2 – подпорные насосы; 3 – магистральная насосная.

Эта схема является очень простой для эксплуатации. Однако имеет целый ряд недостатков. Во-первых, на каждой насосной станции приходиться строить резервуарный парк и подпорную насосную. Если учесть, что для этих объектов требуется предусматривать также средства пожаротушения, канализационные сооружения для сброса воды и т.п., ясно, что эти сооружения обходятся очень дорого. Во-вторых, при выходе из строя одной станции практически прекращается перекачка по всему трубопроводу, так как запасы нефти в резервуарах незначительны по сравнению с пропускной способностью трубопровода. В-третьих, на каждой насосной станции нефть наполняет резервуары, а затем ее откачивают. В результате большого числа операций по приему и откачке нефти теряется при «больших дыханиях» резервуаров.

Поэтому в настоящее время повсеместное распространение получила схема перекачки «из насоса в насос» (рис. 5, б). По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько участков длиной по 400÷600 км. В начале каждого участка строится станция с емкостью, на которой имеется резервуарный парк, подпорная насосная и магистральная насосная. Через определенные расстояния на трубопроводе строятся промежуточные насосные (от трех до десяти). Нефть на станции с емкостью подается в трубопровод из резервуаров с помощью подпорной и основных насосных. Эта нефть под давлением непосредственно из трубопровода подается на прием насосных агрегатов следующей промежуточной насосной. Расстояние от станции с емкостью до промежуточной насосной определяется с таким расчетом, чтобы давление нефти, поступающей на промежуточную насосную, было выше кавитационного запаса магистральных насосных агрегатов. К этому давлению добавляется напор, создаваемый данной промежуточной насосной, и нефть по трубопроводу движется к следующей промежуточной насосной, где также поступает прямо на прием насосных агрегатов. Здесь снова поднимается давление нефти в трубопроводе, и т.д. В конце участка нефть направляется в емкость. При работе по этой схеме все насосные участки оказываются связанными единым потоком жидкости. При этом запасы энергии, сохранившиеся на участке между двумя промежуточными станциями, передаются на следующий участок и должны учитываться при рассмотрении характеристик насосной станции и трубопровода на этом участке. Поэтому условия работы каждой станции оказывают влияние на работу других станций и все станции объединяются общим режимом работы.

При построении совмещенных характеристик (рис. 6) промежуточной насосной станции, работающей по схеме « из насоса - в насос» нулевую точку ординаты характеристики Q-H насосов помещают в точку оси ординат, соответствующую давлению, поступающему на эту станцию.


 

 

Рис. 6. Совмещенные характеристики при несовпадении рабочих точек: а – дросселирование; б – перепуск.

 

Также начало кривой Q–H трубопровода следует поместить в точку оси ординат, которая характеризует давление в трубопроводе в конце участка.

Необходимо отметить, что не всегда возможна работа насосной станции и трубопровода в точке, получившейся на пересечении характеристик насосов и трубопровода. Дело в том, что любой трубопровод рассчитан на определенное рабочее давление, превышать которое нельзя во избежание его разрыва. Поэтому если рабочая точка насосов окажется выше допустимого рабочего давления, необходимо осуществить ограничение давления, поступающего в трубу.

Например, если на рис. 6а пересечение характеристик находится в точке А, а рабочее давление в трубопроводе равно Р, то максимальная пропускная способность трубопровода будет равна Q. В этом случае давление, создаваемое насосной станцией, также должно быть равно Р при подаче Q

Если при работе нефтепровода по схеме из «насоса в насос» одна из промежуточных станций выйдет из строя, это не приведет к остановке нефтепровода. В этом случае просто участок нефтепровода для станции, расположенной перед остановившейся, увеличится вдвое, и будет равен расстояния до следующей работающей станции. Ясно, что в этом случае сопротивление нового участка станет больше и для сокращения потерь придется работать с меньшей подачей. Конечно, изменение подачи должно произойти на всех работающих станциях нефтепровода в пределах от емкости к емкости. Такой режим работы называется «работой через станцию». Бывают, особенно в первые периоды эксплуатации нефтепровода, режимы работы через две или еще большее число станций.

Наряду со схемами «через емкость» и «из насоса в насос» существует промежуточная схема «с подключенной емкостью» (см. рис.5,в). По этой схеме конец участка трубопровода подключается непосредственно к приему подпорной насосной и к той же точке подключается резервуар. Вследствие подключения резервуара в этой точке поддерживается давление, близкое к постоянному. Давление в этой точке изменяется в пределах возможных колебаний уровня в резервуаре. Использование резервуара компенсирует неравномерность подачи на смежных участках нефтепровода. При большей подаче на предыдущем участке резервуар заполняется, при большей подаче на последующем участке резервуар сливается. Преимущество этой схемы по сравнению со схемой «из насоса в насос» является возможность полного использования дифференциального напора, имеющегося в начале участка. Недостаток этой схемы – необходимость строительства резервуаров и подпорной насосной. По сравнению со схемой «через емкость» преимуществом этой схемы является возможность заглубления и строительства резервуаров небольшой вместимости и сокращение потерь нефти в резервуарах.

В настоящее время острой проблемой нефтегазодобывающей отрасли стали аварии промысловых трубопроводов. Одна из основных причин аварий – коррозия.

Нефтяники считают свои трубопроводы чем-то вроде мин замедленного действия, которые могут “взорваться” в любой момент. Предприятие, допустившее разлив нефти, тратит средства на ремонт трубопровода и ликвидацию последствий аварии, а также платит штрафы за нарушение экологии. Поэтому необходимо не допускать порывов трубопроводов. Добиться повышения надёжности и снижения аварийности промысловых систем можно только за счёт применения комплексных мер, которые включают в себя: использование труб с антикоррозионным покрытием; повышение качества строительства и ремонта трубопроводов; организацию диагностического контроля и др.

Применение внутритрубной диагностики позволяет обнаружить дефекты различного происхождения, определить их характер и размеры, а значит классифицировать их по степени опасности и устанавливать очерёдность ремонта, также сократить общие объёмы работ и аварийные ситуации.

Но всё же в основном решением данной задачи является применение труб с антикоррозионным покрытием. До настоящего времени изоляцию промысловых трубопроводов проводили в трассовых условиях с применением битумных пластик или липких полимерных лент. Но, несмотря на достаточно высокую степень механизации изоляционных работ, данный способ не обеспечивает качественного нанесения на трубы защитных покрытий из-за влияния погодных условий, отсутствия средств и методов послеоперационного технологического контроля, недостаточно высоких механических свойств битумных мастик и тонко плёночных полимерных лент.

Одно из основных направлений в развитии и повышении эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов – разработка и внедрение различных технологий заводской изоляции труб как с наружным, так и с внутренним покрытием. Использование данных технологий позволяет ускорить темпы прокладки трубопроводов, уменьшить трудозатраты, повысить надёжность и долговечность их противокоррозионной защиты.

Геологические запасы нефти распределены неравномерно по стра­нам и отдельным регионам. По данным Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК), обеспеченность собственными геологическими запасами при существующем уровне добычи и суммарном потреблении составит, например, для США и Великобритании 8 и 15 лет, соответственно. Ку­вейт и Саудовская Аравия обеспечены на многие сотни лет. Для обес­печения стабильного развития экономики нефтепотребляющие страны вынуждены разрабатывать мероприятия по экономии собственных нефтя­ных ресурсов, импортировать нефть и создавать запасы. Проблема соз­дания запасов чрезвычайно актуальна для обеспечения бесперебойной работы технологической цепочки: добыча нефти – переработка -потребление нефтепродуктов. Установлено, что в среднем на 1 тонну добываемой нефти необходимо около 0,5 м резервуарной емкости.

Первыми стали хранить нефтяные продукты "цивилизованным" спо­собом американцы и англичане, используя для этого металлические контейнеры в виде прямоугольных ящиков. Конструкцию цилиндрического резервуара предложил В.Г. Шухов, которая оказалась много эко­номичнее заморских, служит уже столетие и еще служить будет. А все потому, что конструкция математически обоснована на оптимальность металлозатрат и к тому же не требует специального фундамента. Фир­ма "Бари" изготовила в России около 30 тыс. "шуховских" резервуаров, сэкономив почти 1 млн. т. стали. Резервуары собирались прямо на строи­тельной площадке из отдельных стальных листов. Только в 60-е годы, вновь отечественным изобретателям, пришла идея рулонного изготовле­ния резервуаров. Полотнище - будущая стенка цилиндра - наматывает­ся на узкий барабан (сворачивается в рулон). В таком виде оно весь­ма транспортабельно. На подготовленной площадке укладывают днище, на него ставят рулон, разворачивают полотнище, остальное завершает сварка. Вот уж- все гениальное просто!! Изготавливают теперь ре­зервуары описанным способом во многих странах Африки, Азии, Южной Америки и Европы.

Если сравнивать параллепипед, цилиндр и шар с точки зрения применимости их в качестве резервуара, то самой выгодной фигурой окажется шар. В чем же его достоинства? Прежде всего, поверхность шара на 20-30% меньше, чем у цилиндра такого же объема, тем более у параллепипеда. Меньшая поверхность потребует меньше металла.

Сферические резервуары заманчивы еще и тем, что давление продук­та распределяется равномерно, значит для их производства потре­буется прокат постоянной толщины. В цилиндрах давление внизу боль­ше и толщина стенок тоже. Следует строить сферические? По­ка, при всех своих преимуществах, они все же не нашли широкого при­менения из-за сложности изготовления. Может быть этой форме отда­дут предпочтение при изготовлении подземных резервуаров из синте­тических материалов, как знать?

 

Факторы, определяющие стоимость нефти

 

Человеческий труд, материалы на все виды работ в конечном счете можно выразить такой характеристикой, как стоимость.

Стоимость поиска, разведки, добычи нефти и газа, их транс­портировка зависят от многого: природно-климатических условий, на­селенности, удаленности от промышленных центров и т.д. Одно дело - работать при температуре 18-25°, другое - при - 50°, когда обычный металл становится хрупким. И тем не менее, рассмотрим приторный порядок цифр, характеризующих стоимость буровых работ, полагая, что соотношение затрат на бурение в разных районах все же не оди­наково.

Средняя стоимость скважины в США составляла в 1973 г. – 117 тыс. долл., в 1974 г. - 139 тыс. долл.. в 1976 - 191, в 1977 - 227, в 1985 - 400, в 1990 г. - около 600 тыс. долл. Средняя стоимость сква­жин глубиной более 4600 м - в 5÷6 раз выше, более, 6000 м еще дороже - около 7000 тыс. долл. Поистине семь раз отмерь - один отрежь.

США - самый мощный потребитель энергии. Ежедневно здесь рас­ходуется около 600 млн. тонн условного топлива - это больше, чем добывается ежегодно в Югославии и одна треть добычи Румынии, имею­щей развитую нефтяную промышленность.

Основные месторождения в США уже открыты и все же продолжает­ся глубокое бурение. К 1990 году пробурено более 3 млн. скважин с общим метражом свыше 3 млрд. метров - почти 300 раз до центра Земли и обратно! С 1970 года добыча опережает увеличение запасов за счет поисков и разведки. Подготовленные разведанные запасы, несмотря на гигантские усилия нефтяных компаний, снижаются. Американцы вы­нуждены эксплуатировать скважины с малым дебитом. Кстати, средний дебит скважины уже составляет 2,5 тонны в сутки. В качестве приме­ра, в Саудовской Аравии - 1700 тонн в сутки. Не трудно подсчитать: чтобы добыть столько нефти, сколько дает одна скважина в этой бо­гатейшей нефтью стране, США на своей территории надо пробурить 700 скважин! Капитальные затраты на подготовку нефтедобывающих мощ­ностей к эксплуатации на Аляске в десять раз больше, чем в странах Среднего Востока. В целом арабская нефть в 16 раз дешевле, чем нап­ример, нефть, добываемая в Северном море. При добычи нефти в Сау­довской Аравии около 1 млрд. тонн в год американская нефть стано­вится неконкурентоспособной. Американцы "ищут" нефть в морях, где метр проходки стоит дороже в 10 раз сравнительно с метром на суше. В поиски и разведку месторождений в Северном море уже вложено более 50 млрд. долл., при этом только треть скважин попадает в нефтяные или газовые залежи.

Низкий коэффициент успешности или удачи - плата за незнание законов ее происхождения и несовершенные методы поиска. Успешность разбуривания нефтегазоносных районов Тюменской области также сос­тавляет около 0,3-0,4, то есть на уровне мировых, но учтем - на Ближнем Востоке скважины в 10 раз дешевле. Значит, мы теряем раз в 40 больше! Подсчитайте! Не требуется большой науки, чтобы понять - затраты на поиск, добычу и транспорт нефти и газа можно включить в стоимость нефти и затем получить прибыль. Ясно и другое, затраты необходимо снижать, а вот здесь, без большой науки, которая в сос­тоянии разработать совершенные энергоресурсосберегающие технологии, не обойтись, чтобы не платить, как скупой, дважды.

Нефтепромышленников должна волновать и сама величина затрат, и ее рост, и снижение эффективности технологий. Следует особо за­метить: на международном рынке за последнее двадцатилетие стоимость нефти возросла в 30 раз (для лучших сортов).

Пока получение нефтепродуктов из органических горючих иско­паемых (угля, сланцев) обходится дороже, чем из нефти, но по ка­честву они лучше. И хотя, например, стоимость завода по производст­ву жидких топлив из угля в 5÷6 раз выше стоимости НПЗ той же мощ­ности, видимо, не за горами тот день, когда синтетические топлива станут конкурентоспособными. Да и разработка альтернативных видов топлива идет, как говорится, полным ходом.

Выше мы очень коротко рассмотрели, как складывается стоимость нефти на первых этапах ее добычи. Тенденции ее повышения сохраняют­ся и далее, до самого потребителя. Об этом можно подробно узнать в специальных курсах по промысловому сбору: и подготовке нефти и газа, по способам транспорта и хранения углеводородного сырья и т.д. Далее хотелось бы проиллюстрировать формирование коммерческой цены на нефть в странах СНГ в период энергетического (экономического) и политического кризиса 1991÷1993 гг.

Нам представляется это интересным и хотя бы уже потому, что является фрагментом отечественной нефтегазовой истории, причем совсем не очень далекого прошлого, когда нефтяные биржи открыва­лись чуть ли не быстрее, чем нефтяные месторождения.

В 1986÷1990 годах фактическая государственная отпускная цена тонны нефти практически не менялась: 24 рубля 89 копеек в начале пятилетия и 25 рублей 70 копеек в конце. Хочется напомнить, что отпускная цена менялась ступенчато, и до того, как была установле­на на уровне 23 рублей за тонну, она составляла всего 10 рублей. Такая низкая цена "обосновывалась" низкой средней себестоимостью добычи нефти: 14 рублей 88 копеек в 1986 г. и 21 рубль 92 копейки в 1990 г. В 1991

– Конец работы –

Эта тема принадлежит разделу:

ИСТОРИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ В РОССИИ

ИСТОРИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ В РОССИИ Ю Д Земенков Г А Хойрыш В С Торопов Е В Налобина С М Дудин КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ... СОДЕРЖАНИЕ...

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Транспортировка нефти и нефтепродуктов

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Все темы данного раздела:

Нефть – ЧУДЕСНЫЙ ДАР ПРИРОДЫ
  Значение нефти в современной жизни трудно переоценить. По-настоящему удивительные ее свойства бы­ли раскрыты только в недавнее время и то еще далеко не полностью, хотя человек позна

ПРИМЕНЕНИЕ НЕФТИ В МЕДИЦИНЕ
  Биография нефти, несмотря на ее невзрачный, внешне непривле­кательный вид, часто с характерным дурным запахом, неразрывно свя­зана с медициной. Вначале, вероятнее всего, была замече

ОСВОЕНИЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
  Сейчас можно даже утверждать, что из крупнейших нефтедобываю­щих центров земного шара только Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция почти не имела поверхностных признаков нефте

Завтрашний день нефти
  Для начала поглядим на нефть, как на богатство. Сколько его у нас? Самые авторитетные знатоки, называя цифры запасов "черного золота", неоднократно ошибались. В 1905 году

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  Академик Капица говорил: "Опасность энергетического кри­зиса сейчас уже осознана. Споры больше идут о сроках его наступле­ния". Правда это не означает, что те виды энергии

Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • Популярное
  • Облако тегов
  • Здесь
  • Временно
  • Пусто
Теги