Физические свойства жидкостей, транспортируемых по трубопроводам

   Природный газ практически весь транспортируется по газопроводам.

 

   

   Развитие  нефтепроводного транспорта в России.

   В развитии нефтепроводного транспорта в России принято выделять четыре этапа:

1. 1878 год – 1917 год.
2. 1928 год – 1960 год.
3. 1960 год – 1991 год.
4. с 1991 года по наши дни.

   Во  время первого этапа происходило  становление и начало развития нефтепроводного транспорта.

   Развитие  нефтепроводов в России началось в 1878 году, когда был построен первый нефтепровод в районе города Баку. Этот нефтепровод имел диаметр 76 миллиметров, протяжённость 9 километров, пропускную способность 1300 тонн в сутки и соединял нефтепромысел с нефтеперерабатывающим заводом. Он был разработан В.Г. Шуховым.

   В 1895 году суммарная протяжённость  нефтепроводов в районе Баку достигла 300 километров.

   В 1917 году суммарная протяжённость  нефтепроводов в районе Баку, Грозного, Туапсе, Краснодара достигла 571 километров.

   Во  время второго этапа происходило  развитие локальных сетей нефтепроводов  в основном в волго-уральском регионе.

   В 1928 году был построен нефтепровод  «Грозный-Туапсе», который стал первым нефтепроводом с диаметром 250 миллиметров. Его протяжённость составляла 618 километров, и на нём было построено семь нефтеперекачивающих станций.

   В 1935 было завершено строительство  нефтепровода «Гурьев-Орск», диаметр  которого составлял 300 миллиметров, протяжённость  – 709 километров. Он имел семь нефтеперекачивающих станций.

   В начале пятидесятых годов были построены  первые нефтепроводы с диаметрами 530 и 720 миллиметров в волго-уральском  регионе.

   Третий  этап был охарактеризован строительством сверхдальних нефтепроводов с диаметрами 1020 и 1220 миллиметров, соединяющих новые месторождения западной Сибири и традиционные места переработки в европейской части страны.

   В 1964 был введён в эксплуатацию нефтепровод  «Дружба», соединяющий месторождения Татарии и самарской области и восточно-европейскую часть страны.

   В 1965 году было завершено строительство  нефтепровода «Усть-Балык-Орск», который стал первым нефтепроводом с диаметром 1020 миллиметров.

   В 1971 году был построен нефтепровод  «Узень-Атырау-Самара». Его отличительной  особенностью стало то, что он стал первым крупнейшим нефтепроводом с горячей перекачкой нефти.

   К 1991 году суммарная протяжённость  нефтепроводов достигла семидесяти тысяч километров.

   Современная сеть нефтепроводов России сформировалась в основном на третьем этапе развития, и характеризуется мощными нефтепроводами большого диаметра и большой пропускной способностью.

   Перспективы развития нефтепроводного транспорта в России связаны с осуществлением трёх крупных проектов:

1. Каспийский трубопроводный консорциум, который подразумевает транзит нефтей Тенгизских месторождений Татарстана через территорию России к Чёрному морю. В рамках этого проекта осуществляется строительство нефтепровода с диаметром 1020 миллиметров и протяжённостью 1580 километров, а так же строительство нефтеналивного причала в Новороссийске. Проектная пропускная способность будет составлять 62 миллиона тонн нефти в год.
2. Балтийская трубопроводная система, которая предназначена для перекачки нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к Балтийскому морю, с последующей отправкой её на экспорт. К уже существующему нефтепроводу «Ярославль-Кириши» будет построен нефтепровод «Кириши-Приморск» диаметром 700 миллиметров. Так же будет построен нефтеналивной причал в Приморске.
3. Азиатско-тихоокеанский регион. Этот проект предусматривает строительство нефтепровода диаметром 900 миллиметров и протяжённостью 2500 километров, соединяющего Иркутск и Пекин, предназначенного для транспортировки Российской нефти в Китай и Азиатско-тихоокеанский регион. Проектная пропускная способность будет составлять тридцать миллионов тонн в год.

 

   Классификация и состав сооружений магистральных  нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

   По  назначению нефтепроводы делятся на три группы:

1. Промысловые нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие от скважин до установки подготовки нефти к транспорту.
2. Технологические нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие внутри завода или внутри нефтеперекачивающей станции, предназначенные для обеспечения ведения технологического процесса.
3. Магистральные нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие от установок подготовки нефти к транспорту до места потребления нефти (нефтеперерабатывающий завод, крупная перевалочная нефтебаза для последующей транспортировки нефти другими видами транспорта). Основное отличие магистральных нефтепроводов заключается в том, что они обладают большой протяжённостью, имеют большой диаметр и большую пропускную способность.

   По  СНиП (Строительные Нормы и Правила) магистральные нефтепроводы делятся  на четыре класса:

1. Нефтепроводы первого класса с условным диаметром более 1000 миллиметров.
2. Нефтепроводы второго класса с условным диаметром от 500 до 1000 миллиметров.
3. Нефтепроводы третьего класса с условным диаметром от 200 до 500 миллиметров.
4. Нефтепроводы четвёртого класса с условным диаметром менее 200 миллиметров.

   Условный  диаметр – реальный диаметр трубопровода, округлённый до ближайшего числа, кратного ста.

   В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:

1. Головная нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком.
2. Промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками.
3. Линейная часть с отводами и местами подкачек.
4. Конечный пункт с резервуарным парком.

   

   Головная  нефтеперекачивающая станция располагается  вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.

   Расположение  промежуточных нефтеперекачивающих  станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до 150 километров.

   Головная  нефтеперекачивающая станция и  конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.

   Если  трубопровод имеет протяжённость  более 800 километров, то он разбивается  на эксплуатационные участки длиной 300-400 километров. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях, находящихся на границе эксплуатационных участков, также находятся резервуарные парки, объёмом, составляющим 30-50 процентов от суточной пропускной способности нефтепровода.

   На  магистральных нефтепроводах, которые  используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.

   Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут  иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны.

   Конечным  пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод  или крупная перевалочная нефтебаза.

   В магистральных нефтепродуктопроводах  используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.

 

   

   Основные  сооружения магистральных нефтепроводов  и 

   магистральных нефтепродуктопроводов.

   Нефтеперекачивающие станции.

   Существует  два вида нефтеперекачивающих станций:

1. Головная нефтеперекачивающая станция, предназначенная для приёма нефти с промысла, закачки её в магистральный нефтепровод и создания напора, необходимого для её перекачки.
2. Промежуточная нефтеперекачивающая станция, предназначенная для поддержания напора для дальнейшей перекачки нефти.

   Нефтеперекачивающая станция представляет собой сложный  комплекс инженерных сооружений и объектов, которые можно разделить на две  основные группы:

1. Объекты основного назначения:
1. Резервуарный парк.
2. Подпорная насосная.
3. Узел учёта нефти с фильтрами.
4. Магистральная насосная.
5. Технологические коммуникации.
2. Объекты вспомогательного назначения:
1. Устройства электроснабжения.
2. Устройства маслоснабжения.
3. Устройства водоснабжения.
4. Устройства канализации и сбора утечек.
5. Устройства связи.

   На  промежуточных нефтеперекачивающих  станциях резервуарный парк и подпорная  насосная могут отсутствовать.

   В настоящее время в магистральных  нефтеперекачивающих станциях применяется  четыре основные системы перекачки:

   

   Важнейшим преимуществом постанционной системы  перекачки, перекачки через резервуар и перекачки с подключённым резервуаром является возможность точного учёта количества нефти, прошедшей через промежуточную нефтеперекачивающую станцию.

   Основным  недостатком этих способов перекачки – большие потери нефти в резервуарах.

   Внутри  эксплуатационных участков магистральных  нефтепроводов в основном используется перекачка из насоса в насос, а на границе эксплуатационных участков магистрального нефтепровода в основном используется постанционная система перекачка.

   Насосы  для перекачки нефти.

   Насос – устройство, предназначенное для перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (давления) к сечению с большим значением давления напора.

   В настоящее время в магистральных  нефтепроводах используются в основном центробежные насосы.

   Насосы  подразделяют на следующие группы:

1. Магистральные насосы, использующиеся для закачки нефти в нефтепровод. Магистральным насосам требуется подпор на входе тридцать-сорок метров.
2. Подпорные насосы, использующиеся для создания дополнительного напора, необходимого для нормальной работы магистральных насосов. Подпорным насосам требуется подпор на входе пять-десять метров.

   На  промежуточных нефтеперекачивающих  станциях необходимое значение подпора  на входе магистрального насоса обеспечивается остаточным напором от предыдущего участка трубопровода, поэтому подпорные насосы на промежуточных нефтеперекачивающих станциях не используются.

   Пример  маркировки насоса: НМ1250-260. Расшифровка маркировки: НМ – насос магистральный, 1250 – подача насоса в кубометрах в час, 260 – напор на нагнетании насоса в метрах.

   Гидравлическая (напорная) характеристика насоса ((Q-H) характеристика) – функциональная зависимость между подачей и нагнетанием насоса .

    Для центробежных насосов (Q-H) характеристика имеет следующий вид:

    , где  - нагнетание насоса при нулевой подаче, - крутизна параболы.

   Обычно (Q-H) характеристики насосов задаются в справочниках в виде совокупности значений и .

   Для того, чтобы представить (Q-H) характеристику в виде используют метод наименьших квадратов, имеющий следующий вид: .

   На  нефтеперекачивающих станциях центробежные насосы могут быть соединены двумя способами: