Транспортировка нефти

Курсовая работа

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является одной из основ экономики России. Важное звено топливно-энергетического комплекса — магистральные трубопроводы — проходит между добычей и переработкой нефти и газа. По трубопроводам транспортируются: вода, нефть, нефтепродукты, газ, конденсаты, сыпучие материалы и т.д. Эксплуатация трубопроводной системы должна быть увязана и согласована с железнодорожным, речным и автомобильным транспортом.

В курсовой работе будут рассмотрены все виды транспортировки нефти, а также системы их защиты и прокачки по трубопроводам.

их стало

Поэтому транспортировка нефти и газа — одна из важнейших отраслей нефтегазовой отрасли.

1. ТРАНСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

1.1. Общие сведения о транспорте нефти и нефтепродуктах

Развитие национальной экономики связано со значительным увеличением потребления нефти, нефтепродуктов и газа. Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют более 200 наименований нефтепродуктов в виде топлива и смазочных масел. От своевременной доставки нефтепродуктов зависит бесперебойное функционирование всех секторов народного хозяйства.

Доставка и распределение нефтепродуктов осуществляется трубопроводным, водным, железнодорожным и автомобильным транспортом, а также через сеть нефтебаз, газохранилищ, газовых и газораспределительных станций.

Каждый вид транспорта используется в зависимости от развития соответствующих транспортных путей, от объема перевозок, характера нефтегрузов, от расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), нефтебаз и основных потребителей. При этом во всех случаях выбора вида транспорта преследуется цель: с минимальными затратами сократить сроки доставки и полностью исключить нерациональные перевозки.

При выборе вида транспорта учитываются как недостатки, так и достоинства этого режима. известно, что чем больше пропускная способность транспортного маршрута, тем ниже удельные затраты. Однако нельзя не учитывать такие факторы, как сезонность работы и расстояние транспортировки. Например, водным транспортом, который дешевле железнодорожного, можно перевозить только в навигационный период, автомобильным — в некоторых районах до наступления распутицы, а железнодорожным и трубопроводным — практически круглый год. При транспортировке на короткие расстояния довольно экономично пользоваться автомобильным транспортом. В случае доставки нефтепродуктов на очень большие расстояния, когда невозможно ограничиться одним видом транспорта, необходимо перебросить нефтеналивной груз с одного вида транспорта на другой. Перемещение товаров несколькими видами транспорта называется мультимодальным транспортом.

3 стр., 1484 слов

Транспортировка нефти железнодорожным транспортом

... рукава и наконечники во время слива и налива нефти и нефтепродуктов должны быть заземлены. Достоинства железнодорожного транспорта: универсальность (перевозка всех видов нефти и нефтепродуктов в любых объемах). По железной дороге можно ...

1.2. Железнодорожный транспорт

Все виды нефтепродуктов, нефти и сжиженных газов транспортируются по железной дороге. В общем объеме перевозок на его долю приходится около 40%. Нефть и нефтепродукты перевозятся по железной дороге, обычно в цистернах. Лишь небольшая часть, около 2%, транспортируется в небольших контейнерах — в бочках, контейнерах и банках. Крытые вагоны используются для перевозки некоторых видов масел, жиров и небольших партий светлых и темных нефтепродуктов.

Отличительной особенностью железнодорожного транспорта является возможность доставлять нефтепродукты в любое время года, благодаря чему большая часть распределительных баз находится на основных железных дорогах.

Однако железнодорожный транспорт имеет существенные недостатки. К ним относятся: большие капиталовложения при строительстве новых и реконструкции действующих путей; относительно высокие эксплутаци- онные расходы на перевозку нефти по сравнению с другими видами транспорта (в 2-4 раза дороже водного и трубопроводного).

1.3. Водный транспорт

Водным транспортом перевозят нефть, нефтепродукты и сжиженные газы.

Водный транспорт подразделяется на морской и речной. Осуществляет перевозки нефти и нефтепродуктов как внутри страны, так и за границу. На водный транспорт приходится около 13% от общего объема нефте- и грузовых перевозок.

По сравнению с железнодорожным водный транспорт требует меньшего расхода топлива на единицу перевозок, характеризуется небольшой численностью обслуживающего персонала, меньшими затратами металла на единицу грузоподъемности и небольшой собственной массой по отношению к массе перевозимого груза.

Основная транспортировка нефтепродуктов по морю в пределах России осуществляется в Каспийском, Черном, Азовском, Балтийском, Японском и Охотском морях.

К преимуществам морского транспорта можно отнести невысокую стоимость транспортировки нефти за счет использования крупнотоннажных судов на большие расстояния.

Речной транспорт поставляет нефтепродукты на многие нефтебазы, расположенные на реках. Протяженность судоходных рек в России составляет около 150 тыс. км.

К преимуществам речного транспорта можно отнести высокую пропускную способность речных путей и возможность перебрасывать флот с одного водосбора на другой. Для некоторых регионов Якутии, Тюмени, Омска и Новосибирска речной транспорт является основным способом доставки нефтепродуктов.

К отрицательным свойствам речного транспорта можно отнести то, что речной транспорт останавливается на зимний период. Это приводит к созданию межнавигационных запасов нефти в К недостаткам речного транспорта также относятся несовпадения географического расположения сети с наполнением нефтяных грузопотоков, что удлиняет расстояние перевозки, и малая скорость нефтеналивных судов по сравнению с другими видами транспорта.

1.4. Автомобильный транспорт

Моторизованный транспорт широко используется при транспортировке нефтепродуктов с распределительных резервуарных парков непосредственно к потребителю. наиболее эффективно он применяется там, где невозможно доставить нефтепродукты по железной дороге или по воде. Основное назначение автомобилей — доставка готовых нефтепродуктов с крупных нефтебаз на мелкие и за пределы до потребителя. Доставка осуществляется танкерами, танкерами перекачкой по местным трубопроводам. Широко распространены перевозки контейнеров и контейнеров в специальных контейнерах, бочках и малогабаритных контейнерах.

8 стр., 3773 слов

Способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа

... газа напрямую ведут к усовершенствованию имеющихся и созданию новых видов транспорта. Транзит нефти и таких нефтепродуктов как мазут, дизельное топливо и бензин в современном мире представляет собой ... рис.3). Бочки различного размера длительное время служили емкостями для перевозимой нефти на трактах и на водных путях как в нашей стране, так и за рубежом. Рисунок ...

Цистерны оснащены рядом оборудования, в том числе байпасом для заливки масла, спускным клапаном, указателем уровня, клиновым быстродействующим клапаном для слива топлива, двумя шлангами с наконечниками и насосом с механическим приводом. Объем отдельных автоцистерн достигает 25м 3 . Внутри резервуара установлены поперечный и продольный волнорезы для уменьшения силы гидравлической ударной волны при движении транспортного средства.

В целях обеспечения пожарной безопасности на автомобильных цистернах устанавливаются огнетушители и заземляющие устройства для резервуаров и трубопроводов для снятия статического электричества, которое может образовываться при наливе и разгрузке нефтепродуктов.

1.5. Трубопроводный транспорт

Классификация нефтепроводов

Нефтепровод для перекачки нефти называется трубопроводом.

По конструкции трубопроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

магистральным нефтепроводам

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

1) I класс — при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

2) II класс — от 500 до 1000 мм включительно;

3) III класс — от 300 до 500 мм включительно;

4) IV класс — менее 300 мм.

Кроме того, трубопроводы делятся на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих физическому контролю.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более — к Ш-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II, В).

Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через водные преграды имеют категорию В и I , переходы через болота различных типов – В,II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами –I и III и т.д.

Поэтому толщина стенки неодинакова по длине.

Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений : подводящие трубопроводы; головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); конечный пункт; линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

ННПН предназначена для приема масел из резервуаров, их перемешивания или разделения по степени с учетом нефти и закачки ее из резервуаров в трубопровод.

Основная технологическая схема головной насосной станции включает в себя: дожимную насосную станцию, фильтровальную и измерительную площадку, главную насосную станцию, площадку регулирования давления, площадку для запуска свиней и резервуарный парк. Масло из резервуара направляется на площадку, где сначала очищается в фильтрах шлама от инородных тел, затем проходит через турбинные расходомеры, которые используются для оперативного контроля его количества. Затем он поступает в резервуарный парк, где сливается с водой и механическими примесями, а также ведется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются основные насосные и насосные станции. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков(с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления(с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода).

6 стр., 2884 слов

Полимерные трубы

... прокладки трубопровода), зависящий исключительно от условий прокладки и принимающий значения: 1,25 — для труб полиэтиленовых для подачи холодной воды; 2 .. 3,15 — для труб полиэтиленовых для подачи горючих газов. ... отработавшего трубопровода. 2.3. ПВХ трубы безнапорные для водоотведения и канализации Трубы ПВХ безнапорные применяют при строительстве и ремонте подземных безнапорных трубопроводов с ...

Площадка используется для запуска очистных устройств — скребков в трубопровод.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции служат для восполнения затрачиваемой потоком энергии на преодоление сил трения, чтобы обеспечить дальнейшую перекачку масла. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км).

Конечной точкой крупного трубопровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупный перевалочный резервуар.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная насосная станция, расположенная в начале производственного участка, является для него «головной» насосной станцией, а промежуточная насосная станция, расположенная в конце производственного участка, является для него «конечной точкой. Состав конструкций промежуточных насосных станций, размещаемых в торцах производственного участка, отличается от обычных наличием резервуаров. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов, протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального 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.

Сам трубопровод — основная составляющая магистрального трубопровода — крупнозернистый, сварен в «струну», оборудован камерами для приема и запуска скребков, сепараторами, диагностическими приборами и ответвлениями.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м):

при обычных условиях прокладки 0,8

на болотах, подлежащих осушению 1,1

в песчаных барханах 1,0

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда

автотранспорта и сельхозмашин 0,6

на пахотных и орошаемых землях 1,0

при пересечении каналов 1,1

Линейные клапаны устанавливаются вдоль трассы трубопровода не реже чем через каждые 30 км с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные клапаны расположены на выходе из насосной станции и на входе в нее, с обеих сторон резервуаров, пересекаемых трубопроводом, с обеих сторон переходов под автомобильными и железными дорогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода согласно расчету. Защитный экран используется там, где нет источника питания. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

13 стр., 6487 слов

Защита прав пассажиров

... доставке. Вышеизложенные соображения определили выбор темы для исследования. Целью работы является исследование сущности защиты прав пассажиров в сфере транспортного обслуживания. Для раскрытия исследуемой темы ... в Московском железнодорожном узле). Там же На морском транспорте регулярные пассажирские линии по видам сообщения дифференцируются на: внутренние, связывающие российские порты; заграничные ...

При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередач и грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прерывание связи, как правило, предполагает прерывание прокачки по трубопроводу. Линии электропередачи используются для питания насосных станций, станций катодной защиты и дренажных систем. По вдольтрассо- вым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертодромы предназначены для посадки вертолетов, патрулирующих трассу трубопровода.

На расстоянии 10…20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности линейного мастера входит наблюдение за состоянием своего участка трубопровода.

2. Трубы для магистральных нефтепроводов

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепро- дуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, т.к. это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

По способу изготовления магистральные трубопроводные трубы делятся на бесшовные, сварные продольным швом и сварные спиральным швом. Для труб диаметром до 529 мм используются бесшовные трубы, а для труб диаметром от 219 мм и более — сварные.

В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы делятся на две группы: в нормальном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации О °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 магистральных нефтепроводов изготавливаются из углеродистых и низколегированных сталей.

Основными поставщиками труб большого диаметра (529… 1220 мм) для магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопрокатный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы.

3. Трубопроводная арматура

Трубная арматура предназначена для регулирования потоков масла, проходящего по трубам. По принципу действия клапаны делятся на три класса: запорные, регулирующие и предохранительные.

3 стр., 1327 слов

Административно-правовой режим защиты государственной тайны в таможенных органах

... защиты сведений, составляющих государственную тайну. Список использованной литературы: [Электронный ресурс]//URL: https://obzone.ru/referat/tamojennaya-tayna/ 1. Конституция РФ 2. Уголовный кодекс РФ. 3. Кодекс об административных правонарушениях. 4. Таможенный ... безопасности государства // Вопросы защиты информации. 2006. N 3. С. 5. Борисов К.Г. Международное таможенное право: Учеб. пособие. М., ...

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.

Задвижки — это запорные устройства, в которых проходное сечение закрывается поступательным движением задвижки в направлении, перпендикулярном направлению движения масла. 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. Выход шпинделя из корпуса уплотнен сальниковой набивкой.

Задвижки в конструкции уплотнительной задвижки делятся на клиновые и параллельные.

На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом.

Регуляторы давления — это устройства, которые автоматически поддерживают давление на необходимом уровне.

В зависимости от того, где поддерживается давление — до или после регулятора — существуют регуляторы «до» и «после».

Предохранительные клапаны — это устройства, предотвращающие превышение давления в трубопроводе заданного значения. На нефтепроводах применяются предохранительные клапаны закрытого типа с малым и полным подъемом, работающие по принципу слива части жидкости из места наибольшего давления в специальный коллектор-сборник.

Обратный клапан — это устройство для предотвращения обратного движения жидкости 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.

4. Средства защиты трубопроводов от коррозии

Подземный трубопровод подвержен коррозии почвы, а наземный трубопровод подвержен атмосферной коррозии. 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 металл труб разрушается в областях анода.

Для защиты трубопроводов от коррозии используются пассивные и активные средства и методы. Изоляционные покрытия используются как пассивный агент; электрохимическая защита — активный метод.

4.1. Изоляционные покрытия

Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

  • обладать высокими диэлектрическими свойствами;
  • быть сплошными;
  • обладать хорошей прилипаемостыо к металлу трубопровода;
  • быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими.

Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными.

7 стр., 3161 слов

Транспортировка высоковязкой нефти

... высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки применяют специальные методы: перекачку с разбавителями; гидротранспорт высоковязких нефтей; перекачку термообработанных нефтей; перекачку нефтей с присадками; перекачку предварительно подогретых нефтей. Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с ...

В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др.

Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов получили покрытия на основе битумных мастик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обертки. Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка битума, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей прилипаемости основного изоляционного слоя — битумной мастики — к трубе. Битумная мастикапредставляет собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного — БНИ-1У-3, БНИ-IV, БНИ-V или строительного — БН-70/30, БН-90/10), наполнителей (минеральных — асбеста, доломита, известняка, талька; органических — резиновой крошки; полимерных — атактического полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, иолидиена) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масла осевого, автола).

Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление покрытия, наполнители — механическую прочность мастики, пластификаторы — ее эластичность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150… 180 °С. Расплавляя тонкую пленку битума, оставшуюся на трубе после испарения грунтовки, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую при- липаемость покрытия.

Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В последнем случае между слоями мастики для увеличения механической прочности покрытия наносят слойармирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной мастики от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой (бризол, бикарул и др.).

В зависимости от количества и толщины слоев мастики различают битумные покрытия нормального типа (общей толщиной 4 мм) и усиленного типа (толщиной 6 мм).

Покрытия усиленного типа применяются на трубопроводах диаметром 1020 мм и более, а также независимо от диаметра в следующих случаях:

  • южнее 50-й параллели северной широты;
  • в засоленных, заболоченных и поливных почвах любого района страны;
  • на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги;
  • на территориях перекачивающих станций;
  • на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и щлака;
  • на участках, где имеются блуждающие токи;
  • на участках трубопроводов, прокладываемых параллельно рекам, каналам, озерам, а также вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 «С. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают температуру до 70 «С, эпоксидные — 80 °С, полиэтиленовые липкие ленты — 70 °С.

6 стр., 2647 слов

Дальний транспорт нефти и газа

... нефть, и нефтепродуктопроводы, перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты. Достоинства и недостатки видов транспорта нефти и нефтепродуктов. Вид транспорта Достоинства Недостатки Железнодорожный - универсальность (перевозка всех видов нефти и ... потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке; - сравнительно короткие сроки строительства; - возможность перекачки нескольких сортов нефти и ...

Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно- полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента (1-2 слоя) и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа составляет 1,35 — 1,5 мм, а усиленного -1,7 мм.

Полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако они легко уязвимы — острые выступы на поверхности металла или камушки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки зрения они уступают покрытиям на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Но и битумные покрытия имеют недостатки: с течением времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода.

Указанных недостатков лишено комбинированное изоляционное покрытие «Пластобит». На слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3…4 мм, которая сразу же обматывается поливи- нилхлоридной пленкой без подклеивающего слоя. Величина нахлеста регулируется в пределах 3…6 мм. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает получение герметичного покрытия.

Полимерный слой в конструкции покрытия «Пластобит» играет роль своеобразной «арматуры», которая обеспечивает сохранение целостности основного изоляционного слоя битумного. В свою очередь, прокол полимерной пленки не приводит к нарушению целостности покрытия, т.к. слой битумной мастики имеет достаточно большую толщину.

4.2. Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии

Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в строительных нормах и правилах отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

4.3. Катодная защита

Источником постоянного тока является станция катодной защиты, где с помощью выпрямителей переменный ток, поступающий от вдольтрассовой ЛЭП через трансформаторный пункт, преобразуется в постоянный.

15 стр., 7439 слов

Подготовка нефти и газа к транспорту

... до 0,1%. Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование. Природный газ, ... они сужают его поперечное сечение. Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают ...

Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля подключен к защищаемому трубопроводу, а положительным — к анодному заземлению. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит.

Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление — источник тока — защищаемое сооружение». Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор почвенного электролита, т. е. анодное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, т. е. создаются условия для протекаиия реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.

Считается, что для защиты от коррозии подземных металлических трубопроводов необходимо, чтобы их потенциал был не более минус 0,85 В. Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе зон действия смежных станций катодной защиты (СКЗ).

4.4. Протекторная защита

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента.

Два электрода (трубопровод и протектор, изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) опущены в почвенный электролит и соединены проводником. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки.

Таким образом, разрушение металла все равно имеет место. Но не трубопровода, а протектора.

Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее от железа, т.к. они более электроотрицательны. Практически же протекторы изготавливаются только из материалов, удовлетворяющих следующим требованиям:

  • разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;
  • ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;
  • отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк и алюминий, сплавы которых и используются для изготовления протекторов. Протекторную защиту рекомендуется использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом.

Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиночке, так и группами. Кроме того, защита от коррозии трубопроводов может быть выполнена ленточными протекторами.

Защита от блуждающих токов. Механизм наведения блуждающих токов на подземные металлические сооружения и их разрушения.

Появление блуждающих токов в подземных металлических сооружениях связано с работой электрифицированного транспорта и электрических устройств, использующих землю в качестве токо- провода. Источниками блуждающих токов являются линии электрифицированных железных дорог, трамваев, линии электропередачи, установки катодной защиты и др.

При работе электрифицированного транспорта ток совершает движение от положительной шины тяговой подстанции по контактному проводу к двигателю транспортного средства, а затем через колеса попадает на рельсы, по которым возвращается к отрицательной шине тяговой подстанции. Однако из-за нарушения перемычек между рельсами (увеличение сопротивления цепи), а также низкого переходного сопротивления «рельсы-грунт» часть тока стекает в землю. Здесь она натекает на подземные металлические сооружения, имеющие низкое продольное сопротивление, и распространяется до места с нарушенной изоляцией, расположенного недалеко от сооружения с еще меньшим продольным сопротивлением. В месте стекания блуждающих токов металл сооружения теряет свои ион-агомы, т. е. разрушается.

Блуждающие токи опасны тем, что они стекают, как правило, с небольшой площади поверхности, что приводит к образованию глубоких язв в металле в течение короткого времени.

4.5. Электродренажная защита трубопроводов

Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение — источник блуждающих токов, либо специальное заземление — называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж — это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа включает: реостат, рубильник, плавкий предохранитель и сигнальное реле. Сила тока в цепи «трубопровод-рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.

За счет такой схемы подключения обеспечивается: во-первых, поляризованный дренаж (за счет работы вентильных элементов в схеме СКЗ), а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода.

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.

5. Системы перекачки

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции различают следующие системы перекачки:

  • постанционная;
  • через резервуар станции;
  • с подключенными резервуарами;
  • из насоса в насос.

При постанционной системе перекачки нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и, благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.

Система перекачки «через резервуар станции»- исключает учет нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной системе перекачки. Но все равно из- за усиленного перемешивания нефти в резервуаре ее потери от испарения очень велики.

Более совершенна система перекачки «с подключенными резервуарами». Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос». В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками.

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию. На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

На головной нефтеперекачивающей станции (ГШС) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка — система перекачки «с подключенными резервуарами».

5.1. Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей

В настоящее время добываются значительные объемы нефтей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащие большое количество парафина и вследствие этого застывающие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки применяют специальные методы:

  • перекачку с разбавителями;
  • гидротранспорт высоковязких нефтей;
  • перекачку термообработанных нефтей;
  • перекачку нефтей с присадками;
  • перекачку предварительно подогретых нефтей.

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями

Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей является применение углеводородных разбавителей — газового конденсата и маловязких нефтей.

Использование раэавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавители асфальто — смолистых веществ последние, адсорбируясь Hi поверхности кристаллов парафина, препятствуют образований прочной структурной решетки.

Первые в нашей стане опыты по перекачке нефтей с разбавителем (керосиновый дистиллят) были проведены инженерами: А. Н. Сахановым и А. А. Кащеевым в 1926 г. Полученные результаты были настолько впечатляющими, что были использованы при проектировании нефтепровода «Грозный- Черное море». В настоящее время перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями широко применяется в нашей стране и за рубежом. Например, высокопарафинистая манышлакская нефть, перекачивается в район г. Самары в подогретом состоянии, а потом смешивается с маловязкими нефтями Поволжья и закачивается в нефтепровод «Дружба».

В общем случае выбор типа разбавителя производится с учетом эффективности его действия на свойства высоковязкой и высокозастывающей нефти затрат на получение разбавителя, его доставку на головные сооружения нефтепровода и на смешение.

Любопытно, что на геологические свойства нефтяной смеси оказывает влияние температура смешиваемых компонентов. Однородная смесь получается, если смешение производится при температуре на 3-5 градусов выше температуры застывания вязкого компонента. При неблагоприятных условиях смешения эффективность разбавителя в значительной степени уменьшается и может произойти даже расслоение смеси.

5.2. Гидротранспорт высокоязких и высокозастывающих нефтей

Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может осуществляться несколькими способами:

  • перекачка нефти внутри водяного кольца;
  • перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде»;
  • послойная перекачка нефти и воды.

Еще в 1906 г И. Д.Исаак осуществил в США перекачку высоковязкой (п = 25

— 10 2 /c) калифорнийской нефти с водой по трубопроводу диаметром ‘6 мм на расстояние 800 м. К внутренней стенке трубы была приварен спирально свернутая проволока, обеспечивающая закрутку потоса. В результате более тяжелая вода отбрасывалась непосредственно к стенке, а поток нефти двигался внутри водяного кольца, испытывая минимальное трение. Было установлено, что максимальна производительность трубопровода при постоянном перепаде давление достигалась при соотношении расходов нефти и воды, равном9:1. Результаты эксперимента были использованы при строительстве промышленного нефтепровода диаметром 203 мм и протяженностью 50 км. Винтовая дорожка в нем имела высоту 24 мм и шаг около 3 м.

Однако широкого распространения данный способ транспорта не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется! водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудшает парметры перекачки.

Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде». В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит.

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно — активные вещества (ПАВ).

Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит от типа и концентрации ПАВ, температуры, режима течения потока, соотношения воды и нефти в смеси.

Уменьшение объема слюды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. В результате экспериментов установлено, что минимально допустимое содержание воды 1авно 30 %.

Недостатком данного способа гидротранспорта является опасность инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии «нефть в воде» в эмульсию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмульсия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насосы она очень интенсивно перекачивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду.

Наконец, третий способ гидротранспорта — это послойная перекачка нефти и воды. В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть — у верхней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть применен на трубопроводах с промежуточными насосными станциями, т.к. это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

5.3. Перекачка термообработанных нефтей

Термообработкой называется тепловая обработка высокопарафинистой нефти, предусматривающая ее нагрев до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, и последующее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических параметров.

Первые в нашей стране опыты по термообработке нефтей были выполнены в 30-х годах. Так, термическая обработка нефти Ромашкинского месторождения позволила снизить ее вязкость более чем в 2 раза и уменьшить температуру застывания на 20 градусов.

Установлено, что улучшение реологических свойств нефтей связано с внутренними изменениями в них, происходящими в результате термообработки. В обычных условиях при естественном охлаждении парафинистых нефтей образуется кристаллическая парафиновая структура, придающая нефти свойства твердого тела. Прочность структуры оказывается тем больше, чем выше концентрация парафина в нефти и чем меньше размеры образующихся кристаллов. Осуществляя нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, мы добиваемся их полного растворения. При последующем охлаждении нефти происходит кристаллизация парафинов. На величину, число и форму кристаллов парафина в нефти оказывает влияние соотношение скорости возникновения центров кристаллизации парафина и скорости роста уже выделившихся кристаллов. Асфальто-смолистые вещества, адсорбируясь на кристаллах парафина, снижают его поверхностное натяжение. В результате процесс выделения парафина на поверхности уже существующих кристаллов становится энергетически более выгодным, чем образование новых центров кристаллизации. Это приводит к тому, что в термообработанной нефти образуются достаточно крупные кристаллы парафина. Одновременно из-за наличия на поверхности этих кристаллов адсорбированных асфальтенов и смол силы коагуляционного сцепления между ними значительно ослабляются, что препятствует образованию прочной парафиновой структуры.

Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообработке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения — в статике.

Следует иметь в виду, что реологические параметры термообработанной нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достигают значений, которые нефть имела до термообработки. Для озексуатской нефти это время составляет 3 суток, а для мангышлакской — 45. Так что не всегда достаточно термически обработать нефть один раз для решения проблемы ее трубопроводного транспорта. Кроме того, капитальные вложения в пункт термообработки довольно высоки.

5.4. Перекачка нефтей с присадками

Депрессорные присадки уже давно применяются для снижения температуры застывания масел. Однако для нефтей такие присадки оказались малоэффективны.

Значительно больший эффект улучшения реологических свойств достигается при применении специально полученных присадок. Для высокопарафинистых нефтей эффективным депрессатором является отечественная присадка ДН-1, являющаяся полимерным поверхностно-активным веществом. За рубежом получили распространение присадки типа «Paramins», разработанные фирмой «ЭССО Кемикл». Их добавляют к нефтям в количестве 0,02-0,15 % мае. По внешнему виду они представляют собой парафиннообразную массу, приобретающую подвижность лишь при 50-60 °С.

Присадки вводятся в нефть при температуре 60-70 °С, когда основная масса парафинов находится в растворенном состоянии. При последующем охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих из нефти кристаллов парафина, мешая их росту. В результате образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти.

Нефти, обработанные присадками, перекачиваются по ряду западноевропейских трубопроводов.

5.

5

Перекачка предварительно подогретых нефтей

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»).

В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насосами. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием основных насосов. Ими нефть закачивается в магистральный трубопровод.

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25-100 км устанавливают пункты подогрева. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравлическим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в резервуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

Перекачка нефти по «горячим» трубопроводам ведется с помощью обычных центробежных насосов. Это связано с тем, что температура перекачиваемой нефти достаточно высока, и поэтому ее вязкость невелика. При выталкивании остывшей нефти из трубопроводов используются поршневые насосы, например марки НТ-45. Для подогрева нефти используют радиантно-конвекционные печи, КПД которых достигает 77 %.

В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 «горячих» магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод «Узень-Гурьев-Куйбышев».

Заключение

Изучив работу я понял, что главным методом транспортировки является трубопроводный транспорт нефти.