Отчет по учебно-ознакомительной практике в ОАО «Татнефть»

3) холостой пробег  цистерн от потребителей нефтегрузов  к их производителям.

 

Водный транспорт

Для перевозки нефтегрузов  используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе.

Различают следующие  типы нефтеналивных судов:

1) танкеры морские  и речные;

2) баржи морские (лихтеры)  и речные.

В настоящее время  в нашей стране разработан проект подводного танкера-ледокола, способного перевозить до 12 тыс. т нефтепродуктов за рейс.

Достоинствами водного  транспорта являются:

1) относительная дешевизна  перевозок; 

2) неограниченная пропускная  способность водных путей (особенно  морских);

3) возможность завоза  нефтепродуктов в отдаленные  районы страны, не связанные железной  дорогой с НПЗ. 

К недостаткам водного  транспорта относятся:

1) сезонность перевозок  по речным и частично морским  путям, что вызывает необходимость  создавать большие запасы нефтегрузов; 

2) медленное продвижение  грузов (особенно вверх по течению  рек);

3) невозможность полностью  использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах;

4) порожние рейсы судов  в обратном направлении.

 

Трубопроводный  транспорт

В зависимости от вида транспортируемого продукта различают  следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов:

-подводящих трубопроводов;

-головной и промежуточных  перекачивающих станций;

-линейных сооружений;

-конечного пункта.

Основными достоинствами  трубопроводного транспорта являются:

1. возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;
2. бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;
3. наибольшая степень автоматизации;
4. высокая надежность и простота в эксплуатации;
5. разгрузка традиционных видов транспорта.

К недостаткам трубопроводного  транспорта относятся:

1. большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;
2. определение ограничения на количество сортов энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;
3. «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

 

 

 

5. Классификация нефтепроводов

Трубопровод, предназначенный  для перекачки нефтей, называется нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс – при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс – от 500 до 1000 мм включительно;

III класс – от 300 до 500 мм включительно;

IV класс – менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими лицами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся  к IV категории, а диаметром 700 мм и более – к III-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II,B). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категорию В и I, переходы через болота различных типов – B, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами – I и III и т.д.

Поэтому толщина стенки магистрального нефтепроводов неодинакова  по длине.

 

6. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из след. комплексов сооружений (Рис.2.):

- подводящие трубопроводы;

- головная и промежуточные  нефтеперекачивающие станции (НПС);

- конечный пункт;

- линейные сооружения.

Рис.2. Состав сооружения магистрального нефтепровода:

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

 

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена  для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета  нефти и ее закачки из резервуаров  в трубопровод.

Принципиальная технологическая  схема головной НПС приведена на Рис.3. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтром и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходометры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используется подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5  служит для запуска в нефтепровод очистных устройств-скребков.

Головная НПС располагается  вблизи нефтепромыслов.

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

Принципиальная технологическая  схема промежуточной НПС приведена на Рис.4. Она включает магистральную насосную 1, площадку регулятора давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 заканчивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

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

На магистральных нефтепроводах  большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными  участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка – «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям  магистрального нефтепровода относятся:

1. собственно трубопровод;
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.

Собственно трубопровод  – основная  составляющая магистрального нефтепровода – представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

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

 

Рис.3. Технологическая схема головной перекачивающей станции:

1-подпорная насосная; 2-площадка  фильтров; 3-основная насосная; 4-площадка регуляторов; 5-площадка пуска скребков; 6-резервуарный парк.

Линейные задвижки устанавливаются  по трассе трубопровода не реже, чем  через 30 км, с учетом рельефа местности  таким образом, чтобы разлив нефти  в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

 

 

Рис.4. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции:

1-основная насосная; 2-помещение  с регулирующими клапанами; 3-устройство  приема и пуска скребка; 4-площадка  с фильтрами-грязеуловителями.

 

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов.

При переходах через  водные преграды трубопроводы, как  правило, заглубляются ниже уровня  дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители различной конструкции.

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, лини электропередачи, а также 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. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены  для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.

На расстоянии 10..20 км друг от друга  вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.