Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов

1.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ

2.

Эксплуатация магистральных нефтепроводов (МН) – это совокупность процессов
приема, перекачки, сдачи нефти, технического обслуживания и ремонта объектов
магистральных нефтепроводов. Организацию работ по эксплуатации системы
магистрального нефтепроводного транспорта осуществляет эксплуатирующая
организация.
Линейная часть магистрального нефтепровода состоит из:
- трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой,
переходов через естественные и искусственные препятствия, узлов подключения
насосных станций, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств,
узлов автоматического перекрытия трубопроводов (УАПТ);
- противопожарных средств, противоэрозионных и защитных сооружений;
- установок электрохимической защиты нефтепроводов от коррозии;
- линий и сооружений технологической связи, средств автоматики и телемеханики;
- линий электропередач и электроустановок;
- земляных амбаров для сброса нефти из МН;
- сооружений для обслуживания МН (АВП, дома обходчиков, блок-посты);
- вдольтрассовых проездов и переездов через нефтепроводы, постоянных дорог,
вертолетных площадок, расположенных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к
ним, опознавательных и сигнальных знаков местонахождения нефтепроводов,
сигнальных знаков при пересечении нефтепроводами судоходных рек.

3.

При эксплуатации МН должны быть обеспечены:
• Безопасность трубопроводов и оборудования;
• Надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;
• Систематический контроль за работой МН и его объектов и принятие мер по
поддержанию установленного режима перекачки;
• Разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии
электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоение новой техники;
• Организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта
оборудования МН;
• Экологическая безопасность объектов МН;
• Выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;
• Обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного
персонала правил охраны труда и промышленной безопасности;
• Готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;
• Организация учета нефти и введение установленной отчетности;
• Сохранность материальных ценностей на объектах МН.

4.

Причины снижения пропускной способности и способы его устранения
В перекачиваемых нефтях и нефтепродуктах в малых количествах содержатся механические
примеси, растворенный или в кристаллах парафин, асфальто-смолистые вещества, церезин,
кербены, карбоиды. При перекачке по трубопроводу перечисленные вещества при
определенных условиях осаждаются на стенках труб. Частицы парафина, смешиваясь с
асфальтосмолистыми веществами, церезинами, механическими примесями, водой,
содержащейся в нефти, образуют отложения. По составу это сложная многокомпонентная
среда, включающая жидкую и твердую фазы. Для многих нефтепроводов содержание
компонентов (в % по массе) следующие: парафин 10 – 60, асфальтены 1 – 20, смолы 5 – 35,
механические примеси до 5, вода до 20. Данные отложения представляют собой плотную (ρ =
0,92÷1,14 т/м 3 ), прочную, трудно смываемую массу, осевшую на внутренних стенках
трубопроводов, что естественно уменьшает его живое сечение и приводит к снижению
пропускной способности трубопровода или значительному повышению энергозатрат на
перекачку. Даже у продуктопроводов (перекачка дизельного топлива, реактивного топлива,
керосина и т.д.) при их длительной эксплуатации наблюдается снижение пропускной
способности из-за засорения трубопровода механическими примесями, как правило,
продуктами коррозии оборудования и труб.
Для восстановления пропускной способности трубопровода периодически необходимо
очищать его внутреннюю полость от отложений. Для этой цели применяют механические
скребки различной конструкции. Очистные устройства (скребки) должны: – сохранять
эффективность при прохождении больших расстояний по трубопроводу, т.е. быть
износостойкими; – обладать хорошей проходимостью через задвижки, колена, косые стыки; –
должны быть просты по конструкции и дешевы.

5.

Скребок для очистки
трубопроводов состоит из узла
прижатия щеток к стенкам трубы, узла
крепления манжет и вала. Щетки 3
скребка прижимаются к внутренней
стенке трубы пружиной 2 через
систему рычагов, куда входят опорная
шайба и щеткодержатели 1, шарнирно
соединенные между собой при помощи
болтов. Узел крепления манжет
состоит из двух конусных дисков, к
которым присоединяются манжеты.
Диаметр манжет превышает
внутренний диаметр трубы на 35 – 40
мм, что обеспечивает плотное
прижатие их к стенке трубы и
компенсирует износ. Щетки
устанавливают в несколько рядов и
изготовляют из сталистой проволоки.
Последующие ряды щеток повернуты
относительно предшествующих рядов
таким образом, чтобы перекрыть
свободные участки периметра
трубопровода предыдущего ряда.
Конструктивная схема скребка: 1 – щеткодержатель;
2 – пружина; 3 – щетка

6.

Защита нефтепроводов от чрезмерно высоких давлений
При внезапной остановке одной из промежуточных насосных станций возникает
волна повышенного давления, которая со скоростью звука в нефтепродукте движется
к предыдущей насосной станции и суммируется с развиваемым ею давлением. При
этом суммарное давление в трубопроводе вблизи предыдущей насосной станции
может значительно превысить рабочее, что является недопустимым по условию
прочности труб. Как показывает опыт эксплуатации магистральных трубопроводов,
разрыв труб из-за чрезмерно высокого давления, возникающего при внезапной
остановке промежуточной насосной станции, в большинстве случаев происходит на
расстоянии 20 – 40 км после предыдущей насосной станции, где суммарное давление
может превысить допустимую величину, прежде чем волна повышенного давления
достигнет предыдущей насосной станции и на ней сработает система защиты по
максимальному давлению.
Предотвратить возможность возникновения в магистральном трубопроводе с
промежуточными насосными станциями чрезмерно высокого давления при
внезапном отключении промежуточной насосной станции можно при их работе из
насоса в насос следующими способами:
• созданием волны пониженного давления, идущей навстречу волне повышенного
давления:
• гашением волны повышенного давления в месте ее возникновения или
уменьшением крутизны фронта такой волны.

7.

Волна пониженного давления создается путем посылки сигнала по линии связи с
остановленной насосной станцией на предыдущую насосную станцию для отключения на
ней одного или нескольких насосных агрегатов. При этом от предыдущей насосной станции
навстречу волне повышенного давления будет двигаться волна пониженного давления, и при
встрече эти волны давления будут взаимно гаситься. В результате такого взаимодействия на
участке нефтепровода перед предыдущей насосной станцией опасного повышения
давления не произойдет. Однако при этом необходимо отключить отдельные насосные
агрегаты на нескольких предыдущих насосных станциях, так как отключение агрегатов на
одной из них создаст волну повышенного давления по направлению к ближайшей
предыдущей станции и опасность чрезмерного повышения давления на ней.
Система создания встречной волны пониженного давления включает:
• устройство для формирования сигнала при возникновении опасных возмущений давления
(например, при внезапной остановке насосной станции или отказе системы
дросселирования);
• линию связи с предыдущей и последующей насосными станциями;
• устройство для отключения одного или нескольких насосных агрегатов при поступлении
сигнала.
Система создания волны пониженного давления (система «Волна») применена на отдельных
участках нефтепровода «Дружба». Для формирования сигнала в этой системе был
использован специально разработанный датчик опасных возмущений, который выдает
сигнал лишь при большой скорости нарастания давления (на 1 – 1,2 МПа за 5 – 6 с).

8.

Гашение волны повышенного давления непосредственно в месте ее возникновения
позволяет исключить динамическую перегрузку линейной части нефтепровода. При этом
достаточно снизить скорость нарастания давления у остановленной насосной станции до
допустимых пределов. Для этого надо, чтобы уменьшение расхода через остановленную
насосную станцию происходило постепенно за время, соизмеримое с временем пробега
ударной волной участка между насосными станциями. Это может быть достигнуто
увеличением махового момента насосных агрегатов, установкой на линии всасывания
насосных станций воздушных колпаков и автоматическим сбросом части перекачиваемой
нефти в месте возникновения волны повышенного давления в специальный резервуар. Для
увеличения махового момента требуется существенное изменение конструкции насосных
агрегатов, в том числе и уже установленных. Воздушный колпак для современных
магистральных нефтепроводов с большой пропускной способностью должен быть объемом
до 300 м3 чтобы обеспечить требуемое снижение скорости нарастания давления, и должен
работать при давлениях до 6 МПа. Это связано с большими металлозатратами и созданием
специальной системы пополнения запаса воздуха, который частично растворяется в
перекачиваемой нефти.
Способ автоматического сброса части нефти в резервуар применяется на магистральных
нефтепроводах вследствие простоты конструкции и эксплуатации. Объем резервуара для
сброса нефти, составляющий 300 м3, обеспечивает несколько срабатываний системы
защиты. В качестве автоматических устройств для сброса применяются так называемые
шланговые клапаны, называемые иногда регуляторами скорости изменения давления.

9.

Организация учета количества нефти, нефтепродуктов на объектах хранения
трубопроводного транспорта
Магистральные трубопроводы как наиболее современный вид транспорта нефти,
нефтепродуктов должны обеспечить нормальный производственный режим работы
нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, систем снабжения
нефтепродуктами промышленного и городского теплоснабжения. В обязанности
дежурного диспетчера трубопровода входит непрерывное наблюдение за приемом
нефти и газа от промыслов и нефтепродуктов от нефтеперерабатывающих и
газобензиновых заводов для перекачки их по трубопроводам.
Подготовленные к подаче в трубопровод среды принимает оператор трубопровода,
который следит, чтобы качество принимаемого продукта соответствовало условиям
поставок, действующим ГОСТам и их техническим условиям. Обеспечение
ритмичной работы трубопровода с минимальными энергетическими условиями
требует четкой работы диспетчерской службы и невозможно без точного учета
количества перекачиваемых нефти, нефтепродуктов и газа.
Расходом вещества обычно называют количество вещества (массы или объема),
проходящее через определенное сечение канала (трубопровода) в единицу времени,
а приборы или комплекты приборов, определяющие расход вещества в единицу
времени, называют расходомерами. Расходомер может быть снабжен интегратором,
показывающим массу или объем вещества, прошедшего через прибор за какой-либо
промежуток времени. В этом случае он называется счетчиком количества.

10.

Организация диспетчерской службы магистральных трубопроводов
Системам трубопроводного транспорта свойственны разнохарактерные жесткие
внутренние (технологические, экономические, информационные) и внешние (с
топливно-энергетическим комплексом и нефтеперерабатывающими отраслями,
системами снабжения нефтепродуктами и газом) связи. Технологическая связь
обусловлена непрерывностью процессов добычи, подготовки нефти и газа к
дальнему транспорту, транспорта, переработки нефти и газа, распределения газа
среди потребителей. Экономические и информационные связи тесно переплетаются
при решении задач проектирования, планирования, управления. Внешние связи
выражаются в широком использовании нефтепродуктов большинством отраслей
народного хозяйства.
Жесткая и чрезвычайно экономичная с народнохозяйственной точки зрения
технологическая связь с трубопроводными системами имеет и существенный
недостаток: ограничение возможности маневра потоками. Вследствие малых
скоростей транспортировки сред по трубопроводам возникает высокая вероятность
нарушения режимов для отдельных потребителей. Соблюдение режимов у
потребителя – обязательное условие функционирования систем – ставит в разряд
первоочередных задач переоценку взглядов на роль резервных мощностей по всем
звеньям системы.

11.

Непрерывный характер производства, ограниченные возможности создания резервов в
непосредственной близости от потребителя повышают требования к надежности
оборудования, так как у протяженных трубопроводных систем с высокими единичными
параметрами (диаметры, мощность перекачивающих агрегатов и т.д.) возрастают
отрицательные последствия отказов оборудования и аварийных ситуаций. Устранить или
ослабить эти отрицательные последствия можно при оперативной и достаточной информации
о происшедшем рациональным изменением режимов.
Обеспечение бесперебойного снабжения многочисленных потребителей различных отраслей
народного хозяйства нефтью, нефтепродуктами и газом требует разработки и последующей
реализации комплекса взаимосвязанных задач регулирования. Постоянно возрастающее
требование к качеству и надежности нефтегазоснабжения народного хозяйства,
необходимость снижения издержек и потерь делают насущными четкое выделение
подсистемы регулирования и ее максимальную оптимизацию внутри отрасли.
Методологическое единство народнохозяйственного подхода к решению этой задачи состоит
в согласовании совокупности критериев выбора решения в подсистемах добычи, транспорта,
регулирования и использования нефти и газа с требованиями отрасли, а для отраслевых
критериев – в согласовании с народнохозяйственным критерием.
Задачи регулирования в трубопроводных системах нефтегазоснабжения решаются как на
стадии оптимального проектирования и планирования развития систем трубопроводного
транспорта, так и в процессе функционирования.
Непрерывный характер технологического процесса добычи, очистки и осушки, дальнего
транспорта и использования газа, масштабность и высокий уровень концентрации определяют
принципы организации и структуру диспетчерского управления трубопроводными системами.