А строй магистральные трубопроводы

Трубопроводный транспорт — основа логистики современной нефтяной отрасли — зарождался, как и вся отечественная нефтянка, на Апшеронском полуострове, и зарождение нового прорывного направления связано с теми же именами, что и активное развитие всей отечественной нефтянки: великих ученых Дмитрия Менделеева, Владимира Шухова и выдающихся предпринимателей братьев Нобель

Конкурентное преимущество

В семидесятых годах XIX века российская нефтяная промышленность переживала настоящий бум. В районе Баку было открыто множество месторождений, нефтяные фонтаны били десятками.

Спрос на главный нефтепродукт того времени, керосин, был высок, но на рынке империи господствовал американский продукт, поскольку российская нефть и керосин подчас стоили дороже, чем заокеанский товар. Слабые места бакинских нефтепромыслов были очевидны: нефть от месторождений доставлялась до порта или местных заводов гужевым транспортом — в бочках или бурдюках.

Расходы на это были огромными, а потери продукции гигантскими. Каждый добытый пуд сырья стоил на промыслах 3 копейки, а его перевозка в Черный город, на расстояние около 10 км, обходилась в 20 копеек.

Как уже писала «СН», первыми за решение проблемы взялись братья Нобель. Для строительства нефтепровода товарищество наняло компанию «Бари, Сытенко и Ко», представлял в Баку которую как раз молодой инженер Владимир Шухов.

В России на тот момент подобных проектов не было, хотя теоретическую часть вопроса описал в 1863 году Дмитрий Менделеев. Первый же нефтепровод был построен в 1865 году в Пенсильвании.

«Американцы будто подслушали: и трубы завели, и заводы учредили не подле колодцев, а там, где рынки, и сбыт, и торговые пути», — говорил об этом сам Менделеев.

Несмотря на саботаж и физическое противодействие со стороны местных перевозчиков нефти, нефтепровод Балаханы — Черный город был построен всего за несколько месяцев, осенью 1878 года. В декабре того же года по нему пошла первая нефть.

Состав нефтепровода мало чем отличался от современных сооружений: труба, насосные станции и резервуарный парк. Насосы были паровые, нефтепровод имел протяженность всего около 10 км, а диаметр трубы — 3 дюйма (7,62 см). Стальные трубы были соединены с помощью муфт и нарезных концов. По нефтепроводу можно было перекачивать до 80 тыс. пудов (1280 тонн) нефти в сутки или 467 200 тонн в год.

А строй магистральные трубопроводы Первый нефтепровод России — плод союза Владимира Шухова (слева) и Александра Бари А строй магистральные трубопроводы Внедрение трубопроводного транспорта в схему транспортировки нефти шло непросто, но принесло товариществу «БраНобель» огромный экономический эффект А строй магистральные трубопроводы

Первый нефтепровод окупился за год, поскольку расходы на транспортировку сократились примерно в пять раз, а Нобели еще принимали чужую нефть для прокачки по своей трубе (тариф составлял 5 копеек за пуд).

Компания Бари получила прекрасную рекламу и новые подряды на строительство нефтепроводов от других нефтепромышленников Баку.

В 1879 году была построена 12-километровая труба для нефтяной компании Лианозова, а в последующие три года было введено в строй еще три нефтепровода.

Между двумя мировыми

Свой опыт проектирования и строительства нефтепроводов Владимир Шухов обобщил в двух классических ныне трудах: в статье «Нефтепроводы» (1884) и в книге «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» (1894). Он привел точные математические формулы для описания процессов протекания по трубопроводам нефти, мазута, фактически создав теорию нефтепроводов.

А строй магистральные трубопроводы Первый в СССР нефтепровод Грозный — Туапсе был построен в 1928 году

Летом 1906 года в России был построен первый магистральный трубопровод. Бензопровод Баку — Батуми стал по тем временам крупнейшей в мире трубопроводной системой протяженностью 882 км.

Диаметр трубы составлял уже 204 мм, а пропускная способность — 900 тыс. тонн в год.

До 1914 года в России успели построить еще три магистральных трубопровода (Майкоп — Краснодар, Калужская — Афипский и Махачкала — Грозный).

Во времена Первой мировой войны, революции и становления советской власти, естественно, было не до трубопроводов. Только в 1928 году в СССР был построен новый нефтепровод Грозный — Туапсе диаметром 250 мм и протяженностью 618 км.

Дальнейшее развитие нефтепроводного транспорта в СССР было связано с освоением нефтяных месторождений Башкирии, Татарстана и Куйбышевской области. К 1941-му в стране эксплуатировалось 4,1 тыс.

 км магистральных трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов суммарной годовой производительностью 7,9 млн тонн. Максимальный диаметр трубы составлял 300 мм.

Около 1,3 тыс. км нефтепродуктопроводов и нефтепроводов было построено Советским Союзом во время Великой Отечественной войны

А строй магистральные трубопроводы

Даже во время Второй мировой войны в Советском Союзе не прекращалось строительство нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (всего было сооружено около 1,3 тыс. км). Конечно же, основная часть этих проектов была так или иначе связана с решением задач военного времени.

Так, после Сталинградской битвы был проложен керосинопровод Астрахань — Саратов, при строительстве которого использовали трубы «эвакуированной» в 1942 году в тыл первой российской магистрали Баку — Батуми. Чтобы ускорить монтаж, в США закупили несколько механизированных газопрессовых установок, и работы на трассе длиной 685 км удалось завершить за рекордные восемь месяцев.

В 1944 году для снабжения горючим войск Красной армии СССР проложил нефтепродуктопровод в Румынии протяженностью 225 км из города Плоешти в порт Рени.

А строй магистральные трубопроводы А строй магистральные трубопроводы

Трубопровод «Дружба» вывел СССР в число ключевых поставщиков нефти в Европу, по нему в страны СЭВ отправлялись десятки миллионов тонн нефти в год

«Дружба» для народов

Активное восстановление разрушенной страны после окончания Великой Отечественной войны требовало гигантского количества энергоресурсов.

Резко возросла и потребность в трубопроводном транспорте: с 1951 по 1955 год в эксплуатацию было введено по протяженности столько же нефтепроводов, сколько их построили за предыдущие семь десятилетий. А в конце 1950-х годов началось освоение сибирских недр и стартовало строительство крупнейших транссибирских магистралей.

В 1959 году были введены в строй первые два участка нефтепровода Туймазы — Иркутск. Он отличался не только длиной — почти 3,7 тыс. км, — но и тем, что основная часть трассы проходила по болотам.

В том же 1959 году произошло поистине историческое событие не только для отечественного нефтетранспорта, но и для всего Советского Союза. На сессии Совета экономической взаимопомощи (СЭВ), в который входили страны социалистического лагеря, было принято решение о строительстве первого трансъевропейского нефтепровода «Дружба».

Название было символическим и демонстрировало высокий уровень кооперации между соцстранами, поскольку многие из них участвовали в этом проекте и как потребители нефти, и как поставщики компонентов сооружения. В ГДР изготавливали узлы для насосных станций, в Чехословакии — запорную арматуру, в Венгрии — средства автоматики, в Польше — трубы.

Трасса нефтепровода проходила от Самары до Брянской области, где от «Дружбы» отходило ответвление в Вентспилс (Унеча — Полоцк — Мажейкяй — Вентспилс), а основная труба шла из Брянска на запад, в Белоруссию, где магистраль разделялась на две ветки. Северная шла через Польшу в Германию, южная — через Украину в Чехословакию и Венгрию.

Диаметр основной трубы составлял 1020 мм, ответвления на Вентспилс — 800 мм.

А строй магистральные трубопроводы А строй магистральные трубопроводы

Строительство Балтийской трубопроводной системы позволило уйти от перевалки нефти через прибалтийские республики

Строить нефтепровод начали 10 декабря 1960 года, причем сразу с конечных участков, чтобы продемонстрировать всему миру серьезность своих намерений. К середине 1964 года основные объекты системы были сданы в эксплуатацию, а 15 октября состоялась официальная церемония ввода магистрали в строй.

Через пять лет, в 1969 году, экономический рост в странах СЭВ заставил задуматься о повышении экспортных возможностей СССР. Стало очевидно, что имевшийся в наличии нефтепровод такого роста объема обеспечить не может, и к 1974 году по тем же трассам была проложена трубопроводная система «Дружба-2» диаметром до 1220 мм.

Всего в систему магистральных нефтепроводов «Дружба», оперативно управляемых с территориального диспетчерского пункта в Брянске, входило 8,9 тыс. км трубопроводов, 46 насосных станций, из них четыре головные («Лопатино», «Клин», «Никольское», «Унеча»), 38 промежуточных станций, резервуарный парк на 1,5 млн кубометров.

Благодаря «Дружбе» СССР вошел в число ключевых поставщиков нефти в Европу, отправляя странам СЭВ десятки миллионов тонн черного золота ежегодно.

70 тыс. км магистральных нефтепроводов входит в систему, которой сегодня управляет «Транснефть»

Дальнейшее развитие трубопроводного транспорта было связано с масштабным освоением Западной Сибири. К середине 1970-х годов в этом регионе добывалось около 150 млн тонн нефти, а к началу 80-х уже более 310 млн тонн. Рост добычи требовал новых нефтепроводов.

Строить приходилось уникальные сооружения, поскольку природные условия были весьма суровыми. Например, на нефтепроводе Сургут — Полоцк протяженностью 3,2 тыс. км с 32 нефтеперекачивающими станциями были выполнены почти 1,5 тыс.

переходов через естественные и искусственные препятствия, трасса преодолевала около 400 км болот.

Новые маршруты

К 1987 году в СССР было построено уже 94 тыс. км магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В 1988 году в эксплуатацию были введены нефтепроводы Красноленинск — Конда, Уренгой — Холмогоры, Чимкент — Чарджоу, в 1990 году — нефтепровод Тенгиз — Гурьев — Астрахань — Грозный. И это были, пожалуй, последние нефтепроводы советской эпохи.

Распад СССР разрушил и единую систему транспорта нефти и нефтепродуктов. Россия сохранила свою часть этой системы как единый комплекс под управлением компании «Транснефть» (создана в августе 1993 года), контрольный пакет акций которой принадлежит государству. Стране досталось 48 тыс.

Читайте также:  Какой шуруповерт выбрать для домашних работ

 км магистральных нефтепроводов, 404 насосные станции, резервуарный парк вместимостью 13,2 млн кубометров.

В 90-е годы прошлого века магистральные нефтепроводы в России не строились, поскольку уровень нефтедобычи резко упал. Ситуация в корне изменилась лишь с началом нового тысячелетия. Главными проектами нового времени стали Балтийская трубопроводная система (БТС) и система Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО).

БТС сооружалась для того, чтобы уйти от перевалки нефти через прибалтийские республики (латвийский порт Вентспилс и литовский порт Бутинге), которые использовали свое положение как инструмент экономического давления на Россию, при этом не желая поддерживать свою часть «Дружбы» в надлежащем виде.

Помимо системы магистральных нефтепроводов на конце БТС появился нефтепорт Приморск. Проектная мощность первой очереди БТС составила 12 млн тонн в год, но к концу 2006 года на экспорт уже могло отгружаться 74 млн тонн нефти в год.

В 2012 году в эксплуатацию была введена вторая очередь БТС, в рамках которой был сооружен нефтепорт Усть-Луга. БТС-2 позволяет экспортировать еще около 30 млн тонн нефти в год.

А строй магистральные трубопроводы

Трубопроводная система Восточная Сибирь — Тихий океан вывела российскую нефть на перспективные рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона

Если БТС строилась, чтобы свести к минимуму транзитные риски, то трубопроводная система Восточная Сибирь — Тихий океан создавалась для выхода российской нефти на новые рынки в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Первые трубы в ВСТО были сварены в Тайшете в 2006 году.

В ходе реализации первого этапа ВСТО построены магистральный нефтепровод на участке Тайшет (Иркутская область) — Усть-Кут (Иркутская область) — Ленск (Якутия) — Олекминск (Якутия) — Алдан (Якутия) — Сковородино (Амурская область) мощностью 30 млн тонн нефти в год общей протяженностью 2694 км, семь нефтеперекачивающих станций, пункт налива нефти на станции Сковородино и специализированный морской нефтеналивной порт Козьмино в районе Находки. В декабре 2009 года объект ввели в эксплуатацию, и первый танкер с нефтью сорта «ВСТО» отправился покупателям.

Второй этап проекта ВСТО предусматривал строительство магистрального нефтепровода на участке Сковородино — СМНП Козьмино (ВСТО-2) и увеличение мощности участка Тайшет — Сковородино до 50 млн тонн нефти в год (расширение ВСТО-1).

В рамках первой очереди ВСТО-2 построен нефтепровод общей протяженностью 2046 км по маршруту Сковородино — Благовещенск — Биробиджан — Хабаровск — СМНП Козьмино, восемь перекачивающих станций, расширены НПС «Сковородино» и порт Козьмино. 25 декабря 2012 года ВСТО-2 введен в эксплуатацию.

Кроме того, в 2011 году началась прокачка нефти по ответвлению ВСТО из Сковородино к китайской границе производительностью 15 млн тонн нефти в год.

70 тыс. км магистральных нефтепроводов, примерно 500 нефтеперекачивающих станций и резервуарный парк емкостью 22 млн кубометров — это активы, которыми сегодня управляет «Транснефть». Современный нефтепровод — это высокотехнологичное сооружение. Перекачка нефти и управление его системами осуществляется дистанционно, с помощью компьютеров.

О состоянии трубы информацию собирает множество датчиков, запорная арматура позволяет оперативно перекрыть аварийный участок нефтепровода. Внутренняя очистка трубы также осуществляется с помощью современных интеллектуальных роботизированных комплексов. Однако главный принцип остался прежним еще со времен Шухова и Менделеева: труба и насос.

В состав магистральных нефтепроводов входят линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки. Нефтеперекачивающие станции расположены на магистралях с интервалом 70–150 км.

Они оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом с подачей до 12 500 м3/ч. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300–1420 мм.

Магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м, до верхней образующей трубы. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, укладывают на опоры или искусственные насыпи.

С интервалом 10–30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

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

Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100–300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

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

Магистральный нефтепровод: от проекта до прокачки

В апреле 2009 года ОАО АК «Транснефть» завершает строительство 2694 км линейной части первой очереди магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). Позади подводная траншея на реке Лене и споры с оппонентами о методах ее проходки. Впереди – участок «Скоровородино-Находка».

Основным заказчиком строительства новых нефтепроводов в России выступает ОАО «АК ” Транснефть”. На последних объектах компания увеличила скорость проходки с 1 км до 5-6 км сутки.

Использование нового диагностического, строительного и сварочного оборудования, опытной станции для нефтеперекачки, не нуждающейся в дизельном топливе, позволяет сократить сроки реализации проекта и затраты на эксплуатацию.

Прохождение по этапам проектирования до контроля работоспособности объекта становится более технологичным, надежным и эффективным.

Этап первый: строительство

Строительству магистральных нефтепроводов предшествует решение о маршруте перекачки, затем делается технико-экономическое обоснование (ТЭО) проекта.

Далее необходимо получить положительное заключение Главгосэкспертизы Госкомитета РФ по строительству и жилищно-коммунальному комплексу.

Следующим этапом служит рабочее проектирование с одновременным отводом земель, после чего объявляется тендер и заключается контракт с подрядчиком.

Подрядчик, выигравший тендер, разбивает и расчищает трассу будущего нефтепровода. В случае прохождения трассы через естественные или искуственные препятствия (водные преграды, железнодорожные пути и автомобильные дороги и т.

д) в зависимости от вида препятствий, геологических условий, рельефа местности, ширины рек и типа береговых склонов при строительстве переходов МН использутся методы горизонтально-направленного бурения (ГНБ), наклонно-направленного бурения (ННБ), микротоннелирования (МТ), а также традиционный траншейный способ.

А строй магистральные трубопроводы

” При прохождении Лены нефтепроводом Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) в начале 2009 года в подводную траншею опускали трубу толщиной 26 мм, – рассказали в пресс-службе АК ” Транснефть” (Москва).

– Стыки сваривались над поверхностью воды, потом труба опускалась под воду с определенными градусами наклона. Траншея обследовалась не только приборами, но и силами водолазов, буквально на ощупь. Оппоненты долго упрекали ” Транснефть”, почему компания не проходит Лену наклонным бурением.

Однако там карстовые породы, и это было технологически невыполнимо. После бурения пришлось бы бетонировать все пещеры, но после подсчета оказалось, что нужного количества бетона нет во всей Сибири. Фактически это означало бы полную остановку стройки.

Технологию ННБ, конечно, тоже используем – при прохождении объектов типа железной или автодороги, не очень широкой реки”.

Один из самых важных партнеров ” Транснефти” – Челябинский трубопрокатный завод поставляет третью часть всего необходимого в стране объема труб для нефтепроводов.

“В основном используем трубы производства Челябинского и Выксунского металлургического заводов, – говорит Владимир Брикез, начальник технического отдела ООО ” Балтнефтепровод” (Санкт-Петербург). – Качество устраивает.

О цене ничего не скажу, поскольку трубы закупаются ” Транснефтью” большими партиями на тендерной основе, с оптовыми скидками. Мы только предоставляем заказ головной компании. Основные используемые ” Транснефтью” диаметры – 1000 и 700 мм, в последнее время 1200 мм для объектов ВСТО”.

Стандартная длина трубы составляет 11,4-11,7 м (на 1 км МН приходится ок. 85 стыков), ее диаметр находится в пределах 273-1420 мм. С 2004 года на площадке ЧТПЗ работает завод по производству гнутых отводов, дефицит которых ранее назад тормозил сооружение нефтепроводов.

А строй магистральные трубопроводы

Нефть химически агрессивна, и кроме того, стальные трубы подвержены воздействию блуждающих электрических токов, поэтому их необходимо защитить от коррозии. Для этого используется как пассивная защита – заводская изоляция труб (внутреннее трехслойное полиэтиленовое + внешний слой эпоксидного праймера, т.е.

грунтовки) и термоусаживающиеся манжеты (для наружной защиты сварных стыков), так и активная электрохимическая. Также “при использовании электрохимической защиты (ЭХЗ) получают распространение изолирующие монолитные муфты, – считает Игорь Яковлев, начальник отдела реализации компании ” Трубопроводные системы и технологии” (Москва).

Читайте также:  Сдать полиэтиленовые трубы в казани

– Они электрически отделяют защищаемый ЭХЗ трубопровод от объекта незащищаемого, заземленного или имеющего собственную систему ЭХЗ, а также секционируют трубопровод, проходящий в зонах воздействия блуждающих токов. Разработаны и применяются муфты для трубопроводов, транспортирующих нефть, воду, газ, пар и др., любых диаметров от Ѕ дюйма до 3 м.

В России особенно востребованы муфты для трубопроводов 57-1420 мм. Монтаж муфт осуществляется методом сварки”.

Производители муфт полагают, что оборудование ими трубопроводов приносит значительный экономический эффект, связанный с возможностью оптимизации параметров ЭХЗ и, как следствие, снижение энергозатрат на нее и повышение надежности трубопроводной системы.

Однако операторы пока не согласны: “Все трубы для подземной прокладки закупаются в заводской изоляции (полимерное покрытие), – говорит Владимир Брикез, – в качестве активной защиты от коррозии трубопроводов линейной части и нефтеперекачивающих станций (НПС) применяем ЭХЗ: на переходах через электрифицированные железные дороги (где есть воздействие блуждающих токов) – дренажную, в остальных случаях с коррозией борются станции катодной защиты, поддерживающие нужный потенциал на трубопроводе. Применяется также протекторная защита стальных защитных футляров, используемых на переходах через авто- и железные дороги. Расстояние между станциями катодной защиты рассчитывается в зависимости от электропроводности грунта”.

А строй магистральные трубопроводы

Сварка секций МН ведется с применением автоматических сварочных комплексов – «P600» от CRC-Evans Pipeline International, PWT от Pipe Welding Technology spa и другие. На cложных участках и переходах возможно применение полуавтоматической сварки. С помощью сварочных аппаратов, которые держат в руках сварщики, обозначаются сугубо символические стыки, фиксируемые «для истории».

«Наша лаборатория разработала СО2-лазер ” Сибирь” мощностью 14 кВт специально для сварки трубопроводов, но дальше штучного производства, в связи с высокой стоимостью комплекса, дело не продвинулось, – рассказывает Анатолий Голышев, главный технолог ОКБ Лазерной техники при Сибирском отделении РАН (Новосибирск). – Производственники тогда не захотели финансировать этот проект. С тех пор за рубежом были доведены до высокой мощности другие типы лазеров (например, твердотельные волоконные), они дешевле и способны решать любые сварочные задачи в широком диапазоне толщины стали».

Но пока при сварке нефтепроводов в России в основном используются лучшие зарубежные сварочные комплексы. Они, как правило, не продаются – производители предпочитают сдавать их в аренду.

А строй магистральные трубопроводыНа строительстве ВСТО (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)

Контроль качества сварки проводится автоматической ультразвуковой установкой с выдачей заключения на бумажных носителях и в электронном виде. Полуавтоматическая сварка контролируется рентгеновскими аппаратами, дубль-контроль – ультразвуковыми. Укладка участка нефтепровода завершается его испытанием на герметичность.

Трубопровод в наше быстрое время не строят с одного края. Текущий участок делится на 10-20 отрезков – на ВСТО, например, обычно бригады начинают смену на расстоянии 1 км одна от другой.

Таким образом достигается скорость укладки 5,5-6 км в день.

Получается, что одна смена при оптимальной температуре -40єС сваривает пять пролетов труб, хотя на таком морозе и приходится прогревать их перед сваркой до 80єС.

  • Этап второй: инфраструктура
  • В систему МН, помимо собственно нефтепровода с узлами приема и запуска очистных устройств, входят системы линейной телемеханики и ЭХЗ, НПС, линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС), связь, вертолетные площадки, вдольтрассовые дороги и высоковольтные линии, площадки для аварийного запаса труб, запорной арматуры и соединительных деталей.
  • Одновременно с монтажом трубопровода ставятся узлы линейных задвижек, камеры приема-пуска средств очистки и диагностики (СОД), системы телемеханики, сооружаются НПС (расстояние между соседними станциями составляет 100-150 км).

Среди всех НПС в России выделяется №14 на уже построенном участке ВСТО (правый берег р. Лена) – она имеет свою мощную энергоуснановку, которая работает на нефти. Качество восточно-сибирской нефти таково, что ее используют вместо дизельного топлива, поскольку содержание серы в ней меньше 1%.

А строй магистральные трубопроводы

В случае, если нефть имеет высокую вязкость, на МН организуется ее подогрев с помощью ПНПТ или ППТ (подогреватели нефти с промежуточным теплоносителем), путевые (ПП) используются меньше.

Старые российские подогреватели нередко страдали неполным сгоранием топлива из-за накопления сажи, полости промежуточного теплоносителя под воздействием циклических тепловых нагрузок теряли герметичность (из-за образования трещин в стыках).

У современных подогревателей нефти вместо воздушного вентилятора в центральном канале размещается дополнительный теплообменник с подводом/отводом рабочего тела (нефти) и заливкой межтрубного пространства промежуточным теплоносителем, что сняло эти проблемы.

Нефть, которая движется со скоростью 3-6 км/ч, при незапланированной остановке насоса в состоянии разрушить трубу. Для того, чтобы компенсировать воздействие ударной волны, устанавливаются системы сглаживания волн давления (СВД).

До недавнего времени на объектах магистрального трубопроводного транспорта применялись только зарубежные системы, однако ширится применение российского продукта от компании «ИМС».

«Наша система СВД не только не уступает американским, но и превосходит их, – считает Сергей Шаталов, главный специалист отдела ССВД ” ИМС” (Москва). – Отказов у нее на порядок меньше, чем у зарубежных аналогов.

ССВД не сбрасывает давление в трубопроводе, а скорее демпфирует его изменение путем генерирования отрицательных волн давления. Таким образом, система защищает трубопровод и обеспечивает минимизацию сброса рабочей жидкости. Базовый состав ССВД включает набор клапанов для сглаживания волн давления и систему управления их открытием».

Этап третий: эксплуатация

Нефтепровод обслуживают линейные эксплуатационные службы (ЛЭС) при ЛПДС и НПС.

На ЛЭС возлагаются задачи: выполнение профилактических мероприятий, обеспечивающих сохранность и работоспособность оборудования и сооружений МН; разработка перспективных и текущих планов работ ЛЭС и отчетность по их выполнению; содержание линейной части в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» и «Правил охраны магистральных нефтепроводов».

Сегодня считается, что МН должен служить 40-50 лет и более. В то же время амортизационные отчисления составляют 3% стоимости объекта в год, то есть срок амортизации нефтепровода сокращается до 33 лет и по истечении этого срока средства на поддержание нефтепровода в нормальном состоянии не выделяются.

Отличие российских нефтепроводов от зарубежных в том, что они на 100% загружены технологической нефтью – поэтому подача продукции на конечный участок происходит практически мгновенно.

А строй магистральные трубопроводы

Этап четвертый: ремонт и диагностика

Техническое состояние МН контролируется специальными целевыми проверками, обследованиями, осмотрами, измерениями с применением средств технической диагностики, а также при проведении плановых и ремонтных работ.

Любые неисправности на нефтепроводе нежелательны с точки зрения безопасности его эксплуатации, поэтому существуют и выполняются специальные программы обследования МН как наружными, так и внутритрубными инспекционными приборами: ультразвуковыми и магнитными дефектоскопами; применяется также акустико-эмиссионная и радиографическая диагностика.

Это позволяет вовремя выявлять ослабленные места и устранять различные типы дефектов. Устранить дефекты можно либо это заменой участка, либо его ремонтом.

В первом случае дефектный участок полностью заменяется во время плановой остановки нефтепровода, во-втором – функции участка восстанавливаются при помощи современных технологий без остановки перекачки.

А строй магистральные трубопроводы

С этой целью могут применяться специализированные машины, предназначенные для очистки (дробеструйные и очистные машины), нагрева (установки для нагрева трубы) и нанесения антикоррозионных покрытий на поверхность труб (изоляционные и грунтовочные машины) в трассовых условиях – как в траншее, так и на бровке. Все машины такого ремонтного комплекса устанавливаются на трубопровод без нарушения его целостности. Например, ОАО «Курганмашзавод» выпускает целое семейство очистных самоходных установок ОМР для снятия старой изоляции различного типа (битумное покрытие, ленточное полимерное, пластобит-40), а также машины для очистки труб и нанесения праймера. В качестве инструмента в ОМР применяются резцы с твердосплавными пластинами и проволочные щетки пассивного типа. Разъемные рабочие органы ОМР со штангами для крепления очистного инструмента выполнены в виде зубчатых колес, вращающихся в корпусах на опорных роликах.

Читайте также:  Сварка труб отопления уроки

Наиболее дорогой и эффективный метод диагностирования – внутритрубный – пока не обеспечен отечественными приборами, и при дефектоскопии применяются в основном импортные поточные снаряды «Ultrascan» и «Magnescan».

Отечественные поточные средства экспресс-анализа качества нефти и нефтепродуктов также отсутствуют. Не налажено производство российских средств, облегчающих ремонтные операции на трубопроводах, в частности, устройств для перекрытия МН без остановки перекачки (с применением обводных линий).

Решение этих проблем значительно облегчило бы работу служб эксплуатации магистральных нефтепроводов.

Для ликвидации последствий нештатных ситуаций на МН (несанкционированный доступ, повреждение трассового оборудования и т.д.), кроме мобильных отрядов службы безопасности, имеются специальные аварийные подразделения, оснащенные современными средствами, оборудованием и материалами для локализации аварий и ликвидации последствий разлива нефти, в том числе на подводных переходах.

А строй магистральные трубопроводыСхема ВСТО (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)

Текущие проекты

Крупнейший российский проект в настоящее время – ВСТО. Сданы в эксплуатацию 2694 км линейной части первой очереди нефтепровода (ВСТО-1), хотя функционировать в полном объеме он пока не будет.

До сего времени имеющаяся часть нефтепровода длиной 1200 км км от Талаканского месторождения (район Витима) до Тайшета (железнодорожный узел и крупная сортировочная станция на Транссибирской магистрали) работала в реверсивном режиме, перекачав уже более 1 млн т нефти.

После сдачи ВСТО-1 перекачка будет вестись на восток, в направлении Сковородино, где уже построены станции перелива нефти на железную дорогу для отгрузки продукции на Дальний восток, в Находку. От Сковородино же останется построить 64 км до НПС «Ляньинь».

Как только CNPC (Китайская национальная нефтегазовая компания) соорудит свои 1660 км до Дацина -, а строят китайские монтажники быстро, посколько география местности простая и климат позволяет сваривать трубы без их прогрева – ВСТО-1 заработает в полную силу. «Транснефти» останется только ввести вторую очередь (ВСТО-2) до Находки, и пока объективный график стоительства выдерживается.

А строй магистральные трубопроводыПроект БТС-2 (ист.: www.neftegazotruboprovod.ru)

Из проектируемых в настоящее время нефтепроводов можно отметить вторую очередь Балтийской трубопроводной системы – БТС-2, которая свяжет Унечу в Брянской области и порт в Усть-Луге (Ленинградская область), пропускной способности 50 млн т нефти в год.

Каждый год в России вводятся в строй сотни километров магистральных нефтепроводов. ОАО «АК ” Транснефть” принадлежит свыше 49 000 км, и еще около 20 000 км нефтепродуктопроводов находятся в собственности ОАО ” Транснефтепродукт”.

Из чего состоит нефтепровод и в чем особенности его строительства

Только при организации грамотно продуманной системы доставки нефти добыча и переработка нефтепродуктов становится возможной.

Нефтепровод (трубопровод для перемещения сырья) является одним из основных способов транспортировки нефтепродуктов.

Нефтепровод — это сооружение инженерно-технического вида, основной функцией которого является транспортировка нефти и нефтепродуктов. Сооружение нефтепровода является весьма ответственной задачей.

Особенности строительства нефтепровода

Из-за высокого темпа потребления сегодня к трубопроводам предъявляются особые требования, так как именно они выполняют основную функцию в процессе снабжения.

Ежегодно возрастает грузооборот, приходящийся на технологические трубопроводы, и на сегодняшний день он является 1/3 частью от всего грузооборота России.

Несмотря на то, что довольно большое количество организаций предлагают свои услуги по монтажу этих сооружений, все равно заказывать расчет трубопровода необходимо лишь у проверенных компаний.

Строительство и прокладка трубопровода является весьма непростой технической задачей. Помимо того, что нужно правильно провести экспертизу труб, также следует еще и качественно, герметично сварить трубы в одну длинную непрерывную нить. Порой суммарная протяженность сварочных швов может быть в полтора раза больше длины самого наружного трубопровода.

Классификация нефтепроводов

Нефтепровод — это трубопровод, с помощью которого перекачивается не только нефть, но также и нефтепродукты, такие как керосин, мазут или бензин.

В зависимости от того, какое именно сырье будет транспортироваться, трубопровод классифицируется так: бензиновый, мазутный, керосиновый и так далее. Поэтому очень важно в процессе проектирования этого сооружения знать, для чего именно оно будет предназначено.

Ведь в зависимости от назначения трубопровода в большей степени будут зависеть требования к нему, в частности — изоляция.

Трубопроводы для транспортировки нефти по назначению подразделяются на:• Магистральные;• Технологические;

• Промысловые.

Магистральный трубопровод и трубопроводная арматура используются для транспортировки нефтепродуктов из производственных районов, из мест хранения или добычи до конечного потребителя.

Такой нефтепровод отличается высокой пропускной способностью, а его стандартный диаметр может варьироваться в диапазоне от 220 до 1400 мм.

Избыточное давление в таком сооружении может находиться в пределах от 1,2 до 10 МПа.

Магистральный нефтепровод является главным участком транспортировки нефтепродуктов. В ряде случаев могут быть использованы трубопроводы гидравлического типа.

Стальной магистральный трубопровод и запорная арматура к нему — это довольно сложное сооружение, но в тоже время это наиболее дешевый и самый простой метод доставки нефтепродуктов до конечной точки.

Благодаря магистральному трубопроводу легко транспортировать сырье из мест добычи в места переработки.

Технологический трубопровод и трубопроводная арматура используются с целью перемещения нефтепродуктов в пределе одного или нескольких предприятий. Также такое сооружение может использоваться и для транспортировки различных химических веществ, необходимых для обеспечения технологического процесса того или иного производства.

Промысловый трубопровод и трубопроводная арматура соединяют скважину с объектом или установкой, используемой для подготовки нефтепродуктов.

В процессе строительства такого нефтепровода прокладка труб происходит параллельно или же одиночно вместе с магистральным нефтепроводом, который уже работает.

Иногда монтаж нефтепровода и газопровода может осуществляться в едином техническом коридоре.

Устройство трубопроводов

Любой магистральный нефтепровод состоит из:• Линейного сооружения;• Наливной и перекачивающей насосной станции;

• Резервуарного парка.

Линейное сооружение снабжено устройствами защиты специального назначения, которые защищают трубы от воздействия коррозии. Кроме этого, эти сооружения снабжаются противопожарным оборудованием и электричеством, которое необходимо для работы насосных агрегатов.

Как устанавливается магистральный трубопровод

Наружный трубопровод этого типа монтируется на глубину 0,8 метра. В местах вечной мерзлоты трубы располагают на поверхности грунта с помощью специальных опор. В ряде случае трубопровод и запорная арматура могут быть подняты при помощи искусственных насыпей, а вот на болотистой местности их монтируют с использованием свай.

Если необходимо провести магистральный трубопровод в местах расположения крупных рек, то сначала создается фундамент, который зарывается ниже дна, на него ставятся опоры, а на них уже устанавливается сам трубопровод.

Прохождение трубопровода через железные и автомобильные дороги сопровождается надеванием на него специальных защитных патронов. Таким образом, трубы и запорная арматура оказываются защищенными от возможных повреждений.

Добыча нефти

Эксплуатировать трубопровод необходимо с особой осторожностью, поэтому возникает потребность в слежении за состоянием всей трубопроводной нити. В связи с этим одновременно с прокладкой трубопровода осуществляется монтаж линии связи и датчиков, которые позволяют следить за состоянием труб и прочих элементов системы.

Степени защиты

Из-за того, что нефтепровод защищен несколькими способами, он не подвергается опасности. Например, антикоррозионное покрытие дублируется станцией катодной защиты. На расстоянии 150 километров располагается обеспечивающая движение сырья насосная станция.

Мощный насос позволяет быстро транспортировать тонны нефти. Но помимо главного насоса в насосной станции установлен также резервный, и он может начать свою работу в любое время.

Все станции оснащены резервуаром с пропускной способностью не менее 0,3 от суточной нормы.

Подогрев сырья

Для подогрева сырья магистральный трубопровод оборудуется тепловой станцией. Также подогрев сырья необходим в случае, если оно слишком густое и его передвижение по трубам затруднено.

Для того чтобы разжижить нефть используются огневые печи и паровые подогреватели.

Интересен тот факт, что лишь строительство нефтепровода является экономически выгодным для собственника, так как перевозка нефтепродуктов в цистернах будет стоить огромных денег.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector