Современное состояние трубопроводной инфраструктуры

 

Местный трубопровод. Как правило такая разновидность трубопроводного транспорта используется на коротких расстояниях конкретными пользователями на определенной территории. Хорошим примером такого трубопровода могут послужить канализации, городское газо-, и тепло-, снабжение, производственный трубопровод. Особенностью такого трубопровода является гибкость регулирования контроля передачи транспортируемого продукта потребителю. [1]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ТРУБОПРОВОДНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА

 

2.1 Насосные  станции

Насосная станция - комплексная система для перекачки жидкостных продуктов из одного места в другое, включающая в себя разнообразное оборудование, в том числе насосы и насосные агрегаты. Используются в качестве трубопроводной инфраструктуры. Насосные станции для перекачки нефти внутри месторождения применяют только в том случае, если давление на устьях скважин небольшое или энергия скважинных насосов недостаточна для транспортировки нефти до определенных технологических установок. Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопроводов головной части магистрали, т.е. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода. Промежуточные станции, предназначенные для  дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода. Перекачивающие станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудованы центробежными насосами с электроприводом. С экономической точки зрения, промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции – на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

Расчет количества нефтеперекачивающих  станций должен выполняться для  каждого технологического участка  нефтепровода. Исходными данными  для расчет являются:

- координаты начального, конечного  пунктов технологического участка,  ответвлений к промежуточным  пунктам приема и сдачи нефти;

- сжатый профиль и план трассы  нефтепровода;

- проектная пропускная способность  технологического участка по  этапам развития;

- расчетная вязкость и плотность  нефти по участкам нефтепровода;

- технические характеристики основного  технологического оборудования (трубы,  насосы, запорная и регулирующая  арматура).

Все нефтеперекачивающие станции  с одинаковой проектной пропускной способностью должны оснащаться однотипными  магистральными насосными агрегатами.

Кроме технологических сооружений на площадках размещают производственно- вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электроснабжения, также административно-хозяйственные  постройки.  

Принцип действия насосной станции  следующий. Продукция, подлежащая  перекачке, принимается в резервуары, откуда через теплообменники или минуя их, направляется на прием насосов, а затем в магистральный трубопровод. Работа насосных станций полностью автоматизирована и телемеханизирована. Технологическую схему головной насосной станции со всеми условными обозначениями и экспликацией технологического оборудования смотрите в приложении 1. [4], [5]

 

2.2 Насосная  установка

Насосной установкой называют насосный агрегат, комплектующее оборудование которого смонтировано по определенной схеме, обеспечивающей работу насоса. Насосные установки используют на насосных станциях магистральных трубопроводов для механизированной добычи жидкостных продуктов через скважины с помощью насоса. На примере электроцентробежной насосной установки (рис. 2) рассмотрим принцип её действия.

Рисунок 2 -  

схема оборудования насосной установки с центробежным насосом: 
1 - насос; 2 - двигатель; 3 - передача; 4 - всасывающий трубопровод; 5 - приемный резервуар; 6 - напорный трубопровод; 7- напорный резервуар; 
8 - задвижка; 9 - обратный клапан.

 

В основном, насосные установки применяющиеся  на магистральных трубопроводах, включают центробежный насос, электродвигатель, протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды, кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Длина электроцентробежной насосной установки в среднем 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа.  При работе электроцентробежной насосной установки продукция подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам. 

Общими недостатками насосной установки  являются невозможность полного опорожнения напорного бака, сложность в очистке напорного бака от осадка, образующегося в результате выпадения из выкачиваемых продуктов нерастворимых частиц и образовании нерастворимых форм солей, возможность образования на поверхности мембраны напорного бака конденсата и как следствие образовании коррозионноактивной среды. [4], [5]

 

2.3 Классификация  труб

Итак, уже установлено, что трубопровод  – сложная транспортная система, которая может проходить как над землей, так и под землей и даже под водой, включающая ряд насосных станций, перекачивающих необходимые продукты, хранилища для них продуктов и целый ряд вспомогательных сооружений. Длина некоторых трубопроводов превышает десятки тысячи км, что естественно предъявляет определенные требования к трубам, входящим в состав сооружения. Особенно если учесть, что давление внутри труб достигает 50-60 кг на кв.см. Поэтому для строительства трубопроводов используют трубы повышенной прочности, изготовленные из углеродистой или низколегированной стали. В большинстве случаев применяют сварные стальные трубы.

Для труб существует множество классификаций  и подклассификаций. Однако, лучше не заморачиваться, и рассмотреть самые основные классификации труб (табл.1, табл. 2,), используемых для прокладки трубопроводов:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Классы трубопроводных труб
1 класс	Изготавливаются из углеродистых сталей. Используются при отсутствии специальных требований. Например, при сооружении строительных лесов, ограждений, опор, при прокладке кабеля, или для ирригационных систем
2 класс	Изготавливаются из углеродных сталей. Применяются в магистральных  трубопроводах высокого и низкого  давления для подачи нефти, газа, нефтехимических  продуктов и т.д.
3 класс	Используются в системах, работающих под давлением, а также в условиях высоких температур, ядерной технике, нефтяном крекинге, в печах, котлах и т.д.
4 класс	Предназначены для разведки и эксплуатации нефтяных месторождений.
5 класс	Используются в производстве транспортного  оборудования (автостроении, вагоностроении и т.д.)
6 класс	Применяются в машиностроении для  изготовления цилиндров, поршней насосов  и др. деталей машин, резервуаров, работающих под давлением.

Таблица 1- классификация видов труб по классам

 

Таблица 2 – классификация трубопроводных труб по способу производства

Также, классификация системы труб, предназначенных для прокладки трубопроводов производится по системе ГОСТов либо международных стандартов, в случае если трубопровод пролегает по территориям стран, которые не затрагивает система ГОСТов. [6], [2], [7], [8]

2.4 Особенности обслуживания трубопроводов

Как и любая другая функционирующая  транспортная система, трубопроводный транспорт нуждается  в специальном  техническом обслуживании и поддержке, ремонте возникающих в процессе эксплуатации неисправностей, а также  постоянном контроле над осуществлением максимально безошибочной работы системы. Для этого существует определенный регламент, отвечающий за техническое обслуживание и ремонт трубопроводов и устройств трубопровода. В период эксплуатации обслуживающий персонал осуществляет контроль над состоянием наружной поверхности участков трубопроводов, их деталей, сварных швов, трубопроводной арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции и т.д. также в их обязанности входит производить постоянную диагностику для определения технического состояния трубопровода. На основании результатов проведенной диагностики разрабатываются планы и мероприятия по устранению выявленных дефектов и определяется срок повторной диагностики.

Одним из важнейших аспектов в системе  обслуживания трубопроводов является их очистка от накапливающихся загрязнений  и отложений.  Прочистка труб и трубопроводов производится как профилактическое или аварийное мероприятие, а также как подготовка к санации или теледиагностике трубопроводов. Представляем Вам краткий обзор существующих методов очистки трубопроводов. Все многообразие существующих технологии очистки можно разбить на пять основных принципиально отличающихся друг от друга групп: 

1) Механическая очистка. Очистка механическим рабочим органом (скребком, шарошкой, фрезой, насадкой, щеткой ит.п), размещаемом на гибком валу или протаскиваемом лебедкой тросе. 
   2) Гидродинамическая очистка. Очистка струей воды высокого давления. Современные машины способны развивать давление до 3500 бар (кг/см2). 
   3) Гидробародинамическая очистка. Технология, использующая воздействие нескольких физических факторов. 
   4) Импульсная очистка (электрогидроимпульсная, пневмоимпульсная, взрывная). Очистка за счет создания локального импульса электроразрядом, пневмоклапаном или зарядом тротила. 
   5) Химическая очистка. Очистка химическими реактивами. [6],[7], [8]

 

 

 

 

3 ТРУБОПРОВОДНАЯ  ИНФРАСТРУКТУРА КАЗАХСТАНА

 

Республика Казахстан имеет достаточно весомый на мировом рынке запас нефти и газа. Это делает её стратегически важным членом в международных взаимоотношениях, касающихся транспортировки нефти и газа. Важным аспектом в данном случае является способность трубопроводной системы транспорта Республики Казахстан удовлетворять требованиям мирового рынка в спросе на казахстанские нефть и газ. Нефтегазодобывающая отрасль по праву считается крупнейшей в Казахстане. Объем добычи нефти предприятиями республики в 2011 году достиг 80,06 млн. тонн, а ее экспорт составил 69,61 млн. тонн, что в денежном эквиваленте превысило 55 млрд. долларов. Переработка нефти на отечественных НПЗ составляет 13,7 млн. тонн. В настоящее время ведутся работы по наладке оборудования для ее глубокой переработки.

Добыча газа также увеличилась  и достигла отметки в 39 532,4 млн. кубометров.

Флагманами отрасли являются крупнейшие производители нефти и газа –  компании «Тенгизшевройл», «Разведка Добыча «КазМунайГаз», «Карачаганак Петролеум Оперейтинг», «СНПС-Актобемунайгаз», «Мангыстаумунайгаз». В связи с прогнозом увеличения добычи нефти в ближайшей перспективе большое значение придается расширению и диверсификации транспортной инфраструктуры нефтегазового комплекса (рис. 3):

 

Рисунок 3 – трубопроводная инфраструктура РК

 

 

За  годы независимости было построено  порядка 6 000 км трубопроводов, это:

• нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК);
• нефтепровод Кенкияк – Атырау;
• нефтепровод Атасу – Алашанькоу;
• нефтепровод Кенкияк – Кумколь.

На текущий момент основными  действующими экспортными направлениями казахстанской нефти являются трубопровод Атырау – Самара, трубопровод КТК, трубопровод Атасу – Алашанькоу, морской порт Актау.

Министерство  нефти и газа РК совместно с  АО «НК «КазМунайГаз» проводит большую работу по развитию системы магистральных нефтепроводов, направленную на повышение конкурентоспособности, надежности существующих и строительство новых мощностей по транспортировке и перевалке нефти, а также по созданию необходимой договорной базы для обеспечения транзита нефти по территориям других государств.

На  данный момент, согласно исследованиям  агентства РК по статистике, ситуация с динамикой протяженности магистральных  трубопроводов при транспортировке  продуктов за период 2003-2010 обстоит  следующим образом (рис. 4):

Рисунок 4 – динамика протяженности магистральных проводов (данные представлены в км)

За  этот же период (2003-2010 гг.) динамика транспортировки  грузов магистральными трубопроводами в млн. ткм. Выглядит следующим образом (рис.5):

Рисунок 5 – транспортировка грузов магистральными проводами

Несмотря  на очевидные положительные показатели в динамике развития поставок магистральным  трубопроводным транспортом, в Казахстане остается ряд нерешенных проблем, связанных  с инфраструктурой и функционированием  трубопроводной системы. Важной особенностью Казахстана является обширность территорий, через которые трубопровод пролегает. На многих труднодоступных участках осуществление контроля над правильным функционированием это достаточно трудоемкий процесс, требующий отдельного внимания и, что немаловажно, дополнительных затрат. Решением в такой ситуации может послужить только дальнейшее развитие инфраструктуры и применение новых методов при диагностике  и контроле. В этом немаловажную роль играют партнеры Республики, которые  на территории Казахстана осуществляют процесс добычи полезных ископаемых из недр нашей Родины и дальнейшую транспортировку их за рубеж. Например сейчас, иранские эксперты давно имеющие интерес к странам Центральной Азии, оценивают возможность совместного строительства трубопровода через Каспийское море. В сфере энергетики интересы у Ирана сохраняются и состоят в закреплении и расширении участия в добыче и транспортировке энергоресурсов, что включает в себя усиление позиций на Каспии. Касательно транспортировки нефти у Ирана в отношении Каспийского региона можно выделить два основных интереса: первый – активное участие в транспортировке каспийской нефти, в том числе увеличение ее транзита через иранскую территорию, второй интерес – обеспечение поставок сырья на модернизируемые и новые НПЗ на севере страны. Кроме того, возникают идеи о возможности транспортировки иранской нефти через Центральную Азию в Китай.[3] 
  Другие каспийские страны также определили свои интересы. Все главные маршруты трубопроводов Казахстана смотрите в приложении 2.