Трубопроводный транспорт нефти и газа. История развития

В российской системе магистральных нефтепроводов сложилась неординарная ситуация. С одной стороны, действующая система магистральных трубопроводов загружена на 50 % проектной мощности, что обусловлено падением добычи нефти в традиционных районах. С другой стороны, дальнейшее развитие перспективных направлений будет во многом зависеть от освоения и разработки новых нефтяных месторождений, расположенных в неосвоенных регионах – на севере европейской части России (Республика Коми, Архангельская область), в Тюменской области и Восточной Сибири, а также от транзита нефтей стран СНГ (Казахстана, Азербайджана, Туркмении и др.) на экспорт по территории России.

Перспективы развития трубопроводного транспорта нефти в России связаны с осуществлением нескольких проектов:

• транзит нефти Тенгизского месторождения к Черному морю;
• экспорт нефтей из Тимано-Печорского региона, Западной Сибири и Урало-Поволжья в Финляндию по нефтепроводу Балтийской трубопроводной системы (БТС);
• расширение нефтепровода Тихорецк–Новороссийск;
• интеграция системы нефтепроводов «Дружба» и «Адрия»;
• проект транспортировки российской нефти в Китай.

К 1999 г. протяженность системы нефтепродуктопроводов России составляет около 20 тыс. км, из которых  около 15 тыс. км приходится на МНПП, а 5 тыс. км – отводы от них. Система также включает 10 наливных пунктов,  267 нефтебаз, более 100 ПС и резервуарные парки общей вместимостью 4,8 млн. м3. Объем транспортировки нефтепродуктов составляет  порядка 30 млн. т., в том числе на экспорт 8,3 млн. т.  при среднем коэффициенте загрузки 35% от проектной. На деятельность компании «Транснефтепродукт» оказывают влияние спад производства и потребления нефтепродуктов, снижение платежеспособного спроса, жесткая конкуренция на рынке транспортных услуг, увеличение степени распыленности грузопотоков и их несовпадение с направлениями перекачки по действующим нефтепродуктопроводам.

Протяженность газопроводов Единой Системы газоснабжения (ЕСГ) России, находящихся в ведении РАО «Газпром», к 1999 г. составляла 148,8 тыс. км. Перекачку газа осуществляют 247 компрессорных станций (КС) суммарной мощностью  41,7 млн. кВт.   Парк газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на 87,7% представлен газотурбинными установками. Более 60% газопроводов имеют диаметр 1220-1420 мм, и свыше 35% работают под давлением 7,5 МПа.

Одна из важных задач ОАО «Газпром» – реконструкция и модернизация объектов ЕСГ с целью повышения надежности и эффективности эксплуатации существующих газопроводов (замена отдельных участков труб, ввод новых распределительных газопроводов и перемычек, замена газоперекачивающих агрегатов (ГПА) менее энергоемкими).

Приоритетными задачами ОАО «Газпром» являются:

• газификация новых районов (Север Европейской части России и Юг Западной Сибири);
• проект «Ямал-Европа». Строительство системы магистральных газопроводов «Ямал-Европа» ведется поэтапно: расширяются лимитирующие участки Единой системы газоснабжения и прокладываются новые трубопроводы, связывающие действующие мощности на территории России, Белоруссии, Польши, Германии.
• газопровод “Голубой поток”, который пройдет из России в Турцию по дну Черного моря, откроет российскому газу прямой выход на турецкий рынок.
• Газпром совместно с финской компанией “Несте Ой” прорабатывает возможность подачи российского газа через Балтийское море на север Германии за счет строительства нового Северо-Европейского газопровода.
• подача газа из Западной Сибири в восточные районы Китая.

.

Трубопроводный транспорт нефти и газа

 

Состав сооружений магистральных нефтепроводов

 

Классификация нефтепроводов

 

По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:

• внутренние – предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;
• местные – соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;
• магистральные – предназначенные для транспортирования больших  грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких перекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5…7,5 МПа.

 

 

Согласно  нормам  технологического  проектирования  ВНТП 2-86  к магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.) [4].

 

В  соответствии  со строительными нормами  и правилами      СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса [16]:

1-й класс – Dу от 1000 до 1200 мм включительно;

2-й класс – Dу от 500 до 1000 мм;

3-й класс – Dу от 300 до 500 мм;

4-й класс – Dу менее 300 мм.

Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

 

В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений   (рис. 1.1)

• подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головными сооружениями трубопроводов;
• головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится прием нефти, ее учет и перекачка на следующую станцию;
• промежуточные перекачивающие станции (ПС), предназначенные для создания необходимого рабочего давления и дальнейшей перекачки;
• конечный пункт (КП), на котором осуществляется сдача нефти из нефтепровода, ее учет и распределение потребителям;
• линейные сооружения.

 

 

 

 

 

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

• трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном  (в насыпи) либо в надземном (на опорах) вариантах. Для магистральных нефтепроводов обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм. Толщина стенки рассчитывается исходя из максимального давления, развиваемого перекачивающей станцией;
• линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15…20 км.
• переходы через естественные и искусственные препятствия:

подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более);

переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах);

надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;

• устройства приема и пуска скребка, предназначенные для очистки трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема средств внутритрубной диагностики. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с перекачивающими станциями. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, и на отводах протяженностью более 5 км. Технологические схемы устройств приема и пуска скребка должны обеспечивать различные варианты технологических операций в зависимости от расположения на нефтепроводе: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием, а также обеспечивать возможность осуществления перекачки без остановки ПС в процессе очистки или диагностики нефтепровода;
• станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты трубопровода;
• линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основном диспетчерское назначение и является ответственным сооружением. Нарушение связи приводит, как правило, к остановке перекачки. Линия электропередачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной защиты (СКЗ);
• вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.

 

Перекачивающие станции представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Они подразделяются на головную и промежуточные.

• Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода  обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами.
• Промежуточные перекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличии от ГПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета.

 

Расстановка перекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет:

• для первой очереди 100…200 км;
• для второй очереди   50…100 км.

 

 

Магистральные нефтепроводы большой протяженности разбиваются на эксплуатационные участки длиной 400…600 км (рис. 1.2). На границах эксплуатационных участков располагаются перекачивающие станции, состав которых аналогичен ГПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3…0,5 суточной производительности QСУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 QСУТ в случае обеспечения приемо-сдаточных операций.

 

 

Через цепь последовательно расположенных перекачивающих станций нефть поступает на конечный пункт. На КП производится прием нефти, её учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. Резервуарный парк КП должен иметь такую же вместимость, что и резервуарный парк ГПС.

 

Классификация трубопроводов. Диаметр магистральных трубопроводов. Условное давление

 

 По своему назначению трубопроводы делятся на

• местные,
• региональные и
• магистральные.

 

Внутренние трубопроводы – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих трубопроводах и газохранилищах.

 

Местные или региональные трубопроводы – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность до нескольких десятки километров. Обычно соединяют нефтепромыслы с головной станцией, с магистрального нефтепроводом или с пунктами налива нефти (нефтебазами) на железнодорожный или водный транспорт.

 

Магистральные трубопроводы – более 50 км и диаметром 200 мм. Характеризуются большой протяженностью в сотни и тысячи километров, диаметром до 1400 мм и выше, на которых перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе.

 

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефти.

 

Магистральным продуктопроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефтепродуктов.

 

 В зависимости от вида  перекачиваемого нефтепродукта  трубопровод называют также бензопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и так далее.

 

 Режим работы магистральных  трубопроводов – непрерывный, кратковременные  остановки носят аварийный характер  или связан с ремонтом трубопровода  или заменой деталей. Согласно  СНИП 2.05.06-85, магистральные нефтепроводы и продуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра трубы:

• 1 – диаметр 1000 – 1200 мм
• 2 – диаметр 500 – 100 мм
• 3 – диаметр 300 – 500 мм
• 4 – диаметр менее 300 мм

 

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

 

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельно населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы в соответствии со СНИП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

• 1 класс - Рраб = (2,5…10) МПа, (25…100 кг/см2)
• 2 класс - Рраб = (1,2…2,5) МПа, (12…25 кг/см2)

 

 Пропускная способность действующих  однониточных магистральных газопроводов  зависит от диаметра трубопровода и составляет 10 – 50 млрд. м2 газа в год.

Состав сооружений, магистральных нефтепроводов и газопроводов

 

 

 

 

 

Состав сооружений нефтепровода

 

 В состав магистральных нефтепроводов  и продуктопроводов входят линейные  сооружения и насосные перекачивающие станции с комплексом зданий и сооружений, жилыми поселками.

 

 В линейную часть нефтепровода  входят:

• полоса отвода земли; трубопровод с запорными отсекающими задвижками;
• лупинги (параллельные участки трубопровода);
• дюкеры (водные переходы трубопровода);
• переходы под железными и автомобильными дорогами;
• системы противокоррозионной защиты с катодными и дренажными станциями;
• линии связи, управления, и КИПиА;
• автомобильные дороги;
• усадьбы путевых обходчиков;
• головная и промежуточные насосные станции;
• другие сооружения.