книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfТипы товарной нефти
Наименование |
Нормативная величина показателя для нефти типа |
||||
показателя |
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
1. Плотность, кг/м3: |
|
|
|
|
|
при 20 °С |
830 |
свыше |
свыше |
свыше |
более |
|
и менее |
830,0 |
850,0 |
870,0 |
895,0 |
|
|
до 850,0 |
до 870,0 |
до 895,0 |
|
при 15 °С |
845 |
свыше |
свыше |
свыше |
более |
|
и менее |
834,5 |
854,4 |
874,4 |
899,3 |
|
|
до 854,4 |
до 874,4 |
до 899,3 |
|
2. Выход фракций, % |
|
|
|
(не менее): |
30 |
27 |
21 |
при 200 °С |
|||
при 300 °С |
52 |
47 |
42 |
при 350 °С |
62 |
57 |
53 |
3. Массовая доля |
6 |
6 |
6 |
парафина, % (не более) |
Примечания:
——
——
1.Определение плотности при 20 °С было обязательно до 01.01.2004 г., определение плотности при 15 °С обязательно с 01.01.2004 г.
2.Выход фракций и содержание парафина определяются только для нефтей, поставляемых на экспорт.
Группа товарной нефти устанавливается в зависимости от степени ее подготовки (табл. 3.2). Чем больше значение номера группы, тем выше допустимое массовое содержание воды и хло ристых солей. В то же время независимо от группы содержание механических примесей не должно превышать 0,05 %, а давле ние насыщенных паров при 38 °С —66 700 Па (500 мм рт. ст.).
Группа нефти устанавливается по наихудшему из показате лей, приведенных в таблице 3.2.
Вид товарной нефти зависит от содержания в ней углеводоро дов и легких меркаптанов (табл. 3.3).
Группы товарной нефти
|
Нормативная |
|||
Наименование показателя |
величина показателя |
|||
для нефти группы |
||||
|
||||
|
1 |
2 |
3 |
|
1. Массовая доля воды, % (не более) |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
|
2. Концентрация хлористых солей, мг/л (не более) |
100 |
300 |
900 |
|
3. Массовая доля механических примесей, % (не более) |
0,05 |
|
||
4. Давление насыщенных паров, Па (не более) |
|
66700 |
|
|
|
|
Таблица 3.3 |
||
Виды товарной нефти |
|
|
|
|
|
Нормативная eejшчииа |
|||
Наименование показателя |
показателя для не< ггн вида |
|||
|
1 |
2 |
3 |
|
1. Массовая доля сероводорода, г/т (не более) |
20 |
50 |
100 |
|
2. Массовая доля метил- и этилмеркаптана, г/т |
40 |
6 0 |
100 |
|
(не более) |
||||
|
|
|
||
Нефть принимают партиями, под которыми понимают любое ее количество, сопровождаемое одним документом о качестве (паспорт качества). Для проверки соответствия нефти требова ниям стандарта проводят приемосдаточные и периодические испытания. Приемосдаточные испытания проводят для каж дой партии нефти по плотности и массовым долям серы, воды
ихлористых солей. При периодических испытаниях определя ют давление насыщенных паров, массовую долю механических примесей, наличие сероводорода, содержание хлорорганических соединений (а для экспортной нефти также выход фракций
имассовую долю парафина). Результаты периодических испыта ний заносят в паспорт качества испытуемой партии нефти и в пас порта всех партий до очередных периодических испытаний. Эти испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей
исдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней.
Нефть, принимаемая к транспортировке по системе магист ральных нефтепроводов России, должна удовлетворять требова ниям ГОСТ Р 51858—2002. На основе оговоренных в нем показа телей действует банк качества нефтей.
3.2. Классификация нефтепроводов
По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:
•внутренние (технологические) —предназначенные для соеди нения различных объектов и установок на промыслах, неф тескладах и нефтеперекачивающих станциях;
местные—соединяющие промыслы с головными сооружения ми магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нес кольких десятков километров;
магистральные —предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются нали чием нескольких нефтеперекачивающих станций и относи тельной непрерывностью работы. Рабочее давление в магист ральных нефтепроводах обычно достигает 5...7,5 МПа.
Согласно нормам технологического проектирования, к ма гистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протя женностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм вклю чительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перева лочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.).
В соответствии со строительными нормами и правила ми, магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре
класса: |
—Dy свыше 1000 до 1200 мм включительно; |
||
1- й класс |
|||
2- |
й класс |
—Dy свыше 500 |
до 1000 мм включительно; |
3- |
й класс |
—Dy свыше 300 |
до 500 мм включительно; |
4- |
й класс |
—Dy менее 300 мм. |
|
3.3. Основные объекты и сооружения
магистрального нефтепровода
В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 3.1):
подводящие трубопроводы;
головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС);
промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
конечный пункт (КП);
линейные сооружения.
Рис. 3.1. Схема сооружений магистрального нефтепровода:
1- промыслы; 2 - нефтесборный пункт; 3 - подводящие трубопроводы; 4 - го ловная нефтеперекачивающая станция; 5 —линейная задвижка; 6 — подвод ный переход; 7 - переход под железной дорогой; 8 —промежуточная нефтепе рекачивающая станция; 9 —надземный переход через овраг (ручей); 10—ко нечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 —пункт налива нефти в железно дорожные цистерны; 12 —перевалка на водный транспорт; 13 —пункт сдачи
нефти на нефтеперерабатывающем заводе
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (про мысловый нефтесборный пункт) с головной нефтеперекачи вающей станцией.
Головная нефтеперекачивающая станция магистрального неф тепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГНПС располагает резервуарным парком, вмещающим объем перекачки за 2...3 суток, подпор ной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохрани
тельными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции предназнача ются для поддержания необходимого давления в магистраль ном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличие от ГНПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, под порная насосная и узел учета.
Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе вы полняется 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.
На магистральных нефтепроводах большой протяженнос ти должна предусматриваться организация эксплуатационных участков длиной 400...600 км каждый (рис. 3.2). На границах экс плуатационных участков располагаются нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен ГНПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3...0,5 суточной производи тельности нефтепровода Qcyr)- Эта емкость должна быть увели чена до 1,0... 1,5 QcyTв случае проведения на таких нефтеперека чивающих станциях приемо-сдаточных операций.
гнпс |
нпс |
нпс |
нпс |
нпс |
нпс |
нпс |
кп |
|||
l û |
« |
» |
«> |
<ь |
я |
^ |
« |
» |
$» |
< |
|
|
- О |
|
|
|
|
||||
|
1-й эксплуатационный |
|
|
|
последний |
|
||||
|
|
участок |
|
|
эксплуатационный участок |
|||||
Рис. 3. 2. Схема эксплуатационных участков магистрального нефтепровода
55
В завершении пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь производится ее прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. Резервуарный парк КП должен иметь такую же вместимость, что и резервуарный парк ГНПС.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода от носятся:
трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подзем ном (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 нефтеперекачивающей станцией;
линейная запорная арматура, предназначенная для перекры тия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависи мости от рельефа местности интервал между линейными за движками 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, прокладывае мые в защитных кожухах (футлярах);
надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;
узлы пуска и приема средств очистки и диагностики (СОД),
предназначенные для очистки внутренней поверхности тру бопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов. Они раз мещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как пра вило, совмещаются с нефтеперекачивающими станциями. Устройства пуска и приема СОД должны предусматривать ся также на лупингах и отводах протяженностью более 3 км
ирезервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности. Технологические схемы устройств пуска
иприема СОД 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 осущест вления перекачки без остановки НПС в процессе очистки или диагностики нефтепровода;
станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защи ты трубопровода;
линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основ ном диспетчерское назначение и является ответственным соо ружением. Нарушение связи приводит, как правило, к останов ке перекачки. Линия электропередачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной за щиты (СКЗ);
вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.
3.4. Системы перекачки
Взависимости от оснащенности нефтеперекачивающих стан ций возможны четыре системы перекачки: постанционная, че рез резервуар насосной станции, перекачка с подключенным ре зервуаром и перекачка из насоса в насос (рис. 3.3).
При постанционной перекачке (рис. 3.3а) нефть поочередно принимают в один из резервуаров нефтеперекачивающей стан ции, а откачивают из другого. Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в ре зервуарах. Основной недостаток системы —большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от «больших дыханий»), а также значительная металлоемкость.
При перекачке через резервуар НПС (рис. 3.36) нефть от пре дыдущей станции поступает в резервуар, который служит бу ферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Вслед ствие перемешивания нефти в резервуаре потери от испарения также значительны.
При перекачке с подключенным резервуаром (рис. З.Зв) нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. Уровень в резервуаре изменя
ется незначительно в зависимости от величины разности рас ходов, которые обеспечивают данная и предыдущая НПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным. Потери от испарения определяются суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»).
Система перекачки из насоса в насос (рис. З.Зг) осуществляется при отключении резервуаров промежуточных НПС. Их исполь зуют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключенных резервуарах исключаются поте ри от испарения и полностью используется подпор, передавае мый от предыдущей НПС.
Первые три из вышеперечисленных систем перекачки —след ствие применения поршневых насосов для транспорта нефти, поскольку при подключении резервуаров существенно умень шается воздействие от гидравлического удара на трубопровод. При использовании центробежных насосов наиболее предпоч тительна система перекачки из насоса в насос, так как она поз воляет достичь полной синхронизации работы НПС.
Рис. 3.3. Системы перекачки:
а - постанционная; б —через резервуары НПС; в —с подключенными резервуа рами; г —из насоса в насос; 1—резервуар; 2 —насосная станция
Таким образом, система перекачки из насоса в насос являет ся основной и наиболее широко используемой на промежуточ ных НПС, расположенных внутри эксплуатационных участков. Перекачка с подключенным резервуаром применяется на неф теперекачивающих станциях, расположенных на границах со-
58
седних эксплуатационных участков. Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода всегда работает по систе ме постанционной перекачки (рис. 3.4).
Рис. 3.4. Схема прохождения нефти по эксплуатационному участку современного нефтепровода:
ГНПС-1 - головная нефтеперекачивающая станция; НПС-2, НПС-3 - про межуточные нефтеперекачивающие станции; НПС-4 —нефтеперекачивающая станция, которая располагается на границе эксплуатационных участков
3.5. Основное оборудование нефтеперекачивающих станций
Оборудование нефтеперекачивающих станций условно разде ляется на основное и вспомогательное. К основному оборудова нию относятся насосы и их привод, а к вспомогательному —обо рудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы энергоснабжения, смазки, отопления, вентиляции и т. д.
Насосы магистральных нефтепроводов должны отвечать сле дующим требованиям:
•большие подачи при сравнительно высоких напорах; долговременность и надежность непрерывной работы; простота конструкции и технологического обслуживания; компактность; экономичность.
Такими качествами обладают центробежные насосы. Другие типы насосов для перекачки нефти по магистральным трубо проводам в настоящее время не применяются.
Для нормальных условий эксплуатации магистральных цен тробежных насосов абсолютное давление нефтеперекачивающей жидкости на входе должно превышать давление насыщенных паров. При нарушении этого условия начинается кавитация — явление образования в жидкости пузырьков пара или газа, что приводит к резкому ухудшению параметров работы насоса или даже полному срыву его работы. Кроме того, попадая впослед ствии в зону более высоких давлений, пузырьки охлопывают ся, что приводит к интенсивной эрозии лопаток рабочего коле са. Поэтому для надежной и безотказной работы магистральных центробежных насосов требуется обеспечение необходимого подпора, который обычно создается вспомогательными подпор ными насосами (на ГНПС), либо за счет напора, передаваемого от предыдущих НПС. Подпорные насосы должны иметь хоро шую всасывающую способность, которая достигается благодаря сравнительно низкой частоте вращения вала и применению спе циальных предвключенных колес. Устанавливают подпорные насосы как можно ближе к резервуарному парку. Чтобы обеспе чить заполнение насосов нефтью и уменьшить потери напора во всасывающей линии, подпорные насосы часто заглубляют.
Для перекачки нефти по магистральным нефтепроводам раз работан ряд нефтяных центробежных насосов серии НМ (неф тяной магистральный), отвечающих следующим требованиям:
температура перекачки от —5 до 80 °С (268...353 К); вязкость нефтеперекачиваемой жидкости до 3-10-4 м2/с; содержание механических примесей до 0,06 %.
Диапазон номинальной подачи магистральных насосов се рии НМ составляет 125... 10 000 м3/ч (табл. 3.4). Насосы с пода чей до 1250 м3/ч являются секционными (многоступенчатыми) с рабочими колесами одностороннего входа. Насосы с подачей 1250 м3/ч включительно и выше —одноступенчатые спирального типа с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу. На сосы секционного типа имеют низкое значение допустимого ка витационного запаса, что иногда позволяет исключить примене ние подпорных насосов (когда достаточный подпор создается за счет уровня заполнения резервуаров, из которых ведется откачка).
60