какая система перекачки нефти является самой экономичной

Перекачка нефти по трубопроводам

Транспортировка нефти по нефтепроводу – самый недорогой способ передачи сырья конечному потребителю, в сравнении с водным, железнодорожным или автомобильным транспортом. В нефтегазовой отрасли предусматривается несколько типов трубопроводов:

Трубопроводы, предназначенные для транспортировки на значительные расстояния называют магистральными, они могут иметь несколько линий, в том числе резервных. Преимущества магистралей:

Ограничениями для прокладки являются зависимость от регулярности поставок, сложный рельеф в некоторых зонах, возможность нанесения вреда экосистемам.

Объекты магистрального нефтепровода

Только что добытое сырье нельзя закачать в систему, так как оно содержит крупные фракции пород, газы, воду и другие примеси. Предварительно нефть доставляют к установкам подготовки к транспорту, где производится многоступенчатая очистка.

НПС на трассе магистрального нефтепровода

Продукт, готовый к транспортировке, называют “сырой нефтью”. Сначала она подается на головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС), где с помощью насосных установок получает кинетическую энергию, которая преобразуется в напор. Для поддержания нужных показателей давления на всей протяженности устанавливают промежуточные НПС.

Основные объекты магистрального нефтепровода:

Перед закачкой в магистраль нефть пребывает в статичном состоянии в резервуаре. На ГНПС совершается несколько операций:

Основные схемы перекачки по магистральному нефтепроводу: а – постанционная перекачка, б – транзитная (1 – резервуар, 2 – насос, 3 – закрытая задвижка).

Промежуточные перекачивающие станции в зависимости от оснащения, выполняют свои функции двумя способами:

Технологический участок состоит из 3-5 перегонов с насосными НПС, гидравлически связанными друг с другом. Затем организовывают резервуарный парк, который может некоторое время перекачивать нефть из запасов. На всем протяжении каждого отдельного участка действуют системы регуляции, работающие для предотвращения резких скачков давления.

Режимы работы нефтепровода

Режим, в котором функционирует магистраль, определяется моментом времени, энергозатратами, объемом поставок и свойствами нефтепродуктов. Возникает необходимость в непрерывном регулировании с учетом совокупности факторов:

Для поддержания баланса введено строгое определение понятий и терминов, приведенных в ГОСТ Р 57512-2017. Для управления режимами применяют следующие инструменты регуляции:

Режим изменяется оперативно согласно регламенту, созданному с учетом разрешенных давлений, химического состава нефти, особенностей окружающей среды. Управление следует рассматривать как совокупность режимов для отдельных участков с завершенным циклом.

Защита трубопровода от внутренних отложений

Содержание линейной части нефтепроводов включает диагностические и технологические операции. Очистка магистралей от парафинов – трудозатратный процесс, который требует остановки всего участка.

Так как отложения ухудшают гидродинамические свойства трубы и увеличивают энергозатраты при перегонах, предусматривается ряд мероприятий:

Методы очистки углеводородов от парафинов и солей:

Защита от АСПО и кальцийсодержащих солей приобретает все более точечный характер. Так химические составы и конструкции скребков модифицируют под определенные сорта нефти, кроме этого на месторождениях внедряются физические методы: штанговые насосы, радиочастотные установки.

Источник

Способы перекачки нефти и газа по трубопроводам

Системы перекачки нефти

В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие системы перекачки (рис 5.1):

– через резервуар станции;

– с подключенными резервуарами;

Рисунок 5. 1 – Системы перекачки: а) постанционная; б) через резервуары; в) с подключенными резервуарами; г) из насоса в насос; I – предыдущая НПС; II – последующая НПС; 1 – резервуар; 2 – насосная станция

При постанционной системе перекачки нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения.

Система перекачки «через резервуар станции» исключает учет нефти по перегонам. Зато потери нефти от испарения меньше, чем при постанционной системе перекачки. Но все равно из-за усиленного перемешивания нефти в резервуаре ее потери от испарения очень велики.

Более совершенна система перекачки «с подключенными резервуарами». Резервуары здесь, как и в предыдущих системах, обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами. Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки «из насоса в насос». В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками.

В настоящее время система перекачки «через резервуар станции» не применяется. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию. На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:

-для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

-для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

-на границах эксплуатационных участков;

– в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

В зависимости от плотности, вязкости, сжимаемости и температуры газа выделяют следующие схемы перекачки газа:

– закачка газа в ПХГ с дальнейшим отбором.

Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов

При сжижении природного газа его объем при атмосферном давлении уменьшается более чем в 600 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений.

Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162 °С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85 °С. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется следующим образом. Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.

Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция (ГНС). В ее состав входят приемные емкости, подпорная и основная насосные, а также узел учета.

Емкости служат для приема СПГ с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические емкости высокого давления.

Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами, в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4 − 5 МПа и при температуре минус 100 − 120 °С. Чтобы предотвра­тить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения. Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100 − 400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, так как СПГ имеет меньшую вязкость.

Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в перекачиваемой жидкости: при его содержании более 2 % происходит срыв их работы, т. е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ, в трубопроводах поддерживают давление не менее чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т. п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище и установка регазификации сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления. На установке регазификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям.

По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3 − 4 раза меньше. Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои недостатки:

1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9 %. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали.

2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами.

3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии.

Кроме природного, в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов(СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей.

Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки. Название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, оставляющих большую его часть.

Контрольные вопросы

1. Основы перекачки нефти и газа по трубопроводам.

2. Назначение резервуарных парков.

3. Системы перекачки нефти.

4. Основные характеристики нефти.

5. Основные характеристики газа.

6. Пожароопасность и взрывоопасность нефти и нефтепродуктов.

Источник

Как осуществляется трубопроводный транспорт нефти?

Нефть, газ и нефтепродукты можно транспортировать различными способами: водным путем, железнодорожными и автомобильными цистернами и с помощью системы трубопроводов.

Трубопроводный транспорт нефти и газа является самым экономичным способом доставки этих природных энергоносителей до места их дальнейшей переработки.

Этот вид транспортировки нефти обладает рядом несомненных преимуществ перед прочими способами доставки, а именно:

Трубопроводы, назначение которых – доставка нефти, продуктов её переработки и природного газа на большие расстояния, называются магистральные.

Кроме того, трубопроводы по критерию перекачиваемого продукта подразделяют на нефтепроводы, газопроводы и нефтепродуктопроводы. Если конкретная магистраль предназначена для перекачки одного вида продукта (газового или нефтяного), то их так и называют – мазутопроводы, керосинопроводы, бензинопроводы и так далее.

Справедливости ради, стоит упомянуть и о недостатках такого вида транспорта, основными из которых являются: весьма значительные капитальные вложения на этапе строительства магистрали и сопутствующей инфраструктуры, а также некоторые ограничения на количество видов перекачиваемых энергоносителей.

Виды трубопроводов для перекачивания нефти, газа и продуктов нефтяной переработки

Магистральный трубопровод характеризуется следующими основными параметрами:

Современные магистрали, предназначенные для транспортировки энергоносителей, могут иметь длину в несколько десятков тысяч километров. Они входят в состав транспортных комплексов, оборудованных целым рядом перекачивающих насосных станций (головных и промежуточных), а также системой станций налива. В эти промышленные комплексы также включены все необходимые для нормальной работы производственные сооружения и вспомогательные строения.

Годовая пропускная способность современных транспортных трубопроводных магистралей может превышать 50 миллионов тонн перекачиваемого сырья. Нефтяная труба, применяемая на таких магистралях, может иметь диаметр 800, 1020, 1220 миллиметров, а некоторых случаях – и более.

При таком способе транспортировки нефти, если её необходимо перекачивать на значительные расстояния, приходится преодолевать весьма серьезные сопротивления гидравлического характера, для чего вдоль всей длины магистральной трубы строятся система насосных перекачивающих станций, количество которых зависит от того, какие объемы планируется по этой трубе перекачивать.

В России основные применяемые сейчас трубопроводные магистрали были построены еще во времена Советского Союза, в основном – в период с 60-х по 80-е годы прошлого столетия. Чтобы оценить объемы проделанной за это время работы, достаточно привести две цифры: в 1960-м году вся советская трубопроводная транспортировка перекачивала 163 миллиона тонн сырой нефти и произведенных из неё на НПЗ продуктов, что составляло 70,6 процента от их общего транспортируемого количества; а через двадцать лет (1980-ый год) это количество возросло до 574-х миллионов тонн (90,9 процента от всего транспортируемого объема).

В настоящий момент все централизованное управление, а также количественный учет энергоресурсов и перекачка нефти на российские предприятия нефтепереработки и доставка сырья и готовой продукции до зарубежных партнеров, а также транзит жидких углеводородов по территории нашей страны, находятся в ведении корпорации «Транснефть», в состав которой входят десятки различных подразделений.

На балансе «Транснефти» находятся следующие основные активы:

Кроме магистральных, различают также нефтепроводы местные и внутренние.

Внутренние располагаются на территориях добывающих предприятий, а также компаний, занимающихся хранением и переработкой сырья и получаемой продукции. Если такие трубопроводы располагаются на территориях нефтяных промыслов – они называются внутрипромысловыми; если на территории нефтебаз – внутрибазовыми; если на нефтеперегонных заводах – внутризаводскими.

Местные – это нефтепроводы, которыми соединены различные объекты, принадлежащие предприятиям разного профиля (к примеру, головные насосные станции нефтяных промыслов и головные станции магистральных трубопроводов, либо промыслы и наливные пункты для водного или железнодорожного транспорта, и тому подобное).

Если говорить о протяженности трубопровода, то все такие сооружения, длина которых превышает 50-т километров, считаются магистральными. По критерию диаметр трубы к магистралям относятся диаметры от 219-ти до 1220-ти миллиметров. Кроме того, магистральными являются те нефтепроводы, основное назначение которых заключается в доставке углеводородов от места их добычи до потребителей внутреннего рынка и зарубежных покупателей.

Основные объекты магистрального нефтепровода:

Головная насосная станция предназначена для приема углеводородного сырья с добывающих промыслов и последующей его закачки в трубопроводную магистраль. Также здесь производится количественный учет получаемого сырья.

Система подводящих трубопроводов обеспечивает доставку добытого сырья от промысла до головной насосной станции.

Промежуточные перекачивающие станции обеспечивают восполнение потерь энергии рабочего потока, которые возникают в процессе преодоления им сопротивления сил трения. Другими словами, они поддерживают в трубе магистрали необходимое значение давления. Их размещение зависит от проведенных заранее гидравлических расчетов. Как правило, расстояние между такими станциями колеблется в пределах от 50-ти до 100 километров.

Помимо основных сооружений, на головной и на каждой из промежуточных насосных станций в обязательном порядке присутствуют объекты, задача которых – обеспечить ремонт, водоснабжение, подачу тепла и электроэнергии, а также выполнение иных функций, обеспечивающих бесперебойную работу.

К линейным сооружениям магистральной системы относятся:

Способы перекачки нефти и нефтепродуктов

В настоящее время применяется два способа такой перекачки – постанционный и транзитный.

При постанционной перекачке происходит заполнение резервуаров, размещенных на территориях промежуточных перекачивающих станций. После их наполнения продукция перекачивается на следующую по трубе станцию. Если такой резервуар на станции – не один, то процесс идет практически непрерывно, поскольку по мере заполнения одного резервуара из другого уже идет закачка обратно в основную трубу.

Транзитная перекачка выполняется или через промежуточный резервуар, или непосредственно из одного насоса в другой. Как правило, промежуточные резервуары при такой перекачке используются для отделения от нефтяного сырья попутного газа и подтоварной воды. Если используется система «из насоса – сразу в насос», то перекачиваемое сырье в промежуточный резервуар не попадает, сразу двигаясь дальше по основной трубе.

Второй способ транзитной перекачки – более совершенен и экономичен, та как позволяет обеспечить максимальный уровень герметизации и, как следствие, минимизировать потери легких фракций углеводородного сырья, которые имеют место в ходе естественных испарительных процессов, характерных для резервуарной прокачки. В настоящее время, как правило, в использовании резервуарного оборудования при транзитном способе перекачки необходимость возникает лишь в аварийных ситуациях, а в обычном режиме действует принцип «из насоса – в насос».

В настоящее время доля нефтей с высоким уровнем вязкости в общем объеме добываемых жидких углеводородов значительно выросла. Перекачка высоковязкой среды по магистрали с использованием обычных способов – весьма затруднительное дело. В связи с этим применяются следующие перекачивающие технологии:

Наибольшую эффективность показала первая технология, при которой в качестве разбавителя используют либо газовый конденсат, либо более легкие сорта нефти, либо другие виды углеводородов. Смешивание высоковязкой перекачиваемой среды с разбавителем снижает не только значение её вязкости, но и значение температуры её застывания.

Перекачка с предварительным подогревом тоже достаточно широко, однако в такой технологии есть некоторые нюансы. По мере движения в трубе между ней и рабочей средой происходит теплообмен, в результате которого рабочий поток постепенно остывает. Для дальнейшего свободного движения возникает необходимость повторить подогрев. Такие подогревательные пункты на нефтяных магистралях приходится строить через каждые 50-100 километров вдоль всей основной трубы.

Кроме перечисленных технологий, вязкость и температуру застывания перекачиваемого сырья можно снижать с помощью особых депрессионных присадок. Для парафиновых сортов высоковязкой нефти самой эффективной из отечественных является полимерная поверхностно-активная присадка ДН-1. Из импортных присадок хорошо зарекомендовало себя вещество «Рахаттз». Такие депрессионные присадки добавляют в сырую нефть в пропорции от 0,02 до 0,15 процента от общей массы прокачиваемой жидкости (в зависимости от степени её вязкости).

Магистральная перекачка нефти-сырца и произведенных из неё нефтепродуктов проходит с применением как местных средств автоматики, так и с использованием средств автоматизации, оборудованных дистанционным управлением.

Чтобы обеспечить качественный и своевременный контроль, ремонт и обслуживание трубопровода, он делится на отдельные участки. На каждом из таких участков есть своя насосная станция и штат своих линейных обходчиков. Именно этот персонал отвечает за текущий эксплуатационный контроль участка магистрали. Для обеспечения текущего контроля также применяются регулярные вертолетные облеты и визуальный контроль при помощи прочих летательных аппаратов. Как правило, специалисты-ремонтники есть на каждой насосной станции.

Строительство головных насосных станций (ГНС) магистрали стараются производить как можно ближе к районам нефтедобывающих промыслов. В составе такой станции обязательно есть резервуары для приемки и количественного учета добытого сырья, а также устройства, обеспечивающие запуск очистного скребка, при помощи которого трубопровод очищается от парафиновых отложений. Также в комплекс ГНС входят разделители и другие вспомогательные сооружения.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Список используемой литературы:

Источник

Специальные технологии перекачки нефти

Иногда добываемая нефть такова, что ее транспортировка по трубопроводам невозможна. Это случается, если вязкость нефти чрезмерно велика из-за большого содержания смол и асфальтенов, или если нефть содержит много парафинов и тогда застывает уже при температуре 15–25 ⁰С. В этих случаях применяют различные специальные технологии. К таким технологиям относятся:

Смешивание различных сортов нефти, поступающих на головной пункт нефтепровода из разных месторождений, относится к числу наиболее распространенных технологий — настолько распространенной, что сделало ее почти стандартной. Цель такого смешивания состоит в уменьшении вязкости транспортируемой среды и облегчения тем самым ее прокачки по трубопроводу.

Используют также различные разбавители, снижающие как вязкость, так и температуру транспортируемой нефти. К таким разбавителям относится прежде всего газовый конденсат, поступающий с попутных газоконденсатных месторождений, однако существуют и другие разбавители: маловязкие нефти и керосиновые фракции, возникающие при переработке нефти.

Известна также перекачка нефти с так называемыми депрессорными присадками, снижающими температуру застывания. При низких температурах в нефти может возникнуть особая структура, напоминающая кристаллическую решетку твердых тел, что существенно уменьшает текучесть нефти. Задача присадок — разрушить эту структуру и не дать ей образоваться вновь. Существует множество отечественных и зарубежных присадок, выполняющих эту задачу. Обычно присадку вносят в разогретую нефть, в которой все парафины находятся в растворенном состоянии. При последующем охлаждении депрессорные присадки не позволяют парафинам застыть с образованием кристаллической решетки.

Иногда для улучшения свойств парафинистой нефти используют термообработку. Эта технология предусматривает нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов и последующее охлаждение нефти. Изменение структуры такой нефти делает ее более текучей.

Особенно широкое распространение получила так называемая горячая перекачка, т. е. перекачка нефти с путевым подогревом и транспортировка ее в таком состоянии по всему трубопроводу. Поскольку вязкость всех сортов нефти уменьшается при повышении температуры, а возможное застывание не происходит, то естественна технология, в которой всю нефть транспортируют в горячем виде. При горячей перекачке высокозастывающую нефть нагревают на головной станции и насосами подают в трубопровод. Для этого некоторое количество нефти сжигают в специальных огневых печах подогрева, в которых имеются теплообменники. Часть потока нефти пропускают через эти печи и на выходе в определенной пропорции смешивают с остальной частью потока.

Регулируя расходы горячей и холодной частей потока, получают желаемую температуру нефти. Вязкость нефти при этом уменьшается, и прокачка ее по трубопроводу облегчается. Конечно, при движении по нефтепроводу температура нефти снижается, поэтому ее приходится подогревать на следующей НПС.

Источник