Трубопроводный транспорт

Трубопроводы — узкоспециализированный вид транспорта. По назначению магистральные трубопроводы разделяются на нефтепрово­ды, газопроводы и продуктопроводы. Идет создание также универсаль­ного трубопроводного транспорта.

Трубопроводный транспорт отличается от других видов транспорта рядом преимуществ. Затраты на строительство трубопровода почти в 2 раза меньше, чем на постройку автомобильной или железной дороги соответствующей провозной способности, при этом трассы ведут более коротким путем. Трубопроводы надежны в эксплуатации, про­цесс транспортировки по ним грузов полностью автоматизирован, вы­сокая герметизация сохраняет продукты. Это сокращает потери нефти по сравнению с перевозками железнодорожным транспортом в 1,5 раза, водным - в 2,5 раза. Эксплуатация трубопроводов не зависит от кли­матических условий. Современный трубопровод имеет высокую про­пускную способность, которая зависит от диаметра труб. По себестои­мости перевозок это самый дешевый вид транспорта.

Отмечая достоинства трубопроводов, в то же время следует заметить, что скорость перекачки грузов, зависящая от их вязкости и других параметров, несколько уступает скорости перемещения по желез­ным дорогам и по водным путям. В случае иссякания запасов нефти или газа трубопроводы трудно переориентировать на другие грузы. Сеть магистральных нефтепродуктопроводов сформиро­валась под воздействием роста добычи нефти и ее переработки, разме­щения эксплуатируемых месторождений, нефтеперерабатывающих за­водов и потребителей нефтепродуктов.

Система магистральных нефтепроводов состоит из нескольких сетей, главным образом широтного направления. Возникновение неф­тяной базы между Волгой и Уралом обусловила появление целой сис­темы магистральных нефтепроводов: Туймазы - Омск - Ангарск; Туймазы - Омск; «Дружба» от Альметьевска через Самару, Брянск, Мозырь (Белоруссия) и далее в Польшу, ФРГ, Венгрию, Чехию и Словакию с ответвлением Унеча — Полоцк — Вентспилс; Альметьевск - Нижний Новгород — Рязань — Москва с ответвлением Нижний Новгород - Яро­славль — Кириши (Северо-Запад); Пермь — Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай — Орск.

Формирование в Западной Сибири главной нефтяной базы страны изменило ориентацию основных потоков нефти. Нефть Волго-Уральского района по трубопроводам направляется только на запад. С 60-х гг. интенсивно строилась Сибирская система нефтепроводов. Отсюда нефтепроводы идут:

на запад: Усть-Балык — Курган — Альметьевск; Нижневартовск Самара - Сургут — Тюмень - Уфа - Альметьевск; Нижневартовск - Самара - Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк;

на юг: Шаим — Тюмень; Усть-Балык — Омск — Павлодар - Чимкент — Чарджоу;

на восток: Александровское — Анжеро-Судженск.

Для транспортировки нефти Западной Сибири как на запад, так и на восток используются трубопроводы Волго-Уральского района восточного направления. Из других магистральных направлений выделяются Волгоград - Новороссийск; Грозный - Армавир - Туапсе; Ухта - Ярославль; Оха — Комсомольск-на-Амуре.

Протяженность нефтепродуктопроводов составляет четвертую часть длины трубопроводов для перекачки нефтяных грузов. Для перекачки нефтепродуктов построены линии Самара - Пенза - Брянск (дне нити); Уфа - Омск (две нити); Уфа - Петропавловск (две нити); Омск Новосибирск (две нити); Грозный - Трудовая; Ишимбай - Уфа; Махачкала — Грозный.

В отличие от нефтяных грузов, газ почти полностью транспортируется по трубопроводам. Строительство газопроводов находится в прямой зависимости от роста добычи газа. Первые магистральные газо­проводы были сооружены в годы Великой Отечественной войны: Елшанка — Саратов (15 км) и Похвистнево — Самара (135 км) с диаме­тром труб 300 мм. Особенно быстро этот вид транспорта развивался в 70 — 80-е гг. Объем перекачиваемого газа непосредственно связан с его добычей, ростом сети газопроводов и их диаметром. В настоящее вре­мя больше половины грузооборота природного газа приходится на тру­бопроводы диаметром 1020, 1220, 1420 мм. Основной поток природно­го газа в европейские районы страны идет по газопроводам из северных районов Западной Сибири.

При освоении Уренгойского месторождения была построена в од­ном коридоре система из шести магистралей. Крупнейшая из них: Урен­гой - Помары - Ужгород - Западная Европа протяженностью почти 4,5 тыс. км. Остальные направления: Уренгой — Москва; Уренгой — Грязовец; Уренгой — Елец; Уренгой — Петровск; Уренгой — Новопсков.

В настоящее время в Западной Сибири разрабатывается Ямбургское месторождение природного газа. Уже действуют две нити газопро­вода: Ямбург — Елец, Ямбург — Поволжье, завершается строительство экспортного газопровода «Прогресс» (Ямбург — Ужгород). Ямбург дол­жен стать исходной точкой газопровода на шесть нитей, выполненно­го в едином технологическом коридоре.

Большое значение в транспортировке газа имеют магистральные газопроводы, идущие от месторождений Поволжья, Урала, Северного Кавказа, европейского Севера. В настоящее время функционируют га­зопроводы: Оренбург — Уральск — Александров Гай — Кременчуг — До­лина — Ужгород (газопровод «Союз»); Вуктыл — Ухта — Котлас - Грязовец; Саратов - Москва; Саратов - Пенза - Нижний Новгород - (Вла­димир - Москва) - Иваново - Ярославль - Череповец; Ставрополь -Новопсков - Елец — Тула - Серпухов (Московское кольцо) — Тверь -Новгород - Санкт-Петербург; Краснодар - Елец - Серпухов - Мос­ковское кольцо; Ставрополь — Владикавказ — Тбилиси; Ставрополь — Краснодар — Новороссийск.

Система газоснабжения России, входившая в Единую систему га­зоснабжения СССР, и сегодня взаимодействует с системами Казахста­на, Центральной Азии, Украины и Закавказья, что позволяет маневри­ровать ресурсами природного газа. За пределами системы газоснабжения находятся газопроводы Соленинское — Мессояха — Норильск и Таас — Тумус - Якутск — Покровск.

Сложившаяся система нефтепроводов в целом соответствует на­правлениям транспортировки сырой нефти и будет дополняться маги­стралями от новых месторождений нефти. Должна расширяться сеть трубопроводов для перекачки нефтепродуктов.

Учитывая высокую эффективность этого вида транспорта, соору­жаются трубопроводы для транспортировки тяжелых углеводородов (этана, этилена, пропана и др.), для передачи жидкого и газообразного кислорода, аммиака, азота, водорода, кислот, соли (в растворе), а так­же продовольственных продуктов, в частности молока. Уже действуют этанопровод Оренбург - Казань; этиленопроводы Нижнекамск - Пермь, Нижнекамск - Уфа - Стерлитамак - Салават; конденсатопровод Оренбург - Салават; аммиакопровод Тольятти - Одесса.

Пневматический и гидравлический транспорт позволяет перемещать грузы широкой номенклатуры. Для транспортировки угля Кузбасса пост­роен гидравлический трубопровод Белово - Новосибирск протяженнос­тью 250 км с пропускной способностью 4,3 млн. т в год угля в виде пульпы. Имеются предложения по строительству углепроводов из Кузбасса на эле­ктростанции Урала, Поволжья и в центральные районы. Прорабатывают­ся варианты транспортировки угля, руды и других твердых грузов в капсулах в потоке газа и жидких нефтегрузов по газопроводам и нефтепрово­дам. В перспективе получит развитие и пневмоконтейнерный транспорт, который может передавать различную продукцию: сыпучие грузы, строй­материалы, сельскохозяйственные продукты.

В настоящее время преобладают трубопроводы из стальных труб, од­нако все большее применение находят трубы из пластмасс и алюминия. Изучается возможность строительства подземных газопроводов из поли­этиленовых труб. Повышение пропускной способности трубопроводов возможно за счет увеличения диаметра труб до 1620,2000, 2500 мм. ИСТОРИЯ, СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Трубопроводный транспорт России имеет немногим более чем вековую историю и его появление связано с началом промышленного освоения нефтяных месторождений Баку и Грозного. В 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев первым предложил идею использования трубопроводов при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы сооружения трубопроводов и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. Он считал, что только строительство трубопроводов обеспечит надежную основу развития нефтяной промышленности и выведет российскую нефть на мировой рынок.

Развитие трубопроводного транспорта нефти, нефте­продуктов и газа в России можно условно разделить на пять основных этапов [10]:

§ дореволюционный период (до 1917 г.);

§ период до Великой Отечественной войны (с 1917 до 1941 гг.);

§ период Великой Отечественной войны (с 1941 до 1945 гг.);

§ период до распада СССР (с 1945 до 1991 гг.);

§ современный период (с 1991 г.)

Дореволюционный период

Истоки создания трубопроводного транспорта России были заложены в 1878 г. По проекту и под руководством талантливого 25-летнего инженера В. Г. Шухова для «Товарищества братьев Нобель» был построен первый российский нефтепровод, предназначенный для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балаханских промыслов на нефтеперегонный завод в Черном Городе (район Баку). Диаметр нефтепровода составлял 3 дюйма (76 мм), протяженность – 9 км.

Год спустя для фирмы Лианозова был проложен нефтепровод такого же диаметра протяженностью 12,9 км, затем еще три промысловых нефтепровода. Проектирование и строительство этих трубопроводов также возглавлял В. Г. Шухов. Изданный им впоследствии в 1881 г. классический научный труд «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» и в наши дни не утратил своего значения.

Значительная произво­дительность, непре­рывность работы, высокая степень механизации, экономичность трубопроводного транспорта были оценены и другими нефтепромышленниками. Общая протяженность нефте­про­водов дореволюционной России составляла около 500 км. Наиболее крупные из них: Ширванская – Екатеринодар (110 км), Ширванская –Туапсе (103 км), Махачкала – Грозный (165 км).

Одновременно с развитием трубопроводного транспорта сырой нефти развивалась и транспортировка продуктов их переработки. На рубеже 80-х годов ХІХ в. построены первые в мире трубопроводы для перекачки предварительно подогретых нефтяных остатков.

К концу 80-х годов ХІХ в. было принято решение о строительстве трубопровода для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми производительностью 0,9 млн. т в год. По трассе керосинопровода были расположены 16 перекачивающих станций (ПС), оборудованных плунжерными насосами. Общая длина трубопровода составляла 835 км, а диаметр – от 8 до 12˝. Строительство керосинопровода продолжалось в течение 10 лет с 1897 по 1906 гг. Строительно-монтажные работы выполнялись вручную. Трубы соединялись с помощью резьбовых муфт и покрывались антикоррозионной изоляцией – свинцовым суриком на олифе и джутовой тканью. Приводом насосов служили паровые и дизельные двигатели. Вдоль трассы была сооружена линия телефонной связи. Керосинопровод Баку–Батуми был оборудован по последнему слову техники своего времени и являлся одним из крупнейших мире. С 1927 г. он стал использоваться для перекачки сырой нефти.

Первые газопроводы появились в районе г. Баку в 1880-1890 гг. Они предназначались для транспортировки попутного газа, используемого в качестве бытового топлива и промышленных нужд.

Период до Великой Отечественной войны

В период с 1917 до 1920 гг. все усилия были направлены на восстановление нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, разрушенной в ходе гражданской войны. Ключевой датой в истории развития трубопроводной системы России считается 17 марта 1920 года. В этот день был подписан правительственный указ о строительстве трубопровода от нефтяного месторождения Эмба до Саратова. После окончания Гражданской войны была проведена реконструкция трубопроводов, построены и введены в эксплуатацию несколько небольших магистралей.

До Великой Отечественной войны наши основные нефтяные ресурсы сосредоточивались на Кавказе (Баку, Грозный, Майкоп). Начиная с 1928 г. введены в эксплуатацию нефтепроводы Баку–Батуми (вторая очередь), Грозный–Туапсе (618 км), Гурьев–Орск (709 км). Дальнейшие успехи в развитии трубопроводного транспорта в России были связаны с освоением месторождений Башкирии, Татарии и Поволжья. В 1936 году был построен нефтепровод Ишимбай–Уфа, протяженностью 168 км и диаметром 300 мм для перекачки нефти из первых скважин «Второго Баку» на Уфимский НПЗ.

В довоенный период общая протяженность нефтепроводов в нашей стране достигла 3600 км, а диаметр 300 мм.

Крупный магистральный нефте­продуктопровод (МНПП) Армавир–Трудовая построен в 1928-32 гг. Его протяженность составляла 486 км, диаметр 300 мм. Впервые в мировой практике для соединения стыков труб была применена электродуговая сварка. В 1932 г. этот трубопровод был подключен к нефтепроводу Грозный–Туапсе, к тому времени переведенному на перекачку тракторного керосина. Общая длина МНПП Грозный–Армавир с учетом подключенного участка составила 880 км.

В период с 1925 по 1936 гг. в районе г. Баку для транспорта попутного нефтяного газа с близлежащих нефтяных месторождений было сооружено несколько коротких газопроводов диаметром 300-400 мм.

Период Великой Отечественной войны

К 1941 г. в эксплуатации находилось магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы общей протяженностью около 4100 км с суммарной пропускной способностью 7,9 млн. т в год.

В годы Великой Отечественной войны, несмотря на крайне тяжелое положение, построены нефтепроводы Зольное–Сызрань (134 км), Оха–Софийск (387 км), а также ряд промысловых трубопроводов.

В период обороны Ленинграда большую роль сыграл небольшой 100 мм бензинопровод, уложенный через Ладожское озеро. Этот бензинопровод был спроектирован и построен в невероятно короткий срок. Его длина составила 29 км, из них 21 км по дну озера на глубине 35 м. Ежесуточно в осажденный Ленинград поступало около 660 т. горючего.

Для обеспечения войск горючим использовались и сборно-разборные полевые магистральные трубопроводы.

После разгрома войск противника под Сталинградом в 1943 г. за 8 месяцев был построен керосинопровод Астрахань–Саратов диаметром 250 мм и длиной 655 км. На его изготовление пошли трубы демонтированной второй очереди нефтепровода Баку–Батуми.

В годы войны в 1942-1943 гг. сооружен газопровод Похвистнево–Куйбышев диаметром 325 мм и длиной 160 км.

В 1944 г. Государственным комитетом обороны (ГКО) было принято решение о строительстве газопровода Саратов–Москва протя­женностью 843 км и диаметром 325 мм. Его строительство завершилось летом 1946 г.

Период до распада СССР

В послевоенный период (50–60 гг.) строительство нефте­проводов проводилось в основном в Волго-Уральском регионе и Закавказье. В этот период построены крупные нефтетранспортные магистрали: Туймазы–Омск, Туймазы–Омск–Новосибирск–Иркутск, Ишимбай–Орск, Альметьевск–Горький, Альметьевск–Пермь, Горький–Рязань, Рязань–Москва и ряд других. Развитие новых нефтяных месторождений и рост производства явились предпосылками для создания принципиально новых методов для перекачки нефти и нефтепродуктов, а также современного оборудования. Отличительными чертами того периода можно считать дальнейшую механизацию процесса сооружения трубопроводов, применения новых систем связи. Впервые были применены трубы диаметром 530 и 720 мм.

В 1964 г. был пущен в эксплуатацию крупнейший в мире трансевропейский магистральный нефтепровод «Дружба», соединивший месторождения нефти Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехословакия, Венгрия, Польша, ГДР). Общая длина магистрали составила 5500 км, а диаметр от 720 до 1020 мм.

Изменение приоритетов в трубопроводном строительстве произошло после открытия крупных месторождений нефти в Западной Сибири. В 1965-1967 гг. введены в эксплуатацию нефтепроводы Шаим–Тюмень (диаметр 529-720 мм, длина 410 км) и Усть-Балык–Омск (диаметр 1020 мм, длина 964 км). В 70-80 годы построены трансконтинентальные трубопроводы: Усть-Балык–Курган–Уфа–Альметьевск (УБКУА), Александровское–Анжеро-Судженск–Красно­ярск–Иркутск, Сургут–Полоцк и ряд других.

В 1966-1971 гг. построен трубопровод Узень–Гурьев–Куйбы­шев для транспортировки высоковязкой нефти (диаметр 1020 мм, длина 1500 км).

В первой половине 50-х годов возобновилось строительство магистральных нефтепродуктопроводов. Введена в эксплуатацию первая нитка МНПП Уфа–Омск (диаметр 350 мм, длина 1147 км). В 50-60 гг. построены крупные магистральные нефтепродуктопроводы: Уфа–Новосибирск (диаметр 377-530 мм, длина 1869 км), 2-я нитка Уфа–Омск (диаметр 530 мм, длина 1083 км), Пенза–Мичуринск–Брянск (диаметр 530 мм, длина 748 км).

В 70-80 гг. продолжалось строительство мощных систем трубопроводного транспорта нефтепродуктов, таких как Уфа–Западное Направление (УЗН), Грозный–Ростов, Тобольск–Южный Балык, трубопровод ШФЛУ и др.

С 80-х годов начался новый этап в развитии трубопроводного транспорта нефтепродуктов – строительство разветвленной сети нефтепродуктопроводов.

Послевоенные годы характеризуются интенсивным строительством газопроводов. Второй крупный магистральный газопровод Дашава–Киев–Брянск–Москва длиной 1300 км и диаметром 530 мм введен в эксплуатацию в 1952 г. В 50-60 гг. сооружаются крупные газотранспортные системы: Северный Кавказ – Центр, Бухара–Урал, Средняя Азия–Центр.

В 70-80 гг. в связи с освоением гигантских газовых месторождений Северных районов Тюменской области (СРТО), Уренгоя и полуострова Ямал сооружаются трансконтинентальные системы газопроводов: Надым–Урал–Центр, Уренгой–Ужгород, Уренгой–Петровск, Уренгой–Новопсков, Уренгой–Центр диаметром 1220-1420 мм и общей протяженностью около 35 тыс. км.

В 1986-1990 гг. введена в эксплуатацию шестиниточная газотранспортная система для подачи газа Ямбургского месторождения в центр страны и на экспорт (диаметр 1420 мм, общая длина 28,7 тыс. км).

К моменту распада СССР общая протяженность магистральных трубопроводов составляла: нефтепроводы – свыше 70 тыс. км, нефтепродуктопроводы (с отводами от них) – около 30 тыс. км, газопроводы – 209 тыс. км.

Современный период

На современном этапе функционирование системы нефте­проводов происходит в принципиально новых экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами – бывшими республиками СССР – в настоящее время только Россия обладает единой нефтепроводной системой. По состоянию на 1999 г. в системе АК «Транснефть» эксплуатировалось 47,3 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 395 ПС, 867 резервуаров общей вместимостью 12,8 млн. м³. Магистральные нефтепроводы (МНП) диаметром 820-1220 мм составляют большую часть общей протяженности и обеспечивают транспортировку 97% добываемой в России нефти. В 1999 г. по системе МНП АК «Транснефть» перекачано 296 млн. т. нефти, из них на экспорт 121 млн. т. Действующие в настоящее время трубопроводы имеют значительный «возраст»: до 20 лет эксплуатации – около 25%, от 20 до 30 лет – около 38%, свыше 30 лет – около 37%.

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. Проект разрабатывается в нескольких вариантах и предусматривает поставки газа в Монголию, Южную Корею, Японию и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

1. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ

1.1. Состав сооружений магистральных нефтепроводов

Классификация нефтепроводов

По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:

q внутренние – предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;

q 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;

q 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.

. Схема сооружений магистрального нефтепровода

1 - промыслы; 2 - нефтесборный пункт; 3 - подводящие трубопроводы;

4 - головная перекачивающая станция; 5 - линейная задвижка; 6 - подводный переход; 7 - переход под железной дорогой; 8 - промежуточная перекачивающая станция; 9 - надземный переход через овраг (ручей); 10 - конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 - пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 - перевалка на водный транспорт; 13 - пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе

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 Q_СУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 Q_СУТ в случае обеспечения приемо-сдаточных операций.

Порядок проектирования магистральных трубопроводов

Начиная с 1996 г. введен новый порядок организации проектных работ объектов трубопроводного транспорта нефти и газа. Разработка проектной документации осуществляется на основе утверж­денных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство магистральных трубопроводов. Обоснования инвестиций регламентируются строительными нормами и правилами СНиП 11-01-95 "Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и соста­ве проектной документации на строительство предприятий, зданий и со­оружений", а также сводом правил СП 11-101-95 "Порядок разра­ботки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений".

В соответствии с этими документами процесс проектирования объектов трубопроводного транспорта разбивается на три основных этапа (рисунок).

Первый этап работ начинается с разработки ходатайства (декларации) о намерениях, которое составля­ется заказчиком или по его поруче­нию проектной организацией на дого­ворной основе

Ходатайство (декларация) о намерениях разрабатывается на основании:

§ рекомендаций, принятых в схемах развития трубопроводного транспорта на ближайшую перспективу;

§ материалов предварительных исследований и изучения перспектив­ной потребности и мощности сырьевой базы нефти или газа с учетом разведанных и утвержденных запасов;

§ возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке.

В ходатайстве (декларации) о намерениях должно содержаться:

§ наименование инвестора (заказчика);

§ наименование трубопровода, его производительность;

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 6

1 ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ 7

Выводы по разделу один 9

2 ВИДЫ ТРУБОПРОВОДОВ 10

2.1 Магистральные нефтепроводы 10

2.2 Магистральные газопроводы 12

2.3 Трубопроводы для транспортировки твердых материалов 12

Выводы по разделу два 12

3 ПЛЮСЫ И МИНУСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 13

Выводы по разделу три 14

4 СОСТОЯНИЕ ДЕЛ ОТРАСЛИ 15

4.1 Нефтепроводы 15

4.2 Газопроводы 16

4.3 Продуктопроводы 19

4.4 Проблемы отрасли 20

4.5 Государственное регулирование 22

Выводы по разделу четыре 24

5 ПОКАЗАТЕЛИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ РАБОТУ 25

Выводы по разделу пять 26

6 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ 27

Выводы по разделу шесть 30

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 31

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 32



ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 6

1 ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ 7

Выводы по разделу один 9

2 ВИДЫ ТРУБОПРОВОДОВ 10

2.1 Магистральные нефтепроводы 10

2.2 Магистральные газопроводы 12

2.3 Трубопроводы для транспортировки твердых материалов 12

Выводы по разделу два 12

3 ПЛЮСЫ И МИНУСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 13

Выводы по разделу три 14

4 СОСТОЯНИЕ ДЕЛ ОТРАСЛИ 15

4.1 Нефтепроводы 15

4.2 Газопроводы 16

4.3 Продуктопроводы 19

4.4 Проблемы отрасли 20

4.5 Государственное регулирование 22

Выводы по разделу четыре 24

5 ПОКАЗАТЕЛИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ РАБОТУ 25

Выводы по разделу пять 26

6 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ 27

Выводы по разделу шесть 30

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 31

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 32

ВВЕДЕНИЕ

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов - увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д.

Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Цель данной работы – изучить трубопроводный транспорт, его особенности и проблемы развития.

В ходе работы будут изучены следующие вопросы:

1. история возникновения и развития трубопроводного транспорта;

2. виды трубопроводов;

3. основные характеристики данного вида транспорта;

4. плюсы и минусы трубопроводного транспорта;

5. состояние дел в отрасли;

6. основные проблемы, возникающие в данном виде перевозок и перспективы развития отрасли.

Дата добавления: 2015-10-26