Магистральные трубопроводы. Трубопроводный магистральный транспорт нефти и газа. Эксплуатация, ремонт и модернизация трубопроводов

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

• природного газа или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи до мест потребления;
• искусственного углеводородного газа от мест производства до мест потребления;
• сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смесей) из мест производства до мест потребления;
• нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
• нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
• товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефте- и нефтепродуктоперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения – установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.

Состав магистрального нефтепровода аналогичен составу нефтепровода, отличие заключается в том, что нефтепродуктопровод имеет большее число отводов к нефтебазам.
Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса:

• I - от 1000 до 1400мм
• II - от 500 до 1000мм
• III - от 300 до 500мм
• IV - менее 300мм

КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно). Такие прокладки допускаются в пустынях, горах болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.

Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.

Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.

Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

• для трубопроводов диаметром до 700 - D
• для трубопроводов диаметром 700 и более ~1,5D
• при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из стали, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал.
По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные – при диаметрах 219 мм и выше.

Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0С и выше, температура строительства –40С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации –20С…..-40С, температура строительства –60С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали.
Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ТРУБОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей – атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т.е с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается.
Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, а к активным методам относится электрохимическая защита.

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ ПОКРЫТИЯ

Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям

• Обладать высокими диэлектрическими свойствами
• Быть сплошными
• Быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими
• Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными

В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др. Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти получили покрытия на основе битумных мастик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обёртки. Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка битума, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей прилипаемости основного изоляционного слоя – битумной мастики – к трубе. Битумная мастика представляет собой смесь тугоплавкого битума, наполнителей и пластификаторов. Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление покрытия, наполнители – механическую прочность масти, пластификаторы – ее эластичность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150-180 С. Расплавляя тонкую плёнку битума, оставшуюся на трубе после испарения грунтовки, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую прилипаемость покрытия.

Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В последнем случае между слоями мастики для увеличения механической прочности покрытия наносят слой армирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной пластикой от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 С. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают температуру до 70 С, а эпоксидные – 80С, полиэтиленовые липкие ленты – 70С.

Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно – полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа 1.35-1.5 мм, а усиленного 1.7мм.

Полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичным, однако они легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла или камушки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая её сполшность. С этой точки зрения они уступают покрытиям на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Но и битумные покрытия имеют недостатки: с течением времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ

Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в строительных нормах и правилах отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

Магистральные нефтепроводы опутали планету Земля подобно паутине. Их главное направление нетрудно определить: от мест добычи нефти они направляются либо к местам переработки нефти, либо к местам погрузки на танкеры. Именно по этой причине задача транспортировки нефти привела к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в намного превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов.

Магистральный нефтепровод — трубопровод, предназначенный для транспортировки товарной нефти из районов их добычи (от промыслов) или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа.

Лидерами среди операторов трубопроводного транспорта являются российская компания ОАО «Транснефть» (ее предприятия имеют самую большую в мире систему нефтепроводов – более 50000 километров) и канадское предприятие «Enbridge» . По прогнозам специалистов в США системы нефтепроводов достигли своего оптимального уровня, и потому их прокладка будет заморожена на нынешнем уровне. Сооружение нефтепроводов будет увеличиваться в Китае, Индии и, как бы это не казалось странным, в Европе, поскольку там идет тотальная диверсификация поставок.

Канада

Самые длинные трубопроводы, кроме Европейского континента, находятся в Канаде и направляются в центр континента. Среди них нефтепровод «Редуотер – Порт-Кредит» , длина которого составляет 4840 километров.

США

США – крупнейший в мире производитель и потребитель энергии. Нефть является главным источником энергии для США, и сейчас она обеспечивает до 40% потребностей страны. У Соединенных Штатов система нефтепроводов очень разветвленная, особенно густо они покрывают юго-восток страны. Среди них можно выделить следующие нефтепроводы:

— нефтепровод диаметром 1220 мм, предназначенный для перекачивания нефти, добываемой на месторождении Прадхо-Бей на севере Аляски, в порт города Валдиз на её юге. Пересекает штат Аляска с севера на юг, длина нефтепровода 1288 км. Состоит из трубопровода сырой нефти, 12 насосных станций, нескольких сот километров подводящих трубопроводов, и терминала в городе Валдиз. Строительство нефтепровода началось после энергетического кризиса 1973 года. Подорожание нефти сделало экономически выгодным ее добычу в Прадхо-Бей. Строительство столкнулось со множеством проблем, главным образом очень низкой температурой и труднопроходимой, изолированной местностью. Нефтепровод был одним из первых проектов, столкнувшихся с проблемами вечной мерзлоты. Первый баррель нефти был перекачан по нефтепроводу в 1977 году. Является одним из наиболее защищённых трубопроводов в мире. Трансаляскинский нефтепровод был спроектирован инженером Егором Поповым так, чтобы выдержать землетрясение силой до 8,5 баллов. Он был проложен над землей на специальных опорах с компенсаторами, позволяющими трубе скользить по специальным металлическим рельсам в горизонтальном направлении почти на 6 м, при помощи специальнойгравийной подушки, и на 1,5 метра вертикально. Кроме того прокладка трассы нефтепровода осуществлялась зигзагообразной ломаной линией для компенсации напряжений, вызываемых смещением почвы при очень сильных продольных сейсмических колебаниях, а также и при температурном расширении металла. Пропускная способность нефтепровода 2130000 баррелей в сутки.

Магистральная нефтепроводная система «Seaway» — 1080 километровый нефтепровод, транспортирующий нефть от Кушинга (штат Оклахома) до терминала и распределительной системы Фрипорта (штат Техас), находящейся на побережье Мексиканского залива. Нефтепровод является важным звеном транспортировки сырой нефти между двумя нефтяными регионами в Соединенных Штатах. Магистральный трубопровод был введен в эксплуатацию в 1976 году и изначально был предназначен для передачи иностранной нефти из портов Техаса на нефтеперерабатывающие заводы на Среднем Западе. В таком направлении нефть прокачивалась вплоть до 1982 года, когда было принято решение о транспортировке природного газа по данному трубопроводу, но в обратном направлении — с севера на юг. В июне 2012 года по трубопроводу снова прокачивается нефть. Мощность нефтепровода 400000 баррелей в сутки. Вторая нитка трубопровода сдана в эксплуатацию в декабре 2014 года и идёт параллельно первой очереди «Seaway» . Мощность второй нитки 450000 баррелей в сутки.

Нефтепровод «Flanagan south» введен в эксплуатацию в 2014 году и имеет протяженность 955 километров, пересекая штаты Иллинойс, Миссури, Канзас и Оклахома. Трубопровод транспортирует нефть из Понтиака (штат Иллинойс) до терминалов Кушинга (штат Оклахома). Трубопроводная система имеет семь насосных станций. Нефтепровод «Flanagan south» обеспечивает дополнительную мощность, необходимую для поставки нефти до нефтеперерабатывающих предприятий Северной Америки, и далее с помощью других нефтепроводов на побережье Мексиканского залива США. Мощность нефтепровода приблизительно 600000 баррелей в сутки.

Нефтепровод «Spearhead» — 1050 километровый нефтепровод диаметром 610 мм, который транспортирует сырую нефть из Кушинга (штат Оклахома) к главному терминалу Чикаго (штат Иллинойс). Мощность нефтепровода 300000 баррелей в сутки.

Первый магистральный нефтепровод диаметром 1000 мм в США был построен в 1968 году для транспортировки нефти из Сент-Джеймса (штат Новый Орлеан) до Патоки (штат Иллинойс). Протяженность нефтепровода составляет 1012 километров. Мощность нефтепровода «Сент-Джеймс» — «Патока» 1175000 баррелей в сутки.

Нефтепроводная система «Keystone» — сеть нефтепроводов в Канаде и Соединенных Штатах. Подает нефть с нефтеносных песков Атабаски (Альберта, Канада) на нефтеперерабатывающие заводы в США в Стил-Сити (штат Небраска), Вуд-Ривер и Патока (штат Иллинойс), с побережья Мексиканского залива Техаса. Кроме синтетической нефти и расплавленного битума (дилбит) с нефтеносных песков Канады, также транспортируют светлую сырую нефть с Иллинойсского бассейна (Баккен) до Монтаны и Северной Дакоты. Три этапа проекта находятся в эксплуатации - четвертый этап ждет одобрения правительства США. Участок I, поставляющий нефть с Хардисти (Альберта) в Стил-Сити, Вуд-Ривер и Патока, был завершен летом 2010 года, протяженность участка 3456 километров. Участок II, ответвление Кистоун-Кушинга, было завершено в феврале 2011 года с трубопровода от Стил-Сити до хранилищ и объектов распределения в крупном хабе Кушинг (штат Оклахома). Эти два этапа имеют потенциал для прокачки нефти до 590 000 баррелей в сутки к нефтеперерабатывающим предприятиям Среднего Запада. Третий этап, ответвление с побережья Мексиканского залива, открыт в январе 2014 года, имеет мощность до 700 000 баррелей в сутки. Общая протяженность нефтепровода составляет 4720 километров.

Нефтепроводная система «Enbridge» — трубопроводная система, которая транспортирует сырую нефть и расплавленный битум из Канады в США. Общая протяженность системы составляет 5363 километра, включая несколько путей. Основными части системы являются 2306-километровый учаток «Enbridge» (канадский участок магистрали) и 3057-километровая участок «Lakehead» (участок магистрали США). Средняя пропускная мощность нефтепроводной системы 1400000 баррелей в сутки.

Нефтепровод «Нью-Мексико – Кушинг» — протяженность 832 километров, пропускная мощность 350000 баррелей в сутки.

Нефтепровод «Мидланд – Хьюстон» — протяженность 742 километров, пропускная мощность 310000 баррелей в сутки.

Нефтепровод «Кушинг – Вуд Ривер» — протяженность 703 километров, пропускная мощность 275000 баррелей в сутки.

Латинская Америка

В Бразилии, Венесуэле и Мексике открыты новые месторождения нефти. Теперь эти государства полностью обеспечены энергоресурсами, поставку которых обеспечивают такие нефтепроводы, как «Сальяко – Байя-Бланка» в Аргентине протяженностью 630 км, нефтепровод «Рио-де-Жанейро – Белу-Оризонти » в Бразилии протяженностью 370 км, а также нефтепровод «Сикуко – Ковеньяс» в Колумбии протяженностью 534 км.

Европа

Европа имеет большие запасы нефти и газа. Из стран, входящих в Европейский Союз, 6 – производители нефти. Это Великобритания, Дания, Германия, Италия, Румыния и Нидерланды. Если взять ЕС в целом, то он является крупнейшим производителем нефти и занимает седьмое место, а также второе место по ее потреблению в мире. Доказанные запасы нефти стран ЕС на начало 2014 года составляют 900 млн тонн. Одна из самых крупных магистралей – Южно-Европейский нефтепровод , которая транспортирует нефть от порта Лаверт в Карлсруэ через Страсбург. Протяжённость данного нефтепровода составляет 772 км.

Нефтепровод «Баку — Тбилиси — Джейхан» , предназначенный для транспортировки каспийской нефти к турецкому порту Джейхан, расположен на берегу Средиземного моря. Нефтепровод введен в эксплуатацию 4 июня 2006 года. В настоящее время по нефтепроводу прокачивается нефть с блока месторождений «Азери-Чираг-Гюнешли» и конденсат с месторождения «Шах-Дениз». Протяжённость нефтепровода «Баку — Тбилиси — Джейхан» составляет 1768 километров. Нефтепровод проходит по территории трёх стран - Азербайджана (443 км), Грузии (249 км) и Турции (1076 км). Пропускная способность составляет 1,2 млн баррелей нефти в сутки.

Центрально-европейский нефтепровод — приостановленный трубопровод для сырой нефти, который пересекает Альпы проходя по маршруту Генуя (Италия) — Феррара — Эгль — Ингльштадт (Германия). Нефтепровод сдан в эксплуатацию в 1960 году и снабжал нефтеперерабатывающие заводы Баварии. Нефтепровод закрылся 3 февраля 1997 из-за проблем с экологией и высоких санационных издержек. Протяженность нефтепровода 1000 километров.

Россия

Один из самых старых отечественных нефтепроводов – «Дружба» . Система магистральных нефтепроводов построена в 1960-е предприятием СССР «Ленгазспецстрой» для доставки нефти из Волгоуральского нефтегазоносного района в социалистические страны Восточной Европы. Маршрут проходит от Альметьевска (Татарстан) через Самару до Мозыря и разветвляется на северный и южный трубопроводы. Северный проходит по Белоруссии, Польше, Германии, Латвии и Литве, южный – по Украине, Чехии, Словакии и Венгрии. В систему магистральных нефтепроводов «Дружба» входит 8900 км трубопроводов (из них 3900 км на территории России), 46 насосных станций, 38 промежуточных насосных станций, резервуарные парки которых вмещают 1,5 млн м³ нефти. Рабочая мощность нефтепровода составляет 66,5 млн тонн в год.

Действует также нефтепровод БТС-1 , который связывает месторождения нефти Тимано-Печорского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с морским портом Приморск. Целями строительства балтийской трубопроводной системы было повышение мощности сети экспортных нефтепроводов, снижение издержек на экспорт нефти, а также необходимость снижения рисков транзита нефти через другие государства. Пропускная мощность нефтепровода составляет 70 млн тонн в год.

Всем известен и нефтепровод БТС-2 от города Унеча в Брянской области до Усть-Луги в Ленинградской области, призванный стать альтернативным маршрутом поставок российской нефти в Европу, который заменит нефтепровод «Дружба» и позволит избежать транзитных рисков.

ВСТО (трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» ) - нефтепровод, проходящий от города Тайшет (Иркутская область) до нефтеналивного порта Козьмино в заливе Находка. Строительство трубопровода ВСТО уже признано уникальным по целому ряду показателей, таких, как протяженность (4740 км), условия труда, уникальная забота об экологии и невиданный синергетический эффект для экономики региона. Основная цель его заключается в том, чтобы стимулировать нефтяные компании осваивать месторождения Восточной Сибири, и диверсифицировать поставки нефти, подключив крупных потребителей в АТР. Свою роль сыграли и геополитические факторы — ряд законов в странах Европы, которые были направлены против зависимости от российской нефти. В такой ситуации правильнее всего заранее искать новые рынки сбыта.

Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) - крупнейший международный нефтетранспортный проект с участием России, Казахстана, а также ведущих мировых добывающих компаний, созданный для строительства и эксплуатации магистрального трубопровода протяженностью более 1,5 тыс. км. Соединяет месторождения Западного Казахстана (Тенгиз, Карачаганак) с российским побережьем Чёрного моря (терминал Южная Озереевка около Новороссийска).

Китай

Сегодня Китай потребляет 10 млн баррелей нефти в день, хотя добывает всего 200 млн т в год. Поскольку собственных ресурсов в стране мало, с каждым годом он все больше будетзависеть от импорта нефти и газа. Для решения этой проблемы и в собственных целях Россия построила ВСТО-1 протяженностью более 2500 км. Он проходит от Тайшета до Сковородино, а его пропускная способность – 30 млн т в год. Сейчас идет строительство второй части до порта Козьмино (Тихоокеанское побережье), пока же поставки осуществляются по железной дороге. В Китай нефть поставляется по отрезку магистрали Сковородино – Дацин.

Благодаря прокладке второй нитки трубопровода проект ВСТО-2 предполагает увеличение пропускной способности до 80 млн т в год. Его планируют запустить в декабре 2012 г.

Казахстан

Нефтепровод «Казахстан-Китай» является первым для Казахстана нефтепроводом, позволяющим напрямую осуществлять импорт нефти за рубеж. Протяженность трубопровода составляет порядка 2000 километров и простирается от Каспийского моря до города Синьцзян в Китае. Трубопровод принадлежит Китайской национальной нефтегазовой корпорации (CNPC) и нефтяной компании казахского КазМунайГаз. Строительство газопровода было согласовано между Китаем и Казахстаном в 1997 году. Строительство нефтепровода осуществлялось в несколько этапов.

Ближний Восток

Южно-Иранский нефтепровод длиною 600 км проложен до Персидского залива и является выходом на мировые нефтяные рынки.

Нефтепровод «Киркук — Джейхан» — 970 километровый нефтепровод, самый большой нефтепровод Ирака, соединяющий Киркукское месторождение (Ирак) с нефтеналивным портом в Джейхане (Турция). Нефтепровод состоит из 2 труб диаметром 1170 и 1020 миллиметров, с пропускной способностью в 1,100 и 500 тысяч баррелей в день соответственно. Но сейчас нефтепровод не использует всех свои мощностей и фактически через него проходит около 300 тысяч баррелей в день. Во многих местах трубы нуждаются в значительном ремонте. С 2003 года с Иракской стороны работа нефтепровода усложнялась многочисленными актами саботажа.

Трансаравийский нефтепровод — 1214 километровый нерабочий ныне нефтепровод, который пролегал от Аль-Кайсума в Саудовской Аравии до Сайды (нефтеналивной порт) в Ливане. Он служил важной частью мировой нефтяной торговли, американской и внутриближневосточной политики в период своего существования, а также способствовал экономическому развитию Ливана. Пропускная способность составляла 79000 м 3 в сутки. Строительство трансаравийского нефтепровода началось в 1947 году и велось, в основном, под руководством американской компанией Bechtel. Первоначально он должен был заканчиваться в Хайфе, которая находилась тогда под британским мандатом в Палестине, но в связи с созданием государства Израиль, был выбран альтернативный маршрут через Сирию (Голанские высоты) в Ливан с портовым терминалом в Сайде. Перекачивание нефти по трубопроводу началось в 1950 году. С 1967 года в результате Шестидневной войны, часть трубопровода, которая проходила через Голанские высоты перешла под израильский контроль, но израильтяне не перекрыли трубопровод. После нескольких лет постоянных диспутов между Саудовской Аравией, Сирией и Ливаном о транзитных сборах, появления нефтяных супертанкеров, и аварий на нефтепроводе, часть линии севернее Иордании прекратила функционировать в 1976 году. Оставшаяся часть нефтепровода между Саудовской Аравией и Иорданией продолжала транспортировать небольшие объёмы нефти вплоть до 1990 года, когда Саудовская Аравия прекратила поставки в ответ на нейтралитет Иордании во время первой войны в Персидском заливе. Сегодня, вся линия непригодна для транспортировки нефти.

Восточно-Аравийский нефтепровод длиной 1620 км обеспечивает поставки углеводородного сырья на побережье Персидского залива.

Африка

Африка имеет большой потенциал, но он почти не используется. Большие месторождения нефти есть в Нигерии, Алжире и на шельфе Атлантического океана. Среди нефтепроводов можно выделить трубопровод «Эджеле (Алжир) – Сехира (Тунис)» длиной 790 километров, а также «Чад — Камерун» протяженностью 1080 километров.

Нефтепровод «Tazama» — нефтепровод длинной 1710 километров от терминала в Дар-эс-Саламе (Танзания) в Ндола (Замбия). Он был введен в эксплуатацию в 1968 году. В настоящее время мощность нефтепровода составляет 600000 тонн в год. Д иаметр трубопровода колеблется между 8 и 12 дюймов (200 и 300 мм).

P.S. Эксперты отмечают появление еще одного района – это Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) плюс Северная Евразия совместно с тихоокеанскими странами Американского континента (АТРАМ). Уже сегодня между государствами АТРАМ развиваются активные торгово-экономические связи. Отметим, что здесь сконцентрирована большая часть населения планеты Земли. Экспорт нефти, направленный в АТР, в т.ч. в Китай, Корею и Японию, а также в США, составляет около 15% от всего экспорта. Бесспорно, эти государства являются самыми развивающимися в последние годы. В ближайшее время в АТРАМе планируется построить трубопроводы общей протяженностью около 13 000 км. После 2011 г. количество увеличится в несколько раз и составит свыше 75 000 км, из них 10% будет проложено по морскому дну.

НЕФТЕПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ (а. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe-line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) — комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта к потребителям (нефтеперерабатывающему заводу или перевалочным нефтебазам). Нефтепровод магистральный сооружается из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давление от 5,5 до 6,4 МПа, пропускная способность до 90 млн. т нефти в год. Нефтепровод магистральный прокладываются подземным, надземным и наземным способами (см. Подземный трубопровод , Надземный трубопровод , ) и защищаются от коррозии нанесением изоляционных покрытий , а также с помощью катодной и дренажной защиты (см. Дренажная защита трубопровода , ).

В состав нефтепровода магистрального входят трубопроводы , линейная арматура, головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции, линейные и вспомогательные сооружения. Нефтеперекачивающие станции предназначены для повышения давления нефти при её транспортировке и устанавливаются по трассе нефтепровода магистрального через 80-120 км в соответствии с гидравлическим расчётом (см. Головная нефтеперекачивающая станция , ). Нефтепроводы магистральные большой протяжённости состоят из нескольких эксплуатационных участков, каждый из которых включает 4-8 нефтеперекачивающих станций. На головной нефтеперекачивающей станции, а также в начале каждого эксплуатационного участка располагаются промежуточные резервуары (для обеспечения бесперебойной работы трубопровода). Перекачка нефти в пределах участка ведётся от насосов предыдущей нефтеперекачивающей станции непосредственно к насосам последующей, а между эксплуатационных участками — с подключением резервуаров. Кроме того, в начале нефтепровода магистрального и на его конечном пункте сооружаются резервуарные парки .

На нефтеперекачивающих станциях устанавливают основные, как правило, центробежные насосы (см. ), а на головных нефтеперекачивающих станциях — дополнительно подпорные насосы (для создания требуемого напора нефти, поступающей из резервуаров перед основными насосами). Нефтепроводы магистральные для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей , как правило, оборудуются устройствами для подогрева нефти , которые находятся на нефтеперекачивающих станциях и на пунктах подогрева, располагаемых на трассе в соответствии с тепловым расчётом нефтепровода. Подогрев нефти на последних производится в теплообменниках или в печах , работающих на жидком или газообразном топливе. При необходимости транспортировки больших количеств нефти сооружаются многониточные системы нефтепроводов, состоящие из 2 и более параллельных линий. Управление режимами работы нефтепровода магистрального осуществляется при помощи автоматизированных систем, включающих диспетчерские пункты, системы телемеханики и ЭВМ.

Магистральный трубопровод – это совокупность производственных объектов, относящихся к работе магистрального трубопроводного транспорта, и местных распределительных трубопроводов, предназначенная для транспортировки жидких и газообразных продуктов от мест приемки от производителя до мест хранения или сдачи потребителям или же перевалки на другой вид транспорта. Транспортировка продуктов производится под действием разности давлений (напоров) в различных сечениях М.т. (см. Газопровод ). Производственными объектами магистрального трубопроводного транспорта являются собственно трубопровод, комплексы машин и оборудования, зданий, строений и сооружений с прилегающими к ним территориями и акваториями, предназначенными для обеспечения транспортирования продуктов. Таким образом, М.т. в целом включает линейную часть (магистраль), в т.ч. отводы, ответвления, лупинги, а также местные распределительные трубопроводы, компрессорные станции, насосные (перекачивающие) станции, резервуарные парки, распределительные станции. Линейная часть М.т. состоит из трубопроводов (включая запорную и иную арматуру, установки электрохимической защиты от коррозии, сооружения технологической связи и иные технические устройства и сооружения) и обеспечивает перемещения транспортируемого продукта между насосными (компрессорными) станциями и/или резервуарными парками. Местные распределительные трубопроводы – это составляющая линейной части М.т., включающая ответвления от М.т. до входных узлов запорной арматуры газораспределительных станций или иных производственных объектов потребителей транспортируемого продукта. Все М.т. делятся на участки по категориям безопасности. Назначение категорий безопасности участков трубопровода зависит от следующих факторов: транспортируемого продукта, уровня рабочего давления, диаметра трубопровода, конструктивных особенностей участка, особенностей территории прокладки трубопровода, ответственности участков по поставкам продуктов потребителям, плотности населения в зоне прохождения трубопровода. Опасности, исходящие от объектов М.т., определяются его спецификой и свойствами транспортируемого продукта. При оценке безопасности эксплуатации М.т. учитываются следующие факторы:

• внешние антропогенные воздействия, в том числе возможность несанкционированных врезок в трубопровод и террористических актов;
• факторы внутренней и внешней коррозии;
• факторы надежности технических устройств, применяемых на объектах трубопроводного транспорта (толщина стенки труб, усталость металла, технология изготовления, материал, продолжительность эксплуатации, контроль качества и другие факторы);
• факторы качества строительно-монтажных работ, в том числе условия производства работ, возникновение и распространение растрескивания или смятия труб и сварных швов в процессе монтажа или эксплуатации;
• конструктивно-технологические факторы (защита от превышения давления, меры по предотвращению гидратообразования на газопроводах, эффективность системы обнаружения утечек и телемеханики, возможность потери устойчивости положения трубопровода, особенно для морского трубопровода, учет дополнительных напряжений от изгиба, вызванных просадкой основания трубопровода);
• внешние природные воздействия (землетрясения, оползни, состояние грунта, обледенение, образование радиоактивных отложений на деталях внутрипромысловых трубопроводов и иные гидрометеорологические, сейсмические и геологические опасности);
• эксплуатационные факторы (уровень квалификации персонала, организационные меры);
• непосредственные воздействия объектов трубопроводного транспорта на экологически уязвимые объекты (населенные пункты, водозаборы, заповедники и т. п.);
• воздействия возможных последствий загрязнения окружающей среды, нарушения плодородного почвенного слоя, растительного покрова при строительстве, реконструкции и утилизации;
• поражающие факторы аварий (взрыв, термическое излучение, токсическое поражение, разлет осколков, загрязнение окружающей среды) и нарушений плодородного почвенного слоя, растительного покрова при локализации аварий и ликвидации их последствий.

При проектировании М.т. и при ведении строительных работ исключается не регламентированное нормами повреждение объекта трубопроводного транспорта (в т.ч. при строительстве мостов и других несущих сооружений, пересекающих участки трубопровода; предусматриваются меры по недопущению нарушений безопасных условий эксплуатации объекта трубопроводного транспорта. Указанные меры безопасности согласовываются с организацией, эксплуатирующей объект трубопроводного транспорта. При анализе ЧС на М.т. учитывается потенциальная опасность загрязнения окружающей среды (см. Источник загрязнения ). Аварии и катастрофы на М.т. (см. Авария на трубопроводе ) приводят к гибели людей, разрушению инфраструктуры. Они наносят большой ущерб окружающей среде и влекут большие затраты на ликвидацию их последствий. Для обеспечения их безопасной эксплуатации необходимо выполнение комплекса мероприятий. Это разработка и использование:

• новых методов прокладки трубопроводов (в частности, наклонное бурение, тоннелирование, метод «труба в трубе»);
• систем ранней технической диагностики, обнаружения аварийного истечения и фонового мониторинга;
• систем локализации нефтяного разлива (перехват нефти, боны-нефтеловушки и др.);
• систем снижения пульсаций и гидравлических ударов.

При возникновении ЧС на М.т. анализируются: локальные и протяженные (магистральные) разрушения, локальные и общие потери устойчивости, образования арок, пространственные смещения из-за подвижки грунтов, провисания из-за размыва грунтов, разрывы при оползнях и землетрясениях, локальная и общая коррозия. Названные опасные процессы приводят к истечению транспортируемых газов и жидкостей (нефть, нефтепродукты, широкие фракции углеводородов, аммиак, сжиженный природный газ), пожарам, взрывам, загрязнению почв и акваторий. Для предотвращения таких ЧС используются специальные нормы и правила проектирования, изготовления, контроля, эксплуатации, ремонтно-восстановительных работ. К числу базовых показателей безопасности и защищенности М.т. от ЧС относятся: число аварий на 1000 км трубопровода в год (этот показатель постоянно снижается за последние 30 лет от 4÷5 до 0,15÷0,20), индивидуальные риски гибели людей (от 10 -4 до 10 -6).

Источники: Безопасность России: безопасность трубопроводного транспорта. –М., 2002; Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Новосибирск, 2005.

Значение трубопроводного транспорта в нефтегазовой отрасли. В настоящее время трубопроводы незаменимы при транспортировке нефти и газа на огромные расстояния от мест их добычи к местам потребления. При транспортировании газа и нефти по трубопроводам потери перекачиваемых продуктов (по сравнению с другими видами транспорта) минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопроводу позволяет обеспечить ритмичную четкую работу производств, получающих топливо (или сырье) по трубопроводам. Отметим и такой важный фактор, как возможность быстрого строительства трубопроводов большой протяженности в самых сложных условиях. Ни автодороги, ни тем более железные дороги невозможно (при одинаковых затратах) построить в столь сжатые сроки, как трубопроводы. Поэтому и освоение газовых и нефтяных месторождений начинается значительно раньше, чем это было бы при других видах транспорта. При этом следует иметь в виду, что постройки одной дороги мало; необходим парк цистерн, резервуаров, локомотивов, и т.д., создание которого также требует времени.

Строительство любой дороги требует больших площадей земель, часто плодородных. Применяющиеся в настоящее время методы строительства трубопроводов позволяют практически полностью использовать в сельском хозяйстве землю вдоль трубопроводных трасс. Тем самым уменьшается изъятие земель из сельскохозяйственного производства.

Таким образом, значение трубопроводного транспорта будет возрастать, обеспечивая транспортными «перевозками» новые сферы.

Классификация нефтепроводов

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика.

Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних, и достигает нескольких десятков и даже сотен километров.

К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:

• I класс от 1000 до 1200 мм включительно;
• II класс от 500 до 1000 мм включительно;
• III класс от 300 до 500 мм включительно;
• IV класс менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методам.

Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:

• подводящие трубопроводы;
• головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции(НПС);
• конечный пункт;
• линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и её закачки из резервуаров в трубопровод.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена ниже. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за её количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится её отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2(с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4(с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств - скребков.

1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - дом обходчика; 14 линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км).

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена ниже. Она включает магистральную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

1 - магистральная насосная; 2 - площадка регуляторов давления; 3 - площадка приема и пуска скребка; 4 - площадка с фильтрами-грязеуловителями

Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка-«конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:

1. собственно трубопровод (или линейная часть);
2. линейные задвижки;
3. средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и проекторной защиты, дренажные установки);
4. переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);
5. линии связи;
6. линии электропередачи;
7. дома обходчиков;
8. вертолетные площадки;
9. грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее(м):

• при обычных условиях прокладки 0,8;
• на болотах, подлежащих осушению 1,1;
• в песчаных барканах 1,0;
• в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6;
• на пахотных и орошаемых землях 1,0;
• при пересечении каналов 1,1.

Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на выходе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (при-грузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее, чем на 200 мм больше диаметра трубопровода. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах либо за счет собственной жесткости трубы).

Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги.

Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу.

Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок.

По вдоль трассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопровод.

На расстоянии 10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

Трубы для магистральных нефтепроводов

Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, т.к. это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал.

По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные - при диаметрах 219 мм и выше.

Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В качестве примера ниже приведен сортамент наиболее распространенных электросварных труб.

В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0 С и выше, температура строительства -40 С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации -20…-40 С, температура строительства -60 С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали.

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

Основными поставщиками труб большого диаметра (529…1220 мм) для магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопрокатный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы.

Трубопроводная арматура

Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) - для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) - для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.

Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом.

Регуляторами давления называются устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление - до или после регулятора, различают регуляторы типа «до себя» и «после себя».

Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор.