Нефтегазовая промышленность и топливно-энергетический комплекс


ГЛАВА 4. ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ



жүктеу 3.85 Mb.
бет17/22
Дата29.08.2018
өлшемі3.85 Mb.
түріУчебно-методический комплекс
1   ...   14   15   16   17   18   19   20   21   22
ГЛАВА 4. ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ
4.1. Транспорт углеводородного сырья
Без науки и с нефтью будут потемки.

/Д.И. Менделеев/


Существуют три основных вида транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: водный, железнодорожный и трубопроводный. Природный газ, находящийся в газообразном состоянии, транспортируется только по трубопроводам. Для перевозки природного газа между континентами, разделенными морям, применяется транспорт сжиженного (с температурой около –1600С) природного газа в специальных танкерах - метановозах. Каждый из указанных видов транспорта имеет свои отличительные особенности.

Водный транспорт позволяет в наливных баржах и танкерах, а иногда в мелкой таре перевозить нефть, нефтепродукты и сжиженные природные и нефтяные газы в любых количествах. Если речь идет о речном транспорте, то водный путь, как правило, длиннее трассы трубопровода или железнодорожного пути. В некоторых случаях это существенно удорожает транспорт. Речной транспорт в России носит сезонный характер. Поэтому в пунктах налива и разгрузки судов приходится строить дополнительные емкости для накапливания нефтяных грузов на межнавигационный период или заменять водный транспорт железнодорожными перевозками.

Нефтеналивные суда должны соответствовать классу перевозимых нефтепродуктов, установленному правилами перевозок. Нефтеналивное судно состоит из жесткого металлического каркаса, к которому крепится металлическая обшивка: снаружи - корпус судна, а изнутри - танк судна, куда заливают нефть или нефтепродукт. Баржи и многие речные танкеры внутренней обшивки не имеют. Корпус судна делится продольными и поперечными непроницаемыми перегородками на ряд отсеков, называемых танками. Наличие танков обеспечивает непотопляемость судна, уменьшает гидравлические удары при качке, увеличивает пожарную безопасность, улучшает условия эксплуатации. Объем одного танка (600÷1500) м3 в зависимости от грузоподъемности судна. Танки между собой соединяются при сливе и наливе отверстиями, расположенными у днища, которые герметично закрываются при движении судна. Доступ в танки осуществляется через люки. Грузовые танки отделяют от остальных судовых помещений двумя непроницаемыми переборками, установленными на расстоянии (1÷1,5) м одна от другой.

В носовой части судна размещают сухогрузный трюм, в середине - насосное отделение, а на корме - машинное отделение, топливные баки, жилые помещения.

Танкеры подразделяют на речные и морские. Вместимость танкеров достигает в настоящее время 500000 м3. Баржи строят трех типов: рейдовые, речные и системные.

Мореходные и рейдовые баржи используют для коротких морских рейсов, для доставки нефтепродуктов на береговые нефтебазы с морских танкеров, лишенных возможности из-за большой осадки подходить близко к берегу или входить в устье мелководных рек. Рейдовые баржи имеют повышенные борта и усиленные корпуса, рассчитанные на возможность плавания в открытом море. Водоизмещение их до 4500 м3. Системные баржи предназначены для прохода через шлюзы плотин и каналов. Их вместимость не превышает 2000 м3. Речные баржи имеют вместимость до 12000 м3. Корпус их менее прочен, чем рейдовых.

Налив и слив нефтепродуктов производят через специальные погрузо-разгрузочные трубопроводы, которые имеются в каждом танке и которые на палубе подключены к общему коллектору. На танкерах имеются насосные отделения с насосами подачи до 2000 м3/ч. Насосные отделения оборудованы грузовыми и зачистными насосами. Слив и налив барж осуществляется береговыми и плавучими насосными установками.

Баржи объединяют в караваны до 40000 м3. Суда характеризуются следующими технико-экономическими показателями:

-водоизмещением - массой воды, вытесненной груженым судном;

-дедвейтом - массой поднимаемого груза, транспортного и хозяйственного;

-грузоподъемностью - массой транспортного груза;

-осадкой при полном грузе;

-скоростью хода при полном грузе.

В последние годы для перевозки нефти и нефтепродуктов используют плавучие эластичные баллоны, изготовляемые из различных видов пластмасс. Подсчитано, что стоимость перевозок в таких баллонах (предусматривается увеличение их вместимости и транспортировка целыми группами) будет на 50% ниже стоимости перевозок в обычных танкерах.

Железнодорожным транспортом можно перевозить нефтяные грузы всех видов, в том числе и сжиженные нефтяные газы. Использование железнодорожного транспорта при больших установившихся нефтяных грузооборотах нецелесообразно из-за экономических соображений. Для перевозки мелких партий нефтепродуктов (в первую очередь масел, битума и других) железная дорога является предпочтительным видом транспорта. Железнодорожный транспорт, хотя и не является непрерывным, но обладает меньшей степенью неравномерности работы по сравнению с водным транспортом (перевозки производятся круглый год).

Перевозки нефтепродуктов по железной дороге осуществляются в вагонах-цистернах или в таре. Масла, расход которых обычно мал, часто перевозят в бочках, бидонах, контейнерах, в обычных открытых или закрытых вагонах. Мазуты, бензины, дизельные топлива и другие нефтепродукты перевозят в железнодорожных цистернах. Заводы нашей страны выпускают стандартные цистерны объемом 50, 60, 90 и 120 м3 и цистерны специального назначения. Однако, в эксплуатации сохранились, хоть и в небольшом количестве, разнотипные цистерны старых выпусков, что затрудняет работу железнодорожного транспорта.

Железнодорожные цистерны характеризуются следующими технико-экономическими показателями:

-грузоподъемностью - массой груза, допускаемого к перевозке в цистерне;

-тарой цистерны - собственной массой порожней цистерны;

-коэффициентом тары - отношением массы тары к грузоподъемности;

-осностью - числом колесных осей цистерны;

-нагрузкой на ось - нагрузкой передаваемой колесной парой на рельсы;

-нагрузкой на 1 м пути.

Котлы цистерны изготавливаются сварными из листовой стали. Котел цилиндрический со сферическими днищами. Котел снабжается колпаком, рассчитанным на вмещение расширяющегося от колебаний температуры нефтепродукта.

Колпаки цистерн снабжены люками, которые закрываются круглыми крышками со сферической поверхностью. Люки служат для налива груза и доступа внутрь котла цистерны. Котлы цистерн испытываются гидравлическим давлением 0,4 МПа. При нормальных эксплуатационных условиях внутреннее давление не превышает 0,15 МПа.

По конструкции цистерны разделяют на цистерны общего и специального назначения. Цистерны специального назначения используют для перевозки сжиженных газов, для перевозки кислот, вязких и застывающих нефтепродуктов.

Вагоны-цистерны для перевозки вязких нефтей и нефтепродуктов выпускают с паровой рубашкой, в виде вагонов- термосов с тепловой изоляцией, вагонов с вмонтированными внутрь котла цистерны подогревательными аппаратами. Для перевозки битума используют двухосные и четырехосные бункерные полувагоны системы А.А. Скорбященского. Эти вагоны состоят из опрокидывающихся бункеров с паровой рубашкой, которая позволяет перед разгрузкой битума подплавлять его у стенок бункера.

Кроме основных видов транспорта большую роль играет автомобильный транспорт. Нефтепродукты перевозят в автоцистернах или в мелкой таре. Автотранспорт в основном используется для перевозки нефтепродуктов от крупных нефтебаз к мелким и далее к потребителям, а также для перевозки сжиженных нефтяных газов от пунктов выработки и газонаполнительных станций к потребителям (в автоцистернах и баллонах, доставляемых на бортовых автомобилях). За рубежом сжиженный природный газ перевозят специальными криогенными автоцистернами от заводов сжижения или морских перевалочных баз сжиженного природного газа к так называемым сателлитным базам, где сжиженный газ регазифицируют и по газораспределительным сетям подают потребителям.



Воздушный транспорт для перевозки нефтепродуктов применяется лишь в особых случаях - снабжение станций в Арктике и Антарктиде, доставка нефтепродуктов в труднодоступные регионы.

Трубопроводы служат для транспортировки больших количеств нефти, газа, нефтепродуктов и сжиженных нефтяных газов в одном направлении. Трубопроводный транспорт обладает следующими преимуществами по сравнению с другими видами транспорта:

- трасса трубопровода короче трасс других видов транспорта, причем трубопровод может быть проложен между двумя любыми пунктами на суше, находящимися на любом расстоянии друг от друга;

- трубопроводный транспорт, в отличие от других видов транспорта - непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и бесперебойное снабжение потребителей, благодаря чему отпадает необходимость создания крупных запасов транспортируемого груза на концах трассы;

- потери нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте меньше, чем при перевозках другими видами транспорта;

- трубопроводный транспорт наиболее механизированный и легче других поддается автоматизации.

К недостаткам трубопроводного транспорта относится «жесткость» трассы перевозок, т.е. невозможность изменить направление перевозок после постройки трубопровода. Сооружение магистральных трубопроводов обходится дорого. На строительство трубопровода расходуются, сотни тысяч тонн стали. Поэтому, целесообразность строительства магистрального трубопровода должна обосновываться, прежде всего, экономическими расчетами.



4.2. Трубопроводный транспорт углеводородов
Помните пословицу: "За морем телушка - полушка, да рубль перевоз...". Она как нельзя лучше, характеризует транспортные про­блемы, возникающие при перевозке нефти. Во-первых, как никакой другой товар, нефть требует: особой осторожности в обращении. Дейст­вительно, загоревшуюся нефть водой не зальешь - это не дрова. Во-вторых, за время длительного пути в негерметичной таре она изменит свои свойства, а в плотно закрытых сосудах, нагревшись на солнце, может взорваться. Сегодня вряд ли кому придет в голову мысль про­верить уровень нефти в темной емкости, осветив ее поверхность с помощью спички или открытого огня. А на заре цивилизации - как знать? Хотя, на византийских кораблях нефть перевозили в герметич­но запечатанных амфорах - это уже доказано. Песок, служивший бал­ластом, в случае нужды выступал еще и в роли огнетушителя. Нефть всегда была ходовым товаром, и перевозили ее в чем угодно, а чаще - в кожаных мешках на лошадях или на верблюдах. Ну, а много ли ее надо было? История не оставила нам сведений о том, к каким ухищрениям приходилось прибегать, например, генералу Матюшкину, получившему приказ Петра Великого вывезти из Баку тысячу пу­дов "светлой нефти". А ведь она представляла собой нечто среднее между бензином и керосином и очень легко воспламенялась.

Железнодорожную цистерну придумали американцы, успевшие до на­чала нефтяной лихорадки покрыть всю страну сетью трансконтиненталь­ных железных дорог. Значительная грузоподъемность, возможность быст­рой загрузки и выгрузки сыграли определяющую роль и цистерны заняли существенное место в парке железнодорожных вагонов.

Зато в создании нефтеналивных судов русская изобретательская мысль обогнала американскую. В 1873 г. братья Артемьевы приспосо­били под налив нефти парусник "Александр". Но первым настоящим тан­кером, первенцем мирового нефтеналивного флота, стал "Зороастр" - небольшой пароход (250 т), построенный по русскому проекту на шведской верфи. Его грузовые отсеки - танки - были отделены от ма­шинного отделения двойной перегородкой, внутрь которой заливалась вода. Первые речные наливные баржи, созданные В.Г. Шуховым в Сарато­ве, собирались из отдельных секций, а для загрузки использовалась не мускульная сила, а паровые насосы.

В настоящее время около одной пятой всего мирового флота за­нято перевозкой нефти и нефтепродуктов, а во вторую мировую войну - почти половина всех видов транспорта. До 50-х годов грузоподъем­ность танкеров не превышала 15 тыс. тонн, а уже к 70-м годам более трети мирового нефтеналивного флота составляли танкеры, способные принять в свое чрево не менее 30 тыс. тонн, а это уже супертанкеры, перевозка в которых обходится владельцам значительно дешевле.

Ведущие позиции в создании супертанкеров принадлежат Японии. Грузоподъемность танкеров поражает: "Токио-мару" - 150 тыс. тонн, "Ниссеки-мару" - 380, "Глобтик-Токио" - 480. В последние годы создаются ультрасупертанкеры грузоподъемностью около миллиона тонн.

Из отечественных танкеров можно выделить судно подобного клас­са "Крым", его длина почти 300 м. ширина 45, а тормозной путь более километра.

В последнее время находят применение пластмассовые эластичные емкости, заменяющие металлические баржи. Они хорошо наполняются, имеют малый удельный вес, хорошо держатся на воде и легко букси­руются к месту назначения.

Для перевозки газообразных углеводородов из Алжира в США соз­дан целый флот танкеров-метановозов. У них на борту работают спе­циальные компрессорные и холодильные установки, поддерживающие тем­пературу ниже минус 80°С и давление (5÷6) МПа. Число таких танкеров-термосов множество, однако, и они не в состоянии решить хотя бы половину проблем, связанных с доставкой нефти и нефтепродуктов. Здесь достаточно сказать, что большинство крупных месторождений неф­ти и газа находятся далеко от мест переработки, транспортных ма­гистралей, крупных судоходных рек. Специалисты нашли реше­ние данной проблемы, проложив по всему земному шару мощную и раз­ветвленную сеть трубопроводов, развитие которой продолжается.

Идея транспорта веществ по трубам не нова. Человек давным-дав­но начал использовать трубопроводы. Вероятно, сначала для воды. В античные времена было много сооружений для ее подачи - акведуки, водопроводы. Известны свинцовые водопроводы Рима, подававшие воду для питья и в общественные бани, которые римляне строили повсюду в своей империи. Сохранились описания деревянных трубопроводов в Древнем Китае.

Опыта по сооружению водопроводов русским мастерам не занимать: еще в XIII веке был сооружен водопровод из деревянных труб, который подавал воду в Новгород из р. Волхов. Внутренний диаметр труб сос­тавлял 140 мм, наружный - 300 мм. Почти 500 лет назад был пост­роен самотечный водопровод в Московском Кремле, а в 1555 г., по решению Ивана Грозного - для подачи воды на соляные промыслы близ Тотьмы.

В Соловецком монастыре монахи использовали трубопроводы для подачи... кваса, которым монастырь славился в середине XVI века. В XVII веке во Франции в королевском дворце в Версале были сооружены фонтаны, а в городе Марли - водопровод, которые поража­ли воображение современников своими масштабами. Водопровод в Марли считали "чудом XVII века". Фонтаны в Петергофе с системой водоснабжения также представляли значительный технический уровень для того времени. Водопровод для снабжения Царского села, построенный в 1883 г. имел протяженность около 14 км.. В настоящее время никого не удивишь тем, что этим транспор­том можно воспользоваться при "перевозке" молока, песка, угля и даже свежей рыбы, как это осуществляется из портового города Ростока (Германия) в Берлин.

Из всех работ, связанных с нефтью, наиболее спокойной и ста­бильной кажется эксплуатация нефтепроводной системы. Что тут особенного: одним концом трубопровод упирается в резервуары, рас­положенные в районе добычи нефти, другим - в резервуары-приемники перерабатывающего завода или промышленного центра. На линии магистрали стоят насосные станции, которые поддер­живают нужное давление. Вот и все. Однако, это лишь первое и очень поверхностное знакомство.

Примеси в нефти вызывают коррозию металла, что в конечном счете может спровоцировать аварию. Низкие температуры и высокое содер­жание парафинов приводит к образованию различных пробок и даже к полной остановке перекачки. Нефть требует особого подхода, который в свое время предложил В.Г. Шухов, используя подогреваемые трубопро­воды на Бакинских промыслах. Специалисты все время работают над усовершенствованием транспортировки. Как увеличить пропускную спо­собность трубопровода без увеличения его диаметра? Ничтожная добав­ка специального полимера - и нефтяной поток меняет свою структуру, возрастает скорость потока. Этим часто кратковременно пользуются при закачке нефти в танкер, поскольку альянс "полимер-нефть" неус­тойчив.

Трубопроводы должны быть прочными, электро- и теплоизолиро-ванными, эластичными, устойчивыми к деформациям под давлением грунта и внутреннего давления, химически инертными и т.д.

Прокладка трубопроводов тоже дело нелегкое. Трудно и ответственно герметично сварить трубы в единую нитку, довольно длин­ную, например: газопровод Уренгой – Помара - Ужгород в 4500 километров, он имеет только протяженность сварных швов 7000 километров! Трубопроводы по бездорожью – через топкие болота и широкие реки, для этого требуется самая современная техника, даже лазерная. Инте­ресный способ переброски трубопроводов через непроходимые топи и другие препятствия испытан недавно на Тюменском севере. По коман­де "Пуск" прогремел взрыв. Плеть трубопровода метрового диаметра, опоясанная кассетами с пороховыми реактивными двигателями, сначала слегка дернулась, потом сдвинулась с места и стала быстро продви­гаться, срезая на своем пути болотные кочки и кусты. Таким обра­зом, в считанные секунды "реактивный трубопровод" миновал трехсот­метровый участок топи, сэкономив большие средства.

Одна из американских фирм уложила в Мексиканском заливе на глубину 49 м трубопровод длиной более трех километров всего за 12 часов, предварительно намотав трубу диаметром 300 мм на громадный барабан, достигавший в диаметре 24 м.

Трубопроводы позволяют получать потребителям нефть, нефтепро­дукты и газ - в кратчайшие сроки и практически без потерь. Многие процессы при их эксплуатации автоматизированы. Именно поэтому, даль­нейшее развитие сети трубопроводов важно для экономики России. В комбинации с другими видами перевозок углеводородов рассматриваемая система должна стать жизненно важной нефтеносной "артерией" всего промышленного комплекса.

Выше уже отмечалось, что отечественный керосин, вывозившийся с Апшеронского полуострова в начале века, именовался "Бакинской бурдой" и не мог конкурировать с дорогим, но чистым американским керосином. А причина была практически одна - нефтепромышленники вовремя не обратили внимания на проблемы хранения готовой продук­ции и существенно в этом отстали. Непонимание ценности всех сос­тавляющих керосина и неумение их сохранить привело к тому, что внутренний российский рынок заполнила заокеанская продукция.

Появившиеся двигатели внутреннего сгорания потребовали бензина, а его из нефти, - хранящейся под открытым небом и в деревянных бочках, много и качественно не получишь, необходим кроме того определенный запас.

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов. Когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делят на следующие группы:

- внутренние - соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

- местные - по сравнению с внутренними имеют большую протяженность и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

- магистральные - характеризуются большой протяженностью, поэтому, перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными на трассе. Режим работы трубопроводов - непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом).

В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов.

Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400÷800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.

Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3÷1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками, оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

Конечный пункт нефтепродуктопровода - резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.

Большинство центров нефтепереработки находится вне главных районов добычи нефти, поэтому задача транспортировки нефти привела к созданию широкой сети нефтепроводов. На начало 1990-х гг. общая длина нефтепроводов СССР составляла 85 тыс. км.

Объемы перевозок нефти трубопроводным транспортом снизились с 576,1 млн. т в 1980 г. до 421,3 млн. т в 1992 г. и до 320 – в 1998 г.

Основная часть нефтепроводов идет из Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В 1964 г. была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», который связал Волго-Уральский район с западной частью России и странами Европы (Польшей, ГДР, Чехословакией и Венгрией). Нефтепровод имеет маршрут Альметьевск - Самара - Брянск - Мозырь. В Мозыре «Дружба» разветвляется на 2 участка: северный (по территории Белоруссии, Литвы, Польши и Германии) и южный (по территории Украины, Словакии, Чехии и Венгрии). Также из Волго-Уральского района на запад ведет нефтепровод Альметьевск - Нижний Новгород - Рязань - Москва - Ярославль - Кириши, на юг Альметьевск - Саратов - Новороссийск, на восток Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Ангарск. С 1971 года нефть идет из Западной Сибири через Волго-Уральский район: Усть-Балык - Курган - Альметьевск.

Также с 1970-х годов появляются новые ветки в системе нефтепроводов из Западной Сибири: Нижневартовск - Самара - Кременчуг - Одесса, Сургут - Пермь - Ярославль - Новополоцк (вливается в "Дружбу"), Усть-Балык - Омск - Павлодар - Чимкент.

Помимо основных направлений действуют локальные нефтепроводы Ухта - Ярославль, Волгоград - Новороссийск, Грозный - Туапсе, Мангышлак - Самара, Оха - Комсомольск-на-Амуре.

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией становится размещение нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров.

Такая стратегия, исходившая из логики централизованного управления народным хозяйством, потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром (1020÷1220) мм, которые в основном определяют сегодняшний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.
Наиболее крупными транзитными нефтепроводами являются: Сургут- Полоцк, Холмогоры - Клин, Нижневартовск – Курган -Куйбышев, Усть-Балык – Курган – Уфа - Альметьевск, «Дружба-1» и «Дружба-2», Усть-Балык - Омск, Павлодар – Чимкент. Создание уникальной системы нефтепроводов из Западной Сибири в различные районы России началось с первого трубопровода Шаим – Тюмень диаметром 530 мм, протяженностью 410 км, введенным в эксплуатацию в 1965 г. За 30-летний период в Западной Сибири построено 34 нефтепровода диаметром (530÷1220) мм общей протяженностью 16 тыс. км, в том числе 8 тыс. км - по Тюменской области.

Тюменская нефть подается потребителям по трем направлениям: западному - на Пермь, Нижний Новгород, Москву и далее в страны ближнего и дальнего зарубежья; юго-западному - на Самару, Лисичанск, Новороссийск; южному - на Омск, Павлодар и далее в Среднеазиатские государства. Также частично тюменская нефть подается и на восток для переработки на заводах Томска, Ачинска и других городов Сибири. За короткий период в Западной Сибири создана сеть магистральных нефтепроводов, способная перекачивать более 400 млн. т. нефти в год .

Начиная с 70-х годов, нефтепроводы в основном сооружаются диаметром 1020 и 1220 мм. К концу 1993 г. в России эксплуатировалось 48 тыс. км магистральных нефтепроводов компании «Транснефть» и 13 тыс. км продуктопроводов концерна «Роснефтепродукт», из них 16 тыс. км в Западной Сибири.

По трубопроводам в России транспортируется более 98% добываемой нефти. В общем грузообороте всех видов транспорта трубопроводный транспорт составляет более 35% и занимает второе место после железных дорог.

В настоящее время одной из важнейших задач в трубопроводном транспорте является сохранение надежности линейной части. В Северной Америке намечено реконструировать 10% магистральных нефтепроводов, т.к. половина их находиться в эксплуатации более 40 лет. На трубопроводах Западной Сибири отмечается аналогичная ситуация. Более 60% трубопроводов, имеющих пленочную полимерную изоляцию, близки к нормативным срокам эксплуатации. При этом потребности в ремонтных работах возрастают в (3÷4) раза.

На магистральных нефтепроводах ежегодно на каждые 1000 км трассы приходится (3÷4) аварии, с различными размерами утечек. Например, в Иркутском НПУ в 1993 г. произошла утечка в 25000 м3. Аварии на нефтепроводах Западной Сибири в большинстве случаев (около 60%) характеризуются, как «внезапные», носящие катастрофический характер.

Потери нефти и нефтепродуктов при перекачке магистральным нефтепроводам специалистами оцениваются (1÷1,2)% от объема перекачки. Таким образом, по Тюменской области величина потерь может составлять около 2,5 млн. т.

Важную роль в энергетике страны играют магистральные газопроводы. Выходы горючих газов на поверхность земли известны давно. Их называли вечными, священными, неугасимыми огнями. Такие вечные огни были известны на Кавказе еще за несколько тысяч лет до нашей эры. Факелы горящих газов на Апшеронском полуострове и на Дагестанском побережье Каспийского моря в начале нашей эры служили маяками для мореплавателей.

Таблица 32

Нефтепроводы Тюменской области



Показатели

Годы

1980

1985

1990

1991

1992

Протяженность трассы в однониточном исполнении, км

3395,2÷ 6275,37

4204,0÷8159,2

6178,2÷ 10684,7

6085,6÷ 10644,7

6085,0÷ 10597,2

Количество нефтепроводов, шт.

12

20

32

30

30

Средний диаметр труб, мм

1037

1029

988

988

988

Количество НПС, шт.

60

80

83

84

83

Количество основных и

подпорных агрегатов, шт.



295

415

407

407

407

Объем перекачки, тыс. т

302157

351250

355938

308862

260368

Грузооборот, млрд. т. км

292163

355576

251313

303869

251488

Некоторые сравнительные показатели нефте- и продуктопроводного транспорта в США за 1991 и 1992 гг. приведены в табл. 33.

Таблица 33

Показатели нефте- и продуктопроводного транспорта в США.



Наименование

показателей



Годы

1991

1992

Протяженность, км

274354

133531

Из них нефтесборных линий

49896

46051

Магистральных нефтепроводов

94454

87480

Магистральных продуктопроводов

130003

229394

Суммарный объем перекачки, тыс. м. куб.

Нефти

1062863

1039981

Нефтепродуктов

754998

780023

Природный газ впервые начали добывать и использовать в Китае, где более 1000 лет назад его транспортировали по бамбуковым трубопроводам к местам выпарки рассола для получения поваренной соли, а также для приготовления пищи.

В 1825 г. в Фредонии (США) был построен небольшого диаметра трубопровод из свинца для подачи потребителям горючего газа. Первый крупный газопровод для подачи природного газа от промыслов на севере штата Индиана до Чикаго протяженностью 195 км (двухниточный) и диаметром 200 мм был построен в1891 г.

До революции в Москве, Петербурге и других городах существовали газовые заводы, на которых вырабатывался газ для бытовых целей из угля. Так, в 1914 г. в Петербурге было газифицировано 3000 квартир наиболее богатых семей. Газ использовался также для освещения улиц и вокзалов.

Попутный нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью, как промышленное и бытовое топливо начали использовать в Баку в (1880÷1890) гг. По трубопроводам в этом нефтяном районе газ поступал к котельным установкам. Такое использование газа имело местный характер.

Развитие газовой промышленности началось после открытия ряда крупных газовых месторождений в США, когда стало ясно, что добыча газа дешевле его получения из угля. В связи с этим встал вопрос о транспорте природного газа, добываемого на газовых месторождениях, в промышленные районы. Первые крупные магистральные газопроводы были построены в США в (1928÷1932) гг. для подачи газа из месторождения Панхендл в Чикаго и Детройт (протяженностью 1570 и 1375 км). Затем вступил в строй крупный Теннессийский газопровод длиной около 2000 км, по которому газ из месторождений Техаса подавался в Западную Виргинию.

В дореволюционной России природный газ не добывался. После революции возросло использование природного газа. Так, если до революции в Баку использовалось лишь 33 млн. м3 попутного газа, то в (1927÷1928) гг. было использовано в Баку и Грозном 270 млн. м3 газа. В 1940 г. добыча природного и попутного газа составила около 3220 млн. м3.

Первый магистральный газопровод длиной 69 км и диаметром 300 мм был построен в (1940÷1941) гг. от газового месторождения Дашава (Украина) до г. Львова. В годы Великой Отечественной войны был построен газопровод Бугуруслан - Самара длиной 160 км и диаметром 350 мм и начато строительство газопровода Саратов - Москва протяженностью 843 км и диаметром 320 мм (введен в эксплуатацию в 1947 г).

В последующие годы были построены газопроводы Дашава - Киев - Брянск - Москва, Ставрополь - Москва и др. После открытия крупнейшего Шебелинского месторождения газ по магистральным трубопроводам стал подаваться во многие города Украины и других союзных республик. Газ из месторождений Узбекистана и Туркмении по газопроводам Бухара - Урал и Средняя Азия - Центр начал транспортироваться в крупные промышленные центры европейской части страны и Урала. Из открытых богатых месторождений газа на севере Тюменской области и республики Коми газ начал отправляться в районы Центра, Северо-запада и Запада страны для снабжения городов и промышленных предприятий.

Газ нельзя долго накапливать, поэтому развитие сети газопроводов имеет очень большое значение. Общая длина газопроводов СССР составляла к 1990 г. 180 тыс. км. В Советском Союзе была создана Единая система газоснабжения с общими центрами управления, что позволяет менять направление подачи газа, ликвидировать колебания в его поступлении. Ее характерной чертой являлось радиальная направленность веток газопроводов от месторождений Западной Сибири, Украины, Северного Кавказа, Поволжья, Средней Азии, Коми в центральные районы и на Урал, природный газ в СССР подавался в крупные промышленные и вместе с тем дефицитные по топливу районы страны.

Позже отдельные ветки объединялись и кольцевались, что и привело к созданию Единой системы. В России после распада СССР, осталась лишь часть Единой системы:



  • Центральная система (Ставрополь - Москва, Краснодар - Серпухов - Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону - Донецк, Ростов-на-Дону - Луганск);

  • Западная система (Коми - Белоруссия и страны Балтии);

  • Поволжская система (Саратов - Москва, Саратов - Ярославль - Череповец, Оренбург - Самара, Минибаево - Казань - Нижний Новгород);

  • Кавказская система (Ставрополь - Грозный, Майкоп - Невинномысск, Владикавказ - Тбилиси);

  • Уральская система (Газли - Челябинск - Екатеринбург);

  • система Средняя Азия - Центр (много веток);

  • система Западная Сибирь - Центр (много веток, в том числе экспортных с Уренгоя и Ямала; «Сияние Севера»).

Кроме того, действует несколько локальных веток: Мессояха - Норильск, Усть-Вилюйское - Якутск и др. Средние эксплуатационные значения к.п.д. компрессорных станций на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию. Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки - затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа - до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции. Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки газа (табл. 35), которые за (1990÷1995) гг. практически не изменились, а по величине являются аналогичными трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы.

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют значительно больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы.

Таблица 34

Газопроводы тюменской области



Показатели

1980

1985

1990

1991

1995

Протяженность линейной части, км.

9279

18024

27672

27672

27672

Количество газопроводов, шт.

7

12

18

18

18

Средний диаметр, мм.

1320

1369

1386

1386

1356

Количество КС, шт.

27

42

50

50

50

Количество ГПА, шт.

413

942

1234

1234

1234

Объем транспорта газа, млрд.м3

515

543

550

554

554

Потери газа, млрд.м3

1,71

1,82

1,92

1,92

1,92

Каталог: wp-content -> uploads -> umk2
uploads -> Шжқ «Павлодар қаласының №5 емханасы» кмк байқау кеңесі отырысының №2 хаттамасы павлодар қ. 2015 жылғы 12 қазан Өткізу формасы
umk2 -> Тюменская областная дума тобольско-тюменская епархия
umk2 -> Социальная эффективность управления региональной системой образования
umk2 -> Тюменская область
umk2 -> Разработка и исследование технологических жидкостей для добычи и транспортировки нефти
umk2 -> Практическое занятие 1
umk2 -> 1 Обсадные трубы отечественного производства
umk2 -> Исследование и разработка способов, повышающих нефтеотдачу в низкопроницаемых коллекторах хохряковской группы месторождений


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   14   15   16   17   18   19   20   21   22


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет