Технологические процессы нефтяной промышленности ХМАО

Оборудование и устройство резервуара. На резервуарах устанавливаются: оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти; оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров; противопожарное оборудование; приборы контроля и сигнализации.

Резервуары оснащаются дыхательной арматурой и замерными устройствами. К ним относятся:

1. Люк - лаз для внутреннего  осмотра, ремонта и очистки  резервуара.

2.Люк световой (на крыше резервуара) для проветривания и освещения резервуара.

3.Люк замерный для контрольного  замера уровня жидкости в резервуаре и отбора проб.

4.Хлопушка, предназначенная для  предотвращения потерь нефтепродуктов  в случае разрыва трубопроводов  или выхода из строя резервуарной задвижки.

5.Сифонный водоспускной кран, устанавливаемый  для выпуска подтоварной воды  из резервуара (монтируется снаружи резервуара на конце трубы с изогнутым отводом, находящимся внутри резервуара у его днища);

6.Дыхательный клапан, предназначенный для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефтепродукта, а также колебаний температуры.

7.Огневой предохранитель, служащий  для защиты резервуара от проникновения  в его газовое пространство огня через дыхательную аппаратуру.

8.Предохранительные клапаны (гидравлический  и мембранный) для регулирования давления паров нефтепродуктов в случае неисправности дыхательного клапана.

9.Пеногенератор для подачи пены  при тушении пожара в резервуаре.

Обслуживание резервуаров производится операторами, которые обязаны хорошо знать устройство и назначение каждого резервуара, схему расположения трубопроводов и назначение всех задвижек. При эксплуатации резервуаров наиболее ответственными операциями являются наполнение и опорожнение. В случае нарушения нормального наполнения или опорожнения резервуара принимаются меры к выяснению и устранению причины нарушения. В необходимых (экстренных) случаях перекачка останавливается. Открытие и закрытие резервуарных задвижек производится плавно. При наличии электроприводных задвижек с местным или дистанционным управлением предусматривается сигнализация, указывающая положение запорного устройства задвижек. Одновременные операции с задвижками во время перекачки по отключению нового резервуара запрещаются. Действующий резервуар выводится из перекачки только после полного завершения операций с задвижками по вводу в перекачку нового резервуара. Одновременное автоматическое переключение задвижек в резервуарном парке допускается при условии защиты трубопроводов от повышения давления в случае неправильного переключения задвижек.

При наполнении резервуара осуществляется строгий контроль за высотой уровня нефти с целью недопущения  перелива нефти или подъема понтона выше верхнего крайнего положения. Деформации металла, некачественная сварка и другие причины вызывают в корпусе или днище резервуара течи, поэтому при вступлении на дежурство старшим по смене производится обход резервуаров. При появлении трещин в швах или основном металле днища действующий резервуар немедленно опорожняется и ремонтируется.

Ежемесячно проводится визуальный осмотр поверхности понтона, а плавающих  крыш - ежедневно с верхней площадки резервуара. В верхнем положении понтон осматривается через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз в третьем поясе резервуара.

Все резервуары периодически подвергаются текущему, среднему и капитальному ремонту. Текущий ремонт резервуара выполняется не реже 1 раза в шесть месяцев без освобождения его от нефти. При этом проверяется техническое состояние корпуса, крыши резервуара и оборудования, расположенного снаружи. Замеченные неисправности устраняются также и в процессе эксплуатации. Средний ремонт резервуаров проводится не реже 1 раза в два года, при этом полностью сливается нефть, производится зачистка резервуара и его заполнение негорючими (дымовыми) газами. Внутренняя и внешняя поверхность очищается от продуктов коррозии, проверяется техническое состояние корпуса днища и крышки, завариваются коррозионные раковины и отверстия с приваркой накладок, проверяются сварные швы, ремонтируется резервуарное оборудование, производится окраска и испытания резервуара на прочность и герметичность. Капитальный ремонт резервуара проводится по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта определяется на основании результатов проверок технического состояния, осмотров при текущих ремонтах резервуара и его оборудования, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнении и нефтяных остатков. При капитальном ремонте выполняются все работы, предусмотренные средним ремонтом, а также произодится замена дефектных листов корпуса, днища и крыши, при неравномерной осадке исправляется положение резервуара, ремонтируется основание, исправляется или заменяется оборудование.

Нефтепровод и его притрассовые сооружения нуждаются в специальном  техническом надзоре. Весь нефтепровод  разбивается на отдельные участки, которые закрепляются за определенной насосной станцией. Участок в свою очередь делится на ряд более мелких отрезков, и к каждому из них прикрепляется линейный обходчик, осуществляющий наземный контроль за нефтепроводом. На каждой нефтеперекачивающей станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персонала, базируются ремонтные бригады, оснащенные транспортными и всеми необходимыми механизмами для ремонта нефтепровода и ликвидации возможных аварий: тракторами-трубоукладчиками, экскаваторами, бульдозерами, сварочными агрегатами и т.д.

Для предотвращения коррозионного  разрушения нефтепроводов и защиты от блуждающих токов применяется антикоррозионная изоляция и электрохимические методы защиты.

Конечным пунктом 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.

Линейная часть. Нефтепроводы выполняются из стальных труб диаметром 500, 700, 900, 1000, 1200 и 1400 мм. Пропускная способность современных нефтепроводов протяженностью более 1000 км достигает 50 млн. тонн нефти в год и более.

В состав линейной части магистральных  нефтепроводов входят:

- трубопровод с ответвлениями  и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

- линии электропередач, предназначенные для электроснабжения трубопроводов, дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;

- противопожарные средства, противоэрозионные  и защитные сооружения трубопроводов;

- земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов;

- здания и сооружения линейной  службы эксплуатации трубопроводов;

- постоянные дороги и вертолетные  площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

- пункты подогрева нефти и  нефтепродуктов.

Собственно нефтепровод характеризуется  длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

Система перекачки продукции. При перекачке нефти на практике применяются две системы:

- постанционная, при которой  нефть или нефтепродукты поступают  в резервуары промежуточных перекачивающих  станций, заполняют их, а затем  откачиваются на следующую станцию.  В случае наличия на станции  нескольких резервуаров, перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в нефтепровод;

- транзитная, при которой перекачка  осуществляется через резервуар  и из насоса в насос. При  перекачке через резервуар продукция  с предыдущей насосной станции направляется на следующую через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти.

При перекачке из насоса в насос  продукт с предыдущей насосной станции  направляется на следующую станцию, минуя промежуточной резервуар, который подключается параллельно нефтепроводу. Эта схема перекачки наиболее совершенна, экологична и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах (которые при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения нефтепровода при пуске или ремонте).

При всех видах перекачки нефти  и нефтепродуктов нефтепроводы оснащаются необходимыми средствами автоматики; многие из них оборудуются системами дистанционного управления.

Переходы через водные преграды являются наиболее экологически уязвимыми участками линейной части трубопровода.

Наибольшую опасность для эксплуатационной надежности подводных трубопроводов  представляют оголение и всплытие труб и последующие воздействия. Решение этих двух задач связано с выбором:

- оптимального  створа  перехода,  при  котором  глубина размыва  дна и берегов водоема будет  минимальной;

- оптимального профиля трубопровода, при котором труба будет расположена  ниже ожидаемой линии размыва дна, а затраты на выполнение земляных работ будут минимальными;

-оптимальной конструкции трубопровода  в месте перехода. 
В настоящее время существует несколько видов конструкций:

- однотрубные;

- двухтрубные - «труба в трубе», выделяются две принципиально различные схемы: 1- внутренняя труба работает, наружная используется как защитный кожух; 2 - обе трубы работают.

Конструкции типа «труба в трубе» различных модификаций показаны на рис. 21.

Существенным недостатком конструкции, показанной на рис.21 а, является то, что кожух не воспринимает нагрузку от внутреннего давления и тем самым не улучшает условия силовой работы внутренней несущей трубы; кроме того, требуется балансировка всего трубопровода чугунными грузами.

Конструкции приведенные на рис.21 б- в, применяются на практике в различных вариантах (разные диаметры внутренней и наружной труб, неодинаковые толщины теплоизоляции, утяжеляющего покрытия и т. п.), но в основе их одна особенность: работает внутренняя труба, а наружная создает лучшие условия для ее работы. В случае разрыва внутренней трубы прерывается эксплуатация трубопровода.

 

Рис. 21. Конструкция трубопровода типа «труба в трубе».

а) без заполнения межтрубного  пространства (1- балластирующие грузы; 2 - кожух; 3 - несущая труба; 4 - центрирующие элементы); б) с теплоизоляцией внутренней трубы (1,3- наружная и внутренняя трубы; 2 - теплоизоляция); в) с двойной теплоизоляцией (1 - теплоизоляция; 2, 3 - наружная и внутренняя трубы); г) с заполнением межтрубного пространства цементно - песчаным раствором (1,2- наружная и внутренняя трубы; 3 - заполнитель).

Для более полного использования  несущей способности внутренней и наружной труб межтрубное пространство заполняется цементно- песчаным раствором (рис.21. г). Внутренняя труба 2 покрывается антикоррозионной изоляцией и и вставляется в трубу 1, которая снаружи покрыты антикоррозионной изоляцией и защитным покрытием (деревянная футеровка и т. п.). Пространство между обеими трубами заполняется цементно-песчаным раствором 3, который после отвердения жестко соединяет внутреннюю и наружную трубы. В результате получается монолитная двухтрубная конструкция, способная выдерживать значительно большее внутреннее давление, чем двухтрубная конструкция без такого заполнения.

Внутренний диаметр трубопровода выбирается исходя из технологических особенностей (пропуск нужного количества нефти или газа), а наружный:

- для газопроводов - исходя из  возможности закачки цементно-песчаного  раствора или другого заполнителя  (битум, эпоксидные смолы и  т. п.);

- для нефтепроводов - исходя  только из условия прокачки  заполнителя, так как устойчивость  нефтепровода обеспечивается в любом случае.

Эта конструкция повышает несущую  способность подводного трубопровода, исключает контакт с основной (внутренней) трубой окружающей среды, защищает внутреннюю трубу от механических повреждений, увеличивает жесткость трубопровода и позволяет отказаться от применения утяжеляющих грузов и прокладки резервной нитки.

Применение конструкций типа «труба в трубе» уменьшает нарушения естественного состояния русла и берега реки при строительстве перехода трубопровода, но не исключает их полностью (рис.22). Буровая установка (1) позволяет забуривать и продвигать вперед при заданном угле наклона (б) трубопровод (2) по заранее рассчитанной оси. В головной части трубопровода, где происходит разрушение грунта, устанавливается специальное направляющее устройство (3), образующее скважину в соответствии с необходимым профилем.

Рис.21. Схема прокладки подводного трубопровода методом