Технологические процессы нефтяной промышленности ХМАО

Рис.17 Состав сооружения магистрального нефтепровода.

1- подводящий трубопровод; 2- головная нефтеперерабатывающая  станция; 3- промежуточная 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- доля обходчика; 14- линия связи; 15- вертолетная площадка; 16- вдольтрассовая дорога.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в нефтепроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не обеспечивает нормальный режим перекачки при заданном давлении, то по длине нефтепровода строятся несколько станций.

Перед пуском в эксплуатацию, после  монтажа и крепления на опорах, установки запорной арматуры и приборов, проводятся испытания трубопроводов на прочность и герметичность. Очистка полости трубы выполняется промывкой водой с пропуском поршней разделителей. Поршни рекомендуется пропускать по участкам нефтепровода протяженностью, равной расстоянию между линейными задвижками. Слив воды из трубопровода после испытаний производится в специально подготовленные амбары в виде полузаглубленных котлованов с обваловкой. После отстоя чистая вода сливается на рельеф, амбары засыпаются вынутым грунтом.

Для контроля утечек из нефтепровода применяются как традиционные методы, так и с помощью электронных средств:

- визуальный надземный контроль (осмотр трассы с вертолета) и наземный обход линейными обходчиками;

- отбор проб воды на переходах  через водотоки;

- контроль изменения давления  в трубопроводе;

- контроль количества перекачиваемой нефти;

- обнаружение утечек по акустической  эмиссии.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями магистрального нефтепровода.

Головная и промежуточные  нефтеперекачивающие насосные станции (НПС) и их оборудование. НПС - самый сложный комплекс сооружений магистрального нефтепровода. Насосные станции (НС) для перекачки нефти сооружаются и внутри месторождения, различают: индивидуальные, дожимные, участковые НС. Они применяются только в том случае, если давление на устьях скважин небольшое или энергия скважинных насосов недостаточна для транспортировки нефти до определенных технологических установок. 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). В состав основных технологических сооружений НПС входят:

- магистральная и подпорная  насосные;

- узлы регулирования давления  и узлы с предохранительными устройствами;

- резервуарный парк и пункт  подогрева нефти;

-технологические нефтепроводы  и оборудование вспомогательных систем;

-узлы технологических задвижек  и оперативного учета нефти;

- аварийно-восстановительный пункт.

Схема НПС (рис 18) 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 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Рис.18 Технологическая схема промежуточной НПС.

1- основная насосная; 2- помещение с регулирующими клапами; 3- устройство приема и пуска скребка; 4- площадка с фильтрами- грязеуловителями.

Первая перекачивающая станция  называется головной (рис 19), на ней принимают нефть или нефтепродукты с промыслов, разделяют их по сортам, учитывают и перекачивают из резервуаров в трубопровод или на следующую промежуточную станцию. Головная перекачивающая станция размещается на начальном участке трубопровода (в головной части магистрали), т.е. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода. Нефть с промысла направляется на площадку фильтров и счетчиков- 2, где сначала очищается 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.

Рис.19 Технологическая схема головной перекачивающей станции.

1- подпорная насосная; 2- площадка фильтров и счетчиков; 3- основная насосная; 4- площадка  регуляторов; 5- площадка пуска скребков; 6- резервуарный парк.

Кроме технологических сооружений на площадках НПС размещаются производственно- вспомогательные объекты водоснабжения и водоотведения, электроснабжения, также административно- хозяйственные постройки, подсобные, котельные, механическая мастерская.

На нефтеперекачивающей станции  продукция, подлежащая перекачке, принимается в резервуар, откуда через теплообменники (или минуя их) закачивается в магистральный трубопровод. Современные насосные станции полностью автоматизированы и телемеханизированы.

 Насосы для перекачки нефти. Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей. Для перекачки нефти и нефтяных эмульсий применяются в основном центробежные и поршневые насосы.

В центробежных насосах (рис 20) движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса. Рабочее колесо с лопатками, насажанное на вал, вращается внутри корпуса. Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубку, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к периферии и выходит через нагнетательный патрубок. Центробежные насосы имеют следующие преимущества: малые габариты, относительно небольшую стоимость, отсутствие клапанов и деталей с возвратно-поступательным движением, возможность прямого присоединения к быстроходным двигателям, плавное изменение подачи насоса с изменением гидравлического сопротивления трубы, возможность пуска насоса при закрытой задвижке на нагнетательной линии без угрозы прорыва задвижки или трубопровода, возможность перекачки нефти, содержащей механические примеси, простота автоматизации насосных станций. Центробежные насосы делятся на одноколесные (одноступенчатые) и многоколесные (многоступенчатые). В многоступенчатых насосах каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличивается напор насоса.

              

Рис.20 Схема насосной установки на базе центробежного насоса.

1- всасывающий трубопровод; 2- всасывающий патрубок насоса; 3- спиральная камера;

4- нагнетательный патрубок; 5- напорная задвижка; 6- напорный трубопровод; 7- мановакууммер;

8- рабочее колесо; 9- манометр.

Если для обеспечения необходимой  подачи или создании потребного забора одного насоса недостаточно, применяется  параллельное или последовательное соединение насосов. Параллельная работа нескольких центробежных насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень широко. На нагнетательной линии устанавливается обратный клапан, который обеспечивает автоматический запуск и работу насосов. При отсутствии обратного клапана пуск центробежного насоса и его остановка проводится вручную при постоянном наблюдении оператора за процессом откачки (например, при аварийном отключении электродвигателя жидкость из напорного коллектора будет свободно перетекать через насос обратно в емкость, откуда проводилась откачка).

Поршневые насосы. Поршневые или плунжерные насосы применяются при перекачке вязкой нефти и нефтяных эмульсий. Работа поршневых насосов основана на создании разрежения во всасывающем и напора в нагнетательном трубопроводах при прямолинейном возвратно-поступательном движении поршня или плунжера в цилиндре насоса. Принципиальные схемы поршневого и плунжерного насосов аналогичны, разница состоит лишь в том, что поршни в первом насосе выполняются в виде диска, снабженного уплотняющими кольцами, а во втором - в виде плунжера. К основным техническим характеристикам поршневых насосов относятся: подача, давление нагнетания, высота всасывания, число оборотов и мощность на валу. Обвязка поршневых насосов трубопроводами выполняется так же, как и обвязка центробежных насосов.

Резервуары и резервуарные парки  в системе нефтепроводов.

Резервуары. Одним из основных технологических сооружений НПС являются резервуарные парки, представляющие собой группу однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями. Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или стенкой. Резервуары - сосуды разнообразной формы и размеров, построенные из различных материалов и имеющие объем от 100 до 120000 м³. Они являются наиболее экологически опасным объектами НПС.

Резервуарные парки в системе нефтепроводов служат: для компенсации неравномерности приема- отпуска нефти на границах участков транспортной цепи; для учета нефти; для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешивание). В соответствие с этим резервуарные парки размещаются: на головной НПС; на границах эксплутационных участков; в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуары подразделяются:

- по материалу: на металлические  (преимущественно из стали) и неметаллические (в основном из железобетона);

- по форме: вертикальные цилиндрические, горизонтально-цилиндрические, каплевидные и другие;

- по схеме установки: наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки; подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0.2 м;

- по характеру изготовления  оболочки: - гладкие и многоторовые. К резервуарам с гладким корпусом, не имеющим изломов, относятся каплевидные резервуары. Резервуары, корпус которых образуется пересечением нескольких оболочек 
двойной кривизны называются многокупольными или многоторовыми.

Стальные резервуары применяют преимущественно для хранения светлых нефтепродуктов (возможно использование железобетонных с внутренним покрытием - листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефтепродуктов) и смазочных масел.

Железобетонные резервуары по виду хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для: мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Поскольку нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон, при их хранении в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок, днищ и покрытия резервуаров. При хранении смазочных материалов во избежание их загрязнения внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями или облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспоряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон. С целью уменьшения потерь от испарения используются покрытия, обладающие повышенной герметичностью (газонепроницаемостью). Достоинствами железобетонных резервуаров являются:

- низкая металлоемкость;

-малые теплопотери при хранении  подогреваемой вязкой нефти и  нефтепродуктов;

- низкие потери от испарения.

Резервуары этого типа по форме  бывают круглыми и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, однако резервуары прямоугольной формы более просты в изготовлении.

Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления, с понтонами и с плавающими крышами. Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля за уровнем нефтепродукта. У места присоединения лестницы к крышке резервуара сооружается замерная площадка, на которой устанавливаются замерные приспособления и аппаратура. Резервуары низкого давления сооружаются с щитовым коническим или сферическим покрытием. Резервуары с плавающим понтоном применяются для снижения потерь легкоиспаряющейся нефти и нефтепродуктов. Плавающий понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть, он уменьшает площадь испарения. Плавающие понтоны выполняются из металлических или из синтетических пенопластовых или пленочных материалов.

Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Оболочке резервуара придается очертание капли жидкости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и находящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благодаря такой форме резервуара создаются условия, при которых все элементы поверхности корпуса под действием давления жидкости растягиваются примерно с одинаковой силой, испытывая одни и те же напряжения.