Технология перекачки нефти по магистральному нефтепроводу

Рисунок 46 – Схема перекачки «по-резервуарно»

1 – резервуары; 2 – насосная станция.

Эта схема перекачки имеет следующие достоинства:

- можно вести постанционный учет нефти с помощью резервуаров, что очень важно для контроля за сохранностью нефти;

- все скопления из нефтепровода выносятся в резервуары;

- внезапная остановка любой промежуточной НПС не ведет к возникновению гидравлического удара, т.е. нефтепровод имеет высокую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю.

- Основными недостатками этой системы перекачки являются:

- высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков;

- большие потери от испарения при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров.

2. «через резервуары» – весь поток нефти проходит через резервуар или группу резервуаров, применяется для коммерческого учета нефти на НПС и накопления нефти, для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, а также партии некондиционной нефти (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы). При таком варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар и откачивается также из этого резервуара.

Рисунок 47 - Схема перекачки нефти «через резервуар»

Такая схема делает соединение участков нефтепровода более «мягким» в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода.

Недостатками этого варианта являются:

- невозможность постанционного учета нефти с помощью резервуаров;

- большие потери легких фракций из-за интенсивного движения нефти в резервуаре при совпадении операций по закачке и откачке.

3. «с подключенными резервуарами» – применяется на ЛПДС (НПС) с РП для компенсации неравномерности производительности на смежных участках нефтепровода.

(рисунок 48).

Рисунок 48 - Схема перекачки нефти «с подключенным резервуаром»

При такой системе перекачки большая часть нефти транзитом проходит на вход насосно-силовых агрегатов и лишь избыток нефти поступает в резервуары. При превышении поступления нефти над откачкой нефть дополнительно поступает из резервуаров. При синхронной работе насосных станций уровень нефти в резервуарах остается неизменным.

3. «из насоса в насос» – применяется при схеме перекачки, когда промежуточные НПС без подкачки из РП работают на давлении, развиваемом предыдущей НПС (рисунок 49).

Рисунок 49 – Схема перекачки «из насоса в насос»

Основными достоинствами этой схемы перекачки являются:

- сокращение потерь нефти от испарения, т.к. эта схема исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти;

- уменьшение капитальных вложений, т.к. эта система перекачки исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков.

Недостатками этой системы перекачки являются следующие:

- требуется полная синхронизация перекачки, т.к. любое изменение в режиме работы одной из насосных станций ведет к изменению режима работы остальных НПС;

- аварийная остановка одного участка нефтепровода ведет к остановке всех учасков, связанных с ним режимом перекачки;

- остановка любой промежуточной насосной станции ведет к возникновению гидравлического удара;

- увеличение металлозатрат в строительство трубопровода, т.к. при вероятности возникновения гидравлического удара необходимо увеличивать его прочность;

- не происходит вынос скоплений из внутренней полости трубопровода и они транспортируются до конечного пункта.

Учитывая недостатки этой системы перекачки, она не может быть использована для всего магистрального нефтепровода, а только в пределах эксплуатационных участков. На границах же эксплуатационных участков устанавливаются промежуточные НПС с резервуарными парками.

Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановок на ремонт принимается равным 350 дням (8400 часов) в год.

Технологический режим перекачки должен обеспечивать перекачку нефти по магистральному нефтепроводу с требуемой производительностью с наименьшими эксплуатационными затратами. Технологический режим перекачки нефти определяется следующими основными параметрами:

- производительностью нефтепровода;

- количеством работающих насосных агрегатов на каждой НПС, диаметром рабочих колес насосов;

- рабочим давлением на приеме, перед и после регуляторов на каждой НПС;

- максимальным разрешенным рабочим давлением на нагнетании насосов и НПС;

- максимальным разрешенным давлением для линейной части нефтепровода на выходе НПС;

- минимально допустимым давлением на всасывании насосов;

- максимально допустимой нагрузкой на электродвигатели насосных агрегатов;

- наибольшей и наименьшей температурой нефти, закачиваемой в нефтепровод.

Максимальное разрешенное давление по участкам магистрального нефтепровода устанавливается с учетом раскладки и фактического состояния труб. Рабочее давление на отдельных участках нефтепровода должно быть не выше максимально разрешенного.

Заданная производительность перекачки на участках магистрального нефтепровода обеспечивается слаженной работой головной и промежуточных НПС.

Оптимальные режимы работы нефтепровода в условиях недогрузки должны обеспечиваться использованием сменных роторов магистральных насосов, перекачкой одной НПС по параллельным нефтепроводам.

Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо соблюдать два основных условия:

1. Первое условие – давление на приёме НПС, соответственно и на приёме насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия кавитации насоса. При недостаточном давлении на приёме насоса (ниже 0,1 МПа) происходит выделение растворённого газа, т.е. начинается вскипание жидкости, что приводит к увеличению вибрации насоса, нагреву корпуса насоса, разрушению насоса.

2. Второе условие – давление на выходе НПС должно быть не выше предела прочности трубопровода.

Выполнение выше названных условий реализуется при работе магистрального нефтепровода в режиме «из насоса в насос». В этом случае давление приема НПС является давлением развиваемым предшествующей НПС. На нефтепроводах большой протяженности управление процессом перекачки в режиме «из насоса в насос» заметно усложняется, так как все НПС имеют гидравлическую связь между собой. Поэтому для облегчения управляемости перекачкой нефти, протяженные магистрали разбиваются на отдельные технологические (эксплуатационные) участки длиной 400-600 км. В начале каждого участка устанавливается нефтеперекачивающая станция - ГНПС технологического (эксплуатационного) участка.

В результате, магистральный нефтепровод большой протяжённости, разбивается на несколько самостоятельных нефтепроводов малой протяжённости, соединенных последовательно. В начале каждого участка находится головная НПС. Неотъемлемой частью головной НПС является резервуарный парк. Для стабильной работы магистрального нефтепровода в целом необходимо, чтобы в резервуарных парках ГНПС технологических участков находилось определенное количество запаса нефти и свободный объём емкости в резервуарном парке. При остановке технологического участка №1, технологический участок №2 продолжает работать за счет наличия нефти на ГНПС. При остановке технологического участка №2, последующий технологический участок №3 продолжает работать за счет наличия свободной ёмкости на ГНПС.

Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации линейной части обеспечиваются следующими мерами:

- периодическим патрулированием, осмотрами и комплексными диагностическими обследованиями с использованием технических средств;

- поддержанием в исправном состоянии за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;

- своевременной модернизацией морально устаревшего или изношенного оборудования;

- соблюдением требований к охранной зоне и зоне установленных нормами минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений;

- соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности и противопожарной защиты;

- предоставление информации руководителям организаций и населению близлежащих населенных пунктов о местонахождении нефтепровода и мерах безопасности.