Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

12 ж. 6491

оловна

перека

чиваю

щая

станци

(ГПС)

- это

компле

кс

сооруж

ений,

оборудования и устройств в начальной точке разветвленного

нефтепродуктопровода, обеспечивающих прием, накопление, учет и

закачку нефтепродуктов в трубопровод.

Промежуточная перекачивающая станция (ППС) - это

комплекс сооружений, оборудования и устройств,

расположенных в промежуточной точке РНПП и обеспечивающий

дальнейшую перекачку нефтепродуктов.

Наливные и конечные пункты являются пунктами сдачи неф-

тепродуктов. Различают пункты налива железнодорожных и

автомобильных цистерн. Роль конечных пунктов выполняют нефте-

базы.

Магистральная часть НПП - это часть разветвленного

нефтепродуктопровода, имеющая ГПС, в резервуары которой

нефтепродукты поступают, как правило, по подводящим трубопрово-

дам непосредственно с НПЗ. Магистральная часть отличается тем, что:

1) имеет в начале резервуарный парк, рассчитанный на полную

пропускную способность РНПП; 2) работает более

продолжительное время, чем другие элементы линейной части

РНПП; 3) к ней подключены распределительные трубопроводы и

отводы.

Распределительные трубопроводы предназначены для по-

ставки нефтепродуктов от магистрали к нефтебазам или наливным

пунктам. В начале их предусматривается соответствующая резерву-

арная емкость и собственная головная перекачивающая станция. На

распределительном трубопроводе большой протяженности может

быть несколько перекачивающих станций.

Отводом называют часть разветвленного нефтепродуктопро-

вода, предназначенную для подачи нефтепродуктов непосредственно

потребителям. На отводе перекачивающая станция отсутствует, а в

его начале резервуарная емкость не предусматривается. Для отвода

характерны периодичность работы и относительно небольшая протя-

женность.

По количеству труб различают однотрубный и многотрубный

отводы, а по конфигурации - сложный и простой отводы.

Однотрубный отвод - это отвод, состоящий из одного

трубопровода. Многотрубный отвод состоит из двух и более

параллельных трубопроводов. Сложный отвод в отличие от простого

имеет разветвленную структуру.

Состав сооружений линейной части нефтепродуктопроводов,

их классификация по диаметру и категории отдельных участков та-

кие же, как у нефтепроводов.

На перекачивающих станциях НПП также устанавливаются

основные и подпорные центробежные насосы. Из основных насосов

355

типа НМ на нефтепродуктопроводах наибольшее распространение

получили насосы НМ 360-460, НМ 500-300, НМ 1250-260. Кроме

того, находятся в эксплуатации многоступенчатые насосы НПС

200-700, консольные насосы НК 560/300, а также насосы прошлых

лет выпуска: 10Н8х4, 14Н12х2. Подпорные насосы представлены

типами 8НД

Н, 12НД

Н, 14НД

(

.Н. Основные характеристики

применяемых насосов представлены в табл. 13.3.

В качестве привода насосов используются синхронные и асин-

хронные электродвигатели в обычном и взрывобезопасном

исполнении.

Таблица 13.3

Техническая характеристика насосных агрегатов

нефтепродуктопроводов

Насосы Электродвигатели

Марка

Подач

а, м

/ч

Напо

Р. м

Допускае-

мый

кавитацион

ный запас, м

кпд

Марка Мощ

ноет ь,

кВт

14 Н 12x2 1100 370 36

СТД-1250/2

АЗП-1600/2

1250

10 Н 8x4

500

740

АЗП-1600/2

1600

НК

560/300

560 300 5

СТД-1250/2 1600

НПС 200-

700

200 700 5

4 АЗНП-

630/6000

630

8НДвН

600

5,5

МА-36-51/6

100

14 НДсН 1260 37 5

МА-35-61/6 160

13.4. Особенности трубопроводного транспорта нефтепродуктов

Первые нефтепродуктопроводы были узкоспециализирован-

ными, т.е. служили для перекачки какого-то одного нефтепродукта

(керосинопровод, бензопровод и т.д.). Поскольку объемы перекачки

каждого отдельного нефтепродукта были невелики, то и диаметры

нефтепродуктопроводов были относительно малы.

С развитием трубопроводного транспорта стало ясно, что стро-

ить трубопроводы большего диаметра значительно целесообразнее

-в этом случае металлозатраты, капитальные вложения и эксплуата-

ционные расходы, отнесенные к 1 тонне перекачиваемого

нефтепродукта, меньше. Однако где взять соответствующее повышен-

ному диаметру количество нефтепродукта?

Выход был найден в организации перекачки по одному тру-

бопроводу сразу нескольких жидкостей в виде следующих друг за

другом партий. В 1929 г. в США были проведены опыты по

перекачке бутана и трех сортов бензина по трубопроводу длиной

1290 км и диаметром 200 мм. В начале 30-х годов на

нефтепродуктопроводе Баку-Батуми инженер Кащеев А.А.

организовал последовательную перекачку прямым

контактированием взаиморастворимых керосина и газойля. Однако

следует отметить, что еще в 1927 г. в нашей стране по

трубопроводу Грозный-Махачкала последовательно с нефтью пе-

рекачивалась вода, необходимая для охлаждения дизельных

двигателей на насосных станциях. В ходе этой перекачки было уста-

новлено, что при соблюдении некоторых условий (скорость потока

не менее 1 м/с, безостановочная работа трубопровода) объем

образующейся смеси невелик.

Создателем научных основ последовательной перекачки яв-

ляется профессор Яблонский B.C. Он первым в мире уловил

потребность в разработке нового способа транспорта нефтепродуктов,

разработал его теоретически, обосновал экономически и довел до прак-

тической реализации.

В 1943 г. технология последовательной перекачки была

узаконена: Главнефтесбыт при Совете Министров СССР принял

решение о практическом осуществлении последовательной перекачки

светлых нефтепродуктов. А в 1944 г. данная технология была

введена на магистральном трубопроводе Астрахань-Саратов. Опыт

его эксплуатации подтвердил, что при турбулентном режиме

перекачки объем образующейся смеси невелик.

В чем же сущность технологии последовательной перекачки?

Метод последовательной перекачки заключается в том, что

различные по свойствам нефтепродукты отдельными партиями опре-

деленных объемов перекачиваются друг за другом по одному

трубопроводу.

Периодически повторяющаяся очередность следования неф-

тепродуктов в трубопроводе называется циклом последовательной

перекачки. Пример формирования циклов показан на рис 13.3.

Последовательность партий нефтепродуктов в цикле форми-

руется с учетом их состава, свойств и качества. Рекомендуется

следующая последовательность нефтепродуктов в цикле:

дизельное топливо летнее;

дизельное топливо экспортное;

дизельное топливо летнее;

356

357

Рис. 13.4. Разделители, применяемые при

последовательной перекачке: а) - дисковый; б) -

манжетный; в) - литой манжетный; г) - шаровый

1 - штанга; 2 - металлический диск; 3 - диск из упругого материала;

4 - манжета; 5 - толстостенная оболочка; 6) - обратный клапан

358

359

топливо для реактивных двигателей;

дизельное топливо зимнее;

дизельное топливо летнее;

керосин или топливо печное бытовое;

дизельное топливо летнее;

автобензин А-92;

автобензин А-76;

автобензин А-93;

автобензин А-76;

автобензин А-72.

Далее цикл повторяется. При меньшей номенклатуре нефте-

продуктов в цикле следует придерживаться рекомендуемых пар

контактирующих жидкостей.

В период закачки в нефтепродуктопровод очередной партии

какого-либо продукта другие нефтепродукты, поступающие с НПЗ,

принимаются в резервуары головной перекачивающей станции.

Особенностью последовательной перекачки является образо-

вание некоторого количества смеси в зоне контакта двух следующих

друг за другом нефтепродуктов. Причиной смесеобразования являет-

ся неравномерность осредненных местных скоростей по сечению

трубопровода. Кроме того, некоторое количество смеси образуется при

переключении задвижек на головной перекачивающей станции в пе-

риод смены нефтепродукта.

Для уменьшения объема смеси в отдельных случаях в зону

контакта нефтепродуктов вводят специальные устройства -

разделители (дисковые, манжетные, шаровые и др.). Их конструкция

показана на рис. 13.4. Кроме того, на конечном пункте

нефтепродуктопровода предусматриваются мероприятия по

исправлению и реализации получающейся смеси нефтепродуктов.

Успешное осуществление технологии последовательной пере-

качки невозможно без четкого контроля за продвижением смеси.

Методы и приборы контроля последовательной перекачки основаны

на различии свойств перекачиваемых жидкостей. Контроль осуществ-

ляют по изменению плотности, вязкости, диэлектрической

постоянной, скорости распространения ультразвука и др. В отдель-

ных случаях в зону контакта нефтепродуктов вводят

вещество-индикатор, которое распределяется по длине зоны смеси в

соответствии с изменением концентрации. В качестве таких индика-

торов могут применяться радиоактивные изотопы (кобальта, сурьмы,

йода, бария), флуоресцентные красители и др.

360

14. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

14.1. Краткая история развития нефтебаз

Первые склады нефти - прообразы современных нефтебаз -

появились в России в XVII веке. Нефть хранилась в земляных

ямах-амбарах глубиной £..5 м, устроенных в глинистых грунтах,

или в подземных каменных резервуарах, зацементированных особым

цементом и перекрытых каменными сводчатыми крышами. Такой

способ хранения применялся до второй половины XIX века.

Емкость каменных резервуаров достигала 50000 м

. Строились они

в основном в районе бакинских нефтепромыслов.

С началом перевозок нефти и нефтепродуктов речным, морс-

ким и железнодорожным транспортом сеть нефтебаз в России

значительно расширилась. Основным направлением транспорта

нефтегрузов была водная магистраль Каспийское море-Волга с

притоками Камой и Окой - Мариинская система - Нева. На этом

пути и расположились старейшие нефтебазы нашей страны:

Махачкалинская, Астраханская, Симоновская (Москва),

Сормовская и другие.

О том, что они собой представляли можно судить по Симо-

новской нефтебазе. Она была построена «Товариществом братьев

Нобель» в 1895 г. на берегу Москвы-реки неподалеку (вниз по

течению) от Кремля на землях станции Москва-Симоново.

Завоз нефтепродуктов на нефтебазу в летнее время осуществ-

лялся с помощью барж, а в зимний период - по железной дороге в

цистернах с самотечным сливом. На разгрузку барж и цистерн трати-

лось довольно много времени.

Нефтепродукты, поступавшие на Симоновскую нефтебазу,

расфасовывались в бочки и бидоны и по железной дороге и гужевым

транспортом направлялись потребителям для бытовых нужд (керо-

син) и отопления (мазут, печное топливо и т.п.). Ежедневно жителям

Москвы продавалось до 40 пудов осветительного керосина.

Необходимо отметить, что на территории России до начала

80-х годов прошлого века были в ходу американские дубовые бочки, в

которых из-за океана завозился произведенный там керосин. Однако

в 1881 г. «Товариществом братьев Нобель» в Царицыне (ныне

Волгоград) была выстроена механическая бондарка,

выпускавшая восьмипудовые бочки. В последующие годы

аналогичные производства были организованы в Ярославле,

Рыбинске, Саратове, Уфе и других городах. Создание в России

собственной материально-технической базы по производству и

ремонту деревянной и металлической тары различной вместимости

позволило нефтелавкам, нефтескладам

361

и нефтебазам более полно удовлетворять запросы потребителей по

ассортименту, количеству, качеству и срокам доставки заказанных

нефтепродуктов.

На территории Симоновской нефтебазы существовало соб-

ственное бондарно-тарное производство. Кроме того, имелся большой

конный парк для доставки гужевым транспортом керосина в частные

нефтелавки, а других нефтепродуктов - различным предприятиям.

Большая часть из 10 резервуаров общей емкостью 50 тыс.

использовалась для хранения топочного мазута и керосина, в

остальных хранились печное топливо и масла. Для перекачки

нефтепродуктов использовались паровые насосы типов «Блек» и

«Вартингтон».

Всего на внутреннем рынке России в 1913 г. было

реализовано 5914 тыс. т нефтепродуктов, в том числе: автобензина

и лигроина -36, керосина осветительного - 821, смазочных масел -

147, нефтетоплив (мазут, печное топливо и др.) - 4820, прочих - 90.

Первые нефтебазы строились стихийно, без плана, эксплуа-

тировали их нерационально, без учета требований науки и техники.

В период гражданской войны нефтебазовое хозяйство было в

значительной степени уничтожено, расхищено и находилось в состо-

янии полного развала: из 1452 мелких нефтебаз эксплуатировалась

только 91.

Восстановление и реорганизация нефтебазового хозяйства

после национализации нефтяной промышленности в России (1918

г.) производились укрупнением нефтебаз, там, где ранее их имелось

несколько; заменой устаревшего оборудования; строительством

новых нефтебаз в соответствии с быстро растущими потребностями

народного хозяйства.

Предпосылками стремительного увеличения количества неф-

тебаз и емкости установленных на них резервуаров стали механизация

сельского хозяйства, ввод в действие все новых автомобильных заво-

дов, развитие армии, авиации и флота.

Развитие нефтебаз сопровождалось совершенствованием при-

меняемого на них оборудования. Особенно наглядно это можно

проследить на примере резервуаров.

Необходимость в них возникла сразу с началом промышлен-

ной добычи нефти. В первое время для хранения нефти использовали

обычные деревянные бочки - barrel (англ.). Память об этом

сохранилась в англо-американской системе единиц измерения:

баррелем называют объем, равный 159 литрам.

Когда бочек не хватало в земле копали ямы, которые первона-

чально использовали как временные резервуары. Затем земляные

резервуары (ямы, амбары) стали применяться как самостоятельное

средство хранения. По своему устройству они представляли котлова-

ны (чаще всего прямоугольной формы), окруженные защитным

земляным валом (обвалованием), препятствующим растеканию хра-

нимой жидкости. Внутри весь земляной амбар (яму) облицовывали

жирной глиной с целью ухудшения проницаемости стенок и дна. Ем-

кость подобных амбаров достигала 160 тыс. м

и более.

Однако в процессе эксплуатации земляных резервуаров стало

ясно, что они пригодны для хранения только низкоиспаряющихся жид-

костей: мазутов, гудронов и т.п. В настоящее время от применения

земляных амбаров и ям отказались по экологическим соображениям.

Следует однако отметить, что земляные резервуары не канули

в лету. При ликвидации аварий на магистральных нефте- и

нефтепродуктопроводах их используют для временного хранения

нефти и нефтепродуктов, вытекающих из участков трубопровода,

являющихся нисходящими к месту его разгерметизации.

Появление каменных резервуаров позволило повысить устой-

чивость стенок емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов. Они

выполнялись из местного камня, кирпича или искусственных блоков,

малопроницаемых для хранимой жидкости. Низкая проницаемость

раствора для кладки обеспечивалась правильным подбором цемента,

гранулометрического состава песка, а также с помощью специальных

добавок. Для обеспечения полной непроницаемости внутренние по-

верхности каменных резервуаров изолировались различными

покрытиями.

Каменные резервуары даже при наличии перекрытий были ис-

точниками значительных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения.

В водонасыщенных грунтах в зимнее время стенки таких резервуаров

разрушались вследствие расширения промерзающего'грунта. Поэтому

каменные стены стали усиливать железобетонными поясами.

Логическим продолжением этой тенденции стало появление

железобетонных резервуаров. Первые из них были сооружены в

1912 г. на Бэби-Эйбатских нефтепромыслах в районе Баку. Они имели

объем 100 м

. В 30-х годах здесь строились железобетонные

резервуары объемом до 1000 м

, а в Москве был построен

резервуар объемом 7000 м

Резервуары данного типа сооружались прямоугольной и ци-

линдрической формы. Они снабжались плоскими или

куполообразными кровлями.

Практика показала, что железобетонные резервуары целесо-

образно применять для хранения только темных нефтепродуктов и

высоковязких нефтей, т. к. их кровля проницаема для паров углево-

дородных жидкостей, в настоящее время такие резервуары не строят.

362 363

А в тех, которые продолжают эксплуатироваться, производятся рабо-

ты по монтажу внутренней облицовки из тонколистового металла.

В 1864 г. в США был смонтирован первый большой метал-

лический резервуар объемом 1270 м

. В России первый резервуар

из металла был построен в 1878 г. по проекту выдающегося инже-

нера В. Г. Шухова. В отличие от американского прямоугольного

он был цилиндрическим и, следовательно, менее металлоемким.

Листы металла соединялись между собой с помощью зак-

лепок, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга.

Понятно, что такая технология строительства резервуаров была

очень трудоемкой. Тем не менее из-за несовершенства сварочной

техники она применялась в нашей стране до начала 50-х годов. Зна-

чительное количество клепаных резервуаров эксплуатируется и в

настоящее время.

Первый в СССР государственный стандарт (ГОСТ) на свар-

ные резервуары появился в 1937 г. Он устанавливал основные

требования на параметры резервуаров объемом 11,6 и 22,2 м

. Во

время Великой Отечественной войны - в 1944 г. - в связи с совер-

шенствованием сварочной техники был введен ГОСТ на сварные

резервуары объемом до 4600 м

. К 1951 г. максимальный объем

стальных сварных резервуаров достиг 10500 м

В последующем резервуары стали сооружать только с по-

мощью сварки. Их максимальный объем достиг 50000 м

Стремительный рост добычи нефти, вызванный открыти-

ем новых месторождений в Западной Сибири, привел к увеличению

объема производства нефтепродуктов и, как следствие, дал мощ-

ный импульс развитию системы нефтепродуктообеспечения. В этот

период она была объединена в Государственный комитет -

Госкомнефтепродукт РСФСР. В конце 70-х - начале 80-х годов эта

отрасль включала в себя 52 территориальных управления, в состав

которых входили 1224 нефтебазы, 496 филиалов нефтебаз, 9893

стационарных и передвижных автозаправочных станций. Суммар-

ная емкость вертикальных и горизонтальных резервуаров

составляла более 28 млн. м

, а потребительский грузооборот отрас-

ли - около 320 млн. т.

Из общего количества нефтебаз 5,7 % составляли перева-

лочные, 76,4 % - железнодорожные, 14, 2 % - водные и 3,9 % -

глубинные распределительные нефтебазы.

С начала 90-х годов система нефтепродуктообеспечения ста-

ла быстро видоизменяться. За очень короткий период времени

государственный комитет Госкомнефтепродукт РСФСР был реор-

ганизован в концерн «Роснефтепродукт», который, в свою очередь,

вместе с другими государственными структурами был преобразо-

ван в «Главнефтепродукт» - подразделение государственного

предприятия «Роснефть».

В последующем в стране по примеру западных были созда-

ны вертикально интегрированные нефтяные компании ЛУКойл,

ЮКОС, Сургутнефтегаз, СИДАНКО, ОНАКО, Восточная нефтя-

ная компания и другие. Данные компании контролируют добычу

нефти, ее переработку и распределение нефтепродуктов. В табл.

14.1 приведена информация об объединениях

нефтепродуктообеспечения, вошедших в различные нефтяные

компании, а также о количестве нефтебаз, АЗС и суммарной

резервуарной емкости на 1996 г. Видно, что наибольшее число

нефтебаз (212) входит в состав НК «Роснефть». Далее в

порядке убывания следуют Тюменская нефтяная компания

(192), ЮКОС (172), СИДАНКО (168), ЛУКойл (122) и другие. По

количеству АЗС также лидирует ГП «Роснефть» - 1916. За ним

следуют СИДАНКО (1190), ЮКОС (940), ЛУКойл (898) и т. д.

В настоящее время в связи с падением добычи нефти и со-

ответственного снижения производства нефтепродуктов

количество нефтебаз сократилось. Одновременно все нефтяные

компании ведут активное строительство автозаправочных станций.

14.2. Классификация нефтебаз

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из ком-

плекса сооружений и установок, предназначенных для приема,

хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.

Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное

снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и

других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве

и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокраще-

ние до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске

потребителям.

Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном

отношении. Наиболее пожароопасными объектами являются резер-

вуары. Поэтому за критерий пожароопасности нефтебаз принят

суммарный объем резервуарного парка. Его величина положена в

основу деления нефтебаз на категории:

-1 - общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м

;