Внутрішні нафтопроводи знаходяться всередині чого-небудь: промислової (внутріпромислових), нафтобаз (внутрішньобазовими), нафтопереробних заводів (внутрішньозаводські). Протяжність їх невелика.
Місцеві нафтопроводи з'єднують різні елементи транспортного ланцюжка: нафтопромисел і головну станцію магістрального нафтопроводу, нафтопромисел і пункт наливу залізничних цистерн, або судів. Протяжність місцевих нафтопроводів більше, ніж внутрішніх, і досягає декількох десятків і навіть сотень кілометрів.
До магістральними нафтопроводами (МНП) відносяться трубопроводи протяжністю понад 50 км і діаметром від 219 до 1220 мм включно, призначені для транспортування товарної нафти з районів видобутку до місць споживання чи перевалки на інший вид транспорту.
Основні об'єкти та споруди магістрального нафтопроводу
Магістральний нафтопровід, в загальному випадку, складається з слідую щих комплексів споруд (рис. 1.2):
головний і проміжні нафтоперекачечні станції (НПС);
Підвідні трубопроводи зв'язують джерела нафти з головними спорудами МНП.
Головний НПС призначена для прийому нафти з промислів, змішування чи розділення її по сортам, обліку нафти і її закачування з резервуарів в трубопровід. Головний НПС розташовується поблизу нафтопромислів.
Проміжні НПС служать для поповнення енергії, витраченої потоком на подолання сил тертя, з метою забезпечення подальшої перекачки нафти. Проміжні НПС розміщують по трасі трубопроводу згідно гідравлічного розрахунку (через кожні 50. 200 км).
Кінцевим пунктом магістрального нафтопроводу зазвичай є нафтопереробний завод або велика перевалочна нафтобаза.
На магістральних нафтопроводах великої протяжності організовуються експлуатаційні дільниці довжиною від 400 до 600 км. Кордон між експлуатаційними дільницями обов'язково проходить через проміжні НПС. Проміжна НПС, що знаходиться на початку експлуатаційної дільниці, є для нього головним НПС, а проміжна НПС, що знаходиться в кінці експлуатаційної дільниці - кінцевим пунктом для нього. Склад споруд проміжних НПС, розташованих на кінцях експлуатаційної дільниці, відрізняється від звичайних наявністю резервуарних парків. Таким чином, магістральний нафтопровід великої протяжності складається ніби з кількох послідовно з'єднаних нафтопроводів протяжністю не більше 600 км кожний.
До лінійних споруд магістрального нафтопроводу відносяться:
1) власне трубопровід (або лінійна частина);
2) лінійні засувки;
3) засоби захисту трубопроводу від корозії (станції катодного і протекторного захисту, дренажні установки);
4) переходи через природні та штучні перешкоди (ріки, дороги і т. П.);
6) лінії електропередачі;
7) будинку обхідників;
8) вертолітні майданчики; 9) грунтові дороги, прокладаються уздовж траси трубопроводу.
Труби магістральних нафтопроводів (а також нефтепродуктопро-водів і газопроводів) виготовляють зі сталі, так як це економічний, міцний, добре зварюються і надійний матеріал.
За способом виготовлення труби для магістральних нафтопроводів поділяються на безшовні, зварні з поздовжнім швом і зварні зі спіральним швом. Безшовні труби застосовують для трубопроводів діаметром до 529 мм, а зварні - при діаметрах 219 мм і вище.
Зовнішній діаметр і товщина стінки труб стандартизовані. У зв'язку з великою різноманітністю кліматичних умов при будівництві та експлуатації трубопроводів труби поділяють на дві групи: в звичайному і в північному виконанні. Труби в звичайному виконанні застосовують для трубопроводів, що прокладаються в середній смузі і в південних районах країни (температура експлуатації 0 ° С і вище, температура будівництва -40 ° С і вище). Труби в північному виконанні застосовуються при будівництві трубопроводів в північних районах країни (температура експлуатації -20. -40 ° С, температура будівництва - 60 ° С). Відповідно до прийнятого виконанням труб вибирається марка стали.
Труби для магістральних нафтопроводів виготовляють з вуглецевих і низьколегованих сталей.
Основними постачальниками труб великого діаметра (529. 1220 мм) для магістральних трубопроводів є Челябінський трубопрокатний, Харцизький трубний, Новомосковський металургійний і Волзький трубний заводи.
Трубопровідна арматура призначена для управління потоками нафти, що транспортуються по трубопроводах. За принципом дії арматура ділиться на три класи: запірна, регулююча і запобіжна.
Запірна арматура (засувки) служить для повного перекриття перерізу трубопроводу, регулююча (регулятори тиску) - для зміни тиску або витрати рідини, запобіжна (зворотні і запобіжні клапани) - для захисту трубопроводів і обладнання при перевищенні допустимого тиску, а також запобігання зворотних струмів рідини .
Засувками називаються запірні пристрої, в яких прохідний перетин перекривається поступальним переміщенням затвора в напрямку, перпендикулярному напрямку руху нафти. Конструктивно засувка є цілісним литий або зварений корпус, забезпечений двома патрубками для приєднання до трубопроводу (за допомогою фланців або зварювання) і шпиндель, з'єднаний з запірним елементом і керований за допомогою маховика або спеціального приводу. Місце виходу шпинделя з корпусу герметизується за допомогою сальникового ущільнення. По конструкції ущільнювального затвора засувки поділяються на клинові і паралельні. На магістральних нафтопроводах засувки оснащують електроприводом.
Регулятори тиску - це пристрої, що служать для автоматичної підтримки тиску на необхідному рівні. Відповідно до того, де підтримується тиск - до або після регулятора, - розрізняють регулятори типу «до себе» і «після себе».
Запобіжними клапанами називаються пристрої, що запобігають підвищення тиску в трубопроводі понад встановлену величину. На нафтопроводах застосовують мало- і повнопідйомні запобіжні клапани закритого типу, що працюють за принципом скидання частини рідини з місця виникнення підвищеного тиску в спеціальний збірний колектор.
Зворотним клапаном називається пристрій для запобігання зворотного руху середовища в трубопроводі. При перекачуванні нафти застосовують клапани зворотні поворотні - з затвором, що обертається відносно горизонтальної осі. Арматура магістральних нафтопроводів розрахована на робочий тиск 6,4 МПа.
Засоби захисту трубопроводів від корозії. Трубопровід, покладений в грунт, піддається грунтової корозії, а проходить над землею - атмосферної. Обидва види корозії протікають по електрохімічного механізму, т. Е. З утворенням на поверхні труби анодних і катодних зон. Між ними протікає електричний струм, в результаті чого в анодних зонах метал труб руйнується.
Для захисту трубопроводів від корозії застосовуються пасивні і активні засоби і методи. Як пасивного кошти використовуються ізоляційні покриття, до активних методів відноситься електрохімічний захист.
Після введення трубопроводу в експлуатацію проводиться регулювання параметрів роботи системи їх захисту від корозії. При необхідності з урахуванням фактичного стану справ можуть вводитися в експлуатацію додаткові станції катодного і дренажного захисту, а також протекторні установки.
Насосно-силове обладнання. Насосами називаються гідравлічні машини, які служать для перекачування рідин. При трубопровідний транспорт нафти використовуються в основному відцентрові насоси. Конструктивно (рис. 1.3) вони являють собою улітообразний корпус (елементами якого є спіральна камера (3), що всмоктує (2) і нагнітальний (4) патрубки), всередині якого обертається закріплене на валу робоче колесо (8). Остання складається з двох дисків, між якими знаходяться лопатки, загнуті в бік, зворотний напрямку обертання.
Принцип роботи відцентрових насосів наступний. З всмоктуючого трубопроводу через всмоктуючий патрубок рідина надходить на бистровращающіеся лопатки робочого колеса (8), де під дією відцентрових сил відкидається до периферії насоса. Таким чином, механічна енергія обертання валу двигуна перетворюється в кінетичну енергію рідини. Рухаючись по спіральній камері (3), рідина потрапляє в розширюється постачання патрубок (4), де в міру зменшення швидкості збільшується тиск рідини. Далі через напірну засувку (5) рідина поступає в напірний трубопровід (6). Для контролю за роботою насоса вимірюють тиск в його всмоктуючому і нагнітальному патрубках за допомогою мановакууметри (7) і манометра (9).
Для успішного ведення перекачування на вході в відцентрові насоси повинен підтримуватися певний підпір. Його величина не повинна бути менше деякого значення, званого допустимим кавітаційним запасом.
За величиною розвивається напору відцентрові насоси магістральних нафтопроводів поділяються на основні і підпірні.
В якості основних використовуються нафтові відцентрові насоси серії НМ. Марка насосів розшифровується так: Н - насос, М - магістральний, перше число після букв - подача насоса (м 3 / год) при максимальному ККД, друге число - напір насоса (м) при максимальному ККД. Насоси НМ на невелику подачу (до 710 м 3 / ч) - секційні, мають три послідовно встановлених робочих колеса з одностороннім входом рідини. Решта насоси є одноступінчастими і мають робоче колесо з двостороннім входом, який забезпечує вивантаження ротора від осьових зусиль.
Основне призначення підпірних насосів - створення на вході в основні насоси підпору, що забезпечує їх стійку роботу. При подачах 2500 м 3 / год і більше застосовуються підпірні насоси серії НМП. При менших подачах використовуються насоси серії НД (насос з колесом двостороннього всмоктування). Цифра в марці - це діаметр всмоктуючого патрубка, виражений в дюймах. Застосовуються також насоси марки НПВ (Н - насос; П - підпірних; В - вертикальний). Це одноступінчаті насоси, наявні нижче поверхні землі в металевому або бетонному колодязі ( «стакані»).
В якості приводу насосів використовуються електродвигуни синхронного і асинхронного типу. Залежно від виконання електродвигуни можуть бути встановлені в загальному залі з насосами або в приміщенні, відділеному від насосного залу газонепроникної стіною. Вибухозахищене виконання електродвигунів, що застосовуються в загальних залах нефтенасосних, досягається продувкою корпусу електродвигуна повітрям під надлишковим тиском.
Основні і підпірні насоси встановлюються відповідно до основного і в підпірної насосних.
При звичайному виконанні електродвигунів їх встановлюють в окремому залі, герметично ізольованому від насосного залу спеціальної стіною. У цьому випадку місце проходження через розділову стіну валу, що з'єднує насос і електродвигун, має конструкцію, що перешкоджає проникненню через нього парів нафти.
Резервуари і резервуарні парки в системі магістральних нафтопроводів служать:
для компенсації нерівномірності прийому-відпуску нафти на кордонах ділянок транспортної ланцюга;
для обліку нафти;
для досягнення необхідної якості нафти (відстоювання від води і механічних домішок, змішання і ін.).
Відповідно до цього резервуарні парки розміщуються:
на головний НПС;
на кордонах експлуатаційних дільниць;
в місцях підкачки нафти з довколишніх родовищ або скидання нафти попутним споживачам.
Резервуарним парком в кінці магістрального нафтопроводу є або сировинної парк НПЗ, або резервуари перевалочною нафтобази або пункту наливу.