Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.
Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации).
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефте- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.
Решение задачи повышения эффективности эксплуатации трубопровода полностью зависит от качества выполнения анализа функционирования всего трубопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволить сделать вывод о фактическом состоянии линейной части и оборудования, рациональности их использования, экономичности используемой технологической схемы и об основных причинах, снижающих эффективность работы.
В данной работе рассматриваются указанные проблемы и возможные методы их решения. Она будет полезна студентам при выполнении дипломных и курсовых проектов и других самостоятельных работ.
1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Магистральные трубопроводы (МТ) (газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы), как правило, прокладываются подземно . Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.
Магистральные газопроводы (МГ) в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса:
I класс - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа;
II класс - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа.
Магистральные нефтепроводы (МН) и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса:
I класс - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 мм;
II класс - свыше 500 до 1000 мм;
III класс - свыше 300 до 500 мм;
IV класс - 300 мм и менее.
Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения МТ и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны МТ.
Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться, исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода. Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.
Выбор трассы трубопровода должен производиться по критериям оптимальности, учитывающим затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации, включая мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и т.д.
Диаметр трубопровода определяется расчетами в соответствии с нормами технологического проектирования.
При отсутствии необходимости в транспорте продукта в обратном направлении трубопровод следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.
В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МТ и участки делятся на пять категорий:
IV - газопроводы диаметром менее 1200 мм и нефтепроводы диаметром менее 700 мм;
III - остальные нефтепроводы и газопроводы;
II- трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы D<700 мм, пересекающие поймы рек;
I - переходы через водные препятствия нефтепроводов D<1000 мм и газопроводов, узлы пуска и приема очистных устройств, нефтепроводы на территории станций;
В - газопроводы на территории станций, переходы нефтепроводов D>1000 мм через водные препятствия.
Прокладка трубопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам - в техническом коридоре.
Под техническим коридором МТ понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.
В пределах одного технического коридора допускается прокладывать:
- для транспорта нефти (нефтепродуктов) - не более двух трубопроводов диаметром 1200 мм и не более трех трубопроводов диаметром 1020 мм и менее;
- для транспорта газа (газового конденсата) - не более шести трубопроводов диаметром 1420 мм.
Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими их прохождение.
На трубопроводах предусматривается установка запорной арматуры на расстояниях, определенных расчетом, но не более 30 км.
При параллельной прокладке газопроводов узлы линейных кранов на отдельных нитках следует сдвигать не менее 100 м друг от друга по длине газопровода. В сложных условиях допускается сокращать это расстояние до 50 метров.
На обоих концах участков газопроводов между кранами, на узлах подключения компрессорной станции (КС) и узлах приема и пуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочных свечей должен определяться из условия опорожнения участка между запорной арматурой за 1,5-2,0 часа. Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.
Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.
Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140)Dн, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм для труб диаметром свыше 200 мм. Полученные расчетные значения толщины стенки округляются до ближайшего большего значения, предусмотренного ГОСТ или техническими условиями, в соответствии с фактической номенклатурой завода-изготовителя.
1.1. Магистральные газопроводы
В состав магистральных газопроводов (МГ) входят: линейные сооружения, КС, газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ)(при необходимости).
Параметры попутного газа, транспортируемого по МГ, следует принимать с учетом предотвращения выпадения конденсата в газопроводе.
Здания следует предусматривать для оборудования, размещение которого на открытых площадках недопустимо.
В состав линейных сооружений входят: газопровод с отводами и лупингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, перемычки, узлы редуцирования, узлы очистки газопровода, узлы сбора продуктов очистки полости газопровода, узлы подключения КС, запорная арматура, система электроснабжения линейных потребителей, устройства контроля и автоматики, система телемеханизации, система оперативно-технической связи, система электрохимической защиты, здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома обходчиков и т.д.).
Для обеспечения максимальных значений коэффициента гидравлической эффективности (E) следует предусматривать периодическую очистку полости газопровода, как правило, без прекращения подачи газа.
Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации предусматриваются устройства для заливки метанола в газопровод на выходе каждой КС и у линейного крана или перемычки посреди участка между КС.
Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии связи, а также контролируемые пункты телемеханики следует предусматривать, как правило, совмещенными.
Диаметры резервных ниток перехода принимаются одинаковыми с диаметром МГ. Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением. Общую резервную нитку подключают автономно к каждому газопроводу.
При параллельной прокладке МГ следует предусматривать перемычки:
- для газопроводов с одинаковым давлением - с запорной арматурой;
- для газопроводов с различным давлением - с узлами редуцирования, предохранительными устройствами и запорной арматурой.
Перемычки располагают на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также до и после КС, между охранными кранами. В районах с холодным климатом, а также в труднодоступных местах, следует предусматривать перемычки у каждого линейного крана. Минимальное допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток принимается не менее 0,7.
Узлы очистки газопровода совмещают с узлами подключения КС. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств. На узлах очистки предусматриваются узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.
Объем коллектора-сборника принимают по расчету в зависимости от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:
300 м 3 - для газопровода диаметром 1020 и 1220 мм;
500 м 3 - для газопровода диаметром 1420 мм.
Коллектор- сборник изготавливается подземным из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.
На запорной арматуре на перемычках, на подключениях и отводах, на нитках многониточных переходов следует предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов. Они должны обеспечивать закрытие кранов при темпе падения давления в МГ на 10-15% в течение 1-3 минут. При отсутствии автоматов предусматривается телеуправление этими кранами.
Для каждого линейно-производственного управления (ЛПУ) МГ следует предусматривать телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления. Телемеханизация линейных сооружений МГ должна предусматриваться в границах участков между КС. Предусматривается контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчиков с передачей (по требованию) данных в диспетчерский пункт КС.
Количество газа, которое может быть передано по газопроводу в сутки (млн.м3/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности () и принятых рабочих параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура грунта и воздуха, температура газа) называется пропускной способностью МГ.
Проектной пропускной способностью МГ
называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.
Проектирование МГ производится по оценочной (расчетной) пропускной способности
, (1.1)
где QГ - заданная годовая производительность МГ (млрд. м 3 /год);
- оценочный коэффициент использования пропускной способности:
, (1.2)
где - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, = 0,95;
- коэффициент экстремальных температур, = 0,98;
- коэффициент надежности МГ (приложение 2).
Производительностью
принято называть фактическое количество газа передаваемое по МГ.
При проектировании МГ в качестве расчетных используются среднегодовые значения температуры грунта (на глубине заложения оси трубопровода) и воздуха
(приложение 1).
1.2. Магистральные нефтепроводы
К магистральным нефтепроводам (МН) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортирования товарной нефти из районов добычи до мест потребления.
МН проектируют в однониточном исполнении с развитием их пропускной способности по очередям за счет увеличения числа насосно-перекачивающих станция (НПС). В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок, при технико-экономическом их обосновании. Проектирование нефтепроводов в многониточном исполнении возможно в следующих случаях:
- заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;
- увеличение производительности до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет;
- упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности превышает 67 кПа.
При выборе параметров работы МН следует руководствоваться данными, приведенными в приложении 8 .
При последовательной перекачке нефтей число циклов определяется на основании технико-экономических расчетов, Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.
На трубопроводах, предназначенных для последовательной перекачки нефтей, сооружение лупингов не допускается.
Толщину стенок трубопроводов определяют в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участков.
Расчетная эпюра давлений должна определяться по эксплуатационным участкам между соседними НПС с емкостью. Эпюра должна строиться из условия подачи нефти от каждой НПС на НПС с емкостью при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности.
Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы - предел прочности не ниже 580 МПа.
Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку следует производить из условия минимального розлива нефти в случае возможной аварии МН.
Для удобства испытаний и повторных испытаний МН расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщины стенок участков МН большой протяженности.
С обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.
При проектировании нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему МН, допускается использовать в качестве резервной нитки резервную нитку существующего нефтепроводу, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление в ней не меньше, чем для проектируемого МН.
Устройства приема и пуска скребков размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга. Устройства приема и пуска предусматриваются также на лупингах протяженностью более 3 км и отводах протяженностью более 5 км. Остальные НПС оборудуют устройствами для пропуска скребка.
МН оборудуется головными НПС и промежуточными НПС. В свою очередь, промежуточные НПС могут быть без резервуарного парка (РП) и с РП.
Головная НПС, находящаяся в начале МН, должна располагать РП емкостью от двух до трехсуточной производительности нефтепровода.
МН большой протяженности разбиваются на эксплуатационные участки длиной 400-600 км. Первая станция эксплуатационного участка оборудуется РП емкостью 0,3-0,5 суточной производительности нефтепровода.
РП устанавливаются также на НПС, где намечается осуществлять прием нефти с попутных промыслов или перераспределение грузопотоков в системе нефтепроводов. В этом случае объем РП предусматривается в размере 1,0-1,5 суточной производительности.
Суммарный полезный объем РП МН должен быть не менее величин, указанных в приложении 11 .
НПС размещают, как правило, после переходов через большие реки и на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.
При параллельной прокладке проектируемого МН со строящимися или действующими нефтепроводами НПС этих нефтепроводов должны совмещаться.
Подключения других нефтепроводов и месторождений должны выполняться только на НПС.
Для перекачки нефти по МН, как правило, применяются специальные насосы по ГОСТ 12124-87 “Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов”.
Число НПС и их расстановка по трассе производится на основании гидравлического расчета нефтепровода. Гидравлический расчет выполняется с использованием расчетной пропускной способности нефтепровода, физических характеристик перекачиваемой нефти при расчетной температуре и расчетного диаметра.
Расчетная суточная пропускная способности (QC) определяется зависимостью
, (1.3)
где GГ - заданная годовая производительность, млн.т/год;
- число рабочих дней в году;
- плотность нефти при расчетной температуре, кг/м3;
- коэффициент, учитывающий возможность перераспределения потоков.
Значение коэффициента принимается равным:
1,05 - для трубопроводов, идущих параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему;
1,07 - для одиночных нефтепроводов, по которым нефть от системы трубопроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для одиночных нефтепроводов, соединяющих системы;
1,10 - для одиночных трубопроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов.
Расчетное число рабочих дней МГ в году приведено в приложении 4.
Внутренний расчетный диаметр нефтепровода Dp , с учетом возможных загрязнений и переменной толщины стенок труб, определяется по формуле
Где - коэффициент, учитывающий засорение трубопровода при оптимальной периодичности очистки и телескопичность раскладки труб (приложение 12);
- внутренний диаметр труб.
В качестве расчетной температуры принимается минимальная температура нефти в трубопроводе, определенная с учетом тепловыделения, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт при минимальной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода.
1.3. Особенности проектирования трубопроводов для транспорта сжиженных углеводородов
Углеводороды с упругостью насыщенных паров при температуре плюс 200 С свыше 0,2 МПа относятся к нестабильным жидкостям. Снижение давления в трубопроводе ниже упругости насыщенных паров продукта, а также истечение этих жидкостей через неплотности в трубопроводе сопровождаются переходом жидкости в газообразное состояние. Испарение сопровождается снижением температуры. Эти и другие причины предопределяют необходимость повышенных требований к трубопроводам для транспорта нестабильных углеводородов.
Минимальное давление в любой точке таких трубопроводов должно превышать упругость насыщенных паров при температуре перекачки на 0,5 МПа.
Упругость паров продукта при расчетной температуре принимается, исходя из максимально возможной температуры при эксплуатации.
Рабочее давление при расчете трубопроводов определяется как сумма максимального давления, развиваемого насосами, и упругости насыщенных паров продукта.
Расстояние между запорной линейной арматурой должно быть не более 10 км.
На обоих концах каждого участка трубопровода между запорной арматурой устанавливают специальные ответвления. Диаметры ответвлений определяются из условия опорожнения участка за 1,5-2,0 часа.
Трубопроводы диаметром 150 мм и более оснащаются узлами приема и пуска очистных устройств на расстоянии не более 50 км друг от друга.
В составе НПС для приема продукта при срабатывании предохранительных клапанов, а также для создания на входе насосов противокавитационного напора необходимо предусматривать резервуары общей емкостью, равной 0,03-0,06 суточной производительности МТ. Емкость подпорных резервуаров должна составлять 10% от часовой производительности НПС.
На головной НПС, кроме подпорных резервуаров, предусматриваются резервуары для приема нефтепродуктов при аварийной обстановке на трубопроводе, если у предприятия- поставщика они отсутствуют. Суммарная емкость резервуаров на головной НПС и на предприятии- поставщике должна равняться трехсуточной производительности МТ.
Подпорные резервуары располагаются таким образом, чтобы удовлетворялось условие
Н>1,2(h д +h тр), (1.5)
где Н - превышение нижней образующей резервуара над осью всасывающего трубопровода насоса;
h д - допустимый подпор насоса;
h тр - потери напора на трение в трубопроводе от резервуара до насоса.
- Назад
Трубопроводный транспорт - вид транспорта, осуществляющий передачу на расстояние жидких, газообразных или твёрдых продуктов по трубопроводам. Причины появления этого вида транспорта: НТР; потребность хозяйства в транспортировке массовых жидких и газообразных продуктов.
С помощью трубопроводного транспорта происходит более выгодное перемещение нефти, газа и др. без промежуточной перегрузки. Трубопроводный транспорт отличается от остальных видов транспорта тем, что он не полностью соответствует понятию «транспорт»: подвижной состав и специально приспособленные под него пути сообщения совмещены в одно понятие «трубопровод». Особенность трубопроводного транспорта - непрерывность функционирования. Средний диаметр трубопровода - 1420 мм; давление 75 атм. Для повышения производительности трубопровода, иногда для осуществления перекачки возникает технологическая необходимость изменения физико-химических свойств грузов.
Специализация трубопроводного транспорта: перемещение жидких, газообразных и твердых (зерно, уголь) продуктов. Следовательно, протяжённость трубопроводов в зависимости от специализации разная - от нескольких км до нескольких тысяч км. Места назначения тоже разные: от места добычи (нефть) - к НПЗ; от места добычи (газ) - на химические заводы; от места добычи (уголь, мазут) - на электростанции; также пунктом назначения является бытовой потребитель.
Классификация трубопроводного транспорта:
1. Трубопроводы по значимости: магистральные, подводящие, промысловые, местные, для передачи документации.
2. Трубопроводы по виду перекачиваемого топлива: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, пульпопроводы, газопроводы, водопроводы, канализационные.
Преимущества трубопроводного транспорта:
Возможность прокладки в условиях разного рельефа, через водные пространства, в условиях многолетней мерзлоты;
Неограниченность объёмов перекачки;
Полная сохранность качества и количества грузов благодаря герметизации труб и станций;
Отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду;
Автоматизация начально-конечных операций;
Самая низкая себестоимость и самая высокая производительность труда (это связано также с небольшим количеством работников для выполнения перекачки);
Меньшие капиталовложения;
Эффективность работы на любых расстояниях перевозки.
Недостатки : экологические проблемы; неуниверсальность.
Современными тенденциями развития трубопроводного транспорта являются:
Повышение пропускной способности трубопроводов за счёт увеличения диаметра или строительства вторых линий;
Увеличение мощности насосных станций;
Создание прочных тонкостенных труб;
Изменение технологии изготовления труб, способов спайки швов;
Расширение номенклатуры перевозимых жидких и твёрдых грузов.
Развитие трубопроводного транспорта в России началось в конце 50-х гг. ХХ столетия. Сейчас это наиболее динамично развивающийся вид транспорта, оттеснивший в середине 80-х гг. по общему объёму грузооборота железнодорожный транспорт на второе место. Россия занимает второе место в мире после США по протяжённости трубопроводов. Отечественные трубопроводы выполняют наибольшие объёмы работы, поскольку используются трубы большого диаметра.
Важнейшими грузами на отечественном трубопроводном транспорте являются сырая нефть, природный и попутный газ. Продуктопроводы, предназначающиеся для транспортировки нефтепродуктов, жидких и газообразных химикатов, пока не получили в России большого распространения, хотя их развитие весьма перспективно.
Общая протяжённость отечественных магистральных трубопроводов составляет 233 тыс. км, в том числе газопроводов - 168 тыс. км, нефтепроводов - 49 тыс. км, нефтепродуктопроводов - 16 тыс. км. Компания Транснефть владеет крупнейшей в мире системой магистральных нефтепроводов, по которой прокачивается более 90% российской нефти. Крупным оператором трубопроводного транспорта также является компания Газпром.
В России преобладают нефте- и газопроводы широтного направления. Многие из них начинаются в Западной Сибири, на Урале и в Поволжье. Они пересекают всю европейскую часть страны, заканчиваются на территории сопредельных государств СНГ, а также в странах Восточной и Западной Европы.
По нефтепроводам нефть из районов добычи подаётся на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) России, стран СНГ, Восточной и Западной Европы, а также поступает в крупнейшие нефтеэкспортные порты - Новороссийск, Туапсе, Вентспилс, Херсон и др.
Наиболее крупные магистральные нефтепроводы, транспортирующие российскую нефть: нефтепровод «Дружба» (Альметьевск - Самара - Унеча - Мозырь - Брест и далее в страны Восточной и Западной Европы с ответвлениями Унеча - Полоцк - Вентспилс и Мозырь - Ужгород). Сегодня эта система нефтепроводов подсоединена к Среднеобью, и по ней в значительной мере транспортируется западносибирская нефть;
Балтийская трубопроводная система (БТС)-1 - связывает месторождения нефти Тимано-Печорского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с морским портом Приморск;
БТС-2 - Унеча - Андреаполь - Усть-Луга;
Альметьевск - Нижний Новгород - Рязань - Москва;
Нижний Новгород - Ярославль - Кириши;
Самара - Лисичанск - Кременчуг - Херсон, Снегиревка - Одесса;
Сургут - Тюмень - Уфа - Альметьевск;
Нижневартовск - Самара;
Сургут - Полоцк;
Александровское - Анжеро-Судженск;
Красноярск - Ангарск;
Сургут - Омск - Павлодар - Чимкент - Чарджоу;
Нефтепровод «Восточная Сибирь» - Восточная Сибирь - Тихий океан;
Каспийский трубопроводный консорциум - месторождения Западного Казахстана - российское побережье Чёрного моря (около Новороссийска).
В проекте сооружение Мурманского нефтепровода, связывающего месторождения нефти Западной Сибири с глубоководным незамерзающим портом Мурманск, а также нефтепровода Заполярье - Пурпе - Самотлор.
Протяжённость магистральных нефтепродуктопроводов в 3 раза уступает нефтепроводам. Значительно меньше и их мощность.
Наиболее крупные нефтепродуктопроводы:
Уфа - Брест с ответвлением на Ужгород;
Уфа - Омск - Новосибирск;
Нижнекамск - Одесса.
Сегодня Россия обладает обширной сетью магистральных газопроводов большого диаметра (в основном 1220 и 1420 мм). Начало развития магистрального газопроводного транспорта России относится к 1946 г., когда вступил в строй газопровод Саратов - Москва протяженностью 840 км и диаметром 325 мм.
В 50-е гг. сооружаются более крупные газопроводы: Ставрополь - Москва; Краснодарский край - Ростов-на-Дону - Серпухов - Ленинград; Средняя Азия - Урал и Средняя Азия - Центр.
С 70-х гг. большой размах получило строительство газопроводов из Республики Коми и особенно с западносибирского Севера: Медвежье - Надым - Тюмень - Уфа - Торжок; Надым - Пунга - Пермь; Уренгой - Сургут - Тобольск - Тюмень - Челябинск. Строится целая система мощных газопроводов из Уренгоя и других месторождений Тюменского Севера в Центр и крупнейшая в мире система газопроводов протяженностью 4451 км: Уренгой - Помары - Ужгород - страны Восточной и Западной Европы.
Другой крупный газопровод, преимущественно экспортного значения, начинается в Оренбурге и, переходя через европейскую часть России и Украину, также заканчивается многочисленными разветвлениями в странах Восточной и Западной Европы. Довольно крупный газопровод передает попутный нефтяной газ из района Среднеобья в Новосибирск и Кузбасс. В 2011 г стал функционировать газопровод «Северный поток», передающий газ из РФ в Германию по дну Балтийского моря. Строится газопровод Бованенково - Ухта. Существуют проекты следующих газопроводов: «Южный поток», который свяжет РФ и Болгарию по дну Чёрного моря; «Алтай», который свяжет Западную Сибирь и запад Китая; Якутия - Хабаровск - Владивосток и Прикаспийский газопровод.
Таким образом, перспективы дальнейшего развития трубопроводного транспорта страны весьма благоприятны, поскольку предполагается строительство крупных трубопроводов-дублёров уже имеющихся широтных магистральных трубопроводов - для передачи нефти и газа Сибирского Севера в европейскую часть России, остальные страны СНГ, в Восточную и Западную Европу. Через территорию России пройдут транзитные трубопроводы из Казахстана и Средней Азии в европейские страны СНГ, страны Восточной и Западной Европы.
Классификация трубопроводов
I .По назначению трубопроводы делятся на следующие группы:
1. внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;
2. местные – соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;
3. магистральные – характеризуются большей протяженностью, перекачка ведется несколькими станциями, расположенными по трассе.
II.В зависимости от транспортируемой среды
, трубопроводы подразделяют на:
1. Газопровод-
предназначается для транспортировки попутного нефтяного и природного газа. Стратегические газопроводы предназначаются для передачи на дальние расстояния больших объёмов газа - на экспорт и предприятиям, осуществляющим газовый синтез.
2
. Нефтепровод-
предназначается для транспортировки сырой нефти. Нефть при этом подвергается подогреву, препятствующему затвердеванию входящих в ее состав парафинов.
3
. Нефтепродуктопровод-
транспортировка нефтепродуктов, в том числе бензина и керосина, полученных в результате крекинга. Осуществляется до предприятий, предназначенных для производства нефтепродуктов более высокого передела.
4
. Аммиакопровод
- предназначается для транспортировки аммиака. В России и на Украине функционирует экспортный магистральный аммиакопровод Тольятти - Одесса.
5
. Этиленопровод-
инфраструктура, предназначенная для транспортировки этилена
6.Мазутопровод - трубопровод, осуществляющий транспортировку тяжелых нефтепродуктов, отходов крекинга. Такие продукты могут использоваться в качестве топочного мазута, а также для переработки в дизельное топливо или даже для дальнейшего отделения легких углеводородов.
7. Пульпопрвод - трубопровод для перемещения (под давлением) пульпы (в частности, руды, угля, шлака с водой). В зависимости от перемещаемого материала пульпопровод называют также углепроводом, золопроводом и рудопроводом.
8
. Водопровод-
предназначен для обеспечения водой населения и промышленности. При этом вода для бытовых и промышленных нужд может различаться по органолептическим свойствам; пригодности для питья, бытовых и промышленных нужд.
9
.Воздухопровод
часто создается в рамках промышленного предприятия для обеспечения производства сжатым воздухом..
9.Паропровод
- технологический трубопровод, предназначенный для передачи пара под давлением, используемого для отопления или работы сторонних механизмов[источник не указан 466 дней].
10
.Пневматическая почта-
использование воздуха под давлением для перемещения по трубам физических объектов чаще всего, стандартизированных капсул с объектами небольшой массы и объёма
III. В зависимости от условного диаметра трубы магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса в:
1. 1000-1420 мм
2. 500 – 1000 мм
3. 300 – 500мм
4. менее 300 мм.
IV. По своему назначению
нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:
- промысловые -
соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;
- магистральные-
предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;
- технологические -
предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
Рисунок 2.20 - Трубопровод
В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.
В свою очередь линейные сооружения включают:
· трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, и установками электрохимической защиты трубопроводов;
· противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода;
· емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти;
· постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;
· пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.
Основные элементы магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например, для исключения возможности замерзания скопившейся воды). Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.
На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.
С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае
аварии или ремонта.
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.
Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода.
Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д.
Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами.
Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены
теплоизоляционным покрытием.
По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.
Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.
Технология работы трубопроводного транспорта характеризуется непрерывностью перекачки грузов. Для повышения производительности трубопроводов, а иногда и просто для осуществления перекачки (например, особо вязких сортов той же нефти), возникает технологическая необходимость изменения физико-химических свойств грузов. Поэтому в отдельных случаях необходимо осуществлять подогрев или понижении температуры, обезвоживание, смешение, дегазацию (разложение отравляющих веществ, выделяемых химическими соединениями, до нетоксичных продуктов) и другие действия. Например, сорт парафинистой нефти подогревается до 50 о С, различные газы требуют разной температуры для сжижения (бутан сжижается при температуре -48 о С, пропан – при
– 45 о С, а аммиак – при -33 о С).
Наряду с трубопроводами, предназначенными для транспортировки жидких углеводов и природного газа, расширяется сооружение трубопроводов для перекачки ряда других грузов. Это этилен, жидкий аммиак, раствор поваренной соли. В начале 80-х годов был построен крупнейший трубопровод Тольятти – Одесса для транспортировки аммиака.
Трубопроводы используются и для транспортировки твердых веществ (уголь, руда) в виде пульпы на небольшие расстояния. Но создание таких трубопроводов представляет серьезную проблему. Основным недостатком таких трубопроводов – необходимость предварительного измельчения материалов перед подачей в систему, его сушка и очистка после перемещения, сильный износ труб, большая потребность в воде, узкая специализация.
В соответствии с российскими строительными нормами трубопроводы для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:
промысловые трубопроводы;
технологические трубопроводы;
магистральные трубопроводы;
распределительные трубопроводы.
Промысловые трубопроводы
Промысловые трубопроводы прокладываются от скважин к установкам подготовки газа, газового конденсата или нефти на промыслах. Они служат для сбора продуктов скважин и их транспортировки на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) или установки комплексной подготовки нефти (УКПН), а также для подачи очищенного газа, ингибитора и сточных вод под большим давлением в нефтяные скважины. Обычно диаметры промысловых трубопроводов составляют 100-200мм; диаметр промыслового коллектора - 500-1000 мм. Давления в промысловых трубопроводах достигают 32 МПа (320 кгс/см 2) и более.
Технологические трубопроводы
Технологические трубопроводы прокладываются на территории УКПГ и УКПН и предназначены для соединения между собой технологического оборудования, на котором осуществляется очистка нефти или газа от механических примесей, воды и других компонентов.
Магистральные трубопроводы
Магистральные трубопроводы предназначены для дальней транспортировки подготовленных на промысловых сооружениях нефти, газа, газового конденсата. Кроме того, магистральный трубопровод прокладывается от газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих (нефтепродуктопровод) заводов до районов их потребления. Диаметры магистральных трубопроводов могут быть от 200 до 1400 мм, рабочие давления в них могут составлять от 2,5 МПа (25 кгс/см 2) до 10,0 МПа (100 кгс/см 2).
Распределительные трубопроводы
Распределительные трубопроводы прокладываются от магистральных трубопроводов к местам непосредственного потребления газа или нефтепродуктов. Диаметр таких трубопроводов обычно составляет 100-300 мм, рабочие давления не превышают 1,2 МПа (12 кгс/см 2).
Классификация трубопроводов и их участков по сложности строительства
В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:
I класс - рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см 2) до 10,0 МПа (100 кгс/см 2) включительно;
II класс - рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см 2) до 2,5 МПа (25 кгс/см 2) включительно.
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
I класс - диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;
II класс - диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;
III класс - свыше 300 мм до 500 мм включительно;
IV класс - 300 мм и менее.
В зависимости от класса трубопровода выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений при проектировании.
Наряду с этой классификацией для трубопроводов и их участков установлены категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик (выбора коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность), объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления. В соответствии со СНиП 2.05.06-85* приняты пять категорий трубопроводов и их участков: В, I, II , III, IV ; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей – «IV». Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.
К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газопроводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефтеперекачивающих станций (НПС) и др.
Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода. Так, если газопровод или нефтепровод разрушится на равнинной местности, вдали от строений и сооружений и водоемов, то ущерб будет минимальным, а если газопровод разрушится на территории КС или нефтепровод на пересечении водотока, то ущерб будет значительный. Поэтому к таким участкам трубопровода предъявляются более жесткие требования, чем к остальным.
Трубопроводный транспорт США обеспечивает четвертую часть перевозок грузов страны. Сеть нефтепроводов проходит через все штаты. Больше всего объектов построено на Юге страны в районах, богатых нефтью и газом - таких как: Техас, Луизиана, Оклахома, а также в штатах Среднего Запада - Иллинойсе, Индиане, Айове,Мичигане, Миссури. Нефтепроводы перекачивают три четверти всей транспортируемой в стране нефти. Их протяженность составляет 660 тыс. километров. Помимо этого строительству новых трубопроводов на территории США в последнее время способствует добыча сланцевых углеводородов.
Первый нефтепровод в США был построен в 1865 году. Его диаметр составлял 60 мм, а про- тяженность - 9 километров. К 1900 году сеть нефтепроводов в стране достигла 29 тыс. км, а к 1958 году - более 330 тыс. километров. Сюда можно добавить 65 тыс. км продуктопроводов. На сегодняшний день указанные показатели увеличились вдвое - протяженность магистральных нефтепроводов теперь составляет 660 тыс. км, а магистральных продуктопроводов - 120 тыс. километров.
Особенностью современных нефтепроводов США является значительное количество небольших трубопроводов с малым диаметром труб: от Ду*150 мм до Ду400 мм. Из-за того, что нефтепроводы в США принадлежат многочисленным владельцам, трубопроводы малой мощности часто располагаются параллельно друг другу и используются неэффективно. Строительство новых трубопроводов в стране, по мнению экспертов, отличается бессистемностью.
Первый магистральный нефтепровод (Ду1000 мм) был введен в эксплуатацию в США в 1968 году для транспортировки нефти из Сент-Джеймса в штате Новый Орлеан до Патоки в штате Иллинойс. Протяженность составила 1012 километров. Мощность - 160 тыс. т в сутки.
Емкость магистральных нефтепроводов страны такова, что на сегодняшний день в них находится 24 % всех складских запасов нефти.
Основные направления нефтепроводов
Направление главнейших магистральных трубопроводов США определяется расположением месторождений, портов, в которые прибывают суда с импортируемой нефтью, и предприятий нефтеперерабатывающей промышленности. Основные магистральные сети идут от главных месторождений нефти: из Калифорнии, штата Техас, юго-востока штата Нью-Мексико, Оклахомы в северно-восточные промышленные районы, а также в северные штаты Вайоминг и Монтана и к портам на берегу Мексиканского залива. Месторождения Техаса и Калифорнии связаны между собой трансконтинентальным нефтепроводом.
Магистральные нефтепроводы (Ду600 мм и 780 мм) соединяют также канадские месторождения в Альберте и Британской Колумбии с нефтеперерабатывающими заводами в штатах Вашингтон и Миннесота и с портами на Великих озерах.
Первая нефть на Аляске
Первая нефть на Аляске была обнаружена в районе залива Кука и полуострова Кенай в конце 1950‑х годов. Скважины бурились в сложных природных условиях. Чтобы завезти оборудование только для одной скважины, требовалось 15 авиарейсов. Стоимость такой скважины составляла $ 4,5 миллиона.
После первых успехов геологи провели новые поисковые работы на севере Аляски, на склоне хребта Брукса и прибрежной равнине моря Бофорта. В результате там была открыта нефтегазоносная провинция Северного склона Аляски. В 1968 году на Аляске открыто нефтегазовое месторождение Прадхо-Бей с запасами нефти 3,1 млрд т и газа - 730 млрд кубометров.
Сразу возник вопрос о том, каким способом лучше доставлять заполярную нефть на основную территорию США. Предлагалось шесть вариантов такой доставки:
Сооружение восьмиполосного трансаляскинского шоссе длиной 1,2 тыс. км с пропускной способностью 60 тыс. автоцистерн в сутки;
строительство на этом же направлении железной дороги, которая обеспечивала бы ежедневное передвижение 60 составов по 100 вагонов-цистерн в каждом;
создание специального флота из 235 танкеров-ледоколов грузоподъемностью по 100 тыс. т каждый;
использование подводных лодок-танкеров;
применение специальных грузовых самолетов, которые должны обеспечивать 280 рейсов ежедневно;
сооружение трансаляскинского нефтепровода.
В итоге был принят последний вариант.
Трансаляскинский нефтепровод
Поскольку значительная часть территории, по которой предполагалась прокладка нефтепровода, находилась в собственности государства, необходимо было принятие специального федерального закона. Но в Конгрессе США он встретил сильное противодействие со стороны приверженцев охраны окружающей среды и природных ресурсов Аляски. В Сенате США этот закон был принят в 1973 году с перевесом в один голос. Он включал в себя специальные положения, касавшиеся мер по охране природы.
Строительство нефтепровода длиной 1288 км (Ду1200 мм) началось в 1974 году. Сооружал его консорциум в составе трех нефтяных монополий: «Бритиш Петролеум», «Эксон» и «Атлантик Ричфилд», которым принадлежали лицензии на территории месторождения Прадхо-Бей. На стройке работали 20 тыс. человек. Условия труда были экстремальными: зимой температура опускалась до –74°C. Cтоимость строительства составила $ 7 миллиардов. К этой сумме добавились затраты на охрану окружающей среды, которые составили еще $ 7 миллиардов. Открытие нефтепровода состоялось в 1977 году.
Русское начало американского нефтепровода
Трасса Трансаляскинского нефтепровода имеет свои особенности. Ее северный отрезок длинной 680 км проложен над землей, на шестиметровых опорах. Для этого потребовалось 78 тыс. штук опор. Такое решение было принято в связи с тем, что на месторождении Прадхо-Бей нефть, поступающая из скважин на поверхность, имеет температуру 80°C, что не позволило прокладывать трубы в грунтах вечной мерзлоты.
При строительстве старались не нарушать сложившийся в этом регионе уклад жизни. В районе трассы кочуют оленьи стада, которые имеют свободный проход под трубой.
Южный отрезок нефтепровода проложен в траншеях. Время транспортирования нефти от месторождения Прадхо-Бей до незамерзающего порта Валдиз на юге Аляски составляет 4,5 суток, что достигается при помощи 12 насосных станций. В конце трассы в результате естественного охлаждения температура опускается не ниже 30°C.
Трансаляскинский нефтепровод является одним из наиболее защищённых трубопроводов в мире. В 2002 году произошло землетрясение в Денали магнитудой 7,9 балла, но нефтепровод остался цел. В этой связи отрадно отметить, что объект был спроектирован американским инженером-строителем русского происхождения, профессором Егором Поповым.
Нефтяной Клондайк Аляски
Трансаляскинский нефтепровод принадлежит компании Alyeska Pipeline Service Company. На своем пути он пересекает штат Аляска с севера на юг. Трасса нефтепровода пересекает два высокогорных хребта и 800 рек.
На предприятиях нефтяного комплекса Аляски занят каждый десятый ее житель. Начиная с 1980‑х годов прошлого века отчисления от продажи нефти составили 85 % всех доходов, поступающих в казну штата. Эти доходы оказались настолько большими, что на Аляске были отменены подоходный налог и налог на покупки. Более того, власти штата образовали из нефтяных отчислений специальный фонд, из которого каждый житель стал получать ежегодный чек на $ 800.
Добыча нефти в Прадхо-Бей к началу 1990‑х годов достигла своего максимального уровня - 110 млн т, а к концу 1990‑х годов сократилась до 50 млн тонн. В 2006 году добыча здесь была временно прекращена - в связи с проведением ремонтных работ на нефтепроводе.
Самый протяженный нефтепровод США
В состав сети магистральных нефтепроводов компании Plains All American Pipeline входят 20,1 тыс. км трубопроводов. Протяженной нефтепроводной системой компании на территории США является Permian Basin Area в Западном Техасе длиной 4,7 тыс. километров. По ней нефть поступает, в том числе в магистральный нефтепровод Basin System, который транспортирует нефть из Западного Техаса (Мидлэнд) и восточного Нью-Мексико через город Уичита-Фоллс на терминал Кушинг в штате Оклахома.
Протяженность нефтепровода составляет 964 километра. На западе страны в собственности компании находится система All American Pipeline протяженностью 222 км, по которой нефть с шельфовых месторождений Калифорнии доставляется на континент и затем по нефтепроводу протяженностью 570 км транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) Лос-Анджелеса. Кроме того, компания располагает 6,1 тыс. км нефтепроводов в регионе скалистых гор, по которым нефть, главным образом из Канады, поступает на НПЗ Юты, Вайоминга и других штатов этого региона.
Keystone - из Канады в США
Один из наиболее протяженных нефтепроводов на территории США - Keystone. Он соединяет регион Альберты в Канаде и НПЗ Иллинойса. Оператором нефтепровода является компания Transcanada. Keystone подает нефть с нефтеносных песков Атабаски (Альберта, Канада) на нефтеперерабатывающие заводы в США в Стил-Сити (штат Небраска), Вуд-Ривер и Патока (штат Иллинойс), а также с побережья Мексиканского залива в Техасе. Кроме синтетической нефти, расплавленного битума, а также нефтеносных песков Канады по трубам Keystone транспортируется светлая нефть из Иллинойсского бассейна (Баккен) до Монтаны и Северной Дакоты.
Реализация проекта Keystone включает в себя четыре очереди. Из них три находятся в эксплуатации, а четвертый этап ждет одобрения властей США.
Участок I, поставляющий нефть с Хардисти (Альберта) в Стил-Сити, Вуд-Ривер и Патока, введен в строй летом 2010 года, протяженность участка составляет 3,4 тыс. километров. Участок II (ответвление Кистоун Кушинга, завершен в 2011 году) - от Стил-Сити до хранилищ и объектов распределения в крупном хабе Кушинг (штат Оклахома).
Эти два этапа имеют потенциал для прокачки нефти 82 тыс. т в сутки к нефтеперерабатывающим предприятиям Среднего Запада. Третий этап - ответвление с побережья Мексиканского залива - открыт в 2014 году, имеет мощность до 100 тыс. т в сутки. Общая протяженность нефтепровода составляет 4,7 тыс. километров.
Политические баталии вокруг нефтепровода
Что касается четвертого этапа проекта Keystone XL (предназначавшегося для экспорта нефти с крупных месторождений нефтяных песков в канадской провинции Альберта на юг Соединенных Штатов, где сосредоточены основные нефтеперерабатывающие заводы США и главные морские нефтяные терминалы), то он стал предметом самых жарких споров.
Законопроект о строительстве нефтепровода Keystone XL был одобрен Палатой представителей Конгресса США, где большинством обладает Республиканская партия. Однако Сенат США отклонил документ. Голоса сенаторов разделились по партийной линии. Контролирующие Сенат демократы голосовали против строительства нефтепровода, а республиканцы - за. Против Keystone XL выступает также и Администрация Президента США Барака Обамы, и Белый дом дал понять, что глава государства готов наложить на законопроект вето в случае его одобрения обеими палатами Конгресса.
Некоторые американские обозреватели полагают, что задержка принятия решения мотивирована чисто политическими соображениями: Президент США колеблется потому, что не хочет портить отношения с голосовавшими за него на выборах экологами.
Мнения «за» и «против»
Сторонники строительства нефтепровода утверждают, что осуществление проекта не только помогло бы снизить зависимость США от нефти, импортируемой из‑за океана, но также способствовало бы созданию десятков тысяч рабочих мест. Противники проекта отмечают, что рабочие места были бы только временными, и утверждают, что строительство нанесло бы ущерб природе штатов, через территорию которых должен был быть проложен нефтепровод.
Начало строительства северного участка нефтепровода из Канады через США к Мексиканскому заливу вновь откладывается теперь на 2016 год. В текущем году сроки начала строительства Keystone XL дважды переносились в ожидании окончательного решения Администрации США. Стоимость сооружения нефтепровода оценивается в $ 8 млрд, а его пропускная способность рассчитана на 120 тыс. т нефти в сутки.
В США нефтепровод должен пройти через территорию шести штатов, где к нему предполагается подвести дополнительные ветки - от открытых сравнительно недавно на севере США месторождений сланцевой нефти.
Правительство Канады готово к строительству. Новый трубопровод позволит сравнительно дешево экспортировать канадскую нефть. Теперь слово - за Соединенными Штатами.
Seaway - от Оклахомы до Техаса
Магистральная система Seaway представляет собой нефтепровод протяженностью 1080 км, транспортирующий нефть от Кушинга (штат Оклахома) до терминала и распределительной системы Фрипорта (штат Техас), находящейся на побережье Мексиканского залива. Нефтепровод является важным звеном транспортировки углеводородов между двумя нефтяными регионами в США.
Магистральный трубопровод введен в эксплуатацию в 1976 году и изначально был предназначен для передачи импортируемой нефти из портов Техаса на нефтеперерабатывающие заводы на Среднем Западе. В таком направлении нефть прокачивалась до 1982 года, когда было принято решение о транспортировке природного газа по данному трубопроводу, но в обратном направлении - с севера на юг. В 2012 году по этому трубопроводу снова стали прокачивать нефть.
Мощность первой нитки составляет 55 тыс. т в сутки. Вторая нитка пропускной способностью 62 тыс. т в сутки сдана в эксплуатацию в 2014 году и идет параллельно первой очереди Seaway.
Enbridge - от Иллинойса до Оклахомы
Крупнейшие системы транспортировки нефти из Канады в США (Lakehead, North Dakota, Spearhead) находятся в собственности компании Enbridge. Система Lakehead состоит из двух частей. Внешняя (протяженность - 2,3 тыс. км) проходит по территории Канады. Средняя часть длиной 3 тыс. км идет по территории США - из Северной Дакоты до Чикаго с отводами на г. Баффало и г. Патока (Иллинойс). Пропускная способность системы - 100 млн т в год.
North Dakota (протяженность - 531 км, пропускная способность - 8,1 млн т в год) соединяет Северную Дакоту и Миннесоту. Система Spearhead (протяженность - 1050 км, Ду600 мм, пропускная способность - 9,7 млн т в год) представляет собой отвод от основной системы на территории Иллинойса на терминал Кушинг (Оклахома).
Нефтепроводная система Enbridge транспортирует нефть и битум из Канады в США. Ее общая протяженность составляет 5363 км, включая несколько трубопроводных потоков. Основными трубопроводными магистралями системы являются: канадский участок протяженностью 2306 км Enbridge и участок магистрали США длиной 3057 км Lakehead. Средняя пропускная мощность нефтепроводной системы 192 528 т в сутки.
Нефтепроводная инфраструктура
Крупная сеть нефтепроводов находится в собственности компании ExxonMobil. По нефтепроводу Mustang (протяженность составляет 346 км, пропускная способность - 5 млн т в год) тяжелая нефть Канады поступает из Северной Дакоты в Иллинойс. Оттуда затем по нефтепроводу Pegasus, протяженностью 1408 км и мощностью - 4,8 млн т в год, транспортируется в Техас.
Наиболее высокая плотность нефтепроводной системы характерна для Техаса и шельфа Мексиканского залива, там 6953 км нефтепроводов находится в собственности компании Sunoco. Наиболее протяженным из них является Mid-Valley, соединяющий г. Лонгвью в Техасе и г. Толедо в Иллинойсе. В число основных нефтепроводов компании также входят West Texas Gulf, Amdel, Kilgore.
Нефтепровод Flanagan south (протяженность - 955 км) введен в эксплуатацию в 2014 году. На своем пути он пересекает штаты Иллинойс, Миссури, Канзас и Оклахому. Трубопровод транспортирует нефть из Понтиака в штате Иллинойс в терминалы Кушинга в штате Оклахома. Трубопроводная система имеет семь насосных станций.
Flanagan south также обеспечивает поставку нефти до нефтеперерабатывающих предприятий Северной Америки и далее с помощью других нефтепроводов на побережье Мексиканского залива США. Мощность нефтепровода составляет 85 тыс. т в сутки.
Нефтепродуктопроводы США
Протяженность нефтепродуктопроводов США составляет более 120 тыс. километров. Магистральные нефтепродуктопроводы (Ду400–780 мм) направлены в основном с Юга на Северо-Восток и Север. Большая часть продуктопроводов проложена от нефтеперерабатывающих заводов побережья штата Пенсильвания, использующих привозную в танкерах нефть. Нефтепродукты перекачиваются в северные и центральные промышленные районы. По штатам Вайоминг, Индиана, Орегон, Вашингтон и Монтана проложен бензопровод большой протяженности, образующий почти замкнутое кольцо.
Крупнейшим независимым оператором сети продуктопроводов в Северной Америке является компания Kinder Morgan. Основными продуктопроводами компа- нии являются: Plantation (соединяет НПЗ штата Луизиана и штат Мэриленд), Pacific (соединяет НПЗ Западного Техаса и Западное побережье США), Cochin (соединяет НПЗ Альберты в Канаде и штат Мичиган).
Kinder Morgan Energy Partners увеличивает мощность системы CALNEV. Для этого компания планирует построить дополнительный нефтепровод, который пройдет от города Колтон (Калифорния) до Лас-Вегаса. Его пропускная способность увеличится до 10 млн т в год.
В собственности компании Sunoco находится продуктопровод Explorer, соединяющий перерабатывающие мощности региона Мексиканского залива и штат Индиана, а также системы Mag-tex, Wolverine, West Shore, Reading - Toledo, Reading - Buffalo и другие. Для поставок нефтепродуктов в Мексику используется продуктопровод El-Paso - Monterrey.
Под охраной беспилотников
Эксперты североамериканской энергетической группы отмечают, что в нефтепроводной отрасли США создается новое направление технического обеспечения нефтепроводов с использованием бесшовных труб из коррозионностойкой стали, снабженных оптоволоконными датчиками и патрулируемых самолетами-беспилотниками.
Для своевременного обнаружения проблем на нефтепроводной трассе и оперативного их устранения представители энергетической группы Accenture предложили использование беспилотников, оснащенных термочувствительными камерами. Летательные аппараты должны обследовать нефтепроводную систему для выявления возможных проблем. Эти планы, скорее всего, будут реализованы в следующем году. Федеральное управление гражданской авиации США в 2016 году планирует открыть воздушное пространство для выполнения полетов коммерческими беспилотниками.
Неутешительные для США Прогнозы
Нефть является главным источником энергии для США, и сейчас она обеспечивает до 40 % потребностей страны. Эксперты Международного энергетического агентства (МЭА) сделали прогноз, что нефтедобыча США в 2016 году будет снижаться в связи с падением цен на нефть.
В августе 2015 года нефтяные котировки достигли минимумов (с 2008 года, когда случился мировой финансовый кризис). Перспективы роста бурения нефтескважин в США оказались под угрозой. В агентстве предполагают, что ежесуточная нефтедобыча из низко проницаемых пород в США методом гидроразрыва пласта в 2016 году сократится ориентировочно на 55 тыс. т в сутки. Недавнее резкое увеличение нефтедобычи в США происходило в основном за счет такой нефти.
Прогнозы МЭА по производству американской легкой нефти - чуть ли не самые негативные на рынке. «Нефтедобыча в США пострадает наиболее существенно», - полагают в агентстве. В этой связи отраслевые эксперты констатируют, что в США системы нефтепроводов достигли своего уровня, и делают вывод о том, что их прокладка будет заморожена на нынешнем уровне.
Игорь Кацал,заместитель вице-президента ОАО «АК «Транснефть»
Андрей ЗуевВ статье были использованы данные: ОАО «АК «Транснефть», ФГБУ «ЦДУ ТЭК», International Energy Agency (IEA), United States Department of Energy, Canadian Association of Petroleum Producers