O transporte por dutos é um dos mais econômicos e, no caso de transporte de substâncias gasosas, o único meio de transporte. Por outro lado, é um dos modos de transporte mais intensivos em capital e em metais. Ser ambientalmente amigável durante a operação normal, pode causar danos irreparáveis \u200b\u200bà natureza durante acidentes. Portanto, a atenção prestada às questões de confiabilidade e eficiência operacional é compreensível. tubulações de tronco durante seu projeto e operação.
A confiabilidade é garantida pelo cumprimento das recomendações documentos normativos no projeto e operação de dutos (códigos e regulamentos de construção, padrões de projeto tecnológico e regras de operação).
A eficiência do trabalho depende das condições técnicas dos objetos e equipamentos e da racionalidade de seu uso. As condições reais de operação dos dutos diferem das de projeto. Portanto, a produtividade depende tanto da possibilidade de produção de petróleo e gás quanto da necessidade deles. Durante a operação, o estado da parte linear e do equipamento das estações muda, o que predetermina uma mudança na vazão dos oleodutos e gasodutos e uma mudança nos parâmetros operacionais com produtividade constante. Nessas condições, é necessário resolver os seguintes problemas: escolha do esquema de trabalho ideal para um determinado desempenho, determinação dos parâmetros operacionais em carga máxima, desenvolvimento de medidas para melhorar os indicadores de desempenho técnico e econômico.
A solução para o problema de aumentar a eficiência da operação do oleoduto depende completamente da qualidade da análise do funcionamento de todo o oleoduto e de seus elementos individuais no período anterior. Os resultados da análise devem permitir concluir sobre o estado real da peça e equipamento linear, a racionalidade de seu uso, a eficiência do esquema tecnológico utilizado e os principais motivos que reduzem a eficiência do trabalho.
Neste artigo, consideramos esses problemas e métodos possíveis para resolvê-los. Será útil para os alunos na implementação de projetos de diploma e curso e outros trabalhos independentes.
1. DISPOSIÇÕES BÁSICAS DE CONCEPÇÃO
PRINCIPAIS PIPELINES
Os oleodutos principais (MT) (oleodutos, oleodutos, oleodutos), em regra, são colocados no subsolo. O assentamento na superfície da terra no aterro (assentamento no solo) e nos suportes (assentamento no teto) é permitido apenas como exceção.
Os principais gasodutos (MG), dependendo da pressão no gasoduto, são divididos em duas classes:
Classe I - a uma pressão de trabalho superior a 2,5 a 10 MPa;
Classe II - a uma pressão de trabalho de mais de 1,2 a 2,5 MPa.
Os principais oleodutos (MN) e oleodutos são divididos em quatro classes, dependendo do diâmetro:
Classe I - com diâmetro nominal superior a 1000 a 1200 mm;
Classe II - acima de 500 a 1000 mm;
Classe III - acima de 300 a 500 mm;
Classe IV - 300 mm ou menos.
A fim de garantir condições operacionais normais e eliminar a possibilidade de danos ao MT e suas instalações, são estabelecidas zonas de proteção em torno deles, cujas dimensões e procedimento de produção nessas zonas de obras agrícolas e outras são regulamentadas pelas Regras de Proteção do MT.
A temperatura do gás, óleo (derivados de petróleo) que entra na tubulação deve ser estabelecida com base na possibilidade de transporte do produto e nos requisitos de segurança dos revestimentos de isolamento, resistência, estabilidade e confiabilidade da tubulação. A necessidade e o grau de resfriamento do produto transportado são decididos durante o projeto.
A escolha da rota do oleoduto deve ser feita de acordo com os critérios de otimização que levam em consideração os custos durante a construção, manutenção e reparo dos oleodutos durante a operação, incluindo medidas para garantir a preservação do meio ambiente, bem como o consumo de metal, esquemas de construção, segurança, tempo de construção, disponibilidade de estradas, etc. .
O diâmetro do oleoduto é determinado por cálculos de acordo com as normas do projeto tecnológico.
Se não for necessário transportar o produto na direção oposta, a tubulação deve ser projetada a partir de tubulações com uma parede vária espessura dependendo da queda de pressão ao longo do comprimento da tubulação e das condições operacionais.
Dependendo das condições de instalação e operação, os MTs e as seções são divididos em cinco categorias:
IV - gasodutos de diâmetro inferior a 1200 mm e oleodutos de diâmetro inferior a 700 mm;
III - outros oleodutos e gasodutos;
II - tubulações dispostas no território de distribuição de permafrost, travessias por pântanos do tipo II, tubulações de gás D<700 мм, пересекающие поймы рек;
I - transições através de obstáculos hídricos de oleodutos D<1000 мм и газопроводов, узлы пуска и приема очистных устройств, нефтепроводы на территории станций;
B - gasodutos no território das estações, travessias de oleodutos D\u003e 1000 mm através de obstáculos hídricos.
A colocação de tubulações pode ser realizada com rosca única ou paralela a outras tubulações - no corredor técnico.
Sob o corredor técnico, a MT entende um sistema de tubulações paralelas ao longo de uma rota. Em alguns casos, com um estudo de viabilidade e uma condição para garantir uma operação confiável, é permitida a colocação conjunta de oleodutos (oleodutos) e oleodutos em um corredor técnico.
Dentro de um corredor técnico, é permitido estabelecer:
- para o transporte de petróleo (produtos petrolíferos) - não mais que dois oleodutos com um diâmetro de 1200 mm e não mais que três oleodutos com um diâmetro igual ou inferior a 1020 mm;
- para transporte de gás (condensado de gás) - não mais de seis tubulações com um diâmetro de 1420 mm.
As tubulações e as unidades de partida e recepção de dispositivos de tratamento devem estar equipadas com dispositivos de sinalização que registrem sua passagem.
Nos oleodutos, está prevista a instalação de válvulas de corte a distâncias determinadas pelo cálculo, mas não mais que 30 km.
Na colocação paralela de gasodutos, os nós das válvulas lineares em linhas separadas devem ser deslocados a pelo menos 100 m um do outro ao longo do comprimento do gasoduto. Em condições difíceis, é permitido reduzir essa distância para 50 metros.
Nas duas extremidades das seções dos gasodutos entre as torneiras, nos pontos de conexão da estação de compressão (CS) e nos nós para receber e iniciar os dispositivos de tratamento, é necessário instalar velas de purga a uma distância de pelo menos 15 m das válvulas de parada com diâmetro de gás de até 1000 mm e pelo menos 50 m de diâmetro um gasoduto de 1000 mm ou mais. O diâmetro das velas de purga deve ser determinado a partir da condição de esvaziar a área entre válvulas de corte em 1,5-2,0 horas. A altura do bujão de purga deve estar pelo menos 3 m acima do nível do solo.
Tubulações paralelas com a mesma finalidade devem ser conectadas por jumpers.
A espessura da parede dos tubos deve ser de pelo menos (1/140) Dn, mas não inferior a 3 mm para tubos com diâmetro nominal igual ou inferior a 200 mm e não inferior a 4 mm para tubos com diâmetro superior a 200 mm. Os valores calculados da espessura da parede obtidos são arredondados para o valor maior mais próximo, fornecido pelo GOST ou pelas especificações técnicas, de acordo com a nomenclatura do fabricante.
1.1 Gasodutos principais
Os principais gasodutos (MG) incluem: estruturas lineares, estações de compressão, estações de distribuição de gás (GDS), pontos de medição de fluxo de gás, estações de refrigeração de gás (SOG) (se necessário).
Os parâmetros do gás associado transportado através do MG devem ser levados em consideração para evitar a condensação no gasoduto.
Edifícios devem ser fornecidos para equipamentos cuja colocação em áreas abertas seja inaceitável.
As estruturas lineares incluem: um gasoduto com curvas e laços, cruzamentos através de obstáculos naturais e artificiais, jumpers, unidades de redução, unidades de limpeza de gasodutos, unidades de coleta de produtos de limpeza de cavidades de gasodutos, nós de conexão KS, nós de conexão KS, válvulas de parada, válvulas de parada, sistema de alimentação para consumidores lineares, dispositivos de controle e automação, sistema de telemecanização, sistema de comunicação técnico-operacional, sistema de proteção eletroquímica, edifícios e estruturas para manutenção da parte linear (estradas, helipontos, caminhantes Ohm, etc.).
Para garantir valores máximos do coeficiente de eficiência hidráulica (E), a limpeza periódica da cavidade do gasoduto deve ser realizada, como regra, sem interromper o suprimento de gás.
Para evitar a formação de hidrato no período inicial de operação, são fornecidos dispositivos para derramar metanol no gasoduto na saída de cada estação de compressor e em uma torneira ou ponte linear no meio da seção entre a estação de compressor.
Unidades de válvulas de parada lineares, instalações de proteção catódica, pontos de amplificação de linhas de comunicação por cabo ou rádio relé, bem como pontos de telemecânica controlada devem ser fornecidos, em regra, combinados.
Os diâmetros dos encadeamentos de transição de backup são assumidos como iguais ao diâmetro do MG. É permitido fornecer uma coluna de reserva comum para gasodutos que passam no mesmo corredor técnico e trabalham com a mesma pressão de trabalho. Um encadeamento de reserva comum é conectado independentemente a cada gasoduto.
Ao instalar o MG em paralelo, os jumpers devem ser fornecidos:
- para gasodutos com a mesma pressão - com válvulas de parada;
- para gasodutos com diferentes pressões - com unidades de redução, dispositivos de segurança e válvulas de parada.
Os jumpers estão localizados a uma distância de pelo menos 40 km e não mais de 60 km um do outro em guindastes lineares (antes e depois dos guindastes), bem como antes e depois do COP, entre os guindastes de segurança. Em áreas com clima frio, bem como em locais inacessíveis, jumpers devem ser fornecidos para cada guindaste linear. A proporção mínima permitida entre o diâmetro interno do jumper e o diâmetro interno da menor das roscas paralelas é aceita pelo menos 0,7.
As unidades de limpeza de tubulações de gás são combinadas com os nós de conexão KS. Para controlar a posição dos dispositivos de purificação no gasoduto, é necessário instalar dispositivos de alarme (sensores) 1000 m antes e depois da unidade de recepção e partida dos dispositivos de purificação. Nos nós de limpeza, são fornecidos nós para coletar os produtos de limpeza da cavidade do gasoduto.
O volume do coletor-coletor é calculado de acordo com o cálculo, dependendo da contaminação do gás e do ciclo de limpeza estabelecido, mas não mais que:
300 m 3 - para um gasoduto com um diâmetro de 1020 e 1220 mm;
500 m 3 - para um gasoduto com um diâmetro de 1420 mm.
O coletor-coletor é fabricado no subsolo a partir dos mesmos tubos que o gasoduto nas seções da categoria I.
Nas válvulas de fechamento em jumpers, nas conexões e saídas, nas roscas de transições multithread, devem ser fornecidas válvulas de fechamento de emergência. Eles devem garantir o fechamento dos guindastes a uma taxa de queda de pressão no MG de 10 a 15% por 1-3 minutos. Na ausência de máquinas automáticas, é fornecido o controle remoto desses guindastes.
Para cada gerenciamento de produção linear (MPI) do MG, deve ser fornecida a telemecanização da parte linear do gasoduto dentro dos limites desse gerenciamento. A telemecanização das estruturas lineares do MG deve ser fornecida dentro dos limites das seções entre as estações do compressor. Prevê-se controlar a temperatura do solo a uma profundidade do eixo da tubulação no meio da seção entre a estação de controle com a instalação de sensores com a transferência (sob demanda) de dados para a sala de controle da estação de controle.
A quantidade de gás que pode ser transmitida pelo gasoduto por dia (mln.m3 / dia a 293,15 K e 0,1013 MPa) em condições estacionárias, o máximo possível de uso da energia disponível () e os parâmetros operacionais aceitos (pressão operacional, coeficiente de eficiência hidráulica) , temperatura do solo e do ar, temperatura do gás) é chamada largura de banda MG.
Capacidade de projeto MG chamada de largura de banda correspondente à opção tecnológica ideal.
O projeto MG é realizado de acordo com o rendimento estimado (estimado)
, (1.1)
onde QГ é a produtividade anual predeterminada de MG (bilhões de m 3 / ano);
- utilização estimada da largura de banda:
, (1.2)
onde é o coeficiente de suprimento estimado de gás para os consumidores \u003d 0,95;
- coeficiente de temperaturas extremas \u003d 0,98;
- Coeficiente de confiabilidade MG (apêndice 2).
Desempenho é costume chamar a quantidade real de gás transmitida através do MG.
Ao projetar MG como os valores calculados são a temperatura média anual do solo (na profundidade do eixo da tubulação) e do ar(Apêndice 1)
1.2 Oleodutos de tronco
Os principais oleodutos (MN) incluem oleodutos com um comprimento superior a 50 km e um diâmetro de 219 a 1220 mm, inclusive, projetados para transportar óleo comercializável das áreas de produção para os locais de consumo.
As MNs são projetadas em um design de linha única, com o desenvolvimento de sua capacidade, por sua vez, aumentando o número de estações de bombeamento (NPS). Em alguns casos, é permitida a construção de laços ou inserções, com seu estudo de viabilidade. O design de tubulações de várias linhas é possível nos seguintes casos:
- o desempenho especificado não é fornecido por um thread;
- um aumento de produtividade até os limites indicados na atribuição do projeto está programado para datas superiores a 8 anos;
- a pressão de vapor do óleo que entra nas instalações do tanque a uma dada capacidade excede 67 kPa.
Ao escolher os parâmetros da operação MN, um deve ser guiado pelos dados fornecidos no Apêndice 8.
No caso de bombeamento sucessivo de óleos, o número de ciclos é determinado com base em cálculos técnicos e econômicos, sendo recomendado de 52 a 72 ciclos por ano para cálculos preliminares.
Nos oleodutos destinados ao bombeamento seqüencial de óleos, a construção de laços não é permitida.
A espessura da parede das tubulações é determinada de acordo com o diagrama de pressão calculado, levando em consideração a categoria de seções.
O diagrama de pressão calculado deve ser determinado pelas seções operacionais entre estações de bombeamento adjacentes com capacidade. A plotagem deve basear-se nas condições de fornecimento de óleo de cada bomba para a bomba com capacidade na pressão máxima de trabalho correspondente à produção diária máxima.
Para reduzir o consumo de metal, especialmente para oleodutos com diâmetros de 1020 e 1220 mm, recomenda-se o uso de tubos de alta resistência - resistência à tração não inferior a 580 MPa.
As válvulas de parada devem ser instaladas após 15-20 km. A instalação deve ser feita com a condição de derramamento mínimo de óleo no caso de um possível acidente de óleo.
Para a conveniência de testar e testar novamente o MN, o arranjo das válvulas deve, em regra, ser realizado nos limites da mudança na espessura da parede das seções de MN de grande comprimento.
Nos dois lados das válvulas de parada, devem ser fornecidos manômetros.
Ao projetar um oleoduto, cuja rota é paralela ao oleoduto existente, é permitido o uso de uma coluna de reserva do oleoduto existente como uma rosca de backup, desde que o diâmetro e a pressão de trabalho permitida nele não sejam menores do que o oleoduto projetado.
Os raspadores que recebem e os dispositivos de partida estão localizados a uma distância de até 300 km um do outro. Os dispositivos de recepção e partida também são fornecidos para laços com um comprimento superior a 3 km e curvas com um comprimento superior a 5 km. O NPS restante está equipado com dispositivos para passar o raspador.
O MN está equipado com os principais NPS e NPS intermediários. Por sua vez, as estações de bombeamento intermediárias podem estar sem uma fazenda de tanques (RP) e com RP.
A principal estação de bomba localizada no início do oleoduto deve ter um RP com capacidade de dois a três dias no oleoduto.
As minas de petróleo de longo alcance são divididas em seções de produção com 400 a 600 km de comprimento. A primeira estação do local de produção está equipada com RP com capacidade de produtividade diária de 0,3-0,5 tubulações.
Os RPs também são instalados nas estações de bombeamento, onde está planejado receber óleo de campos associados ou redistribuir o fluxo de carga no sistema de oleoduto. Nesse caso, o volume de RP é fornecido na quantidade de 1,0-1,5 produção diária.
O volume útil total de RP MN não deve ser inferior aos valores especificados no apêndice 11.
O NPS está localizado, via de regra, após atravessar grandes rios e em locais com condições topológicas e geológicas favoráveis, e também o mais próximo possível de assentamentos, estradas, fontes de eletricidade e água.
Na instalação paralela do oleoduto projetado, as estações de bombeamento desses oleodutos devem ser combinadas com oleodutos existentes ou em construção.
As conexões de outros oleodutos e campos devem ser feitas apenas nas estações de bombeamento.
Como regra, bombas especiais são usadas para bombear óleo de acordo com GOST 12124-87 “Bombas centrífugas de óleo para tubulações principais”.
O número de estações de bombeamento e seu alinhamento ao longo da rota é baseado no cálculo hidráulico do oleoduto. O cálculo hidráulico é realizado usando a vazão de óleo estimada, as características físicas do óleo bombeado na temperatura calculada e no diâmetro calculado.
O rendimento diário estimado (CQ) é determinado pela relação
, (1.3)
onde GГ - a produtividade anual definida, mln.t / ano;
- o número de dias úteis em um ano;
- densidade do óleo na temperatura de projeto, kg / m3;
- coeficiente, tendo em conta a possibilidade de redistribuição de fluxos.
O valor do coeficiente é obtido igual a:
1.05 - para oleodutos funcionando paralelamente a outros oleodutos e formando um sistema;
1.07 - para oleodutos únicos, através dos quais o óleo do sistema de oleodutos é fornecido à refinaria, bem como para oleodutos únicos que conectam os sistemas;
1.10 - para oleodutos únicos que fornecem óleo dos pontos de produção para o sistema de oleodutos.
O número estimado de dias úteis de MG em um ano é apresentado no apêndice 4.
O diâmetro interno estimado do oleoduto Dp, levando em consideração possíveis contaminantes e uma espessura variável da parede do tubo, é determinado pela fórmula
Onde está o coeficiente, levando em consideração o entupimento da tubulação na freqüência de limpeza ideal e o layout telescópico das tubulações (Apêndice 12);
- o diâmetro interno dos tubos.
A temperatura calculada é a temperatura mínima do óleo na tubulação, determinada levando em consideração a geração de calor devido ao atrito do fluxo e a transferência de calor para o solo a uma temperatura mínima do solo na profundidade do eixo da tubulação.
1.3 Características do projeto de dutos para o transporte de hidrocarbonetos liquefeitos
Hidrocarbonetos com pressão de vapor a uma temperatura superior a 200 ° C acima de 0,2 MPa são líquidos instáveis. A diminuição da pressão na tubulação abaixo da elasticidade do vapor saturado do produto, bem como a saída desses líquidos através de vazamentos na tubulação são acompanhadas por uma transição do líquido para um estado gasoso. A evaporação é acompanhada por uma diminuição da temperatura. Esses e outros motivos predeterminam a necessidade de maiores requisitos para oleodutos para o transporte de hidrocarbonetos instáveis.
A pressão mínima em qualquer ponto desses dutos deve exceder a elasticidade dos vapores saturados a uma temperatura de bombeamento de 0,5 MPa.
A pressão de vapor do produto na temperatura projetada é calculada com base na temperatura máxima possível durante a operação.
A pressão de trabalho no cálculo de tubulações é definida como a soma da pressão máxima desenvolvida pelas bombas e a elasticidade do vapor saturado do produto.
A distância entre as válvulas de parada não deve ser superior a 10 km.
Nas duas extremidades de cada seção da tubulação, ramificações especiais são instaladas entre as válvulas de parada. Os diâmetros das ramificações são determinados a partir da condição de esvaziar o local por 1,5-2,0 horas.
Os oleodutos com um diâmetro de 150 mm ou mais estão equipados com unidades de recepção e partida para dispositivos de tratamento a uma distância não superior a 50 km uma da outra.
Como parte do NPS, para receber o produto quando as válvulas de segurança são acionadas, bem como para criar pressão anti-cavitação na entrada das bombas, é necessário fornecer aos tanques uma capacidade total igual a 0,03-0,06 MT de capacidade diária. A capacidade dos tanques de retenção deve ser 10% da capacidade horária do NPS.
Na estação principal de bombeamento, além dos tanques de retenção, são fornecidos tanques para o recebimento de derivados de petróleo em caso de emergência na tubulação, se o fornecedor não os possuir. A capacidade total dos tanques na estação principal de bombas e no fornecedor deve ser igual à capacidade de MT de três dias.
Os tanques de retenção são posicionados para que a condição seja atendida
H\u003e 1,2 (h d + h tr), (1,5)
onde H é o excesso da geratriz inferior do tanque sobre o eixo do tubo de sucção da bomba;
h d - cabeça da bomba permitida;
h Tr - perda de pressão devido ao atrito na tubulação do tanque para a bomba.
- Voltar
Pipeline transporte - um meio de transporte que transfere produtos líquidos, gasosos ou sólidos através de tubulações à distância. As razões para a aparência deste tipo de transporte: NTR; as necessidades da economia no transporte de produtos líquidos e gasosos em massa.
Com a ajuda do transporte de oleoduto, ocorre um movimento mais favorável de óleo, gás etc. sem sobrecarga intermediária. O transporte por oleoduto difere de outros modos de transporte, pois não corresponde totalmente ao conceito de "transporte": material circulante e rotas de comunicação especialmente adaptadas são combinados em um conceito de "oleoduto". Uma característica do transporte de dutos é a continuidade da operação. O diâmetro médio da tubulação é 1420 mm; pressão 75 atm. Para aumentar a produtividade do oleoduto, às vezes para bombear, há uma necessidade tecnológica de alterar as propriedades físico-químicas dos produtos.
Especialização no transporte de dutos: o movimento de produtos líquidos, gasosos e sólidos (grãos, carvão). Consequentemente, o comprimento dos oleodutos, dependendo da especialização, é diferente - de vários quilômetros a vários milhares de quilômetros. Os destinos também são diferentes: do local de produção (petróleo) - à refinaria; do local de produção (gás) - para as fábricas de produtos químicos; do local de extração (carvão, óleo combustível) - na usina; também o destino é um consumidor doméstico.
Classificação do transporte por dutos:
1. Oleodutos em importância: tronco, suprimento, campo, local, para a transferência de documentação.
2. Oleodutos por tipo de combustível bombeado: oleodutos, oleodutos, oleodutos, gasodutos, oleodutos, esgoto.
Os benefícios transporte por oleoduto:
Possibilidade de assentamento em condições de diferentes terrenos, através da água, em permafrost;
Volumes de bombeamento ilimitados;
Segurança total da qualidade e quantidade de mercadorias devido à vedação de tubos e estações;
Nenhum impacto negativo no meio ambiente;
Automação de operações inicial-final;
Menor custo e maior produtividade do trabalho (isso também se deve ao pequeno número de trabalhadores para realizar a transferência);
Menos investimento;
Eficiência do trabalho a qualquer distância de transporte.
Desvantagens : questões ambientais; não universalidade.
As tendências atuais no desenvolvimento do transporte por dutos são:
Aumentar o rendimento dos dutos, aumentando o diâmetro ou construindo segundas linhas;
Aumento de potência estações de bombeamento;
Criação de tubos fortes de paredes finas;
Mudando a tecnologia de fabricação de tubos, métodos de costura de soldagem;
Ampliação da gama de cargas líquidas e sólidas transportadas.
O desenvolvimento do transporte por dutos na Rússia começou no final dos anos 50. Século XX. Agora é o tipo de transporte que mais se desenvolve dinamicamente, em meados dos anos 80. em termos de rotatividade total de frete, o transporte ferroviário está em segundo lugar. A Rússia ocupa a segunda posição no mundo, depois dos Estados Unidos em termos de comprimento de tubulação. As tubulações domésticas realizam os maiores volumes de trabalho, pois são usadas tubulações de grande diâmetro.
As cargas mais importantes no transporte de oleodutos domésticos são petróleo bruto, gás natural e gás associado. Os oleodutos de produtos destinados ao transporte de derivados de petróleo, produtos químicos líquidos e gasosos ainda não receberam ampla distribuição na Rússia, embora seu desenvolvimento seja muito promissor.
O comprimento total dos oleodutos nacionais é de 233 mil km, incluindo gasodutos - 168 mil km, oleodutos - 49 mil km, oleodutos - 16 mil km. A Transneft possui o maior sistema de oleodutos do mundo, que bombeia mais de 90% do petróleo russo. A Gazprom também é uma grande operadora de dutos.
Os oleodutos e gasodutos de direção latitudinal prevalecem na Rússia. Muitos deles começam na Sibéria Ocidental, nos Urais e na região do Volga. Atravessam toda a parte européia do país e terminam no território dos estados vizinhos da CEI, bem como nos países da Europa Oriental e Ocidental.
Por meio de oleodutos, o óleo das áreas de produção é fornecido para as refinarias de petróleo na Rússia, nos países da CEI, na Europa Oriental e Ocidental, e também vai para os maiores portos de exportação de petróleo - Novorossiysk, Tuapse, Ventspils, Kherson, etc.
Os maiores oleodutos principais que transportam petróleo russo:oleoduto Druzhba (Almetyevsk-Samara-Unecha-Mozyr-Brest e depois para os países da Europa Oriental e Ocidental com filiais de Unecha-Polotsk-Ventspils e Mozyr-Uzhgorod). Hoje, esse sistema de oleodutos está conectado ao Oblast Central, e o petróleo da Sibéria Ocidental é amplamente transportado por ele;
Sistema de Oleoduto do Báltico (BPS) -1 - conecta os campos de petróleo das regiões de Timan-Pechora, Sibéria Ocidental e Ural-Volga ao porto marítimo de Primorsk;
BTS-2 - Unecha - Andreapol - Ust-Luga;
Almetyevsk - Níjni Novgorod - Ryazan - Moscou;
Níjni Novgorod - Yaroslavl - Kirishi;
Samara - Lysychansk - Kremenchug - Kherson, Snegirevka - Odessa;
Surgut - Tyumen - Ufa - Almetyevsk;
Nizhnevartovsk - Samara;
Surgut - Polotsk;
Aleksandrovskoe - Anzhero-Sudzhensk;
Krasnoyarsk - Angarsk;
Surgut - Omsk - Pavlodar - Chimkent - Chardzhou;
Oleoduto "Sibéria Oriental" - Sibéria Oriental - Oceano Pacífico;
Consórcio de oleoduto Cáspio - depósitos do Cazaquistão ocidental - costa russa do Mar Negro (perto de Novorossiysk).
No projeto, a construção do oleoduto de Murmansk, que liga os campos de petróleo da Sibéria Ocidental ao porto marítimo de Murmansk, sem gelo, e o oleoduto Zapolyarye-Purpe-Samotlor.
O comprimento dos oleodutos principais de derivados de petróleo é 3 vezes inferior aos oleodutos. Significativamente menos e seu poder.
Os maiores oleodutos:
Ufa - Brest com filial para Uzhgorod;
Ufa - Omsk - Novosibirsk;
Nizhnekamsk - Odessa.
Hoje, a Rússia possui uma extensa rede de gasodutos de grande diâmetro (principalmente 1220 e 1420 mm). O início do desenvolvimento do principal transporte de gasodutos na Rússia remonta a 1946, quando o gasoduto Saratov-Moscou, com um comprimento de 840 km e um diâmetro de 325 mm, foi colocado em operação.
Nos anos 50. Gasodutos maiores estão sendo construídos: Stavropol - Moscou; Território de Krasnodar - Rostov do Don - Serpukhov - Leningrado; Ásia Central - Ural e Ásia Central - Centro.
Desde os anos 70. A construção de gasodutos da República de Komi e especialmente do norte da Sibéria Ocidental ganhou amplo escopo: Medvezhye - Nadym - Tyumen - Ufa - Torzhok; Nadim - Punga - Perm; Urengoy - Surgut - Tobolsk - Tyumen - Chelyabinsk. Todo um sistema de gasodutos está sendo construído desde Urengoy e outros campos do norte de Tyumen até o centro e o maior sistema de gasodutos do mundo, com 4451 km de extensão: Urengoy - Pomary - Uzhgorod - países da Europa Oriental e Ocidental.
Outro grande gasoduto, principalmente de importância para exportação, começa em Orenburg e, atravessando a parte européia da Rússia e da Ucrânia, também termina com inúmeras filiais nos países da Europa Oriental e Ocidental. Um gasoduto bastante grande transfere o gás de petróleo associado da região Central Ob para Novosibirsk e Kuzbass. Em 2011, o gasoduto Nord Stream começou a operar, transferindo gás da Federação Russa para a Alemanha ao longo do fundo do Mar Báltico. O gasoduto Bovanenkovo-Ukhta está em construção. Existem projetos para os seguintes gasodutos: South Stream, que conectará a Federação Russa e a Bulgária ao longo do fundo do Mar Negro; "Altai", que conectará a Sibéria Ocidental e o oeste da China; Yakutia - Khabarovsk - Vladivostok e o gasoduto Cáspio.
Assim, as perspectivas de desenvolvimento adicional do transporte de oleodutos do país são muito favoráveis, uma vez que está planejado construir grandes oleodutos subestudos dos oleodutos latitudinais existentes - transferir petróleo e gás do norte da Sibéria para a parte europeia da Rússia, o resto dos países da CEI, para a Europa Oriental e Ocidental. Os oleodutos de trânsito do Cazaquistão e da Ásia Central para os países europeus da CEI e os países da Europa Oriental e Ocidental passarão pelo território da Rússia.
Classificação de pipeline
I. Como pretendido, gasodutos são divididos nos seguintes grupos:
1. interno - conecte vários objetos e instalações nos campos, refinarias e depósitos de petróleo;
2. local - conectar campos de petróleo ou refinarias de petróleo com a estação principal do oleoduto principal ou com pontos de carregamento na ferrovia ou em navios a granel;
3. tronco - caracterizado por um maior comprimento, o bombeamento é realizado por várias estações localizadas ao longo da rodovia.
II. Dependendo do meio transportadogasodutos são divididos em:
1. O gasoduto Destinado ao transporte de petróleo e gás natural associado. Os gasodutos estratégicos destinam-se à transmissão a longa distância de grandes volumes de gás - para exportação e para empresas envolvidas na síntese de gases.
2
. Oleodutodestinado ao transporte de petróleo bruto. Nesse caso, o óleo sofre aquecimento, o que dificulta o endurecimento das parafinas incluídas em sua composição.
3
. Oleoduto - transporte de derivados de petróleo, incluindo gasolina e querosene, resultantes de rachaduras. É realizado para empresas destinadas à produção de derivados de petróleo de maior redistribuição.
4
. Linha de amônia- Destinado ao transporte de amônia. O principal gasoduto de exportação de amônia Tolyatti - Odessa opera na Rússia e na Ucrânia.
5
. Tubo de etileno - infra-estrutura para o transporte de etileno
6. tubo de óleo - um oleoduto que transporta produtos petrolíferos pesados, resíduos de cracking. Tais produtos podem ser usados \u200b\u200bcomo óleo de aquecimento, bem como para o processamento de óleo diesel ou mesmo para posterior separação de hidrocarbonetos leves.
7. Unidade de celulose - um gasoduto para mover (sob pressão) celulose (em particular minério, carvão, escória com água). Dependendo do material que está sendo movido, o tubo de chorume também é chamado de tubo de carvão, tubo de cinzas e tubo de minério.
8
. Abastecimento de águaprojetado para fornecer água à população e à indústria. Ao mesmo tempo, a água para as necessidades domésticas e industriais pode variar nas propriedades organolépticas; adequação para beber, necessidades domésticas e industriais.
9
.Duto de ar frequentemente criado como parte de uma planta industrial para fornecer produção de ar comprimido.
9. linha de vapor - uma tubulação de processo projetada para transferir vapor sob pressão usada para aquecimento ou operação de mecanismos de terceiros [fonte não especificada 466 dias].
10
.Correio pneumático o uso de ar sob pressão para mover-se com mais frequência pelos tubos de objetos físicos, cápsulas padronizadas com objetos de pequena massa e volume
III Dependendo do diâmetro nominal do tubo gasodutos de tronco são divididos em 4 classes em:
1.1000-1420 mm
2.500 - 1000 mm
3.300 - 500mm
4. menos de 300 mm.
IV De acordo com a sua finalidade
oleodutos e oleodutos podem ser divididos nos seguintes grupos:
- pesca -conexão de poços com várias instalações e instalações de tratamento de óleo nos campos;
- troncodestinado ao transporte de petróleo e derivados comercializáveis \u200b\u200b(incluindo condensado e gasolina estáveis) das áreas de produção (dos campos) à produção ou armazenamento e locais de consumo (depósitos de petróleo, bases de transbordo, pontos de abastecimento em tanques, terminais de petróleo, empresas industriais individuais e refinarias de petróleo) . Eles são caracterizados por alta produtividade, diâmetro do oleoduto de 219 a 1400 mm e pressão manométrica de 1,2 a 10 MPa;
- tecnológico -destinados ao transporte na empresa industrial ou em um grupo dessas empresas de várias substâncias (matérias-primas, produtos semi-acabados, reagentes, bem como produtos intermediários ou finais obtidos ou utilizados no processo tecnológico, etc.), necessários para o processo tecnológico ou operação do equipamento.
Figura 2.20 - Pipeline
A composição dos principais oleodutos inclui: estruturas lineares, estações de bombeamento de cabeçote e intermediário e de bombeamento de líquidos e fazendas de tanques.
Por sua vez, as estruturas lineares incluem:
· Um oleoduto (do ponto de saída do campo de petróleo comercial preparado para transporte de longa distância) com filiais, válvulas de fechamento, travessias sobre obstáculos naturais e artificiais, nós para conectar estações de bombeamento de óleo, instalações para proteção eletroquímica de dutos contra corrosão e instalações para proteção eletroquímica de dutos;
· Equipamento de combate a incêndio, estruturas anti-erosão e de proteção da tubulação;
· Tanques para armazenamento e desgaseificação de condensados, celeiros de terra para produção de petróleo de emergência;
· Estradas e helipontos permanentes localizados ao longo da rota do oleoduto e entradas para eles, identificação e sinais de sinal da localização do oleoduto;
· Pontos de aquecimento de óleo, sinais e sinais de alerta.
Os principais elementos da tubulação principal são os tubos soldados em uma rosca contínua, que são a própria tubulação. Como regra, os dutos principais são enterrados no solo geralmente a uma profundidade de 0,8 m do tubo de formação superior, se uma profundidade de assentamento maior ou menor não for ditada por condições geológicas especiais ou pela necessidade de manter a temperatura do produto bombeado em um determinado nível (por exemplo, para excluir a possibilidade de congelamento da água acumulada) . Para tubulações principais, são usados \u200b\u200btubos sem costura ou soldados com um diâmetro de 300-1420 mm. A espessura da parede dos tubos é determinada pela pressão de projeto na tubulação, que pode atingir 10 MPa. O oleoduto colocado em áreas com solos permafrost ou através de pântanos pode ser colocado em suportes ou em montes artificiais.
Nas intersecções de grandes rios, os oleodutos às vezes são sobrecarregados com carga fixada em canos ou revestimentos contínuos de concreto, fixados com âncoras especiais e enterrados abaixo do fundo do rio. Além da principal, é colocada uma rosca de backup da transição do mesmo diâmetro. Nas interseções das ferrovias e das principais rodovias, a tubulação passa em um cartucho de tubulações cujo diâmetro é 100-200 mm maior que o diâmetro da tubulação.
Com um intervalo de 10 a 30 km, dependendo do relevo da rota, são instaladas válvulas lineares no oleoduto para bloquear seções no caso de
acidente ou reparo.
Uma linha de comunicação (telefone, rádio relé) percorre a rota, que tem principalmente um objetivo de despacho. As estações de proteção catódica e de drenagem localizadas ao longo da rota, bem como os protetores, protegem a tubulação contra corrosão externa, sendo uma adição ao revestimento de isolamento anticorrosivo da tubulação.
As estações de bombeamento de óleo (NPS) estão localizadas em oleodutos com um intervalo de 70 a 150 km. As estações de bombeamento de oleodutos e oleodutos são equipadas, via de regra, com bombas centrífugas elétricas. No início do oleoduto está a estação de bombeamento de óleo (GNPS), localizada perto do campo de petróleo ou no final dos oleodutos, se oleoduto de tronco eles atendem a vários campos ou um campo espalhado por um grande território, o GNPS difere dos intermediários pela presença de uma fazenda tanque com um volume igual a dois, três dias de produção de oleoduto.
Além das instalações principais, em cada estação de bombeamento existe um complexo de instalações auxiliares: uma subestação de transformadores que reduz a tensão fornecida pela linha elétrica de 110 ou 35 a 6 kV, uma sala de caldeiras, além de fornecimento de água, esgoto, refrigeração, etc.
Se o comprimento do oleoduto exceder 800 km, ele será dividido em seções de produção com 100 a 300 km de comprimento, dentro das quais é possível uma operação independente equipamento de bombeamento. As estações de bombeamento intermediárias nos limites das parcelas devem ter uma fazenda tanque com um volume igual a 0,3-1,5 da capacidade diária da tubulação. As estações de bombeamento principal e intermediária, com fazendas de tanques, estão equipadas com bombas de reforço.
As estações de calor são instaladas em tubulações que transportam óleos e produtos petrolíferos de alta endurecimento e alta viscosidade; às vezes, são combinadas com estações de bombeamento. Para aquecer o produto bombeado, são utilizados aquecedores a vapor ou a fogo (fornos de aquecimento) para reduzir as perdas de calor, que podem ser equipados com
revestimento com isolamento térmico.
Na rota do oleoduto, pontos de enchimento podem ser construídos para o transbordo e o carregamento de óleo nos tanques ferroviários.
O ponto final do oleoduto é a frota de matérias-primas da refinaria ou a fazenda tanque de transbordo, geralmente no exterior, de onde o óleo é transportado pelos navios-tanque para as refinarias ou exportado para o exterior.
A tecnologia de transporte por dutos é caracterizada pela continuidade da transferência de mercadorias. Para aumentar a produtividade dos oleodutos e, às vezes, apenas para bombear (por exemplo, tipos especialmente viscosos do mesmo óleo), há uma necessidade tecnológica de alterar as propriedades físico-químicas dos produtos. Portanto, em alguns casos, é necessário realizar aquecimento ou abaixamento da temperatura, desidratação, mistura, desgaseificação (decomposição de substâncias tóxicas liberadas por compostos químicos em produtos não tóxicos) e outras ações. Por exemplo, um grau de óleo de parafina é aquecido a 50 ° C, gases diferentes requerem temperaturas diferentes para a liquefação (o butano se liquefaz a uma temperatura de -48 ° C, propano - a
- 45 ° C e amônia - a -33 ° C).
Juntamente com os oleodutos projetados para transportar carboidratos líquidos e gás natural, a construção de oleodutos para a transferência de vários outros bens está se expandindo. Isso é etileno, amônia líquida, uma solução de cloreto de sódio. No início dos anos 80, o maior oleoduto Togliatti, Odessa, foi construído para transportar amônia.
Os oleodutos também são usados \u200b\u200bpara transportar sólidos (carvão, minério) na forma de celulose por curtas distâncias. Mas a criação desses dutos é um problema sério. A principal desvantagem de tais dutos é a necessidade de moagem preliminar de materiais antes de alimentar o sistema, sua secagem e limpeza após a movimentação, desgaste severo dos tubos, grande demanda por água, especialização estreita.
De acordo com os códigos de construção russos, os oleodutos para extração e transporte de gás, petróleo e derivados são divididos em quatro grupos:
gasodutos de campo;
gasodutos tecnológicos;
tubulações de tronco;
gasodutos de distribuição.
Tubulações de campo
Os oleodutos de campo são colocados dos poços para as estações de tratamento de gás, condensado de gás ou óleo nos campos. Eles são usados \u200b\u200bpara coletar produtos de poços e transportá-los para unidades integradas de tratamento de gás (UKPG) ou unidades integradas de tratamento de óleo (UKPN), além de fornecer gás purificado, inibidor e esgoto sob alta pressão para poços de petróleo. Normalmente, os diâmetros dos dutos de campo são de 100 a 200 mm; o diâmetro do coletor de pesca é de 500-1000 mm. A pressão nos dutos de campo atinge 32 MPa (320 kgf / cm 2) e mais.
Tubulações tecnológicas
Os oleodutos tecnológicos são instalados no território do UKPG e UKPN e são projetados para interconectar equipamentos tecnológicos, usados \u200b\u200bpara limpar óleo ou gás de impurezas mecânicas, água e outros componentes.
Tubulações de tronco
Os principais dutos são projetados para o transporte a longa distância de petróleo, gás e condensado de gás preparados em instalações de campo. Além disso, o oleoduto principal é implantado nas refinarias de gás e refinarias de petróleo (oleodutos) para suas áreas de consumo. Os diâmetros das tubulações principais podem variar de 200 a 1400 mm, suas pressões de trabalho podem variar de 2,5 MPa (25 kgf / cm 2) a 10,0 MPa (100 kgf / cm 2).
Tubulação de distribuição
Os oleodutos de distribuição são colocados dos oleodutos principais até os locais de consumo direto de produtos de gás ou petróleo. O diâmetro desses dutos é geralmente de 100 a 300 mm, a pressão de trabalho não excede 1,2 MPa (12 kgf / cm 2).
Classificação dos gasodutos e suas seções pela complexidade da construção
De acordo com o SNiP 2.05.06-85 * "Tubulações principais" gasodutos são divididos em duas classes, dependendo da pressão de trabalho:
Classe I - pressão operacional acima de 2,5 MPa (25 kgf / cm 2) até 10,0 MPa (100 kgf / cm 2) inclusive;
Classe II - pressão operacional acima de 1,2 MPa (12 kgf / cm 2) até 2,5 MPa (25 kgf / cm 2) inclusive.
Principais oleodutos e oleodutos Eles são divididos em quatro classes, dependendo do diâmetro do oleoduto:
Classe I - diâmetro acima de 1000 mm até 1200 mm inclusive;
Classe II - diâmetro acima de 500 mm a 1000 mm inclusive;
Classe III - acima de 300 mm até 500 mm inclusive;
Classe IV - 300 mm ou menos.
Dependendo da classe da tubulação, distâncias seguras da tubulação até os prédios e estruturas são selecionadas durante o projeto.
Juntamente com essa classificação, foram estabelecidas categorias para tubulações e suas seções que exigem o fornecimento de características de resistência apropriadas (seleção do coeficiente das condições de trabalho da tubulação ao calculá-lo quanto à resistência, estabilidade e deformabilidade), o volume de ensaios não destrutivos juntas soldadas e testar os valores de pressão. De acordo com o SNiP 2.05.06-85 *, cinco categorias de tubulações e suas seções são adotadas: B, I, II , III, IV ; a categoria mais alta é "B", a menor é "IV". Quanto maior a categoria da tubulação, mais aceito o escopo de controle de juntas soldadas, quanto maior a pressão de teste, menor o coeficiente das condições de trabalho da tubulação.
A categoria "B" inclui: travessias de um oleoduto e um oleoduto com um diâmetro igual ou superior a 1000 mm, através de barreiras de água navegáveis \u200b\u200be espelhos de água não navegáveis \u200b\u200bde 25 mm ou mais de largura; gasodutos dentro dos edifícios das estações de compressão (CS), armazéns subterrâneos de gás (UGS), estações de distribuição de gás (GDS), estações de bombeamento de petróleo (NPS), etc.
A necessidade dessa classificação é explicada pela diferença nas condições em que o oleoduto estará localizado em certas seções do terreno e as possíveis conseqüências no caso de destruição do oleoduto. Portanto, se um gasoduto ou oleoduto entrar em colapso em uma área plana, longe de prédios e estruturas e corpos de água, o dano será mínimo e se um oleoduto entrar em colapso no território da estação de compressão ou um oleoduto na interseção de um curso de água, o dano será significativo. Portanto, requisitos mais rigorosos são impostos a essas seções do pipeline do que ao restante.
O transporte de oleodutos dos EUA fornece um quarto do tráfego de mercadorias do país. Uma rede de pipeline percorre todos os estados. A maioria das instalações foi construída no sul do país em áreas ricas em petróleo e gás - como: Texas, Louisiana, Oklahoma e também nos estados do Meio-Oeste - Illinois, Indiana, Iowa, Michigan, Missouri. Os oleodutos bombeiam três quartos de todo o petróleo transportado no país. Seu comprimento é de 660 mil quilômetros. Além disso, a construção de novos oleodutos nos Estados Unidos foi recentemente facilitada pela produção de hidrocarbonetos de xisto.
O primeiro oleoduto nos Estados Unidos foi construído em 1865. Seu diâmetro era de 60 mm e seu comprimento, de 9 quilômetros. Em 1900, a rede de oleodutos do país alcançou 29 mil quilômetros e, em 1958, mais de 330 mil quilômetros. Aqui você pode adicionar 65 mil km de tubulações de produtos. Até o momento, esses indicadores dobraram - o comprimento dos principais oleodutos agora é de 660 mil quilômetros, e os oleodutos - 120 mil quilômetros.
Uma característica dos oleodutos modernos dos EUA é um número significativo de oleodutos pequenos com um diâmetro de tubo pequeno: de DN * 150 mm a DN400 mm. Devido ao fato de os oleodutos nos Estados Unidos pertencerem a vários proprietários, os oleodutos de baixa potência geralmente são paralelos entre si e são usados \u200b\u200bineficientemente. A construção de novos gasodutos no país, segundo especialistas, é sistemática.
O primeiro oleoduto de tronco (DN1000 mm) foi encomendado nos Estados Unidos em 1968 para transportar petróleo de St. James, em Nova Orleans, para Patoka, em Illinois. O comprimento era de 1012 quilômetros. Capacidade - 160 mil toneladas por dia.
A capacidade dos principais oleodutos do país é tal que hoje eles representam 24% de todas as reservas de petróleo em estoque.
As principais direções dos oleodutos
A direção dos principais oleodutos norte-americanos é determinada pela localização dos campos, portos para os quais chegam os navios com petróleo importado e empresas de refino de petróleo. As principais redes de troncos vão dos principais campos de petróleo: da Califórnia, Texas, sudeste do Novo México, Oklahoma às áreas industriais do nordeste, bem como aos estados do norte de Wyoming e Montana e aos portos do Golfo do México. Os campos do Texas e da Califórnia são conectados por um oleoduto transcontinental.
Os principais oleodutos (DN600 mm e 780 mm) também conectam os campos canadenses em Alberta e Colúmbia Britânica com refinarias de petróleo nos estados de Washington e Minnesota e com portos nos Grandes Lagos.
Primeiro óleo no Alasca
O primeiro petróleo no Alasca foi descoberto no Golfo de Cook e na Península de Kenai no final dos anos 50. Os poços foram perfurados em condições ambientais difíceis. Para entregar equipamentos para apenas um poço, foram necessários 15 vôos. O custo desse poço foi de US $ 4,5 milhões.
Após os primeiros sucessos, os geólogos realizaram novos trabalhos de exploração no norte do Alasca, nas encostas da Cordilheira Brooks e na planície costeira do mar de Beaufort. Como resultado, a província de petróleo e gás da encosta norte do Alasca foi descoberta lá. Em 1968, o campo de petróleo e gás da Baía de Pradkho foi descoberto no Alasca com reservas de petróleo de 3,1 bilhões de toneladas e gás - 730 bilhões de metros cúbicos.
Surgiu imediatamente a questão de como é melhor fornecer óleo polar para o principal território dos Estados Unidos. Seis opções para essa entrega foram oferecidas:
A construção de uma rodovia Transasalkiana de oito faixas com 1,2 mil km de extensão e capacidade de produção de 60 mil caminhões-tanque por dia;
a construção de uma ferrovia na mesma direção, o que garantiria o movimento diário de 60 trens de 100 vagões-tanque cada;
criação de uma frota especial de 235 navios quebra-gelo com capacidade de carga de 100 mil toneladas cada;
o uso de submarinos-tanque;
o uso de aeronaves de carga especial, que devem fornecer 280 vôos diários;
a construção do oleoduto Trans-Alaskan.
Como resultado, a última opção foi adotada.
Oleoduto Trans-Alasca
Como uma parte significativa do território sobre o qual o oleoduto deveria ser colocado pertencia ao Estado, a adoção de um lei federal. Mas no Congresso dos EUA, ele se encontrou com forte oposição de adeptos da proteção ambiental e dos recursos naturais do Alasca. No Senado dos EUA, essa lei foi aprovada em 1973 com uma margem de um voto. Incluiu disposições especiais relacionadas a medidas de conservação da natureza.
A construção do oleoduto de 1288 km de comprimento (DN1200 mm) começou em 1974. Foi construído por um consórcio de três monopólios de petróleo: British Petroleum, Exxon e Atlantic Richfield, que possuíam licenças no campo de Pradkho Bay. 20 mil pessoas trabalhavam no canteiro de obras. As condições de trabalho eram extremas: no inverno, a temperatura caiu para –74 ° C. O custo da construção totalizou US $ 7 bilhões. A esse valor foram adicionados custos ambientais, que totalizaram outros US $ 7 bilhões. A abertura do gasoduto ocorreu em 1977.
Início russo do oleoduto americano
A rota do gasoduto Transalaskinskoye tem características próprias. Seu trecho norte de 680 km está situado acima do solo em torres de seis metros. Para isso, foram necessários 78 mil apoios. Esta decisão foi tomada devido ao fato de o óleo proveniente dos poços para a superfície no campo da Baía de Pradkho ter uma temperatura de 80 ° C, o que não permitiu a colocação de tubos em solos permafrost.
Durante a construção, eles tentaram não violar o estilo de vida prevalecente nessa região. Rebanhos de renas passeiam pela estrada, que tem passagem livre sob o cano.
A seção sul do gasoduto é colocada em trincheiras. O tempo para o transporte de petróleo do campo de Pradkho Bay até o porto de Valdiz, sem gelo, no sul do Alasca é de 4,5 dias, o que é alcançado usando 12 estações de bombeamento. No final do curso, como resultado do resfriamento natural, a temperatura cai para pelo menos 30 ° C.
O gasoduto Trans-Alaska é um dos gasodutos mais seguros do mundo. Em 2002, um terremoto em Denali com magnitude de 7,9 pontos, mas o oleoduto permaneceu intacto. A esse respeito, é gratificante notar que o objeto foi projetado por um engenheiro civil americano de origem russa, o professor Yegor Popov.
Oil Klondike Alaska
O gasoduto Trans-Alaska é de propriedade da Alyeska Pipeline Service Company. No caminho, ele cruza o Alasca de norte a sul. A rota do oleoduto cruza duas cadeias de montanhas altas e 800 rios.
Nas empresas do complexo petrolífero do Alasca, um em cada dez de seus residentes está ocupado. Desde os anos 80, as deduções da venda de petróleo representaram 85% de todas as receitas recebidas pelo tesouro do estado. Essas receitas eram tão grandes que o imposto de renda e o imposto sobre compras foram abolidos no Alasca. Além disso, as autoridades estaduais formaram um fundo especial a partir de deduções de petróleo, das quais cada morador começou a receber um cheque anual de US $ 800.
No início dos anos 90, a produção de petróleo na Baía de Pradkho atingiu seu nível máximo de 110 milhões de toneladas e, no final dos anos 90, foi reduzida para 50 milhões de toneladas. Em 2006, a produção aqui foi temporariamente interrompida - em conexão com o trabalho de reparo no oleoduto.
O oleoduto mais longo dos EUA
A rede de gasodutos Plains All American Pipeline inclui 20,1 mil km de gasodutos. O longo sistema de dutos da empresa nos Estados Unidos é a Área da Bacia do Permiano, no oeste do Texas, com 4,7 mil quilômetros de extensão. O petróleo flui através dele, inclusive para o oleoduto do Sistema de Bacia, que transporta petróleo do oeste do Texas (Midland) e do leste do Novo México através da cidade de Wichita Falls até o terminal de Cushing em Oklahoma.
O comprimento do oleoduto é de 964 quilômetros. No oeste do país, a empresa possui o sistema All American Pipeline de 222 km, através do qual o petróleo dos campos offshore da Califórnia é entregue ao continente e depois transportado através do oleoduto de 570 km para as refinarias de Los Angeles. Além disso, a empresa possui 6,1 mil km de oleodutos na região das Montanhas Rochosas, através dos quais o petróleo, principalmente do Canadá, é fornecido para refinarias em Utah, Wyoming e outros estados da região.
Keystone - do Canadá aos EUA
Um dos oleodutos mais longos dos Estados Unidos é o Keystone. Ele conecta a região de Alberta, no Canadá, e a refinaria de Illinois. O operador do gasoduto é a Transcanada. A Keystone fornece petróleo das areias betuminosas de Athabasca (Alberta, Canadá) para refinarias dos EUA em Steel City (Nebraska), Wood River e Patoca (Illinois), bem como do Golfo do México no Texas. Além do óleo sintético, betume derretido e areias betuminosas do Canadá, o óleo leve é \u200b\u200btransportado através dos tubos Keystone da bacia de Illinois (Bakken) para Montana e Dakota do Norte.
A implementação do projeto Keystone inclui quatro fases. Desses, três estão em operação e a quarta fase aguarda aprovação das autoridades dos EUA.
A Seção I, que fornece petróleo de Hardisty (Alberta) a Steel City, Wood River e Patoka, foi comissionada no verão de 2010, com uma extensão de 3,4 mil quilômetros. Seção II (filial da Keystone Cushing, concluída em 2011) - de Steel City às instalações de armazenamento e distribuição no grande Cushing Hub (Oklahoma).
Essas duas etapas têm o potencial de bombear 82 mil toneladas de petróleo por dia para refinarias no Centro-Oeste. A terceira etapa - uma filial da costa do Golfo do México - inaugurada em 2014, tem capacidade para até 100 mil toneladas por dia. O comprimento total do gasoduto é de 4,7 mil quilômetros.
Batalhas políticas em torno do oleoduto
Quanto à quarta fase do projeto Keystone XL (destinada a exportar petróleo de grandes areias petrolíferas da província canadense de Alberta para o sul dos Estados Unidos, onde estão concentradas as principais refinarias dos EUA e principais terminais de petróleo offshore), tornou-se o assunto do debate mais acalorado.
A conta do oleoduto Keystone XL foi aprovada pela Câmara dos Deputados dos EUA, onde o Partido Republicano detém a maioria. No entanto, o Senado dos EUA rejeitou o documento. As vozes dos senadores foram divididas ao longo da linha do partido. Democratas controlados pelo Senado votaram contra a construção do oleoduto, enquanto republicanos votaram a favor. A administração do presidente dos EUA, Barack Obama, também se opõe à Keystone XL, e a Casa Branca deixou claro que o chefe de Estado está pronto para vetar a lei se for aprovada pelas duas casas do Congresso.
Alguns observadores americanos acreditam que o atraso na tomada de decisões é motivado por considerações puramente políticas: o presidente dos EUA hesita porque não quer estragar as relações com os ambientalistas que votaram nele nas eleições.
Opiniões dos prós e contras
Os defensores da construção do oleoduto argumentam que o projeto não apenas ajudaria a reduzir a dependência dos EUA de petróleo importado do exterior, mas também ajudaria a criar dezenas de milhares de empregos. Os opositores do projeto observam que os empregos seriam apenas temporários e argumentam que a construção danificaria a natureza dos estados através dos quais o oleoduto deveria ter sido colocado.
O início da construção da seção norte do gasoduto do Canadá através dos Estados Unidos até o Golfo do México está novamente atrasado agora em 2016. Este ano, o início da construção do Keystone XL foi adiado duas vezes, na pendência de uma decisão final da Administração dos EUA. O custo de construção de um oleoduto é estimado em US $ 8 bilhões e sua capacidade de produção é projetada para 120 mil toneladas de petróleo por dia.
Nos Estados Unidos, o oleoduto deve passar pelo território de seis estados, onde supostos ramos adicionais devem estar conectados a ele - a partir de campos de xisto descobertos recentemente no norte dos Estados Unidos.
O governo do Canadá está pronto para a construção. O novo oleoduto permitirá uma exportação relativamente barata de petróleo canadense. Agora, a palavra é para os Estados Unidos.
Seaway - De Oklahoma ao Texas
O sistema de troncos Seaway é um oleoduto de 1.080 quilômetros que transporta petróleo de Cushing, Oklahoma, para o terminal e o sistema de distribuição Freeport, Texas, no Golfo do México. O oleoduto é um elo importante no transporte de hidrocarbonetos entre as duas regiões de petróleo nos Estados Unidos.
O oleoduto principal foi comissionado em 1976 e foi originalmente projetado para transferir petróleo importado dos portos do Texas para refinarias de petróleo no Centro-Oeste. O petróleo foi bombeado nessa direção até 1982, quando foi decidido o transporte de gás natural por esse oleoduto, mas na direção oposta - de norte a sul. Em 2012, o petróleo foi novamente bombeado por esse oleoduto.
A capacidade da primeira corda é de 55 mil toneladas por dia. A segunda corda, com capacidade de 62 mil toneladas por dia, foi comissionada em 2014 e segue paralela à primeira fase da Seaway.
Enbridge - de Illinois a Oklahoma
Os maiores sistemas de transporte de petróleo do Canadá para os EUA (Lakehead, Dakota do Norte, Spearhead) são de propriedade da Enbridge. O sistema Lakehead consiste em duas partes. Externo (extensão - 2,3 mil km) passa pelo Canadá. A parte do meio, com 3.000 km de extensão, atravessa os Estados Unidos - de Dakota do Norte a Chicago, com filiais nas cidades de Buffalo e Patoca (Illinois). A capacidade do sistema é de 100 milhões de toneladas por ano.
Dakota do Norte (extensão - 531 km, produtividade - 8,1 milhões de toneladas por ano) conecta Dakota do Norte e Minnesota. O sistema Spearhead (comprimento - 1050 km, DN600 mm, vazão - 9,7 milhões de toneladas por ano) é uma filial do sistema principal em Illinois até o terminal de Cushing (Oklahoma).
O Enbridge Pipeline System transporta petróleo e betume do Canadá para os Estados Unidos. Seu comprimento total é de 5363 km, incluindo vários fluxos de dutos. Os principais dutos do sistema são: a seção canadense de 2306 km de Enbridge e a seção da linha americana 3057 km de Lakehead. A capacidade média de produção do sistema de oleoduto é de 192 528 toneladas por dia.
Infraestrutura de oleoduto
Uma grande rede de dutos é de propriedade da ExxonMobil. O oleoduto Mustang (346 km de comprimento e 5 milhões de toneladas de produção por ano) O petróleo pesado do Canadá vem de Dakota do Norte a Illinois. De lá, é transportado para o Texas pelo gasoduto Pegasus, com 1.408 km de extensão e capacidade de 4,8 milhões de toneladas por ano.
A densidade mais alta do sistema de oleodutos é característica do Texas e do Golfo do México, onde 6953 km de oleodutos são de propriedade da Sunoco. O mais longo deles é o Mid-Valley, conectando Longview no Texas e Toledo em Illinois. Os principais oleodutos da empresa também incluem West Texas Gulf, Amdel, Kilgore.
O oleoduto sul de Flanagan (extensão - 955 km) foi comissionado em 2014. No caminho, ele atravessa os estados de Illinois, Missouri, Kansas e Oklahoma. O oleoduto transporta petróleo de Pontiac, em Illinois, para os terminais de Cushing, em Oklahoma. O sistema de tubulação possui sete estações de bombeamento.
A Flanagan sul também fornece suprimentos de petróleo para refinarias na América do Norte e ainda por outros oleodutos ao longo do Golfo do México. A capacidade do oleoduto é de 85 mil toneladas por dia.
Oleodutos dos EUA
O comprimento dos oleodutos dos EUA é superior a 120 mil quilômetros. Os principais oleodutos de produtos derivados de petróleo (DN400–780 mm) são direcionados principalmente do sul para o nordeste e norte. A maioria dos oleodutos é de refinarias da Pensilvânia que usam óleo de tanque. Os derivados de petróleo são bombeados para as áreas industriais do norte e central. Nos estados de Wyoming, Indiana, Oregon, Washington e Montana, um longo gasoduto foi instalado, formando um anel quase fechado.
A maior operadora de rede de dutos independente da América do Norte é a Kinder Morgan. Os principais oleodutos da empresa são: Plantation (conecta as refinarias de Louisiana e Maryland), Pacífico (conecta as refinarias do oeste do Texas e a costa oeste dos EUA), Cochin (conecta as refinarias de Alberta no Canadá e Michigan).
O Kinder Morgan Energy Partners aumenta a potência do sistema CALNEV. Para fazer isso, a empresa planeja construir um oleoduto adicional, que vai da cidade de Colton (Califórnia) a Las Vegas. Sua produção aumentará para 10 milhões de toneladas por ano.
A Sunoco possui o pipeline de produtos Explorer, que conecta as instalações de processamento no Golfo do México e Indiana, além de Mag-tex, Wolverine, West Shore, Reading - Toledo, Reading - Buffalo e outros. Para o fornecimento de derivados de petróleo ao México, é utilizado o oleoduto El-Paso-Monterrey.
Guardado por drones
Especialistas do grupo de energia norte-americano observam que uma nova área de suporte técnico para oleodutos está sendo criada na indústria de oleodutos dos EUA usando tubos sem costura feitos de aço resistente à corrosão, equipados com sensores de fibra ótica e patrulhados por drones.
Para a detecção oportuna de problemas no oleoduto e sua rápida eliminação, representantes do grupo de energia da Accenture propuseram o uso de drones equipados com câmeras sensíveis ao calor. A aeronave deve examinar o sistema de oleoduto para identificar possíveis problemas. É provável que esses planos sejam implementados no próximo ano. A Administração Federal de Aviação dos EUA planeja abrir espaço aéreo para drones comerciais em 2016.
Previsões decepcionantes dos EUA
O petróleo é a principal fonte de energia para os Estados Unidos e agora fornece até 40% das necessidades do país. Especialistas da Agência Internacional de Energia (AIE) previram que a produção de petróleo dos EUA em 2016 cairá devido à queda nos preços do petróleo.
Em agosto de 2015, as cotações do petróleo atingiram seus mínimos (desde 2008, quando ocorreu a crise financeira global). As perspectivas de crescimento na perfuração de poços de petróleo nos Estados Unidos foram ameaçadas. A agência sugere que a produção diária de petróleo a partir de rochas pouco permeáveis \u200b\u200bnos Estados Unidos por fraturamento hidráulico em 2016 diminua em aproximadamente 55 mil toneladas por dia. O recente aumento acentuado na produção de petróleo nos EUA deveu-se principalmente a esse petróleo.
As previsões da AIE para a produção de óleo leve americano são quase as mais negativas do mercado. "A produção de petróleo nos Estados Unidos sofrerá mais", afirmou a agência. Nesse sentido, especialistas do setor observam que nos sistemas de oleodutos dos Estados Unidos atingiram seu nível e concluem que sua instalação será congelada no nível atual.
Igor Katsal,vice-presidente adjunto da Transneft, JSC
Andrey ZuevOs seguintes dados foram utilizados no artigo: OJSC Transneft, FSBI CDU TEK, Agência Internacional de Energia (AIE), Departamento de Energia dos Estados Unidos, Associação Canadense de Produtores de Petróleo