на какие группы по своему назначению можно разделить нефте и нефтепродуктопроводы

МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Классификация нефтепроводов

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатываювцие заводы и экспорт.

Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставхциков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензине-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07—85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06 — 85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре.

Состав магистральных нефтепроводов

В состав магистральных нефтепроводов входят:

В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают:

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. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

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.

Источник

Магистральные нефтепроводы. Часть 2

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

магистральные (МН) — 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.

Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1 — 1000—1200 включительно: II — 500—1000 включительно; III — 300—500 включительно; IУ — 300 и менее

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07 — 85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:

Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории III. Исходя из этих же требований в СНиП 2.05.06 — 85 определены также и категории, к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. 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 на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, категории I или II. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории I относятся под- и надводные переходы через реки, болота типов II и III, горные участки, вечномерзлые грунты.

К участкам категории II относятся под- и надводные переходы через реки, болота типа и, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06—85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре.

Технологические трубопроводы в зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров (давления Р и температуры Т) подразделяются на три группы (А, Б, В) и пять категорий. Группу и категорию технологического трубопровода устанавливают по параметру, который требует отнесения его к более ответственной группе или категории. Класс опасности вредных веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005—76 и ГОСТ 12.01.007—76, взрывопожароопасность — по ГОСТ 12.1.004—76. Нефти имеют класс опасности II, масла минеральные нефтяные — III, бензины — IV.

Для технологических трубопроводов нефтеперекачиваюших станций важное значение имеет правильный выбор параметров транспортируемого вещества. Рабочее давление принимается равным избыточному максимальному давлению, развиваемому насосом, компрессором или другим источником давления, или давлению, на которое отрегулированы предохранительные устройства. Рабочую температуру принимают равной максимальной или минимальной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом или другим нормативным документом (СНиП, РД, СН п т.д.).

Состав сооружений магистральных нефтепроводов

рис 20.1.

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 20.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; 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 илы 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. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. 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. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. 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 (ЛЭП) 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. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие 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.

Источник

Классификация магистральных нефтяных трубопроводов

Опубликовано: 10.07.2015 Рубрика: Статьи Автор: Единый Стандарт

Нефтепроводная система имеет свою классификацию в зависимости от структуры транспортируемого по соответствующим трубопроводам вещества. Бывают нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, а также керосино-, мазуто- и бензинопроводы.

Нефтяные трубопроводы подразделяются на промысловые, магистральные и технологические. К первым относятся трубная инфраструктура, соединяющая устройства по сбору и подготовки нефти непосредственно со скважинами.

По магистральным веткам транспортируются уже очищенные и подготовленные углеводороды, имеющие товарный вид. Они доставляются из мест промысла (добычи) до разнообразных нефтехранилищ, нефтеперерабатывающих предприятий, наливных подразделений и других объектов, где потребляется данный продукт. Эти трубопроводы обладают высокой производительностью. Диаметры используемых труб, как правило, колеблются в пределах 219-1400 мм, а давление, в своем избыточном значении, составляет от 1,2 до 10 Мпа.

Последний вид классификации нефтепроводов – технологические – используются обычно на территории одного или нескольких, взаимосвязанных между собой, предприятий. Их функциональное значение заключается в доставке до промышленного оборудования, в рамках технологического процесса, полуфабрикатов, разнообразных реагентов и другого сырья, имеющего нефтяную основу.

Магистральная нефтепроводная сеть также классифицируется по диаметру применяемых в ней диаметров труб. Они могут быть следующих размеров:

Эта градация по размерам труб соответствует СНиП 2.05.06-85.

При прокладке нефтепровода через заболоченные участки, косогоры и переходы под автомобильными трассами протягивают трубопроводы диаметром от 500 до 1000 мм.

Проведение нефтяной трубопроводной сети может осуществляться как параллельно уже существующему оборудованию, так и проектируемым системам, но исключительно в рамках так называемого технического коридора, который в пределах нормативного регламента определяется как разрешенная зона прокладки подобных функциональных объектов.

Трубопроводы технологического типа классифицируются на три группы и пять категорий. Отнесение оборудование к тому или иному разделу происходит из-за физико-химических эксплуатационных характеристик объекта, таких как динамика температурного режима оборудования, давление внутри трубы и т.д.

Группа устанавливается исходя из наиболее характерных для эксплуатации и безопасности конкретного трубопроводного участка параметров. Например, класса опасности транспортируемых веществ, имеющего свою градацию в нормативных документах по степени возникновения пожара на подобных производственных объектах. Нефть относится ко II классу опасности, нефтяные минеральные масла кIII, а бензин к IV.

Особенное внимание при эксплуатации трубопроводных технологических нефтеперекачивающих систем (станций) следует уделить и контролю параметров вещества, которое транспортируется по сети. Как правило, давление в трубе должно соответствовать максимальному значению, на которое настроено насосное оборудование, компрессорные установки или другие устройства, регулирующие этот показатель в трубопроводной сети. Причем, именно на этот уровень давления должны быть сориентированы датчики безопасности всей системы. Максимальные и минимальные значения температуры транспортируемого вещества определяются в строгом соответствии с отраслевыми техническими нормами и правилами.

Структура магистральной нефтепроводной системы состоит из:

Сооружения линейного типа подразделяются на следующие виды:

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Источник

Магистральные нефтепроводы: классификация и состав

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы предназначены для транспортировки сырой нефти и продуктов ее переработки на большие расстояния от места добычи (нефтеперерабатывающего завода) до конечного потребителя. Данный метод экономически гораздо эффективнее других способов доставки.

Описание

Магистральные нефтепроводы широко применяются в мире. Они призваны соединить в единую технологическую цепочку месторождения добычи полезных ископаемых (которые часто располагаются в малонаселенных труднодоступных регионах) или места их хранения с перерабатывающими (нефтепотребляющими) предприятиями, как правило, размещенными около крупных промышленных центров.

Их появление обусловлено экономической целесообразностью. Если требуется переместить большие объемы «черного золота», то лучшего способа не сыскать. Сырую нефть можно доставлять водным транспортом, железнодорожным и гораздо реже – автомобильным. Но каждый из способов требует закачки в емкости, перевалки (если требуется) и выгрузки продукта, что влечет дополнительные расходы. Еще больше средств уходит на покупку, содержание транспортных средств и топливо. В свою очередь, система магистральных нефтепроводов позволяет избежать многих расходов. Для перекачки нефти по трубам под давлением требуется гораздо меньше энергии, а эксплуатационные расходы несоизмеримо ниже.

Управление магистральными нефтепроводами осуществляется сертифицированными организациями, обладающими соответствующими лицензиями и необходимыми компетенциями. В их задачи входят надзор за безопасностью, контроль технических и технологических параметров, обслуживание и проведение ремонтных работ.

Статистические данные

Трубопроводы проходят по территориям 120 стран. Общая их длина превышает 2 000 000 км. Из них на долю Соединенных штатов Америки приходится порядка 60 %, магистральные нефтепроводы России составляют 10 %, Канады 5 %. Таким образом, на эти страны приходится 3/4 трубопроводных систем планеты. Только за последние три года озвучены планы по прокладке новых транспортных веток общей длиной 190 000 км, 50 000 из которых уже строятся.

Кстати, одной из самых протяженных нефтяных артерий является трубопровод «Дружба», возведенный в Советском Союзе. Его длина свыше 5 000 км. Основная ветка тянется от месторождений Татарстана и Самарской области до потребителей Центральной Европы.

Историческая справка

Точно неизвестно кому принадлежит идея строительства нефтепровода. Одни историки называют компанию Branobel, другие знаменитого российского инженера-строителя Владимира Шухова. Доказано, что в 1860-х годах осуществлялась перекачка углеводородов по 10-километровому 51-миллимитровому трубопроводу в штате Пенсильвания (США).

Строительство магистральных нефтепроводов в нашей стране началось с момента массового освоения месторождений углеводородов в 1960-е годы. Учитывая отдаленность нефтедобывающих районов, непростые климатические условия и относительно слабо развитую транспортную сеть, правительством принято грамотное решение доставлять сырую нефть по трубам большого диаметра, состыкованным в единую сеть. Благо, металла для их производства было достаточно.

Например, углеводороды из Западной Сибири доставлять альтернативными методами затруднительно. Единственной надежной транспортной артерией является река Обь с притоком Иртышом, однако зимой они замерзают, ледостав длится до полугода. Ближайшая железнодорожная ветка во времена начала освоения сибирских недр находилась в 700 километрах, а автодорог с твердым покрытием и вовсе не было.

Единственным разумным решением стала постройка трубопровода. Первый из них пущен в эксплуатацию в канун Нового 1966 года. 400-километровая ветка связала нефтеносный район Шаим с Тюменью – крупным промышленным и транспортным узлом. По мере освоения новых месторождений росла и география распространения магистральных нефтепроводов: к химическим заводам и распределительным станциям потянулись нити из Коми, Кавказа, Поволжья, Казахстана, Азербайджана.

Кстати, «первенцем» является 144-километровый трубопровод, соединивший месторождение Озек-Суат с Грозным. Нефть перекачивалась по трубам диаметром всего 325 мм, а чтобы она не застаивалась, ее предварительно разогревали.

Трубопроводы Африки

Основными магистральными нефтепроводами «черного континента» являются:

Европа

На европейском континенте насчитываются десятки транснациональных трубопроводов и бесчисленное количество ответвлений. Перечислим крупнейшие из них:

В Азии сконцентрированы богатейшие запасы «черного золота». Важнейшими магистральными нефтепроводами континента являются:

Америка

Американский регион также богат залежами углеводородов. Наибольшая их концентрация наблюдается в Венесуэле, Колумбии, Мексике, Техасе (США), Канаде, Эквадоре. Кстати, Соединенные Штаты обладают самой развитой сетью нефтепроводов в мире. А одни из самых протяженных веток проложены через дикие земли Канады и Аляски.

Россия

Первые нефтепроводы в нашей стране появились в 1950-х годах, но пик их развития пришелся на 1960-1970-е годы. В этот период начинается интенсивная разведка месторождений углеводородов и их добыча.

Хотя большая часть нефтепроводов построена при СССР, российские инженеры-нефтяники не сидят без дела. Сегодня реализуются ряд крупных транспортных проектов по доставке сырой нефти в Китай (проект «Восточный») и Северную Европу (Балтийская трубопроводная система). Проект БТС-2 позволит значительно нарастить поставки углеводородов по северному направлению и снизить нагрузку нефтепровода «Дружба». Реализуются договоренности и с азиатскими партнерами, в частности Азербайджаном и Казахстаном.

Вынашиваются амбициозные планы по освоению шельфовых месторождений Северного Ледовитого океана. Уже действует нефтеналивной танкерный терминал «Варандей» в Ненецком АО. В отдаленном будущем планируется создавать роботизированные нефтедобывающие комплексы, в том числе подводные. По крайней мере, такие планы-мечты озвучивал Председатель коллегии ВПК и Фонда перспективных исследований Д. О. Рогозин.

Важнейшее место занимает в системе магистральных нефтепроводов ОАО «Транснефть». Компания является главным эксплуатантом трубопроводов в России. В ее ведении находятся свыше 50 000 км нефте- и продуктопроводов, что является своеобразным мировым рекордом.

Строительство и эксплуатация

Магистральные нефтепроводы изготавливаются из стальных или пластиковых труб с внутренним диаметром от 100 до 1 220 мм (от 4 до 48 дюймов). Последнее время стали применяться трубы с увеличенной пропускной способностью диаметром 1 420 мм.

Строительство состоит из следующих этапов:

Сырая нефть содержит значительное количество парафинового воска. При холодном климате происходит нарастание данного вещества внутри трубопровода. Для их проверки и очистки применяются механизмы, названные «свиньями». По сути, они представляют собой «умные» щетки, дополнительно оснащенные ультразвуковыми и прочими датчиками. То есть, устройство одновременно счищает налипший воск и следит за возможными дефектами: протечками, коррозией, вмятинами, утончениями стенок, трещинами и т. д. После нахождения аномалий соответствующие службы приступают к ремонту магистрального нефтепровода.

Большинство трубопроводов обычно зарывают на глубине от 1 до 2 м. Для защиты системы от ударов, истирания и коррозии используются различные методы. Они могут включать защитные конструкции и компенсационные механизмы из древесины, металла, горных пород, полиэтилена высокой плотности, мягкой набивки и песка. Хотя трубы могут быть проложены под водой, этот процесс является экономически и технически сложным, поэтому большая часть нефти по морю перевозится танкерными судами.

Кстати, Россия – единственная в мире страна, где созданы Трубопроводные войска. Они образованы по итогам Великой отечественной войны, когда стала понятна важность обеспечения больших воинских формирований горюче-смазочными материалами. Бойцов Трубопроводных войск обучают прокладывать магистральные нефтепродуктопроводы в любых условиях.

В 1941 году специальному подразделению удалось под непрекращающимся огнем проложить 21-километровый трубопровод по дну Ладожского озера и дублирующий 8-километровый вдоль берега. Тем самым осажденный Ленинград смог получить десятки тысяч тонн нефтепродуктов. По поручению Сталина 14.01.1952 года образованы Трубопроводные войска в составе Инженерных войск.

Управление

За состоянием трубопроводов следят устройства сбора данных. Они включают датчики расхода, давления, температуры, системы связи и прочие элементы измерения необходимых данных. Эти приборы устанавливаются вдоль всего маршрута ветки и в ключевых местах, таких как станции впрыска или доставки, насосные станции, запорные клапаны.

Информация, измеренная этими полевыми инструментами, затем собирается в устройствах связи с объектом (УСО), которые передают данные датчиков на контрольные пункты в реальном времени. Для этого используются спутниковые каналы, микроволновые линии или сотовые телефоны.

Трубопроводы управляются удаленно из Главной диспетчерской. В этом центре все сведения с контрольных пунктов поступают в центральную базу данных. Информация принимается от нескольких УСО по цепочке.

Классификация

Специалисты различают несколько типов нефтепроводов:

В свою очередь, магистральные подразделяются на 4 класса, определяемые диаметром используемых труб:

Технологическая структура

Система по транспортировке углеводородов и продуктов их переработки представляет собой сложный комплекс. Объектами магистральных нефтепроводов являются:

Перспективы

Эксперты полагают, что дальнейшее развитие мировой системы магистральных трубопроводов будет протекать по следующим сценариям. В Северной Америке создание новых протяженных веток не планируется. Прежде всего, это связано с проблемой отчуждения земель и вопросами экологической безопасности. Кроме того, основные нефтеносные районы разведаны и освоены. Изменения возможны в управлении магистральными нефтепроводами, повышении надежности, автоматизации процессов.

Напротив, в Европе ожидается бум по прокладке новых веток для перекачки сырья и нефтепродуктов. Это связано с желанием диверсифицировать поставки, снизить зависимость от монополистов. Не останется в стороне и Россия. Еще ждут своего часа месторождения северных морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Бурное развитие ожидается в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Уже сегодня здесь эксплуатируются 75 000 км труб, в планах увеличить этот показатель на 13 000 км. Кстати, порядка 10 % нефтепроводов проложено по морскому дну. Ряд крупных проектов по транспортировке углеводородов из Западного Казахстана и Сибири реализует Китай.

Индия также имеет многокилометровую трубопроводную сеть, охватывающую с запада на восток наиболее развитые северные регионы страны. Перспективным видится развитие транспортной сети в южных штатах. Амбициозные планы вынашивают страны Персидского залива по доставке дешевых нефти и газа в Европу. Пока основными перевозчиками здесь остаются танкеры.

Источник