Классификация магистральных нефтяных трубопроводов

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:

• От 1000 до 1200 мм. включительно.
• От 500 до 1000 мм. включительно.
• От 300 до 500 мм. включительно.
• 300 и менее.

Эта градация по размерам труб соответствует СНиП 2.05.06-85.

Существуют и другие санитарные норма и правила, в том числе, устанавливающие требования по прочности трубопроводных сетей в зависимости от их расположения. Так, например, СНиП 2.05.07 -85 регламентирует использование труб определенного диаметра под землей или над ней. Нормативные требования в этой части зависят от многих факторов, в том числи и климатических условий. Основная задача этого документа – обеспечение прочностных характеристик и неразрушаемости трубы в различных условиях эксплуатации и всевозможных случаев негативного на нее воздействия. В северных районах Российской Федерации, как правило, используются трубы 3-й категории (300-500 мм). В соответствии с установленными нормами и правилами размер регулируется не только для климатических и природных зон, но и конкретных рабочих участков нефтепровода. Это объясняется тем, что даже в условиях определенного климата существуют особенности, по-разному влияющие на надежность и эффективность эксплуатации трубы. Отдельные зоны нефтепровода могут быть отнесены к высшей категории трубопроводной прокладки. К ней относятся трубы диаметром от 1000 до 1200 мм, а также от 500-1000 мм. Так, например, на нефтепроводных участках через речные преграды (вне зависимости от их судоходности) применяются трубы диаметром от 1000 мм и выше, а в условиях вечной мерзлоты и гор используют уже изделия 2 и 3 категории, имеющие диаметр от 500 до 1000 мм и от 300 до 500 мм.

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:

1. Сооружения линейного типа.
2. Основная перекачивающая насосная станция.
3. Промежуточная наливная насосная станция.
4. Резервуарный парк.

Сооружения линейного типа подразделяются на следующие виды:

• Трубопроводная ветка, транспортирующая товарную нефть от промысла до потребителя.
• Ответвления от системы, разнообразные переходы.
• Узловые подразделения к нефтеперекачивающим станциям.
• Пусковые системы.
• Оборудование электрохимической защиты трубопроводов от коррозионных процессов.
• Комплексная система технологической связи.
• Телемеханические средства трубопровода.
• Электрическая сеть и соответствующая инфраструктура.
• Противопожарное оборудование.
• Защитная система трубопровода, в том числе противоэрозионная.
• Резервуары для разгазирования конденсата и его хранения.
• Амбары, расположенные под землей для аварийного выпуска нефти.
• Комплекс зданий и сооружений.
• Дороги и вертолетные площадки, находящиеся в зоне пролегания нефтепровода.
• Производственные пункты подогрева нефти.
• Система предупреждающих и опознавательных знаков.