Особенности эксплуатации магистральных трубопроводов

Для сохранения режима работы трубопровода на каждой НПС один насосный агрегат должен находиться в полной готовности к пуску. Система автоматического ввода резервного агрегата позволяет снизить амплитуду возникающей волны давления.

При отключениях насосных агрегатов рекомендуется избегать их одновременного отключения. Для предотвращения опасных перегрузок следует устанавливать последовательность включения или отключения агрегатов по определенному графику при смене режимов перекачки.

Пуск и остановка участков нефтепровода выполняются по команде диспетчера ТДП.

Запуск НПС производится в следующей последовательности: диспетчер ТДП сообщает диспетчеру РДП о запуске и планируемом режиме работы станций; диспетчер РДП дает указания НПС о подготовке к запуску; персонал НПС готовит станцию к запуску.

После получения информации о готовности к запуску диспетчер ТДП дает телефонограмму диспетчеру РДП на запуск участка.

По команде диспетчера РДП на головной станции вначале запускаются подпорные насосы, затем магистральные агрегаты в любой последовательности. Обычно начинают с последнего по ходу потока нефти магистрального агрегата.

Если запускаются четыре магистральных агрегата в параллельно-последовательном соединении, то очередность их запуска может быть, например, такой: сначала запускаются два агрегата в одном коллекторе, затем два -- в другом.

Промежуточная станция, работающая в режиме «из насоса в насос», может запускать первый агрегат с началом повышения давления на приеме станции до 0,8 МПа для насосов НМ 2500-230 и до 1,2 МПа для насосов НМ 7000-210.

Запуск магистрального агрегата может осуществляться на открывающуюся, на открытую или закрытую задвижку. Входная задвижка до момента пуска электродвигателя должна быть полностью открытой.

Промежуточная станция с подключенной емкостью может быть запущена одновременно с головной станцией.

Штатная остановка станции и участка нефтепровода может быть произведена из РДП с помощью средств телемеханики или средствами местного управления в следующем порядке: на головной НПС и на промежуточной НПС с резервуаром останавливается один магистральный агрегат с одновременным закрытием его задвижек; следующие агрегаты останавливаются через 2--3 мин; подпорные агрегаты останавливаются в последнюю очередь.

Очередность остановки агрегатов промежуточных станций может быть любой, но желательно начинать с первого агрегата по ходу нефти.

При аварийной остановке одной из станций регуляторы давления других станций прикрывают заслонки, стремясьудержать в работе наибольшее число агрегатов. Оставшиеся в работе НПС работают со значительным дросселированием до выяснения обстановки. Для регулирования давления в качестве исполнительного механизма используются регулирующие клапаны и поворотные регулирующие затворы.

В аварийных ситуациях все НПС останавливаются диспетчером РДП.

При переходе на другой режим работы участка МН диспетчер ТДП задает районным управлениям число и схему включения агрегатов. При увеличении производительности участка дополнительные агрегаты запускаются поочередно, начиная с головной НПС.

При отключении насосного агрегата изменение давления происходит в соответствии с кривыми «выбега». Давление на всасывании возрастает, а давление на нагнетании снижается. При этом в сторону предыдущей станции фронт повышенного давления распространяется со скоростью до 1200 м/с. Скачок давления на фронте волны может достигать 0,8 МПа.

Сочетание объекта регулирования с устройством автоматического регулирования называют системой автоматического регулирования (САР). В САР входят: чувствительный элемент (датчик); регулирующий элемент и исполнительное устройство.

Для защиты МН и НПС по давлениям применяются две степени защиты -- по предельному давлению и аварийному давлению.

Карты технологических режимов работы МТ составляются в пределах минимальной и максимальной производительности, исходя из возможностей и технического состояния трубопровода и оборудования.

Технологическая карта защит МТустанавливает основные параметры давлений. Для нефтепроводов -- максимальное давление на выходе НПС после регулирующего устройства; максимальное давление на выходе насосов в коллектор до регулирующего устройства с учетом прочностных характеристик корпусов насосов и запорной арматуры; минимальное давление на приеме НПС с учетом кавитационного запаса и упругости паров нефти.

При переключениях на линейной части нефтепроводов без остановки перекачки закрытие задвижки производится только после открытия задвижек в новом направлении перекачки. Возобновление перекачки осуществляется после открытия запорной арматуры линейной части участка нефтепровода.

При повышении давления до 0,2 МПа или понижении до 0,05 МП от установившегося значения диспетчеры РДП с целью выяснения причин обязаны опросить операторов МДГ1 и смежных РДП и доложить результаты руководству.

Причиной изменения давления может быть изменение степени закрытия задвижек, прохождение очистных или инспекционных снарядов, прохождение нефти иной плотности и вязкости, начало или окончание налива нефти в резервуары.

При снижении или повышении давления диспетчеры РДП обязаны остановить перекачку на участке, закрыть линейные задвижки, локализовать место предполагаемой утечки и направить на трассу бригаду работников линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС). Диспетчер ТДП принимает решение об изменении грузопотока нефти.

При обнаружении выхода нефти на линейной части МН диспетчеры РДП и ТДП обязаны остановить перекачку на аварийном участке нефтепровода, направить бригаду в указанный район и изменить грузопоток нефти.

После устранения причин возникновения нештатной ситуации и подтверждения готовности линейной части МН, НПС и нефтебаз к транспортировке и приему нефти перекачка возобновляется.

7. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов

Россия как государство-экспортер нефти, газа, угля и урана обладает энергетической независимостью и самодостаточностью. Российская экономика в значительной степени привязана к производству нефти, газа и металлов: нефтегазовая отрасль обеспечивает до 32% ВВП. В первые годы XXI в. Россия добывала около 500 млн. т условного топлива в нефтяном эквиваленте, из которых около 230 млн. т экспортировала, и около 670 мл т у. т. в газовом эквиваленте, из которых около 210 млн. т отправляла на экспорт. В соответствии с Энергетической стратегией на период до 2020 г. уровень добычи нефти в России достигнет520 млн. т, а природного газа--720 млрд. м³. При этом доля газа в расходной части баланса первичных энергоресурсов составит 45%, а нефти и нефтепродуктов -- 20%.

Однако вопросы энергетической безопасности все чаще выдвигаются на передний план, поскольку месторождения переходят в стадию падающей добычи, основные производственные фонды стареют, оборудование изнашивается. При этом уровень обязательных экспортных поставок углеводородного сырья все более увеличивается.

Опасность заключается в том, что наша экономика может столкнуться с ситуацией завершения эксплуатационного цикла технических систем и соответствующим выбытием энергетических мощностей: износ основных фондов в энергетике и нефтедобыче достигает 60%, в нефтепереработке -- 80%. Набор рисков порождают также проблемы воспроизводства отечественной ресурсно-сырьевой базы: приращение запасов составляет лишь 70% от уровня добычи.

Среди внешних факторов, негативно влияющих на энергетическую безопасность России, можно выделить следующие:

резкие колебания цен на мировых энергетических рынках;

дискриминационные действия по отношению к России на рынках энергоресурсов, оборудования и технологий;

помехи для работы магистральных трубопроводов в транзитных странах, несанкционированный отбор ими российских энергоресурсов;

стремление иностранных компаний добиться льготного доступа к российским трубопроводным мощностям.

Примером выдавливания России из системы поставок газа в район Ближнего Востока является история соревнования российского проекта «Голубой поток» и спонсированного США проекта газопровода через Каспийское море из Туркмении. В данном случае понадобилась активная поддержка проекта со стороны государства и авторитет «Газпрома», чтобы добиться осуществления варианта прокачки газа по дну Черного моря в Турцию. Попытки создания путей транспортировки углеводородного сырья из Азербайджана, Казахстана и Туркмении, альтернативных российским, продолжаются и сегодня.

Много лет продолжаются переговоры между странами Евросоюза и Россией по Транзитному протоколу Европейской Энергетической хартии. Протокол составлен таким образом, чтобы открыть доступ производителей газа других стран к системе магистральных газопроводов России. Это не выгодно для России, поскольку будет означать допуск транснациональных корпораций к льготным внутрироссийским тарифам на прокачку газа.

Сотрудничество между участниками мирового нефтяного рынка выстраиваются на конструктивной основе, поскольку у них совпадает главная цель: не допустить выхода цены на нефть из приемлемого для стран-экспортеров коридора. Логика здесь такова: при дорогой нефти экономика стран-потребителей не будет иметь возможностей для роста, что невыгодно странам-экспортерам. Кроме того, при высоких ценах на нефть не исключен переход на альтернативные виды топлива, что также невыгодно.

Тема присоединения России к организации ОПЕК обсуждается давно. Для стран ОПЕК очевидно, что манипулировать ценообразованием на рынке нефти можно лишь при условии тесного сотрудничества с независимыми экспортерами. Основное отличие нефтяной отрасли России от стран ОПЕК заключается в схемах транспортировки нефти потребителям. В арабских странах транспортировка углеводородов осуществляется преимущественно танкерами, а в России - трубопроводами. Система на основе танкеров является гибкой, поскольку в необходимых случаях позволяет резко сокращать добычу. Трубопроводная система является достаточно жесткой, поскольку любые меры по регулированию добычи вызывают немало административных сложностей.

Российские мощности по экспорту нефти ограничены существующей трубопроводной системой компании «Транснефть». Доля экспорта в добыче российских нефтяных компаний определяется квотой на их доступ к магистральным трубопроводам. Эта квота определяется компанией «Транснефть» пропорционально объему добычи компаний-экспортеров. Среднеотраслевая планка доли экспорта нефти установилась на уровне 36% от добычи.

Самый простой способ исключения дискриминации нефтедобывающих компаний в предоставлении экспортных квот -- это увеличение пропускной способности системы магистральных трубопроводов. Следуя этой задаче государственная компания «Транснефть» повышает мощность Балтийской трубопроводной системы, сооружает нефтепровод из Восточной Сибири до тихоокеанского порта Находка, прорабатывает проект строительства нефтепровода Бургас -- Александруполис. Реализация последнего проекта даст возможность транспортировать нефть из России, минуя пролив Босфор.

Россия, располагая крупнейшими в мире запасами природного газа (разведанные запасы составляют 50 трлн м³), при обеспечении внутренних потребностей и экспорта исходит из того, что трудности в газодобыче будут все более возрастать. В ближайшие годы увеличится потребность во вводе новых мощностей как для компенсации падения добычи на основных месторождениях (Медвежье, Уренгой, Ямбург), так и для добычи под новые контракты. Осваиваются новые газодобывающие регионы: полуостров Ямал, Ковыктинское газоконденсатное месторождение в Восточной Сибири, нефтегазовые месторождения на Сахалинском шельфе и на шельфе арктических морей.

Одна из проблем российского нефтегазового комплекса -- замкнутость на европейский рынок. Актуальной стратегической задачей комплекса является создание новых транспортных коридоров в Японию, Индию и Китай. В перспективе российский газовый рынок может быть расширен за счет поставок газа в сжиженном виде. Для этого придется создавать новую отрасль: новые технологии, заводы и танкеры-газовозы.

Инфраструктура магистрального трубопроводного транспорта России создавалась для прокачки значительных объемов нефти и газа на большие расстояния без возможностей широкого маневра и реверса. Развитие газового рынка России и долговременных обязательств по экспорту (российский газ экспортируется в 27 стран) требуют сооружения новых транспортных систем и модернизации имеющейся магистральной и распределительной газотранспортной инфраструктуры. Перспективными экспортными потоками природного газа являются: Северо-Европейский по дну Балтийского моря от Выборга до Германии; газотранспортный проект Ковыкта--Китай--Корея; трансконтинентальный газопровод Ямал--Европа.

Основой технологической инфраструктуры газового рынка является Единая система газоснабжения России. Эта система охватывает: магистральные газопроводы высокого давления протяженностью 150 тыс. км с 253 компрессорными станциями; система подземных хранилищ газа, формирующая резерв для покрытия сезонных колебаний спроса; централизованная система диспетчерского управления потоками газа. Газ распределяется в 68 субъектах Российской Федерации местными региональными газораспределительными системами низкого и среднего давления через 3630 станций.

Сеть подземных хранилищ газа (ПХГ) расположена вдоль трасс магистральных газопроводов и охватывает основные газопотребляющие районы страны. Мощность российских ПХГ составляет около 10% от ежегодных объемов газодобычи. Эта цифра существенно ниже стандартов функционирования зарубежных газовых рынков и негативно влияет на показатели маневренности системы газоснабжения. В системе «Газпрома» эксплуатируются 23 объекта хранения газа, из которых 7 размещены в водоносных структурах и 16 в истощенных месторождениях. В 2002 г. в объекты ПХГ было закачано 46 млрд. м³ газа.

Необходимый объем инвестиций в добычу и транспорт природного газа на ближайшие годы составляет 70 млрд. долл. Доля основных фондов газовой промышленности, срок эксплуатации которых превысил 10 лет, составляет более 80%. К настоящему времени 33 % газопроводов эксплуатируется свыше 20 лет. Потери газа из-за несовершенства промышленного оборудования в отрасли составляют до 8 млрд. м³ в год. Парк ГПА на 85% представлен газотурбинными установками, которые потребляют до 10% газа, поступающего в газопроводы. При проектном моторесурсе 16 лет около 20% мощностей газоперекачивающих агрегатов эксплуатируется более 25 лет. Проект замены отработавших свой ресурс газоперекачивающих агрегатов оценивается примерно в 6 млрд. долл.

Если сравнивать газовый бизнес с нефтяным, то в нефтяном бизнесе при дорогостоящей добыче относительно дешевая транспортировка. В газовом комплексе наоборот -- дешевая добыча и относительно дорогая транспортировка. Для перекачки газа на дальние расстояния требуется огромная работа по сжатию газа турбинами большой мощности. Например, установленные мощности «Газпрома» по перекачке газа до западной границы на расстояние 3 тыс. км составляют 45 млн. кВт.

Основным документом, в соответствии с которым функционирует в настоящее время газовая отрасль России, является Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации», согласно которому система газоснабжения, промыслы, диспетчеризация являются единым народнохозяйственным комплексом. В перспективе из состава ОАО «Газпром» может быть выделена дочерняя транспортная компания, услуги которой по транспортировке станут прозрачными, а доступ к трубе -- недискриминационным.

Цены на газ в России значительно отличаются от цен на другие виды топлива и цен на газ на европейском рынке. Тактика компенсации кризисных явлений в экономике за счет газовой отрасли привела к тому, что на российском рынке газ, как товар, выпадает из сферы рыночной экономики. С января 2004 г. оптовые цены на газ для разных регионов России установлены в пределах от 20 до 40 долл., за 1 тыс. м³. Экспортная цена продажи газа на границе Западной Европы в 5--10 раз дороже. Из-за протяженности маршрутов транспортировки природного газа до границы со странами Западной Европы доля транспортных расходов достигает 40 долл., за 1 тыс. м³ газа.

Формулировка закона «О газоснабжении в РФ» не содержит прямых предписаний по формированию разных ценовых сегментов газового рынка, однако предусматривает принципы государственной ценовой политики в области газоснабжения. К этим принципам, в частности, относится:

месторождений газа, добычи, транспортировки, хранения и поставок газа:

предоставление налоговых льгот организациям, осваивающим месторождения газа в отдаленных, труднодоступных районах, а также осуществляющим транспортировку добытого из этих месторождений газа.

Подготовленный Государственной Думой РФ законопроект «О магистральном трубопроводном транспорте» предусматривает следующие основные принципы государственной политики в области трубопроводного транспорта углеводородов:

осуществление государственной поддержки, направленной на достижение эффективного и безопасного функционирования систем магистральных трубопроводов в целях развития экономики и обеспечения энергетической безопасности России:

установление правил доступа к услугам систем магистрального трубопроводного транспорта для организаций, осуществляющих добычу и поставки углеводородов:

государственное регулирование норм и правил по обеспечению промышленной и экологической безопасности функционирования систем трубопроводного транспорта.

Список использованных источников

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Уфа. ООО «Дизайн Полиграф Сервис» 2007-544 с.

2. Язев В.А., Тетельмин В.В. «Магистральные нефтегазопроводы». - М.: 2013-351 с.

3. Язев В.А., Тютюнник Основы нефтегазового дела. - М.: 2010-720 с.

Размещено на Allbest.ru