Головная перекачивающая станция. Нефтеперекачивающие станции

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; основная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции:

1) прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах;

2) внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар);

3) закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств.

На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рис. 1. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, основную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в магистральный трубопровод используются подпорная 1 и основная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств – скребков.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. Принципиальная схема промежуточной НПС приведена на рис. 2. Она включает основную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

При работе ПНПС в режиме «из насоса в насос» (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Рис. 1. – Технологическая схема головной НПС. 1 – подпорная насосная; 2 – площадка фильтров и счетчиков; 3 – основная насосная; 4 – площадка регуляторов; 5 – площадка пуска скребков; 6 – резервуарный парк

Рис. 2. – Технологическая схема промежуточной НПС: 1 – основная насосная; 2 – помещение с регулирующими клапанами; 3 – устройство приема и пуска скребков; 4 – площадка с фильтрами-грязеуловителями

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км, состоящие из 3-5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станции практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона и железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е. насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от -40 до +50 0 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

НПС или нефтеперекачивающая станция – это комплекс различного рода оборудования и сооружений, главным предназначением которого является создание (при помощи насосов) в нефтепроводе давления для перекачки нефти от нефтепромыслов или НПЗ до конечной точки. В самом начале нефтепровода находиться ГНПС (головная нефтеперекачивающая станция), назначение этого объекта — принимать подготовленную нефть с промысла или нефтепродукт с заводов. Нефть приходит на ГНПС с мест добычи, проходит через систему фильтров и поступает в резервуары. Оттуда начинается транспортировка по основной магистрали. Большинство НПС в Российской Федерации принадлежат ПАО «Транснефть».

ППС — Промежуточные нефтеперекачивающие станции, на нефтепроводе они размещаются через определенные расстояния (от 50 до 200 км), которые зависят от разных факторов: физических свойств нефти (в первую очередь — вязкости), заданного расхода нефти (т.е. какое количество необходимо перекачивать за определенную единицу времени), диаметра нефтепровода, характеристики применяемых насосов и других условий. Текущая нефть преодолевает силу трения стенки трубы. Давление в нефтепроводе постепенно снижается, а на НПС оно снова повышается до параметров, которых будет достаточно для продолжения перекачки нефти до следующей станции.

Нефтепродуктоперекачивающая станция – перекачивает готовый нефтепродукт с заводов до мест потребления. Ее состав и назначение такие же как НПС.

Основное и вспомогательное оборудование НПС

В состав нефтеперекачивающей станции входит различное оборудование, которое условно делят на две группы: основное и вспомогательное.

Основное или технологическое оборудование НПС

• резервуарный парк (РП);
• узел фильтров — грязеуловителей;
• магистральная насосная (МНС);
• подпорная насосная;
• система сглаживания волн давления (или ССВД, которая ставиться только на ППС);
• технологические нефтепроводы и запорно-регулирующая арматура;
• регуляторы давления;
• КПП СОД (камеры пуска и приема средств очистки и диагностики).

Подсобно – хозяйственное или вспомогательное оборудование НПС

• система водоснабжения;
• узел связи;
• административно — хозяйственные здания;
• системы отвода стоков (бытовых и промышленных);
• ремонтные и механические мастерские;
• пожарное депо;
• понижающая трансформаторная;
• котельная;
• склады;
• гаражи и т.д.

Схема работы НПС

Оборудование ГНПС предназначено для выполнения следующих операций: нефть выкачивается из резервуарного парка (с помощью подпорных насосов) и проходит через сеть узлов учета. При прохождении через них определяется оптимальное количество нефти, которое должно попасть в магистраль, чтобы процесс перекачивания не был нарушен. При выходе из насосной станции нефть следует очистить от различного рода загрязнений. Для этого предназначен такой элемент как фильтры-грязеуловители.

После очистки нефть оказывается в узле предохранительных устройств. По сути, это заключительный этап перед ее попаданием непосредственно в магистраль. Проходя через этот узел, определяются показатели давления, если они выше предельно допустимых значений, то излишки нефти возвращаются обратно в резервуары, а нужное количество отправляется по магистрали.

Повышение давления потока нефти в магистральном нефтепроводе, для дальнейшей транспортировки осуществляется на промежуточных нефтеперекачивающих станциях (ППС). В состав промежуточных НПС может входить резервуарный парк или станция может быть без РП. Есть разные способы работы нефтеперекачивающих станций, выбор режима работы зависит от наличия в составе НПС резервуаров.

1. Если нефтеперекачивающая станция не имеет в своем составе резервуарного парка, то такой режим работы называется «из насоса — в насос» (т.е. предыдущий участок нефтепровода своим концом входит (подключается) напрямую во всасывающую линию насоса следующей станции);
2. Если в составе станции есть резервуарный парк, то перекачка жидкости производится через резервуары.

На НПС также устанавливаются камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, которые используются для запуска и извлечения средств очистки стен трубопровода от загрязнений (парафиновых отложений), а также диагностических приборов, которые выявляю дефекты трубы. Система регулирования давления при избыточном давлении сбрасывает излишки нефти в специальный накопительный коллектор. ССВД (системы сглаживания волн давления), назначение этой системы — защита нефтепровода от гидравлических ударов, которые могут возникнуть во время аварийных остановок.

Нефтеперекачивающие насосы и электроприводы НПС

В качестве основного оборудования нефтеперекачивающих станций используются:

• нефтеперекачивающие насосы различного уровня (высоконапорные или низконапорные);
• электроприводы.

Типы нефтеперекачивающих насосов и их применение

Что касается нефтеперекачивающих насосов, то они должны быть, прежде всего, высокопроизводительными (особенно если дело касается длинных нефтепроводных магистралей). Наиболее эффективно использование высоконапорных нефтеперекачивающих насосов. Объясняется это тем, что для более быстрого процесса перекачивания нефти давление внутри трубопровода должно быть как можно более высоким.

Насосы устанавливается в магистральной насосной, они могут соединятся параллельно или последовательно.

Низконапорные нефтеперекачивающие насосы могут использоваться в нефтепроводах средней и малой протяженности. Кроме того, их можно использовать в магистральном трубопроводе, однако только в качестве подпорных насосов (через который нефть попадает в резервуарный парк).

Приводы как элемент основного оборудования

В качестве приводов используются электрические двигатели. Поскольку их мощность должны быть как можно большей (для управления работой высоконапорных нефтеперекачивающих насосов), для обеспечения функционирования таких двигателей нужно наличие высоковольтной электросети.

Крупнейшие нефтяные компании (например, «Транснефть») устанавливают приводы в тех же помещениях, что и нефтеперекачивающие магистральные насосы. Это объясняется, прежде всего, тем, что, во-первых, тратится меньше средств на дополнительное оборудования, а во-вторых, такая система является более безопасной в плане эксплуатации. Иногда в целях пожарной безопасности здание насосной разделяется особой (брандмауэрной) стенкой на два зала

Вспомогательные системы НПС

К вспомогательным системам нефтеперекачивающих станций относится различного рода вспомогательные устройства – маслосистема, система вентиляции. Кроме того, сюда же относят комплекс устройств, обеспечивающих безопасное использование НПС.

Важность обеспечения НПС качественной системой вентиляции.

Обеспечение нормальной работы насосной нефтеперекачивающей станции не может осуществляться без хорошей вентиляции. В непосредственной близости от трубопровода воздух обладает повышенной влажностью. Кроме того, здесь же могут образоваться достаточно опасные для оборудования и работников пары нефти. Чтобы отвести их от системы, необходимо организовать подходящую вентиляционную систему. Кроме того, не менее важным является система пожаротушения и водоотведения.

Также к вспомогательному оборудованию относят и систему автономного обеспечения электроэнергией НПС. При отключении электроэнергии происходит экстренное переключение на автономную систему, благодаря чему производственный процесс не останавливается.

Сооружение нефтеперекачивающей станции

Сооружение нефтеперекачивающих станций – это комплекс работ, проводимых в несколько последовательных этапов:

• подготовительный;
• начальный;
• основной.

Начальные этапы и их особенности

Первый этап является, скорее, организационным. На нем рассматривается и утверждается проект будущего нефтепровода, расположения на нем НПС. Кроме того, здесь же готовится основная документация, определяются сроки и особенности строительства. При составлении проекта необходимо учитывать, прежде всего, такие параметры как длина трубопровода, особенности геологического состояния окружающей среды т.д.

На втором этапе начинается строительство подземных объектов. Копаются траншеи, прокладывается трубопровод, а также устанавливаются его составные элементы (которые, в свою очередь, являются элементами и нефтеперекачивающей станции).

Основной этап возведения НПС

Третий этап включается в себя возведение надземных зданий и сооружений. По сути, применительно к сооружению НПС этот этап является основным. Именно на нем после строительства здания осуществляется установка насосного оборудования, электроприводов, прочих сопутствующих элементов.

Перед строительством здания понадобится определиться с тем, какие приборы возможно будет установить внизу (чаще всего такие сооружения оборудованы, помимо основного помещения, подвальным). Это позволит несколько сократить сроки строительства.

Завершение строительства

После окончания строительства перед запуском НПС понадобится провести гидравлические и прочие испытания трубопроводов и резервуаров. Благодаря этому, можно предварительно выявить наличие недостатков и оперативно их исправить.

АБР — аэрированный буровой раствор.

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — . Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

ССК — снаряд со съемным керноприемником.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН) .

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭГУ — электрогидравлический удар.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Рис. 15. Схема технологических (эксплуатационных) участков

Рис. 13. Схема головной нефтеперекачивающей станции

Классификация НПС и характеристика основных объектов

Эксплуатация нефтеперекачивающих станций

Нефтеперекачивающие станции

Часть II

НПС (рис. 13) - это сложный комплекс инженерных сооружений предна-

значенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефте-

продуктов, подразделяющийся на головные и промежуточные.

Головная (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслах

(МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНГШ) и предназначается для

приема нефти или нефтепродуктов, для обеспечения их дальнейшей перекачки по

трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций можно раз-

делить на две группы:

Объекты основного (технологического) назначения.

Объекты вспомогательного или подсобно-хозяйственного назначения.

К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные

цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с площадками фильт-

ров и камерами задвижек или узлами переключения, узлы учета; камеру пуско-приема

очистных устройств, совмещенную с узлами подключения трубопроводу; узлы пре-

дохранительных и регулирующих устройств.

Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закры-

тым распределительными устройствами; комплекс сооружений по водоснабжению

станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по водоотведению быто-

вых промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; механические

мастерские; инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские

контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики, гараж, административно-

хозяйственный блок с проходной, складские помещения для оборудования и ГСМ

Головные НПС - наиболее ответственная часть всего комплекса. На них вы-

полняются следующие технологические операции:

Прием и учет нефти, нефтепродуктов;

Закачка их в резервуарный парк для краткосрочного хранения;

Откачка нефти или нефтепродуктов в трубопровод;

Прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств;

Внутристационарныс перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, пере-

качку при зачистке резервуаров и т. д.);

Подкачка нефти или нефтепродуктов с других источников поступлений, на-

пример, с других трубопроводов.

Промежуточные (ПНПС) предназначены для повышения давления перекачи-

ваемой жидкости в трубопроводе; Их размешают по трассе согласно гидравлическому

расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что и головные, но

вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют. При отсутст-

вии резервуарного парка на промежуточных НПС имеются узлы учета, подпорная

насосная.

Строительство НПС магистральных трубопроводов отличается большой тру-

доемкостью и значительным капитальным вложением. Для сокращения капитальных,

эксплуатационных затрат сроков строительства используют блочно-комплексные,

блочно-модульные НПС и станции открытого типа.

Всё оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят

в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде транспортабельных бло-

ков, блок-боксов и блок-контейнеров.

Монтажные блоки - технологическое оборудование, собранное вместе с трубо-

проводами, КИП и автоматикой на общей раме.

Блок-боксы - транспортабельные здания внутри, которых размешаются техно-

логические установки и инвентарное оборудование.

Блок-контейнеры - технологические установки с индивидуальными укрытия-

ми, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной работы

оборудования.

Данное оборудование собирается на сварочно-комплекговочных базах или за-

водах, где происходит их испытание, потом в полностью собранном виде их достав-

ляют на строительную площадку.

На НПС открытого типа насосные агрегаты вместе со всеми вспомога-

тельными системами размещаются под навесом на открытом воздухе. От воз-

действия окружающей среды насосные агрегаты защищают индивидуальными

металлическими кожухами, внутри которых расположены системы вентиляции

с калориферами для охлаждения электродвигателей при нормальной работе и

подогреве их во время вывода агрегатов в резерв в холодное время года. Эти

НПС работают нормально при температуре окружающей среды от -40°С до

Эксплуатационные затраты наладочно-комплексные НПС ниже затрат на

эксплуатацию НПС традиционного типа за счет эксплуатации инженерных се-

тей меньшей протяженности, меньшего числа сооружений и оборудования, вы-

сокой надежностью работы оборудования. При капитальном ремонте

предусмотрена замена блок-бокса в сборе.

Конечные пункты магистрального нефтепровода (КП) находятся в конце

нефтепровода, где нефть принимается из трубопровода, распределяется по по-

Графическая работа нефтепровода характеризуется зависимостью произ-

водительности (Q, м /час) и от напора (Н, м) (рис. 14).

Рис. 14. Совмещённая характеристика НПС и трубопровода

Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо со-

блюдать два основных условия:

Первое условие - давление на приеме НПС, соответственно и на приеме

насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия коовита-

ции насоса. При недостаточном давлении на приеме насоса (ниже 0,1 МПа)

происходит выделение растворенного газа, т. е. начинается вскипание жидко-

сти, что приводит к увеличению вибрации насоса, перегреву корпуса насоса,

разрушению насоса.

Второе условие - давление на выходе НПС должно быть не выше предела

прочности трубопровода.

Выполнение этих условий реализуется при работе магистрального нефтепро-

вода в режиме «из насоса в насос».

В данном случае давления приема НПС является давлением, развиваемым

предшествующей НПС. На нефтепроводах большой протяженности управление

процессом перекачки в режиме «из насоса в насос» заметно усложняется, так

как все НПС имеют гидравлическую связь между собой. Поэтому для облегче-

ния управляемости перекачкой нефти протяженные магистрали разбиваются на

отдельные технологические (эксплуатационные) участки длиной 400-600 км

(рис. 15). В начале каждого участка устанавливается нефтеперекачивающая

станция - ГНПС технологического (эксплуатационного) участка.

В результате, магистральный нефтепровод большей протяженности раз-

бивается на несколько самостоятельных нефтепроводов малой протяженности,

соединенных последовательно. В начале каждого участка находится головная

НПС. Неотъемлемой частью головной НПС является резерву арный парк. Для

стабильной работы магистрального нефтепровода в целом необходимо, чтобы в

резерву арных парках ГНПС технологического участка № 1, технологический

участок № 2 продолжает работать за счет наличия нефти на ГНПС-5. При оста-

новке технологического участка № 2, последующий технологический участок

№ 3 продолжает работать за счет наличия свободной ёмкости на ГНПС-5.

На границе технологического участка происходит и административное

деление управлении и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Головное

НПС (ГНПС) подразделяются на:

Головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) магистрального

нефтепровода, которая располагается в начале нефтепровода и служит для сбо-

ра нефти с промыслов, подготовки нефти к транспорту (смешивание или разде-

ление её по сортам) и учета принятой нефти;

Головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) технологического

участка, которая располагается в начале технологического участка;

Конечные пункты находятся в конце нефтепровода.

Вопросы для самоконтроля

1. Назначение головной нефтеперекачивающей станции.

2. Назначение промежуточной нефтеперекачивающей станции.

3. Назначение головной нефтеперекачивающей станции технологическо-

го участка.

4. Объекты основного (технологического) назначения.

5. Объекты вспомогательного или подсобно-хозяйственного назначения.

6. Назначение и функции монтажных блоков, блок-боксов и блок-

контейнеров.

7. Условия стабильной работы магистрального нефтепровода (два условия).

8. Назначение конечных пунктов нефтепроводов.

Компания «Нефтегаз – Развитие» производит, осуществляет поставку и пусконаладку нефтеперекачивающих станций по ТУ 5363-001-24407019-2015 . Станции изготавливаются под необходимые производственные параметры, работают в различных климатических условиях. Возможны исполнения как в блочном варианте, так и в открытом, на раме. Нефтеперекачивающие станции могут быть изготовлены на основе комплектующих импортного или отечественного производства.

Нефтеперекачивающие станции обеспечивают непрерывную перекачку нефти в нефтепроводе с заданными параметрами, необходимыми для транспорта продукта в магистрали.

Нефтеперекачивающая станция является достаточно сложным объектом, имеющим в своем составе ряд отсеков и технологических узлов.

Станции бывают двух видов - головные и промежуточные

Головные нефтеперекачивающие станции принимают нефть непосредственно из скважины или накопительного резервуара и направляют ей под заданным давлением в нефтепровод. Промежуточные устанавливаются непосредственно на трубопроводах через определённое расстояние.

Современные станции представляют собой блочно-модульные конструкции. Они могут быть двух типов:

• Открытого типа, они монтируются под навесами
• Закрытого типа, они монтируются в стационарных сооружениях (блочно-модульных зданиях)

Основные функции

Нефтеперекачивающая станция (НПС) присутствует на любом нефтепроводе. Основные выполняемые функции:

• Забор нефти из зоны с определенным давлением (трубопроводы, резервуары, емкости) и подача ее в магистраль
• Повышение давления на определенном участке нефтепровода для сохранения параметров перекачки. Особенности исполнения нефтеперекачивающих станций

Сокращение затрат времени на подбор оборудования и приборов КИПиА

Максимально короткий срок проведение строительства или реконструкции объекта, получив оборудование на площадку строительства в максимальной заводской готовности со смонтированными технологическими узлами

Возможность работы с нефтью с высоким газовым фактором и высоким содержанием серы

Специальная комплектация НВ: межсервисный период до 5 лет, возможность работы со средой с содержанием мехпримесей и высокой вязкостью, увеличенный ресурс службы, отсутствие пульсаций среды(без использования дополнительного оборудования), более низкое энергопотребление

Предоставление по согласованию с заказчиком 3D модели станции насосной в соответствие с техническим заданием

Насосные агрегаты различных конструкций (центробежные, винтовые, ротационные) и дополнительное технологическое оборудование (фильтры, гасители пульсаций, предохранительные клапаны, обратные клапаны, запорная арматура и т.д.), а также оборудование КИПиА - от ведущих производителей России, Германии и США, Италии

Возможность локального управления и контроля устройств блока посредством дисплея

Возможность передачи данных на удаленный диспетчерский пункт, в том числе используя GSM -модуль

Разработка индивидуальных программ управления режимами перекачки под требования заказчика

Возможность регулирования мощности и степени производительности

Ведение технологического журнала с занесением в память контроллера

Учет среднесуточного объёма перекачки

Конструкция и комплектация

Конструктивно нефтеперекачивающие станции состоят из нескольких отдельных блок-модулей. Они могут быть как с накопительной емкостью для нефти, так и без нее.

В состав каждой нефтеперекачивающей станции входят:

• Насосы для перекачки нефти различных конструкций (центробежные, винтовые, ротационные)
• Система очистки нефти от механических частиц
• Накопительные резервуары
• Система теплообеспечения
• Система водоснабжения
• Системы электроснабжения
• Противопожарная система
• Система вентиляции
• Система маслоснабжения
• Система телемеханики, связи и автоматики
• Учетный узел
• Трубопроводная система
• Грузоподъемные механизмы (тали)
• Вспомогательные и бытовые помещения

Дополнительная комплектация технологическим оборудованием

К вспомогательному оборудованию относятся:

• Система смазки
• Подстанция, которая понижает напряжение поступающее с ЛЭП до необходимого уровня
• Котельная
• Водопроводная система
• Канализация
• Вентиляция

Дополнительная комплектация приборами КИПиА

Приборы КИП и автоматики предназначены для ручного или автоматического управления работой станции, а также защиты ее оборудования при возникновении аварийных ситуаций. Ручное управление может осуществляться как непосредственно на станции, так и с удаленного диспетчерского пункта. КИП и автоматика выполняют такие функции:

• Контроль за соблюдением безопасного режима работы станции
• Контроль за точным поддержанием всех режимов технологических параметров работы оборудования
• Анализ действующих показаний работы станции в части давления, скорости перекачки и других параметров
• Контроль за исправностью основного и вспомогательного оборудования станции
• Управление электроприводами задвижек, клапанов и электромагнитных вентилей, а также контроль за правильностью их срабатывания
• Контроль за режимом прокачки нефти, состоянием нефтепровода и подпорных насосных установок
• Анализ предельно допустимых параметров работы станции

В качестве дополнения на щитах КИП и автоматики по просьбе заказчика могут быть установлены аппаратура для дистанционного управления работой оборудования, а также дополнительная система сигнализации и измерительные приборы.

Основные технические характеристики

Наименование параметра	Значение
Рабочая среда	Нефть (согласно опросного листа)
Количество насосов	2…5
Давление на входе, МПа	0,05 .. 0,6
Давление на выходе, МПа, не более	0,7…24
Производительность станции, м3 /ч	Определяется Заказчиком
Класс взрывоопасности по ПУЭ	Взрывобезопасное, согласно требованиям ПУЭ, для взрывоопасных зон класса В-1а
Климатическое исполнение /категория помещения по ГОСТ 15150	УХЛ1, ХЛ1
Степень огнестойкости здания по СНиП 21-01	II, III, IV
Температура окружающего воздуха, о С	-60… +40
Электропитание: Переменный ток, напряжением, В: Частота, Гц: