Магистральные нефтепроводы. Нефтепровод магистральный

(Документ)

  • Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов (Документ)
  • Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. 2001г (Документ)
  • РД 13.220.00-КТН-014-10. Руководящий документ - нормы проектирования систем пенного пожаротушения и водяного охлаждения объектов магистральных нефтепроводов и нефте (Документ)
  • Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов (Документ)
  • Иванов В.А., Кузьмин С.В. и др. Сооружение подводных переходов магистральных трубопроводов Курс лекций (Документ)
  • РД-91.020.00-КТН-103-07 (Документ)
  • Реферат - Устройство и эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов (Реферат)
  • РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов (Документ)
  • Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г., Юфин В.Л., Яковлев Г.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа (Документ)
  • Белицкий В.Д. Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов (Документ)

    • n1.doc

    1. Общие сведения о магистральных нефтепроводах

    1.1 Назначение и классификация нефтепроводов

    Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для транспорта нефти и нефтепродуктов , по своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы :

    1. Магистральные нефтепроводы (МН) – инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними нефтеперекачивающие станции (НПС), приёмосдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз (НБ) для хранения нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта;

    2. Подводящие (местные) нефтепроводы – нефтепроводы, соединяющие промыслы с головными сооружениями МН; нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) с пунктами налива. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;

    3. Технологические – внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе НПС и т.п., предназначенные для соединения различных объектов и установок.
    МН предназначены для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров), рабочее давление в них обычно достигает 5…7,5 МПа. Согласно нормам технологического проектирования к МН относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.).

    В соответствии со строительными нормами и правилами МН подразделяются на четыре класса:

    1-й класс – D у свыше 1000 до 1200 мм включительно;

    2-й класс – D у свыше 500 до 1000 мм включительно;

    3-й класс – D у свыше 300 до 500 мм включительно;

    4-й класс – D у менее 300 мм.

    Линия прохождения трубопровода, разбитая на местности от начального до конечного пункта и определяющая направление оси трубопровода, называется трассой. Трасса МН проходит по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают естественные (водные преграды, ущелья и т.д.) и искусственные (автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередач и т.п.) препятствия. Для безопасности расположения вблизи трассы объектов различного назначения и в зависимости от условий работы согласно СНиП 2.05.06-85* линейная часть и отдельные участки магистральных трубопроводов подразделяются на категории. В каждой категории предъявляются определённые требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия.

    Для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов с диаметром 700 мм и более при всех видах прокладки согласно СНиП 2.05.06-85* принимается категория III, а для диаметра менее 700 мм при подземной прокладке – IV. Однако, отдельные участки МН могут иметь более высокую категорию (см. таблицу 1.1), которая назначается в соответствии с в зависимости от условий прокладки и эксплуатации.
    Таблица 1.1

    Краткая характеристика категорий участков МН


    Назначение: условия прокладки и эксплуатации
    Категория

    1 Нефтепроводы диаметром менее 700 мм при подземной прокладке
    IV

    2 Нефтепроводы, не соответствующие п.1, 3–5
    III

    3 Нефтепроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, пересекающие поймы рек
    II

    4 Переходы нефтепроводов через реки, болота II и III типов, горные участки, железные дороги общей сети, узлы пуска и приема очистных устройств, нефтепроводы на НПС
    I

    5 Переходы нефтепроводов D>1000 мм через водные препятствия
    В

    Прокладка трубопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором МН понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов и газопроводов.

    В пределах одного технического коридора допускается прокладывать более двух трубопроводов диаметром 1200 мм и не более трех трубопроводов диаметром 1020 мм и менее для транспорта нефти (нефтепродуктов), а для транспорта газа (газового конденсата) – не более шести трубопроводов диаметром 1420 мм.

    1.2 Устройство магистральных нефтепроводов

    1.2.1 Состав объектов и сооружений МН

    Объектом МН, согласно , называется производственный комплекс, включающий трубопроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию. Под сооружением МН подразумевается надземная или подземная строительная система, состоящая из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих конструкций и предназначенная для выполнения производственных процессов различного вида, хранения материалов, изделий и оборудования, для временного пребывания людей, перемещения людей и грузов и т.д.

    Объекты и сооружения МН можно подразделить на линейные и площадочные. Площадочные объекты – это комплекс наземных зданий и сооружений, к которым относят: НПС, конечный пункт (КП), резервуарные парки, пункты подогрева нефти, нефтеналивные эстакады и причалы, а также и др.

    Указанные объекты и сооружения отражаются на схеме магистральных нефтепроводов ОАО МН (рис. 1.1), где показывают :


    • информацию о протяжённости протяжённость трассы МН и трубопровода в однониточном исполнении;

    • комплекс наземных зданий и сооружений: НПС, включая находящиеся на консервации; ПСП; НБ; перевалочные пункты с указанием наименований, дистанций подключения, проектной и существующей пропускной способности (млн.т/год), а также пункты подогрева нефти;

    • количество и тип резервуаров для наземных объектов;

    • технологические участки МН, резервные нитки подводных переходов МН (ППМН) и лупинги с указанием наименований, протяжённости, условного диаметра, проектной и существующей пропускной способности (млн.т/год), а также трубопроводы не относящиеся к данному ОАО (ООО) МН (показываются штрих-пунктиром) и участки выведенные из эксплуатации и находящиеся в консервации (показываются пунктиром) с указанием наличия нефти;

    • водные преграды;

    • блокировочные трубопроводы с указанием условного диаметра;

    • подводящие трубопроводы, с указанием принадлежности, протяжённости, условного диаметра, границы раздела;

    • места базирования линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС), центральных ремонтных служб (ЦРС), участков устранения дефектов (УУД), участков аварийно-восстановительных работ (АВР), взлютно-посадочные площадки, пункты наблюдения (ПН) на крупных и судоходных реках, систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) с указанием номеров;

    • камеры пуска-приёма средств очистки и диагностики (КПП СОД);

    • административные границы.

    Рис. 1.1. Схема условного магистрального нефтепровода

    1.2.3 Нефтеперекачивающие станции

    НПС МН подразделяются на головные и промежуточные.

    Головная НПС (ГНПС) обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. В состав технологических сооружений ГНПС входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти, магистральная насосная, узел регулирования давления, площадка с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтры-грязеуловители, а также технологические трубопроводы.

    ГНПС могут располагаться на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием существующих систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других вспомогательных сооружений. При параллельной прокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПС совмещаются с площадками действующего нефтепровода.

    Остальные НПС являются промежуточными. Они могут быть с емкостью или без емкости. В состав технологических сооружений промежуточной НПС без емкости входят: магистральная насосная; фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы. Состав технологических сооружений промежуточных НПС с емкостью аналогичен головной перекачивающей станции, однако если на такой станции не проводятся приёмосдаточные операции, то узел учёта может отсутствовать.

    Все НПС на участках МН с одной и той же пропускной способностью оснащаются однотипным оборудованием.

    Подключение местных нефтепроводов к МН, при подкачке нефти в МН, должно выполняться только на НПС. На НПС с емкостью подача нефти от объектов нефтедобычи производится в резервуарный парк, на НПС без емкости – на прием магистральной насосной.

    1.2.4 Линейные сооружения МН

    К линейным сооружениям МН относятся подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с ГНПС, и собственно магистральный трубопровод с ответвлениями, лупингами и перемычками, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, узлами КПП СОД. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения связывают между собой перемычками.

    Линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15–20 км .

    На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды, с этой целью используют вантузы. Вантуз – это задвижка с патрубком, устанавливаемая под прямым углом к оси трубопровода. Вантузы по своему назначению делятся на проектные и временные. Вантузы бывают проектные и временные. Проектные предусматриваются:


    • на высоких точках рельефа местности для впуска воздуха и выпуска газовоздушной смеси при ремонтных работах;

    • на подводных переходах в пределах ограждения задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку, для проверки герметичности береговых задвижек и уменьшения давления до статического в отключенной нитке;

    • на узлах линейных задвижек в пределах ограждений с двух сторон от задвижки (для проверки герметичности задвижки и выполнения технологических операций по заполнению и опорожнению участка);

    • в низких точках рельефа местности для выполнения технологических операций по заполнению и опорожнению участка.
    При этом на резервных нитках, оборудованных КПП СОД, вантузы не устанавливаются. На вантузы, установленные на ЛЧ проектной организацией, должны быть внесены изменения в исполнительную документацию. Вантузы, на которые не имеется проектной документации относятся к временно установленным и должны быть ликвидированы по завершению выполненных работ. Временные вантузы предназначены для выполнения ремонтных работ, заполнения водой при строительстве.

    Переходы через естественные и искусственные препятствия:


    • подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более);

    • переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах);

    • надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;
    Узлы КПП СОД предназначены для запуска и приёма очистных и инспекционных средств в процессе эксплуатации. Они размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга и, как правило, совмещаются с НПС. Устройства пуска и приема СОД предусматриваются также на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности. Трубопровод и узлы КПП СОД оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими их прохождение.

    Кроме того, к линейным сооружениям относят:


    • установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

    • средства телемеханики, технологической связи, оперативного управления и помещения для их размещения;

    • линии электропередач, предназначенные питания вспомогательных систем, установок электрохимической защиты и обслуживания нефтепроводов;

    • устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты;

    • противоэрозионные и защитные сооружения нефтепроводов;

    • земляные амбары для временного хранения нефти при авариях;

    • здания и сооружения линейной службы эксплуатации нефтепроводов (ЛЭС, пункты обогрева, усадьбы линейных обходчиков, вертолетные площадки и т.п.);

    • постоянные вдольтрассовые проезды, сооружаемые в случае необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании, опознавательные, запрещающие и предупредительные знаки местонахождения нефтепроводов.
    В целях обеспечения сохранности, создания безопасных условий эксплуатации, предотвращения несчастных случаев и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов». Вдоль трассы устанавливаются опознавательные знаки нефтепровода, сигнальные знаки и постоянные реперы в местах пересечения МН с водными преградами, знаки «Остановка запрещена» в местах пересечения с автодорогами и предупредительные знаки в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» и «Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

    На трассе трубопровода предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5–2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота. Определение категорий участков нефтепроводов производится по .

    НЕФТЕПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ (а. oil main, oil main pipeline; н. Erdolleitung; ф. pipe-line principal а huile, oleoduc principal; и. oleoducto magistral, oleoducto principal) — комплекс сооружений для транспортирования нефти от пункта к потребителям (нефтеперерабатывающему заводу или перевалочным нефтебазам). Нефтепровод магистральный сооружается из стальных труб диаметром до 1220 мм на рабочее давление от 5,5 до 6,4 МПа, пропускная способность до 90 млн. т нефти в год. Нефтепровод магистральный прокладываются подземным, надземным и наземным способами (см. Подземный трубопровод , Надземный трубопровод , ) и защищаются от коррозии нанесением изоляционных покрытий , а также с помощью катодной и дренажной защиты (см. Дренажная защита трубопровода , ).

    В состав нефтепровода магистрального входят трубопроводы , линейная арматура, головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции, линейные и вспомогательные сооружения. Нефтеперекачивающие станции предназначены для повышения давления нефти при её транспортировке и устанавливаются по трассе нефтепровода магистрального через 80-120 км в соответствии с гидравлическим расчётом (см. Головная нефтеперекачивающая станция , ). Нефтепроводы магистральные большой протяжённости состоят из нескольких эксплуатационных участков, каждый из которых включает 4-8 нефтеперекачивающих станций. На головной нефтеперекачивающей станции, а также в начале каждого эксплуатационного участка располагаются промежуточные резервуары (для обеспечения бесперебойной работы трубопровода). Перекачка нефти в пределах участка ведётся от насосов предыдущей нефтеперекачивающей станции непосредственно к насосам последующей, а между эксплуатационных участками — с подключением резервуаров. Кроме того, в начале нефтепровода магистрального и на его конечном пункте сооружаются резервуарные парки .

    На нефтеперекачивающих станциях устанавливают основные, как правило, центробежные насосы (см. ), а на головных нефтеперекачивающих станциях — дополнительно подпорные насосы (для создания требуемого напора нефти, поступающей из резервуаров перед основными насосами). Нефтепроводы магистральные для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей , как правило, оборудуются устройствами для подогрева нефти , которые находятся на нефтеперекачивающих станциях и на пунктах подогрева, располагаемых на трассе в соответствии с тепловым расчётом нефтепровода. Подогрев нефти на последних производится в теплообменниках или в печах , работающих на жидком или газообразном топливе. При необходимости транспортировки больших количеств нефти сооружаются многониточные системы нефтепроводов, состоящие из 2 и более параллельных линий. Управление режимами работы нефтепровода магистрального осуществляется при помощи автоматизированных систем, включающих диспетчерские пункты, системы телемеханики и ЭВМ.

    Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия и в настоящее время по удельному весу и объему грузопотоков неуклонно вытесняет водный и железнодорожный транспорт. Преимущества трубопроводного транспорта — это:

      дальность перекачки, высокая ритмичность , практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;

      возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;

      возможность работы в различных климатических условиях;

      возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;

      высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;

      возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.

    Именно эти преимущества позволяют с развитием сети стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.

    Развитию сети трубопроводного транспорта послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с удаленностью месторождений от мест переработки и потребления нефти и газа. Выросли не только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и . В настоящее время почти вся добываемая нефть и природный газ транспортируются по , а так же большая часть продуктов их нефтепереработки.

    Трубопроводы диаметром более 1000 мм занимают ведущее место, средняя дальность перекачки нефти и газа превышает 1000 км, длина отдельных трубопроводов достигает 4000…5000 км.

    Газовая промышленность так же является непрерывной частью единой энергетической системы. В настоящее время создана единая автоматизированная система газоснабжения страны, в которой определяющее место занимает создание и внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами на магистральных газопроводах, нефтепроводах, продуктопроводах.

    Недостатком трубопроводного транспорта является все же высокая стоимость строительства трубопроводов ( , трубы, ), сложности прокладки в труднопроходимых районах, экологическая опасность , особенно при эксплуатации подводных переходов (дюкеров).

    История развития трубопроводов и продуктопроводов в России

    Развитие трубопроводного транспорта в России тесно связано с историей развития нефтяной промышленности. Промышленная добыча нефти началась более 100 лет назад. В России в 1825 г. она уже составляла 3500 тонн, а в 1859 г. поднялась до 5000 тонн. В 1901 г. мировая добыча нефти достигла 23 млн тонн, причем 1 место по добыче нефти занимала Россия - 11,7 млн тонн.

    Первый нефтепровод местного значения длиной 6 км был сооружен в США в 1825 г., а в России - в 1878 г. (от промыслов Баку до нефтеперерабатывающих заводов). В революционное время на территории России было построено 1147 км магистральных трубопроводов.

    Первый магистральный продуктопровод диаметром 200 мм, длиной 831 км с 13 насосными станциями был построен в 1896-1906 гг. В то время это был самый крупный трубопровод мира. Он предназначался для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми. Инициатива строительства этого трубопровода принадлежит Д. И. Менделееву, который еще в 1877 г. доказывал необходимость и целесообразность строительства трубопроводов.

    До Великой Отечественной войны основные нефтяные ресурсы в СССР сосредоточивались на Кавказе: Баку, Грозный, Майкоп. В этих условиях основной поток нефтегрузов приходился на транспортные артерии Каспия, Волжского бассейна, Северного Кавказа и Закавказья.

    Для уменьшения загрузки железных дорог Кавказа, а так же для удешевления транспорта к портам черного моря уже к 1925 г. возникла необходимость в сооружении магистральных нефтепроводов. Были построены нефтепроводы Грозный - Туапсе длиной 649 км, диаметром 273 мм, первенец второго Баку нефтепровод Ишимбай - Уфа длиной 169 км и диаметром 300 мм, а так же продуктопроводы Усть-Балык - Альметьевск, Мангышлак - Куйбышев (Самара).

    К 1941г. в промышленной эксплуатации находились магистральные нефтепроводы и продуктопроводы общей протяженностью около 4100 км. Максимальный диаметр составлял 300 мм. Во время Великой Отечественной войны были построены нефтепроводы Ока - Софийское - Комсомольск-на-Амуре; Астрахань - Саратов. В период обороны Ленинграда большую роль сыграл небольшой подводный бензопровод, уложенный через Ладожское озеро.

    Послевоенные годы строительство нефтепровода определялось бурным развитием нефтедобывающей промышленности в Волго - Уральском бассейне и строительством нефтеперерабатывающих заводов на Урале и в Поволжье. В этот период были построены магистральные трубопроводы больших диаметров до 1200 мм и значительной протяженностью для подачи нефти в месторождений Татарии, Тюменской области, Башкирии на нефтеперерабатывающие заводы Урала, Сибири, а так же в Центральные и Западные районы нашей страны. С освоением нефтяных месторождений в Сибири и со строительством нефтепровода Сургут - Полоцк западносибирская нефть получила выход в центральные районы России, Белоруссию и Прибалтику. С вводом в действие нефтяных магистралей Грозный - Баку, Павлодар - Чимкент и второй нитки нефтепровода Красноярск - Иркутск были прекращены железнодорожные перевозки на расстоянии 3500 км.

    Газопроводы России

    Газовая промышленность Российской Федерации - самая молодая отрасль топливной промышленности. До революции в России природный газ не добывался, магистральных газопроводов не было. Газоснабжение городов осуществлялось за счет производства искусственного, так называемого светильного газа. Для бытовых и промышленных целей газ почти не применялся. В Москве и Петербурге, других городах существовали газовые заводы для получения газа, который использовался для бытовых целей из угля.

    Попутный нефтяной газ как промышленное и бытовое топливо начали использовать в 1880-1890 гг. Позднее использование попутного нефтяного газа возросло.

    Классификация трубопроводов. Диаметр магистральных трубопроводов. Условное давление

    По своему назначению трубопроводы делятся на

    • местные,
    • региональные и
    • магистральные.

    Внутренние трубопроводы - соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих трубопроводах и газохранилищах.

    Местные или региональные трубопроводы - по сравнению с внутренними имеют большую протяженность до нескольких десятки километров. Обычно соединяют нефтепромыслы с головной станцией, с магистрального нефтепроводом или с пунктами налива нефти (нефтебазами) на железнодорожный или водный транспорт.

    Магистральные трубопроводы - более 50 км и диаметром 200 мм. Характеризуются большой протяженностью в сотни и тысячи километров, диаметром до 1400 мм и выше, на которых перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе.

    Магистральным нефтепроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефти.

    Магистральным продуктопроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефтепродуктов.

    В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензопроводом , керосинопроводом , мазутопроводом и так далее.

    Режим работы магистральных трубопроводов - непрерывный, кратковременные остановки носят аварийный характер или связан с ремонтом трубопровода или заменой деталей. Согласно СНИП 2.05.06-85, магистральные нефтепроводы и продуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра трубы:

    • 1 - диаметр 1000 - 1200 мм
    • 2 - диаметр 500 - 100 мм
    • 3 - диаметр 300 - 500 мм
    • 4 - диаметр менее 300 мм

    Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

    Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельно населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы в соответствии со СНИП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

    • 1 класс - Р раб = (2,5…10) МПа, (25…100 кг/см 2)
    • 2 класс - Р раб = (1,2…2,5) МПа, (12…25 кг/см 2)

    Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10 - 50 млрд. м 2 газа в год.

    Состав сооружений, магистральных нефтепроводов и газопроводов

    Состав сооружений нефтепровода

    В состав магистральных нефтепроводов и продуктопроводов входят линейные сооружения и насосные перекачивающие станции с комплексом зданий и сооружений, жилыми поселками.

    В линейную часть нефтепровода входят:

    • полоса отвода земли; трубопровод с запорными отсекающими задвижками;
    • лупинги (параллельные участки трубопровода);
    • дюкеры (водные переходы трубопровода);
    • переходы под железными и автомобильными дорогами;
    • системы противокоррозионной защиты с катодными и дренажными станциями;
    • линии связи, управления, и КИПиА;
    • автомобильные дороги;
    • усадьбы путевых обходчиков;
    • головная и промежуточные насосные станции;
    • другие сооружения.

    При перекачки высоковязких нефти и нефтепродуктов в состав линейной части трубопроводов входят тепловые станции.

    В состав насосных перекачивающих станций (НПС) входят здания и сооружения:

    • здание насосной станции с насосными агрегатами, технологические трубопроводы, манифольды и градирни;
    • резервуарный парк с очистными сооружениями;
    • административные и санитарно-бытовые здания;
    • вспомогательные цеха;
    • жилые поселки и другие сооружения.

    В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НПС) , которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способностью нефтепровода.

    Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3…1,5 суточной пропускной способности трубопровода и объемом одного перегона трубопровода на случай аварийного освобождения трубопровода от нефти. Все станции оборудуются подпорными насосами.

    Насосные перекачивающие станции (НПС) на нефтепроводах и продуктопроводах располагаются с интервалом 50…150 км. Оборудуются современные НПС, как правило, центробежными насосами с электрическим приводом , производительность которых достигает 12000 м 3 /ч. При отсутствии государственных линий электропередач в качестве приводов применяются дизельные двигатели.

    Конечным пунктом нефтепровода является, как правило, сырьевой пункт НПЗ. Конечными пунктами магистрального трубопровода могут быть перевалочные нефтебазы, с которых нефть различными видами транспорта отгружается на НПЗ на переработку или на экспорт.

    Состав сооружений магистральных газопроводов. детали трубопроводов.

    Состав магистральных газопроводов в линейной части мало отличается от нефтепроводов. В них могут дополнительно включаться газораспределительные станции (ГРС) и газовые регулирующие пункты , комплексы по очистке, осушке и одоризации газа . Вместо насосных станций строятся компрессорные станции . Вместо резервуарных парков на конечных станциях строится буферное газохранилище для компенсации неравномерности в потреблении газа в течение суток или зимнего и летнего периодов.

    Для удовлетворения потребности в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся в близи трасс продуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты.

    Линейная запорная арматура ( или задвижки) на газопроводе устанавливается с интервалом 10…30 км в зависимости от рельефа трассы. Предназначена запорная арматура для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана или задвижки на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях. Задвижки и краны комплектуются или , которые привариваются к трубе. В случае аварии или ремонта этот вид разъемных фланцевых соединений позволяет быстро и просто заменить стальные приварные фланцы .

    Вдоль трассы газопровода проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты , а так же протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

    Компрессорные станции (КС) газопроводов располагают с интервалом 100…200 км и оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводами от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 мегаватт (МВт). Обычно центробежные нагнетатели работают группами по 2 или 3 последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн м 3 /сутки, а давление на выходе станции - 10 МПа.

    При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной компрессорной станции. На всех компрессорных станциях газ очищается от пыли и механических примесей в специальных циклонах . Кроме того на головной КС при необходимости осуществляется осушка газа, очистка от сероводорода и одоризация.

    Компрессорные станции, так же как и насосные имеют вспомогательные сооружения : котельные, системы охлаждения, электроснабжения, канализации и другие.

    Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где проводится его очистка от механических примесей, конденсата, влаги, замер количества, снижается давление и осуществляется одоризация, затем газ поступает к потребителям.

    Ремонт и замена технологического оборудования трубопроводов

    Ремонтные работы на трубопроводах бывают плановыми в соответствии с графиками ППР (планово-предупредительного ремонта) и внеплановыми, как правило, при аварийных ситуациях. Ремонтные работы проводятся в соответствии с руководящими документами (РД) , техническими условиями (ТУ) или методическими указаниями и рекомендациями , которые разрабатываются и утверждаются нефтяными компаниями . В этих же рекомендациях устанавливаются виды работ текущего и капитального характера, сроки их промедления.

    Поскольку магистральные нефтепроводы продуктопроводы и газопроводы являются опасными производственными объектами техногенного характера, на всех участках трубопровода должны быть установлены перечни опасных мест и опасных работ, определены методики по их проведению.

    Перечни работ текущего или капитального характера и сроки их проведения указываются в РД (руководящие документы) по производству ремонтных работ. Основными задачами плановых ремонтов являются:

    • обеспечение максимальной длительности работы трубопровода без остановок;
    • обеспечение безаварийной работы трубопровода;
    • пополнение резерва труб, арматуры, материалов и запасных частей.

    В перечень работ капитального характера входят:

    • рытье контрольных шурфов по трассе трубопровода и проведение электрометрических измерений;
    • вскрытие и осмотр подлежащих ремонту участков трубопровода, замена бракованных труб и деталей трубопровода;
    • нанесение нового изоляционного покрытия ;
    • внутренняя очистка трубопровода от коррозии, парафина и других различных отложений;
    • замена изношенной регулирующей и запорной арматуры ;
    • проведение берегоукрепительных работ в районе водных переходов;
    • восстановительные работы , вызванные размывами грунта по трассе трубопровода;
    • ремонт магистральных колодцев ;
    • ремонт станций катодной защиты ;
    • ремонт автомобильных дорог и систем связи и управления.

    В состав капитальных ремонтов на насосных и компрессорных станциях входят работы:

    • ремонт конструкций зданий и сооружений;
    • ремонт и замена технологического оборудования;
    • ремонт резервуаров и замена ;
    • ремонт трансформаторных подстанций и электротехнического оборудования;
    • ремонт котельных установок;
    • ремонт систем АСУ ТП;
    • ремонт инженерных сетей.

    Капитальный ремонт производится по заранее разработанному графику, продолжительность капитального ремонта устанавливается в зависимости от объема работ и возможности перерыва в работе нефтепровода, продуктопровода или газопровода.

    Заключение

    Комплекс методов диагностики, ремонта и обслуживания нефте- и газопроводов и их структурная связь сформированы на основе анализа причин аварийных разрушений трубопроводов. Выпадение одного звена из цепи мероприятий по обслуживанию магистральных трубопроводов влечет за собой каскад проблем: удорожает обслуживание объектов, снижает ресурс деталей трубопроводов, приводит к авариям. Тщательный подход к обслуживанию трубопроводного транспорта является залогом укрепления топливо-энергетического комплекса, который является основой развития всех отраслей экономики.

    Список литературы

    1. Юфин В. А. Трубопроводный транспорт нефти и газа.. - М. : Недра, 1976.
    2. Уильям Л. Лефлер Переработка нефти.. - М. : ЗАО «Олимп-бизнес», 2001. - 224 c.
    3. Мацкин Л. А., Черняк И. Л. Эксплуатация нефтебаз.. - М. : Недра, 1963. - 456 c.

    Получив доступ к данной странице, Вы автоматически принимаете

    12.3. Классификация нефтепроводов

    Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, назы­вается нефтепроводом.

    По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внут­ренние, местные и магистральные.

    Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефте­перерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию ма­гистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных неф­тепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспорти­ровки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

    В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

    I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включи­тельно;

    II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

      класс - от 300 до 500 мм включительно;

      класс - менее 300 мм.

    Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учи­ тываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соеди­нений, подлежащих контролю физическими методами.

    Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к III -ей. Однако отдель­ные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы нефтепро­водов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами - I и III и т.д.

    Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов нео­динакова по длине.

    12.4. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода

    Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из сле­дующих комплексов сооружений (рис. 12.7):

      подводящие трубопроводы;

      головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции(НПС);

      конечный пункт;

      линейные сооружения.

    Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

    Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыс­лов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

    Принципиальная технологическая схема головной НПС при­ведена на рис. 12.8. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, магистральную 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 трубопровод используются подпорная 1 и магистральная 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.

    Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

    Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, зат­раченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каж­дые 50...200 км).

    Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 12.9. Она включает магистральную насосную 1, площадку регуляторов давления, 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.

    Кроме технологических сооружений на головной и промежу­точных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотве-дения, подсобные и административные помещения и т.д.

    Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

    На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатацион­ного участка - «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Та­ким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефте­проводов протяженностью не более 600 км каждый.

    К линейным сооружениям магистрального нефтепровода от­носятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокла­дываемые вдоль трассы трубопровода.

    Собственно трубопровод - основная составляющая магист­рального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделите­лей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

    Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы дол­жно быть не менее (м):

      при обычных условиях прокладки 0,8

      на болотах, подлежащих осушению 1,1

      в песчаных барханах 1,0

      в скальных грунтах, болотистой местности приотсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6

      на пахотных и орошаемых землях 1,0

    При пересечении каналов 1,1Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопрово­да не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом,чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным.Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и навходе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов,по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными до­рогами.

    Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы тру­бопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на тру­бопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

    При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетон­ные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диамет­ра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр ко­торых не менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также над­земную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).

    Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооруже­ние, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии не­скольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии элект­ропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассо-вым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.

    Вертолетные площадки предназначены для посадок вертоле­тов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.

    На расстоянии 10...20 км друг от друга вдоль трассы размеще­ны дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода.

    12.5. Трубы для магистральных нефтепроводов

    Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепро-дуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, т.к. это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный ма­териал.

    По способу изготовления трубы для магистральных нефтепро­водов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для тру­бопроводов диаметром до 529 мм, а сварные - при диаметрах 219 мм и выше.

    Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизирова­ны. В качестве примера в табл. 12.4 приведен сортамент наиболее распространенных электросварных труб.

    Таблица 12.4 Сортамент электросварных труб для нефтепроводов

    Диаметр, мм Толщина стенки, мм

    наружный условный

    219 200 4 5 6 7

    273 250 4 5 6 7 8

    325 300 4 5 6 7 8

    377 350 4 5 6 7 8 9

    426 400 4 5 6 7 8 9

    529 500 4 5 6 7 8 9 10

    630 600 4 5 6 7 8 9 10 11 12

    720 700 6 7 8 9 10 11 12 1 14

    820 800 7 8 9 10 11 12 14 16

    920 900 8 9 10 11 12 14 16

    1020 1000 9 10 11 12 14 16 18

    1220 1200 | 11 12 1 14 16 18 20

    Примечание. Трубы с толщиной стенок, указанной выше и правее ломаной линии, изготавливают только с продольным швом.

    В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в сред­ней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации О °С и выше, температура строительства -40 °С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в север­ных районах страны (температура эксплуатации -20...-40 °С, температура строительства -60 °С). В соответствии с принятым испол­нением труб выбирается марка стали.

    Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

    Основными поставщиками труб большого диаметра (529... 1220 мм) для магистральных трубопроводов являются Челябин­ский трубопрокатный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы.