Основы трубопроводного транспорта нефти и газа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОСНОВЫ  ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ  И ГАЗА

 

1. Классификация трубопроводов

 

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и газа. Если хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керасинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делятся на следующие группы: внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтебазах; местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы с головной станцией магистрального нефтепровода или НПЗ с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда, либо НПЗ с головной станцией нефтепродуктопровода; магистральные – характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов – непрерывный, бесперебойный (25, 26).

 Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм).

 

Класс…………….    I                      II                    III                   IV

Условный диаметр

трубы Д_у, мм……....1000-1200          500-1000             300-500              <300

 

Магистральным газопроводом принято называть 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 потока транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы  в соответствии со СНиП 2.05.06-85 подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления в газопроводе:

Класс  ………………………………     I                              II

Рабочее давление, МПа ……………. 2,5-10                     1,2-2,5

 

 

 

Пропускная способность  действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет от 10 до 50 млрд. м³ в год.

Прокладку трубопровода можно осуществить как одиночно, так и параллельно действующим  или проектируемым магистральным  трубопроводам – в техническом  коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродуктов, в том числе сжиженных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. Такие системы характерны для южных районов Тюменской области.

 

2. Состав сооружений магистральных трубопроводов

В состав сооружений магистральных газопроводов (рис.5.1) входят:

линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.д. (39);

перекачивающие и тепловые станции;

конечные пункты нефтепроводов  и нефтепродуктопроводов, газораспределительные станции (ГРС), на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях  в состав магистральных трубопроводов входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

 

Линейные сооружения магистральных трубопроводов

Основным элементом  магистрального трубопровода являются сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, трубопроводы прокладывают одним из следующих способов:

подземным;

наземным в искусственной насыпи (на обводненных или заболоченных участках);

надземным на опорах (на участках распространения многолетнемерзлых пород).

При подземном способе прокладки  магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м  до верхней образующей трубы, если большая  или меньшая глубина не диктуется  особыми геологическими условиями  или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные (прямо-и спирально-шовные) трубы диаметром от 300 до 1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа (1, 2).

На пересечениях крупных  рек газопроводы (а в некоторых  случаях и нефтепроводы) утяжеляют закрепленными на трубах железобетонными грузами или сплошным бетонным покрытием и заглубляют ниже дна реки (3). Кроме основной укладывают резервную нитку подводного перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод прокладывают в «патроне» из труб. Диаметр патрона на 100-200 мм. больше диаметра трубопровода.

Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс  нефтепроводов и газопроводов, от них прокладывают ответвления или  отводы из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть потока нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) поставляется в эти населенные пункты. С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны (на газопроводах) или задвижки (на нефтепроводах) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе устанавливают свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы 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 также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода (15, 23).

На расстоянии 10-20 км друг от друга вдоль трассы размещают  усадьбы линейных обходчиков, в обязанность  которых входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

 

Перекачивающие и тепловые станции

На нефтепроводах перекачивающие станции располагаются с интервалом 100-150 км. Перекачивающие (насосные) станции  нефтепроводов и нефтепродуктопроводов  оборудованы центробежными насосами с приводом от электродвигателя. Подача применяемых в настоящее время насосов составляет 12 500 м³/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько промыслов или один промысел, рассредоточенный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных тем, что на ее площадке установлен резервуарный парк объемом, равным двух-трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

Кроме основных объектов на каждой НС имеется комплекс вспомогательных  сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого  на линию электропередач (ЛЭП) тока от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Если длина нефтепровода превышает 800 км, то его  разбивают на эксплуатационные участки длиной 400-600 км, в переделах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные НС на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устроены насосные станции магистральных нефтепродуктопроводов (2).

Существуют промыслы, на которых добывается высоковязкая, высокозастывающая нефть. Для транспортировки  такой нефти на трубопроводах  устанавливают тепловые станции. В  некоторых случаях их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены усиленным теплоизоляционным покрытием.

Перекачивающие станции газопроводов располагаются вдоль трассы с интервалом 100-200 км (в среднем – 120 км). Оборудуют компрессорные станции (КС) газопроводов поршневыми или центробежными компрессорами (нагнетателями) с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. В последнее время в качестве привода применяются авиационные или судовые турбины. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м³/сут, а давление на выходе станции – 10 МПа. При высоком пластовом давлении в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной компрессорной станции. Когда месторождение вступает в стадию падающей добычи, на промысле устанавливают дожимные компрессорные станции.

На всех компрессорных  станциях газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация газа. Компрессорные станции, так же как и насосные имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы водоснабжения, охлаждения, энергоснабжения, канализации т.д.