аыаыа. Назначение и устройство трубопроводов, технология перекачки нефти и газа по магистральным трубопроводам
 Скачать 1.74 Mb.
|
|
Раздел 1. Назначение и устройство трубопроводов, технология перекачки нефти и газа по магистральным трубопроводам Общие сведения по транспорту нефти и газа Назначение магистральных трубопроводов и их классификация Магистральными называют трубопроводы, которые транспортируют газообразные, жидкие, твердые среды от места их добычи до потребителя. Перевозка нефтепродуктов водным и железнодорожным транспортом на дальние расстояния сопряжена с определенным риском и большими затратами. Магистральные трубопроводы упрощают транспортировку сырья из регионов, где его добывают, до мест конечного потребления. Классификация Свод Правил 36.13330.2012 разделяет трубопроводы по рабочим параметрам. Классификацию используют при прокладке линий в разных природных условиях. По рабочему давлению в системе: I – 2,5-10 МПа; II – 1,2-2,5 МПа. Давление необходимо для линий, по которым перемещается вода, газ, нефть, тепловых сетей. Системы канализации работают без давления, среда в них движется под действием естественного уклона почвы. По номинальному диаметру (DN) труб: I –1000-1200 мм; II – 500-1000 мм; III – 300-500 мм; IV – Менее 300 мм. По температурному режиму трубопроводы: холодные – t <0 ⁰C); нормальные – +1 ⁰С…+45 ⁰С; горячие – t > +46 ⁰C. Устройство магистральных трубопроводов: головные сооружения, линейная часть, нефтепере-качивающие и компрессорные станции, конечный пункт трубопровода. Нефтепроводы разделяют на промысловые, заводские, нефтегазовые и магистральные. Первые три типа нефтепроводов служат для перекачки нефти и нефтепродуктов на небольшие расстояния и работают, как правило, периодически. По магистральным трубопроводам нефть транспортируется на дальние расстояния, нередко на 1000 км и более. Диаметр магистральных нефтепроводов достигает 1420 мм, давление при перекачке - около 50 атм., а иногда и больше. Магистральный трубопровод состоит из следующих комплексов сооружений: - подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти или нефтепродуктов с головными сооружениями трубопроводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть от промысла или нефтепродукт от завода в резервуары головной станции; - головная перекачивающая станция, на которой собирают нефть или нефтепродукты, предназначенные для перекачки по магистральному трубопроводу. Здесь проводят приёмку нефти (нефтепродуктов), разделение их по сортам, учёт и перекачку на следующую станцию; - промежуточные перекачивающие станции, на которых нефть и нефтепродукт, поступающие с предыдущей станции, перекачивают далее; - конечный пункт, где принимают продукт из трубопровода, распределяют потребителям или отправляют далее другими видами транспорта; - линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод, линейные колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через водные препятствия, железные и автогужевые дороги. Кроме того, к ним относятся вертолётные площадки, дома обходчиков, линии связи, грунтовые дороги, сооружаемые вдоль трассы трубопроводов. 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. 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). 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. 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. Состав линейной части магистрального трубопровода. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят: 1. Сам трубопровод от места выхода с установок подготовки нефти к дальнему транспорту до конечного пункта В собственно трубопровод входят также запорная арматура, лупинги, переходаы через всевозможные препятствия — естественные (реки, овраги, ущелья) и искусственные (железные и автомобильные дороги), тепловые компенсаторы, предотвращающими опасные деформации трубопровода из-за теплового расширения, установки электрохимической защиты от коррозии, линии и сооружения технологической связи и средства телемеханики; 2. Линии электропередач, предназначенные для обслуживания нефтепровода; устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой; 3. Противопожарные средства; 4. Земляные амбары для аварийного выпуска нефти; 5. Здания и сооружения линейной службы эксплуатации. 6. Вдольтрассовые дороги и просеки с указательными и предупредительными знаками; вертолетные площадки; Установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 м от поверхности земли, указывающих, что в данном месте проходит нефтепровод, кто его владелец и кому в экстренном случае необходимо сообщить об аварии, обязательна для всех нефтепроводов. Знаки устанавливают в пределах видимости, но не реже, чем через 500 м. Основной вид труб для нефтепроводов — это стальные трубы, рассчитанные, как правило, на давления до 64 атм., однако возможны трубы, рассчитанные на давления 75, 90 и 100 атм. Состав сталей, используемых для производства труб, определяется требованиями к максимально допустимому давлению, а производство труб — технико-экономической целесообразностью их применения. В основном — это углеродистые стали с содержанием углерода до 0,25%, или выше, до 0,6%, и легированные стали с добавками хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, алюминия, титана, а также марганца и кремния. Основной способ прокладки нефтепроводов — подземный, однако на нефтепроводе могут существовать также участки, идущие либо над землей (воздушные переходы), либо под или над водой (подводные и надводные переходы). Глубина заложения нефтепровода при траншейной прокладке составляет 0,8 — 1,0 м до верхней образующей. В траншее, предназначенной для нефтепровода, специально подготавливают ложе путем подсыпки гравия и песка. Трубы, предварительно сваренные в плети, с одним или несколькими слоями антикоррозийной изоляции (мастики, полимерные пленки, пластиковые ленты и т.п.) осторожно поднимают и укладывают в траншею специальные трубоукладчики. После этого соединительные стыки заваривают в «захлест». На всех стадиях сооружения нефтепровода осуществляют тщательный контроль качества (прочности и герметичности) сварных стыков. Особые технологии применяются при прокладке морских нефтепроводов, нефтепроводов, сооружаемых в условиях многолетнемерзлых грунтов, а также нефтепроводов в слабых грунтах или проходящих по болотистой местности. Обязательным условием долговечности работы нефтепровода, проложенного в грунте, является его электрохимическая защита (аббревиатура «ЭХЗ»). Эту защиту осуществляют катодной поляризацией трубопровода, т.е. подачей на трубопровод отрицательного потенциала. Если катодную поляризацию производят с помощью внешнего источника постоянного тока, то такую защиту называют катодной, если же поляризацию осуществляют соединением трубопровода с металлическим предметом, имеющим более высокий отрицательный потенциал, то такую защиту называют протекторной. Без катодной или протекторной защиты нефтепровод даже с хорошей изоляцией не прослужил бы и нескольких лет. Основные конструктивные схемы магистральных трубопроводов: подземная, наземная, надземная. Основной и наиболее благоприятной по условиям эксплуатации (около 98% трубопроводов) является подземная прокладка. При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода всегда располагается над поверхностью земли, а нижняя может быть ниже, выше или на уровне поверхности земли. Минимальная толщина слоя засыпки над трубой должна составлять 0,8–1,2 м в зависимости от температурного перепада, а ширина по верху 1,5–2,2 м в зависимости от диаметра трубопровода. Заложение откосов не должно быть более 1:1,25. Наземная прокладка, как правило, является вынужденной при укладке труб в скальных грунтах, в стесненных условиях пересечения коммуникаций, на некоторых видах вечномерзлых грунтов. Она не может быть рекомендована для широкого применения, так как со временем насыпь усаживается и размывается, а в условиях заболоченности оползает. Надземная прокладка трубопроводов на различных опорах – наиболее дорогостоящая и рекомендуется лишь в условиях, где она является единственно возможной. К таким условиям можно отнести пересечения ущелий, оврагов, рек каньонного типа, горных рек с блуждающими руслами, районы прохождения над горными выработками, склоны с оползневыми явлениями, а также участки вечномерзлых грунтов с высокой степенью просадочности.  Рис. 4.1. Подземная схема прокладки трубопровода: а – прямоугольная форма траншеи; б – трапециидальная форма траншеи; в – смешанная форма траншеи; г – укладка с седловидными пригрузами; д – укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия; е – укладка в обсыпке из гидрофобизированных грунтов  Рис. 4.2. Наземная схема прокладки трубопровода: а – повышенной устойчивости с обсыпкой минеральным грунтом; б – повышенной устойчивости с обсыпкой гидрофобизированным грунтом; в – в насыпи с обсыпкой минеральным грунтом; г – в насыпи с обсыпкой гидрофобизированным грунтом Разделение трассы магистральных трубопроводов на участки различных категорий. Магистральные трубопроводы в зависимости от транспортируемого продукта подразделяются на 2 группы: Газопроводы; Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса (СНИП 02.08.06-85*) I - при рабочем давлении свыше 2.5 до 10 МПа (свыше 25 до100 кг/см2) включительно; II - при рабочем давлении свыше 1.2 до 2.5 МПа (свыше 12 до 25 кг/см2) включительно. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм: При условном диаметре свыше 1000 до 1200 включительно. При условном диаметре свыше 500 до 1000 включительно. При условном диаметре свыше 300 до 500 включительно. При условном диаметре от 300 и менее (см. табл. 11.1). Кроме того, в зависимости от сложности и ответственности магистральные трубопроводы делятся на две категории (III и IV), а их отдельные участки — на пять категорий (В, I, II, III, IV). Нормативными документами (СНиП П-45—75 и СНиП 111-42—80) для каждой категории установлены различные требования по расчетным коэффициентам для расчетов на прочность  Примеры участков магистральных трубопроводов различных категорий: категория В — переходы нефте- и нефте - продуктопроводов через реки, судоходные в русловой части, и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый при диаметре 1000 мм и более; газопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территории КС, ГРС; категория I — подводные и надземные переходы газопроводов через судоходные и несудоходные реки шириной 25 м и более; категория II — переходы через автомобильные дороги категорий III, III - п, IV, IV-п; трубопроводы, примыкающие к границам КС и НПС; категория III — переходы через автомобильные дороги категории V, овраги, балки, рвы; категория IV — основная линейная часть магистральных трубопроводов. Технологический расчет магистральных нефтепроводов Основные физические свойства нефти и нефтепродуктов. Плотность и вязкость нефти. Определяют лабораторными анализами при температуре 293 К (грамм/см3) Вязкость измеряют вязкость специальным прибором – вискозиметром. Вязкость бывает динамической и кинематической. Динамическая показывает значение силы сопротивления перемещению жидкостного слоя, площадь которого – один квадратный сантиметр, на 1 сантиметр при скорости движения 1 сантиметр в секунду. Кинематическая вязкость характеризует свойство нефти сопротивляться перемещению одной жидкой части относительно другой, учитывая при этом силу тяжести. Чем легче углеводородная жидкость, тем меньше значение её вязкости. В пласте этот параметр нефти в меньше (причем – в десятки раз), чем вязкость этой же нефти, поднятой на поверхность и дегазированной Величину, обратную вязкости, называют текучестью. Содержание серы в нефти По этому показателю нефть бывает: малосернистой (до 0,5 процента); сернистой (от 0,5-ти до 2-х процентов); высокосернистой (> 2-х процентов серы). Парафинистость Эта важная характеристика нефти, которая напрямую влияет на технологии, применяемые при ее добыче, а также на её трубопроводную транспортировку. По значению этого параметра нефть бывает: малопарафинистая (< 1,5 процентов); парафинистая (от 1,5 до 6-ти процентов); высокопарафинистая (> 6-ти процентов). Чем больше парафинистость, тем труднее добывать и транспортировать сырье. Парафины отличаются способностью к кристаллизации, что приводит к их выпадению в твердый осадок, а это закупоривает поры в продуктивном пласте, появляются отложения на стенках НКТ, в задвижках и на прочем технологическом оборудовании. |