задача. Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org). Основы нефтегазового дела

• Название: Основы нефтегазового дела
• Анкор: задача
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 0.79 Mb.
• Имя файла: Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org).doc
• Тип: Учебное пособие; #585598
• страница: 5 из 6

Часть газа направляется в подогреватель 4, где его температура по­вышается до 200 °С, и далее в десорбер 3, где он осушает (регенерирует) адсорбент, и насыщенный водой - в холодильник 5. При снижении темпе­ратуры происходит конденсация воды, которая затем отделяется в сепара­торе 6. Очищенный от капельной жидкости газ направляется на осушку в

Рис. 9.1. Схема МН



В состав линейных сооружений входят: трубопровод, переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги, болота, озера, каналы и т.д.), линейные задвижки (ЛЗ), линии связи и телемеханики, станции защиты от коррозии, дороги, дома обходчиков, вертолетные пло­щадки и т.д.

Линейные задвижки устанавливаются через каждые 10-15 км трассы и позволяют сократить потери нефти при авариях.

Нефтеперекачивающие станции сооружаются через 50-100 км. Первая станция, получившая название головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС), оборудуется резервуарным парком, подпорными и магистраль­ными (основными) насосами.

Для сооружения резервуарного парка используются резервуары емко­стью 5, 10, 20 и 50 тыс м³ каждый. Общий объем резервуарного парка ГНПС V_p= (2-3)Q_cyT, где Q_cyT- суточная производительность МН.

Подпорные насосы, забирая нефть из резервуаров, подают ее на вход магистральных насосов с давлением, обеспечивающим нормальный (бескавитационный) режим их работы. Условием бескавитационного режима работы является превышение давления на входе насосов давления насы­щенных паров нефти при температуре перекачки.

Последующие, промежуточные НПС, имеют в своем составе из ос­новного оборудования только магистральные насосы. Бескавитационная их работа обеспечивается остаточным давлением в нефтепроводе.

Для повышения надежности работы нефтепровода через каждые 400-600 км. сооружаются станции с резервуарным парком (НПСР). По набору основного оборудования они аналогичны ГНПС, но объем резервуарного парка в этом случае составляет 0,3-1,5 суточной производительности МН.

В настоящее время используются в качестве подпорных насосов вер­тикальные центробежные насосы серии НПВ. Максимальную производи­тельность имеет насос НПВ-5000-120 (5000-номинальная производитель­ность насоса в м³/час, 120- развиваемый насосом напор при номинальной производительности в метрах). Насосы этой серии составляют следующий ряд: НПВ-5000-120, НПВ-3600-90, НПВ-2500-80, НПВ-1250-60, НПВ-600-60, НПВ-300-60, НПВ-150-60.

В качестве магистральных насосов используются центробежные насо­сы серии НМ: НМ-10000-210, НМ-7000-210, НМ-5000-210, НМ-3600-230, НМ-2500-230, НМ-1250-260, НМ-500-300.

Привод насосов осуществляется от электродвигателей. С этой целью используются асинхронные двигатели (мощностью до 500 кВт) серии ATM и АТД и синхронные двигатели серии СТД и СТДП мощностью до 8000 кВт.

Необходимая мощность электродвигателя зависит от производитель­ности и развиваемого напора насоса

N_n=(1,05-1,15)

где N_n - необходимая мощность электродвигателя, Вт; Q - производительность насоса, м³/с; Н - развиваемый насосом напор, м; р - плотность нефти, кг/м³;

г] - коэффициент полезного действия насосно - перекачивающего агрегата.

9.2. Технологическая схема НПС

Для оборудования станции выбираются магистральные насосы с про­изводительностью, равной производительности МН (рис. 9.2).


Рис. 9.2, Технологическая схема ГНПС

Р - резервуары, Ф - фильтры, ОК - обратные клапана, УППС - узел приема-пуска скребка, РД - регулятор давления

Их последовательное соединение позволяет получить напор, который должна развивать НПС. Количество рабочих насосов определяется соот­ношением напоров НПС и одного насоса. Дополнительно предусматрива­ется еще один резервный насос. Обычно на НПС устанавливают четыре магистральных насоса.

Подпорные насосы выбираются из условия обеспечения бескавитационного режима работы основных насосов. Их количество определяется соотношением производительностей НПС и насоса плюс один резервный. Таким образом, подпорные насосы соединяются между собой параллель­но. На НПС устанавливается 2-3 подпорных насоса.

Нефть с промысла поступает в резервуарный парк ГНПС. Из резервуарного парка она через фильтры грубой очистки подпорными насосами подается на вход магистральных насосов. На выходе последнего из рабо­тающих насосов давление будет равно или больше требуемого. Избыточ­ное давление дросселируется в регуляторе давления, и нефть поступает в трубопровод.

На промежуточной НПС нефть из трубопровода поступает через фильтры сразу на вход магистральных насосов.

9.3. Определение числа НПС

Число НПС определяется из условия, что все НПС нефтепровода должны передавать нефти энергию, равную потерям энергии при движе­нии нефти по трубам. С этой целью составляется уравнение баланса напо­ров

h_H+noH_H=H + h_K ,

где Ь„ - напор, создаваемый подпорными насосами;

п₀ - теоретическое число НПС;

Н_н - напор, развиваемый одной НПС;

Ь_к - напор в конце МН. Из (9.2) теоретическое число НПС

-й

(9.2)

(9.3)

Приняв фактическое число НПС больше или меньше теоретического, получим нефтепровод с повышенной или пониженной пропускной спо­собностью. При необходимости реализации заданной производительности при округлении числа НПС в меньшую сторону (п < По) часть нефтепрово­да сооружается из труб большего диаметра (вставка) или на части трубо­провода прокладывается параллельный трубопровод (лупинг). При округ­лении в большую сторону (п > По) можно на части насосов использовать уменьшенные диаметры рабочих колес или на части НПС установить меньшее количество насосов. Используя один из перечисленных способов, добиваются соблюдения баланса энергии в МН при заданной производительности. Выбор варианта округления числа НПС определяется экономи­ческими расчетами. Принимается вариант, обеспечивающий максималь­ную прибыль при эксплуатации нефтепровода.

НПС расставляются по трассе МП из условия обеспечения бескавита-ционного режима работы насосов и с учетом условий сооружения и экс­плуатации НПС.

9.4. Регулирование работы МН

В процессе эксплуатации МН часто возникает необходимость работы с производительностью, ниже пропускной способности нефтепровода. В этом случае возникает необходимость снижения напора, развиваемого НПС. Снизить напор можно остановкой НПС, остановкой насосов на НПС и дросселированием. С точки зрения экономической эффективности целе­сообразным является отключение НПС или насосов, но в этом случае про­изводительность МН меняется ступенчато. Дросселирование сопровожда­ется непроизводительными затратами энергии, но позволяет плавно изме­нять производительность нефтепровода. Рациональное сочетание двух ме­тодов дает возможность реализовать заданную производительность при минимальных затратах энергии.

При расчетах МН для определения потерь напора на трение удобно пользоваться обобщенным уравнением Лейбензона

-L ,

(9.4)

где Q - производительность нефтепровода, м³/с; v - кинематическая вязкость нефти, м²/с; D - внутренний диаметр нефтепровода, м; L - длина нефтепровода, м;

m и /3 - коэффициенты, зависящие от режима течения нефти в трубах.

МН всегда работает в области турбулентного режима. Область турбу­лентного режима разбивается на три зоны: гидравлически гладких труб, смешанного трения и квадратичная. МН чаще всего работают в зонах гид­равлически гладких труб и смешанного трения.

При Re < Re,= 10D / k - зона гидравлически гладких труб и m = 0,25, /3 =0,0246 с²/м.

При Re, < Re < Re2 = SORep зона смешанного трения и пт=0,123,

0,127 Ig——0,627

/9=0,0802-10 ^D

(9.5)

Напор, развиваемый насосом Н„, можно выразить уравнением

Н„= а - bQ²'^m ,

где а и b - постоянные для данного насоса коэффициенты. Тогда напор, развиваемый НПС, можно представить как

где к - количество работающих насосов;

h_n - потери напора в трубопроводах НПС (15-20м);

h_p - дросселируемый напор на НПС. Подставив (9.6) и (9.7) в (9.2), получим

(9.6)

(9.7)

(9.8)

где к - число работающих насосов на всем МН.

Уравнение (9.8) позволяет определить производительность МН при любом сочетании работающих насосов и дросселирования на НПС.

Переход на работу с пониженной производительностью сопровожда­ется повышением напора, развиваемого НПС, и снижением потерь напора в трубопроводе, что создает предпосылку к повышению давления от стан­ции к станции. Если величина превышения фактического напора над до­пустимым больше давления, развиваемого одним насосом, то регулирова­ние следует начинать отключением насосов. В остальных случаях исполь­зуется дросселирование.

Необходимость регулирования работы нефтепровода может возник­нуть при изменении вязкости транспортируемой нефти. Повышение вязко­сти нефти приведет к росту потерь напора на трение и, если были в работе все насосы и все регулирующие заслонки открыты, - к снижению произво­дительности МН. Изменение давления на станциях зависит от их положе­ния на трассе. При равенстве длин участков давление на всех НПС повы­сится, так как возрастет развиваемое ими давление. При неравномерной расстановке возникает максимальная опасность по превышению давления на НПС в конце более коротких участков.

Понижение вязкости приведет к повышению пропускной способности МН и к снижению давления на НПС при их равномерной расстановке. При неравномерной расстановке возникает опасность кавитации на НПС в конце более коротких участков.

Долговременное регулирование работы нефтепровода возможно за­меной рабочих колес насосов.

При всех схемах работы МН должны обеспечиваться условия прочно­сти трубопровода и бескавитационного режима работы насосов.
10. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ (МГ)

10.1. Общая характеристика МГ

В отличии от МН максимальный диаметр МГ в настоящее время со­ставляет 1420 мм. В России рабочее давление газопроводов зависит от их диаметра: D= 1020 мм и менее, рабочее давление Pi=5,4 МПа. D> 1020мм, Р,=7,35 МПа (рис. 10.1).

Р1=5,4-7,35МПа - Р₂=3,5-5,ОМПа

Р_к=1,5-2,ОМПа

А

Р=0,6-1,2МПа



Рис. 10.1. Схема МГ

ГКС - головная компрессорная станция, КС - промежуточная компрессорная станция, ГРС - газораспределительная станция, КРП - конечный распределитель­ный пункт

По газопроводу диаметром 1020мм. транспортируется 30 млн.м³ газа в сутки. При диаметре 1420 мм. МГ имеет пропускную способность 90-100 млн.м в сутки. КС МГ работают со степенью сжатия в пределах 1,40-1,50 и при этом давление на входе в КС (Р₂) составляет 3,5-5,0 МПа. В конец газопровода газ обычно поступает с давлением 1,5-2,0 МПа.

Состав линейных сооружений МГ аналогичен МН. Линейные краны на газопроводе предусматриваются через 20-30 км. МГ часто проклады-вяются в одном коридоре с другими газопроводами. В этом случае они со­единяются между собой перемычками на входе и выходе КС и далее через каждые 20-40 км.

КС расставляют по трассе МГ через 100-150 км. С увеличением диа­метра газопровода расстояние между КС уменьшается.

Для снабжения газом населенных пунктов по трассе МГ сооружаются ГРС, предназначенные для снижения давления газа до нужного потреби­телю (0,6-1,2 МПа) и поддержания его на этом уровне, очистки и одориза-ции газа и учета отпускаемого количества газа.

Функции КРП аналогичны функциям ГРС.

КС выполняет три основных функции:

- компримирование газа;

- очистка газа;

- охлаждение газа.

1 ._Компримирование газа^

Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами (ГПА), состоящими из компрессора и приводящего его двига­теля. На КС используются ГПА с поршневыми и центробежными ком­прессорами.

На МГ с суточной производительностью до 10 млн. м³ используются поршневые ГПА. В качестве привода чаще всего применяют двигатели внутреннего сгорания. В настоящее время на МГ используются следую­щие типы поршневых ГПА:

10ГКН, Q=l,0-l,2 млн.м³/сут;

МК8 , Q= 1,5-5,0 млн.м^э/сут;

ДР12, Q=8,0-13,0 млн,м³/сут.

Более 97% ГПА оборудованы центробежными нагнетателями (ЦН). Из них 85% имеют в качестве привода газотурбинные установки (ГТУ), остальные приводятся во вращение от электродвигателей.

Для привода ЦН используются три типа ГТУ:

- стационарные ГГН и ГТК ;

- авиационные ГПА-1Д;

- судовые ГПУ.

Мощность ГГУ этих типов ГПА составляет 6,10,16,25 МВт. Суточная производительность 10-50 млн.м³.

В электроприводных ГПА используются в основном синхронные электродвигатели мощностью 4-12,5 МВт. Суточная производительность ЭГПА составляет 13-37 млн.м³.

В центробежных ГПА используются нагнетатели со степенью сжатия £• = 1,23-1,27 и £=1,35-1,5 (полнонапорные ЦН). В настоящее время отда­ется предпочтение полнонапорным ЦН.

2. Очистка газа.

Газ, поступающий на КС содержит в своем составе механические час­тицы (пыль, окалина) и жидкость (вода, конденсат).

Для предупреждения засорения труб и эрозионного износа компрес­соров газ перед компримированием очищается в сепараторах, получивших название пылеуловителей (ПУ). На КС используются два типа ПУ: масля­ные (мокрые) и циклонные (сухие). В настоящее время в основном ис­пользуются циклонные ПУ.



Рис. 10.2. Схема циклонного ПУ 1 - корпус ПУ, 2 - циклоны

Циклонные ПУ представляют собой аппараты батарейного типа: в одном аппарате монтируется от 3 до 100 и более циклонов. ПУ с 3-5 ци­клонами называются циклонными (рис 10.2), с большим количеством - мультициклонными. На КС большой производительности в основном ис­пользуется пятициклонный ПУ ГП. 144.000 с пропускной способностью 20 млн.м³/сут.

3. Охлаждение газа.

Температура газа при сжатии в компрессоре повышается. Для повы­шения надежности и эффективности работы в МГ диаметром более 1,0 м. он охлаждается.

В общем случае газ охлаждается водой в градирнях и воздухом в ап­паратах воздушного охлаждения (АВО). В настоящее время на МГ ис­пользуются АВО, представляющие собой секции оребреных трубок мало­го диаметра, обдуваемых воздухом при помощи вентиляторов. Газ охлаж­дается до температуры на 10-15°С выше, чем температура воздуха. Темпе­ратура газа на выходе КС не должна превышать 45-50° С. На КС исполь­зуются АВО типа 2АВГ-75с. Находят широкое применение импортные АВО "Крезо-Луар", "Пейя", "Ничимент". На КС МГ диаметром 1420 мм обычно устанавливается 10-15 аппаратов.

10.2. Технологическая схема КС

Как уже было сказано, в настоящее время КС оборудуют полнона-порньми нагнетателями (рис 10.3). При этом степень сжатия ЦН соответ­ствует требуемой степени сжатия КС и количество рабочих ГПА опреде­ляется соотношением производительности МГ и ГПА. Все ГПА соединя­ются между собой параллельно.



Рис. 10.3. Технологическая схема КС

П - пылеуловитель, 1,2,3,4,5,6 -запорные краны, АВО - аппараты воздушного ох­лаждения

В нерабочем состоянии ГПА краны 1, 2, 4, 6 закрыты, кран 5 открыт. При включении в работу первым открывается обводной кран 4 малого диаметра и начинается продувка контура нагнетателя. Воздух вытесняется газом в атмосферу через кран 5. После вытеснения воздуха кран 5 закры­вается и начинается заполнение контура газом. Когда давления до и после крана 1 сравняются, открывают краны 1 и 6. Кран 4 закрывают. ГПА рабо­тает на рециркуляционный контур. Для вывода ГПА в магистраль откры­вают кран 2 и закрывают кран 6.

10.3. Определение числа КС

Число КС определяется через длины участков, на которые можно прокачать газ при заданном изменении давления I

где п₀ - теоретическое число КС; L - длина МГ;

1 - длина участка между КС; ik - длина конечного участка.

Для определения длин участков используется уравнение пропускной способности газопровода, которое для случая МГ записывается в следую­щем виде:

q= 105,087 (10.2)

где q - пропускная способность МГ, млн.м³/сут;

pi - давление в начале участка (за КС), МПа;

Р₂ - давление в конце участка (перед КС), МПа;

D - диаметр газопровода, м;

1 - длина участка, км.

При определении длины конечного участка принимается Р₂=Р_К. Полученное число КС, как правило,округляется в большую сторону. Расставляют КС в пределах расчетного расстояния между ними с уче­том затрат на их строительство и эксплуатацию.

10.4. Регулирование работы МГ

Затраты энергии на перемещение газа по участку МГ зависят от сред­него давления и средней температуры газа в нем, что исключает возмож­ность определения потерь давления на всей длине МГ и, соответственно, составить уравнение баланса энергии. Расчетным участком для МГ являет­ся участок между КС.

Учитывая, что объем газа уменьшается с ростом давления и со сни­жением температуры, максимальная эффективность работы МГ будет со­ответствовать максимальному давлению и минимальной температуре на выходе КС.

С другой стороны, давление на выходе КС не должно превышать до­пустимого давления, определенного из условия прочности труб или ЦН.

Минимальная температура на выходе КС ограничивается минималь­ной допустимой температурой газа в конце участка, исключающей про-

мерзание грунта вокруг трубопровода. Рекомендуется принимать Т2_Мин 271-273К.

Повышение температуры газа на выходе КС повышает опасность на­рушения целостности антикорозионной изоляции труб и потери устойчи­вости трубопровода. Максимальная температура газа на выходе КС огра­ничивается 45-50°С.

Производительность МГ можно регулировать отключением КС, ГПА и изменением частоты вращения ЦН.

Снижение производительности МГ регулированием одной из КС при­водит к общему повышению давления в газопроводе. Давление возрастает от КС к КС на участке до станции, на которой производится регулирова­ние и далее к концу МГ снижается.
11. СООРУЖЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

11.1. Конструктивные схемы прокладки

Промысловые трубопроводы, МГ и МН сооружают из стальных труб из малоуглеродистой или низколегированной стали.

По способу изготовления трубы бывают бесшовные (горячедеформированные) и сварные (прямошовные и спиральношовные).

По назначению трубы разделяют на три группы.

1. Трубы из малоуглеродистой стали с сг_вр< 490МПа, предназначен­ные для эксплуатации при t > 0°С и Р < 5,4 МПа; трубопроводы из этих труб могут сооружаться при температурах воздуха t_a> - 40 С.

2. Трубы из малоуглеродистых низколегированных сталей с а_вр = 490-40 МПа, предназначенные для эксплуатации и строительства в север­ных районах при t_a>-40°C и Р < 5,4МПа.

3. Трубы из низколегированных сталей с сг_вр> 540 МПа, предназна­ченные для эксплуатации и строительства при t > 60°С и Р < 9,8 МПа.

Условия прокладки трубопроводов меняются в очень широких преде­лах. Все многообразие природных условий разделено на шесть групп: ос­военные равнины (уклон менее 10 градусов), пустыни, болота, вечномерзлые грунты, горы, водные преграды. Каждая из групп требует применения особой технологии строительства и особой техники.

Различают четыре схемы прокладки: подземная, полуподземная, на­земная и надземная.

Основной схемой прокладки является подземная, предусматривающая укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб на 0,8-1,0 м. При подземной прокладке достигается максимальная механизация всех видов работ, не загромождаются территории, и пахотные земли после строительства используются по назначению, трубопровод находится в относительно стабильных условиях. Трубопровод укладывается в тран­шеи с вертикальными или наклонными боковыми стенками.

Полуподземная прокладка применяется при пересечении трубопрово­дов и на заболоченных и солончаковых участках при наличии подстилаю­щих скальных пород. В этом случае укладка производится в грунт на глу­бину менее диаметра труб с последующим обвалованием.

При наземной прокладке трубопровод укладывается на поверхность грунта на торфяную или хворостяную подготовку и обваловывается грун­том. Используется на обводненных и заболоченных участках.

На участках многолетнемерзлых грунтов, на болотах, в пустынях, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия ис­пользуется надземная прокладка на специальных опорах.

11.2. Операции строительства

Строительство трубопроводов представляет собой последовательное выполнение ряда операций.

1. Подготовка трассы: расчистка и планировка трассы, устройство до­рог и рекультивация плодородного слоя.

2. Земляные работы: рытье траншеи и засыпка.

3. Погрузо-разгрузочные и транспортные работы: выгрузка труб с транспортных средств, транспортировка на сварочные базы, погрузо-разгрузочные работы на сварочной базе, транспортировка на трассу.

4. Сварочно-монтажные работы: центровка, поворотная сварка, непо­воротная сварка, контактная сварка труб.

5. Изоляционно-укладочные работы: очистка, грунтовка, изоляция и укладка труб.

6. Очистка внутренней полости и испытание трубопровода.

1. Подготовка трассы предполагает приведение трассы в состояние, позволяющее провести все остальные технологические операции. Подго­товка производится вдоль всей трассы на ширине отвода земли под строи­тельство трубопровода (рис. 11.1).

Ширина полосы отвода, определяемая нормативными документами (СНиП), должна позволять проведение всего комплекса работ строитель­ства трубопровода и составляет 28-45 м для труб диаметром от 325 до 1420 мм. В полосе отвода выделяются следующие зоны:

1 - прохода строительной колонны и трактора (9-14,4 м);

2 - рекультивации (6-12,6 м);

3 и 5 - работы бульдозера (4,5-6,6 м каждая);

4 - отвала плодородного слоя (3,5-6,4 м).



Рис. 11.1. Схема полосы отвода

Кустарник и подлесок с диаметром стволов до 15 см срезают бульдо­зером. Деревья диаметром до 30 см валят бульдозером, поднимая отвал на максимальную высоту. Большой толщины деревья срезают бензопилами с последующей корчевкой пней и трелевкой хлыстов. В крупных лесных массивах используется специальная техника: валочно-пакетирующие ма­шины и валочно-трелевочные машины, практически исключающие руч­ную работу.

Планировка выполняется для обеспечения нормальной работы меха­низмов в пределах строительной полосы. Особенно тщательно планирует­ся зона разработки траншеи роторным экскаватором. При планировке грунт из повышенных участков перемещается бульдозером в пониженные участки.

Сооружение трубопроводов требует широкой сети временных дорог различного назначения для проезда автомобильного транспорта, специ­альных и строительных машин. Различают три типа временных дорог: вдольтрассовые (в полосе отвода и вблизи от трассы); подъездные и тех­нологические (в полосе отвода).

В основном применяются следующие конструкции дорог: грунтовые без покрытия, лежневые, сборно-разборные из деревянных щитов-покрытий и зимники.

2. Размеры и профиль траншеи определяется диаметром трубопрово­да, характеристикой грунта и гидрогеологическими условиями трассы.

Ширина траншеи по дну принимается равной: (D + 300)мм при D < 7 00мм; 1,5D при 700 < D < 1200мм; (В+500)мм при D > 1200мм.

Крутизна откосов колеблется от 1: 0 (суглинок, глина при глубине траншеи до 1,5 м) до 1:1 (песок при глубине до 3 м).

Для разработки траншеи используются роторные и одноковшовые экскаваторы. В нормальных гидрогеологических условиях на прямоли­нейных и криволинейных участках упругого изгиба используются ротор­ные экскаваторы ЭТР производительностью 600-1200 м³ грунта в час. Скорость рабочего хода 10-509 м/ч. В переувлажненных сыпучих грунтах, в местах переходов и при малых радиусах кривой используются одноков­шовые экскаваторы с обратной лопатой. Используются экскаваторы типа ЭО и Э с емкостью ковша 0,65-1,6м³ и экскаваторы болотного исполнения с емкостью ковша 0,4-,0м³.

Засыпка трубопровода производится бульдозерами и специальными траншеезакапывателями роторного или шнекового типа.

Рекультивация выполняется поточным методом бульдозером вслед за засыпкой траншеи.

Избыточный грунт бульдозерами разравнивается в пологий валик с учетом последующей осадки грунта.

3. Погрузо-разгрузочные работы обычно выполняются по двум схемам:

- поступающие трубы разгружаются непосредственно на транспорт;

- трубы сначала штабелируют, а затем из штабеля грузят на транспорт.

Перемещение и укладка труб в штабель выполняется трубоукладчи­ками.

Стреловые краны выполняются на базе автомобилей ЗИЛ, МАЗ, КрАЗ и на специальном шасси. Из зарубежных используются краны "Либхер" (Германия) и "Фиорентина" (Италия) грузоподъемностью 22,6 и 28,5т.

Отечественные трубоукладчики выпускаются на базе тракторов Т-100М, Д804 и Т-330 и имеют грузоподъемность 12-50т. Широко исполь­зуются зарубежные трубоукладчики США ("Интернациональ", "Катерпиллер", К-591) и Японии ("Комацу") грузоподъемностью 68-159т. Для разгрузки труб используются самоходные стреловые краны автомо­бильные (К-162, КС-4561) или пневмоколесные (К-161, К-255, КС-5361) грузоподъемностью 16-25т. При работе в северных условиях используют краны с индексом "с".

Поступающие с завода трубы длиной 12 м транспортируются на сва­рочные базы, где свариваются в плети длиной 24-36 м. Погрузка их на ба­зе на плетевозы и разгрузка на трассе осуществляется трубоукладчиками.

Для транспорта труб и плетей используются автомобильные и трак­торные плетевозы, которые обычно состоят из трех элементов: тягового автомобиля или трактора 1, шлейфа 2 и прицепа-роспуска 3 (рис. 11.2).

А втомобильные трубоплетевозы (ПВ-93, 94, 204, 301А, 361, 481) имеют в качестве базового автомобиля "Урал", ЗИЛ, МАЗ, КрАЗ.
Рис. 11.2. Схема плетевоза 1- тяговый автомобиль, 2 - шлейф, 3- прицеп-роспуск

Тракторные прицепы (ПТ и ПТК) базируются на тракторах Т-100 и К-4. В настоящее время для сварки трубопроводов используются элек­тродуговая и контактная сварка. Оба метода применяются как в условиях сварочной базы так и в трассовых условиях. Использование передвижных агрегатов для контактной сварки позволяет полностью исключить ручную сварку.

Основным методом является электродуговая сварка. На базе сварка производится автоматами, труба при этом вращается специальными вра­щателями со скоростью 20-50 м/с. , что позволяет сваривать 3-6 стыков в час. На трассе сварка производится ручным методом. Таким образом, 60 % стыков соединяются автоматической сваркой и 40 % ручной.

При контактном методе стык сваривают за 1 -3 минуты (без подгото­вительной работы) и соединяют 7 труб диаметром 1420 мм за один час.

Качество швов контролируется методами рентгено - и гаммаграфирования или магнитографического или ультразвукового контроля. В сумме контролируются 100% стыков.

Сваренный в нить трубопровод укладывается на обочине траншеи.

5. Изоляция и укладка трубопроводов предполагает выполнение сле­дующих операций:

- очистка очистными машинами наружной поверхности труб от грязи, ржавчины и влаги;

- нанесение изоляционной машиной грунтовки (праймера, клеевого слоя) и изоляционного (битумная мастика, полимерная лента) и оберточ­ного (крафтбумага, бризол) покрытия

- укладка трубопровода в траншею.

Сейчас широко используется нанесение покрытий на трубы в заво­дских условиях. В данном случае при строительстве изолируются только стыки труб. При этом большая часть работы выполняется на сварочной ба­зе разъемной изоляционно-очистной машиной, производительность кото­рой 5-8 стыков в час.

Все работы по изоляции и укладке трубопровода выполняются еди­ным технологическим потоком. Колонна продвигается со скоростью 0,1-1,0 км/час.

6. Очистка и испытание трубопровода являются последней опера­цией его строительства.

При очистке полости трубопровода удаляются окалина, грязь, вода, снег, лед, посторонние предметы, чем обеспечивается надежная работа насосов и компрессоров, сохранность качества транспортируемого про­дукта и снижение затрат энергии на транспорт нефти или газа.

Очистка производится промывкой водой или продувкой воздухом или газом с пропуском очистных устройств, участками длиной 10-15 км.

После очистки трубопровода производится его испытание на проч­ность. Газопровод испытывают пневматическим (воздух, газ) или гидрав­лическим (вода) методом. Нефтепроводы подвергаются только гидравли­ческим испытаниям. Трубопроводы испытываются давлением на 10-50% выше проектного их давления. Под давлением трубы выдерживаются 24 часа при гидравлических испытаниях и 12 часов при пневматических. Трубопровод считается выдержавшим испытание, если давление снизится менее чем на 1 %.

Затем давление снижается до рабочего и производится наблюдение за состоянием трубопровода еще 12 часов с проверкой на герметичность.

11.3. Переходы трубопроводов

В зависимости от вида и сложности препятствий используются три вида переходов: подводные, подземные и надземные.

1. К подводным переходам относятся участки трубопровода, прохо­дящие через естественные или искусственные водоемы.

В зависимости от ширины водоемов переход выполняется однониточным ( при ширине до 75 м) и с резервной ниткой (75 м и более).

Границы перехода определяются уровнем воды в водоеме 10 % обес­печенности, т.е. уровнем, повторяющимся не более 10 раз за 100 лет. За­порная арматура перехода устанавливается за границами уровня воды 10% обеспеченности.

Расстояние между осями параллельных ниток должно быть не менее 30 м при D < 1000 мм и 50м при D > 1000 мм.

Подводные трубопроводы, как правило, прокладываются с заглубле­нием в дно водоема на глубину, предохраняющую трубы от размыва и по­вреждения якорями судов.

Для предупреждения всплытия трубопровод утяжеляется железобе­тонными пригрузами или сплошным обетонированием. На болотах трубо­провод может закрепляться винтовыми анкерами.

Подводная траншея перехода при глубинах не более 2-3 м и ширине до 200 м может разрабатываться экскаватором, закрепленном на понтоне. При больших глубинах и ширине водоема траншея разрабатывается зем­снарядом, способным разрабатывать траншею на глубинах до 60 м.

Укладка трубопровода в траншею осуществляется протаскиванием его по дну траншеи лебедкой или свободным погружением. Укладка мор­ских трубопроводов производится с использованием специальных трубоукладочных судов.

В настоящее время внедряется прокладка трубопроводов через боль­шие реки и водоемы с использованием наклонного направленного буре­ния. В этом случае бурится вначале скважина малого диаметра, так назы­ваемая пилотная скважина, которая затем разбуривается до нужного диа­метра. Трубопровод, изолированный и испытанный, протаскивается через эту скважину.

2. Подземные переходы применяются при пересечении трубопрово­дами железных дорог, автомобильных дорог, кабелей связи и других под­земных коммуникаций

Применительно к строительству трубопроводов железные дороги подразделяют на две группы: дороги общего назначения и подъездные до­роги предприятий.

Автодороги делятся на 5 категорий: 1 и 2 категории - дороги общего­сударственного значения; 3 категории - дороги республиканского и обла­стного значения; 4 и 5 категории - дороги местного значения.

Требования к сооружению перехода зависят от категории дороги. При пересечении железной дороги и автомобильных дорог 1-3 категорий не допускается нарушение насыпи и даже минимальных просадок поверхно­сти насыпи. Автомобильные дороги 4 и 5 категорий могут пересекаться с разработкой траншеи и последующим восстановлением профиля дороги. При этом сооружают временный объезд полностью заменяющий выведен­ный из эксплуатации участок.

При переходе под дорогами 1- 4 категорий и под железной дорогой используется прокладка в металлическом кожухе диаметром на 200 мм больше диаметра трубопровода. На переходах газопроводов концы кожухов уплотняются, и на одном из них приваривается свеча высотой более 5 м. На нефтепроводах кожух укладывается с уклоном в одну сторону с выходом в специальный колодец для сброса возможных утечек.

Основным способом прокладки под дорогами является бестраншей­ный способ. При этом сначала прокладывается кожух, а затем через него протаскивается трубопровод. Прокладка кожуха может быть выполнена прокалыванием, продавливанием, горизонтальным бурением и виброудар­ным методом. В настоящее время основным является метод горизонталь­ного бурения.

3. Надземные переходы составляют относительно не большую долю в объеме строительства трубопроводов. Обычно эта схема применяется, ко­гда использование других, по каким либо причинам, нецелесообразно. Наиболее часто надземные переходы используются при пересечении овра­гов, рек с неустойчивым руслом, арыков, каналов.

Находят применение следующие схемы надземных переходов:

- балочная без специальных устройств для компенсации удлинения трубопровода;

- балочная схема с компенсаторами различной формы (П, Г и Z об­разные);

- подвесная схема, в которой несущим элементом конструкции явля­ются тросы (вантовые переходы);

- арочная схема;

- схема самонесущего трубопровода (висячая нить).

11.4. Защита трубопроводов от коррозии

Нанесение антикоррозионной изоляции (пассивная защита) не гаран­тирует надежную защиту трубопровода, что связано с возможными дефек­тами при нанесении изоляции и старением изоляционного покрытия.

Длительная и достаточно надежная сохранность труб обеспечивается электрохимической защитой (активная защита). Электрохимическая защи­та осуществляется катодной поляризацией трубопровода с использовани­ем станций катодной защиты и протекторов.

При использовании станций катодной защиты разность потенциалов между трубой и грунтом создается от постоянного источника электроэнер­гии.

Протекторная защита используется при удалении трубопроводов от источников энергии. В этом случае катодной поляризации труб добивают­ся соединением их с протекторами (анодами), имеющими более низкий потенциал (магний, алюминий, цинк).

Вблизи линий электропередачи и электрифицированных железных дорог трубопроводы защищают от блуждающих токов. Для этого исполь­зуются станции дренажной защиты.

Серьезную опасность для трубопроводов представляет внутренняя коррозия, связанная с агрессивностью продукции скважин. Основная при­чина разрушения промысловых труб - пластовая вода, вызывающая так на­зываемую "ручейковую " коррозию. Для предупреждения повреждения груб используются технологические методы и защитные покрытия.

Технологические методы предусматривают обеспечение таких скоро­стей течения продукции в трубах, при которых исключается расслоение эмульсии и, следовательно, течение воды по низу труб.

Защитные покрытия изолируют внутреннюю поверхность от транс­портируемой продукции. С этой целью используются лакокрасочные ма­териалы и эмали. Они наносятся на внутреннюю поверхность на заводе при изготовлении труб или непосредственно на промысле на специализи­рованных предприятиях.
12. ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
12.1 Общая характеристика нефтебаз

Комплекс сооружений и установок для приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов получил название - нефтебаза.

В зависимости от объема резервуарного парка они делятся на три ка­тегории:

1 категория - более 100 000 м³;

2 категория - 20 000 - 100 000 м³;

3 категория - менее 20 000 м³.

По функциональным признакам различают перевалочные и распреде­лительные нефтебазы.

Распределительные нефтебазы бывают водные, железнодорожные, водно-железнодорожные и автодорожные.

Кроме того, существует особый вид хранилищ - сырьевые и товарные парки добывающих, транспортирующих и перерабатывающих предпри­ятий.

Нефтебаза в своем составе имеет набор следующих объектов:

1) пункты приема нефти и нефтепродуктов (причалы, пирсы, эстака­ды, стояки);

2) резервуарные парки;

3) пункты отпуска больших партий нефти и нефтепродукта (причалы, пирсы, эстакады, стояки);

4) пункты отпуска нефтепродуктов в автоцистерны (установки авто­матизированного налива, стояки);

5) разливочные (затаривание бочек, канистр, бидонов, банок);

6) автозаправочные станции;

7) насосные станции.

Основу нефтебазы составляет резервуарный парк. Для хранения неф­ти и нефтепродуктов используются металлические, железобетонные и резинотканевые резервуары.

Наиболее употребляемыми являются металлические резервуары. По форме они бывают вертикальными цилиндрическими, горизонтальными цилиндрическими и сферическими.

В зависимости от давления резервуары бывают:

- низкого давления (вертикальные резервуары, рассчитанные на дав­ление 1-2 КПа и вакуум 0,25-0,5 КПа );

- повышенного давления (горизонтальные и сферические резервуары, рассчитанные на давление до 70 КПа).




Рис 12.1. Схема установки горизонтального резервуара

1- раздаточный патрубок, 2 - приемный клапан, 3 - вентиляционная труба, 4- дыхательный клапан, 5- огневой предохранитель

Вертикальные резервуары сооружаются со стационарной и плаваю­щей крышей. Стационарные крыши выполняются плоскими, коническими и сферическими.

Вертикальные резервуары имеют емкость от 100 до 100000 м³. Гори­зонтальные резервуары выпускают емкостью от 3 до 200 м³ с плоскими,

коническими и сферическими днищами. Устанавливаются они надземно и используются в основном для хранения темных нефтепродуктов. На АЗС в горизонтальных резервуарах хранят и светлые нефтепродукты, в этом слу­чае они устанавливаются подземно (рис. 12.1).

Для обеспечения условий всасывания насосов, выкачивающих нефте­продукт из резервуара, раздаточный патрубок 1 должен быть заполнен жидкостью. С этой целью раздаточный патрубок оборудуется приемным клапаном 2, исключающим обратный слив нефтепродукта. Сообщение с атмосферой происходит через вентиляционную трубу 3 и регулируется дыхательным клапаном 4. Для исключения попадания в резервуар откры­того огня перед дыхательным клапаном устанавливается огневой предо­хранитель 5.

Основная часть нефти и нефтепродуктов хранится в вертикальных ре­зервуарах (рис. 12.2).




Рис 12.2. Оборудование вертикального резервуара

1 - приемораздаточный патрубок, 2 - хлопушка, 3 - управление хлопушкой, 4 -дыхательный клапан, 5- замерный люк, 6- сифонный кран, 7- люк-лаз, 8- свето­вой люк, 9- вентиляционный люк

Заполнение и опорожнение производится через приемораздаточный патрубок 1. Для исключения самопроизвольного опорожнения резервуара на конце патрубка установлена хлопушка 2. Открывается хлопушка при помощи управления хлопушкой 3. При заполнении и опорожнении резер­вуара в нем меняется давление. Для предупреждения разрушения на кры­ше установлены дыхательный и предохранительный клапаны 4.

Уровень жидкости в резервуаре измеряется уровнемером, установ­ленным в замерном люке 5. Для освещения и вентиляции резервуара при ремонте на крыше установлены световой 8 и вентиляционный 9 люки. Слив подтоварной воды производится через сифонный кран 6. Для про­никновения рабочих в резервуар предусмотрен люк-лаз 7.
12.2. Автозаправочные станции (АЗС)

Ведущая роль в обеспечении автотранспорта нефтепродуктами при­надлежит АЗС, расположение и пропускная способность которых зависят от интенсивности движения автотранспорта (табл. 12.1).

Основным оборудованием АЗС являются резервуары и топливозаправочные колонки.
Таблица 12.1

Пропускная способность и расположение АЗС

Интенсивность движения, (автомобиль/сутки)	Пропускная способность АЗС, заправок/сутки	Расположение АЗС, км
1. 1000-7000	250	80-30
2.7000- 15000	500	50-30
3. 15000-25000	750	40-30
4. Более 25000	1000	30

Для хранения бензинов и дизельного топлива используются горизон­тальные резервуары емкостью 25 м³, число которых зависит от количества сортов нефтепродуктов и пропускной способности АЗС и обычно не пре­вышает 8-10 штук.

Масла на АЗС хранят в резервуарах емкостью 5 м³.

Количество топливозаправочных колонок определяется также пропу­скной способностью АЗС и количеством отпускаемых нефтепродуктов. При расчете их количества принимается, что одной колонкой заправляется 15 автомобилей в час.

Основными элементами топливозаправочной колонки являются на­сос, счетчик жидкости и задающее устройство. Счетчик жидкости указывает объем отпущенного нефтепродукта, относительная погрешность счетчика не должна превышать 0,5%. Задающим устройством устанавли­вается надлежащий отпуску объем нефтепродукта. Управление задающим устройством производится с пульта оператора АЗС.

Нефтепродукты доставляют на АЗС автоцистернами.

Для заправки автотранспорта в местах стоянки или на автодорогах используются передвижные АЗС (ПАЗС) на базе автомобиля ЗИЛ-130 с емкостью цистерны 4,5 м³.