Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
 Скачать 2.57 Mb.
|
|
министерство образования и науки российской федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ Рекомендовано в качестве учебного пособия Редакционно-издательским советом Томского политехнического университета Составитель А. Л. Саруев Издательство Томского политехнического университета 2014 УДК 622.692.4 Р 84 Саруев А.Л. Р84 Эксплуатация магистральных газонефтепроводов и хранилищ / А.Л. Саруев; Томский политехнический университет. − Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2014. – 175 с. Рассмотрены особенности эксплуатации современных газонефтепроводов и хранилищ Западной Сибири. Проанализированы причины возникновения отказов линейной части трубопроводов. Изложены основные сведения о фазовых переходах и физико-химических свойствах нефти. Рассмотрены опасные свойства нефтей и нефтепродуктов. Описаны технологические схемы и оборудование насосных и компрессорных станций. Обобщен зарубежный и отечественный опыт внутритрубной инспекции линейной части нефтепроводов. Показана связь между надежностью нефтепроводов и состоянием экологических проблем. Рассмотрены алгоритмы аналитических методов гидравлического расчета нефтепроводов. Раскрыты основные концепции совершенствования трубопроводного транспорта жидких углеводородов с учетом сокращения потерь сырья, повышения надежности системы, защиты окружающей среды и обеспечения безопасности жизнедеятельности. В пособии рассматриваются эксплуатация оборудования газонефтепроводов и хранилищ. Особое внимание уделено особенностям эксплуатации магистральных газонефтепроводов. Предназначено для студентов, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело». УДК 622.692.4. Рецензенты Кандидат технических наук, доцент ТГАСУ С.М. Кравченко Доктор технических наук, профессор ТУСУРа И.Е. Хорев © ФГБОУ ВПО НИ ТПУ, 2014 © Саруев А.Л. 2014 © Обложка. Издательство Томского политехнического университета, 2014 ОглавлениеР 84 2 Саруев А.Л. 2 2 УДК 622.692.4. 2 2 Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85* устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопровода (табл. 1.2). 10 Таблица 1.2 10 Нефтепровод и нефтепродуктопровод 11 Для последовательно соединенных участков 22 ; (2.62) 27 , (2.66) 28 , (2.67) 28 Узел подключения к магистрали УМ (рис. 3.2.) представляет собой объединённые в одно целое камеры приёма А и пуска скребка Б (рис. 3.3). 39 Рис. 3.4. Схема площадки 40 Рис. 3.8 40 8.1. Оценка конструктивной надежности трубопровода 75 Рис. 8.1. Схема закрепления трубопровода 84 с помощью анкеров 84 Рис. 8.2. Схема подводного перехода 88 8.7. Назначение и устройство технологических трубопроводов 95 8.7.1. Назначение и состав трубопроводов 95 8.7.2. Условные проходы 96 8.7.3. Классификация трубопроводов 97 8.9. Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии 101 Бесшовная 104 Сваренная дугой, сваркой под флюсом 104 То же 104 - 104 Сваренная контакт-ной сваркой или дугой под флюсом 104 То же 104 - 104 - 104 - 104 Любая 104 - 104 - 104 - 104 - 104 - 104 - 104 - 104 - 104 - 104 - 104 Методы контроля утечек 107 магистральных трубопроводов 114 Из рисунка видно, что 129 Пренебрегая влиянием дросселирования газа, получим уравнение Шухова 130 . (4.28) 130 Коэффициент Джоуля-Томсона 132 Для случая простого трубопровода 132 Технические данные диагностических приборов внутритрубного контроля. 155 13.5. Определение производительности компрессорной станции и участка 159 13.6. Оценка состояния внутренней полости участка магистрального газопровода 162 - постоянный для данного участка коэффициент, = 1,8-2,0 . 163 13.8. Определение числа компрессорных станций и их расстановка 166 В этом случае теоретическое число КС n0 определится зависимостью 166 ВВЕДЕНИЕ В настоящие время в России эксплуатируется 50 тыс. км магистральных нефтепроводов и около 200 тыс. км магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн. тонн нефти и 800 млрд. м3 газа. Альтернативы трубопроводам в ХХ1 веке нет. Современное состояние системы нефтетранспорта во многом определяется условиями и особенностями ее развития на протяжении последних 50 лет. Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией становится размещение нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных отмест добычи на тысячи километров. Такая стратегия, исходившая из логики централизованного управления народным хозяйством, потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 10201220 мм, которые в основном определяют сегодняшний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ. До середины 80-х годов (периода, максимума добычи нефти) система нефтепроводов вполне отвечала условиям функционирования нефтяной промышленности. Она полностью интегрировала нефтедобычу и нефтепереработку (лишь 4% добываемой нефти перевозилось железнодорожным транспортом), допускала широкий маневр потоками и обеспечивала, в этой связи, высокую надежность нефтеснабжения. В России накоплен огромный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводов. Именно на основе этого опыта можно представить трубопроводы нового поколения. Как известно, надежность трубопроводов закладывается на стадии проектирования. Прочностной расчет трубопроводов на основе методов строительной механики с применениям коэффициентов запаса не может в полной мере учесть разнообразие условий сооружения и эксплуатации, сочетание различных факторов, статистический разброс механических свойств материала, нарушений формы, начальной дефектности труб, взаимодействие с грунтом. Эти обязательства предопределяют использование вероятностных моделей при расчете трубопроводов. В ближайшее время претерпит изменение строительная технология. Помимо контактной и газоэлектрической и автоматической сварки получит широкая применение лазерная сварка, полностью исключающая разрушение сварных швов, как продольных, так и поперечных. Применение аэрокосмических методов контроля за состоянием нефтепроводов, внутритрубных магнитных и ультразвуковых дефектоскопов нового поколения дает реальную картину состояния этих сооружений и позволяет упреждать возможные аварии путем внедрения новейших технологий ликвидации дефектов. Комплексная диагностика позволяет определять реальный уровень риска и остаточного ресурса трубопровода, реализует стратегию выборочного ремонта. Это путь к безаварийной технологии эксплуатации нефтепроводов. Полученные практические результаты по диагностике, применение технического мониторинга, эффективного обслуживания и ремонта позволяет прогнозировать увеличение срока службы магистральных нефтепроводов России на 30 лет, т.е. срок эксплуатации нефтепроводов удваивается по сравнению с нормативным. Повышенные требования к качеству эксплуатации предопределяют и условия работы нефтепроводов, связанные с большой недогрузкой, требующие принятия неординарных и экономически целесообразных решений. Возросшие требования к эксплуатационному персоналу предполагает необходимость повышения теоретического уровня специалистов и знаний ими современных технологий и приемов, позволяющие дробиться максимальной эффективности эксплуатации нефтепроводов, при минимуме риска нанести ущерб обслуживающему персоналу и природе. Уже сегодня доля природного газа в общем объеме производства первичных энергоресурсов составляет около 50%. В 1996 г. добыча газа по предприятиям Газпрома составила 564 млрд. м3, из которых более 194 млрд. м3 поставлено на экспорт, в том числе 71 млрд. м3 в СНГ и Балтии. РАО «Газпром» было учреждено в феврале 1993 г. в соответствии со специальными нормативными актами Президента и Правительства Российской Федерации. Газпром представляет собой организационную структуру 38 предприятий, расположенных в различных регионах страны. Эти предприятия обеспечивают бурение скважин, добычу, переработку и транспорт до потребителей природного газа, конденсата и нефти. Численность персонала предприятий РАО Газпром и его дочерних акционерных обществ насчитывает 350 тыс. человек. Сложное экономическое положение в стране естественным образом негативно сказывается и на работе предприятий Газпрома. В 1993-95 гг. произошло сокращение добычи газа против уровней двух предыдущих лет. Это обусловлено, главным образом, снижением потребности в газе на внутреннем рынке, и в странах ближнего зарубежья, в связи с общим спадом промышленного производства. Однако такая ситуация, по мнению экспертов, носит временный характер. Важнейшим условием этого является, прежде всего, надежная сырьевая база. Начальные потенциальные ресурсы газа в России оцениваются в 235,6 трлн. м3, а доказанные его запасы составляют 49,2 трлн. м3. В ведении Газпрома находятся около 100 крупнейших месторождений природного газа с суммарными доказанными запасами около 38 трлн. м3; что составляет 77% общероссийских запасов. Из них 68 месторождений с запасами 17,9 трлн. м3 находятся в разработке. В новых экономических условиях динамика добычи российского газа будет определяться не столько добычными возможностями, сколько потребностями в нем на энергетическом рынке. По экспертными оценкам, потребление природного газа в Западной Европе в ближайшие 1015 лет может возрасти на 260290 млрд. м3, что во многом связано с усилением природоохранных требований и очевидными его экологическими преимуществами по сравнению с другими видами топлива. Российский экспорт газа может увеличиться до 230235 млрд.м3. РАО Газпром, располагающее надежной ресурсной базой, широко разветвленной сетью магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 145 тыс. км, мощным научно-техническим потенциалом, способно гибко реагировать на ожидаемый рост спроса на газ на мировом рынке, внести серьезный вклад в решение проблемы энергоснабжения Европейского континента. Удовлетворение прогнозируемого увеличения спроса на газ гарантируется также за счет освоения месторождений в шельфовой зоне северных морей страны. Здесь первоочередными объектами являются Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Русановское в Карском море. В рамках долгосрочной политики внимание акцентируется на меры по сбережению энергии, которые, однако, не позволят сэкономить существенный капитал за короткий и средний периоды времени по сравнению с объемами газа, который может быть добыт при разработке новых месторождений. Западные экономисты, обсуждая низкие данные использования энергии России, имеют тенденции забывать о том, что значительно дешевле, быстрее и легче разработать новый источник энергии, чем улучшить эксплуатацию существующего, хотя бы только из-за размеров запасов в России. Объем запасов газа, как подтвержденных, так и предполагаемых, при сегодняшних темпах добычи, будет достаточно на предстоящие 82 года. 1.ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ 1.1. Классификация трубопроводов Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов, хотя когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д. По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы: внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах; местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда; магистральные (МН) – характеризуется высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. Ориентировочные значения производительности и рабочее давление нефтепроводов, соответствующие их оптимальным параметрам представлены в табл. 1.1, из которой видно видно, что с ростом диаметра МН увеличивается его оптимальная производительность и снижается оптимальное рабочее давление; технологические. Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как правило, ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными вдоль трассы. Таблица 1.1 Производительность и рабочее давление нефтепроводов (ВНТП 2-86)
Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1. 1000 ÷ 1200; 2. 500÷ 1000; 3. 300÷ 500; 4. менее 300. Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85* устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопровода (табл. 1.2). Таблица 1.2 Категории магистральных нефтепроводов
Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к III категории. Исходя из этих же требований, в СНиП 2.05.06-85* определены также и категории к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, Iкатегории и ко II категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д. Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85* понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. 1.2. Общее назначение сооружений магистральных нефтепроводов В  состав магистральных трубопроводов (рис. 1.1) входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов нефтебазы и нефтесклады, на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта. Рис. 1.1. Схема магистрального нефтепровода В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода. Все объекты МН разделяют на две группы: Линейные сооружения (труба, переходы через искусственные и естественные препятствия, линейные задвижки, устройства приема – пуска скребка – через 300 км, линии связи, станции защиты от коррозии, дома обходчиков или пункты обогрева – через 3040 км и т.д.); Насосные перекачивающие станции (НПС). Основные элементы магистрального трубопровода, сваренные в непрерывную нитку трубы, представляют собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт, обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнонатянутые или сварные трубы диаметром 3001420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи. На пересечении крупных рек нефтепроводы утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100200 мм больше диаметра трубопровода. Потребности населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, в нефтепродуктах и газе удовлетворяются прокладкой отводов или ответвлений из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты. В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки (с интервалом 1030 км) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях. Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское значение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты на расстоянии 10÷20 км друг от друга, а также протекторы защищают трубопровод от натужной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. Перекачивающие (насосные) станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50÷150 км (для сравнения – на газопроводах с интервалом 100200 км), которые оборудованы центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (ГНС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Основным оборудованием таких НПС являются насосно-перекачивающие агрегаты (НПА), в состав которых входят центробежные насосы (чаще всего типа НМ) и электрические двигатели (синхронного или асинхронного). ГНС станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода, узлов учета. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Для повышения надежности работы МН, через каждые 400600 км трассы, резервуарами оборудуются промежуточные НПС. В этом случае емкость резервуарных парков колеблется от 0,3 до 0,5 суточных производительностей МН и может достигать 1,01,5 суточных производительностей, если НПС расположены в точках разветвления МН или на границах объединений. НПС с резервуарными парками, помимо основных (магистральных) НПА, оборудуются еще подпорными агрегатами (чаще типа НПВ). Участки нефтепровода между НПС с резервуарными парками получили название эксплуатационных участков, которые между собой могут соединяться с использованием следующих систем: «из резервуара в резервуар» – нефть на НПС принимается в один резервуар (или группу резервуаров), а откачивается из другого; «через резервуар» – нефть принимается и откачивается из одного резервуара (или группы резервуаров); «с подключенным резервуаром» – основной поток нефти идет на вход в НПА, минуя резервуары и лишь относительно небольшая часть направляется на хранение или забирается подпорными насосами из резервуаров; « из насоса в насос». Если длина нефтепровода превышает 800 км, его обычно также разбивают на эксплуатационные участки длиной 400÷800 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. В настоящее время общепринятой считается система перекачки нефти «из насоса в насос», т.к. большая часть НПС сооружена без резервуарных парков. Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующие высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием. Конечный пункт нефтепровода – либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопроводов – резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы. Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. | ||||||||||||||||||