Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

Курсовая работа

СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ

Введение

Самым экологически чистым и экономичным видом транспорта углеводородов является трубопроводный транспорт, первые элементы которого были введены в эксплуатацию в России немногим более чем 100 лет.

Первоначальный период, связанный с сосредоточением потребления газа и нефтепереработки в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. За этот период построены в основном локальные сети газонефтепроводов Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и первое экспортное направление «Дружба-1». Газонефтепроводы имели небольшой диаметр до 500 мм и, как правило, небольшую протяженность.

Существенные изменения произошли с момента открытия и начала разработки нефтегазовых месторождений Западной Сибири. В этот период в качестве основной становиться концепция размещения нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов значительно удаленных от мест добычи, что потребовало сооружение сверхдальних нефтегазопроводов диаметром до 1220 мм. Развитие такой сети, в основном в западном направлении связано с высоким потреблением нефтепродуктов в Европейской части России и экспортом сырья через Черное и Балтийское море и в страны Восточной Европы.

В настоящее время у нас в стране эксплуатируется около 50 тыс. километров магистральных нефтепроводов и 200 тыс. километров магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн. тонн нефти и 800 млрд. м3 газа. Наиболее крупными транспортными нефтегазопроводами являются Сургут - Полоцк, Нижневартовкс - Курган - Куйбышев, Куйбышев - Лисичанск, «Дружба-1», «Дружба-2», Павлодар - Чимкент и строящийся газопровод Ямбургского направления.

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть», а газопроводами ОАО «Газпром», основными функциями которых являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти и газа, ведение режимов перекачки по транспортным нефтегазопроводам и управление нештатными ситуациями.

На сегодняшний день в Росси накоплен огромный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводов. Достаточно полно рассмотрены вопросы экономичности и надежности трубопроводных систем и их экологической безопасности. Однако возрастающие требования к таким системам, с учетом общего роста уровня техники и технологий, требуют более детального подхода к решению ряда проблем. Основную совокупность данных проблем и возможные направления их решения попытаемся рассмотреть при дальнейшем рассмотрении материала данного курса.

1. Общие вопросы трубопроводного транспорта нефти и газа

.1 Классификация трубопроводов

Трубопроводы могут выполнять функции транспортировки различных как газообразных, так и жидких сред различной консистенции.

По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы:

-внутренние - соединяют различные установки на промыслах (внутрепромысловые), нефтегазоперерабатывающих заводах и газонефтехранилищах. Режим работы определяется регламентом работы промысла или завода.

- местные - по сравнению с внутренними трубопроводами имеют большую протяженность и соединяют нефтегазопромыслы (межпромысловые) или нефтегазоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального трубопровода. Режим работы определяется регламентом поставок нефтегазопродуктов.

-магистральные - характеризуются большой протяженностью, высокой пропускной способностью и соединяют поставщика нефтегазопродуктов с потребителем. В связи с большой протяженностью перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов - непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтно-восстановительными работами).

-технологические - характеризуются малой протяженностью и служат для обеспечения работоспособности в заданных режимах технологических установок перекачивающих станций магистральных трубопроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз. Режим работы определяется технологическим регламентом оборудования.

Технологические трубопроводы в свою очередь классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам. В этом случае трубопроводы подразделяют:

·по материалу на металлические, неметаллические и футерованные. К металлическим относят стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали), медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые, чугунные, биметаллические. К неметаллическим относят полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные. К футерованным относят трубопроводы с поверхностями, покрытыми резиной, полиэтиленом, фторопластом или эмалированные.

·по условному давлению транспортируемого вещества на вакуумные (ниже 0,1 МПа), высокого давления (более 10 МПа), низкого давления (до 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

·по температуре транспортируемого вещества на холодные (температура ниже 0оС), нормальные (от 1о до 45оС) и горячие (от 46оС и выше).

·по степени агрессивности транспортируемого вещества на трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред.

·по месторасположению на внутрицеховые и межцеховые. Внутрицеховые соединяют отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки и размещаются внутри здания или на открытой площадке, имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. По конструктивным особенностям могут быть обвязочные и распределительные. Межцеховые соединяют отдельные технологические установки, аппараты и емкости, находящиеся в разных цехах, характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений.

· по степени воздействия на организм человека вредных веществ на 4 класса опасности (ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76): 1- чрезвычайно опасные, 2 - высоко опасные, 3 - умеренно опасные, 4 - малоопасные.

По назначению:

• выкидные линии - транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;
• нефтегазосборные коллекторы - расположены от ГЗУ до ДНС;
• нефтесборные коллекторы - расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);
• газосборные коллекторы - транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

• высоконапорные - выше 2.5 МПа;
• средненапорные - 1.6 - 2.5 МПа;
• низконапорные - до 1.6 МПа;
• безнапорные (самотечные).

Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии газовой фазы - напорно-самотечным.

По типу укладки:

• подземные;
• наземные;
• надземные;
• подвесные;
• подводные.

По гидравлической схеме:

• простые, то есть не имеющие ответвлений;
• сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

По характеру заполнения сечения:

• трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;
• трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже - выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

Внутренние, местные и магистральные трубопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I - 2,5¸10 МПа; II - 1,2¸2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра трубопровода Ду(мм) подразделяются на четыре класса: I - при 1000 £ Ду £ 1200; II - при 500 £ Ду £ 1000; III - при 300 £ Ду £ 500; IV - при Ду £ 300/

По месту и способу прокладки трубопроводы и участки трубопроводов делятся на пять категорий:

§I категория - участки газопроводов с 1000 £ Ду ³ 700, проходящие при подземной и наземной прокладки через водные преграды, железные и автомобильные дороги, участки газопроводов при надземной прокладки через водные преграды длиной более 25 метров, железные дороги общей сети, автомобильные дороги II, III и IV категории, а также участки нефтепроводов с 700 £ Ду £ 1000, проходящие через водные преграды протяженностью до 1000 метров, болота III типа, железные дороги общей сети, автомобильные дороги I и II категории и тоннели в горной местности.

§II категория - участки газопроводов с 1000 £ Ду ³ 700, проходящие при надземной прокладки через поймы рек шириной до 25 метров, болота III категории, подъездные железные дороги, автомобильные железные дороги I и II категории, трубопроводы прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям, газопроводы и нефте- нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14, 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них.

§III категория - участки трубопроводов, проходящие через болота I типа, автомобильные дороги III, IV и V категории, трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь, трубопроводы для транспортировки газа с Ду ³ 1200 мм, трубопроводы для транспортировки нефти с Ду ³ 700 мм, при подземной, наземной и надземной прокладке в северной строительно-климатической зоне, а также газопроводы с Ду £ 1200 мм и нефтепроводы с Ду £ 700 мм, только при наземной и надземной прокладке в той же зоне.

§IV категория - трубопроводы для транспортировки газа с Ду £ 1200 мм, трубопроводы для транспортировки нефти с Ду ³ 700 мм, при подземной прокладке в северной строительно-климатической зоне.

На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам поступает на газосборные пункты, где его первично замеряют и при необходимости редуцируют. От газосборных пунктов газ направляется в промысловый газосборный коллектор, а по нему - на головные сооружения - установку комплексной подготовки газа (УКПГ), - на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и доводят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции газ газодробильными агрегатами компримируется до номинального рабочего давления (7,5 МПа), а затем поступает в линейную часть магистрального газопровода, к которой относятся: собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдоль трассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками, системой электрохимической защиты. К линейной части магистрального газопровода относятся также лупинги, склады аварийного запаса труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.

К наземным объектам магистрального газопровода относятся компрессорные и газораспределительные станции. Основные сооружения компрессорной станции (КС) - компрессорный цех, ремонтно- и служебно-эксплуатационные блоки, площадка пылеуловителей, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Нередко головные сооружения и головная компрессорная станция (ГКС) представляют собой единый площадочный комплекс. Компрессорные станции отстоят одна от другой на расстоянии 120-150 км. На газораспределительных станциях (ГРС) поступающий газ дополнительно обезвоживают, очищают, редуцируют до высокого давления (1,2 МПа по классификации городских - газопроводов), одоризируют, замеряют и распределяют по трубопроводам отдельных потребителей или их группам.

Подземные хранилища газа (ПХГ) с КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа: летом в них газ накапливают, а зимой подают потребителям. Газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров.

Нефть от скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения - установку комплексной подготовки нефти (УКПН), на которых она отстаивается, обезвоживается, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию (ГНС), а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями (ПНС) нефть перекачивается до конечной насосной станции (КНС), а затем потребителю. Периодически внутреннюю полость нефтепровода по отдельным его участкам очищают от оседающих на его стенках загрязнений и парафина специально пропускаемым по ходу перекачки нефти скребком. Перекачиваемую нефть замеряют на УКПН и всех насосных станциях (НС).

Состав магистрального нефтепродуктопровода (например, бензинопровода) в основном аналогичен составу нефтепровода. Отличие заключается только в том, что нефтепродуктопровод имеет большое число отводов к нефтебазам.

Магистральные газопроводы в зависимости от номинального рабочего давления рраб на входе КС подразделяются на два класса: I - от 2,5 - 10 МПа включительно; II - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра Dy подразделяются на четыре класса: I - от 1000 до 1400 мм; II - от 500 до 1000 мм; III - от 300 до 500 мм; IV - менее 300 мм.

Категории магистральных трубопроводов, установленные в зависимости от коэффициента условий работы а при расчете на прочность, определяют число монтажных сварных стыков т трубопровода, подлежащих контролю физическими методами (в % от общего их числа), а также давление предварительного гидравлического испытания рисп трубопровода до сдачи его в эксплуатацию.

Современное строительство магистральных газонефтепроводов базируется на трех основных схемах конструктивных, решений:

- подземная, надземная и наземная.

Подземная прокладка магистральных газонефтепроводов характеризуется следующими основными нормами: глубина заложения h3 газонефтепроводов до верхней образующей трубы принимается не менее 0,8м при диаметре до 1000 мм и не менее 1 м при диаметре 1000 мм и более, в болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению, h3=1,1 м, в песчаных барханах h3=1м (считая от нижних отметок межбарханных понижений), в скальных грунтах и болотистой местности h3 =0,6 м; для трубопроводов диаметром до 700 мм ширина траншеи по дну В принимается равной DY + 300 мм, для трубопроводов диаметром 700 мм и более B=l,5 Dy, для трубопроводов диаметром 1200 и 1400 мм при откосах траншей более 1: 0,5 В = DY + 500 мм.

Подводные переходы газонефтепроводов через крупные водные преграды проектируют на основе данных гидрологических, инженерно-геологических, топографических и хозяйственно-региональных изысканий. Эти переходы, как правило, заглубляют в дно водоемов или рек ниже наносных донных отложений для предотвращения оголения трубопроводов, что приводит к возникновению вибраций, повреждению трубопроводов якорями судов и разрушению. Верхняя образующая забаластированного (пригруженного) подводного трубопровода должна находиться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки (25-летний прогноз). Границы подводного перехода определяются местами установки запорной арматуры (кранов или задвижек) на берегах водоемов или рек.

Подводные переходы газонефтепроводов должны прокладываться, как правило, ниже по течению от существующих или проектируемых мостов, пристаней, водозаборов и других гидротехнических сооружений; от железнодорожных и автомобильных мостов, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений при диаметрах трубопроводов до 1000 мм и 1000 мм и более это расстояние должно быть соответственно 300 и 500 м; от пристаней и речных вокзалов при тех же диаметрах - 1000 и 1500 м; от водозаборов - 3000 м. Так как подводные переходы газонефтепроводов прокладывают двух- и многониточными, минимальное расстояние между осями соседних ниток должно составлять 30 и 50 м для диаметров трубопроводов соответственно 1000 мм и менее и более 1000 мм. В русловой части подводных переходов кривые вставки труб могут быть предусмотрены лишь в особых, исключительных случаях. Как правило, профиль подводной траншеи должен соответствовать естественному (свободному) радиусу изгиба нитки трубопровода.

Подземная прокладка газонефтепроводов на болотах в зависимости от мощности торфяного слоя и гидрорежима предусматривается либо на грунт, либо непосредственно в торфяном слое. При этом - для предотвращения всплытия участки газонефтепроводов балластируют (пригружают) специальными навесными (железобетонными) грузами, сплошными покрытиями торкретбетоном, сборными железобетонными скорлупами, а также закрепляют винтовыми, гарпунными или раскрывающимися в минеральном грунте анкерами.

Подземные переходы газонефтепроводов через железные и автомобильные дороги прокладывают ниже подошвы их насыпей в специальных защитных трубах-футлярах (кожухах), диаметры которых должны быть на 200 мм больше диаметров труб. Защитные кожухи не устанавливают при пересечении газонефтепроводами автомобильных дорог категории V, автомобильных дорог промышленных предприятий всех категорий, а также полевых и проселочных дорог. Концы кожуха выводятся на 25 м от крайних путей железных дорог и 10 м от автомобильных дорог. Кожухи магистральных газопроводов оборудуют вытяжными свечами, а от кожухов нефтепродуктопроводов отводят аварийные канавы со смотровыми колодцами.

Надземную прокладку (рис. 4) магистральных газонефтепроводов (в основном, газопроводов) применяют в районах многолетнемерзлых и слабоустойчивых грунтов, горных выработок, пустынь и болот, на крупных и малых переходах через естественные преграды.

Надземные трубопроводы и их участки имеют компенсирующие устройства, входящие в конструкцию: надземная прокладка «змейкой», надземные газопроводы со слабоизогнутыми участками и др. В зависимости от конструкции опор надземные переходы бывают: однопролетные; многопролетные бесконсольные без компенсаторов (опоры на грунт или плиту); многопролетные консольные с компенсаторами (опоры из стоек, свай и других конструкций), без компенсаторов, с Г-образными компенсаторами, с П-образными компенсаторами, с компенсацией по типу «змейка»; висячие однопролетные, многопролетные с пилонами, с опорами, заделанными в скалы; вантовые, арочные, шпренгельные, типа «провисающая нить» и др.

При надземной прокладке газонефтепроводов используют несущую способность самого трубопровода.

Наземную прокладку магистральных газопроводов применяют сравнительно редко. При этом необходимо соблюдать следующие условия:

- в болотах, заболоченной и обводненной местности газопровод следует укладывать на подготовленное основание и обваловывать торфом, а затем минеральным грунтом из канавы-резерва (реже привозным грунтом); это позволяет исключить применение дорогостоящих средств (железобетонных пригружателей, анкеров) для закрепления газопровода на проектной отметке, необходимого при подземной прокладке, но в то же время приводит к нарушению поверхностного гидрорежима в зоне полосы прокладки газопровода, требует устройства специальных водопропусков, дополнительных затрат на сохранение насыпи - обвалования при эксплуатации газопровода;

Прокладку с частичным заглублением применяют при строительстве магистральных газопроводов в условиях болот, скальных грунтов со вскрышным слоем минерального грунта малой мощности, заболоченной и обводненной местности. Стоимость прокладки газопроводов с частичным заглублением меньше стоимости подземной прокладки из-за резкого сокращения объема земляных работ и возможности разработки траншеи-канавы небольшой глубины (до 0,6-0,8 м) навесными (к болотному трактору) канавокопателями.

Подземные, надземные и наземные газонефтепроводы проектируют сварными встык с установкой на них стальной запорной арматуры (кранов на газопроводах, задвижек на нефтепродуктопроводах) равнопроходного сечения, рассчитанной на испытательное давление трубопровода.