Каталог

Помощь

Корзина

Основы подготовки и транспортирования нефти и газа по магистральным трубопроводам

Оригинальный документ?

ОСНОВЫ ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ НЕФТИ И ГАЗА ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ТРУБОПРОВОДАМ

 

Принципиальная технологическая схема магистрального трубопроводного транспорта нефти.

 

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефти, называется нефтепроводом.

По своему назначению нефтепроводы разделяются на следующие группы:

- промысловые - соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

- магистральные - предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов из районов их добычи или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и нефтеперерабатывающих заводов). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;

- технологические - предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ, необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

Согласно СН и П 2.05.06 - 85 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): I - 1000-1200 включительно; II - 500-1000 включительно; III - 300-500 включительно; IV- 300 и менее.

Наряду с этой классификацией СН и П 2.05.07 - 85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории(табл.13), которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода:

 

Таблица 13 Категория нефтепровода при прокладке

Диаметр нефтепровода, мм

До  700

700 и более

Категория нефтепровода при прокладке

подземной

IV

III

наземной и подземной

III

III

 

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 категории III.

В состав магистральных нефтепроводов (рис. 1) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, и резервуарные парки

 

Рис. 1. Состав сооружения магистрального нефтепровода

 Рис. 1. Состав сооружения магистрального нефтепровода:

1 - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция; 3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пукт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8 - надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - доля обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога


В свою очередь линейные сооружения согласно СН и П 2.05.06 - 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти; здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти; указатели и предупредительные знаки.

Основные элементы магистрального  трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на 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 (например, для исключения возможности замерзания скопившейся воды).

Для магистральных  трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300 - 1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог  трубопровод проходит в патроне, диаметр которых на 100 - 200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10 - 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходят линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Нефтеперекачивающие стации (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70 - 150 км. Перекачивающие станции нефтепроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч.

В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает        800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100 - 300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.

Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом равным 0,3 - 1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами.

Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепроводов. Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти, иногда их совмещают с насосными станциями.

Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная база, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к  нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.    

 


Принципиальная технологическая схема магистрального трубопроводного транспорта газа.

 

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

 В состав магистральных газопроводов (рис. 2) входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие станции; конечные пункты конденсатопроводов и газораспределительные станции (ГРС), из которых принимают поступающие по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

 

Рис. 2. Схема магистрального газопровода

Рис. 2. Схема магистрального газопровода;

1 - газосборные сети; 2 - промысловый пункт сбора газа; 3 - головные сооружения; 4 - компрессорная станция; 5 - газораспределительная станция; 6 - подземные хранили­ща; 7 - магистральный трубопровод; 8 - ответвления от магистрального трубопровода; 9 - линейная арматура; 10 - двухниточный проход через водную преграду

 

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

Основные элементы магистрального трубопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, их заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуются особыми геологическими условиями или необходимостью поддержанию температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300¸1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, 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 газопроводы (а в некоторых случаях и конденсатопроводы) утяжеляют 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 200 мм больше диаметра основного. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10¸30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки 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 назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые на трассе станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному  покрытию. На расстоянии 10¸20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на конденсатопроводах с интервалом 50¸150 км и на газопроводах с интервалом 100¸200 км. В начале конденсатопровода находится головная насосная станция (НС). Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплект вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого  на линию электропередачи (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также система водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или по три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м3/сутки, а давление на выходе станции – 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной КС. На всех КС газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. КС, также как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения и др.

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. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления.

 Хранение и распределение газа.

 

Промышленными и коммунальными потребителями использование газа в течение суток, месяца и года неравномерно. Поскольку газ по газопроводу подается постоянно в одном и том же количестве, то с учетом разных факторов в одни периоды времени возможно возникновение его недостатка, а в другие периоды образуются избытки.

Для того, чтобы газоснабжение было стабильным, излишки газа, возникающие в определенное время года, необходимо где-то аккумулировать, чтобы можно было его подавать в газовую систему в период максимального газопотребления. Имеется несколько способов, но наиболее эффективным является компенсация неравномерного газопотребления с помощью подземных хранилищ, создаваемых в горных породах.

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. Использование ПХГ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, снижать пиковые нагрузки в ЕСГ, обеспечивать гибкость и надежность поставок газа. Сеть ПХГ обеспечивает в отопительный период до 20% поставок газа российским потребителям, а в дни резких похолоданий эта величина достигает 30%.

На территории Российской Федерации расположены 25 подземных хранилищ с суммарной активной емкостью 65,1 млрд куб. м.

Расширение мощностей ПХГ – одна из стратегических задач «Газпрома». Затраты на создание мощностей подземного хранения газа для регулирования сезонной неравномерности в 5—7 раз ниже затрат на создание соответствующих резервных мощностей в добыче и транспорте газа.

Для повышения гибкости и обеспечения оптимальной загрузки системы «Газпром» расширяет мощности подземных хранилищ. В мае 2007 года после завершения реконструкции введена в эксплуатацию первая очередь Канчуринско-Мусинского комплекса подземного хранения газа в Республике Башкортостан.

На территории России ведется строительство трех объектов подземного хранения газа: в водоносной структуре - Удмуртского резервирующего комплекса, в каменной соли Калининградского и Волгоградского ПХГ. Волгоградское ПХГ будет крупнейшим в Европе и первым в России подземным хранилищем в солях с объемом активного газа 800 млн куб. м и суточной производительностью 70 млн куб. м.

«Газпром» использует также ПХГ в Австрии, Германии, Великобритании, Латвии, Украине, ведет строительство новых мощностей. В июле 2007 года введена в эксплуатацию первая очередь ПХГ «Хайдах» (Австрия) – совместного проекта «Газпрома», ВИНГАЗ и австрийской компании РАГ.

30 апреля 2008 г. ОАО «Газпром» и немецкая компания «Фербунднетц Газ» (ФауНГ) подписали Соглашение о сотрудничестве в области подземного хранения газа. В соответствии с документом стороны построят новое ПХГ близ гернбург (Саксония-Ангальт, Германия). Ввод в эксплуатацию первой каверны хранилища запланирован на 2009 год, последней – на 2022 год. К моменту завершения строительства активный объем ПХГ составит 510 млн куб. м газа. В течение ближайших 14 лет «Газпром» и ФауНГ намерены совместно инвестировать в строительство ПХГ около 350 млн евро и создать в общей сложности десять дополнительных каверн на территории земли Саксония-Ангальт.

Суммарная активная емкость российских ПХГ, млрд куб. м

· 2000 год – 57,8 млрд куб. м

· 2007 год – 65,1 млрд куб. м

· 2010 год – 82 млрд куб. м (прогноз)