МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Конспект лекций Составитель А.В.Шадрина Издательство Томского политехнического университета 2012 Содержание 2 ВВЕДЕНИЕ Трубопроводный транспорт широко применяется в системах хозяйствования различных стран. По трубопроводам транспортируются вода, растворы, нефть, нефтепродукты, газ, газоконденсаты. Конспект лекций включает системное изложение вопросов сооружения и эксплуатации газонефтепроводов и газонефтехранилищ: приведена характеристика деятельности организаций, занимающихся эксплуатацией трубопроводных систем (в том числе компании, действующей в Томской области - ОАО «Центрсибнефтепровод», эксплуатирующей нефтепроводы «Самотлор - Александровское» (участок протяженностью в 23 км), «Александровское - Анжеро-Судженск» (818 км), «Игольско-Таловое - Парабель» (397 км)), характеристика их важных проектов, создаваемых новых высокоэффективных экспортных маршрутов; приведены технология и техника сооружения объектов трубопроводных систем для различных условий; технологии транспорта и хранения нефти, газа. Даны сведения о техническом обслуживании и ремонте нефтегазовых объектов. Конспект лекций имеет иллюстративное сопровождение в виде лекций-презентаций, расположенных на персональном сайте автора (http://portal.tpu.ru:7777/SHARED/k/KR_NAS_SH/Ycheb_metod/Tab1:Tab 1). Конспект лекций предназначен для студентов не нефтяных специальностей: «Экономика и управление на предприятии (нефтяной и газовой промышленности)» и может быть использовано учащимися, слушателями и студентами нефтяного профиля. 3 Лекция 1. ВВЕДЕНИЕ. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Нефтегазовая отрасль является одной из основ экономики России. Она включает себя совокупность взаимосвязанных процессов и производств от геологоразведочных работ до переработки нефти и газа, и их сбыта. Важным звеном в этой цепочке являются магистральные трубопроводы, которые, по мнению некоторых авторов, подобно кровеносной системе пронизывают страны и континенты, но только циркулируют в них энергоносители. Дисциплина ―Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ‖ включает ряд модулей, представленных на рисунке 1. По трубопроводам транспортируются вода, растворы, нефть, нефтепродукты, газ, газоконденсаты (при снижении давления до атмосферного из газа выделяется жидкая фаза – конденсат). В настоящее время экономика нашей страны немыслима без трубопроводов – самого экономичного и экологически чистого транспорта углеводородного сырья. Трубопроводы связывают места добычи нефти и газа с местами их переработки и потребления. Различают следующие виды трубопроводов: нефтепроводы – трубопроводы для транспортировки нефти; продуктопроводы – трубопроводы для транспортировки нефтепродуктов; газопроводы – трубопроводы для транспортировки газа. Следует отметить, что основной объем добычи нефти и газа в России приходится на ряд вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). Вертикально-интегрированные компании объединили крупные нефтяные активы, под которыми понимаются объекты собственности компании: физические активы – здания, оборудование, машины и т.п.; финансовые активы – наличные деньги, акции и т.п.; нематериальные активы – торговые марки и т.п. по принципу интеграции технологически взаимосвязанных производств «от скважины до бензоколонки», от сегмента добычи нефти до сегмента, связанного с ее переработкой и сбытом продуктов переработки нефти. В этой цепочке обособленно стоит процесс транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа по магистральным трубопроводам, который обеспечивают отдельные компании. 4 5 Рисунок 1 – Информационная карта дисциплины 6 Основными организациями, эксплуатирующими трубопроводные системы, являются: ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «АК «Транснефть»; ОАО «АК «Транснефтепродукт»; ОАО «Газпром». Характеристика ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» Компания зарегистрирована Московской регистрационной палатой 26 августа 1993 года. Учредитель – Правительство Российской Федерации. 100 % голосующих акций компании в федеральной собственности. Включает 31 дочернее общество (например, ОАО «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири (ОАО «Центрсибнефтепровод»), «Балтнефтепровод», «Северо-западные МН», «Приволжские МН» и др., в том числе ОАО «АК «Транснефтепродукт»). Имеет свыше 20 млн кубометров резервуарных емкостей; более 500 насосных станций; 70 тыс. км магистральных трубопроводов. Транспортирует 93 % добываемой в России нефти. Основные направления деятельности компании ОАО «АК «Транснефть»: Оказание услуг в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов в Российской Федерации и за ее пределами. Проведение профилактических, диагностических и аварийновосстановительных работ на магистральных трубопроводах. Координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов и других объектов трубопроводного транспорта. Взаимодействие с трубопроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти и нефтепродуктов в соответствии с межправительственными соглашениями. Участие в решении задач научно-технического и инновационного развития в трубопроводном транспорте, внедрение нового оборудования, технологий и материалов. 7 Привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции объектов организаций системы «Транснефть». Организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах размещения объектов трубопроводного транспорта. Основными нефтепроводами компании являются: Балтийская трубопроводная система. Трансевропейский нефтепровод «Дружба» (соединяет месторождения нефти в Татарстане и Самарской области с восточноевропейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия). Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме (учрежден правительствами Казахстана, Султаната Оман и России). Нефтепровод «Баку – Новороссийск». Нефтепровод «Грозный – Туапсе». Основными продуктопроводами компании являются: Нефтепродуктопровод «Северный». Нефтепродуктопровод «Южный». ОАО «АК «Транснефть» разрабатывает наиболее экономичные маршруты движения нефти, тарифы на перекачку и перевалку нефти с утверждением их в Федеральной службе по тарифам РФ (ФСТ). Применительно к нашему региону отметим деятельность компании ОАО «Центрсибнефтепровод». Предприятие эксплуатирует нефтепроводы «Самотлор - Александровское» (участок протяженностью в 23 км), «Александровское - Анжеро-Судженск» (818 км), «Игольско-Таловое Парабель» (397 км) и перекачивает нефть северных месторождений Тюменской области, получая ее от ОАО «Сибнефтепровод», а также месторождений Томской области. Далее эстафета переходит к ОАО «Транссибнефть». Таким образом, магистральные нефтепроводы Центральной Сибири - важное звено в единой системе движения российской нефти на Восток. Протяженность находящихся в ведении ОАО «Центрсибнефтепровод» нефтяных магистралей в однониточном исчислении составляет около 1400 км. 8 Характеристика ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефтепродукт» Одна из крупнейших в мире и единственная в России компания, транспортирующая светлые нефтепродукты (дизельное топливо, бензин, керосин) от 17 нефтеперерабатывающих заводов. Является дочерним обществом ОАО «АК» Транснефть». Включает 12 дочерних обществ (например, ОАО «Мостранснефтепродукт», ОАО «Петербургтранснефтепродукт», ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» и др.). Группа «Транснефтепродукт» транспортирует нефтепродукты как по прямым (от НПЗ до экспортного порта или потребителя), так и по смешанным транспортным схемам (от НПЗ – по трубопроводной системе Группы «Транснефтепродукт», затем железнодорожным транспортом). Имеет 867 резервуаров для хранения нефтепродуктов (4,8 млн куб. м), 43 пункта налива в железнодорожный и автомобильный транспорт, 19,1 тыс. км нефтепродуктопроводов, 491 насосный агрегат, 70 перекачивающих станций. Основные направления деятельности компании ОАО «АК «Транснефтепродукт»: транспортировка светлых нефтепродуктов – дизельного топлива, бензинов, керосина на внутренний рынок РФ; экспорт нефтепродуктов в страны СНГ (Украина, Белоруссия, Латвия, Казахстан) и дальнего зарубежья; краткосрочное хранение нефтепродуктов в резервуарах; услуги по наливу нефтепродуктов на железнодорожный и автомобильный транспорт. Характеристика ОАО «Газпром» ОАО «Газпром» – одна из крупнейших энергетических компаний в мире. В 1993 г. создано Российское акционерное общество «Газпром», переименованное в 1998 г. в Открытое акционерное общество «Газпром». Транспортировку природного газа осуществляют 18 дочерних обществ (например, ООО «Газпром трансгаз Уфа», ООО «Газпром трансгаз Томск» и др.). Магистральные газопроводы объединены в единую систему газоснабжения России. 9 Имеет 25 объектов подземного хранения газа в РФ. Доля в мировых запасах природного газа 18 %, в российских – 70 %. Государство контролирует 50,002 % акций. Основные направления деятельности компании ОАО «Газпром»: добыча, транспортировка, переработка и реализация газа, нефти и других углеводородов; подземное хранение газа, производство и сбыт тепло- и электроэнергии; технический контроль трубопроводных систем, бурение нефтяных и газовых скважин; поставка оборудования; НИОКР; обработка информации; предоставление банковских услуг. Переработка газа, газового конденсата и нефти осуществляется на шести газо- и конденсатоперерабатывающих заводах ОАО «Газпром», на предприятиях ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Газпром нефтехим Салават». Экспорт продукции «Газпрома» осуществляется через 100%-ное дочернее общество ООО «Газпром экспорт». Важные проекты по созданию и развитию трубопроводных систем ОАО «АК «Транснефть» проводит интенсивную работу по диверсификации направлений поставок энергоресурсов и создание высокоэффективных экспортных маршрутов. Эта система позволяет государству через ОАО «АК «Транснефть» выполнять оперативное управление грузопотоками при изменении потребностей рынков или политической ситуации. А в геополитическом и внешнеэкономическом ключе – это расширение присутствия России на динамично развивающихся мировых рынках. Финансирование строительства новых нефтепроводов осуществляется без использования бюджетных (государственных) средств за счет рационального сочетания собственных и привлеченных финансовых ресурсов. К недавно реализованным проектам компании относятся «ВСТО (Восточная Сибирь – Тихий океан)-1» (2009 г.), «Сковородино-граница КНР» (2010 г.). 10 В настоящее время ОАО «АК «Транснефть» реализует четыре серьезных проекта: расширение ТС «ВСТО-1»; строительство ТС «ВСТО-2»; завершается реализация «БТС-2»; сооружается нефтепровод «Пурпе-Самотлор». Трубопроводная система ВСТО предназначена соединить нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с нефтеналивным портом Козьмино в заливе Находка и нефтеперерабатывающим заводом под Находкой, что позволит России выйти на рынки стран АзиатскоТихоокеанского региона. Планируемая общая протяжѐнность трубопровода – 4800 км. Строительство осуществляется в два этапа. В рамках первого этапа (ВСТО-1) построены магистральный нефтепровод на участке г. Тайшет (Иркутская область) - г. Усть-Кут (Иркутская область) - г. Ленск (Якутия)- г. Олекминск - г. Алдан (Якутия) - г. Сковородино (Амурская область) мощностью 30 млн. тонн нефти в год общей протяженностью 2694 км, семь нефтеперекачивающих станций, пункт налива нефти на станции Сковородино, специализированный морской нефтеналивной порт «Козьмино» в районе г. Находка. Состав объектов СМНП «Козьмино» включает в себя: две двусторонние железнодорожные сливные эстакады на 74 вагоно-цистерны каждая с комплексом сопутствующих сооружений, коридор коммуникаций от площадки сливных ж/д эстакад до нефтебазы, нефтебазу с резервуарным парком, технологический причал для танкеров, 4 морских стендера для налива нефти. В декабре 2009 года осуществлен ввод объекта в эксплуатацию нефтепроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО) и отгружен первый танкер с нефтью сорта «ВСТО». Транспортировка нефти от г. Сковородино в направлении СМНП «Козьмино» осуществляется железнодорожным транспортом. Железнодорожная составляющая проекта ВСТО сохранится до введения в эксплуатацию второй очереди системы. Реализация второго этапа проекта трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО-2) общей мощностью до 50 млн. тонн в год с одновременным обеспечением расширения пропускной способности трубопроводной системы на участке Тайшет – Сковородино до 80 млн. тонн в год осуществляется на участке г. Сковородино 11 (Амурская область) – СМНП (Спецморнефтепорт) «Козьмино» (Приморский край). Трубопровод общей протяженностью 2045 км проходит по маршруту г. Сковородино – г. Благовещенск – г. Биробиджан – г. Хабаровск – СМНП «Козьмино» по территории Амурской области, Еврейской автономной области, Хабаровского края и Приморского края. Строительство ведется с января 2010 г. В сентябре 2011 г. строители завершили сварочно-монтажные работы линейной части ТС ВСТО-2. В 2012 г. предстоит закончить возведение всех площадочных объектов. Нефтепровод «Сковородино – граница КНР» реализуется в соответствии с Межправительственным соглашением, заключенным между Правительством Российской Федерации и Правительством Китайской Народной Республики о сотрудничестве в нефтяной сфере от 21.04.2009 г. года и является ответвлением от трубопроводной системы ВСТО, предназначен для экспортной транспортировки российской нефти в КНР. Протяженность линейной части российского участка составляет 63,4 км, диаметр 720 мм, производительность – 15 млн т нефти в год. Объект сдан в эксплуатацию в 2010 г., коммерческие поставки нефти в КНР начались 1 января 2011 г. Балтийская трубопроводная система (БТС) –система магистральных нефтепроводов, связывающая месторождения нефти ТиманоПечерского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с морским портом Приморск (маршрут г. Унеча (Брянская область) – г. УстьЛуга (Ленинградская область). Проектная мощность нефтепровода – 75 млн т нефти в год. Целями строительства было повышение мощности сети экспортных нефтепроводов, снижение издержек на экспорт нефти, а также необходимость снижения рисков транзита нефти через другие государства. Проект строительства нефтепровода до Приморска взамен трубопровода «Дружба» родился после нефтяного конфликта России и Белоруссии в начале 2007 г., когда Белоруссия перекрыла России транзитные потоки нефти в Европу по трубопроводу «Дружба», требуя уплаты пошлины за транзит. После этого инцидента Россия решила подстраховаться от рисков, альтернативная труба получила одобрение правительства и президента. Трасса нефтепроводной системы проходит по территории Брянской, Смоленской, Тверской, Новгородской и Ленинградской областей. Главным плюсом «политического» трубопровода эксперты называют независимость от стран-транзитеров. 12 Строительство нефтепровода БТС-2 началось в июне 2009 года. В октябре 2010 года в районе порта Усть-Луга прошла сварка заключительного стыка линейной части нефтепровода БТС-2. В настоящее время система управления БТС-2 эксплуатируется в опытном режиме. В настоящее время Приморск – крупнейший в России порт по отгрузке нефти на экспорт. В ближайшей перспективе его мощность может быть увеличена до 120 млн т. При этом Приморск, по оценкам независимых международных экспертов, – самый чистый и экологически безопасный в мире нефтепорт. Нефтепровод «Пурпе-Самотлор» Целью проекта является обеспечение поставки новых объемов нефти в трубопроводную систему «Восточная Сибирь – Тихий океан» с месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края, в том числе Ванкорского месторождения. Проект нефтепровода «НПС «Пур-Пе» – НПС «Самотлор» включает в себя строительство магистрального трубопровода общей протяженностью 429 км диаметром 1020 мм мощностью 25 млн т нефти в год, реконструкцию НПС «Пур-Пе», НПС «Самотлор», строительство промежуточной НПС, объектов внешнего электроснабжения, технологической связи, инфраструктуры. Трасса проходит по территории Ямало-Ненецкого и ХантыМансийского (Югры) автономных округов. Следует отметить, что реализуемые компанией проекты представляют собой принципиально новые направления развития, новые мощности, а не расширение заложенной ранее инфраструктуры. Проекты осуществляются в сложных природно-климатических условиях. Никогда в своей истории компания не строила одновременно так много стратегически важных объектов. Перспективы развития трубопроводного транспорта газа В настоящее время основные инвестиции в развитие газотранспортной системы направляются на строительство российского участка газопровода Ямал – Европа (Мегапроект Ямал). Полуостров Ямал является регионом стратегических интересов ОАО «Газпром». Промышленное освоение месторождений Ямала позволит довести добычу газа на полуострове к 2030 году до 310–360 млрд куб. м в год. Выход на Ямал имеет принципиальное значение для обеспечения роста добычи газа в России. 13 Газопровод «Северный поток» (Nord Stream) - это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу. Целевыми рынками поставок по «Северному потоку» являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания и другие страны. Отличительной особенностью газопровода является отсутствие на его пути транзитных государств, что снижает риски транспортировки газа и его стоимость, одновременно повышая надежность экспортных поставок. Новый газопровод имеет большое значение для обеспечения растущих потребностей европейского рынка в природном газе. Благодаря прямому соединению крупнейших в мире запасов газа, расположенных в России, с европейской газотранспортной системой, «Северный поток» сможет удовлетворить около 25% дополнительной потребности в импортируемом газе. Проектная мощность – 55 млрд м3 газа в год. Сухопутный участок газопровода протяженностью 917 км пройдет по территории РФ от Грязовца до Выборга. Морской участок протяженностью 1198 км планируется проложить по дну Балтийского моря до побережья Германии с отводом в Швецию. Для проектирования, строительства и эксплуатации морского участка «Северного потока» создано совместное предприятие Nord Stream AG, зарегистрированное в Швейцарии. В его капитале СП ОАО «Газпром» принадлежит 51%, а немецким компаниям BASF и E.ON – по 24,5%. «Сахалин-2» Уникальность проекта «Сахалин-2»: Первый проект, реализуемый в России на условиях соглашения о разделе продукции. Первое соглашение о разделе продукции, подписанное в России. Первые морские нефтегазодобывающие платформы, установленные в России. Первый завод по производству сжиженного природного газа в России. Первый выход российского газа на энергетические рынки АзиатскоТихоокеанского региона и Северное побережье Америки. «Голубой поток» – газопровод между Россией и Турцией, проложенный по дну Чѐрного моря. Общая протяжѐнность газопровода — 1213 км. «Южный поток». В целях диверсификации маршрутов экспортных поставок природного газа ОАО «Газпром» реализует проект строи- 14 тельства газопровода через акваторию Черного моря в страны Южной и Центральной Европы — проект «Южный поток». Для реализации сухопутной части проекта с Болгарией, Сербией, Венгрией, Грецией, Словенией, Хорватией и Австрией подписаны межправительственные соглашения. 15 Лекция 2. ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА СТРОИТЕЛЬСТВО МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОНЕФТЕПРОВОДА. ТЕХНОЛОГИЯ И УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ГНП И ГНХ Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности, в том числе магистральных газонефтепроводов, относится к транспортному строительству. С точки зрения организации строительства магистральный трубопровод следует рассматривать как промышленно-транспортный комплекс, включающий: собственно трубопровод (линейная часть); наземные объекты (компрессорные и насосные станции, газораспределительные станции, аварийно-ремонтные пункты и др.) Документация на производство проектно-изыскательских работ Для выполнения проектных и изыскательских работ обычно между заказчиком и подрядчиком-проектировщиком заключается соответствующий договор, по которому подрядчик обязуется по заданию заказчика разработать техническую документацию и выполнить требуемые изыскательские работы, а заказчик обязуется принять и оплатить эти работы. В тех случаях, когда строительство ведется методом «под ключ», проектно-строительной организацией заключается один комплексный договор подряда, в котором предусмотрены к выполнению все виды деятельности: проектирование, выполнение строительно-монтажных работ, комплектация строительства требуемым оборудованием и ввод в эксплуатацию. Задание на проектирование и исходные данные, необходимые для составления технической документации, заказчик должен до начала работ по договору передать подрядчику. Одновременно с ним передаются другие материалы: обоснование инвестиций строительства объекта, отвод земельного участка. Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, технико-экономическое обоснование (ТЭО) (проект) строительства. Проект строительства - это техническая документация, в которую обычно включаются: технико-экономическое обоснование, чертежи, записки и некоторые другие материалы, необходимые для организации и 16 проведения строительства. Одной из важнейших частей этой документации являются материалы выполненных инженерных изысканий (исследований). Инженерные изыскания Инженерные изыскания – мероприятия, которые должны обеспечивать комплексное изучение природных условий района, площадки, участка, трассы проектируемого строительства, местных строительных материалов и источников водоснабжения, получение необходимых и достаточных материалов для разработки экономически целесообразных и технически обоснованных решений при проектировании и строительстве объектов с учетом рационального использования и охраны природной среды, а также получение данных для составления прогноза изменений природной среды под воздействием строительства и эксплуатации предприятий, здании и сооружений. Инженерные изыскания необходимо выполнять для разработки предпроектной документации: технико-экономических обоснований и техникоэкономических расчетов (ТЭР) строительства новых, расширения, реконструкции и технического перевооружения действующих предприятии, здании и сооружений; проектов (рабочих проектов) предприятии, здании и сооружений; рабочей документации предприятий, зданий и сооружений. Инженерные исследования включают инженерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно-гидрометеорологические и инженерно-экологические изыскания. Инженерно-геодезические изыскания должны обеспечивать получение топографо-геодезических материалов и данных, необходимых для проектирования строительства и реконструкции объектов, зданий и сооружений; для разработки генерального плана объекта (определения оптимального положения трассы). Инженерно-геологические изыскания должны обеспечивать комплексное изучение инженерно-геологических условии района (площади, участка, трассы) проектируемого строительства, включая рельеф, геоморфологические, сейсмические, гидрогеологические условия, геологическое строение, состав, состояние и свойства грунтов, геологические процессы и явления, и т.п. Инженерно-гидрометеорологические изыскания следует выполнять для обеспечения проектирования исходными данными при решении следующих задач: 17 - выбора места размещения площадки строительства (трассы) и ее инженерной защиты от неблагоприятных гидрометеорологических воздействий; - выбора конструкций сооружений и определения их основных параметров; - определения условий эксплуатации сооружений; - организации водоснабжения, выпусков сточных вод и др.; - охраны водной и воздушной среды. Инженерно-гидрометеорологические изыскания трасс линейных сооружений должны обеспечивать: - оценку климатических условий полосы приложения трассы; - выбор участков перехода трассы через водные объекты. Инженерно-экологические изыскания выполняются для поэтапного экологического обоснования намечаемой хозяйственной деятельности. Они являются самостоятельным видом комплексных инженерных изысканий для строительства и могут выполняться как в увязке с изысканиями других видов (инженерно-геодезическими, инженерногеологическими, инженерно-гидрометеорологическими), так и в отдельности, по специальному техническому заданию заказчика для оценки экологической обстановки на застраиваемых или застроенных территориях в целях ликвидации негативных экологических последствий хозяйственной и иной деятельности и оздоровления сложившейся ситуации. На основании материалов, полученных при выполнении инженерных изысканий разрабатывают проектную документацию для строительства и эксплуатации объекта. Технико-экономическое обоснование строительства (ТЭО, проект) объекта Решение о разработке ТЭО (проекта) строительства принимается заказчиком после проведения экспертизы, согласования и утверждения «Обоснование инвестиций». Разработка ТЭО выполняется по заданию заказчика проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию и достаточный опыт работы. Основным документом, регламентирующим взаимоотношения между заказчиком и исполнителем-проектировщиком, а также правовые и финансовые отношения, взаимные обязательства и ответственность сторон, является договор на разработку ТЭО. 18 Рекомендуемый состав технико-экономических обоснований строительства (ТЭО, проект) следующий: 1. Общая пояснительная записка. 2. Генеральный план и транспорт. 3. Технологические решения. 4. Архитектурно-строительные решения. 5. Инженерное оборудование, сети и системы. 6. Организация строительства. 7. Охрана окружающей среды. 8. Охрана труда и техника безопасности. 9. Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций. 10. Сметная документация. 11. Эффективность инвестиций. Решение о разработке рабочей документации принимается заказчиком после проведения экспертизы, согласования и утверждения ТЭО. В случае привлечения для разработки рабочей документации проектной организации, не являющейся разработчиком ТЭО (проекта), рабочего проекта (утверждаемой части), или в случае отступления от решений, принятых в них, выдается задание на разработку рабочей документации. Рабочая документация Состав рабочей документации определяется соответствующими государственными стандартами Системы проектной документации для строительства (СПДС) и уточняется заказчиком и проектировщиком в заключаемом договоре. Рекомендуемый состав рабочей документации следующий: 1. Рабочие чертежи, предназначенные для производства строительных и монтажных работ. 2. Рабочая документация по ГОСТ 21.501-81 на строительные изделия. 3. Спецификации оборудования, изделий и материалов по основным комплектам рабочих чертежей по ГОСТ 21.110-81. 4. Ведомости и сводные ведомости объемов строительных и монтажных работ по ГОСТ 21.101-81. 5. Другая документация, предусмотренная соответствующими стандартами. 6. Сметная документация. 19 7. Конструкторская документация по изготовлению не стандартизированного оборудования, конструкций узлов и деталей. 8. Специальные разделы, оговоренные договором. В составе рабочего проекта кроме рабочей документации разрабатываются следующие материалы: общая пояснительная записка, содержащая исходные данные для проектирования; основные технико-экономические показатели запроектированного объекта; генеральный план; перечень зданий и сооружений, которые намечено строить по типовым проектам; дополнительные чертежи, разрабатываемые при привязке типовых и повторно применяемых индивидуальных проектов; организация строительства; сметная документация. Экспертиза принятых проектных решений Проекты строительства до их утверждения подлежат государственной экспертизе независимо от источников финансирования, форм собственности и принадлежности объектов. Государственная экспертиза является обязательным этапом инвестиционного процесса в строительстве и проводится в целях предотвращения строительства объектов, создание и использование которых не отвечает требованиям государственных норм и правил или наносит ущерб охраняемым законом правам и интересам граждан, юридических лиц и государства, а также в целях контроля за соблюдением социально-экономической и природоохранной политики. Заключение государственной экспертизы является обязательным документом для исполнения заказчиками, подрядными, проектными и другими заинтересованными организациями. При экспертизе проектов строительства проверяется: соответствие принятых решений обоснованию инвестиций в строительство объекта; наличие необходимых согласований проекта с заинтересованными организациями и органами государственного надзора; хозяйственная необходимость и экономическая целесообразность намечаемого строительства; выбор площадки (трассы) строительства с учетом градостроительных, инженерно-геологических, экологических и других факторов; достаточность и эффективность технических решений и мероприятий по охране окружающей природной среды, по защите населения 20 и устойчивости функционирования объектов в чрезвычайных ситуациях, энергосбережению; обеспечение безопасности эксплуатации предприятий, зданий и сооружений; соблюдение норм и правил по охране труда, технике безопасности и санитарным требованиям; и др. По результатам экспертизы составляется заключение. При выявлении в результате экспертизы грубых нарушений нормативных требований экспертным органом вносится предложение о применении в установленном порядке к организациям – разработчикам проектной документации штрафных санкций или приостановлении действия выданных, им лицензий. Заключение утверждается руководителем экспертного органа и направляется заказчику или в утверждающую проект инстанцию. С учетом оценки качества проекта строительства он рекомендуется к утверждению, отклоняется или возвращается на доработку. Подготовка к производству строительно-монтажных работ После завершения проектной подготовки строительства и выбора генерального подрядчика (на условиях конкурсного отбора) заказчик заключает с подрядчиком договор подряда. До начала производства работ на строительстве заказчик должен оформить и передать подрядчику разрешение на производство строительно-монтажных работ, получаемое в соответствующих службах местной администрации; рабочие чертежи с разрешением к производству работ (штамп технического надзора заказчика); заключить договор с разработчиками проектной документации на ведение авторского надзора на строительстве объекта и создать необходимые условия для их работы. При подготовке к проведению строительно-монтажных работ необходимо: разработать проекты производства работ, согласовывать проект производства работ с заказчиком и утвердить его подрядной организацией; разработать и осуществить мероприятия по организации труда; организовать инструментальное хозяйство для обеспечения бригад необходимыми средствами малой механизации, инструментом, средствами измерений и контроля и т.п.; 21 поставить или перебазировать на рабочее место строительные машины и установки. При подготовке строительной организации к строительству объектов должна разрабатываться, как правило, документация по организации работ на годовую или двухлетнюю программу. Завершение подготовительных работ должно фиксироваться в общем журнале работ. Подрядчиком организуется подготовка и подборка соответствующей производственной документации, которая может быть востребована при строительстве, в состав которой включается, например: комплексный сетевой или линейных график производства работ; строительный генеральный план с расположением приобъектных постоянных и временных транспортных путей, сетей водоснабжения, электроснабжения и т.п.; график поступления на объект строительных конструкций, деталей, материалов и оборудования; нормативные документы, стандарты; инструкции по охране труда и технике безопасности; | и др. Общий журнал работ является основным первичным исполнительным производственным документом, отражающим технологическую последовательность, сроки, качество выполнения и условия производства строительно-монтажных работ. Организация контроля при производстве строительномонтажных работ Производственный контроль качества строительно-монтажных работ должен включать входной контроль рабочей документации, конструкций, изделий, материалов и оборудования, операционный контроль отдельных строительных процессов или производственных операций и приемочный контроль строительно-монтажных работ. На всех стадиях строительств с целью проверки эффективности ранее выполненного производственного контроля должен выборочно осуществляться инспекционный контроль. Инспекционный контроль осуществляется специальными службами, если они имеются в составе строительной организации, либо специально создаваемыми для этой цели комиссиями. По результатам производственного и инспекционного контроля качества строительно-монтажных работ должны разрабатываться мероприятия по устранению выявленных дефектов, при этом учитывают 22 требования авторского надзора, проектных организаций и органов государственного надзора и контроля, действующих на основании специальных положений. Управление качеством строительно-монтажных работ должно осуществляться строительными организациями, а контроль качества – специальными службами, создаваемыми в строительной организации и оснащенными техническими средствами, обеспечивающими необходимую достоверность и полноту. Сдача объекта в эксплуатацию До начала приемки–сдачи в эксплуатацию законченных строительством объектов осуществляются пусконаладочные работы, цель которых заключается в испытании и комплексном апробировании оборудования. Объем и условия выполнения пусконаладочных работ определяются отраслевыми правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов. Приемку законченных строительством объектов от исполнителя работ (генерального подрядчика) может производить как заказчик, так и любое другое уполномоченное инвестором лицо. Заказчик, получивший сообщение подрядчика о готовности к сдаче результата выполненных по договору подряда работ, организует и осуществляет за свой счет приемку результата работ и обеспечивает ввод объекта в эксплуатацию. По итогам проверки рабочей комиссии заказчика объектов строительства, дается заключение. Генеральный подрядчик представляет рабочей комиссии следующую документацию: перечень организаций, участвующих в производстве стро- ительномонтажных работ, копии лицензий на производство соответствующего вида деятельности; комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к приемке объекта; сертификаты, паспорта или другие документы, удостоверяющие качество материалов, конструкций и деталей; и др. Для объектов, сооружаемых полностью или частично за счет государственного (республиканского или местного) бюджета, создаются государственные приемочные комиссии. 23 Ввод в эксплуатацию законченного строительством объекта регистрируется заказчиком в соответствующих органах исполнительной власти. Датой ввода объекта в эксплуатацию считается дата его регистрации. 24 Лекция 3. ОСНОВНЫЕ ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОНЕФТЕПРОВОДА Структура и основные характеристики магистрального нефтепровода Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений: подводящие трубопроводы; головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); конечный пункт; линейные сооружения. Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП. Головная НПС предназначена для приема нефти с промыслов, смешения или разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км). Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза. На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него головной НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый. К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 25 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т. п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода. Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, так как это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал. По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. В бесшовных трубах отсутствие шва является причиной того, что не возникает мест для дополнительного износа магистрали. Такие трубы более дорогие, но обладают лучшими эксплуатационными характеристиками. Их применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные — при диаметрах 219 мм и выше. Прямошовные трубы всегда дешевле бесшовных. Они изготавливаются из простых сталей по совершенно другой технологии. Прямошовная труба - это согнутый и сваренный стальной лист. Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0 °С и выше, температура строительства –40 °С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации –20… –40 °С, температура строительства –60 °С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали. Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей. Углеродистой сталью называется инструментальная или конструкционная сталь, не содержащая легирующих добавок (примесей для изменения (улучшения) физических и химических свойств). От обычных сталей углеродистую сталь отличает меньшее содержание примесей, небольшое содержание кремния, магния и марганца. 26 Углеродистая сталь отличается повышенной прочностью и высокой твердостью. Основными поставщиками труб большого диаметра (529... 1220 мм) для магистральных трубопроводов являются Челябинский трубопрокатный, Харцызский трубный, Новомосковский металлургический и Волжский трубный заводы. Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная. Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) – для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) – для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости. Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и шиберные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом. Регуляторы давления – это устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление – до или после регулятора, – различают регуляторы типа «до себя» и «после себя». Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор. Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные – с затвором, вращающимся от- 27 носительно горизонтальной оси. Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа. Средства защиты трубопроводов от коррозии. Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей – атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т. е. с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается. Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относится электрохимическая защита. После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка параметров работы системы их защиты от коррозии. При необходимости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки. Насосно-силовое оборудование. Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубопроводном транспорте нефти используются в основном центробежные насосы. Конструктивно они представляют собой улиткообразный корпус (элементами которого являются спиральная камера, всасывающий и нагнетательный патрубки), внутри которого вращается закрепленное на валу рабочее колесо. Последнее состоит из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения. Принцип работы центробежных насосов следующий. Из всасывающего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса, где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким образом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Двигаясь по спиральной камере, жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок, где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку жидкость поступает в напорный трубопровод. Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакуумметра и манометра. Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насосы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не 28 должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом. По величине развиваемого напора центробежные насосы магистральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. В качестве основных используются нефтяные центробежные насосы серии НМ. Марка насосов расшифровывается следующим образом: Н – насос, М – магистральный, первое число после букв – подача насоса (м3/ч) при максимальном КПД, второе число – напор насоса (м) при максимальном КПД. Насосы НМ на небольшую подачу (до 710 м3/ч) – секционные, имеют три последовательно установленных рабочих колеса с односторонним входом жидкости. Остальные насосы являются одноступенчатыми и имеют рабочее колесо с двусторонним входом, обеспечивающим разгрузку ротора от осевых усилий и увеличения производительности. Для увеличения давления, развиваемого турбомашиной (насосом), применяют последовательное соединение нескольких рабочих колес; такие машины называют многоступенчатыми. В них текучая среда последовательно проходит через все колеса, размещенные в секциях корпуса между направляющими аппаратами, где кинетическая энергия частично преобразуется в потенциальную. Основное назначение подпорных насосов – создание на входе в основные насосы подпора, обеспечивающего их устойчивую работу. При подачах 2500 м3/ч и более применяются подпорные насосы серии НМП. При меньших подачах используются насосы серии НД (насос с колесом двустороннего всасывания). Цифра в марке – это диаметр всасывающего патрубка, выраженный в дюймах. Применяются также насосы марки НПВ (Н – насос; П – подпорный; В – вертикальный). Это одноступенчатые насосы, располагаемые ниже поверхности земли в металлическом или бетонном колодце («стакане»). В качестве привода насосов используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных. При обычном исполнении электродвигателей их устанавливают в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала специальной стеной. В этом случае место прохождения через разделительную стену вала, соединяющего насос и электродвигатель, имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти. Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат: 29 для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи; для учета нефти; для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.). В соответствии с этим резервуарные парки размещаются: на головной НПС; на границах эксплуатационных участков; в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям. Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода В состав МГ входят следующие основные объекты: головные сооружения; компрессорные станции; газораспределительные станции (ГРС); подземные хранилища газа; линейные сооружения. На головных сооружениях добываемый газ подготавливается к транспортировке (очистка, осушка и т. д.). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию. Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции. Газ из магистрального газопровода через открытый кран поступает в блок пылеуловителей. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами – ГПА. Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения – АВО и через обратный клапан поступает в магистральный газопровод. Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: 30 системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т. д. Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) созданы на основе достижений современной техники и технологии и предназначены для сжатия и обеспечения транспортировки природного газа с заданными технологическими параметрами на линейных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа (ПХГ). Небходимость в аппаратах для охлаждения газа обусловлена следующим. При компримировании газ нагревается. Это приводит к увеличению его вязкости и соответственно затрат мощности на перекачку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продольные напряжения в его стенке. Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой используют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оросительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы трубопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Нa магистральных газопроводах наиболее широкое распространение получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют АВО газа различных типов. Конструктивно АВО представляет собой мощный вентилятор с диаметром лопастей 2...7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенсификации теплообмена трубы делают оребренными. В качестве привода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт. Достоинствами АВО являются простота конструкции, надежность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха). Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него. Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление (0,3 – 1,2 МПа). Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией. 31 Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на ГРС. Принципиальная схема газораспределительной станции. Газ по входному трубопроводу поступает на ГРС. Здесь он последовательно очищается в фильтре, нагревается в подогревателе и редуцируется в регуляторах давления. Далее расход газа измеряется расходомером и в него с помощью одоризатора вводится одорант – жидкость, придающая газу запах. Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, что дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами. Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и капиталовложения в хранилища. Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники. Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа. 32 Лекция 4. Сооружение линейной части трубопроводов В общем случае строительно-монтажные работы разделяются на: подготовительные работы; основные работы; завершающие работы. Подготовительные работы на объекте включают в себя трассовые и внетрассовые подготовительные работы. Внетрассовые подготовительные работы предусматривают устройство временных жилых городков, строительство временных дорог, монтаж сварочно-изоляционных баз, создание социальной инфраструктуры, создание текущих, страховых и сезонных запасов труб и других материалов, устройство вертолетных площадок, причалов, а также работы в базовых условиях, например, сварку труб в секции на трубосварочных базах и сборку укрупненных элементов крановых узлов; изготовление укрупненных конструкций трубных блоков, свайных опор и т. п. В трассовые подготовительные работы входят, например, разбивка и закрепление пикетажа, детальная геодезическая разбивка горизонтальных и вертикальных углов поворота и переходов через естественные и искусственные преграды; расчистка строительной полосы от леса и кустарника, корчевка пней; снятие и складирование в специально отведенных местах плодородного слоя земли; уборка валунов, нависших камней в горах; строительство вдольтрассовых технологических проездов. Для расчистки используют бульдозеры или корчевателисобиратели. Временные дороги при строительстве линейной части трубопроводов подразделяются на: вдольтрассовые дороги, проходящие либо по строительной полосе, либо в непосредственной близости от нее, предназначенные для транспортировки труб, балластных грузов, грунта, технологического оборудования, материалов, горюче-смазочных материалов, техники, людей. Подъездные дороги, являющиеся ответвлениями вдольтрассовой дороги. технологические проезды, проходящие по строительной полосе рядом с осью трубопровода и служащие для прохождения 33 механизированных колонн и бригад при выполнении ими технологических операций. Могут быть использованы следующие конструкции дорог и проездов: сборно-разборные, сооружаемые на болотах I и II типов, на многолетнемерзлых, сильно увлажненных грунтах. Основным элементом дороги являются деревянные щиты или железобетонные плиты; лежневые, устраивают в виде сплошного бревенчатого настила шириной 4, 6 и 8 м в зависимости от веса используемой техники для монтажа трубопровода и укладки самого трубопровода; дерево-грунтовые, устраивают в виде сплошного бревенчатого настила, засыпаемого сверху каменным материалом или грунтовой смесью; грунтовые с основанием, сооружают в условиях, когда несущая способность грунтов низкая. Тогда устраивают искусственное основание: деревянный настил, хворостяную выстилку, рулонные синтетические материалы и др.; грунтовые без основания, устраивают на слабонесущих минеральных грунтах; многолетнемерзлых грунтах; болотах 1-го типа и обводненных участках трассы. Грунтовые дороги без покрытия представляют собой отсыпанное из грунта земляное полотно с профилированной проезжей частью. снежно-ледовые (зимники), которые могут быть снежноуплотненными, образованными по мере выпадения снега в процессе движения автотранспорта и строительных машин; снежно-ледяными, образуемыми на сильно обводненных болотах, водных переправах путем естественного промерзания или путем постепенной поливки и послойного промораживания небольших участков дороги; переезды через действующий трубопровод, для устройства которых выбирают сухие участки трассы, где трубопровод находится на нормативной глубине и не имеет поворотов в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Они устраиваются путем отсыпки минерального грунта и укладки дорожных железобетонных плит. Организация строительства Строительство трубопроводов, как правило, ведется комплексными трубопроводостроительными потоками – КТП, обеспечиваю- 34 щими требуемое качество и темп строительства путем формирования специализированных бригад и звеньев и производства всех видов работ в строгой технологической последовательности. Строительство небольших трубопроводов, состоящих из трубопроводов разных диаметров, рекомендуется вести с помощью многофункциональных машин и оснастки со сменными или изменяющимися рабочими органами. При поточном строительстве трубопровода для обеспечения требуемого качества и бесперебойной работы КТП в ППР назначают технологические заделы по каждому виду работ. Величина заделов должна быть минимальной, но достаточной для компенсации колебания сменных темпов работ специализированных бригад и звеньев, исключающих простои последующих бригад (звеньев). Сложные узлы трубопровода (крановый узел, узел задвижки, узел подключения КС и НС и др.), монтируемые силами специализированной бригады (звена), рекомендуется сооружать их из укрупненных блоков-модулей базовой заготовки. Типы специальных машин и технологической оснастки, их количество и расстановку подбирают по диаметру трубопровода, природным условиям строительства и принятой технологии производства работ. Для бесперебойного функционирования КТП предусматривают страховое резервирование машин и технологической оснастки. Ширина полосы отвода земель на время строительства трубопроводов определяется в соответствии с Ведомственными строительными нормами ВСН «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов». Транспорт и хранение труб и других материалов Транспортировка труб, материалов, конструкций и оборудования, поступающих на строительство трубопроводов, осуществляется в соответствии с транспортной схемой строительства, входящей в состав проектной документации. Трубы и секции малых диаметров (до 325 мм) для сокращения времени погрузки-выгрузки, обеспечения лучшей их сохранности и повышения безопасности рекомендуется перевозить в пакетах. Погрузочно-разгрузочные работы выполняются с использованием грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют весу и габаритам перемещаемых грузов и сохраняют качество поступающих изделий, материалов и т. п. 35 Вагоны подаются под разгрузку локомотивом. Выгрузку труб, балластных грузов и другого оборудования из железнодорожных вагонов осуществляют по двум схемам: «вагон–склад–автомобиль» или «вагон–автомобиль». Перевозку труб и секций выполняют автотрубоплетевозами (плетевозами, трубовозами). На участках с частым чередованием подъемов и спусков с продольными уклонами 10…20° применяют транспорт на гусеничном ходу или многоосные автомобили. В песчано-пустынной местности и на заболоченных участках используют полноприводные автомобили и гусеничную технику. Высота штабеля труб при укладке их «в седло» зависит от характеристик материала труб, изоляционного покрытия и определяется, исходя из сохранения геометрической формы сечения трубы и целостности покрытия. При любой схеме укладки высота штабеля не должна превышать 3 м. В зимнее время года, а также в условиях пустынь и полупустынь при хранении труб, трубных секций, трубных деталей их внутренние полости защищают от попадания снега, песка, грунта, посторонних предметов. Сезонное хранение труб и других материальных ресурсов производится с выполнением консервации, обеспечивающей сохранение первоначальных свойств и характеристик. В последнее время все шире используются трубы с заводским изоляционным покрытием, что значительно улучшает защищенность магистральных трубопроводов от коррозии. При этом длина труб составляет 12–18 м. Важнейшим условием эффективного использования труб с заводской изоляцией является соблюдение повышенных требований к бережному, аккуратному обращению с ними на всех стадиях строительства. Поступающие на строительство трубопроводов изолированные трубы подвергаются приемочному контролю, предусматривающему освидетельствование и отбраковку труб. Трубы, не соответствующие ТУ или проекту, отбраковываются. Контроль производится подрядчиком в процессе разгрузки труб с железнодорожных платформ. При этом внешним осмотром контролируются форма трубы (отсутствие эллипсности), состояние торцов труб и противокоррозионного покрытия (отсутствие царапин, забоев, вмятин). Погрузка и разгрузка труб, а также их складирование осуществляются с помощью стреловых, гусеничных кранов или трубоукладчиков, оснащенных специальными торцевыми захватами. 36 При работе с трубными секциями используют мягкие полотенца или мягкие стропы с траверсой. Поверхности захватов, контактирующих с изолированной трубой, оснащаются вкладышами или накладками из пластичного материала (например, капролана). При перевозке изолированных труб (секций труб) трубовозами их крепят стопорными тросами с обоих концов во избежание продольных перемещений. Необходимо также тщательно закреплять трубы (секции труб) на кониках с помощью увязочных поясов, снабженных прокладочными ковриками. Земляные работы Земляные работы при сооружении трубопроводов производятся в соответствии с требованиями СНиП «Магистральные трубопроводы» и СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения. Основания и фундаменты». В настоящее время применяют следующие схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Выбор схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании техникоэкономического сравнения различных вариантов. Подземная схема является наиболее распространенными (98 % от общей протяженности) предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину превышающую диаметр труб. При подземной прокладке не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует влияние атмосферных условий на изоляционное покрытие и свойства перекачиваемого продукта. Полуподземная схема прокладки применяется при пересечении трубопроводом заболоченных или солончаковых участков, при наличии подстилающих скальных пород. Трубопровод укладывается в грунт на глубину менее диаметра с последующим обвалованием выступающей части. Наземная схема прокладки в насыпи используется преимущественно в сильно обводненных и заболоченных районах. Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков применяется в пустынных и горных районах, местах распространения вечномерзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. При надземной прокладке объем земляных работ сводится к минимуму. Разработка траншеи и котлованов. Грунт, вынутый из траншеи, как правило, укладывают в отвал с одной стороны траншеи, на безопасном расстоянии от бровки (не ближе 0,5 м от бровки), оставляя другую 37 сторону свободной для передвижения транспорта и производства монтажно-укладочных работ (рабочая полоса). Разрешается укладывать отвал на рабочую полосу в стесненных условиях, с последующей его планировкой для прохода техники. К моменту укладки трубопровода дно траншеи очищают от веток и корней деревьев, камней, обломков скальных пород, мерзлых комков, льда, огарков электродов и других предметов, которые могут повредить антикоррозионное покрытие. Размеры профиля траншеи при строительстве трубопроводов устанавливаются проектом. Минимальная ширина траншеи принимается из условия избежать повреждения изоляционного покрытия труб при укладке плети и обеспечения заполнения грунтом пазух траншеи. Увеличение ширины траншеи сверх необходимой ведет к росту объемов работ и их стоимости. Разработка траншеи производится одноковшовым экскаватором: на участках с выраженной холмистой местностью (или сильно пересеченной), прерывающейся различными (в том числе водными) преградами; на участках кривых вставок трубопровода; в грунтах с включением валунов; на участках повышенной влажности; в обводненных грунтах. Разработка траншеи роторным траншейным экскаватором производится на участках со спокойным рельефом местности, на отлогих возвышенностях, на участках с плотными грунтами. В мерзлых и скальных грунтах траншеи разрабатывают с предварительным рыхлением горной породы механическим или взрывным способами. Бурение шпуров и скважин для зарядов осуществляется буровыми, как правило, подвижными установками. Буровзрывные работы. Этот вид работ выполняется для рыхления скальных и мерзлых грунтов, а также для корчевки пней крупных деревьев. На выполнение буровзрывных работ разрабатывается отдельный ППР, который согласовывается с заинтересованными организациями, предоставляющими «окно» для их выполнения и осуществляющими перенос сооружений и других объектов в безопасные зоны и эвакуацию людей на период взрывных работ. Для производства взрывных работ разрешается применять взрывчатые вещества, на которые имеются ГОСТ, ТУ или постановления Госгортехнадзора России. 38 До начала взрывных работ должны быть построены склады, временные сооружения и дороги к ним в соответствии с требованиями «Единых правил безопасности при взрывных работах» и приняты комиссионно с составлением соответствующего акта. Монтаж и укладка трубопровода Сборку труб (секций) в плети на трассе выполняют так, чтобы пристыковываемая труба, поддерживаемая в своей средней части трубоукладчиком, одним из концов (тем, который участвует в сборке) вошла в надежный неподвижный контакт по всему периметру с торцом наращиваемой плети. Такое положение фиксируется внутренним центратором. Сама же плеть при сборке и сварке стыка не должна подвергаться никаким подвижкам; выполнение такого условия достигается за счет применения инвентарных монтажных опор, которые полностью воспринимая нагрузку от веса плети, надежно фиксируют ее пространственное положение. Монтажные опоры регулируются по высоте. После сварки корневого слоя шва и при необходимости «горячего прохода» под свободный конец трубы (секции) устанавливают (подводят) очередную монтажную опору. Далее осуществляют сварку заполняющих и облицовочного слоев; при этом положение всей плети включая пристыковываемую трубу (секцию), остается строго фиксированным во избежание появления микротрещин. Повороты трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях преимущественно производятся за счет использования отводов холодного гнутья. На участках с малыми радиусами поворота оси трубопровода, которые не могут быть получены путем холодной гибки труб, применяют крутоизогнутые отводы горячего гнутья или штампосварные отводы. На криволинейных участках также используется упругий изгиб трубопровода. На участках трассы, где проектом предусмотрен упругий изгиб трубопровода, необходимо при производстве работ соблюдать ряд дополнительных требований (по сравнению с монтажом прямолинейных участков). На этих участках сборка и сварка труб ведется сначала напрямую, а затем с помощью трубоукладчика производят изгиб плети. При этом все кольцевые стыки в зоне предстоящего изгиба плети должны быть полностью заварены всеми слоями шва, и лишь после этого допускается приложение к плети изгибающих усилий во избежание образования трещин в сварочном шве. На строительстве трубопроводов используют в основном две схемы организации выполнения сварочно-монтажных работ: 39 трассовую, по которой отдельные трубы доставляют непосредственно на трассу, раскладывают, стыкуют и сваривают в длинные плети; базовую, по которой трубы сваривают в двух-, трехтрубные секции на трубосварочной базе и вывозят на трассу для сварки в плети. Первую схему применяют при поступлении с завода длинномерных труб (18–24 м) и труб с заводским изоляционным покрытием; вторую – при поступлении короткомерных труб (до 12 м) без изоляционного покрытия. Допускается в отдельных случаях применять комбинированную схему, когда часть труб, минуя трубосварочную (изоляционную) базу, поступает непосредственно на трассу. Сварка труб в секции на трубосварочных базах производится преимущественно электроконтактной сваркой, исключающей поперечные перекатывания и кантования труб и секций. Сварка труб (секций труб) в плеть выполняется с использованием монтажных опор, имеющих мягкие накладки. Изоляционно-укладочные работы проводят после сварки трубопровода в непрерывную нить. Перед нанесением на трубопровод изоляционного покрытия его поверхность необходимо очистить от грязи, ржавчины, окалины, снега и льда, чтобы обеспечить лучшую прилипаемость изоляции. Для очистки и изоляции в трассовых условиях используют специальные машины. Очистная машина представляет собой цилиндрический корпус, внутри которого находятся силовая и очистная установки. Машина надевается на трубу и перемещается вдоль оси с помощью двигателя внутреннего сгорания. Одновременно происходит механическая очистка поверхности трубопровода с помощью скребков и металлических щеток, вращающихся вокруг трубы. Битумная грунтовка подается из бочка насосоми разравнивается на поверхности трубы «полотенцами». Изоляционные машины предназначены для на несения на трубопровод мастичного или полимерного пленочного изоляционного покрытия. Изоляционная машина также, как и очистная, надевается на трубу и перемещается по ней с помощью двигателя внутреннего сгорания. При этом горячая расплавленная мастика из специальной емкости стекает на верхнюю образующую трубы и далее – стекает по ней вниз. Формирование изоляционного покрытия необходимой толщины осуществляется с помощью специальной обечайки, перемещающейся соосно трубе. В последние годы появились машины, которые совмещают выполнение функций очистки поверхности трубопровода и нанесения на 40 него полимерных лент. Они представляют собой два последовательно расположенных на общей раме агрегата – силового и изолировочного. Сварные стыки труб с заводскими покрытиями при прокладке магистральных трубопроводов независимо от диаметра изолируются термоусадочными муфтами, манжетами или термоусадочными лентами. Работы по изоляции стыков производятся как в стационарных условиях (на трубосварочных базах после сварки труб в секции), так и на трассе — после сварки секций или отдельных труб в плеть. Качество изоляционного покрытия проверяют на всех стадиях производства работ: на стеллаже изоляционного стенда, перед укладкой и после укладки трубопровода в траншею. Укладка трубных секций. Трубные плети укладывают в траншею в зависимости от местных условий и диаметра труб одним из следующих способов: предварительным приподнятием над монтажной полосой колонной трубоукладчиков с последующим поперечным надвиганием на траншею и опусканием на дно траншеи трубной плети с одновременной ее очисткой и изоляцией (совмещенный способ производства изоляционно-укладочных работ); поперечным надвиганием как и в предыдущем случае, но без очистки и изоляции, которые выполняются на трассе заблаговременно (раздельный способ производства изоляционноукладочных работ; приподнятием над монтажной полосой, поперечным надвиганием на траншею и опусканием на дно траншеи плетей, сваренных из труб с заводской или базовой изоляцией; продольным протаскиванием с монтажной площадки заранее подготовленных (включая нанесение изоляции, футеровки, балластировки) длинномерных плетей непосредственно по дну траншеи; продольным протаскиванием по дну траншеи плети циклично, по мере ее наращивания из отдельных труб или секций на монтажной площадке; продольным протаскиванием с береговой монтажной площадки трубной плети на плаву по мере ее наращивания (включая сварку, контроль качества кольцевых швов, очистку и изоляцию стыков, балластировку и пристроповку разгружающих поплавков) с последующим погружением этой плети в проектное положение путем отстроповки поплавков; 41 продольным протаскиванием на плаву, но без предварительной балластировки и без применения поплавков; в этом случае погружение плети на дно траншеи осуществляется за счет навески на плавающую плеть балластирующих устройств специальной конструкции; опуском забалластированной и выложенной по проектной оси плети путем разработки траншеи под плетью («метод подкопа»); опуском отдельных труб или секций в траншею с последующим их наращиванием в плети в траншее. При укладке плетей в траншею необходимо обеспечивать: недопущение в процессе опуска их соприкосновений со стенками траншеи; сохранность стенок самого трубопровода (отсутствие на нем вмятин, гофр, изломов и других повреждений); сохранность изоляционного покрытия; образование зазора между стенками траншеи и трубопроводом. получение полного прилегания трубопровода ко дну траншеи по всей его длине. При укладке изолированной плети применяют три метода: непрерывный метод, цикличную укладку методом «перехвата», цикличную укладку методом «переезда». Непрерывный метод укладки производится синхронным движением колонны трубоукладчиков, оснащенных троллейными подвесками. При цикличном методе «перехвата» последний трубоукладчик, освободившись от нагрузки, перемещается вплотную к впереди стоящему и здесь включается в работу, обеспечивая тем самым разгрузку трубоукладчика, который, в свою очередь, уходит на подмену следующего трубоукладчика, и так происходит далее, пока не завершится цикл укладки полностью. Цикличная укладка методом «переезда» отличается от укладки методом «перехвата» тем, что последний трубоукладчик после освобождения от нагрузки переезжает в головную часть колонны и включается в работу. Защита трубопровода от механических повреждений при укладке. На участках трассы, где трубопровод прокладывают в скальных, каменистых и мерзлых грунтах, дно траншеи выравнивают, устраивая подсыпку из мягкого или мелкозернистого минерального (песка) 42 грунта толщиной не менее 10…20 см над выступающими частями основания. В качестве средства защиты трубопровода от повреждений может использоваться футеровка труб, выполненная из долговечных, негорючих и экологически чистых оберточных материалов, а также обетонирование труб. Толщина бетонного покрытия в этом случае устанавливается в пределах 1…2 см. Монтаж запорной арматуры. Монтаж узлов кранов и задвижек, как правило, производится из укрупненных заготовок, сваренных, заизолированных и предварительно испытанных в базовых условиях, так как при отказе во время испытания всего трубопровода приходится опорожнять весь трубопровод, что приводит к удорожанию работ. Комплекс работ по установке узлов кранов или задвижек выполняется в следующем порядке: разработка котлована; планировка дна, подсыпка под фундамент и ее трамбовка; укладка фундаментных плит; транспортировка монтажных заготовок к месту установки крановых узлов и задвижек; сборка узла из заготовок в котловане; контроль сварных стыков; изоляция стыков; гидравлическое испытание кранового узла (задвижки); присоединение кранового узла (задвижки) к нити трубопровода; контроль замыкающих стыков и их изоляция; засыпка узла с трамбовкой пазухов; установка средств управления краном (задвижкой); установка ограждения, обустройство площадки вокруг кранового узла (задвижки). Засыпка уложенного трубопровода. Засыпку траншеи производят непосредственно после укладочных работ. Засыпку трубопровода в любых грунтах после получения письменного разрешения заказчика следует выполнять бульдозерами. До начала работ по засыпке уложенного трубопровода в любых грунтах необходимо: проверить проектное положение трубопровода и плотное его прилегание к дну траншеи; проверить качество и в случае необходимости отремонтировать изоляционное покрытие; 43 провести предусматриваемые проектом работы по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений; выдать наряд-задание на производство работ машинисту. Очистка внутренней полости трубопровода. При строительстве внутрь трубопровода попадают грязь, вода, снег, инструменты и другие посторонние предметы. Если их не удалить, то впоследствии перекачиваемый продукт будет загрязнен и его качество ухудшится. Применяют два способа очистки: продувку воздухом (или газом) или промывку водой с использованием очистных поршней. Испытание трубопровода на прочность и герметичность проводят после завершения всех предшествующих работ (укладки, засыпки, очистки полости, врезки линейной арматуры). Применяют следующие способы испытаний: гидравлический (водой), пневматический (сжатым воздухом или природным газом) и комбинированный. Техническая рекультивация земель. Техническая рекультивация предполагает снятие плодородной почвы перед разработкой траншей (котлована) на хранение и ее последующее возвращение на место после засыпки траншеи (котлована). 44 Лекция 5. СООРУЖЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ. МОРСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ К горной местности относятся районы земной поверхности, которые значительно приподняты над окружающими равнинами и холмистой местностью с абсолютными высотами над уровнем моря более 500 м. Горная местность характеризуется сильно пересеченным рельефом: труднопроходимыми лесами, скалистыми хребтами и вершинами, покрытыми ледниками; ограниченной сетью дорог и плохим их состоянием. На прокладку газонефтепроводов в горных условиях оказывают влияние горные склоны (косогоры) (их крутизна, определяющая возможность передвижения техники и схему производства работ; степень покрытия растительностью, наличие оползневых участков, русла селевых потоков и т.п.) и лежащие на них курумы, представляющие собой подвижные скопления дресвяно-щебнисто-глыбового материала на склонах различной крутизны (от 3 до 45°). Толщина слоя курумов составляет 2,5 – 3,0 м. Курумы могут залегать в виде «каменных морей» и «каменных рек». При прохождении трассы по склону с поперечной крутизной менее 8° магистральные газонефтепроводы прокладываются без устройства полки – рабочей полосы, формируемой в результате срезки и подсыпки грунта. При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном: 8 — 11 град. – устройство полки обеспечивается за счет отсыпки насыпи непосредственно на косогоре; 12 — 18 град. – предусматривают уступы для предотвращения сползания грунта по косогору; выше 18 град. – полки предусматриваются только за счет срезки грунта; выше 35 град. – предусмотрено устройство подпорных стен. Во избежание воздействия подвижного курумного слоя, трубопровод прокладываю на 0,5 м ниже уровня сезонного оттаивания. Предусматривается защита трубопровода от механических повреждений (обсыпка из мягкого грунта, защитные обертки из прочных материалов и др.). При разработке полки, в верхние слои (в т.ч. и курумный слой) срезаются, трубопровод прокладывается в устойчивых грунтах, ближе к подошве откоса полки. 45 Между подошвой откоса полки и трубопроводом устраивается кювет, который служит для сбора падающих глыб и водоотвода. При пересечении селей, как правило, применяют надземную прокладку. При подземной прокладке через селевой поток или конус выноса (форма рельефа, которая имеет вид слабовыпуклого полуконуса, образуемого при уменьшении скорости течения воды из-за изменения уклона поверхности) укладку трубопровода следует предусматривать на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла. Прокладка трубопроводов в сейсмических районах Применяют специальные решения, позволяющие избежать разрыв трубопровода: утолщение стенки трубопровода; обход по возможности косогорных участков; 3) 100%-й контроль качества физическими методами сварных соединений (); 4)подсыпка и присыпка трубопровода крупнозернистым песком или торфом; установка автоматически срабатывающей запорной арматуры; установка автоматической системы контроля положения трубопровода; установка сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунта и др. Сооружение морских трубопроводов География морской добычи нефти и газа следующая: западноевропейский регион (Норвегия, Великобритания, Дания (Северное и Норвежское моря) – 26 %; Латинская Америка (акваториальные месторождения Бразилии, Мексики и Венесуэлы) – 21 %; Ближний и Средний Восток (Саудовская Аравия, Объединѐнные Арабские Эмираты (ОАЭ), Иран, Ирак, Катар) – 19 %; Африка (страны Гвинейского залива (Нигерия, Ангола, Алжир) – 13 %; Южная и Юго-Восточной Азия (Китай, Индонезия, Индия) – 9 %; Северная Америка (США) – 7,5 % мировой добычи морской нефти. 46 В настоящее время Россия, обладающая богатейшими запасами углеводородов на шельфе, практически не имеет морской нефтегазодобывающей промышленности. Шельф представляет собой относительно мелководные (до нескольких сотен метров) участки дна океанов, окраинных и внутренних морей, окаймляющие континенты и острова. Границей шельфа со стороны суши служит береговая линия, внешняя граница проводится по бровке – перегибу с океанской стороны, ниже которой глубины дна резко возрастают. Россия только начинает освоение своего шельфа, хотя основные направления этой столь важной для экономики работы были сформулированы еще в 80-х годах. Площадь континентального шельфа нашей страны составляет 6,2 млн км2 (4,2 млн км2 в пределах исключительной экономической зоны), что соответствует 21% площади шельфа Мирового океана. Не менее 4 млн км2 перспективны на нефть и газ. Изученность шельфа в высшей степени неравномерна: наряду с хорошо или относительно хорошо изученными российскими секторами Балтийского и южных морей (участки Азово-Черноморского и Каспийского бассейнов), шельфом о. Сахалин, Печорским морем, южной частью Баренцева моря, значительные площади арктического шельфа (северные районы Баренцева и Карского морей, моря Лаптевых, ВосточноСибирское и Чукотское) исследованы только редкой сетью сейсмических профилей, от Таймыра до границы с США на арктическом шельфе РФ не пробурено ни одной скважины. Направления применения морских трубопроводов: соединение причалов с резервуарными парками перевалочных нефтебаз или нефтебаз прибрежных НПЗ (перекачка нефти и нефтепродуктов с танкеров на сушу и обратно); обслуживание морских нефтепромыслов (например, подводные трубопроводы для подачи газа на берег на Штокмановском газоконденсатном месторождении в Баренцевом море; район выхода трубопровода на берег – губа Опасова на Териберском полуострове (Кольский район Мурманской области); трансконтинентальные газонефтепроводы (например, проект «Голубой поток», предусматривающий строительство морского участка газопровода Россия – Турция по дну Черного моря). Способы укладки морских трубопроводов 47 Применят следующие способы укладки подводных трубопроводов: протаскивание по дну моря; погружение с поверхности моря; спуск на морское дно с трубоукладочных судов. Протаскивание по дну моря. Прямолинейная секция трубопровода располагается на роликовых дорожках, установленных вдоль трассы. В начале секции трубопровода приваривают оголовок сферической или конической формы для предотвращения при протаскивании зарывания головного участка трубопровода в грунт. К оголовку крепится торс, соединяемый с лебедкой на судне. Укладка трубопровода по дну с погружением с поверхности моря. Трубопровод, защищенный бетонным покрытием для обеспечения отрицательной плавучести, оснащают понтонами для придания ему положительной плавучести. После установки трубопровода над местом укладки понтоны поочередно отсоединяют, трубопровод постепенно опускается на дно моря. Укладка трубопровода с трубоукладочного судна включает несколько вариантов. Монтаж в горизонтальном или слабонаклонном положении предполагает перемещение судна по трассе при помощи якорных или буксирных устройств, а трубопровод, уложенный на рольганги, представляющий собой конвейер, сходит с палубы. К кормовой части корпуса судна крепится специальное спусковое устройство прямолинейной или криволинейной конфигурации, предназначенная для уменьшения изгибающих напряжений в сечениях трубопровода. По мере движения трубоукладочного судна вдоль трассы трубопровод наращивается при помощи сварочно-монтажного оборудования, установленного на борту судна. При строительстве глубоководных трубопроводов все более широкое применение находит метод монтажа в вертикальном состоянии. При этом на трубоукладочном судне устанавливают монтажную вышку, внутри которой наращивают плети. При другом методе трубопровод, предварительно намотанный на барабан, через специальное выпрямляющее и спусковое устройство опускают на дно. При укладке подводных трубопроводов на больших глубинах большое значение приобретает необходимость точного регулирования 48 плавучести трубопровода. Для этого применяются утяжеляющие покрытия, различные пригрузы или понтоны (из резины, пластика, металла, пластмассы), а также другой трубопровод, подсоединяемый к укладываемому и заполняемый водой. Пересечение береговой линии Прибрежная полоса начинается со стороны моря, где прокладку с судов нельзя производить из-за недостаточной глубины, и простирается до отмели, включая приливно-отливную полосу, которая может быть мокрой или сухой, в зависимости от уровня прилива. На этом участке мелкой воды, в котором трубопроводы подвергаются жесткому воздействию окружающей среды (прибою). При пересечении трубопроводом береговой линии применяют способы строительства: открытые земляные работы (плеть трубопровода изготавливают на трубоукладочном судне и протягивают к берегу по дну заранее подготовленной подводной траншеи с применением тяговой лебедки, установленной на берегу либо плеть трубопровода изготавливают на береговой площадке и вытягивают в море по дну подводной траншеи с помощью лебедки, установленной на трубоукаладочном судне); направленное бурение, при котором трубопровод протаскивается через предварительно пробуренную скважину на прибрежном участке; тоннельный способ. Буксировка секций на плаву с последующим погружением на дно Способ укладки магистральных трубопроводов методом буксировки секций на плаву с последующим погружением на дно предусматривает изготовление на берегу плетей, спуск их на воду, буксировку к месту уклади и опускание на дно. Сварка труб в плети и их изоляция могут быть выполнены по одной из технологических схем, применяемых в полевых условиях. Готовые к прокладке плети длиной до 3 км буксируют к месту укладки, соединяют их на плаву и опускают на грунт при небольшой отрицательной плавучести, оставляя каждый раз головной конец плети на поверхности воды или на судне для присоединения к нему последующей плети. 49 При малых диаметрах трубопровода для поддержания плети на плаву применяют поплавки. После буксировки плети на трассу и ее соединения с выходящим из воды ранее проложенным концом поплавки отсоединяют, и плеть опускается на дно. В зависимости от принятой организации работ головной конец присоединяемой плети может находиться либо на судне, либо на поплавке. Трубопроводы больших диаметров с положительной плавучестью буксируют к месту укладки без поплавков. Плети таких трубопроводов после присоединения к проложенному концу погружают на дно путем залива в них воды. Вода подается с берегового конца. На головном конце плети монтируют быстросъемную заглушку с шлангом и трос с буем. Буй фиксирует местоположение конца плети. По шлангу трубопровод продувают сжатым воздухом до момента всплытия его головного конца, затем его подают на судно для присоединения к очередной плети Способ укладки морских трубопроводов методом подводной буксировки предусматривает сварку трубопроводных секций длиной до 15 км на берегу с последующей транспортировкой их под водой к месту укладки. Секцию трубопровода, поддерживаемую буями, буксируют к месту назначения на глубине около 40 м ниже поверхности воды, затем, используя для позиционирования буксир, секцию опускают на морское дно путем дистанционного затопления буев. При этом может быть использовано несколько вариантов буксировки: 1) поверхностная буксировка – трубопровод с помощью укрепленных на нем поплавков поддерживают на плаву; способ приемлем только в очень спокойных водах, где нет сильного волнения; 2) подводная буксировка – всю плеть трубопровода крепят к вертикальным цилиндрическим буям, находящимся на поверхности воды, таким образом, чтобы плеть оказалась ниже зоны активного воздействия волн; 3) придонная буксировка – на трубопроводе укрепляют поплавки и специальные пригрузы в виде цепей. Общую плавучесть системы рассчитывают таким образом, чтобы трубопровод плавал над морским дном, а часть цепей находилась на морском дне. При данном способе трубопровод устойчив к воздействию волн и течений, однако имеются ограничения по условиям морского дна, которое должно быть достаточно гладким и ровным; 4) буксировка с контролем глубины – способ является разновидностью придонной буксировки. Плавучесть системы рассчитывают таким образом, чтобы подъемные силы, действующие на пригрузы в процессе буксировки, подняли плеть со дна. При снижении скорости бук- 50 сировки ниже определенного значения трубопровод «зависает» над дном. Контроль и позиционирование. Плети сваривают на береговых рабочих площадках с последующим спуском их на воду в отсутствие волнения моря. После окончания сварочных работ плети крепят к системе несущих буев, буксируют к месту укладки и размещают над проектной трассой. Для изменения положения трубопровода применяют натяжные устройства. Сварка морских трубопроводов При сооружении подводных переходов магистральных газонефтепроводов применяются ручная электродуговая сварка, а также автоматические методы сварки. Применение автоматических методов сварки при строительстве морских трубопроводов обусловлено прежде всего необходимостью обеспечения высокого качества сварных соединений в связи со сложностью условий эксплуатации и ремонта. Соединения труб при строительстве могут выполняться с использованием различных организационных схем, например: с предварительной сваркой труб в двух- или четырехтрубные секции, которые затем сваривают в непрерывную нитку; сваркой отдельных труб в непрерывную нитку. Изоляция и бетонирование стыков подводных трубопроводов Бетон более пригоден для использования в морской среде без опасности его разрушения и обеспечивает надежную защиту сварных стыков труб. Применение высокопрочного быстросхватывающегося бетона для заполнения разрывов пригружающего покрытия позволяет достичь оптимального распределения напряжений на стыках и повысить их защищенность. Нередко применяют высокопрочный быстросхватывающийся серобетон, разработанный и запатентованный Горным бюро США, который представляет собой цементный состав на основе модифицированной серы с обычными наполнителями. Технология бетонных работ заключается в следующем. Гранулы бетонной смеси через бункер загружают в битумный котел и нагревают до температуры плавления, составляющей 115÷120 °С. Такая темпера- 51 тура не опасна для муфт с термоусадкой и антикоррозионной пленки, используемых для изоляции сварных швов. После расплавления гранул бетонную смесь заливают в многоразовую опалубку, установленную вместе с арматурой над обетонируемым стыком трубопровода. Во избежание образования пустот бетон уплотняют с помощью вибраторов. После заполнения формы бетоном для ускорения отвердения смеси поверх нее обычно устанавливают охлаждающий водяной кожух, который затем удаляют. На процесс отвердения уходит от 4 до 10 мин, после чего бетон приобретает прочность на сжатие порядка нескольких тысяч кПа, а еще через час – твердость, соответствующую твердости бетонного покрытия труб из портландцемента. Методы и оборудование для заглубления подводных трубопроводов Трубопроводы, прокладываемые по морскому дну без заглубления, в большей степени подвержены воздействиям подводных течений и коррозии, чем заглубленные в грунт. В настоящее время используют два основных метода заглубления подводных трубопроводов в грунт: морской трубопровод укладывают в заранее разработанную траншею, которую затем засыпают; трубопровод укладывают непосредственно на дно, а специально оборудованное судно следует вдоль этой трассы, размывая и отсасывая из-под него грунт при помощи мощных струйных насосов с давлением около 100 кг/см2. В последнее время широкое применение получил взрывной метод, который позволяет образовывать траншеи протяженностью 1000÷2000 м и глубиной около 2 м. Этот метод применяют самостоятельно и в сочетании с первым при разработке скальных и труднодоступных участков трассы. Окончательная доводка траншеи осуществляется грейферным земснарядом. Засыпка траншеи в этих случаях производится при помощи специального устройства, буксируемого по дну, грунтом, извлеченным на первом этапе работ. Трубозаглубители подразделяются по следующим принципам действия: 1) разработка грунта под трубопроводом и его транспорт к надводному судну для дальнейшей доставки к месту отвала; 2) разработка и отвал грунта непосредственно за бровку траншеи; 3) изменение физико-механических характеристик грунта путем его псевдоразжижения подачей большого количества воды в грунтовой 52 массив или ликвидации структурных связей между частицами грунта за счет приложения к нему вибрационных нагрузок. Грунт из траншеи удаляется путем гидромониторного размыва; размывом грунта гидропневматической струей; всасыванием разрыхленного грунта гидроэжектором, пневмоэжектором или землесосами. Земснаряд может работать на глубине до 60 м. Для транспортировки земснаряд может быть разобран на отдельные блоки. Земснаряды оборудуют средствами плавучести, благодаря которым его можно буксировать на место производства работ и погружать на дно путем заполнения водой балластных резервуаров. Водолаз осуществляет контроль и управление производством подводно-технических работ из водолазной камеры. Внутри камеры поддерживают нормальное атмосферное давление. Механическую работу под водой и разработку траншеи вдоль трассы осуществляют рыхлителем, который может перемещаться в вертикальном или горизонтальном направлении, обеспечивая глубину прорези от 0 до 2,4 м и ширину от 1,8 до 4,5 м. Рабочая скорость движения снаряда составляет 128 м/ч, производительность по грунту зависимости от его вида — до 250 м3/ч. Снаряд перемещают по дну при помощи двух лебедок и тяговых тросов, прикрепленных к якорям или сваям. Данный способ перемещения можно использовать при любом рельефе дна. Также существуют подводные земснаряды не требующие обслуживающий персонал, земснаряды с поднимаемой домкратами рабочей платформой, предназначенный для работы в зоне прибоя (рабочая глубина до 6 м). Траншеекопатели могут работать на глубинах до 4800 м. Траншеекопатель смонтирован на гусеничном ходу и связан шлангом с промежуточной подводной станцией, расположенной на глубине 48,0 м. Вынимаемый из траншеи грунт поступает в промежуточную станцию, где происходит разделение грунта и воды, которые затем подают на надводное судно. На ходовой части траншеекопателя установлена кабина управления контрольными приборами, системой освещения и телекамерой. К кабине присоединена стрела длиной 15 м с укрепленной на ней землесосной или режущей головкой. Поворачивая кабину, можно подготовить траншею шириной до 20 м. Внутри промежуточной станции, выполненной в виде вертикальной капсулы длиной 25 м, поддерживают атмосферное давление. 53 С траншеекопателем капсула соединена силовыми кабелями и проводами системы управления. С надводным судном капсула связана трубопроводом для подачи разработанного грунта на поверхность и трубопроводами большого диаметра, обеспечивающими доступ в капсулу обслуживающего персонала, а также подачу необходимых материалов. Платформы предназначены для дноуглубительных работ в условиях, когда плавучий земснаряд не способен их выполнить из-за сильных волн и течений. Понтон имеет три опоры. Поворот рамы разрыхлителя производится с помощью лебедок или стальных канатов, а ее подъем и спуск — с помощью гидравлических цилиндров. Грунтовой насос установлен внутри рамы разрыхлителя. Понтон имеет машинное отделение, рабочее место для ремонта разрыхлителя, бункер, склад и жилые помещения. Платформа перемещается при помощи трех двойных роторных свай. Максимальная скорость ее передвижения около 8,8 м/ч. Наибольшая длина L-образного понтона 30 м. Рама разрыхлителя в поднятом положении выступает на 22 м. Длина опоры 38 м. При глубине всасывания 25 м и проникании разрыхлителя на 2 м платформу можно поднять на 4 м выше уровня воды. Грунтовой насос и разрыхлитель приводятся в действие электродвигателем. Буровзрывной метод. При разработке подводных траншей в скальных породах морского дна часто применяют буровзрывной метод. Однако в сложных условиях приливных течений и волнений моря не всегда возможно проведение буровых работ со специальных судов. В таких случаях может быть применена, например, самоподнимающаяся платформа. Корпус платформы представляет собой сварную конструкцию, опирающуюся на 3 опоры решетчатого типа. На нижнем конце опоры смонтирован резервуар диаметром 5,5 м и высотой 3,0 м. Буровые станки установлены на двух вращающихся консолях длиной 38 м, представляющих собой спаренные балки коробчатого сечения. Опорой консолей служит стальная конструкция высотой 23 м с двумя поворотными мачтами. На этих мачтах установлено по два гидроцилиндра, обеспечивающих поворот консолей на 180°. Общий вес платформы, включая опоры, дополнительные устройства для буровых станков, консоли и надстройки, составляет около 770 т. Буровой станок смонтирован на подвижной тележке с электрическим приводом. Тележка может перемещаться по всей длине консоли. Буровая колонна, состоящая из обсадной трубы, жестко соединенной с буровой тележкой и подвешенной внутри нее на тросе буровой штангой, 54 проходит сквозь 1,5-метровую щель между коробчатыми балками. Буровая колонна имеет переменное сечение: в верхней части диаметр 550 мм, в средней — 380 мм. Нижняя часть длиной 3 м и диаметром 185 мм снабжена кольцевой буровой коронкой. Для дробления керна внутри обсадной трубы вращается тяжелая буровая штанга длиной 6 м и весом 1,8 т. Штанга, подвешенная на тросе, может передвигаться независимо от обсадной трубы. Трехступенчатая буровая коронка штанги в процессе бурения опережает обсадную трубу примерно на 20 см. Крутящий момент обсадной трубы передается на коронку штанги через три косых захвата. После достижения заданной глубины бурения буровую штангу поднимают и открывают загрузочный клапан в обсадной трубе. В освобожденную полость обсадной трубы опускается взрывной заряд весом 12,5 кг. После подъема обсадной трубы примерно на 4,5 м над уровнем дна приводят в действие электрический запал. После взрыва буровой станок переводится в следующую позицию поворотом консоли или передвижением буровой тележки. Время бурения одного шпура в зависимости от глубины бурения и крепости породы составляет 10—15 мин. С одной позиции можно пробурить до 440 шпуров, что соответствует 2400 м2 взрываемой поверхности. Черпание раздробленной скальной породы производили землечерпалкой, подготовленной для работы на большой глубине при значительных нагрузках. Подводный бульдозер может успешно работать на глубинах до 60 м. Большая мощность и тяжелый вес машины в целом обеспечивают высокую производительность разработки выемок с перемещением большого количества грунта. Для предотвращения уноса перемещаемого грунта водой подводный бульдозер оснащен фартучным устройством для захвата и перемещения грунта. В корпусах силовой линии предусмотрен регулировочный механизм, с помощью которого автоматически создают внутреннее давление, равное наружному давлению воды 0,3-0,45 кг/см2 для защиты уплотнений и предупреждения попадания воды. Плужные устройства. Применение плужных устройств является одним из наиболее распространенных способов заглубления морских трубопроводов. При укладке трубопровода с трубоукладочного судна плужное устройство можно протаскивать непосредственно этим же судном. 55 Если у трубопровода бетонное покрытие отсутствует, то для исключения повреждения изоляции трубопровод должен располагаться над плугом. Засыпка морских трубопроводов Засыпка морских трубопроводов осуществляется для снижения теплоотдачи продуктов, транспортируемых по магистральным трубопроводам и по выкидным линиям между подводными скважинами и установками по переработке. Для обеспечения защиты и теплоизоляции трубопроводов применяется засыпка песком и гравием. Технология подачи и точного размещения частиц твердых пород на дне моря основана на применении труб специальной конструкции для засыпки таких материалов с борта судна. Конструкция системы, оснащенная видеокамерами и импульсными приемопередатчиками, позволяет следовать вдоль трассы подводных трубопроводов, уложенных на глубинах до 160 м. С помощью этой системы можно не только точно разместить материал засыпки, но и регулировать его толщину. В качестве примера можно привести нефтяное месторождение Несс в Северном море, на котором трубопроводы первоначально не были изолированы, а лишь уложены в траншеи, отрытые траншеекопателем на гусеничной тележке. После начала эксплуатации из-за низкой температуры потока (6 °С) на стенках трубопроводов стал осаждаться парафин, и увеличилась вязкость нефти, было отмечено снижение добычи, сопровождавшееся резким падением давления в системе. После завершения работ по засыпке трубопровода температура продукции на выходе из трубопровода увеличилась до 23 °С. При дальнейшей эксплуатации температура колебалась в диапазоне 19—24°С. Таким образом были решены проблемы отложения парафина и высокой вязкости нефти. Монтаж подводной запорной арматуры В ряду мер по обеспечению безопасности морских трубопроводов важное место занимают правильный выбор, установка и эксплуатация автоматических отсечных клапанов и других запорных систем. Главную защиту от прорывов нефти и газа над уровнем моря обеспечивают отсечные клапаны на стояках. Нормы проектирования предписывают размещать клапан на стояке как можно ниже, но при этом выше расчетного уровня гребней штормовой 56 волны. Клапан должен иметь механическое управление, работоспособность которого необходимо регулярно проверять. Сам отсечной клапан и относящиеся к нему средства управления должны быть защищены от поломок и огня, а система управления должна быть устроена таким образом, чтобы клапан закрывался автоматически при аварийном сигнале или при неполадках в системе. Необходимо предусматривать также пульты ручного закрывания клапанов для дублирования системы автоматики. На многих морских трубопроводах, прежде всего на газопроводах, устанавливают также подводные отсечные клапаны. При этом в первую очередь в случае аварии следует закрывать отсечной клапан на стояке, а подводный клапан обеспечивает дополнительную защиту на случай аварии клапана на стояке. Место размещения подводных отсечных клапанов определяют с учетом следующих факторов: 1. эффективной площади излучения огненного факела; 2. времени стечения продукта; 3. работы системы управления; 4. защиты отсечного клапана; 5. монтажа и ремонта. С учетом производительности трубопровода и возможного объема утечки продукта подводный отсечной клапан располагают как можно ближе к платформе, но вне предполагаемой зоны огненного факела. Большинство подводных отсечных клапанов располагают в 150—400 м от платформ. Это расстояние принято на основе анализа риска для платформ на основе следующих соображений: 6. зона в радиусе 500 м от платформы обычно обозначена как «зона исключительных интересов», что запрещает рыболовство и деятельность третьих сторон; 7. данное расстояние вне предела досягаемости посторонних предметов; 8. огненный факел, который может возникнуть из-за разрыва трубопровода, минимально угрожает платформе; 9. количество продукта в трубопроводе и стояке между клапаном и платформой относительно невелико; 10. клапан можно закрыть за 5—20 с; 11. монтаж отсечного клапана можно производить на безопасном расстоянии от платформы. Из разных типов клапанов для работы в качестве отсечных чаще всего используют шаровые краны, обратные клапаны и задвижки. 57 Обвязка подводного трубопровода, как правило, включает в себя хотя бы один или несколько клапанов. При этом один из них обычно работает как отсечной, а остальные используют при ремонте. На одном и том же трубопроводе могут быть одновременно установлены шаровые краны, обратные клапаны и задвижки. В зависимости от конструкции отсечной клапан можно ремонтировать без затопления трубопровода, или только при частичном его затоплении, сводя к минимуму длительность и стоимость ремонта и связанные с ремонтом расходы. Система управления подводными клапанами должна предусматривать: 12. стыковку клапана с надводной системой аварийной остановки; 13. включение подачи энергии к исполнительному механизму клапана; 14. наблюдение и извещение о поступлении энергии к клапану; 15. наблюдение и извещение о положении подводного клапана. Для управления подводной запорной арматурой используют два основных типа исполнительных механизмов: 16. одинарного действия, когда гидравлический привод перемещает клапан только в одном направлении, одновременно сжимая возвратную пружину, которая перемещает клапан в противоположном направлении после снятия давления гидравлической жидкости; 17. двойного действия, когда гидравлический привод перемещает клапан в обоих направлениях. Самым распространенным источником энергии для работы клапана является гидравлическая жидкость. Ее подают под высоким давлением с надводной гидравлической установки через кабель-трос, подведенный к исполнительному механизму клапана. Для дублирования можно использовать гидроаккумуляторы. В качестве гидравлической жидкости используют минеральные масла с биоразлагаемыми добавками или обычную воду. Гидравлическая жидкость на масляной основе более вязкая, чем вода, поэтому в данном случае применяют трубы большего диаметра. Для больших расстояний более высокая стоимость труб для масляной гидравлической жидкости может окупаться за счет более надежной работы. Типовая система управления подводной запорной арматурой имеет следующие коммуникации: 18. главная линия подачи гидравлической жидкости; 19. линия возврата гидравлической жидкости (в системе двойного действия); 20. пилотная линия гидравлической жидкости для клапана-защелки; 21. запасная линия; 22. скрученные и экранированные электрические парные провода для передачи данных о давлении в аккумуляторе и о положении клапана; 58 запасные скрученные и экранированные электрические парные провода; 24. кабель-трос, армированный двойной стальной проволокой на всю длину для защиты и повышения устойчивости. Клапанный узел защищают от повреждений крышкой, изготовленной из труб или профилированной стали. Боковые стенки и верх крышки могут быть выложены панелями, изготовленными из стальных плит, решеток или их сочетания. Крышку жестко соединяют с опорной рамой или ставят свободно. Обычно опорную раму и защитную крышку устанавливают отдельно с помощью водолазного судна, но с учетом возможности одновременного подъема всего узла. На действующих трубопроводах установка клапанов должна отвечать следующим условиям: 25. минимальная длительность остановки трубопровода; 26. отказ от сброса давления из трубопровода; 27. частичное заполнение линии водой или вообще отказ от него; 28. обеспечение безопасности персонала при монтаже. С целью уменьшения потерь монтаж клапанов на действующем трубопроводе проводят во время ежегодного остановочного ремонта. Для сохранения давления в трубопроводе при производстве работ необходимы установки пробки высокого давления. Надувные пробки выдерживают перепад давления до 1,5 МПа, для более высоких давлений применяют механические пробки. Самой совершенной считают гидравлическую пробку (рис. 16.10.1), рассчитанную на трубопроводы диаметром от 250 до 1220 мм и имеющую надежный механизм двойного уплотнения. Гидравлическую пробку под давлением воды запускают в трубопровод через узел запуска поршня, а следят за ее перемещением с помощью кабель-троса, длина которого может достигать 450 м. Когда пробка достигает заданного места, с помощью гидравлики приводят в действие салазки и уплотнения, после чего снижают давление воды, и обратное давление газа прочно запирает салазки. Другим способом отключения частей трубопровода является использование ледяных пробок. Для этого между двумя разделительными устройствами закачивают порцию воды, после чего передвигают ее в ремонтируемый участок. Затем воду замораживают с помощью «ошейника» из жидкого азота, создавая неподвижную ледяную пробку, длина которой может или должна в 2—3 раза превышать диаметр трубопровода. При проведении сварки под водолазным колоколом такой способ не применяют. 23. 59 Очистка полости и испытание трубопроводов Морские трубопроводы подвергают гидростатическим испытаниям после укладки на дно в соответствии с требованиями технических условий на испытания и ввод в эксплуатацию. Перед гидростатическими испытаниями производят очистку и контроль внутренней полости трубопровода с применением поршней, оснащенных контрольно-измерительными приборами. Минимальное давление при гидростатических испытаниях на прочность принимают в 1,25 раза выше расчетного давления, причем кольцевые напряжения во время испытаний не должны превышать 0,96 от предела текучести металла труб. Трубопровод выдерживают под давлением не менее 8 ч. Трубопровод считается выдержавшим испытания, если в течение последующих 4 ч в нем не было зарегистрировано падение давления. Герметичность морского трубопровода проверяют после испытаний на прочность и снижения испытательного давления до расчетного значения в течение времени, необходимого для осмотра. Удаление воды из трубопровода производят путем пропуска под давлением сжатого воздуха или газа не менее двух поршнейразделителей. Результаты этой операции считают удовлетворительными, если перед контрольным поршнем-разделителем нет воды, а сам он вышел из трубопровода не разрушенным. В противном случае операцию удаления воды из трубопровода необходимо повторить. После окончательной очистки и калибровки внутренней полости, проведения исходной диагностики и заполнения транспортируемым продуктом морской трубопровод принимают в эксплуатацию. 60 Лекция 6. Переходы магистральных трубопроводов через естественные и искусственные преграды. Морские трубопроводы нефти и газа Магистральные трубопроводы пересекают на своем пути, как правило, большое число естественных и искусственных препятствий. К естественным относят препятствия, сформировавшиеся на земной поверхности без участия человека (реки, озера, болота, овраги и т.п.). Под искусственными понимают препятствия, появившиеся в результате деятельности человека (железные и автомобильные дороги, каналы, водохранилища и т.п.). Сооружение переходов через естественные и искусственные препятствия выполняют специализированными подразделениями (бригадами) по отдельному проекту производства работ (или технологической карте). ППР должен быть согласован с владельцем искусственного сооружения, а по естественным препятствиям – с местной администрацией или ведомством, ответственным за эксплуатацию (охрану) природного объекта. Строительно-монтажные работы на пересечениях с подземными коммуникациями выполняются по согласованию с владельцем коммуникации, при наличии от него письменного разрешения на производство работ (с указанием сроков и условий пересечения) и в присутствии его представителя. При подготовке производства работ на местах пересечения трубопровода с существующими подземными коммуникациями и сооружениями используют приборы обнаружения коммуникаций и принимают меры для предохранения их от повреждений. При строительстве трубопроводов в многониточных технических коридорах производство работ организуется таким образом, чтобы исключить повреждение ранее положенных трубопроводов. ППР по строительству нового трубопровода согласовывается с организацией, эксплуатирующей действующие трубопроводы. Преодолеть препятствия можно по воздуху (воздушные переходы), под землей (переходы под железными и автомобильными дорогами) и под водой (подводные переходы). Воздушные переходы Воздушные переходы устраиваются при пересечении трубопроводом нешироких болот, оврагов, рек, каналов, участков, под днев- 61 ной поверхностью которых ведется выемка породы, полезных ископаемых и т.д. Выделяют следующие схемы воздушных переходов: однопролетный балочный переход применяется при пересечении узких преград с устойчивыми стенками; арочный переход трубопровода не имеет промежуточных опор и способен к некоторой компенсации температурных деформаций труб; многопролетный балочный переход сооружают при пересечении относительно широких препятствий, дно которых сложено из устойчивых горных пород; трапецеидальный переход отличается от арочного способностью компенсировать удлинения труб в большей степени; переход в виде самонесущей провисающей нити подвешивается к опорным устройствам и материал труб воспринимает нагрузку от собственной массы и массы перекачиваемого продукта. Самонесущие висячие трубопроводы применяются при строительстве газопроводов диаметром до 100 мм. В зависимости от условий строительства все виды воздушных переходов объединяются в три группы: балочные, подвесные и самонесущие. Балочные переходы, как правило, бывают многопролетными, т.е. с несколькими промежуточными опорами. Опоры могут быть неподвижными, шарнирными или скользящими. Подвесные (вантовые, висячие) переходы отличаются от балочных тем, что роль промежуточных опор выполняют канаты, удерживающие трубопровод от провисания. Для крепления несущего троса служат пилоны (опоры, к которым подвешивается несущий трос) и якоря (анкерные опоры). Якорями называют опоры, служащие для крепления концов несущего троса. В самонесущих (арочных, трапецеидальных, в виде провисающей нити) переходах нагрузку трубопровод воспринимает на себя. При монтаже арок сначала на специальном станке гнут необходимое число труб в соответствии с ее расчетной кривизной. Затем на монтажной площадке сваривают арку на полную длину, а также собирают на ней все элементы оснастки. Далее подготовленную к установке арку испытывают внутренним давлением, наносят на нее антикоррозионное покрытие, после чего перетаскивают через препятствие. Заканчиваются работы подъемом арки и ее закреплением на опорах. Сооружение трубопроводов традиционными траншейными методами в ряде случаев ограничены техническими, экономическими и эко- 62 логическими проблемами. В большей мере это относится к строительству переходов через искусственные и естественные преграды, например, автомобильные и железнодорожные пути сообщения, гидротехнические сооружения, реки т.д. Переходы под железными и автомобильными дорогами Способы и сроки производства работ по сооружению переходов под автомобильными и железными дорогами согласовывают с эксплуатирующими эти дороги организациями. На строительство таких пересечений разрабатывается отдельный проект производства работ (ППР) или технологическая карта. В зависимости от интенсивности движения, категорийности дорог, диаметра трубопровода, методов производства работ, грунтовых условий укладка трубопроводов может осуществляться следующими способами: открытым, при котором трубопровод с защитным футляром (кожухом) или без него укладывается в траншею, устроенную в насыпи дороги; закрытым, при котором для укладки футляра (кожуха) через дороги применяются методы бестраншейной проходки. При пересечении железных дорог и автодорог I...III категории (свыше 1000 автомобилей в сутки) нарушение насыпи и образование даже минимальных просадок ее поверхности не допускается. Поэтому сооружение подземных переходов под ними производится бестраншейным методом. Конструкция перехода такова. Трубопровод с целью дополнительной защиты от внешних нагрузок укладывается в кожухе, длина которого на 10...40 м превышает ширину полотна дороги, а диаметр не менее, чем на 200 мм больше диаметра трубопровода. Кожух, как и основной трубопровод, покрыт антикоррозионной изоляцией. На переходах газопроводов межтрубное пространство в кожухе сообщается с атмосферой посредством вытяжной свечи диаметром 100... 150 мм и высотой не менее 5 м. На переходах нефте- и нефтепродуктопроводов вытяжные свечи не устраивают. Кожух укладывают с уклоном не менее 0,002 с тем, чтобы при аварийном разрыве трубопровода нефть (нефтепродукты) стекала в специальный сборный колодец. Технология работ по бестраншейной прокладке переходов включает следующие основные этапы: 63 подготовительные работы (установка по обе стороны дороги рабочего и приемного котлованов для размещения машин и механизмов и для выполнения необходимых работ по присоединению дополнительных труб перехода); прокладка кожуха под полотном дороги (способами прокалывания, продавливания и горизонтального бурения); Способ прокалывания заключается в том, что лобовую часть кожуха оснащают специальным заостренным наконечником с диаметром на 30...40 мм больше диаметра кожуха, а на заднюю часть создают давление домкратами, упирающимися в заднюю стенку котлована. По мере вдавливания кожуха в грунт его наращивают дополнительными заранее приготовленными секциями. Такой способ прокладки требует очень больших усилий продавливания (при диаметре менее 100 мм - до 40 т, при 200 мм - до 100 т, при 520 мм - до 200 т). Способ продавливания состоит в том, что кожух вдавливается в грунт открытым концом, а поступающий внутрь кожуха грунт удаляется. При этом усилие продавливания существенно меньше, т.к. определяется в основном силой трения грунта о наружную поверхность кожуха. Чтобы еще больше уменьшить сопротивление головную часть кожуха снабжают специальным режущим кольцом с диаметром на 30...40 мм больше диаметра основной трубы. Усилие на заднюю часть кожуха также создается домкратами. Грунт из трубы удаляется механическими приспособлениями или гидроразмывом с последующей откачкой пульпы. Способ продавливания позволяет проходить за смену лишь 2...3 м при диаметре труб 1000... 1200 мм. Усилие продавливания при этом составляет от 140 до 300 т. Основным недостатком данных способов прокладки труб под дорогами является необходимость постепенного наращивания либо длины кожуха, либо длины толкающих элементов, поскольку длина хода поршней домкратов составляет 1...2 м. Способ горизонтального бурения позволяет прокладывать кожух сразу на полную длину. В рабочий котлован на ролики помещают прокладываемый кожух. Внутри кожуха размещается шнековый механизм, на конце которого установлен буровой инструмент. Другой конец шнекового механизма связан с силовой установкой, которая удерживается на весу трубоукладчиком. Подача шнекового механизма и кожуха вперед осуществляется с помощью лебедки, совмещенной с силовой установкой, усилие от которой передается через тросы на опору. Буровой инструмент режет грунт впереди трубы, а шнековый механизм перемещает его по кожуху, из которого он высыпается в рабочий котлован. 64 прокладка трубопровода внутри кожуха (трубы сваривают, изолируют, футеруют и подвергают гидравлическим испытаниям; с целью уменьшения усилия протаскивания на трубопроводе закрепляют роликовые опоры); устройство вытяжной свечи или сборного колодца (кроме того выполняют восстановление придорожных сооружений и ландшафта местности). Переходы через подземные и наземные коммуникации Разработка траншеи на пересечениях через подземные коммуникации (трубопроводы, кабельные линии связи и электропередачи) производится при наличии письменного разрешения организации, эксплуатирующей эти коммуникации, и в присутствии ответственных представителей строительной и эксплуатирующей организаций. Укладка трубопровода на переходе через подземные коммуникации производится продольным перемещением в траншее под коммуникациями предварительно заизолированной трубной плети. Подводные переходы В практике строительства переходов методом наклоннонаправленного бурения применяется технологическая схема, включающая: бурение пилотной скважины; расширение скважины; протаскивание рабочего трубопровода. Бурение пилотной скважины осуществляется при помощи породоразрушающего инструмента – буровой головки со скосом в передней части и встроенным излучателем. Пилотная скважина имеет размер 80– 200 мм, а далее последовательным расширением при помощи специального бурового инструмента (шаг расширения 200–250 мм) доводится до диаметра на 30–40 % превышающего диаметр трубопровода. На всех этапах буровых работ используется промывочная жидкость, так называемый бентонит, выполняющий следующие функции: укрепление стенок скважины, разрушение породы и вынос ее на поверхность, охлаждение породоразрушающего инструмента и вмонтированного в него датчика. Как известно, одинаковых скважин не бывает, даже, если они находятся рядом. Хотя буровой раствор и инструмент будут одними и теми же, бурение каждый раз может происходить по-разному. В данном слу- 65 чае значительная роль в технологическом процессе принадлежит компьютерными программами пилотной проходки скважины. Контроль за местоположением буровой головки осуществляется с помощью приемного устройства локатора, который принимает и обрабатывает сигналы встроенного в корпус буровой головки передатчика. На мониторе локатора отображается визуальная информация о местоположении, уклоне, азимуте буровой головки. Также эта информация отображается на дисплее оператора буровой установки. Расширение осуществляется после завершения пилотного бурения. При этом буровая головка отсоединяется от буровых штанг и на ее место присоединяется расширитель обратного действия. Приложением тягового усилия с одновременным вращением расширитель протягивается через створ скважины в направлении буровой установки, расширяя пилотную скважину до необходимого для протаскивания трубопровода диаметра. После выхода последнего расширителя начинается подготовка к протягиванию плети трубопровода. На стороне препятствия, противоположной месту буровой установки, готовится рабочая плеть трубопровода, которая укладывается на специальные роликовые опоры. К переднему концу рабочей плети крепится оголовок с воспринимающим тяговое усилие вертлюгом и расширителем, который крепится к промывочной буровой колонне. Вертлюг позволяет вращаться буровой колонне и расширителю, но в тоже время не передает вращательное движение на плеть трубопровода. Таким образом, вращая и протаскивая буровую колонну через створ скважины, буровая установка затягивает в скважину расширитель и рабочую плеть трубопровода. К подводным переходам относятся участки магистральных трубопроводов, пересекающие естественные и искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища) по их дну. Границы подводного перехода определяются уровнем, до которого вода в водоеме поднимается не чаще 10 раз за 100 лет. Схема подводного перехода включает основную и резервную нитки трубопровода, а также береговые задвижки (на газопроводах - краны). В случае возникновения аварийной ситуации на основной нитке, она отключается запорными устройствами, а транспортируемый продукт пускается по резервной нитке (дюкеру). При ширине водной преграды в межень (в среднем) менее 75 м резервную нитку допускается не сооружать. Магистральные трубопроводы прокладывают, как правило, с заглублением в дно водоемов. Земляные работы под водой выполняют с 66 помощью специальных землеройных машин (земснарядов, гидромониторов и т.д.). Широко распространена разработка подводных траншей скреперными установками, приводимыми в движение с обеих сторон реки либо лебедками, либо тракторами с помощью канатов. В отдельных случаях (при глубине водоемов не более 2...3 м) разработку подводной траншеи ведут экскаватором, установленным на понтоне, перемещаемом в свою очередь с помощью лебедок, которые наматывают тросы, закрепленные якорями на берегу. Перед укладкой трубопровод сваривают, наносят на него изоляционное покрытие, футеруют матами из деревянных реек, после чего его балластируют. Балластировка, или утяжеление трубопровода производится с целью предотвращения его всплытия. Для этого используют одиночные чугунные или железобетонные пригрузы, а также сплошные покрытия из бетона или асфальтобетона. В настоящее время широко распространены чугунные пригрузы в виде двух полумуфт, скрепляемых болтами. Они жестко фиксируются на трубопроводе через определенные расстояния. Наиболее перспективным является применение анкеров, утяжеление труб сплошным покрытием из бетона или заполнение утяжеляющим раствором межтрубного пространства (при схеме прокладки типа «труба в трубе»). Подготовленный к укладке трубопровод состоит из одной или нескольких секций, общая длина которых на несколько десятков метров превышает ширину водной преграды между урезами воды. В настоящее время применяется три способа укладки трубопроводов в подводные траншеи: протаскивание по дну; погружение с поверхности воды трубопровода полной длины; погружение с поверхности воды последовательным наращиванием секций трубопровода. 67 Лекция 7. Сооружение насосных и компрессорных станций магистральных трубопроводов 68 69 70 71 72 73 Работы по монтажу резервуаров для нефти и нефтепродуктов 74 75 76 77 78 Лекция 8. Виды транспорта нефти и газа. Свойства нефти и газа, влияющие на технологию их транспорта Для транспортирования энергоносителей и их продукции используются следующие виды транспорта: железнодорожный, водный, автомобильный, трубопроводный, воздушный. Железнодорожный транспорт – наиболее распространенный вид транспорта для перевозки грузов. Объѐм перевозок нефтегрузов составляет около 40 %. Перевозка жидких нефтяных грузов осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах грузоподъемностью 50, 60 и 120 т, выполненных из листовой стали толщиной 811 мм. Большее применение имеют четырехосные цистерны объемом 50 и 60 м3. Налив нефтепродуктов в цистерну, как правило, производится сверху, а слив снизу. Цистерны оборудуются смотровыми площадками, внутренними и наружными лестницами, нижними сливными приборами и другими необходимыми устройствами для надежной эксплуатации в пути следования и при сливно-наливных работах. Достоинства железнодорожного транспорта: универсальность (перевозка всех видов нефти и нефтепродуктов в любых объемах); равномерность доставки грузов в течение всего года с более высокой скоростью, чем водным транспортом; доставка нефтепродуктов в большинство пунктов потребления в связи с наличием разветвленных железнодорожных сетей в густонаселенных промышленных и сельскохозяйственных районах. Недостатки железнодорожного транспорта: большие капитальные затраты при строительстве новых, ремонте и реконструкции существующих линий; относительно высокие эксплуатационные затраты; относительно низкая эффективность использования мощности подвижного состава (цистерны в обратном направлении идут незагруженными); значительные потери нефти и нефтепродуктов при транспорте и разгрузочно-погрузочных операциях; необходимость специальных сливно-наливных пунктов и пунктов зачистки вагонов-цистерн. Водный транспорт нефти делится на речной – по внутренним водным путям (рекам, озерам) и морской – по морям и океанам (как по 79 внутренним морям континента, так и между континентами). Объем перевозок на этот вид транспорта приходится около 13 % от общей доли перевозок нефтегрузов. По рекам и озерам нефть перевозится в баржах и в речных танкерах – специальных самоходных судах, предназначенных для перевозки нефтегрузов. Протяженность судоходных рек в России составляет около 150 тыс. км. Морской транспорт нефтегрузов осуществляется морскими танкерами – судами большой грузоподъемности, способными пересекать океаны и моря. Грузоподъемность современных морских супертанкеров достигает млн т. Внутри России морским транспортом основные перевозки нефти и нефтепродуктов осуществляются в Каспийском, Черном, Азовском, Балтийском, Японском, и Охотском морях. Нефтеналивные суда характеризуются следующими основными показателями: водоизмещением – массой воды, вытесняемой груженым судном; водоизмещение судна при полной осадке равно собственной массе судна и массе полного груза в нем, включая все необходимые для плавания запасы; дедвейтом – массой поднимаемого груза (транспортного и хозяйственного); грузоподъемностью – массой транспортного груза; осадкой при полной загрузке; скоростью при полной загрузке. Все виды водного транспорта: располагают неограниченной пропускной способностью водных путей; в большинстве случаев нет необходимости в создании дорогостоящих линейных сооружений; провозная способность флота ограничивается грузоподъемностью и другими показателями передвижных средств флота, производительностью причального и берегового нефтебазового хозяйства; чем больше грузоподъемность танкера, тем дешевле перевозка; эффективность использования супертанкеров повышается с увеличением дальности перевозок, на малых расстояниях они перестают быть рентабельными. Автомобильный транспорт – основной вид транспорта для доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики, автобазы и т.д.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не используют. Перевозки нефтепродуктов автомобильным 80 транспортом осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других видов транспорта (например, на Севере и т.д.). Массовые нефтепродукты (бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие партии нефтепродуктов – в таре на бортовых машинах. К достоинствам автотранспорта следует отнести: доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью; большую маневренность и высокую проходимость; высокую оперативность. Недостатки автотранспорта: высокие затраты на эксплуатацию, в 10…20 раз стоимость перевозок автотранспортом выше, чем по железной дороге; сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, неполная загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн; зависимость от наличия и технического состояния дорог. Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. Достоинства трубопроводного транспорта: наиболее низкая себестоимость перекачки; небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов; бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий; высокая производительность труда; незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке; сравнительно короткие сроки строительства; возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу; возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов). Недостатки трубопроводного транспорта: крупные единовременные капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод); 81 потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5…10 км/ч). Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере, дрейфующих станций и зимовок в Арктике, аварийных ситуаций и др. Доставку нефтепродуктов воздушным транспортом осуществляют, как правило, в бочках. Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта На технологию транспорта и хранения нефти в той или иной мере влияют ее физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность. Плотность нефти при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 (1050) кг/м3. С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой. От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а, в конечном счете, – прибыль предприятия. Вязкость – один из важнейших параметров нефти. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефти по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями; после предварительной механической или термической обработки; с предварительным подогревом и др. Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, т.к. по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол. Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под ут- 82 лом 45°. Температура застывания маловязкой нефти составляет до –25 °С, и поэтому ее можно транспортировать при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефти полуострова Мангышлак (Казахстан) она доходит до +30 °С. Ее можно перекачивать только специальными методами. Испаряемость – свойство нефти и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами. Скорость испарения нефти и нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры. Пожаровзрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться. Пожароопасность нефти и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Под температурой вспышки паров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 °С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61°С – к горючим. Под температурой воспламенения понимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10…50 °С выше температуры вспышки. Под температурой самовоспламенения понимают температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т1 > 450 °С; Т2 = 300…450 °С; Т3 = 200…300 °С; Т4 = 135…200 °С; Т5 = 100…135°С. Взрывоопасность нефти и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости – это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. 83 Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4…8 кВт. От разрядов статического электричества применяют, в основном, два метода защиты: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с). Токсичность нефти и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса. Свойства газов, влияющие на технологию их транспорта Основными свойствами газов, влияющими на технологию их транспорта по трубопроводам, являются плотность, вязкость, сжимаемость и способность образовывать газовые гидраты. Плотность газов зависит от давления и температуры. Так как при движении по газопроводу давление уменьшается, то плотность газа снижается и скорость его движения возрастает. Таким образом, в отличие от нефте- и нефтепродуктопроводов транспортируемая среда в газопроводах движется с ускорением. Вязкость газов, в отличие от вязкости жидкостей, изменяется прямо пропорционально изменению температуры, т.е. при увеличении температуры она также возрастает, и наоборот. Это свойство используют на практике: охлаждая газы после компримирования, добиваются уменьшения потерь давления на преодоление сил трения в газопроводах. Сжимаемость – это свойство газов уменьшать свой объем при увеличении давления. Благодаря свойству сжимаемости в специальных емкостях – газгольдерах высокого давления – можно хранить количество газа, в десятки раз превышающее геометрический объем емкости. Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях давления и температуры он образует гидраты – белую кристаллическую массу, похожую на лед или снег. Гидраты уменьшают, а порой и полностью перекрывают сечение газопровода, образуя пробку. Чтобы избежать этого, газ до закачки в газопровод подвергают осушке. Охлаждение газа при дросселировании давления называется эффектом Джоуля-Томсона. Интенсивность охлаждения характеризуется одноименным коэффициентом Дi, величина которого зависит от давле- 84 ния и температуры газа. Например, придавлении 5,15 МПа и температуре 0 °С величина Дi= 3,8 град/МПа. Если дросселировать давление газа с 5,15 МПа до атмосферного, его температура вследствие проявления эффекта Джоуля-Томсона понизится примерно на 20 град. 85 Лекция 9. Теоретические основы эксплуатации магистральных нефтепроводов Эксплуатация магистральных нефтепроводов включает следующие процессы: прием, перекачку, сдачу нефти, техническое обслуживание и ремонт при соблюдении требований безопасности, надежности, экономичности работы оборудования, систематичности контроля за объектами трубопроводного транспорта нефти, а также разработке и внедрении мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов. Технологические схемы перекачки нефти В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции, различают следующие технологические (схемы) системы перекачки: постанционная; транзитная. При постанционной системе перекачки нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара. Это позволяет организовать учет перекачиваемой нефти на каждом перегоне между станциями и благодаря этому своевременно выявлять и устранять возникающие утечки. Однако при этой системе перекачки значительны потери от испарения. Постанционная система перекачки используется на коротких нефтепроводах, имеющих только одну головную нефтеперекачивающую станцию либо при наладке нефтепровода, а также выявлении пропускной способности отдельных его перегонов. В основном применяют транзитную перекачку. Она характеризуется тем, что поступающий в резервуар продукт немедленно всасывается насосами и перекачивается на следующую станцию. Резервуар одновременно подключен и на прием продукта предыдущей станции, и на всасывание насосов для дальнейшей перекачки. В зависимости от способа включения самого резервуара выделяют системы транзитной перекачки: с подключенным резервуаром, из насоса в насос). Перекачки с подключенным резервуаром. Перекачиваемая жидкость поступает в насосы непосредственно из трубопровода, минуя ре- 86 зервуар, включенный в магистраль параллельно. Из трубопровода в резервуар или наоборот жидкость поступает лишь в периоды нарушения согласованности в работе перекачивающих станций (перекачка с разными расходами). Но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше. Наиболее предпочтительна с точки зрения сокращения потерь нефти система перекачки из насоса в насос. В этом случае резервуары промежуточных станций задвижками отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Однако при этой системе перекачки все станции должны вести перекачку с одинаковыми расходами. Это не страшно при нормальной работе всех станций. Однако выход из строя одной из станций (например, из-за нарушения электроснабжения) на трубопроводах большой протяженности вынуждает останавливать и часть других, что отрицательно сказывается на работе трубопровода и насосно-силового оборудования. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками. На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки. Cистема перекачки «из насоса в насос» применяется только на промежуточных нефтеперекачивающих станциях, расположенных внутри эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2). На головной нефтеперекачивающей станции (ГНС) применяется постанционная система перекачки, а на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка, – система перекачки «с подключенным резервуаром». Технологическая схема НПС Нефть от узла подключения НПС к магистрали (УМ) движется на вход насосной станции (НС) через площадку фильтров-грязеуловителей (ФГ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), после НС поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и узел подключения (УМ). Узел подключения к магистрали УМ представляет собой объединѐнные в одно целое камеры приѐма А и пуска скребка Б. При нормальном режиме работы ПНПС нефть движется через открытые задвижки 3 и 6 (задвижки 7 и 8 также открыты). Перед получением скребка, запущенного на предшествующей станции, задвижка 3 закрывается и открываются ранее закрытые задвижки 1 и 4. Скребок потоком нефти заносится в камеру А. 87 После этого задвижки 1 и 4 вновь закрываются и открывается задвижка 3. Скребок из камеры А извлекается через люк в еѐ торце. По аналогичному принципу осуществляется запуск скребка через камеpy Б. Камера пуска скребка ГНПС подобна камере пуска скребка ПС. На площадке фильтров-грязеуловителей находится три параллельно соединѐнных фильтра, представляющих собой конструкцию типа «труба в трубе». Очистка фильтров производится через люк, расположенный на одном из торцов аппарата. Система сглаживания волн давления (ССВД) применяется на нефтепроводах диаметром 720 мм и выше для защиты линейной части магистралей и оборудования НПС от гидравлического удара – интенсивного нарастания давления при резком прикрытии задвижек, остановках насосов и т.п. Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости нарастания давления в трубопроводе путѐм сброса части нефти из приѐмного трубопровода ПНПС в безнапорную ѐмкость ЕБ. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение. Клапаны системы сглаживания волн давления состоят из двух камер, разделѐнных перегородкой. Камеры по окружности имеют прорези. Одна камера подключена непосредственно к приѐмному трубопроводу НПС и находится под давлением перекачиваемой нефти, другая – к безнапорной ѐмкости. На обе камеры натянут эластичный резиновый шланг цилиндрической формы, препятствующий прохождению нефти из одной камеры в другую. Степень прижатия этого шланга к камерам регулируется изменением давления воздуха в полости. Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединѐнных параллельно. При установившемся режиме работы нефтепровода, когда давление в нѐм не изменяется резко, давление воздуха, поступающего в воздушную полость клапана из разделительного сосуда «жидкость-воздух», равно давлению нефти в трубопроводе и клапан плотно закрыт за счѐт упругих свойств эластичного шланга. При повышении давления в нефтепроводе с небольшой скоростью (менее 0,01…0,015 МПа/с) оно полностью передаѐтся в воздушную полость клапана без изменений через нормально открытый клапан, разделительный сосуд «нефтьжидкость», дроссельный вентиль, нормально открытый клапан, разделительный сосуд и вентиль. Благодаря этому клапан так же остаѐтся закрытым. 88 При быстром возрастании давления в трубопроводе (более 0,01…0,015 МПа/с) происходит частичная потеря давления в прикрытом дроссельном вентиле. В результате этого давление воздуха в полости клапана оказывается меньшим, чем давление нефти в камере клапана, соединѐнной с приѐмным трубопроводом НПС. Разность давлений действующих с различных сторон клапана, преодолевает упругие свойства шланга, последний отжимается от прорезей и происходит переток нефти из одной камеры клапана в другую – осуществляется сброс части нефти в безнорную ѐмкость ЕБ. Характеристика насосов НПС. Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода Характеристикой насоса называется графическая зависимость основных параметров насосов (напора Н, мощности N, к.п.д. (отношение полезной мощности к потребляемой) , допустимого кавитационного запаса или высоты всасывания Hs от подачи Q). Центробежные насосы, к которым относятся агрегаты НМ, НПВ и НМП, могут иметь два вида характеристик – комплексную и универсальную. Основной характеристикой подобных насосов является комплексная. Область применения насоса может быть расширена обточкой их рабочих колѐс. Насосы магистральных нефтепроводов допускается обтачивать не более чем на 10 %, т.к. при большем значении обточки рабочих колѐс наблюдается заметное снижение к.п.д. насосов. Предельно допустимому значению обточки рабочего колеса соответствует нижняя кривая H-Q из двух приведѐнных на характеристике. Верхняя H-Q кривая отвечает необточенному колесу. Допустимый кавитационный запас, приводимый на характеристике, есть минимально допустимый избыток удельной энергии перекачиваемой жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости, при котором не происходит холодного кипения жидкости в насосе или кавитации. С помощью рассчитывается минимально допустимое давление на входе в насос: где – давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости при температуре перекачки, Н/м2; – плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; – ускорение свободного падения, м/с2; – допустимый кави- 89 тационный запас, принимаемый по комплексной характеристике насоса для соответствующей подачи, м. Давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости представляет давление пара, находящегося в равновесии с жидкостью при данных термодинамических условиях и соотношении объемов фаз. При давлениях на входе в насос, больших кавитации в насосе не наблюдается. При решении многих инженерных задач H-Q характеристики насосов используются в аналитической форме, которую получают путѐм аппроксимации (приближения) графической H-Q зависимости. Для этого на H-Q характеристике в еѐ рабочей зоне берут две любые точки с координатами Q1, H1 и Q2, Н2 соответственно. Затем эти координаты подставляют в уравнения и определяют коэффициенты в аналитическом уравнении. Основные насосы на НПС соединяются между собой главным образом последовательно. При этом допускается иметь не более трѐх рабочих насосов, исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трѐм рабочим насосам на станциях устанавливается по одному резервному агрегату. В отдельных случаях, например, при прохождении в одном коридоре нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистралей помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность перехода к смешанной параллельнопоследовательной схеме соединения всех четырѐх агрегатов, включая резервный, а также переход к параллельной схеме работы насосов. Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При выходе из строя какой-либо НПС, соседняя с ней станция на параллельной магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов. При этом к станции подключаются сразу два нефтепровода – собственный нефтепровод рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС, что позволяет не прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его производительность на достаточно удовлетворительном уровне. Допустим, НПС оснащена двумя насосами с характеристиками 1 и 2. Станция работает на трубопровод с характеристикой 3. Рабочая точка такой системы есть точка пересечения характеристики трубопровода 3 с суммарной характеристикой насосов, т.е. с кривой, являющейся суммой кривых 1 и 2. 90 Поскольку насосы соединены последовательно, то их подачи равны, а напоры складываются, образуя, общий суммарный напор насосов. Следовательно, правило сложения кривых 1 и 2 будет звучать так: для нахождения суммарной H-Q характеристики последовательно соединѐнных насосов необходимо складывать напоры отдельных насосов при одинаковых подачах. Выполним такое сложение графически для нескольких подач и получим точки суммарной H-Q характеристики насосов (точки 1+2). Точка пересечения кривых (1+2) и 3 (точка М) является рабочей точкой системы «насосы-трубопровод». Еѐ координаты показывают, что данная система работает с производительностью Q0, при этом гидропотери в ней составляют Н0. Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно. В основном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один резервный. H-Q характеристики параллельно соединенных насосов находится сложением подач отдельных насосов при одинаковых напорах. Графическое сложение характеристик насосов 1 и 2 даѐт кривую (1+2), которая, пересекаясь с H-Q характеристикой трубопровода 3, образует рабочую точку системы М. Координаты рабочей точки М показывают, что система работает с производительностью Q0, потери в ней составляют Н0. В общем случае нефтепровод функционирует в соответствии с данными, полученными при его технологическом расчете, выполняемом при проектировании – это оптимальные параметры трубопровода (диаметр, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, число насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; режимы эксплуатации трубопровода. Методы регулирования режимов работы НПС Очевидно, что с изменением системы изменяется местоположение рабочей точки системы и отдельных насосов. Изменение режима работы НПС перепуском Суть метода состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход. При этом происходит изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменя- 91 ется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечет за собой изменение режима работы нефтепровода. Допустим, в начальный момент НПС 1 работала без перепуска нефтепровод 2. Рабочая точка системы занимает положение М, производительность нефтепровода равна Q0. При открытии задвижки на перепускном трубопроводе жидкость движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3. Эти трубопроводы соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путѐм сложения их подач при одинаковых напорах. В итоге получается кривая (2+3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка Мп. При работе с перепуском производительность НПС возрастает с Q0 до Qп. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно Мп величине Нп. При напоре Нп нефтепровод 2 будет пропускать через себя, согласно H-Q характеристике, производительность Q2, меньшую первоначальной Qo, существовавшей при перекачке без перепуска. Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефтепровода всегда только снижается. Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти. Изменение режима работы НПС дросселированием Суть метода состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в какомлибо его месте. Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность нефтепровода равна Q0, гидропотери в ней Н0. Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображѐнном кривой 2, прибавятся потери напора в дроссельном органе. 92 Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать кривая 2'. Рабочая точка системы и НПС переместится в положение Мд, производительность нефтепровода снизится до Qд. Напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Нд, потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Qд они в соответствии с H-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учѐта дроссельного органа) составляют Н'д. Напор, соответствующий разности Нд–Н'д, развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе. Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается. Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии. Изменение режима работы НПС сменой числа оборотов ротора С увеличением числа оборотов ротора насосов происходит изменение H-Q характеристик насосов; характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями ( ) . Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепровода. Поэтому при данном метод не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования. Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования. Перепуск не находит применения потому, что при пологопадающих H-Q характеристиках насосов он менее экономичен, чем дросселирование, а насосы НПС как раз имеют пологопадающие характеристики. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов. Изменение режима работы НПС обточкой рабочего колеса Диаметры рабочих колѐс центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колѐс на станке. Обточка в пределах 10 % практически не приводит к снижению к.п.д. насосов, H-Q ха- 93 рактеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса ( ) , где и – напор и подача насоса при диаметре необточенного рабочего колеса, равном ; и – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Если известны требуемые от насоса напор Н и подача Q, то необходимый диаметр рабочего колеса Д может быть рассчитан по формуле: √ . Перемещение жидкости связано с потерей напора. При перемещении ее по трубопроводам насос должен развивать напор, необходимый для преодоления гидравлических сопротивлений трения по длине трубопровода, местных сопротивлений (вентили, изгибы, повороты), геометрической высоты, равной разности отметок уровней жидкости в конечном и начальном пунктах перекачки, и на создание скоростного напора жидкости. В гидравлике выделяют два режима течения жидкости: ламинарный и турбулентный. Для определения режима служит число (критерий) Рейнольдса: 4Q 4G Re π d вн t π d вн t , где – секундный расход нефти; = 3,14; t (м2/c), t (мПа∙с) соответственно кинематическая и динамическая вязкость нефти при расчетной температуре. В соответствии с установленным режимом движения жидкости определяется величина коэффициента гидравлического сопротивления. В общем случае, коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и от относительной шероховатости труб . Шероховатость – неровности (выступы) на внутренних поверхностях стенок. 94 Различают абсолютную и относительную шероховатость. Абсолютной шероховатостью в называется абсолютная высота выступов на внутренней поверхности трубопровода. Относительная шероховатость –отношение абсолютной шероховатости к внутреннему радиусу трубопровода. Трубы имеют шероховатость различных размеров и неравномерную по длине трубы. Поэтому для характеристики шероховатости пользуются эквивалентной (усредненной) шероховатостью K ý . Она зависит от материала труб, продолжительности эксплуатации, явлений коррозии и эрозии. Для большинства стальных труб эквивалентная шероховатость равна 0,1…0,2 мм. Опытами установлено, что для нефтепроводных и газопроводных труб K ý = 0,14–0,15 мм. Граничные значения Re : Re I , Re II : 10 500 , Re I ; Re II K где ý относительная шероховатость труб, выраженная через d âí эквивалентную шероховатость K э и внутренний диаметр трубопровода. Ламинарный режим течения жидкости сохраняется до Re 2300 . Ламинарное течение может реализоваться для высоковязких нефтей, течение которых характеризуется относительно небольшими числами Рейнольдса. При турбулентном режиме течения ( Re 2300 ) различают три зоны трения: зона гидравлически гладких труб, зона смешанного трения, зона квадратичного трения. Режим течения жидкости Критерий Рейнольдса Re Ламинарный Re 2300 Турбулентный Re 2300 95 Коэффициент гидравлического сопротивления λ 64 λ Re Примечание Формула Стокса зона гидрав0,3164 λ лически 2320 Re Re Re0,25 I гладких труб 0, 25 зона смешан- Re I Re Re II 68 0,11 ного трения Re Re Re II λ 0,114 зона квадратичного трения формула Блазиуса формула Альтшуля Трубопроводы разделяются на гидравлически гладкие и гидравлически шероховатые. Гидравлически гладкие – трубопроводы, в которых отдельные струи потока, двигаясь параллельно друг другу, плавно обтекают все неровности на внутренней поверхности трубы, в результате чего шероховатость оказывает влияния на сопротивление потока. Такое явление наблюдается при ламинарном режиме. Коэффициент гидравлического сопротивления для гидравлически гладких труб зависит от параметра Re и не зависит от степени шероховатости стенок труб. С увеличением турбулентности толщина пограничного слоя уменьшается, становится меньше абсолютной шероховатости и в результате при соприкосновении жидкости со стенкой трубы получаются дополнительные завихрения, создаваемые выступами, зa счет которых величина коэффициента гидравлического сопротивления увеличивается. В этом случае коэффициент гидравлического сопротивления зависит от шероховатости стенок трубопровода и параметра Рейнольдса (зона смешанного трения). При дальнейшем увеличении параметра Рейнольдса повышается турбулентность потока и, начиная с определенного значения этого параметра, коэффициент λ будет зависеть только от шероховатости труб (квадратичная зона). При перекачке нефти режим квадратичного сопротивления не наблюдается. Он встречается при транспорте газа. В нефтепроводах чаще встречается режим гидравлически гладкого трения, в продуктопроводах – смешанное трение. Целью гидравлического расчета является определение потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу. Полные потери напора в трубопроводе, м: = + 96 , м, где потери напора на трение по длине нефтепровода, рассчитываемое по формуле Дарси-Вейсбаха: , L длина трубопровода, м; g ускорение свободного падения, g 2 = 9,81 м/с ; V скорость течения нефти, м/с; кроме того, в потери напора на трение входят потери на местных сопротивлениях (задвижки, повороты, сужения и т.п.), являющиеся незначительными и принимаемые равными 1…2 % от потерь на трение, т. е. 1,02 ; z разность геодезических отметок конца и начала трубопровода; остаточный напор в конце участка, необходимый для закачки нефти в резервуары ( ). На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3 … 0,5 суточной пропускной способности трубопровода, поэтому напор будет использован раз. Безразмерная величина, характеризующая потерю напора на трение на единице длины трубопровода, называется гидравлический уклон i : , m, A1 , расчетные коэффициенты, зависящие от режима движения. Величины коэффициентов Лейбензона Режим течения Ламинарный Турбулентный: зона Блазиуса зона смешанного трения зона квадратичного трения m 1 0,25 0,123 0 A1 64 , с2/м 0,3164 0,0246 0,0802 A1 0,0827λ 100,127 lg e 0,627 λ 4,15 Совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода Кривую, выражающую зависимость потери напора трубопровода от производительности перекачки по нему, называют характеристикой трубопровода и выражают ее в тех же координатах, что и характеристику насоса. 97 Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций позволяет определить при каком количестве работающих насосов обеспечивается проектная производительность нефтепровода. Из рисунка можно видеть, что проектная производительность нефтепровода для данного примера обеспечивается при работе на станциях тринадцати насосов. При распределении количества насосов следует иметь в виду, что большее их число должно быть установлено на НПС, расположенных в начале трубопровода, и меньшее – в его конце. Особенности последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов В настоящее время нефти различных промыслов и месторождений, а число таких нефтей, отличающихся по физико-химическим свойствам, может достигать несколько десятков, перекачивают методом, получившим название «последовательная перекачка прямым контактированием». В результате добычи нефти в той или иной нефтяной провинции в резервуарах накапливаются нефти различных сортов. Строить отдельный трубопровод для добываемой нефти каждого сорта было бы нерентабельно, поэтому большинство из них транспортируют по одному и тому же нефтепроводу, к которому тяготеют данные месторождения, закачивая последовательно одну нефть за другой. Поэтому сущность последовательной перекачки нефтей прямым контактированием состоит в том, что разносортные нефти, объединенные в отдельные партии по несколько тысяч или десятков тысяч тонн каждая, закачивают в трубопровод последовательно, одну за другой, и транспортируют так до самого потребителя. При этом каждая партия нефти вытесняет предыдущую и, в свою очередь, вытесняется последующей. Таким образом, нефтепровод по всей своей протяженности заполнен партиями различных нефтей, вытянутых в цепочку и контактирующих друг с другом в местах, где кончается одна партия и начинается другая. На головной станции трубопровода различные сорта нефти закачивают из отдельных резервуаров, транспортируют партиями, по пути, если на то есть необходимость, подкачивают другие нефти, и на конечных пунктах (нефтеперерабатывающих заводах или перевалочных нефтебазах) принимают в отдельные резервуары. 98 В систему для последовательной перекачки нефтей входят те же основные объекты, что и в систему транспортировки однородной нефти. Конечно же, при таком процессе в зоне контакта последовательно движущихся партий нефти происходит определенное смешение вытесняемой и вытесняющих нефтей. Возникает вопрос, как велико это смесеобразование и насколько серьезны опасения, что транспортируемые нефти перемешаются. Количество смеси по мере движения от начала трубопровода к его концу постоянно растет. Применение механических разделителей - поршней, твердых или эластичных шаров, жидких или полужидких разделительных пробок и т.п. оказалось мало эффективным при промышленной реализации. Разделители отстают от потока нефти и быстро выходят из зоны контакта последовательно движущихся партий. Последовательная перекачка прямым контактированием более проста с технологической точки зрения и достаточно эффективна, благодаря тому, что количество смеси в зоне контакта относительно невелико. Однако интенсивность смесеобразования и объем этой смеси зависят от режима транспортировки, соблюдения технологического регламента перекачек, понимания основных закономерностей процесса смесеобразования. Особенности перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей Основные проблемы, возникающие при перекачке высоковязких и высокозастывающих нефтей, связаны с их малой подвижностью, высокой температурой застывания, а если высокая вязкость обусловлена большим содержанием в нефти парафина – с отложениями парафина на стенках трубопровода. Реологические свойства высоковязких и высокозастывающих нефтей (вязкость, напряжения сдвига (трение, преодолеваемое при скольжении одного слоя жидкости относительно другого), температура застывания), оказывают непосредственное влияние на процесс их транспортировки по трубопроводам, в большей степени зависят от компонентного состава. Кроме трех основных классов углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических) практически всегда в нефти содержатся в значительных количествах смолы и асфальтены (наиболее высокомолекулярные компоненты нефти, твѐрдые хрупкие вещества чѐрного или бурого цвета). 99 Наличие парафина в нефти приводит при понижении температуры к структурообразованию и проявлению неньютоновских свойств (неньютоновской является жидкость, при течении которой еѐ вязкость зависит от градиента скорости, то есть, которая ведет себя по-разному в зависимости от воздействия: если на нее воздействовать резко, сильно, быстро – она проявляет свойства, близкие к свойствам твердых тел, а при медленном воздействии становится жидкостью). Наиболее серьезные осложнения могут возникнуть при перекачке нефтей, когда температура окружающей среды ниже температуры застывания транспортируемой нефти (колеблется от + 30 до – 60 °С и зависит в основном от содержания парафина, чем его больше, тем температура застывания выше). В этих условиях случайная остановка перекачки может привести к «замораживанию» трубопровода и выводу его из эксплуатации на длительный срок. При этом будет нанесен значительный экономический ущерб, связанный с затратами на пуск трубопровода, возможной остановкой промыслов и невыполнением обязательств по поставкам. В связи с этим в проектных решениях закладывается значительный запас надежности нефтепроводов, эксплуатируемых в северных районах. Условно к высоковязким нефтям можно отнести нефти с вязкостью более 2 Ст (см2/с), а к высокозастывающим с температурой застывания tз > 0°С. Эти их особенности и предполагают использование специальных технологий для трубопроводного транспорта применительно к условиям Крайнего Севера. При огромном разнообразии характеристик нефтей, климатических и геокриологических условий, в которых работают трубопроводы, их протяженности и производительности каждый отдельный способ обладает своими недостатками, поэтому в настоящее время не существует универсальной технологии, обеспечивающей рациональную транспортировку всех высоковязких и высокозастывающих нефтей. В этой связи в каждом случае выбор способа перекачки является сложной задачей и должен быть обоснован технико-экономически. Наибольщее распространение в нашей стране и за рубежом получил способ «горячей» перекачки. При этом нефть может подогреваться на специальных тепловых станциях (ТС) расположенные через определенные расстояния по трассе «горячего» нефтепровода или постоянно (попутно) при движении по трубопроводу. Особенностью работы «горячего» нефтепровода является переменная температура по длине участка между ТС. Температура нефти в трубе меняется вследствие теплообмена с окружающей средой и попутным 100 подогревом за счет тепла трения потока и скрытой теплоты кристаллизации потока. При транспорте высокозастывающих нефтей температура в любой точке трубопровода должна превышать температуру застывания на 2…5 °С. Электроподогрев трубопроводов применяется в следующих вариациях: ток движется по телу трубопровода (индукционный нагрев, прямой электроподогрев трубы); применение нагревательных элементов из специальных кабелей или лент. Электроподогрев имеет более высокий коэффициент полезного действия, возможность регулирования температуры в широких пределах, легкость монтажа, компактность, возможность работы подогревателя по любому временному графику (например, только в случае остановки трубопровода). Однако, для магистральных трубопроводов внедрение электроподогрева сдерживается по причине высоких эксплуатационных затрат. Так как транспортировка нефтепродуктов – пожаро- и взырывоопасна, то в случае проектирования электроподогрева выбирают оборудование и коммутационную аппаратуру (служит для замыкания и размыкания электрических цепей с целью управления работой электрических установок) специального взрывозащищѐнного исполнения, которое не только создаѐт все условия для искробезопасной электрической цепи, но и адаптировано для использования в условиях агрессивной среды и высокой влажности. Технология транспорта газонасыщенных нефтей заключается в неполной сепарации добываемой нефти или, даже, ее отсутствии. Опыт перекачки газонасыщенных нефтей по магистральным трубопроводам позволяет говорить о значительном снижении вязкости (в 2-3 раза) и температуры застывания (на десятки градусов). Однако для обеспечения нормальной работы насосов необходимо либо отбирать перед их входом весь нерастворенный газ, который затем вводится в поток нефти на выходе станции (для этой цели на каждой НПС перед насосами необходимо устанавливать сепараторы), либо создавать на перекачивающих станциях запас давления, обеспечивающий транспорт газонасыщенной нефти в однофазном состоянии по всей длине трубопровода, что опять таки влечет за собой дополнительные материальные затраты. Применение депрессорных присадок (депрессаторов, растворяющихся в нефти синтетических полимерных продуктов) является перспективным способом подготовки высоковязких парафинистых нефтей к транспорту по магистральным трубопроводам. В результате ввода в поток нефти незначительных количеств (до 0,2 % по объему) 101 химически активных веществ происходит улучшение реологических свойств. Механизм действия депрессаторов на высокопарафинистые нефти имеет двоякий характер: во- первых частицы присадки образуют с парафином смешанные кристаллы, что приводит к принципиальному изменению их строения и предотвращают образование сплошной структурной сетки; во-вторых, частицы присадки выступают как центры, вокруг которых кристаллизуется парафин, образуя не связанные между собой агрегаты. Несмотря на все достоинства данного метода, он имеет ряд недостатков: во-первых, в настоящее время нет универсальной присадки, пригодной для всех высокопарафинистых или хотя бы большой группы нефтей; во-вторых высокая стоимость присадок. 102 Лекция 10 Теоретические основы эксплуатации магистральных газопроводов Технологическая схема магистрального газопровода Основными элементами магистрального газопровода (МГ) являются: линейная часть, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода, при необходимости – станции охлаждения газа (СОГ). Линейная часть представлена одной или несколькими (до 6) нитками с максимальным диаметром 1420 мм каждая. Для многониточных газопроводов между нитками сооружаются перемычки через 40…60 км и на входе и выходе каждой КС. Перемычка – трубопровод, технологически объединяющий параллельно проложенные газопроводы и позволяющий в случае необходимости (авария, ремонт и т. д.) отключать отдельные участки. Выделяют перемычки: с запорной арматурой (для газопроводов с равным давлением); с узлами редуцирования и предохранительными устройствами (для газопроводов с различным давлением); с запорной арматурой до и после охранного крана соответственно для входа и выхода компрессорной станции. В сложных условиях перемычки сооружаются у каждого линейного крана. Линейные краны устанавливаются через 20…30 км. Перемычка выполняется из труб диаметром не менее 0,7 меньшего из диаметров соединяемых ниток. При соединении ниток, имеющих различное рабочее давление, перемычки помимо крановых узлов оборудуют узлами редуцирования. Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,4 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,45…1,50. В конце газопровода газ поступает с давлением 1,5…2 МПа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции. Общие сведения о транспорте газа В общее понятие «транспорт газа» входит транспорт газа в сжиженном и газообразном состоянии. Способы транспорта этих газов существенно отличаются друг от друга. Сжиженные углеводородные газы (смесь пропана, бутана, изобутана) отличаются тем, что при небольшом давлении и нормальной температуре их можно транспортировать и хранить в жидком виде. 103 Сжиженный газ занимает объем примерно 1/250 своего первоначального объема, поэтому его можно транспортировать всеми видами транспорта: железнодорожным, водным, автомобильным, трубопроводным (в баллонах и съемных емкостях). На месте доставки емкости подключают к разводящим сетям. В отличие от сжиженного природный газ сохраняет свои свойства при положительных температурах и различных давлениях и транспортируется исключительно по магистральным газопроводам и разводящей газовой сети. Однако при отрицательных температурах и давлений 5 МПа (занимая при этом значительно меньший объем) технически возможно и экономически выгодно транспортировать сжиженный природный газ по магистральным трубопроводам. Для этого требуется сооружение заводов сжижения газов и применение специальных трубных сталей для низкотемпературных жидкостных газопроводов, а также сооружение низкотемпературных хранилищ. Магистральный газопровод во многом тождествен магистральному нефтепроводу. Конструкции трубопроводов почти одинаковы. Что касается перекачивающих станций, то компрессорные станции газопровода во многом аналогичны насосным станциям нефтепровода. Диаметры газопроводов больше, чем нефтепроводов. Особенностью магистрального газопровода является поддержание значительного давления в конце перегона. Если на нефтепроводе начальное давление нефти 5 МПа снижается к концу перегона практически до нуля, то на газопроводе давление в конце поддерживается на уровне 2 МПа. К особенностям магистральных газопроводов относится также необходимость специальных мер по предотвращению образования гидратных пробок и мероприятий, связанных со взрывоопасностью газа, а также высокие требования к бесперебойной перекачки, так как длительная остановка газопровода вызывает немедленную остановку добычи в начальном пункте. Основные законы газового состояния Физическое состояние газа зависит от основных параметров: давления, объема и температуры, которые в процессе транспортировки и хранения могут изменяться. Эти параметры взаимосвязаны газовыми законами. Закон Бойля-Мариотта: при постоянной температуре произведение объема на давление есть величина постоянная: 104 где и – давление газа до и после изменения; и после изменения. и – объем газа до Так как при сжатии или расширении газа изменяется только его плотность и объем, а масса остается постоянной: ; , отсюда , объемы газа при постоянной температуре обратно пропорциональны, а плотность газа прямо пропорциональна его давлению. Закон Гей-Люссака: объем газа при постоянном давлении пропорционален его абсолютной температуре, а плотности газа обратно пропорциональны: . Обобщение этих двух законов дает общее математическое уравнение состояние идеального газа (математическая модель газа, в которой предполагается, что потенциальной энергией взаимодействия молекул можно пренебречь по сравнению с их кинетической энергией; между молекулами не действуют силы притяжения или отталкивания, соударения частиц между собой и со стенками сосуда абсолютно упруги, а время взаимодействия между молекулами пренебрежимо мало по сравнению со средним временем между столкновениями) (уравнение Клайперона-Менделеева) , где – абсолютное давление идеального газа, Па; – объем идеального газа, м3; – газовая постоянная (характеризует работу расширения единицы количества газа (1 кг) при нагревании на 1 К при постоянном давлении); для газовой смеси , Дж/(кг·К); – абсолютная температура газа, К. Для газов высокого давления (при транспорте по магистральным трубопроводам) вводится коэффициент сжимаемости газа z: 105 . Коэффициент сжимаемости газа учитывает отклонение реальных газов от законов идеального газа, определяется экспериментально, а при отсутствии этих данных – по номограммам. В практике хранения и транспорта газа различают рабочие, нормальные и стандартные условия состояния газа в момент измерения газа при давлении и температуре , (°С). Условия Характеристика Нормальные состояние газа при °С и 760 мм рт. ст. Уравнение Стандартные состояние газа при °С и 760 мм рт. ст. Рабочие . Примечание: – объем газа при 0 °С и 760 мм рт. ст., м3; – при 20 3 3 °С и 760 мм рт. ст., м ; – объем газа в рабочих условиях, м ; – абсолютное давление газа в рабочих условиях, мм рт. ст (1 Па =133,3 мм рт. ст); – абсолютная температура газа в рабочих условиях, К. Основные уравнения для расчета магистрального газопровода Пропускная способность и режим работы магистрального газопровода определяются совместной работой компрессорных станций и линейных участков. Рассмотрим основные уравнения, позволяющие оценить изменения параметров газа при его перемещении по элементам магистрального газопровода (участок, газоперекачивающий агрегат, пылеуловитель, аппарат воздушного охлаждения). 106 Основным расчетным уравнением для участка магистрального газопровода является уравнение пропускной способности, определяемое для газа, приведенного к стандартным условиям ( ). Зависимость расчетной пропускной способности газопровода от параметров газопровода и физических свойств газа выражается формулой: √ где млн м3/сут. (на практике обычно используют ); – переводной коэффициент, учитывающий размерность входящих в формулу величин; и – давление в начале и в конце участка газопровода, МПа; – эквивалентный диаметр труб, м; – коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке; – средняя температура газа в участке, К; – длина участка, км; – расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления; = 287 Дж/(кг·К) – газовая постоянная воздуха; – относительная плотность газа (отношение массовой единицы объема газа к массе такой же единицы объема сухого воздуха при одинаковых условиях (t и ) , где кг/м3 – плотность сухого воздуха. Для определения пропускной способности необходимо определить: коэффициент гидравлического сопротивления; среднее давление газа на участке; среднюю температуру газа на участке; коэффициент сжимаемости газа при средних давлении и температуре. Определение коэффициента гидравлического сопротивления В общем случае коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости 2K э d вн , K ý - эквивалентная шероховатость труб. 107 При отсутствии уточненных данных K ý принимается равным 0,03. Re Для практических расчетов 4Q . π d вн Re 17,75 103 Q , d вн где Q – объемная производительность МГ, млн м3/сут.; диаметр труб, м; - динамическая вязкость газа, Па·с. d вн - внутренний Для расчетов МГ нормами технологического проектирования рекомендуется формула ВНИИгаза (научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий): ( ) . Эта формула справедлива для всей области турбулентного режима течения газа. МГ при полной их загрузке обычно работают в квадратичной зоне этого режима. Для определения зоны, в которой работает МГ, используются переходные значения параметра Рейнольдса и производительности: 2K э Re пер 11 d вн Qпер 1,334 106 1,5 , d вн 2,5 . При Re > Re ïåð подтверждается зона квадратичного закона сопротивления. Определение давления в магистральном газопроводе Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопроводов. Газ поступает на компрессорную станцию (КС) с давлением и температурой в конце подводящего трубопровода (головная КС) или предшествующего участка (промежуточная КС) P2 и T2. На выходе станции (в начале следующего участка) давление будет P1. Степень сжатия станции составит: . 108 Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия нагнетателей должна быть более высокой: , где , – потери давления во входном и выходном коллекторах КС; - потери давления в аппаратах воздушного охлаждения = 0,0588 МПа. Возможность реализации требуемой степени сжатия определяется располагаемой мощностью привода нагнетателя (газотурбинной установки или электропривода). Давление на выходе КС не должно превышать рабочего давления МГ : = . Давление в любой точке участка можно представить следующим образом: √ . Давление по длине участка меняется по параболическому закону и среднее давление должно определятся как среднегеометрическое: ( ). Изменение давления газа по длине участка 109 Определение средней температуры газа на участке Температурный режим работы участка зависит от факторов: - температуры газа на входе в КС (T2); - повышения температуры газа при его компримировании; - охлаждения газа в АВО; - охлаждения газа в трубопроводе; Газ в участке охлаждается вследствие обмена с окружающей средой и его расширении при снижении давления. Уравнение Шухова для газа имеет вид: где , - температура на входе и выходе КС; и , – температура окружающей среды, К; - полный коэффициент теплопередачи, Вт/(м2·K); – теплоемкость газа при условиях АВО; – массовый расход газа через все АВО. Из формулы видно, что температура газа стремится в бесконечности к температуре окружающей среды. С учетом дроссельного эффекта температура газа в конце участка меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 0 С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промораживание грунта вокруг труб и дополнительные деформации трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка 271…273 К, что приводит к ограничению температуры газа на выходе КС. Так как температура газа по длине участка меняется экспоненциально, то средняя температура определяется как среднегеометрическая: [ ] 110 * +, коэффициент Джоуля–Томпсона, К/МПа (эффект ДжоуляТомсона – изменение температуры газа при адиабатическом дросселировании – медленном протекании газа под действием постоянного перепада давлений сквозь дроссель (местное препятствие газовому потоку). Адиабатический процесс - это такое изменение состояний газа, при котором он не отдает и не поглощает извне теплоты, то есть адиабатический процесс характеризуется отсутствием теплообмена газа с окружающей средой. При известных или принятых значениях температуры газа в начале и в конце участка с достаточной точностью среднюю температуру можно определить, используя уравнение: . Распределение температуры газа по длине участка Компрессорные станции магистральных газопроводов Газоперекачивающие агрегаты В качестве газоперекачивающих агрегатов применяются поршневые газомотокомпрессоры или центробежные нагнетатели. Поршневые газомотокомпрессоры представляют собой агрегат, в котором объединены силовая часть (привод) и компрессор для сжатия газа. Принцип работы поршневого компрессора такой же, как у поршневого насоса. 111 Наиболее распространенными типами газомотокомпрессоров являются 10 ГК, 10 ГКН, МК-10 и ГПА-5000, имеющие подачу от 0,8 до 10,0 млн. м3/сут. и развивающие давление 5,5 МПа. Поршневые газомотокомпрессоры отличаются высокой эксплуатационной надежностью, способностью работать в широком диапазоне рабочих давлений. Область преимущественного применения поршневых газомотокомпрессоров - трубопроводы для перекачки нефтяного газа и станции подземного хранения газа. На магистральных газопроводах пропускной способностью более 10 млн. м3/сут. применяют центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом или электроприводом. Принцип работы центробежных нагнетателей аналогичен работе центробежных насосов. Наиболее распространенным приводом нагнетателей на компрессорных станциях является газотурбинный. В состав газотурбинной установки входят: турбодетандер, редуктор, воздушный компрессор, блок камер сгорания, турбины высокого и низкого давлений. Турбодетандер является пусковым двигателем установки, работающим на природном газе. Расчетная продолжительность пуска агрегата из холодного состояния - 15 мин. Турбодетандер через редуктор запускает в работу воздушный компрессор. Атмосферный воздух засасывается компрессором и сжимается в нем до рабочего давления. Далее сжатый воздух направляется в блок камер сгорания, где он нагревается за счет сжигания природного газа. Продукты сгорания направляются в газовую турбину (сначала высокого, а затем низкого давления), где они расширяются. Процесс расширения сопровождается падением давления и температуры, но увеличением скорости потока газа, используемого для вращения ротора турбины. Отработавший газ через выхлопной патрубок выходит в окружающую среду. На газопроводах применяются газовые турбины мощностью от 2500 до 25000 кВт. Начиная с 1974 г., на отечественных магистральных газопроводах в качестве привода центробежных нагнетателей начали применять авиационные двигатели, отработавшие свой ресурс. После относительно небольшого числа часов работы их по соображениям безопасности полетов снимают с самолетов. Однако они способны еще длительное время с большой надежностью работать на земле. Недостатком газотурбинного привода является относительно невысокий к.п.д. (не выше 30 %), а также высокое потребление газа на собственные нужды в качестве топлива. 112 В последние годы в качестве привода центробежных нагнетателей все шире используются электродвигатели АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными нагнетателями Компрессорные станции с центробежными нагнетателями достаточно разнообразны по своим технологическим схемам. Объясняется это, главным образом, широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях - здесь могут быть агрегаты с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотурбинными установками различного исполнения. В сочетании с различными вариантами дополнительных функций, возлагаемых на КС, перечисленное порождает достаточное число разновидностей технологических схем КС с центробежными нагнетателями. Однако .в большинстве случаев эти схемы не имеют между собой существенных различий и сводятся, по сути, к одному типовому виду, приведѐнному на рис. 10.1. Функционирование КС со схемой, изображенной на рис. 10.1 осуществляется следующим образом. Газ от узла подключения станции к газопроводу УП поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа УО, где очищается от механических примесей в пылеуловителях П. Затем основная часть очищенного газа направляется в компрессорный цех КЦ для компримирования, а другая, меньшая, - отбирается на установку подготовки газа (УПГ). УПГ предназначена для подготовки: пускового (/77) и топливного (77) газа ГТУ, импульсного газа (ГИ), используемого для перестановки кранов КС, а также , для редуцирования газа, предназначенного прочим местным потребителям I (ГСП). После сжатия в компрессорном цехе газ подаѐтся на установку охлаждения УХ, состоящую из параллельно соединѐнных аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения КС к газопроводу возвращается в магистраль. Технологическая схема КС может дополняться различными элементами в зависимости от конкретных обстоятельств. К таковым, как отмечалось выше, могут относится: вид используемых на КС нагнетателей, тип привода нагнетателей, принятое на станции количество ступеней очистки газа от механических примесей и т. д. Из всего перечисленного на технологическую схему КС наибольшее влияние оказывает вид установленных на станции нагнетателей. 113 Это влияние ограничивается преимущественно компрессорным цехом станции. Количество ступеней очистки газа изменяет общую схему станции так же локально, только в части установки очистки газа УО. При двухступенчатой очистки газа - после пылеуловителей П на УО размещаются фильтры-сепараторы, соединѐнные между собой параллельно и составляющие вторую ступень очистки газа. В значительной меньшей мере технологическая схема КС зависит от типа привода нагнетателей. Тип привода определяет лишь масштабы установки подготовки газа УПГ. При газотурбинном приводе нагнетателей УПГ наиболее весома по своим функциям и размерам. Когда на станции используется электропривод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схеме КС не предусматриваются соответствующие трубопроводы. Например, нормами технологического проектирования ОНТП 51-185 на всех проектируемых и строящихся КС предусматривается использовать одну общую установку охлаждения газа УХ. Hi Я ранее сооружѐнных станций, возведѐнных ещѐ по старым нормам, данная Я новка выполнена раздельной, состоящей из нескольких автономных друг от як групп АВО. На некоторых станциях АВО вообще отсутствует. Одним из отличий технологических схем может быть применение на мощных КС двух ниток трубопроводов вместо одной (рис. 10.1) для соединения компрессорных цехов с магистральным трубопроводом. К двухниточному варианту прибегают для снижения скорости движения газа в трубопроводах и уменьшения сопротивления коммуникаций КС. Нагнетательные коммуникации компрессорного цеха могут быть многониточными и по другим причинам. Например, при использовании на КС нескольких групп неполнонапорных нагнетателей (см. раздел 10.2.2). Достаточно большое количество изменений в типовую схему компрессорных станций вносится в результате рационализаторских разработок. Нововведения возникают из-за необходимости учѐта особенностей работы конкретных станций, которые трудно учесть в одном варианте схемы. На типовой технологической схеме КС, приведѐнной на рис. 10.1 использована единая нумерация основных технологических кранов КС, принятая в системе газовой промышленности России. Согласно данной нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы обще станционные краны и краны обвязки нагнетателей. 114 К общестанционным кранам относятся краны узла подключения станции к магистральному газопроводу (№7, №17, №8, №18, №19, №20, Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений. Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162 °С. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85 °С. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах. Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей. Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция ГНС. В ее состав входят приемные емкости 2, подпорная 3 и основная 4 насосные, а также узел учета 5. Емкости 2 служат для приема СП Г с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические емкости высокого давления. Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачке нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ. Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4...5 МПа и при температуре минус 100... 120 °С. Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ITCO). Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100...400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, т.к. СПГ имеет меньшую вязкость. Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в перекачиваемой жидкости: при его содержании более 2 % происходит срыв их работы, т.е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ в трубопроводах поддерживают давление не менее, 115 чем на 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления 7 типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образоваться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т.п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости 8. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления. На установке регазификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям. По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3...4 раза меньше. Кроме того, уменьшается расход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов. Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои недостатки: 1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9 %. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали. 2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами. 3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии. Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей. Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки, название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, оставляющих большую его часть. Условия сохранения СУГ в жидком состоянии значительно менее жесткие. Так, даже при 20 °С для сохранения жидкого состояния пропана достаточно поддерживать давление всего 0,85 МПа. 116 По этой причине сжиженные углеводородные газы, как правило, транспортируют при температуре окружающей среды. Соответственно, отпадает необходимость в спецсталях для изготовления труб, резервуаров. 117 Лекция 12. Требования к качеству товарной нефти и газу. Потери нефти и нефтепродуктов. Особенности подготовки углеводородного сырья В процессе добычи вместе с нефтью поднимаются на поверхность различные механические примеси (частицы породы, цемента), вода и минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Примерно 60…75 % всей нефти добывается в обводненном состоянии. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды). Содержание в нефти воды приводит к увеличению транспортных расходов в связи с возрастающими объемами перекачиваемой жидкости. Помимо этого увеличивается вязкость смеси, что затрудняет переработку углеводородного сырья. Присутствие в нефти даже 0,1% воды интенсивно ее вспенивает в ректификационных колоннах, нарушая технологию переработки. Содержание в нефти водных растворов минеральных солей вызывает внутреннюю коррозию трубопроводов. Наличие в нефти механических примесей помимо чрезвычайного износа оборудования затрудняет переработку нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в холодильных печах и теплообменниках, что приводит к быстрому выходу из строя этого оборудования вследствие снижения коэффициента теплопередачи. В пластовой нефти содержится большое количество легких фракций углеводородов, которые при снижении давления переходят в газовую фазу (нефтяной (попутный) газ, растворенный в нефти). Дегазация нефти при снижении давления – основная причина различия свойств нефти в поверхностных и пластовых условиях. Попутный газ – это углеводороды от этана до пентана; он является ценным сырьем, из которого получают спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза. Вследствие этого необходимо стремиться исключить потери легких фракций. С развитием техники повышаются требования к ассортименту и качеству нефтей и нефтепродуктов, что, в свою очередь, требует совершенствования процессов их производства. Поэтому качества подлежат обязательному контролю, что невозможно осуществлять без стандартов на нефтепродукты и методов их испытания. Задачи стандартизации 118 многообразны. Это и удовлетворение более высоких требований к выпускаемой продукции технологии транспорта, защита интересов потребителя, также и интересов изготовителя - от необоснованных претензий. Государственная система стандартизации предусматривает следующие категории стандартов: государственные на нефтепродукты (ГОСТ), отраслевые (ОСТ), республиканские (РСТ), стандарты предприятий (ГТП), технические условия (ТУ). Соблюдение государственных стандартов обязательно для всех предприятий и организаций, причастных к транспорту и хранению нефтей и нефтепродуктов, тогда как другие имеют ограниченную сферу влияния. В этих документах устанавливается перечень формулируемых физико- химических, наиболее важных эксплуатационных свойств, допустимые значения ряда констант, имеющих специфическое назначение и условие использования. Под качеством нефти и нефтепродуктов понимают совокупность свойств, обеспечивающих их пригодность для использования по назначению. Свойства принято разделять на две основные группы: физикохимические и эксплуатационные (технологические). К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние нефти и нефтепродуктов и их состав (например, плотность, вязкость, фракционный состав). Эксплуатационные свойства характеризуют полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению, определяют область его применения. Количественную характеристику одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество, следует называть показателем качества. Относительную характеристику качества, основанную на сравнении значений показателей качества оцениваемой продукции с базовыми значениями, называют уровнем качества. Большинство методов оценки и анализа свойств и качества стандартизовано и по назначению. Они подразделяются на приемосдаточные, контрольные, полные, арбитражные и специальные. Приемосдаточный анализ проводят для установления соответствия произведенного, поступившего или отгруженного нефтепродукта показателям качества. Контрольный анализ проводят в процессе приготовления или хранения нефтепродукта. Полный анализ позволяет дать оценку качества по основным эксплуатационным свойствам для партии продукта, отгружаемой с завода или перед «закладкой» продукта на длительное хранение. Арбитражный анализ выполняют на главном предприятии отрасли по данному виду продукции или в нейтральной компетентной лабо- 119 ратории в случае возникновения разногласия между поставщиком и потребителем. Специальный анализ проводится по узкой группе нефтепродуктов. Например, определение фракционного состава нефтей, стабильность масел. Таким образом, для обеспечения определенных показателей качества сырья, для создания таких условий при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы магистральных нефтепроводов необходима промысловая подготовка нефти. Перед подачей нефти в магистральный трубопровод надо произвести обезвоживание, обессоливание, дегазацию нефти и очистку от механических примесей. Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с этим число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя. Наиболее распространены вертикальные и горизонтальные сепараторы. Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа. Для разрушения эмульсий применяют следующие методы: гравитационное холодное разделение (применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости; отстаивание производится в отстойниках); внутритрубная деэмульсация (в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество – деэмульгатор, разрушающий бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти 120 укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз); термическое воздействие (нефть перед отстаиванием нагревают; при нагревании уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, при этом облегчается их слияние, уменьшается вязкость нефти; нагревают эмульсию до температуры 45 …80 С); термохимическое воздействие (сочетает термическое воздействие и внутритрубную деэмульсацию); электрическое воздействие (проводится в аппаратах – электродегидратах; под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются друг к другу и сливаются; затем оседают на дно емкости); фильтрация (в качестве фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью, поэтому проникает через фильтр, вода нет); разделение в поле центробежных сил (производится в центрифугах; в ротор по полому валу подается эмульсия, она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1…2 %.). Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %. Стабилизация нефти – это процесс отделения от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 … 80 С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отделяются компрессором и направляются в холо- 121 дильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для дальнейшей переработки. Природный газ, поступающий на поверхность, содержит в своем составе достаточно большое количество воды, жидких углеводородов (конденсата) и механических примесей. Кроме того, в газе могут присутствовать компоненты, опасные для здоровья людей или вызывающие ускоренную коррозию труб и газоиспользующего оборудования, такие как сероводород и окись углерода. В природном газе содержится азот, который является балластным. Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров, арматуры газопроводов, портит контрольно-измерительные приборы. Твердые частицы, скапливаясь на отдельных участках газопровода, сужают его поперечное сечение, так же как и жидкие частицы, осевшие в пониженных участках трубопровода. Примеси оказывают корродирующее воздействие на трубопровод, арматуру и приборы. Влага при определенных давлении и температуре приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод. Сероводород является высокотоксичным и корродирующим компонентом. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. Углекислый газ снижает теплоту сгорания газа. Перед подачей в магистральный трубопровод следует произвести осушку газа, очистку от механических и вредных примесей. Очистка газа от механических примесей Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов: работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители); работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители). 122 В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м3. Осушка газа Для осушки газа используются следующие методы: абсорбция; адсорбция. Технологическая схема абсорбционной осушки газа Сущность абсорбционного метода состоит в поглощении тяжелых углеводородов из газовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). В качестве таких поглотителей могут быть использованы керосин, дизельный дистиллят, масла. Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата. Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5 % воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера 1, подогревается в теплообменнике 4 встречным потоком регенерированного раствора и направляется в выветриватель 5, где освобождается от неконденсирующихся газов. Далее раствор снова подогревается в теплообменнике 6 и поступает в десорбер (выпарную колонну) 7. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из раствора ДЭГ, стекающего вниз выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150...160 °С и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор-холодильник 8, где он конденсируется и собирается в емкости 9. Часть полученной воды насосом 10 закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а, соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники 6 и 4, холодильник 12 и поступает в емкость 3. Технологическая схема осушки газа методом адсорбции. Адсорбцией называется процесс поглощения одного или нескольких компонентов из газовой смеси твердым веществом – адсорбентом. 123 Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом основан процесс десорбции выделение из адсорбента поглощенных им веществ. В качестве адсорбентов применяются пористые твердые вещества, имеющие большую удельную поверхность (активированный уголь, силикагель, цеолиты, хлористый кальций в твердом виде, бокситы). Влажный газ поступает в адсорбер, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12... 16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180...200 °С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает. Очистка газа от сероводорода Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции. Принципиальная схема очистки газа от H2S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь. Принципиальная схема очистки газа от H2S методом абсорбции. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбецта. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов. Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента. На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через теплообменник 3. В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100 °С. При этом происходит разложение соединения сероводорода с абсорбентом после чего H2S, содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник 4. В емкости 5 сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от сероводорода и насосом 6 закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку. 124 Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны 2 насосом 7 подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в теплообменнике 3, а затем окончательно остужается в холодильнике 8. Из полученного сероводорода вырабатывают серу. Очистка газа от углекислого газа. Обычно очистка газа от СО2 проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами. При высоком содержании СО2 (до 12... 15 %) и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением. Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п. Потери нефтепродуктов наносят большой вред как экономике отдельных предприятий, так и страны в целом. Потери происходят от утечек, испарения, смешения различных сортов нефтепродуктов. Потери от утечек происходят через неплотности резервуаров, трубопроводов, задвижек, при случайном разливе и т.д. и предотвращаются проведением профилактических ремонтов и специальных мероприятий. Потери от смешения происходят при последовательной перекачке нескольких нефтепродуктов и при случайном их смешении в резервуарах. Физические причины смесеобразования следующие: 1) нефти, не являются твердыми телами, и вытеснение одной из них другой происходит неравномерно по сечению трубы; скорости частиц жидкости в различных точках сечения трубы неодинаковы: у стенок трубопровода они равны нулю, а на его оси достигают максимального значения, то есть в каждое мгновение клин позади идущей нефти как бы внедряется в нефть, идущую впереди (конвективная диффузия); 2) турбулентная диффузия – как правило, нефти перекачивают в турбулентном режиме, при котором частицы жидкости движутся в трубе не параллельно ее стенкам, а совершают хаотические турбулентные движения; турбулентная диффузия перемешивает клин вытесняющей и остатки вытесняемой нефти, по сечению трубопровода, обеспечивая их более или менее однородное распределение в каждом сечении. Одним из главных факторов, определяющих интенсивность смесеобразования, является скорость, с которой ведется перекачка нефти. При перекачке нефтей с низкими скоростями смеси образуется намного 125 больше, чем при перекачке с высокими скоростями, так, например, турбулентный режим перекачки намного лучше ламинарного. Потери от испарения составляют примерно 75 % всех потерь. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью. Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта – это и есть потери от испарения. Они происходят по следующим причинам: 1. Потери от вентиляции газового пространства. Если в крыше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на некотором расстоянии по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а атмосферный воздух будет входить через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых паров в резервуаре, образуются так называемые газовые сифоны. Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров путем простого выдувания бензиновых паров ветром. Поэтому люки необходимо тщательно герметизировать. 2. Потери от больших дыханий происходит вследствие вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»). При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равным вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух – происходит «вдох» резервуара. 3. Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газов в резервуаре будет увеличиваться; поэтому по окончании «вдоха», спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох» - выход насыщающейся газовой смеси. 4. Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар, содержащий только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать газовое пространство. Паровоздушная смесь будет увеличиваться в объеме, и часть ее может уйти из резервуара - произойдут потери от насыщения. 126 5. Потери от малых дыханий происходят в результате следующих причин: а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время (при нагреве солнечными лучами). Паровоздушная смесь стремится расшириться, концентрация паров нефтепродукта повышается, давление растет. Когда давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь – происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух – происходит «вдох»; 6) из-за снижения атмосферного давления. При этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного может превысить перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет «выдох» (барометрические малые дыхания). При повышении атмосферного давления может произойти «вдох». Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери – в этом случае качественный состав нефтепродуктов остается неизменным; качественно-количественные потери – происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта. К этому виду потерь относится испарение нефтепродуктов, когда вместе со снижением объема хранимого в резервуаре нефтепродукта происходит изменение плотности, вязкости и др. свойств продукта; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве. В основном – это потери при недопустимом смешении нефтепродуктов. Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях. Согласно «Нормам естественной убыли…» (РД 153-39.4-033-98) под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль мо- 127 жет быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов. Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил. Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 т. 128 Лекция 12. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа Классификация нефтебаз Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Основное назначение нефтебаз – обеспечить бесперебойное снабжение промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям. Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. К наиболее пожароопасным объектам относятся резервуары. За критерий пожароопасности нефтебаз принят суммарный объем резервуарного парка. Его величина положена в основу деления нефтебаз на категории: I – общий объем резервуарного парка свыше 100 000 куб. м; II – то же, свыше 20 000 куб. м по 100 000 куб. м; III а – то же, свыше 10 000 куб.м по 20 000 куб. м; III б – то же, свыше 2 000 куб. м по 10 000 куб. м; III в – то же, до 2 000 куб. м включительно. В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например, расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зданий должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категорий – не менее 100 м. По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалочная нефтебаза. Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные, обслуживающие 129 лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения. Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции перевалочных и распределительных нефтебаз. По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопроводные и базы, получающие нефтепродукты автотранспортом. По номенклатуре хранения нефтепродуктов различают нефтебазы общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для темных нефтепродуктов и др. Объекты нефтебаз и их размещение Территория нефтебазы в общем случае разделена на 7 зон: 1) железнодорожных операций; 2) водных операций; 3) хранения нефтепродуктов; 4) оперативная; 5) очистных сооружений; 6) вспомогательных сооружений; 7) административно-хозяйственная. В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В состав объектов этой зоны входят: железнодорожные тупики; сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов; нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей; насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно; лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов; помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная); хранилища нефтепродуктов в таре; площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре. В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами: причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов; стационарные и плавучие насосные; лаборатория; помещение для сливщиков и наливщиков. В зоне хранения нефтепродуктов размещаются: резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов; резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов (мерники); обвалование — огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, 130 препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров. Оперативная зона предназначена для размещения средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т. е. относительно мелкими партиями: автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны; разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны; склады для хранения расфасованных нефтепродуктов; склады для тары; погрузочные площадки для автотранспорта. В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов: нефтеловушки; пруды-отстойники; иловые площадки; шламонакопители; насосные; береговые станции по очистке балластных вод. В зоне вспомогательных сооружений, обеспечивающих работоспособность основных объектов нефтебазы находятся: котельная; трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией; водонасосная; механические мастерские; склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие объекты. Объекты вышеперечисленных зон соединяются между собой сетью трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодержащих сточных вод. В административно-хозяйственной зоне размещаются: контора; проходные; гаражи; пожарное депо; здание охраны нефтебазы. Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций. Так, на многих перевалочных нефтебазах нет оперативной зоны, а на распределительных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с помощью автотранспорта, нет железнодорожных и водных операций. Резервуары нефтебаз. Только на крупных нефтебазах резервуарные парки соизмеримы с аналогичными объектами магистральных трубопроводов. В подавляющем же большинстве их суммарный объем не превышает нескольких десятков тысяч кубометров. В связи с относительно малыми объемами годовой реализации общая емкость резервуаров под каждый нефтепродукт обычно невелика. Кроме того, для каждого нефтепродукта должно быть предусмотрено не менее 2-х резервуаров. Делается это для того, чтобы один из них при необходимости можно было вывести в ремонт. Поэтому единичная емкость резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая и составляет от 100 до 5000 куб. м. 131 На нефтебазах, как и на перекачивающих станциях нефте- и нефтепродуктопроводов, применяются: 1) резервуары вертикальные стальные (типа РВС); 2) резервуары горизонтальные стальные (типа РГС); 3) железобетонные резервуары (типа ЖБР). Резервуары типов РВС и РГС используются для хранения как светлых, так и темных нефтепродуктов, а типа ЖБР — только для темных. Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов практически такое же, как у нефтяных: исключены только системы подогрева и подмыва донных отложений. На резервуарах для темных нефтепродуктов система подогрева сохранена, но роль дыхательной арматуры играет вентиляционный патрубок, соединяющий газовое пространство резервуара с атмосферой напрямую. Это стало возможным благодаря низкой испаряемости темных нефтепродуктов. Кроме того, вместо хлопушки на конце приемо-раздаточных патрубков устанавливается подъемная труба, благодаря которой из резервуаров откачивается чистый отстоявшийся нефтепродукт из верхних слоев. Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельно для светлых нефтепродуктов, отдельно — для темных. Резервуары магистральных нефтепроводов По отношению к уровню земли резервуары могут быть: подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки; наземными, когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара). Для полной сохранности качества и количества нефтепродуктов, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчѐтом. Ёмкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам: 1) по материалу, из которого они изготовлены: металлические, железобетонные, каменные, земляные, синтетические, ледогрунтовые и горные в различных горных породах; 132 2) по величине избыточного давления: резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного (Рн < 0,002 МПа) и резервуары высокого давления (Рн > 0,002 МПа); 3) по технологическим операциям: -резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов; -резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов; -резервуары-отстойники; -резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров (т.е. давление пара, находящегося в равновесии с жидкостью при данной температуре); 4) по конструкции: -стальные резервуары вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые; -железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные). Нефтехранилища в горных выработках, сооружаемые в пластах каменной соли путем размыва и уплотнения пластических пород взрывом, шахтные и ледогрунтовые. Цилиндрические резервуары являются наиболее распространенными для хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости. Различают вертикальные цилиндрические резервуары низкого и высокого давления, с плавающими крышами и понтонами; горизонтальные цилиндрические резервуары высокого и низкого давления, наземные и подземные. Подземное хранение нефтепродуктов Подземное хранение нефтепродуктов в горных выработках получило довольно широкое распространение за рубежом. Достоинствами подземного хранения являются: 1) небольшая занимаемая территория (исключается площадь самой большой зоны — зоны хранения); 2) низкая пожаро- и взрывоопасность; 3) меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоемкость по сравнению с наземными стальными резервуарами. Различают следующие типы подземных хранилищ: 133 • хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва); • хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов; • шахтные хранилища; • льдогрунтовые хранилища. Выбор типа хранилища определяется геологической характеристикой горных пород, климатическими условиями и их техникоэкономическими показателями. Подземные хранилища в отложениях каменной соли — это наиболее распространенный вид подземных емкостей для хранения нефтепродуктов. Каменная соль (галит) имеет высокий предел прочности и низкую проницаемость, что весьма благоприятно для создания в ее отложениях подземных емкостей. Хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли сооружаются методом размыва. Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов, создаются там, где отсутствуют отложения каменной соли достаточной мощности. Наиболее предпочтительно создание хранилищ в водоупорных глинах. В отличие от кристаллических пород в результате внутреннего взрыва пластичные породы под действием высокого давления, образующегося при взрыве, не разрушаются, а уплотняются и приобретают повышенную прочность и герметичность. Для того чтобы получить подземные резервуары емкостью 100,200, 400, 500, 700, 1000 куб. м, необходима минимальная мощность горных пород соответственно 18, 23, 27, 30, 33 и 38 м, т. е. в 2...3 раза превышающая радиус шара равного объема. Подземные резервуары, созданные методом глубинных взрывов, сохраняют свою устойчивость не более чем в течение пяти лет. Продлить срок их службы позволяет термическая обработка стенок, напоминающая обжиг кирпича. Процесс осуществляется в три этапа. Сначала из приконтурного массива в течение 48 ч при температуре 105... 110 °С выпаривают воду, затем в течение 40 ч при температуре 900...950 °С глинистый слой переводят в камнеподобное состояние и далее при температуре до 1100 ° С производят оплавление стенок полости. Подрыв ядерных боеприпасов для создания хранилищ нефтепродуктов методом глубинных взрывов в настоящее время не применяется, так как это приводит к радиоактивному заражению продуктов хранения. Шахтные хранилища — это комплекс сооружений, состоящий из следующих элементов: 1) подземных выработок-резервуаров для хранения нефтепродуктов, 2) вскрывающих выработок; 3) выработок 134 вспомогательного назначения; 4) наземных сооружений и 5) технологического оборудования. Выработки-резервуары представляют собой отдельные тоннели или камеры, отходящие от магистральных выработок, или систему горизонтальных, взаимосвязанных выработок. В зависимости от емкости хранилища и устойчивости пород поперечное сечение выработокрезервуаров имеет круглую, сводчатую или трапецеидальную форму. Их высота составляет от 4-х (глинистый сланец) до 13-ти (гранит) метров. Под вскрывающими выработками понимают вертикальные или наклонные стволы, связанные с горизонтальными выработками — штольнями. Вскрывающие выработки предназначены для соединения выработок-резервуаров с поверхностью, размещения трубопроводов и эксплуатационного оборудования. В зависимости от горногеологических условий вскрывающие выработки бывают вертикальными, горизонтальными и наклонными. В выработках вспомогательного назначения находятся околоствольные и подземные насосные станции. Наземные сооружения шахтных хранилищ отличаются от аналогичных производственных комплексов наземных нефтебаз наличием приточно-вытяжных вентиляционных систем, располагаемых в подшахтном здании. К технологическому оборудованию хранилищ относятся приемные и расходные трубопроводы, насосы, буферные наземные резервуары, измерительные устройства количества нефтепродуктов, приборы отбора проб и др. Хотя по стоимостным показателям хранилища шахтного типа уступают хранилищам в отложениях каменной соли, их преимущество заключается в возможности строительства практически во всех видах горных пород — в устойчивых и неустойчивых, проницаемых и непроницаемых. Это позволяет считать шахтные хранилища одним из перспективных типов хранилищ нефтепродуктов. Льдогрунтовые хранилища сооружают в районах Крайнего Севера и северо-восточной части России. Горючее в эти районы завозят преимущественно танкерами в период очень короткой летней навигации. Поэтому надо иметь большое количество резервуаров значительного объема, обеспечивающих хранение годового запаса нефтепродуктов. Строить металлические резервуары в этих районах вследствие значительной удаленности от поставщиков металлоконструкций очень дорого. Их эксплуатация вследствие низкой температуры воздуха и сильных ветров технически сложна. В связи с этим в указанных районах 135 применяют льдогрунтовые хранилища, представляющие собой подземные выработки в вечномерзлых грунтах и имеющие в качестве облицовки покрытия из льда. Подземное льдогрунтовое хранилище строят в виде горизонтальной выработки длиной около 200 м, ширина пролета составляет обычно 6 м. Резервуары в подземных льдогрунтовых хранилищах изолируют и герметизируют перемычками и ледяной облицовкой стен. Ледяная оболочка предохраняет хранимый продукт от механического загрязнения, обеспечивает герметичность хранилищ. В связи с этим температура хранимого нефтепродукта не должна быть выше 0 "С. Автозаправочные станции Автозаправочные станции (АЗС) предназначаются для обслуживания и заправки автомобилей и других машин горючим и смазочными материалами. Попутно на них реализуются масла, смазки и специальные жидкости, расфасованные в мелкую тару. По способу установки и монтажа оборудования АЗС делятся на стационарные и передвижные. Передвижные АЗС (ПАЗС) монтируются на раме и в зависимости от их назначения устанавливаются на автомобиле или автоприцепе. Стационарные АЗС сооружаются по типовым проектам на 300, 500, 750 и 1000 заправок в сутки (1 заправка — 50 л топлива и 2 л масла). Нефтепродукт, доставляемый на АЗС с помощью автоцистерн, сливается через устройство в резервуар для топлива (2). Здесь он отстаивается, с помощью специального устройства (5) производится замер его количества. Отпуск нефтепродукта потребителям производится с помощью топливораздаточной колонки (7), связанной с резервуаром трубопроводом, на котором смонтированы приемный клапан (3), и углового предохранителя (4). «Дыхания» резервуаров осуществляются через специальный клапан (6). Хранение и распределение газа Неравномерность газопотребления и методы ее компенсации 136 Расходование газа промышленными и особенно коммунальнобытовыми потребителями, как правило, неравномерно и колеблется в течение суток, недели и года. Поскольку газ по газопроводу подается в одном и том же количестве, исходя из среднечасового расхода, то в одни периоды времени (днем, в выходные и воскресные дни) возможно возникновение его нехватки, а в другие (ночью, в будни) — появляется избыток газа. Чтобы газоснабжение потребителей было надежным, избыток газа необходимо где-то аккумулировать с тем, чтобы выдавать его в газовую сеть в периоды пикового газопотребления. Для компенсации неравномерности потребления газа в течение суток, недели широко используется метод его аккумулирования в последнем участке газопровода. В принципе газопровод представляет собой протяженную емкость большого геометрического объема. Чем больше давление, тем больше газа она вмещает. Увеличивая противодавление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребления, можно накапливать газ в трубопроводе, не прекращая при этом его перекачки. Для компенсации суточной неравномерности газопотребления используют также газгольдеры высокого и низкого давления — сосуды специальной конструкции. Для покрытия сезонной неравномерности газопотребления требуются крупные подземные хранилища. Хранение газа в газгольдерах Газгольдерами называют сосуды большого объема, предназначенные для хранения газов под давлением. Различают газгольдеры низкого (4000 Па) и высокого (от 7 • 104 до 30 • 104 Па) давления. В газгольдерах первого типа рабочий объем является переменным, а давление газа в процессе наполнения или опорожнения изменяется незначительно. Они бывают мокрые и сухие. Мокрые газгольдеры состоят из двух основных частей — вертикального цилиндрического резервуара, заполненного водой (неподвижная часть), и колокола, помещенного внутри резервуара и представляющего собой цилиндр, открытый снизу и имеющий сферическую кровлю (подвижная часть). Для облегчения перемещения колокола служат ролики. Закачка и отбор газа осуществляются по специальному газопроводу. Принцип работы мокрого газгольдера следующий. При закачке газа в газгольдер давление под колоколом возрастает и вода частично вытесняется в кольцевое пространство между резервуаром и колоколом. 137 Она играет роль гидравлического уплотнения. Как только давление газа превысит нагрузку, создаваемую массой колокола, последний начинает перемещаться вверх, освобождая объем для новых количеств газа. При опорожнении газгольдера давление газа под колоколом уменьшается и он опускается. Для более полного использования объема колокола его высота должна быть равна высоте резервуара. У газгольдеров большого (свыше 6000 куб. м) объема подвижную часть разбивают на несколько звеньев, вкладывающихся друг в друга подобно телескопу. Чтобы избежать перекосов при перемещении подвижных частей, а также для восприятия горизонтальных нагрузок (например, ветровых) к резервуару крепят направляющие, по которым перемещаются ролики, закрепленные в верхней части колокола. Сухие газгольдеры состоят из вертикального корпуса цилиндрической или многогранной формы с днищем и кровлей, внутри которого находится подвижная шайба (поршень), снабженная специальным уплотнением. Принцип работы сухого газгольдера аналогичен работе паровой машины. Под давлением газа, подаваемого под шайбу, она поднимается вверх до определенного предела, а при отборе газа — опускается вниз, поддерживая своей массой постоянное давление в газгольдере. Сухие газгольдеры менее надежны, чем мокрые, но и менее металлоемки. Недостатком газгольдеров низкого давления является то, что они обладают относительно низкой аккумулирующей способностью. Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геометрический объем, но давление в них по мере наполнения или опорожнения изменяется. Хотя геометрический объем газгольдеров этого класса много меньше объема газгольдеров низкого давления, количество хранимого в них газа может быть значительным, благодаря высокому давлению. Так, если в мокром газгольдере объемом 100 куб. м под давлением 4000 Па можно хранить 104 куб. м газа, то в газгольдере с давлением 1,6 МПа того же геометрического объема — 1700 куб. м, т. е. почти в 17 раз больше. Газгольдеры высокого давления бывают цилиндрические и сферические. Цилиндрические газгольдеры имеют геометрический объем от 50 до 270 куб. м. Поскольку у всех них внутренний диаметр равен 3,2 м, то различаются они лишь длиной цилиндрической части — обечайки. С обеих сторон к обечайке приварены днища, имеющие вид полусферы. Для контроля за давлением газа в газгольдере используются манометры. Газгольдер устанавливается на фундамент горизонтально либо вертикально. 138 Цилиндрические газгольдеры рассчитаны на давление от 0,25 до 2 МПа. Толщина их стенки может достигать 30 мм. Сферические газгольдеры в нашей стране имеют геометрический объем от 300 до 4000 куб. м и толщину стенки от 12 до 34 мм. Сферическая форма сосуда для хранения газа под высоким давлением является наиболее выгодной по металлозатратам и общей стоимости. Монтируют сферические газгольдеры из отдельных лепестков, раскроенных в виде апельсиновых долек, а также из верхнего и нижнего днищ, имеющих форму шарового сегмента. Опоры газгольдеров выполняют в виде цилиндрического стакана из железобетона со стальным опорным кольцом или в виде стоек-колонн, прикрепленных к шару по экваториальной линии и связанных между собой системой растяжек. Подземные газохранилища Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилище газа, созданное в горных породах. Различают два типа ПХГ: в искусственных выработках (имеет ограниченное распространение); в пористых пластах (размещены в отработанных нефтяных и газовых месторождениях, в водоносных пластах. Газ из магистрального газопровода (1) по газопроводу-отводу (2) поступает на компрессорную станцию (4), предварительно пройдя очистку в пылеуловителе (3). Сжатый и нагревшийся при компримировании газ очищается от масла в сепараторах (5), охлаждается в градирне, или АВО (6), и через маслоотделители (7) поступает на газораспределительный пункт ГРП (8). На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам. Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. При отборе газа из хранилища его дросселируют на ГРП (8), производят очистку и осушку газа в специальных аппаратах (9, 10), а затем после замера количества расходомером (11) возвращают в магистральный газопровод (1). Если давление газа в подземном хранилище недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают. Оптимальная глубина, на которой создаются подземные газохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, так как в хранилище создаются достаточно высокие давления. 139 Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отбирается. Газораспределительные сети Газораспределительной сетью называют систему трубопроводов и оборудования, служащую для транспорта и распределения газа в населенных пунктах. В зависимости от давления различают следующие типы газопроводов систем газоснабжения: высокого давления (0,3...1,2 МПа); среднего давления (0,005...0,3 МПа); низкого давления (менее 0,005 МПа). В зависимости от числа ступеней понижения давления в газопроводах системы газоснабжения населенных пунктов бывают одно-, двухи трехступенчатые (рис. 3.1.20): 1) одноступенчатая — это система газоснабжения, при которой распределение и подача газа потребителям осуществляются по газопроводам только одного давления (как правило, низкого); она применяется в небольших населенных пунктах; 2) двухступенчатая система обеспечивает распределение и подачу газа потребителям по газопроводам двух категорий: среднего и низкого или высокого и низкого давлений; она рекомендуется для населенных пунктов с большим числом потребителей, размещенных на значительной территории; 3) трехступенчатая — это система газоснабжения, где подача и распределение газа потребителям осуществляются по газопроводам и низкого, и среднего и высокого давлений; она рекомендуется для больших городов. При применении двух- и трехступенчатых систем газоснабжения дополнительное редуцирование газа производится на газорегуляторных пунктах (ГРП). Газопроводы низкого давления в основном используют для газоснабжения жилых домов, общественных зданий и коммунальнобытовых предприятий. Газопроводы среднего и высокого (до 0,6 МПа) давлений предназначены для подачи газа в газопроводы низкого давления через городские ГРП, а также для газоснабжения промышленных и крупных коммунальных предприятий. По газопроводам высокого (более 0,6 МПа) давления газ подается к промышленным потребителям, для которых это условие необходимо по технологическим требованиям. 140 По назначению в системе газоснабжения различают распределительные газопроводы, газопроводы-вводы и внутренние газопроводы. Распределительные газопроводы обеспечивают подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов. Газопроводы-вводы соединяют распределительные газопроводы с внутренними газопроводами зданий. Внутренним называют газопровод, идущий от газопроводаввода до места подключения газового прибора, теплоагрегата и т. п. По расположению в населенных пунктах различают наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые, межпоселковые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые) газопроводы. По местоположению относительно поверхности земли различают подземные и надземные газопроводы. По материалу труб различают газопроводы металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые, асбоцементные и др.). Подключение и отключение отдельных участков газопроводов и потребителей газа осуществляют с помощью запорной арматуры — задвижек, кранов, вентилей. Кроме того, газопроводы оборудуют следующими устройствами: конденсатосборниками, линзовыми или гибкими компенсаторами, контрольно-измерительными пунктами и т. п. Газорегуляторные пункты Газорегуляторные пункты (ГРП) устанавливаются в местах соединения газопроводов различного давления. ГРП предназначены для снижения давления и автоматического поддержания его на заданном уровне. Схема ГРП приведена на рис. 3.1.21. Она включает в себя входной газопровод (1), задвижки (2), фильтр (3), предохранительный клапан (4), регулятор давления (5), выходной (6) газопровод, манометры (7). Газ, поступающий на ГРП, сначала очищается в фильтре (3) от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан (4), который служит для автоматического перекрытия трубопровода в случае повышения выходного давления сверх заданного, что свидетельствует о неисправности регулятора давления (5). Контроль за работой регулятора (5) ведется также с помощью манометров (7). 141 Рис. 3.1.21. Технологическая схема ГРП: 1 — входной газопровод; 2 — отключающие устройства; 3 — фильтр; 4 — предохранительный запорный клапан; 5 — регулятор давления; 6 — выходной газопровод; 7 — манометр; 8 — предохранительный сбросной клапан; 9 — байпас; 10 — регулирующая задвижка на байпасе Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции Целесообразность использования природного газа в качестве моторного топлива обусловливается тремя факторами: экологической безопасностью, длительной энергообеспеченностью и дешевизной. На долю автотранспорта приходится более 70% от общего объема вредных веществ, попадающих в атмосферу городов и промышленных центров. Содержание вредных веществ в выхлопах автомобилей, работающих на природном газе, в 4...5 раз меньше: резко сокращаются выбросы сажи дизельными двигателями и полностью исключается попадание в окружающую среду свинца от автомобилей, ранее работавших на этилированном бензине. Мировые запасы газа многократно превышают запасы нефти. Разведанные запасы газа в России позволяют сохранить достигнутый уровень его добычи в течение по крайней мере 200 лет. Добыча же нефти неуклонно снижается. Наконец, при использовании в качестве моторного топлива 1 куб. м природного газа заменяет 1 л бензина, но цена его примерно в 2 раза меньше. Для заправки автомобилей природным газом служат автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС). Принципиальная схема АГНКС приведена на рис. 3.1.22. Газ, поступающий из газопровода (1), очищается от механических примесей в блоке фильтров. Для этого используются четыре сетчатых фильтра (2), которые задерживают частицы размером больше 15 мкм. Затем замеряется его количество расходомером (3). В блоке компрес- 142 сорных установок газ сжимают до 25 МПа. Каждый компрессор (4) имеет четыре цилиндра, через которые газ проходит последовательно. В первом цилиндре он сжимается от 1 до 2,5 МПа, во втором — от 2,5 до 7,5 МПа, в третьем — от 7,5 до 13 МПа, в четвертом — от 13 до 25 МПа. Газомоторное топливо должно быть сухим, поскольку пары воды уменьшают его теплотворную способность. Поэтому скомпримированный газ подвергают осушке. Блок осушки включает в себя два адсорбера (5), заполненных цеолитом. Газ осушается в них попеременно. Отключенный адсорбер в это время находится на регенерации. Делают это с помощью подогретого электронагревателем (6) газа, называемого газом регенерации. Насыщенный влагой газ регенерации подается в холодильник (7). Там влага и частицы масла конденсируются и выводятся в масловлагоотделитель (8). После этого газ регенерации поступает обратно в компрессор. Осушенный газ направляется в блок аккумуляторов, объем каждого из которых составляет 9 куб. м. Аккумуляторы (9) играют роль буферных емкостей, благодаря которым можно не менять режим работы компрессоров при изменении числа заправляемых автомобилей. Из аккумуляторов газ подается в блок раздачи. Шланг (10) раздаточной колонки присоединяют к газобалонной установке автомобиля, плотно затягивая гайку на наконечнике шланга. Манометр на колонке показывает давление газа в баллонах автомобиля. Когда оно достигает 20 МПа, выдача газа прекращается. 143 Рис. 3.1.22. Принципиальная схема АГНКС: 1 — газопровод; 2 — фильтр; 3 — расходомер; 4 — компрессор; 5 — адсорбер; 6 — электронагреватель; 7 — холодильник; 8 — масловлагоотделитель; 9 — аккумулятор газа; 10 — раздаточный шланг Использование сжиженных углеводородных газов в системе газоснабжения Наряду с природным газом в системе газоснабжения широко используются сжиженные газы (пропан, бутан и др.). Системы снабжения сжиженными газами подразделяются на следующие типы: 1) индивидуальные и групповые баллонные; 2) групповые резервуарные с естественным или искусственным испарением; 3) групповые резервуарные установки по получению взрывобезопасных смесей газа с воздухом. Индивидуальной баллонной установкой называют установку, имеющую не более 2-х баллонов со сжиженным газом. Данные установки предназначены, в основном, для газоснабжения потребителей с небольшим расходом газа, например, отдельных квартир, садовых домиков и т. п. Сжиженный газ в данном случае хранится в баллонах объемом 5,27 или 50 л, которые размещаются либо на улице (в специальных шкафах), либо в помещении. Групповые баллонные установки используются для газоснабжения жилых малоквартирных зданий, мелких коммунально-бытовых и промышленных предприятий. В их состав входит более 2-х баллонов сжиженного газа. Суммарный объем баллонов не должен превышать 600 л при расположении шкафа с ними около зданий и 1000 л — при размещении шкафа вдали от зданий. Групповые баллонные установки оснащаются регулятором давления газа, общим отключающим устройством, показывающим манометром, сбросным предохранительным клапаном. Групповые резервуарные установки с естественным испарением состоят из нескольких емкостей, соединенных между собой уравнительными парофазными и жидкостными трубопроводами. Резервуары оборудуются арматурой для их заполнения сжиженным газом, средствами замера уровня жидкой фазы, предохранительными клапанами, регуляторами давления. 144 Резервуары устанавливаются на земле или под землей, стационарно или регулярно завозятся к месту размещения. При стационарной установке резервуаров сжиженный газ для них доставляется автоцистернами. Емкость резервуаров в групповых установках достигает 50 куб. м, а суммарный объем резервуаров в установках — 300 куб. м. К сожалению, на работу установок с естественным испарением сжиженного газа существенное влияние оказывает температура окружающей среды: в соответствии с ее колебаниями изменяются производительность по паровой фазе и теплота сгорания газа. Для больших промышленных объектов и крупных населенных пунктов используют групповые резервуарные установки с искусственным испарением. Они отличаются наличием специального теплообменного аппарата — испарителя. Расход жидкой фазы, подаваемой и испаритель, зависит от потребности в паровой фазе. Недостатком установок с искусственным испарением сжиженных газов является то, что при температурах ниже 0 °С требуется использовать газы, пары которых не будут конденсироваться в трубопроводах. Свойства природного газа и паровой фазы сжиженных углеводородных газов неодинаковы. Последняя имеет большие плотность и теплоту сгорания. Это создает определенные проблемы в тех случаях, когда сжиженный газ используется в качестве резервного топлива на случай прекращения подачи природного газа или его нехватки. Поэтому получили распространение групповые резервуарные установки по получению горючих смесей газа с воздухом для газоснабжения. Для замены природного газа целесообразны смеси следующего состава: 1) 47% бутана + 53% воздуха; 2) 58% пропана + 42% воздуха. Хранилища сжиженных углеводородных газов (СУГ) Все хранилища для сжиженных углеводородных газов по своему назначению делятся на четыре группы: 1) хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, т. е. в местах производства СУГ; 2) хранилища, обслуживающие базы сжиженного газа и резервуарные парки газонаполнительных станций, где осуществляется налив СУГ в транспортные средства и газовые баллоны; 3) хранилища у потребителей, предназначенные для их газоснабжения; 145 4) хранилища для сглаживания неравномерности газопотребления. Сжиженные углеводородные газы хранят в стальных резервуарах, подземных хранилищах шахтного типа и в соляных пластах. Стальные резервуары бывают горизонтальные цилиндрические и сферические, а в зависимости от способа установки — надземные, подземные и с засыпкой. Горизонтальные цилиндрические резервуары имеют объем 25,50,100, 160, 175 и 200 куб. м. Каждый резервуар оборудован запорной арматурой, термометром, указателем уровня жидкой фазы, предохранительным клапаном, сигнализатором предельного уровня, вентиляционным люком и люком для внутреннего осмотра резервуара. Надземная установка резервуаров наиболее дешева, но давление в них изменяется в соответствии с температурой окружающей среды: растет днем и уменьшается ночью. Подземная установка резервуаров обеспечивает стабильность температуры и соответственно давления в них, но требует дополнительных затрат. Близкий результат достигается, если резервуар установить надземно и присыпать грунтом, но он дешевле подземной установки. Горизонтальные цилиндрические резервуары размещаются группами. Сферические резервуары по сравнению с цилиндрическими требуют меньшего расхода металла на единицу объема емкости, благодаря меньшей площади поверхности и меньшей толщине стенки резервуара. Сферические резервуары рассчитаны на давление 1,8 МПа, имеют объем до 4000 куб. м и толщину стенки до 34 мм. Устанавливаются они только на поверхности земли. Конструкции хранилищ шахтного типа и в соляных пластах идентичны аналогичным хранилищам, применяемым для хранения нефтепродуктов. В последнее время все большее применение получает хранение сжиженных углеводородных газов в низкотемпературных изотермических резервуарах при атмосферном давлении. Для этого температура СУГ должна составлять не более (°С): н-бутана — минус 0,6; изобутана — минус 12; пропана — минус 42,1; этана — минус 88,5. Подсчитано, что при низкотемпературном хранении 0,5 млн т СУГ за счет уменьшения толщины стенки экономия металла составляет 146 тыс. т, а эксплуатационные расходы уменьшаются на 30...35%. 146 Лекция 14. Ремонт объектов трубопроводного транспорта нефти и газа Основные понятия о ремонте объектов трубопроводного транспорта нефти и газа Ремонт магистрального трубопровода – комплекс технических мероприятий, направленных на восстановление основных фондов объектов трубопроводного транспорта, для обеспечения стабильной прибыли нефтяной и газовой компании, безопасности окружающей среды, здоровья людей, животных. Решение о проведении ремонтных работ организация принимает на основании результатов внутритрубной инспекционной проверки (ВИП). Далее проводится дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК), для подтверждения предварительно выявленного дефекта. Минимальные размеры дефектов, выявляемых с 95% вероятностью, определяются относительно толщины стенки трубы «t» в трехмерных координатах (длина ширина глубина) и являются следующими: питтинговая коррозия 0,5t 0,5t 0,2t; общая коррозия 3t 3t 0,1t; продольные трещины 3t 0t 0,2t; поперечные трещины 0t 3t 0,2t; продольные канавки 3t 1t 0,1t; поперечные канавки 1t 3t 0,1t; дефекты продольных / кольцевых сварных швов (длина глубина) 3t 0,2t. Таким образом, предметом разговора становится понятие ―дефект‖, тип которого определяет соответствующие методы ремонта. Дефект магистрального трубопровода – это каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам. Подавляющее большинство дефектов имеет причиной коррозионные нарушения. Это связано, прежде всего с недостаточно надежной защитой трубопроводов от коррозии при широком применении в 19701980 гг. полимерной ленточной изоляции, выполняемой в трассовых условиях. Техническое решение об использовании такой изоляции было 147 вынужденным, так как отечественные трубопрокатные предприятия не выпускали трубы с заводской изоляцией, а по импорту изолированные на заводах трубы закупались в небольших объемах. Полимерная ленточная изоляция, выполняемая в полевых условиях, имела конструктивные и другие недостатки (нахлест, сползание при засыпке грунтом и т.д.) срок службы ее составляет 12-15 лет, при нанесении допускались ошибки. Согласно действующей НТД все дефекты делятся на следующие группы: дефекты геометрии трубы (связаны с изменением ее формы): вмятина – локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси трубопровода; гофр – чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода; овальность – дефект, при котором сечение трубы имеет отклонение от цилиндрической формы, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях; дефекты стенки трубы: потеря металла – изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления; риска (царапина, задир) – потеря металла, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном перемещении; расслоение – несплошность металла стенки трубы; расслоение с выходом на поверхность (закат, плена прокатная) – расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы; расслоение в околошовной зоне – расслоение, примыкающее к сварному шву; трещина – дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы; дефекты сварного шва (дефекты непосредственно в сварном шве или в околошовной зоне: трещины, непровары, несплавления, поры, шлаковые включения, подрезы, превышения проплава и др.); комбинированные дефекты (различные комбинации из дефектов, приведенных выше); недопустимые конструктивные элементы (это элементы или соединительные детали, не соответствующие требованиям действу- 148 ющих нормативно-технических документов: тройники, плоские заглушки и днища, сварные секторные отводы, переходники, вварные и накладные заплаты всех видов и размеров). Капитальный ремонт магистрального нефтепровода - это комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого нефтепровода до проектных характеристик с учѐтом требований действующих нормативных документов. Капитальный ремонт нефтепровода по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды: с заменой труб; с заменой изоляционного покрытия; выборочный ремонт. Капитальный ремонт с заменой труб заключается в полной замене дефектного участка трубопровода новым. Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия заключается в полной замене изоляционного покрытия с восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки трубопровода. Выборочный ремонт – это ремонт участков трубопроводов с опасными дефектами стенки, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС), а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями и участков, примыкающих к узлам линейной арматуры). Текущий ремонт магистрального трубопровода представляет собой замену и (или) восстановление отдельных частей его оборудования; выполняется, как правило, совместно с техническим обслуживанием трубопровода. Основные методы ремонта Методы ремонта дефектных участков магистральных трубопроводов выбираются в соответствии со следующими требованиями: должна быть полностью восстановлена проектная несущая способность дефектной трубы; метод ремонта должен быть оптимальным по экономическим критериям. Для ремонта дефектов магистральных нефтепроводов могут применяться следующие методы: вырезка дефектных участков труб и врезка «катушек» - часть трубы, длиной не менее диаметра и не более длины заводской секции 149 трубы, ввариваемая в нефтепровод с помощью двух кольцевых стыков или вырезаемая из нефтепровода с помощью двух кольцевых резов; ремонт в местах аварий и утечек с помощью наложения заплат, хомутов, прижимных устройств; ремонт при помощи полноохватывающих стальных муфт, устанавливаемых на дефектные участки трубопровода; намоточные ремонтные конструкции (бандажирование) из композиционных материалов или стальной проволоки, ленты; ремонт мелких дефектов на наружной поверхности трубы – шлифовка, заварка (наплавка). Ремонты шлифовкой, заваркой, вырезкой «катушек» и наложением некоторых видов конструкций относятся к постоянным методам ремонта, т.е. позволяют восстановить несущую способность дефектного участка до уровня бездефектного на все время его дальнейшей эксплуатации. Ремонт методами шлифовки и заварки проводится без остановки перекачки нефти. Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе как при остановке, так и без остановки перекачки. Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа. Запрещается наложение всех видов заплат (вварных, накладных) за исключением аварийных ситуаций. Ремонт шлифовкой Метод используется при коррозионных дефектах, рисках, расслоениях с выходом на поверхность, при мелких трещинах. Максимальная глубина зашлифованного участка должна быть не более 20 % номинальной толщины стенки. При шлифовке должна быть восстановлена плавная форма поверхности в целях снижения концентрации напряжений в месте дефекта. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии. Ремонт заваркой (заплавкой) дефекта Метод следует применять для ремонта дефектов типа «потеря металла» (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки не 150 менее 5 мм. Согласно действующим нормативам заварка допускается, если максимальный линейный размер дефекта не превышает трех номинальных толщин стенки трубы. Метод применяется при наличии в трубопроводе избыточного (сверхатмосферного) давления не менее 0,1 МПа и максимально допустимом давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа. Заварка дефектных мест выполняется ручной электродуговой сваркой. Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений зачищается до металлического блеска механическим способом (фрезой или шлифовкой). После заварки дефекта наплавленный металл должен быть обработан шлифмашинкой до получения ровной поверхности и иметь усиление 0,7 - 1,5 мм с плавным переходом к основному металлу. Количество наплавочных слоев (без учѐта контурного шва) должно быть не менее трѐх. Сварные швы должны быть плотными, с мелкой чешуйчатостью (0,5 - 0,7 мм). Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю. Установка ремонтных конструкций Ремонтные конструкции делятся на два вида: для постоянного и временного ремонта. Конструкции для постоянного ремонта позволяют восстановить трубопровод на все время его дальнейшей эксплуатации. К этому виду конструкции относятся композитная муфта, обжимная приварная муфта, несколько типов галтельных муфт и приварной патрубок с эллиптическим днищем. К конструкциям для временного ремонта относятся приварная необжимная муфта и приварная муфта с коническими переходами. Муфты этого типа разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой на постоянные методы ремонта. Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральной базы производственного обеспечения (ЦБПО) или ремонтных участков ОАО МГНП. Толщина стенки муфты при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не менее толщины стенки ремонтируемой трубы. По способу установки на трубу конструкции муфт можно разделить на 2 основных типа – приварные и неприварные. В свою очередь и те и другие муфты подразделяются на обжимные и необжимные. Не- 151 приварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не герметизирует его. Приварные муфты привариваются к трубе герметизирующими кольцевыми швами. Технологические кольца служат для снижения механических напряжений, возникающих в области сварного шва. К конструкциям для временного ремонта относятся, например, необжимная приварная муфта, предусматривающая заполнение антикоррозийной жидкостью. Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт имеют серьезные недостатки: необходимость применения сварки на теле трубопровода, заполненного продуктом (для приварных муфт); отсутствие универсальности конструкции для дефектов любых типов; невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных швах; проблема ремонта труб с овальностью (даже величиной до 1% от диаметра трубы); возможность возникновения коррозионных процессов в пространстве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает необходимость заполнения этого пространства антикоррозионными жидкостями. Тем не менее, композитно-муфтовая технология является наиболее универсальным методом ремонта. Технология установки композитной муфты Муфта монтируется из двух свариваемых между собой полумуфт. Между муфтой и ремонтируемой трубой остается кольцевой зазор от 6 до 40 мм, который регулируется установочными болтами. Края кольцевого зазора герметизируются быстро твердеющим герметиком. После затвердевания торцового герметика установочные болты выворачиваются заподлицо с внутренней поверхностью муфты. Уровень заполнения муфты композитным составом определяется через контрольные отверстия малого диаметра, в которые наживлены болты. После затвердевания композитного состава все выступающие из муфты детали обрезаются заподлицо с наружной поверхностью муфты. Методы аварийного ремонта 152 Методы аварийного ремонта нефтепроводов (наложение заплат, хомутов, прижимных устройств, забивка чопиков) могут рассматриваться только как экстренные, временные методы для ликвидации аварийных ситуаций. В течение одного года участки с дефектами, отремонтированные с помощью аварийной ремонтной конструкции, должны быть вырезаны или отремонтированы другими методами постоянного ремонта. Бандажирование с помощью намоточных конструкций Существует несколько способов ремонта труб намоткой с предварительным натягом: намотка стальной проволоки или ленты; намотка стеклово- локнистых материалов с пропиткой их связующей композицией; намотка лент из композиционных материалов. Для ремонтных конструкций, смонтированных на магистральном нефтепроводе, с периодичностью 10 лет с момента установки, проводится диагностическое обследование. Ремонт трубопровода с заменой изоляции Технология переизоляции трубопровода предусматривает вскрытие нижней образующей с помощью одноковшового или вскрышных экскаваторов на 65 см ниже трубопровода, затем подкопочной машиной убирается грунт под трубой и насаживается очистная машина для предварительной очистки от старой изоляции. Особенности очистной машины: принудительное прижатие резцов к поверхности трубы, которая позволяет очищать изоляцию за один проход, что минимизирует механические повреждения. Следующий этап: окончательная очистка поверхности трубы и нанесения новой изоляции. Изоляционная машина позволяет наносить методом экструзии полимерные и битумные материалы, различные мастики любой толщины. После нанесения изоляции работают грунтоподбивочные машины. Весь этот комплекс позволяет достичь производительности до 1 км в смену. Ремонт дефекта с вырезкой “катушки” 153 Катушка - часть трубы длиной не менее диаметра и не более длины заводской секции трубы, ввариваемая в нефтепровод с помощью двух кольцевых стыков или вырезаемая из нефтепровода с помощью двух кольцевых резов. Вырезка дефектного участка должна осуществляться: безогневым методом с применением труборезных машин (труборезов); - с использованием энергии взрыва - с применением удлиненных кумулятивных зарядов (при подрыве заряда образуется направленная кумулятивная струя, которая имеет высокую температуру (свыше 1000 °С) и скорость (свыше 1000 м/с), создает давление около 30 000 МПа, за счет которого и разрезается стенка трубы. Порядок выполнения врезки “катушки”. 1. Подготовительные работы (сооружение полевого городка, земляные работы (оформление отвода земель и разрешительных документов, разработка и обустройство ремонтного котлована и т.п.), прокладка временных трубопроводов и т.п.). 2. Подготовка линейны задвижек и проверка их герметичности (путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки). 3. Остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытие ремонтируемого участка линейными задвижками. 4. Врезка вантузов (патрубок с задвижкой, устанавливаемый под прямым углом к оси трубопровода, предназначенный для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка, а также закачки нефти после ремонта). 5. Освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода. Используются следующие технологические схемы: - откачка нефти за линейную задвижку в резервуары НПС; - откачка нефти в параллельный нефтепровод; - сброс нефти самотеком в резервуары НПС; - откачка нефти в передвижные емкости, сборно-разборные, резинотканевые резервуара; - откачка нефти в амбар. 6. Вырезка “катушки” безогневым методом или с использованием энергии взрыва. 7. Герметизация внутренней полости нефтепровода (например, многоразовыми герметизаторами из резинокордной оболочки типа ―Кайман‖ и пневматическими заглушающими устройствами ПЗУ). По 154 окончании ремонтных работ герметизаторы удаляются потоком перекачиваемой нефти до камер приема средств очистки и диагностики (СОД). 8. Вварка новой “катушки” и контроль качества сварных соединений. 9. Заполнение трубопровода нефтью. 10. Вывод трубопровода на необходимый режим работы. Длина вырезаемого участка трубопровода должна быть больше дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не меньше диаметра трубопровода. Перед началом работ по резке труб необходимо подготовить ремонтный котлован, трубопровод должен быть вскрыт на расстоянии не менее, чем на 1,5 м от места реза с каждой стороны, просвет между вырезаемой «катушкой» и дном котлована должен составлять не менее 0,6 м, минимальное расстояние между боковыми образующими вырезаемой «катушки» и стенкой котлована должно быть не менее 1,5 м. До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки, в зависимости от способа выполнения операции, должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм - при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм - для труборезных машин. Поверхность трубопровода в местах резки должна быть очищена от изоляции, остатков клея, праймера и мастики. Перед установкой труборезных машин или зарядов котлован необходимо зачистить от остатков изоляционных материалов и замазученного грунта. При проведении работ по вырезке катушки труборезными машинками контроль газовоздушной среды в котловане осуществлять каждые 30 мин. Для устранения загазованности должны применяться приточные вентиляторы с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении. Вырезка дефектного участка труборезными машинами осуществляться одновременно двумя труборезными машинами. Труборезные машины устанавливаются на трубе согласно инструкций по эксплуатации и в соответствии со схемами вырезки «катушек». Ремонт резервуаров При подготовке резервуаров к ремонтным работам и дефектоскопии производятся операции по их дегазации. Применяемые на практике процессы дегазации основаны на вытеснении паров горючих жидкостей в атмосферу. Это обстоятельство определяет пожарную и экологическую опасность этих операций. Пары нефтепродуктов тяжелее 155 воздуха, они способны накапливаться на территории резервуарного парка в различных углублениях и в смеси с воздухом быстро образовывать взрывоопасные концентрации. Взрывоопасные концентрации паров в смеси с воздухом создаются при дегазации и во внутреннем объѐме резервуаров, что при наличии источников зажигания (разряды статического электричества, самовозгорание пирофорных отложений, искры вентиляторов и др.) может привести к воспламенению паровоздушных смесей внутри резервуаров или снаружи. Перспективным методом дегазации является принудительная вентиляция. Подбирается вентилятор (а в некоторых случаях эжектор), обеспечивающий требуемую кратность воздухообмена. При вместимости резервуара 3000 м3 и более устанавливают несколько вентиляторов. Дегазацию резервуаров инертными газами (азотом, углекислым газом, продуктами сгорания) применяют при проведении ремонтных работ снаружи резервуаров, без их полной очистки. При подготовке к ремонту резервуаров небольшой вместимости вытеснения паров горючих жидкостей достигают заполнением водой. Представляет интерес дегазация путѐм заполнения резервуаров воздуш- но-механической пеной средней или высокой кратности. В некоторых случаях заполнение резервуаров производят легкоразрушающей пеной, газифицированной инертным газом. После заполнения резервуара пена быстро разрушается и резервуар остаѐтся заполненным инертным газом. Такие способы дегазации позволяют проводить ремонтные или демонтажные работы без полной очистки резервуаров. В последнее время при подготовке резервуаров к ремонту применяют ПАВ. Растворы ПАВ используют для отмывки отложений в ѐмкостях. Дефекты и повреждения на резервуарах, их причины При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения: трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки); выпучины, вмятины и складки на днище; трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (в основном в нижних поясах).Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.; 156 непровары; изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления; коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара; отрыв центральной стойки от днища резервуара; отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона; деформация днища по периметру резервуара; значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки) основания и др. Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин, важнейшие из которых - амортизационный износ конструкций; хрупкость металла при низких температурах; наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и пр.), являющихся концентраторами напряжений; скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара; нарушении технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня наполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов. Устранение дефектов резервуара без применения сварочных работ Некоторые дефекты резервуаров (наибольшие коррозионные повреждения и мелкие трещины сварных швов кровли, верхних поясов стенки, днища и понтона) могут быть устранены без применения сварочных работ. Для этого используются эпоксидные клеевые составы холодного отверждения, полимеризующиеся при температуре окружающей среды от 278 К и выше. Обычно время отверждения составляет 24 ч. Рекомендуемый состав эпоксидного клея (весовые части) эпоксидная смола ЭЛ-16 100 157 пластификатор (дибутилфталат) . 18…20 отвердитель (полиэтиленполиамин) 12…15 наполнитель (алюминиевая пудра) 30…40 Подлежащий ремонту участок очищают с перекрытием дефекта на 40…80 мм в каждую сторону металлической щѐткой, напильником и наждачной бумагой и обрабатывают бензином. Перед нанесением состава поверхность обезжиривают ацетоном. Мелкие трещины и отверстия могут быть ликвидированы без армирующего материала путѐм покрытия дефектного участка слоем клея толщиной 0,15 мм. На крупный дефектный участок наносят слой клея, на который накладывают армирующий материал (стеклоткань, бязь и т.д.), который, в свою очередь, покрывают слоем клея. Армирующих слоѐв наносят не менее двух, причѐм каждый верхний слой должен перекрывать нижний на 20…30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой клея, затем лакокрасочное покрытие. Каждый слой уплотняют металлическим роликом для удаления воздуха. По окончании работ отремонтированный участок выдерживают при температуре 15…25°C в течении 48 ч. Одной из наиболее трудоѐмких операций сегодня остаѐтся ремонт внутренних поверхностей днища и стенок резервуара, защита которых от коррозии не предусмотрена. Известными технологиями покрытия поверхностей различными красками и клеевыми композициями необходимого эффекта достичь не удалось. Ремонт оснований и фундаментов При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие работы: исправление краѐв песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта; исправление просевших участков основания; заполнение пустот под днищем и в местах хлопунов; ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища); исправление отмостки. При ремонте оснований для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем и в местах хлопунов применяют гидроизолирующий («чѐрный») грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества. 158 В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы. Если ремонтные работы проводят при положительной температуре наружного воздуха, то приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками. Если ремонт основания выполняют в зимних условиях, то «чѐрный» грунт следует укладывать подогретым до 50…60 °С. При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путѐм устройства сплошного бетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не производится. Недопустимо замоноличивание бетоном окрайков, утора, нижней части первого пояса. При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают под ним гидроизолирующий слой. Зазоры между железобетонным кольцом основания и днищем у резервуаров объѐмом 10 000 м3 и выше устраняют путѐм подбивки под днище бетона. После окончания гидравлического испытания резервуара, проводимого после ремонта, для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съѐмка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м. Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путѐм измерения отклонения середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведѐнной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали проводится геодезическими способами. Ликвидация аварий на подводных переходах Аварией на подводном переходе считается событие, связанное с возникновением неконтролируемой утечки нефти в результате разрушения или повреждения трубопровода из-за коррозионного износа, воздействия потока воды, якорей и др. Для ликвидации аварийных ситуаций на ППМН, связанных с разгерметизацией нефтепровода, необходимо выполнить следующее: остановить перекачку нефти; 159 закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок нефтепровода; организовать доставку людей и технических средств к месту аварии; организовать откачку нефти из поврежденного трубопровода; установить ограждения, препятствующие распространению нефти в водном объекте и организовать сбор разлившейся нефти; определить место и характер повреждения трубопровода; организовать ремонт поврежденного участка ППМН; испытать отремонтированный участок нефтепровода. На начальной стадии ликвидации аварии основной задачей является ограничение зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и сбор нефти с поверхности реки. На малых реках локализация может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами. Основными видами аварийных дефектов на ППМН являются свищи, трещины в сварных швах, разрывы и пробоины. Восстановление несущей способности трубопровода в русловой части может производиться: прокладкой новой нитки подводного перехода; ремонтом с применением кессоннов, полукессонов. Ремонт с применением кессонов и полукессонов проводится на глубине до 30 м, для обеспечения их функциональности применяется комплекс спецоборудования (плавсредства грузоподъемностью 120 т и более; кран для опускания и монтажа кессона; компрессорная установка; дизель-электростанции мощностью 20 кВт и более; насосное оборудование для откачки воды, средства радиосвязи и др.). Перед установкой кессона удаляется грунт с аварийного участка и вокруг него разрабатывается котлован необходимых размеров. С трубопровода удаляется футеровка и изоляция. Универсальная подводная камера (кессон) предназначена для устранения повреждений подводных переходов нефтепроводов в сухих условиях под нормальным давлением с применением тех же методов ремонта, что и на поверхности. Данная камера позволяющая производить ремонт дефектных участков труб различными способами (установка приварных муфт, установка композитных муфт, врезка катушек, шлифовка, сварка и т.п.), ремонт изоляции магистрального газопровода и другие работы сухим способом на трубах диаметром до 1420 мм. Рабочая глубина – до 30 м. Камера в разобранном виде может быть опера- 160 тивно доставлена в любой район любым видом транспорта, в т.ч. авиационным. Для монтажа кессона гидромониторами разрабатывается грунт, обе половины кессона и шахта установливаются на трубе и герметизируются. Воду из кессона откачивают погружным насосом, затем монтируют дренажный насос и системы жизнеобеспечения. 161