Содержание

1. Проектирование газо – нефтепроводов, газо – нефтехранилищ.

2. Содержание одного из СНиПов.

3. Классификация магистральных нефте – газопроводов.

4. Схема прокладки магистрального нефтепровода (газопровода).

5. Защита нефтепровода (газопровода) от коррозии.

6. Сооружение фундамента и разворачивание РВС – 5000.

7. Особенности перекачки газа.

8. Список использованной литературы.

1. Проектирование газо – нефтепроводов, газо – нефтехранилищ.

Первым этапом в процессе строительства магистральных нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ является этап проектирования.

Проектные работы должны вестись в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», ТСН 12 – 301 – 96. Как правило, такие объекты сооружаются на длительный период эксплуатации и требуют больших капиталовложений.

К предпроектным работам относятся технико-экономические соображения (ТЭС) и технико-экономический доклад (ТЭД). Развитие сети нефтегазопроводов осуществляется на основе технико-экономического обоснования (ТЭО) с выявлением наиболее оптимальных направлений проектируемых нефтяных и газовых магистралей. Задание на проектирование выдает инвестор или его доверенное лицо. Обычно проектирование ведется в две стадии – составление технического проекта и разработка рабочих чертежей. Допускается составление проекта в одну стадию – технический проект, совмещенный с рабочими чертежами.

При составлении ТЭО:

• выполняется анализ ресурсов нефти, нефтепродуктов, газа, предназначенных для транспортировки по данному трубопроводу;

• составляется баланс грузопотоков в динамике по годам;

• выбирается генеральное направление трассы трубопровода;

• определяется производительность трубопровода при полном развитии и по очередям строительства;

• находится оптимальный диаметр и необходимое число перекачивающих станций;

• устанавливается очередность строительства и ввода мощностей;

• определяется стоимость строительства на основании укрупненных нормативов капиталовложений.

После выбора генерального направления трассы трубопровода проектировщик проводит инженерные изыскания (изыскательские работы). В задачу инженерных изысканий входит наиболее детальный сбор и уточнение исходных данных, необходимых для проектирования, а также для увязки различных вопросов строительства с центральными и местными органами. В результате окончательных изысканий при камеральной обработке уточняют план, ситуацию и продольный профиль. Последний является основным графическим материалом, при помощи которого определяются расстояния между перекачивающими станциями, строят эпюры расчетных давлений по трубопроводу. При инженерно-геологических изысканиях производят проходку разведочных выработок по окончательно выбранной трассе, контрольные обследования сложных участков и переходов, определяют глубины промерзания грунтов, их коррозионную и агрессивную активность.

Генеральный проектировщик может привлекать для работы специальные проектные организации, имеющие лицензии на необходимые виды проектных работ. Проектная организация производит расчеты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, которые принято называть технологическими расчетами. В состав технологического расчета входит собственно гидравлический расчет трубопровода, выбор оборудования, механические и теплотехнические расчеты, технико-экономический расчет, выбор оптимального диаметра трубопровода.

Гидравлический расчет трубопровода

В задачу гидравлического расчета магистрального трубопровода входит определение суммарных потерь напора по длине трубопровода, числа перекачивающих станций и расстановка их по трассе трубопровода. Определяются пропускная способность и рабочее давление. По пропускной способности и вязкости перекачиваемого продукта находят диаметр и режим течения жидкости, от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления. Затем определяют потерю напора и гидравлический уклон.

Диаметр трубопровода в (м) определяют при заданной пропускной способности и принятой скорости течения жидкости (1,5-2,5 м/сек) по формуле:

D =

Где:

q - секундная пропускная способность (расход), м³/с;

- скорость течения жидкости, м/c.

Или задаваясь диаметром трубопровода, определяем среднюю скорость движения жидкости:

w = 4Q / πd²

Потерю напора на трение h (в м) в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси – Вейсбаха:

h =

Где:

λ – коэффициент гидравлического сопротивления; l – длина трубопровода, м; w – скорость движения жидкости, м/c; g – ускорение силы тяжести, м/с²

Коэффициент гидравлического сопротивления (трения) λ является безразмерной величиной и зависит от режима движения жидкости, характеризуемого критерием Рейнольдса (Rе), зависящим в свою очередь от средней скорости жидкости W, от диаметра трубы D и от кинематической вязкости жидкости ν.

Re =

При ламинарном течении жидкости (при Re ≤ 2000) в трубе круглого сечения значение коэффициента трения зависит от величины Re и определяется по формуле Стокса.

λ =

При Re ≥ 3000 движение жидкости происходит при турбулентном режиме и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается для гладких, шероховатых труб по более сложным формулам. Для практических решений существуют специальные таблицы определения коэффициента λ.

Выбор оптимального диаметра нефтепровода и нефтепродуктопровода

Определенное количество нефти или нефтепродуктов может быть теоретически перекачено по трубопроводам различного диаметра. Чем меньше диаметр (при одинаковой пропускной способности трубопровода), тем больше требуемый напор, следовательно, необходимо больше станций и, наоборот, чем больше диаметр, тем требуется меньше станций. Поэтому наиболее выгодным диаметром трубопровода является тот, при котором требуются меньшие капитальные затраты и эксплуатационные расходы при максимальной пропускной способности. Чтобы решить, какой вариант является более выгодным, пользуются показателем сравнительной экономической эффективности капитальных вложений, характеризующим минимум приведенных затрат.

П = Э + Е К = min,

Где:

П – приведенные затраты; Э – эксплуатационные расходы; К - капитальные вложения; Е - отраслевой нормативный коэффициент эффективности с учетом срока окупаемости; Т – приведенные затраты, можно выразить следующим выражением:

П = К / Т + Э

Иногда при оценке сравниваемых вариантов пользуются показателем срока окупаемости:

Т = К1 – К2 / Э1 – Э2,

Где:

К1 , К2 , и Э1 , Э2 - соответственно капитальные и эксплуатационные затраты рассматриваемых вариантов строительства.

Свойства нефти, влияющие на технологию ее транспорта

На технологию транспорта и хранения нефтей влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость, пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность. Плотность нефти при 20ºС колеблется в пределах от 760 до 940 кг / м³. С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой.

Вязкость нефти при 20ºС в 1,3 ÷ 310 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей по трубопроводам.

Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки. Вязкость нефти зависит от содержания в ней асфальтосмолистых веществ, а также парафина. Высокопарафинистые нефти застывают при положительных температурах (до + 30ºС) и при малых перепадах давления ведут себя как твердое тело (не текут). Для примера приведем основные параметры нефти нескольких регионов.

Таблица 1.

Регион	Плотность при 20ºС, кг/м³	Кинематическая вязкость при 20ºС,мм/c	Температура застывания ºС	Содержание парафина, %
Пермский	802 ÷ 960	4,2 ÷ 161,8	60 ÷ -13	2,0 ÷ 10,4
Башкортостан	846 ÷ 918	6,7 ÷ 89,8	21 ÷ - 70	2,1 ÷ - 70
Татарстан	846 ÷ 910	8,7 ÷ 98,3	30 ÷ - 52	3,5 ÷ 5,1
Коми	822 ÷ 849	6,2 ÷ 13,8	10 ÷ - 40	2,0 ÷ 10,4
Краснодарскийкрай	771 ÷ 938	1,6 ÷ 310,3	54 ÷ 3	0,5 ÷ 8,3

Основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов

Магистральный нефтепровод (МНП) состоит из следующих сооружений:

• подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с головными сооружениями МНП;

• головная перекачивающая станция (ГПС), на которой производится приемка нефти, смешение или разделение их по сортам, учет и перекачка на следующую станцию;

• промежуточные перекачивающие станции (ППС), с помощью которых

• нефть, поступающая с предыдущей станции, перекачивается далее;

• конечный пункт (КП), где нефть принимается из трубопровода, распределяется потребителям или отправляется потребителям другими видами транспорта;

• линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод или линейная часть, линейные технологические колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.). Кроме того, сюда относят линии связи, дома обходчиков, вертолетные площадки, грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода, устройства приема и пуска скребков, разделителей, диагностических снарядов.

Запорная арматура устанавливается на трубопроводе через 15 – 20 км безколодезным способом с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Камеры приема и пуска скребка размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с нефтеперекачивающими станциями. Нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные и промежуточные. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету, обычно через 100 – 200 км. Конечным пунктом нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза. На рис. 1., показаны все сооружения на трассе нефтепровода.

Рис. 1. Состав сооружений магистрального нефтепровода: 1 — подводящий трубопровод; 2 — головная нефтеперекачивающая станция; 3 — промежуточной нефтеперекачивающая станция; 4 — конечный пункт; 5 — линейная часть; б — линейная задвижка; 7 — дюкер; 8 — надземный переход; 9 — переход под автодорогой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — станция катодной защиты; 12 — дренажная установка; 13 — дом обходчика; 14 — линия связи; 15 — вертолетная площадка; 16 — вдольтрассовая дорога

Земляные работы

Объем земляных работ на линейной части зависит от схемы прокладки трубопровода и профиля траншеи. Выбор схемы прокладки определяется условиями строительства и на основании технико – экономического сравнения различных вариантов. На рис.2. показаны схема прокладки и профиль трубопровода.

Выбор трассы является очень ответственным элементом в процессе строительства трубопровода. Основным вариантом прокладки трубопроводов является подземный, рис.3.

Рис. 3. Подземные схемы прокладки трубопровода

а - прямоугольная форма траншеи; б - трапецеидальная форма траншеи; в - смешанная форма траншеи; г - укладка с балластировкой седловидными пригрузами; д - укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия

На не пахотных землях могут быть использованы полуподземный или наземный варианты. В определенных условиях трубы прокладываются на сваях, такой способ прокладки трубопровода называется надземным. Особо осложненные условия прокладки трубопроводов на крайнем Севере (см. табл. 2).

Табл. 2

Месторождения	Площадь, в % к общей площади месторождения
	Суходол	Поймы	Типы болот				Озера
			1	2	3	всего
Федоровское	17,8	-----	29	14,7	14,6	58,3	23,9
Холмогорское	9,8	-----	14,5	33,2	25,4	73,1	17,1
Муравленковское	10	-----	30	20	20	70	20
Суторминское	15,3	0,6	11,9	28,4	36,6	76,9	7,2
Южно-Сургутск.	26,7	69,1	4,3	-----	-----	4,3	-----

Подводные переходы, переходы через автомобильные и железные дороги

К подводным переходам относятся участки магистральных трубопроводов, пересекающие естественные и искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища) по их дну. Схема подводного перехода включает основную и резервную нитку (дюкер). 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 специализированные организации с помощью земснарядов, грунтососов или гидромониторов. Например, прокладываемый через Черное море газопровод «Голубой поток» заглублен в дно до глубины воды 500 м, далее проложен по дну моря. Балластировка или утяжеление трубопровода производится с целью предотвращения его всплытия. Наиболее надежными являются чугунные пригрузы. Схема подводного перехода показана на рис. 4.

Рис 4 Схема подводного перехода: 1 - отключающие устройства (задвижки - на нефтепродуктопроводах, краны - на газопроводах); 2 - основная нитка трубопровода; 3 - резервная нитка трубопровода.

Переходы через железные и автомобильные дороги прокладываются с помощью горизонтального бурения или продавливанием специального патрона, рис.5.

Рис. 5 Схема горизонтального бурения: I - буровой инструмент; 2 - рабочий котлован; 3 - опора; 4 - тросы; 5 - трубоукладчик; 6 - силовая установка; 7 - шнековый транспортер; 8 - ролики; 9 - прокладываемый кожух; 10 - разрабатываемый грунт

Перед водными преградами и после них в обязательном порядке на трубопроводе устанавливается запорная арматура, то же самое делается перед и после железной и автомобильной дорог. Через небольшие реки и овраги трубопроводы могут прокладываться наземным способом. На рис.6. показаны наземные схемы переходов через естественные и искусственные препятствия.

Рис. 6. Надземные схемы переходов через естественные и искусственные препятствия:

а - однопролетный балочный переход; б - арочный переход; в - многопролетный балочный переход с компенсатором; г - трапецеидальный переход; д-вантовый переход; е - висячий переход; ж - переход в виде самонесущей провисающей нити; 1 - трубопровод; 2 - опора; 3 - пилон; 4 - якорь; 5 - несущий трос