Ответы сооружение 1


1. Способы прокладки переходов трубопровода под автомобильными и железными дорогами.
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, т. е. без устройства открытой траншеи.
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. На переходах газопроводов межтрубное пространство в кожухе сообщается с атмосферой посредством вытяжной свечи диаметром 100...150 мм и высотой не менее 5 м. 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:
1) В ходе подготовительных работ по обе стороны дороги устраиваются котлованы: рабочий и приемный. Рабочий котлован имеет размеры, позволяющие установить в нем все необходимые машины и механизмы и выполнять работы, связанные с укладкой кожуха.
2) Прокладка кожуха под полотном дороги может быть выполнена различными способами: прокалыванием, продавливанием и горизонтальным бурением.
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).
Сущность способа 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 2 на ролики 8 помещают прокладываемый кожух 9. Внутри кожуха размещается шнековый механизм 7, на конце которого установлен буровой инструмент 1. другой конец шнекового механизма связан с силовой установкой 6, которая удерживается на весу трубоукладчиком 5. Подача шнекового механизма и кожуха вперед осуществляется с помощью лебедки, совмещенной с силовой установкой, усилие от которой передается через тросы 4 на опору 3. Буровой инструмент режет грунт впереди трубы, а шнековый механизм перемещает его по кожуху, из которого он высыпается в рабочий котлован.
Установки горизонтального бурения УГБ-2, ГБ-1421, ГБ-1422 позволяют прокладывать кожухи диаметром 1220 .. .1420 мм со скоростью от 0,3 до 1,О м/ч при осевом усилии от 8 до 80 т.
3) После прокладки кожуха через него протаскивают заранее подготовленный трубопровод. Для этого его сваривают, изолируют, футеруют и подвергают гидравлическим испытаниям. С целью уменьшения усилия протаскивания на трубопроводе закрепляют роликовые опоры.
4) Завершается сооружение перехода устройством вытяжной свечи или сборного колодца, а также восстановлением придорожных сооружений и ландшафта местности.
2. Основные объекты и сооружения магистрального трубопровода
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода 1
2
3
4
5
6
7
8
8
8
8
8
10
9
11
11
12
12
13
14
15
16
17

Рис. 1. Состав промысловых сооружений и магистрального газопровода
1 – промыслы; 2 – газосборный пункт; 3 – промысловый коллектор; 4 – установка подготовки газа; 5 – головная компрессорная станция (ГКС); 6 – магистральный трубопровод; 7 – промежуточная КС; 8 – линейные запорные устройства; 9 – подводный переход с резервной ниткой; 10 – переход под железной дорогой; 11 – отвод от магистрального газопровода; 12 – газораспределительная станция (ГРС); 13 – конечная ГРС; 14 – станция подземного хранения газа (СПХГ); 15 – газорегуляторный пункт (ГРП); 16 – тепловая электростанция; 17 – газоперерабатывающий завод (ГПЗ)
В состав магистрального газопровода входят следующие основные объекты:
1) На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки. В комплекс по подготовке газа входят установки по его очистке от механических примесей, влаги, углекислого газа и гелия.
2) Компрессорные станции (КС) размещаются по трассе газопровода с интервалом 80120 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.
3) Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).
Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП).
Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной дожимной компрессорной станцией (ДКС).
К линейным сооружениям относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства, линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).
Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.
При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.
Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа обычно сооружаются только вблизи крупных городов или районов газопотребления.
3. Железнодорожный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа.
Железнодорожный транспорт имеет следующие технико-экономические особенности:
универсальность, обеспечение перевозок всевозможных видов нефтяных грузов, в том числе и сжиженных нефтяных газов (в цистернах или легкой таре);
возможность сооружения железных дорог практически на любой сухопутной территории страны;
высокая пропускная способность, особенно специализированных железных дорог;
возможность бесперебойного и равномерного осуществления перевозок во все времена года и периоды суток;
сравнительно высокая скорость движения и относительно быстрые сроки доставки грузов;
перевозки нефтяных грузов по кратчайшему пути в сравнении с речным и морским путями.
Наряду с положительными факторами железнодорожный транспорт имеет ряд существенных ограничений:
строительство железных дорог требует больших капиталовложений;
из-за порожних пробегов невозможно полное использование вагонов-цистерн;
ограниченность провозной способности одного нефтеналивного маршрута, что требует большого количества локомотивов (тепловозов и электровозов);
необходимость создания наливных станций в пунктах отгрузки и приема со значительным количеством подъездных путей;
значительные потери нефти и нефтепродуктов при проведении перевалочных операций и транспортировке;
самая большая металлоемкость из всех видов транспорта.
Железнодорожные цистерны:
-По осности4-х и 8-и осные-По вместимости от 54 до 162 м3 (40 – 120 т)
-По назначениюдля жидких грузов;для вязких грузов; для затвердевающих; для сжиженных
-По способу загрузкиоткрытый и закрытый
-По состоянию груза без давления и под избыточным давлением
-По поддержанию температуры: без теплоизоляции и с теплоизоляцией
По способу подогревапароподогрев (наружный и внутренний) электроподогре5. Схемы распределительных газовых сетей.
Система газопроводов и оборудования, предназначенная для транспорта и распределения газа в населенных пунктах. Общая протяженность распределительных газопроводов ≈200 тыс. км.
По давлению газопроводы подразделяются:
Высокого1 кат.Pраб от 0,6до1,2 МПа
2 кат.Pработ0,3до 0,6 МПа вкл.
СреднегоPработ 0,005до0,3 МПа вкл.
НизкогоPрабменее0,005МПа
Распределительные газопроводы различаются:
по числу ступеней понижения давления – одно-, двух-, трехступенчатые;
по конфигурации – кольцевые и тупиковые;
по назначению – распределительные, газопроводы-вводы, внутренние;
по расположению – наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межпоселковые)
внутренние (внутридомовые, внутрицеховые)
по конструкции – подземные, надземные;
по материалу – металлические, неметаллические.
Газопроводы низкого давления служат для подачи газа в жилые, общественные здания и предприятия бытового обслуживания.
Газопроводы среднего и высокого (I категории) давления служат для питания городских распределительных сетей низкого и среднего давления через ГРП. Они также подают газ в газопроводы промышленных и коммунальных предприятий.
Городские газопроводы высокого (II категории) давления являются основными для газоснабжения крупных городов. По ним газ подают через ГРП в сети среднего и высокого давления, а также промышленным предприятиям, нуждающимся в газе высокого давления.
Связь между газопроводами различного давления осуществляется через ГРС и ГРП.
Современная схема городской системы газоснабжения имеет ярко выраженную иерархичность в построении, связанную с классификацией газопроводов по давлению. Верхний уровень составляют газопроводы высокого давления. Они составляют главный стержень городской газовой сети. Сеть высокого давления должна быть резервированная, т.е. закольцованная.
Газопроводы крупных населенных пунктов (в т.ч. и городские) можно разделить на три группы:
распределительные – для подачи газа к промышленным потребителям, коммунальным предприятиям и в районы жилых домов. Эти газопроводы могут быть высокого, среднего и низкого давлений, кольцевые и тупиковые;
абонентские ответвления, подающие газ от распределительных сетей к отдельным потребителям;
внутридомовые газопроводы.
Для поселков и небольших городов рекомендуется одноступенчатая система газоснабжения.
Для средних городов принимают двухступенчатую систему газоснабжения. Газ от ГРС по сети среднего или высокого давления подается к крупным потребителям и к газорегуляторным пунктам, а от последних – в распределительную сеть города.
Для крупных городов рекомендуется трехступенчатая система газоснабжения. Для крупных и средних городов газовые сети должны проектироваться кольцевыми, а для мелких городов и поселков, как высокая ступень давления, так и низкая, может быть запроектирована тупиковой. Окончательный вариант применяется после технико-экономического обоснования.
Для крупных городов и центров промышленных районов целесообразно применять дополнительное кольцо с давлением до 2,5 МПа, которое получает газ из магистрального газопровода, распределяет его вокруг города и подает в городские сети высокого давления и в магистрали к промышленным районам, городам-спутникам и в подземные хранилища газа.
Принципиальная схема распределительной системы газоснабжения крупного города приведена на
Рис.4. Многоступенчатая система газоснабжения крупного города
СВД – сеть высокого давления; ССД – сеть среднего давления;
СНД – сеть низкого давления; ПП – промышленное предприятие;
МГ – магистральный газопровод
Из магистральных газопроводов газ через ГРС поступает в городские распределительные сети разного давления. Крупные города имеют несколько независимых точек питания и несколько ГРС, что повышает надежность системы газоснабжения и гибкость ее в эксплуатации. Газопроводы высокого давления необходимо прокладывать по окраинам города. ГРС размещают в местах подвода магистральных газопроводов за территорией города, не подлежащей застройке.
МГ
ПП
ГРС
МГ
ГРП
ГРП
ГРП
СВД (1,2 МПа)
ГРП
ГРП
ГРП
ГРП
ССД
СНД
ПП
ГРС
ПП
ПП
ГРП, питающие сеть высокого и среднего давления, также стараются размещать вокруг города с разных его сторон. Местоположение этих ГРП должно выбираться таким, чтобы обеспечить после них подачу газа по кратчайшему пути к центрам нагрузок каждого района города.
ГРП, питающие сеть низкого давления, располагают в центре нагрузок (кварталов и микрорайонов). Такие ГРП имеют пропускную способность 1000…3000 м3/ч, радиус действия 400…800 м.
Внутреннее газовое оборудование жилых домов, коммунальных и промышленных предприятий включает внутридомовые и внутрипроизводственные газопроводы, а также газовые приборы и установки для сжигания газа.
6 Методы и средства противокоррозионной защиты
Пассивные
Введение ингибиторов коррозии;
Изоляционные покрытия:
Мастичные (на основе битумных и асфальто-смолистых мастик);
Полимерные (полимерные ленты, экструдированный полиэтилен; термоусаживающиеся материалы, полиуретановые смолы, эпоксидные краски);
Комбинированные («Пластобит», «Армопластобит», битумно-полимерные ленты).
Активные
Катодная защита;
Протекторная защита;
Электродренажная защита.
Катодная защита трубопроводов
Принцип действия катодной защиты аналогичен электролизу.
При катодной защите трубопровода положительный полюс источника постоянного тока (анод) подключается к анодному заземлителю, а отрицательный (катод) – к трубопроводу.1- линия электропередачи;
2 - трансформаторный пункт;
3 - станция катодной защиты;
4 - трубопровод;
5 - анодное заземление;
6 - кабель
Теряя электроны, атомы металла анодного заземлителя переходят в виде ионов в раствор почвенного электролита, то есть анодный заземлитель разрушается. На катоде (трубопроводе) наблюдается избыток свободных электронов и происходит восстановление металла.
Протекторная защита
Принцип действия протекторной защиты аналогичен гальванической паре. Два электрода – трубопровод и протектор (изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) соединяются проводником. При этом возникает разность потенциалов, под действием которой происходит направленное движение электронов от протектора-анода к трубопроводу-катоду.

1 - трубопровод;
2 - протектор;
3 - проводник;
4 - контрольно-измерительная колонка
Таким образом, разрушается протектор, а не трубопровод. Протекторы изготовляются из магния, цинка, алюминия или их сплавов.
Электродренажная защита
Электродренажная защита предназначена для защиты трубопровода от блуждающих токов. Источником блуждающих токов является электротранспорт, работающий по схеме «провод–земля». Если поблизости находится трубопровод с нарушенной изоляцией, в месте выхода тока трубопровод разрушается за непродолжительное время.

1 - трубопровод; 2 - дренажный кабель; 3 - амперметр; 4 - реостат; 5 - рубильник; 6 - вентильный элемент; 7 - плавкий предохранитель; 8 – сигнальное реле ; 9 – рельс
Электродренажной защитой называется отведение блуждающих токов от трубопровода на источник блуждающих токов или специальное заземление .7 Состав сооружений нефтебаз
Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать удобство их взаимодействия, рациональное использование территории, минимальную длину технологических трубопроводов, водоотводящих (канализационных), водопроводных и тепловых сетей при соблюдении всех противопожарных и санитарно-гигиенических требований.
Территория нефтебазы в общем случае разделена на 7 зон (рис. 1):
железнодорожных операций;
водных операций;
хранения нефтепродуктов;
оперативная;
очистных сооружений;
Dн, мм 219 273 325 377 426 530 630 720 820 1020 1220
Dу, мм 200 250 300 350 400 500 600 700 800 1000 1200
вспомогательных сооружений;
административно-хозяйственная.
10
9
6
4
5
31
7
8
12
30
27
28
29
14
11
III
13
15
21
16
17
18
23
24
25
19
20
22
26
II
I
IV
V
VII
VI
Река
1
2
3

Рис. 1. Схема разбивки территории нефтебазы на зоны
I – зона железнодорожных операций; II – зона водных операций; III – зона хранения; IV – оперативная зона; V – зона очистных сооружений; VI – зона вспомогательных операций, VII — административно-хозяйственная зона;
В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В состав объектов этой зоны входят:
1) железнодорожные тупики;
2) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов;
3) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей;
4) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуарный парк и обратно;
5) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов;
6) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная);
7) хранилища нефтепродуктов в таре;
В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. К ним относятся:
8) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов;
9) стационарные и плавучие насосные;
10) лаборатория;
В зоне хранения нефтепродуктов размещаются:
11) резервуарный парк для светлых нефтепродуктов;
12) резервуарный парк для темных нефтепродуктов;
13) резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов (мерники);
14) резервуар противопожарного запаса воды.
Оперативная зона предназначена для размещения средств отпуска нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т. е. относительно мелкими партиями. В этой зоне размещаются:
15) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны;
16) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны;
17) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов;
18) склады для тары;
В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К ним относятся:
19) нефтеловушки;20) пруды-отстойники;
В зоне вспомогательных сооружений, обеспечивающих работоспособность основных объектов нефтебазы находятся:
21) котельная, снабжающая паром паровые насосы. систему подогрева нефтепродуктов и систему отопления;
22) трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией;
23) водонасосная;
24) насосная пожаротушения;
25) механические мастерские;
26) склады материалов, оборудования и запасных частей.
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:
27) гаражи;
28) контора;
29) проходные;
30) здание охраны нефтебазы;
31) пожарное депо.
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, например, на многих перевалочных нефтебазах нет оперативной зоны, а на распределительных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с помощью автотранспорта нет железнодорожных и водных операций.
8 Трубы для магистральных нефтепроводов
Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, т. к. это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал. Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы.
По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные - при диаметрах 219 мм и выше.
а) бесшовнаяб) прямошовная в) спиральношовнаяРис. 3. Виды труб для магистральных трубопроводов
В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном исполнении . применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации О·С ir выше, температура строительства -40·С и выше). Трубы в северном исполнении при меняются 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.
9,63 Очистка газа на КС
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся примеси: песок, окалина, сварной шлам, продукты коррозии, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т. д.
Наличие механических примесей в газе приводит к загрязнению линейной части, а также к преждевременному износу оборудования.
Для очистки газа на КС применяются пылеуловители (циклонные и масляные) и фильтры-сепараторы.
Вход газаВыход газаУдаление продуктов очисткиВход газа245561357ТеплоносительОтбойная секцияОсадительная секция
Циклонный пылеуловитель
1 Патрубок входа газа
2 Патрубок выхода газа
3 Циклонный элемент
4 Разделительная перегородка
5 Штуцеры КИП
6 Дренажный патрубок
7 Подогреватель змеевиковый
Циклонный пылеуловитель представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд, разделенный перегородкой 4 на две секции: верхнюю отбойную и нижнюю осадительную.
По входному патрубку 1 газ поступает к циклонам 3. В цилиндрической части циклона газ, подводимый по касательной к поверхности, получает вращательное движение вокруг оси циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются к внутренним стенкам циклона и далее скапливаются в нижней части осадительной секции.
Очищенный газ выходит через верхний патрубок 2. Скопившиеся в нижней части механические примеси и конденсат периодически удаляются через дренажный штуцер 6.
Контроль за уровнем конденсата осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, установленных на штуцерах 5.
В зимнее время для предотвращения замерзания жидкости в осадительной секции используется змеевиковый подогреватель 7.
Масляный пылеуловитель состоит из трех секций. В нижней (осадительной) секции А в разделительную перегородку 8 вварены контактные трубки 3, на которых в нижней части имеется ряд продольных прорезей.
Газ поступает в аппарат через патрубок 1, ударяется о козырёк 2, соприкасается с маслом и, захватывая его, проходит с большой скоростью в контактные трубки. Крупные частицы пыли при этом выпадают в донную часть осадительной секции.
В средней (контактной) секции Б скорость газа резко уменьшается, при этом капли масла вступают в контакт с оставшимися мелкими частицами механических примесей.
Далее газ поступает в верхнюю каплеуловительную (скрубберную) секцию В, где мелкие частицы пыли и масла (размером менее 0,25 мм) задерживаются специальной жалюзийной насадкой 4 и стекают вниз по дренажной трубе 5.
Очищенный газ уходит через патрубок 7. Загрязненное масло через патрубок 6 периодически удаляется продувкой в отстойник.
Фильтры-сепараторы предназначаются для более глубокой очистки газа от механических примесей и влаги (вторая ступень очистки после циклонных пылеуловителей).
Газ после входного патрубка 1 с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 2, где происходит коагуляция жидкости и очистка ее от механических примесей.
Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает в следующую секцию ‒ сепарации 3, где происходит окончательное отделение влаги с помощью сетчатых пакетов.
Очищенный от примесей газ направляется на выход из аппарата через патрубок 4. Механические примеси и жидкость удаляются через дренажные патрубки в нижний сборник 5 и далее в подземные емкости.
Наличие второй ступени очистки обязательно на КС после СПХГ.
10Трубопроводный транспорт
имеет следующие характерные технико-экономические особенности:
по магистральным трубопроводам (МТ) доставляют нефть, нефтепродукты и практически весь добываемый природный газ;
МТ позволяют обеспечить возможность подачи значительных грузопотоков в любом направлении;
по МТ можно осуществлять последовательную перекачку;
работа МТ непрерывна и планомерна во времени, практически не зависит от климатических, природных, географических и других условий;
трубопровод может быть проложен практически во всех районах страны, в любых направлениях и в различных геологических, топографических и климатических условиях;
трасса трубопровода – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами следования;
сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродолжительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и газовых месторождений, мощности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);
на магистральных трубопроводах может быть обеспечено применение автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП);
трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.
К ограничениям трубопроводного транспорта следует отнести:
большой расход металла;
«жесткость» трассы перевозок, т.е. невозможность изменения направления перевозок нефти, нефтепродуктов или газа после постройки трубопровода.
11 Операции, выполняемые на нефтебазах
Все производственные операции, проводимые на нефтебазах, разделяют на основные и вспомогательные.
К основным операциям относятся:
- прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них;
- хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;
- отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;
- замер и учет нефтепродуктов.
К вспомогательным операциям относятся:
- очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;
- смешение масел и топлив;
- регенерация отработанных масел;
- изготовление и ремонт тары;
- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;
- эксплуатация котельных. транспорта и энергетических устройств.
12 Линейные сооружения магистрального нефтепровода
Трубопровод, прокладываемый в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) или в надземном вариантах;
Линейная запорная арматура (с интервалом 15…20 км);
Переходы через естественные и искусственные препятствия;
Узлы запуска и приема средств защиты и диагностики (СОД);
Станции противокоррозионной (катодной, дренажной, протекторной) защиты трубопровода;
Линии связи и электропередачи;
Вспомогательные сооружения: вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных обходчиков (10…20 км), вертолетные площадки.
135555678910111324512
1 - промыслы; 2 - нефтесборный пункт; 3 - подводящие трубопроводы; 4 - головная нефтеперекачивающая станция; 5 - линейная задвижка; 6 - подводный переход; 7 - переход под железной дорогой; 8 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 - надземный переход через овраг (ручей); 10 - конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 - пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 – нефтеналивной терминал; 13 - пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе13 Пути уменьшения объема смеси
На объем образующейся смеси оказывают влияние режим перекачки, остановки перекачки, конструктивные особенности обвязки насосных станций и резервуаров, объем партий.
Влияние режима перекачки. При скоростях перекачки менее 0,6-0,7 м/с происходит расслоение потока и объем смеси резко возрастает. Увеличение средней скорости перекачки приводит к уменьшению объема смеси. Однако поддержание скоростей более 2 м/с приводит к повышенным энергозатратам на перекачку. Поэтому рекомендуемый диапазон скоростей при последовательной перекачке составляет 0,7-2 м/с.
Влияние остановок перекачки. Последовательно перекачиваемые нефтепродукты, как правило, имеют различную плотность. Если при остановке перекачки на пересеченном профиле более тяжелый нефтепродукт окажется сверху, то возникнут перетоки под действием силы тяжести и произойдет дополнительное смесеобразование. Поэтому при аварийных остановках различные сорта нефтепродуктов следует немедленно отсекать задвижками как можно ближе к границе их контактирования. При плановых остановках нефтепродуктопровода при его неполной загрузке, а также при остановках на капитальный или профилактический ремонт необходимо заранее наметить точки профиля трассы так, чтобы более легкий нефтепродукт располагался над тяжелым.
Влияние конструктивных особенностей обвязки насосных станций и резервуаров.
Переключение работающих насосов с одного нефтепродукта на другой производится без остановки перекачки. Эта процедура занимает определенный промежуток времени, в течение которого осуществляется переключение задвижек. В этот период обе задвижки (например, на резервуарах с бензином и дизтопливом) открыты, и в насос одновременно поступают два разных нефтепродукта, что приводит к их смешению еще до закачки в нефтепродуктопровод. Данная смесь оказывается первичной технологической смесью.
Большое влияние на ее объем оказывают так называемые "мертвые зоны": отводы, тупиковые ответвления, обводные линии, лупинги, задвижки, счетчики, фильтры и т.п. При смене одного нефтепродукта другим часть впереди идущего нефтепродукта постепенно вымываются позади идущим, что приводит к дополнительному смесеобразованию.
Первичная технологическая смесь может образовываться и при хранении нефтепродуктов в резервуарном парке. Если задвижки, отключающие резервуары, негерметичны, то вследствие различия плотностей и взливов под действием перепада гидростатических давлений один нефтепродукт будет перетекать в резервуар с другим. При малой производительности откачки такой переток жидкостей может наблюдаться в период переключения резервуаров.
Уменьшению объема первичной технологической смеси способствует упрощение технологической обвязки насосных станций и резервуарных парков с применением быстродействующей герметичной запорной арматуры.
Влияние объема партий перекачиваемых нефтепродуктов. Чем меньше объемы партий, тем больше число контактов перекачиваемых нефтепродуктов и, следовательно, тем больше общий объем смеси. Минимальный объем партий определяется из условия, что вся образующаяся в контактах смесь реализуется с использованием запаса качества перекачиваемых нефтепродуктов.
14 Водный транспорт
Морской транспорт по сравнению с другими видами транспорта, в частности с железнодорожным, обладает рядом следующих технико-экономических особенностей, определяющих в отдельных случаях его преимущество:
обеспечение массовых межконтинентальных экспортно-импортных перевозок между государствами (в том числе по нефти и нефтепродуктам);
использование естественных водных путей и сравнительно небольшие капиталовложения;
неограниченная линейная провозная или пропускная способность естественных водных путей перевозки нефтегрузов (ограничение определяется лишь пропускной способностью морских портов и нефтебазового хозяйства, грузоподъемностью и другими показателями наливных судов);
незначительный расход топлива и затрат энергии, так как морские пути горизонтальны, не связаны с рельефом местности, и поэтому не требуют затрат энергии на преодоление силы тяжести, которая возникает, например, на железных дорогах;
более низкая, чем на других видах транспорта, себестоимость перевозок на большие расстояния.
К ограничениям морского транспорта относятся:
зависимость его работы от природно-климатических, естественно географических и навигационных условий;
необходимость значительных затрат на доставку нефтегрузов в порты отгрузки и осуществление дополнительных погрузочно-разгрузочных операций;
создание береговых морских перевалочных нефтебаз и портов для перевалки нефтей и нефтепродуктов, а также для создания их запасов с учетом возможной неравномерности работы морского транспорта в течение года.
Речной транспорт является важным звеном единой транспортной системы страны, которому присущи следующие технико-экономические особенности:
использование его для доставки нефтяных грузов потребителям как внутри страны, так и за ее пределами;
большая пропускная способность естественно сложившихся речных путей, особенно глубоководных рек;
отсутствие необходимости создания специальных дорогостоящих линейных сооружений, и, как следствие, сравнительно меньшие капитальные вложения;
К существенным ограничениям речного транспорта следует отнести:
зависимость его работы от естественно-географических и природно-климатических условий (возможность перевозок нефтегрузов только в течение навигационного периода);
необходимость создания значительных межнавигационных запасов нефтепродуктов в местах их производства и потребления;
извилистость пути, а следовательно, и судового хода, ступенчатость глубин на всем его протяжении, особенно на сибирских реках, что в ряде случаев препятствует прохождению судов большой грузоподъемности по всему судоходному участку реки, и, как следствие, ограниченность единичной мощности судов;
небольшая по сравнению с другими видами транспорта скорость перевозки;
необходимость создания специального причального нефтебазового хозяйства для осуществления приема и отгрузки нефтепродуктов.
Средства водного транспорта:
Сухогрузы
Нефтеналивные судаТанкеры (морские и речные)
Баржи (морские и речные)СамоходныеНесамоходные
17 Подземная схема прокладки трубопроводов
Подземная схема – укладка в грунт на глубину, превышающую диаметр трубы. Это наиболее применимая схема (кроме районов с вечномерзлыми и скальными грунтами).
Укладка с седловидными пригрузамиУкладка с винтовыми анкерамиУкладка в обсыпке из гидрофобизированного грунтаПрямоугольнаяТрапецеидальнаяСмешанная
15 Перекачка предварительно подогретой нефти – «горячая перекачка»
Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом. Существует несколько вариантов перекачки высокозастывающих нефтей с подогревом.
Для коротких (чаще нефтебазовых) трубопроводов используют методы электроподогрева:
путем пропуска электрического тока по телу трубы;
применением электронагревательных элементов в виде специальных кабелей и лент.
Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ «горячей» перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод и периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе движения. Принципиальная схема такой перекачки приведена на рис. 6.13.
4
ГНТС
НТС
КП
1
2
3
6
10
8
7
9
5

Рис. 6. Принципиальная технологическая схема «горячей» перекачки:
1 – подводящий трубопровод; 2, 9 – резервуары; 3 – подпорный насос; 4, 7, 10 – дополнительные подогреватели (печи подогрева); 5, 8 – основные насосы; ГНТС – головная насосно-тепловая станция; НТС – насосно-тепловая станция; КП – конечный пункт
Нефть с промысла по трубопроводу 1 подается в резервуарный парк 2 головной перекачивающей станции. Резервуары оборудованы подогревательными устройствами, с помощью которых поддерживается температура нефти, позволяющая откачать ее подпорными насосами 3.
Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и подают на прием магистральных насосов 5. Магистральными насосами нефть закачивается в магистральный трубопровод 6.
По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25...100 км устанавливают пункты подогрева 7. Далее нефть попадает на промежуточную насосную станцию 8, где также установлены подогреватели и все повторяется снова. В конце концов, нефть закачивается в резервуары 9 конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.
В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 «горячих» магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод Узень–Гурьев–Куйбышев.
16(50).Системы перекачки
В зависимости от оснащенности нефтеперекачивающих станций возможны четыре системы перекачки: постанционная, через резервуар НПС, перекачка с подключенным резервуаром и перекачка из насоса в насос.
При постанционной перекачке нефть поочередно принимают в один из резервуаров НПС, а откачивают из другого. Эта система позволяет достаточно точно учитывать перекачиваемую нефть по замерам уровня в резервуарах. Основной недостаток системы – большие потери от испарения при заполнении-опорожнении резервуаров (потери от «больших дыханий»), а также значительная металлоемкость.
При перекачке через резервуар НПС нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной емкостью, и одновременно из него откачивается. Вследствие перемешивания нефти в резервуаре потери от испарения также велики.
При перекачке с подключенным резервуаром нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединен с отводом от всасывающей линии станции. Уровень в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивают данная и предыдущая НПС. При равенстве этих расходов уровень нефти остается практически неизменным. Потери от испарения определяются суточными колебаниями температур (потери от «малых дыханий»).
Система перекачки из насоса в насос осуществляется при отключении резервуаров промежуточных НПС. Их используют только для приема нефти из трубопровода в случае аварий или ремонта. При отключенных резервуарах исключаются потери от испарения и полностью используется подпор, передаваемый от предыдущей НПС. Однако работа НПС становится зависимой от работы других станций.
18. Насосы и насосные станции нефтебаз
На нефтебазах применяют главным образом центробежные, поршневые и шестеренные насосы. С помощью насосов нефтепродукты транспортируются при приеме, отпуске и внутрибазовых перекачках.
На нефтебазах в основном применяются центробежные насосы. Наиболее распространены насосы типов НК (консольные) и НД (с рабочими колесами двустороннего входа). Консольные насосы - одноступенчатые; их подача составляет от 30 до 140 м3/ч, а напор - от 45 до 130 м. Насосы типа НД бывают одно-, двух- и трехступенчатыми. Насосы типа НД обеспечивают подачу от 200 до 1700 м3/ч и создают напор от 60 до 300 м.
Поршневые насосы относятся к группе объемных.
Поршневые насосы очень многообразны. Кроме приводных насосов, имеющих кривошипно - шатунный механизм (а привод - от двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя), встречаются и прямодействующие насосы, приводом которых является паровая машина (в этом случае на втором конце штока 6 устанавливается еще один поршень, который перемещается в цилиндре паровой машины). Если диаметр поршня меньше его длины, то такие насосы называются плунжерными. Поршневые приводные насосы типов ЭПН-7, ЭПН-25/2,5 и П-80/10 имеют подачу от 25 до 80 м3/ч и развивают давление от 0,25 до 1 МПа; прямодействующие (типа ПДГ) - от 6 до 60 м3/ч и от 0,4 до 5 МПа соответственно. Схема шестеренного насоса приведена на рис. 3.24. Он состоит из корпуса 1, в котором помещены две находящиеся в зацеплении крупнозубые шестерни 2. Корпус охватывает шестерни с небольшим зазором. При вращении шестерни в направлении, указанном стрелками, зубья выходят из зацепления в зоне всасывания (справа). При этом освобождается некоторый объем и в зоне образуется разряжение. Благодаря ему, в насос засасывается жидкость, которая захватывается и переносится во впадинах между зубьями в зону нагнетания (слева). Шестеренные насосы имеют подачу от 1,4 до 36 м3/ч и развивают давление от 0,25 до 2,5 МПа.
Сведения об основных типах насосов, применяемых на нефтебазах, приведены в таблице.
Таблица
Основные типы насосов, применяемые на нефтебазах
Типы
насосов Привод Область применения Примечание
Поршневые (плунжерные) приводные различных конструкций От двигателей внутреннего сгорания или электродвигателей через редуктор или ременную передачу Преимущественно для перекачки нефтей, нефтепродуктов и масел. Используются также для перекачки маловязких нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо и др.) и для вспомогательных операций (зачистка емкостей, зарядка сифонов и т.п.) Способны развивать большие напоры даже при малых подачах, сохраняя высокий к.п.д. При перекачке светлых нефтепродуктов требуется устройство специальных сальников
Паровые поршневые (прямодействующие) Непосредственно от паровой машины (паровой и гидравлический поршни монтируются на одном штоке) Область применения та же, что и поршневых приводных насосов. Для перекачки светлых нефтепродуктов устанавливаются лишь при отсутствии электроэнергии Развиваемый напор зависит от давления пара. Число двойных ходов, а следовательно, и подача увеличиваются с увеличением давления пара
Центробежные различных конструкций и типов Преимущественно от электродвигателей с непосредственным соединением через жесткие, упругие и гидравлические муфты. От двигателей внутреннего сгорания с соединением через редуктор или через те же передачи, что и с электродвигателем Преимущественно для перекачки маловязких нефтепродуктов. При увеличении вязкости жидкости подача, напор и всасывающая способность быстро уменьшаются Насосы для перекачки светлых нефтепродуктов имеют специальные сальники, обеспечивающие надежное уплотнение. Имеются конструкции насосов, приспособленные для перекачки жидкостей с повышенной вязкостью, а также для перекачки горячих жидкостей
Шестеренные Тот же, что и у центробежных насосов Преимущественно для перекачки масел и мазута. Некоторые насосы используются для перекачки светлых нефтепродуктов Применимы для передвижных мотопомп в качестве зачистных насосов
Центробежные насосы используются, в основном, для перекачки маловязких нефтепродуктов. Это связано с тем, что при работе на маловязких жидкостях данный тип насосов имеет высокий к.п.д. Область преимущественного применения поршневых и шестеренных насосов - перекачка высоковязких нефтепродуктов. Кроме того, их используют там, где требуются самовсасывающие насосы (например, при операциях по зачистке вагонов - цистерн и барж).
Специально оборудованное помещение, в котором устанавливаются насосы вместе с двигателями, называется насосной станцией или насосным цехом, или просто насосной.
По характеру размещения насосные станции делят на стационарные и передвижные. В стационарных насосных (наземных, полуподземных и подземных) оборудование смонтировано на неподвижных фундаментах и связано с емкостями постоянными жесткими соединениями трубопроводов. Оборудование передвижных насосных устанавливается на автомашинах, прицепах, баржах или понтонах (плавучие станции). Передвижные насосные служат для перекачки нефтепродуктов там, где нецелесообразно строить стационарную насосную (на временных складах, на судоходных реках и т.д.).
По роду перекачиваемых нефтепродуктов имеются насосные для перекачки светлых нефтепродуктов, темных нефтепродуктов и смешанные.Насосные, предназначенные для перекачки легковоспламеняющихся нефтепродуктов, оборудуются естественной вентиляцией с применением дефлекторов или искусственной вентиляцией с применением вентиляционных установок.19 Газораспределительная станция (ГРС) является конечным участком магистрального газопровода и располагается на границе между распределительными сетями и магистральным газопроводом.
На ГРС давление газа снижают до величины, необходимой для потребителя и поддерживают его постоянным. Все оборудование ГРС рассчитывают на рабочее давление 7,5 МПа и 5,5 МПа, т.е. на максимально возможное давление газа в магистральном газопроводе.
В состав ГРС входят:
узлы: переключения станции; очистки газа; предотвращения гидратообразования; редуцирования газа; подогрева газа; коммерческого измерения расхода газа; одоризации газа; автономного энергопитания; отбора газа на собственные нужды;
системы: контроля и автоматики; связи и телемеханики; электроосвещения, молниезащиты, защиты от статического электричества; электрохимзащиты; отопления и вентиляции; охранной сигнализации; контроля загазованности.
Выход газа ко II-му потребителюСКАТУРГ I-го потребителя II-го потребителяУОГУПГУОд-1УЗРГ-1ВходгазаВыход газа к I-му потребителюУОд-2УЗРГ-2УП
УП – узел переключения; УОГ – узел очистки газа; УПГ – узел предотвращения гидратообразования; УРГ – узел редуцирования газа; УЗРГ – узел замера расхода газа; УОд – узел одоризации газа; СКАТ – система контроля, автоматики и телемеханики
20.Транспортировка нефти
Возможные схемы доставки нефти на НПЗ
трубопроводный
железнодорожный
водный
сочетание трубопроводного транспорта с водным либо с железнодорожным

Доставка нефти2,70,46
90,90
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
трубопров.
жел.дор.морскойречной
Нефть
Водный
Ж.Д.
Труб. транс.
НБ
НБ
НБ
НПЗ
сочетание водного или железнодорожного траспортаПри оценке вклада различных видов транспорта в перевозку нефти необходимо различать внутренние и внешние перевозки.
В период с 1960 г. по 1980 г. доля нефти, перекачиваемой по трубопроводам, увеличилась с 70,6 до 90,9 %. На втором месте по объемам перевозки находился железнодорожный транспорт (6,0%), на третьем-морской (2,7%) и на последнем-речной (0,4 %). В 2003 г. магистральные нефтепроводы обеспечили транспортировку 93 % добываемой в России нефти. Таким образом, трубопроводный транспорт – основной способ внутренних перевозок нефти.
Иная картина с поставками нефти на экспорт. В 2003 г. по единственному пока экспортному нефтепроводу «Дружба» объем перекачки нефти составил 73,9 млн т (49,3 % всего экспорта), поставки по железной дороге – 10,2 млн т (6,8 %), а с помощью танкеров-65,7 млн т (43,9%). Такое перераспределение объемов перевозок нефти между различными видами транспорта объясняется тем, что конечным пунктом многих крупных нефтепроводов являются морские терминалы.
Транспортировка газа
Практически весь природный газ перекачивается по трубопроводам. Незначительная доля природного газа транспортируется морским транспортом в сжатом или сжиженном состоянии. Этан, пропан и бутан перевозятся железнодорожным и автомобильным транспортом в сжиженном состоянии в цистернах и баллонах.
Транспортировка нефтепродуктов
Доставка нефтепродуктов7
3,476,313,30
10
20
30
40
50
60
70
80
90
трубопров.
жел.дор.морскойречнойПеревозки нефтепродуктов в нашей стране осуществляются железнодорожным, речным, морским, автомобильным, трубопроводным, а в ряде случаев и воздушным транспортом. Причем по трубопроводам транспортируют только светлые нефтепродукты (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин), печное топливо и мазут, а другими видами транспорта перевозят все виды нефтепродуктов.
Основным способом транспортировки нефтепродуктов является железнодорожный. На его долю в 2003 г. приходилось около 70 % объема перевозок светлых нефтепродуктов и более 30 % – всех остальных. Обусловлено такое положение целым рядом факторов, главным из которых является относительно слабая развитость сети нефтепродуктопроводов в России. Тем не менее в 2003 г. по магистральным нефтепродуктопроводам было перекачано около 27 млн т светлых нефтепродуктов, что составляет около 23 % их производства.
Автотранспорт
Нефтебаза
Нефтепродуктыс НПЗ
Водный
Ж.Д.
Труб. транс.
светлые
масла и темные
НБ
Возможны следующие схемы доставки нефтепродуктов потребителям. При использовании трубопроводного транспорта нефтепродукты поступают с НПЗ на головную перекачивающую станцию и далее перекачиваются по магистральному нефтепродуктопроводу (МНПП). В конце МНПП находится крупная нефтебаза, откуда нефтепродукты автоцистернами доставляются потребителям. Частичная реализация нефтепродуктов производится и по пути следования МНПП. Для этого производятся периодические сбросы нефтепродуктов на пункты налива железнодорожных цистерн либо на попутные нефтебазы. Этот способ не имеет ограничений на дальность перевозок.
Другой способ – налив нефтепродуктов в автоцистерны непосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этом случае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного 'Вида транспорта на другой, а следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки, тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтому автомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальности перевозок.
Два других способа в общем случае в пути предусматривают перевалку с одного вида транспорта на другой (с железнодорожного на водный или наоборот). Перевалка осуществляется с использованием резервуаров перевалочной нефтебазы. В конце пути нефтепродукты поступают на распределительную нефтебазу, с которой они автотранспортом доставляются близлежащим потребителям. Данные способы также не имеют ограничений на расстояние транспортирования. Однако чем выше дальность перевозок, тем больше требуется железнодорожных цистерн, танкеров и барж для доставки одного и того же количества нефтепродуктов. Кроме того, при перевалках возникают дополнительные потери грузов.
Таким образом, хотя трубопроводный транспорт нефтепродуктов в нашей стране не является основным, он имеет большие перспективы для своего дальнейшего развития, т. к. наиболее удобен и допускает наименьшие потери транспортируемых продуктов.
21(53). Слив и налив железнодорожных цистерн
Рис. 1. Применяемые схемы слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн
а – закрытый самотечный слив; б – сифонный самотечный слив;
в – принудительный нижний слив; г – принудительный верхний слив
1 – цистерна; 2 – нижний сливной прибор; 3 – шарнирно-сочлененные трубы; 4 – коллектор; 5 – трубопровод; 6 – нулевой резервуар; 7 – сливной стояк; 8 – насос; 9 – приемный резервуар
1
3
8
2
в
9
5
4
К вакуум-насосу
1
4
5
2
б
9
7
К вакуум-насосу
1
4
8
2
г
9
5
7
1
3
5
2
а
6
4
Слив железнодорожных цистерн производится через их горловину (верхний слив) или через сливной прибор, расположенный снизу цистерны (нижний слив). Схемы применяемых на нефтебазах способов слива нефтепродуктов приведены на рис.1.
Закрытый самотечный слив (рис. 1а) заключается в том, что к нижним сливным приборам 2 присоединяются гибкие рукава или шарнирно-сочлененные трубы 2, которые в свою очередь соединены с трубопроводом - коллектором 3. Эта схема может быть применена и для бензинов, т. к. потери от испарения в этом случае невелики.
Сифонный слив самотеком (рис. 1б) производится через горловину цистерн. Он возможен только в том случае, когда приемный резервуар 9 по отношению к сливаемой цистерне 1 находится на более низкой отметке. Начало движения нефтепродукта обеспечивается созданием вакуума в стояке 7 с помощью вакуум - насоса. Во избежание разрыва струи и, соответственно, срыва сифона, давление в точке А не должно опускаться ниже давления упругости паров нефтепродукта. Производительность сифонного слива самотеком невелика.
Принудительный нижний слив (рис. 1в) производится насосом 8 через нижний сливной прибор 2 цистерны 1.
Принудительный верхний слив (рис. 1г) отличается от предыдущей схемы тем, что производится через горловину цистерны посредством сливного стояка 7. Начало слива обеспечивает вакуум - насос после чего включается насос 8, закачивающий нефтепродукт в резервуарный парк нефтебазы 9.
Более предпочтительным является нижний слив нефтепродуктов. Верхний слив применяют реже и в тех случаях, когда нижний сливной прибор цистерн неисправен.
Особую сложность представляет слив высоковязких нефтепродуктов, который осуществляется с подогревом. В качестве теплоносителя обычно применяется насыщенный водяной пар или электроподогреватели.
Заполнение цистерн нефтепродуктом производится, как правило, только через горловину (верхний налив). Возможные схемы налива железнодорожных цистерн приведены на рис. 2.
5
1
3
4
2
I
II
а
1
2
3
4
I
II
б
1
6
3
4
7
I
II
в
Рис. 2. Возможные схемы налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны
а – налив открытой струей; б – налив закрытой струей; в – герметичный налив
1 – цистерна; 2 – шланг; 3 – наливной стояк; 4 – коллектор; 5 – телескопическая труба; 6 – герметизирующая крышка; 7 – линия отвода ПВС; I – нефтепродукт; II – паровоздушная смесь

При наливе открытой струей (рис. 2а) струя нефтепродукта соприкасается с атмосферным воздухом. Это приводит к повышенному испарению светлых нефтепродуктов и образованию зарядов статического электричества. И то и другое нежелательно. Поэтому налив открытой струей применяют ограниченно и только при операциях с темными нефтепродуктами.
Налив закрытой струей (рис. 2б) осуществляется путем опускания шланга до нижней образующей цистерны. Поэтому струя нефтепродукта контактирует с воздухом только в начале слива. Соответственно, при наливе закрытой струей потери бензина, например, почти в 2 раза меньше, чем в предыдущем случае.
Герметичный налив цистерн (рис. 2в) производится с помощью специальных автоматизированных систем налива (АСН). Их отличительной чертой является наличие герметизирующей крышки 6, телескопической трубы 5 и линии 7 для отвода образующейся паровоздушной смеси (ПВС).
22 Классификация нефтепроводов
По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:
внутренние – предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;местные – соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;
магистральные – предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких перекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5…7,5 МПа.
Согласно нормам технологического проектирования РД 153-39.4-113-01 к магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.).
В соответствии со строительными нормами и правилами СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:
1-й класс–Dу от 1000 до 1200 мм включительно;
2-й класс–Dу от 500 до 1000 мм;
3-й класс–Dу от 300 до 500 мм;
4-й класс–Dу менее 300 мм.
23 Надземные схемы прокладки трубопроводов
Надземные схемы прокладки трубопроводов рекомендуются в пустынных и горных районах, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия.
При надземной прокладке сводится к минимуму объем земляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей пригрузке, а также в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Способ надземной прокладки имеет недостатки:
значительная подверженность трубопровода суточным и сезонным колебаниям температуры.
загроможденность территории,
устройство опор и специальных проездов для техники и миграции животных
Надземные схемы прокладки трубопроводов
1324Трубопровод с компенсаторами
156Трубопровод с зигзагообразным контуром
156Упругоискривленный трубопровод
12783Трубопровод со слабоизогнутыми участками
24Автомобильный транспорт
обладает рядом технико-экономических особенностей, обусловливающих его интенсивное развитие и широкое использование во всех отраслях народного хозяйства, в том числе и доставку нефтепродуктов:
большие маневренность, подвижность, проходимость, обеспечивающие планомерную доставку нефтепродуктов потребителям практически в любое время;
осуществление доставки нефтепродуктов или сжиженного газа от нефтебаз и наливных станций непосредственно потребителям;
доставка с высокой скоростью сравнительно небольших объемов нефтегрузов на различные расстояния;
наиболее экономичное использование на коротких расстояниях, например, при организации самовывоза нефтепродуктов потребителями.
К ограничениям автомобильного транспорта следует отнести:
высокие затраты, связанные с эксплуатацией;
низкая провозная способность автомобильных цистерн;
наличие порожних пробегов автоцистерн и, как следствие, низкая загрузка подвижного состава;
значительный расход нефтепродуктов на собственные нужды; зависимость от наличия и технического состояния автомобильных дорог, их разветвленности на территории обслуживания.
Автоцистерны:
По типу базового шасси:автомобили-цистерны; полуприцепы-цистерны
прицепы-цистерны
По виду продукта:топлива, масла, мазута, битума, СУГ
По вместимости :малой (до 2 т); средней (2-5 т);большой (5-15 т) особо большой (более 15 т).
26. Нефтеперекачивающие станции (НПС) представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Они подразделяются на головную и промежуточные.
Головная перекачивающая станция (ГНПС) магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГНПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами. Располагается ГНПС вблизи от нефтепромыслов.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличии от ГПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета. По трассе нефтепровода ППС располагаются согласно гидравлическому расчету с интервалом от 50 до 200 км.
Оборудование НПС условно разделяется на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся насосы и их привод, а к вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы энергоснабжения, смазки, канализация, отопление, вентиляция и т. д.
Размещение объектов НПС на местности должно производиться исходя из комплексного решения планировки и благоустройства территории, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с конкретными геологическими и гидрологическими условиями и рельефом местности. Расположение объектов на площадке НПС должно отвечать требованиям существующих строительных, противопожарных и санитарных норм.
Площадки станций следует размещать ниже по течению реки по отношению к ближайшим населенным пунктам и по возможности приближать к существующим дорогам. Размеры площадки следует принимать минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки, а также возможного расширения НПС.
Рельеф площадки должен быть спокойным, пологим, с определенно выраженным уклоном для удобства отвода поверхностных вод, создания благоприятных условий самотечной канализации и возможности проведения самотечных технологических операций. Грунты на площадке должны обеспечивать достаточную несущую способность, быть сухими с низким уровнем грунтовых вод. Недопустимо расположение площадок станций на заливных территориях и участках, подверженных оползневым явлениям.
Генеральный план станции должен обеспечивать наиболее экономичный производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках. При разработке генерального плана обеспечивают наиболее рациональное расположение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров, предусматривают возможность строительных и монтажных работ современными методами с применением строительных машин новых конструкций.
31(60)Технологическая схема нефтеперекачивающих станций
Технологической схемой НПС называется принципиальная схема коммуникаций, обеспечивающих проведение операций по перекачке.
Основными требованиями к технологической схеме являются:
простота;
выполнение предусмотренных технологических операций;
минимальная протяженность соединительных трубопроводов:
минимальное количество запорной и регулирующей арматуры.
1
2
3
4
5
6
7
8
8
8
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Р-1
Р-2
Р-3
Р-5
Р-8
Р-7
Р-4
Р-6
Рис. 1. Генеральный план НПС с резервуарным парком
1 – основная насосная; 2 – подпорная насосная; 3 – узел учета нефти; 4 – площадка фильтров грубой очистки; 5 – блок регуляторов давления; 6 – резервуар сбора утечек; 7 – узел приема-пуска СОД; 8 – камера с задвижками; 9 – насосная пенотушения; 10 – резервуары с раствором пенообразователя; 11, 12 – резервуары противопожарного запаса воды; 13 – трансформаторная подстанция; 14 – водонасосная; 15 – резервуар для воды; 16 – котельная; 17 – насосная при котельной; 18 – резервуар для котельного топлива; 19 – пожарное депо; 20 – лабораторный корпус; 21 – бытовое помещение; 22 – гараж; 23 – склад ГСМ; 24 – ремонтно-эксплуатационный блок; 25 – механические мастерские; 26 – склад; 27 – административный корпус; 28 – проходная; 29 – комплекс очистных сооружений; Р1…Р8 – резервуары
На рис. 1 в качестве примера приведен генеральный план НПС с резервуарным парком. В состав сооружений входят: основная и подпорная насосная; камера приема-пуска скребка, совмещенная с узлом подключения НПС к магистральному трубопроводу, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек; понижающую трансформаторную электроподстанцию; узел учета нефти; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб (инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП); административный блок и складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения (котельные, системы канализации, водоснабжения и др.) уже имеющихся предприятий.
27 Метод последовательной перекачки заключается в том, что различные по свойствам нефтепродукты отдельными партиями определенных объемов перекачиваются друг за другом по одному трубопроводу.
Периодически повторяющаяся очередность следования нефтепродуктов в трубопроводе называется циклом последовательной перекачки. Пример формирования циклов показан на рис .2.
ДЗ ДЛ ДЗ А-80 А-92 А-80 ДЗ ДЛ
Цикл последовательной перекачки
Рис. 2. Пример формирования цикла
В нериод закачки в нефтепродуктопровод очередной партии какого-либо продукта, другие нефтепродукты, поступающие с НПЗ, принимаются в резервуары головной перекачивающей станции.
Особенностью последовательной перекачки является образование некоторого количества смеси в зоне контакта двух следующих друг за другом партий нефтепродуктов. Причиной смесеобразования является неравномерность осредненных местных скоростей по сечению трубопровода. Кроме того, некоторое количество смеси образуется при переключении задвижек на головной перекачивающей станции в период смены нефтепродукта.
Для уменьшения объема смеси в отдельных случаях в зону контакта нефтепродуктов вводят специальные устройства - разделители (дисковые, манжетные, шаровые и др.). Их конструкция показана на рис. 3.
Кроме того, на конечном пункте нефтепродуктопровода предусматриваются мероприятия по исправлению и реализации получающейся смеси нефтепродуктов.
Успешное осуществление технологии последовательной перекачки невозможно без четкого контроля над продвижением смеси. Методы и приборы контроля последовательной перекачки основаны на различии свойств перекачиваемых жидкостей. Контроль осуществляют по изменению плотности, вязкости, диэлектрической постоянной, скорости распространения ультразвука и др. В отдельных случаях в зону контакта нефтепродуктов вводят вещество-индикатор, которое распределяется по длине зоны смеси в соответствии с изменением концентрации. В качестве таких индикаторов могут применяться радиоактивные изотопы (кобальта, сурьмы, йода, бария), флуоресцентные красители и др.
НМ-2
НМ-4
ФГ-1-3
РД-1-2
На следующую НПС
С предыдущей НПС
Рис. 3. Технологическая схема промежуточной НПС
Узел пропуска СОД
28.46.Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 3. Она включает магистральную насосную, площадку регуляторов давления, узел пропуска СОД, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке, закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.
29.Насосно-силовое оборудование
К основному оборудованию НПС относятся насосы и их привод. Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей
При трубопроводном транспорте нефти используются центробежные насосы. Конструктивно (рис. 4) они представляют собой улитообразный корпус (элементами которого являются спиральная камера 3, всасывающий 1 и нагнетательный 2 патрубки), внутри которого вращается закрепленное на валу рабочее колесо 4. Последнее состоит из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения.
Рис. 4. Схема центробежного насоса
1 – всасывающий патрубок насоса; 2 – нагнетательный (напорный) патрубок, 3 – спиральная камера; 4 – рабочее колесо; 5 – мановакуумметр; 6 – манометр
1
4
6
3
2
5

Принцип работы центробежных насосов следующий. Из всасывающего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса 4, 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 3, жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок 2, где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее жидкость поступает в напорный трубопровод. Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакуумметра 5 и манометра 6.
Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насосы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом.
Рис. 5. Виды рабочих колес центробежных насосов
с односторонним входом жидкости
с двухсторонним входом жидкости
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 (рис. 5).
Главное назначение подпорных насосов – создание на входе в основные насосы избыточного давления, 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. В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделенной от насосного зала газонепроницаемой стеной. Взрывозащищенное исполнение электродвигателей, применяемых в общих залах нефтенасосных, достигается продувкой корпуса электродвигателя воздухом под избыточным давлением.
Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных.

Рис. 6. Магистральный насос типа НМ
1, 3 – нижняя и верхняя части корпуса;
2 – вал;
4, 5 – втулки;
6 – рабочее колесо;
7 – уплотняющие кольца;
8 – подшипники скольжения;
9 – радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник;
10 – уплотнение торцевого типа

Рис. 7. Подпорный вертикальный насос типа НПВ
1 — стакан,
2 — спиральный корпус;
3 — переводной канал,
4, 7 — напорные секции,
5, 20 — крестовины;
6, 9, 19 — подшипники скольжения,
8—напорная крышка;
10—сдвоенные радиально-упорные шарикоподшипники,
11— фонарь,
12— торцевые уплотнения;
13— вал,
14. 18— подводы;
15. 17—предвключенные колеса,
16—рабочее колесо

30 Очистка внутренней полости и испытание трубопроводов
При выполнении строительных и монтажных работ в полость трубопровода попадают грязь, вода, снег и другие посторонние предметы (инструмент, спецодежда и т.д.). На стенке трубы остается окалина, ржавчина, сварочный шлак. Перед пуском в эксплуатацию необходимо проведение мероприятий по очистке внутренней полости трубопровода от загрязнений. После очистки трубопровода его испытывают на прочность и герметичность.
Применяют два способа очистки: продувку воздухом или газом и промывку водой.
Продувка высокоскоростным потоком воздуха применяется для трубопроводов диаметром не более 219 мм. В качестве емкости для накопления сжатого воздуха (ресивера) используется смежный участок трубопровода, перекрытый с двух сторон задвижками или заглушками. Объем ресивера должен быть не менее объема продуваемого участка, давление воздуха 0,6…1,2 МПа.
Для трубопроводов диаметром более 219 мм применяется продувка с использованием очистных поршней.
В отдельных исключительных случаях (по специальному согласованию) продувку можно проводить природным газом. Для этого во избежание взрывов производится вытеснение воздуха потоком газа под давлением не более 0,2 МПа. Вытеснение воздуха можно считать законченным, если его концентрация в конце участка продувки составляет менее 2%. По завершении процесса вытеснения воздуха пропускается очистной поршень.
Промывка полости трубопровода водой применяется в случаях, когда испытание трубопровода будет проводиться гидравлическим способом. При промывке трубопровода по нему пропускаются разделители. Промывка считается законченной после выхода разделителя из трубопровода.
31,60
Головная перекачивающая станция (ГНПС) магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГНПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами. Располагается ГНПС вблизи от нефтепромыслов.
Оборудование НПС условно разделяется на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся насосы и их привод, а к вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы энергоснабжения, смазки, канализация, отопление, вентиляция и т. д.
Размещение объектов НПС на местности должно производиться исходя из комплексного решения планировки и благоустройства территории, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с конкретными геологическими и гидрологическими условиями и рельефом местности. Расположение объектов на площадке НПС должно отвечать требованиям существующих строительных, противопожарных и санитарных норм.
Площадки станций следует размещать ниже по течению реки по отношению к ближайшим населенным пунктам и по возможности приближать к существующим дорогам. Размеры площадки следует принимать минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки, а также возможного расширения НПС.
Рельеф площадки должен быть спокойным, пологим, с определенно выраженным уклоном для удобства отвода поверхностных вод, создания благоприятных условий самотечной канализации и возможности проведения самотечных технологических операций. Грунты на площадке должны обеспечивать достаточную несущую способность, быть сухими с низким уровнем грунтовых вод. Недопустимо расположение площадок станций на заливных территориях и участках, подверженных оползневым явлениям.
Генеральный план станции должен обеспечивать наиболее экономичный производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках. При разработке генерального плана обеспечивают наиболее рациональное расположение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров, предусматривают возможность строительных и монтажных работ современными методами с применением строительных машин новых конструкций.
. В состав сооружений входят: основная и подпорная насосная; камера приема-пуска скребка, совмещенная с узлом подключения НПС к магистральному трубопроводу, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек; понижающую трансформаторную электроподстанцию; узел учета нефти; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб (инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП); административный блок и складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения (котельные, системы канализации, водоснабжения и др.) уже имеющихся предприятий.
32 Охлаждение газа на КС
При компримировании газа в газоперекачивающих агрегатах происходит значительное повышение его температуры. На выходе из центробежных нагнетателей температура газа может достигать 6070 C.
Охлаждение газа на компрессорных станциях применяется:
для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода вследствие значительной разницы температуры укладки газопровода в траншею и температуры транспортируемого газа;
для предотвращения повреждения противокоррозионной изоляции газопровода (битумная изоляция плавится при температуре 6080 С, пленочное изоляционное покрытие отслаивается);
для увеличения пропускной способности магистрального газопровода.
Аппарат воздушного охлаждения газа (АВО)
Патрубок входа газа
Вентилятор
Электродвигатель
Кассета оребренных трубок
Патрубок выхода газа
33,59 Подземные газохранилища
На стадии планового задания на строительство магистрального газопровода рассматривается вопрос о наиболее приемлемых способах обеспечения равномерной работы газопровода независимо от сезонной неравномерности газопотребления. В связи с этим решается вопрос о необходимости, возможности и целесообразности строительства подземного хранилища газа.
Для подземного хранения газа используются естественные пористые и проницаемые коллекторы, а также непористые и непроницаемые породы. Подземное хранение газа является наиболее приемлемым и основным средством аккумулирования значительных объемов газа и регулирования подачи газа в соответствии с сезонной неравномерностью газопотребления.
Наилучшими с точки зрения экономики и аккумулирующей способности являются хранилища, созданные в истощенных газовых и нефтяных месторождениях. Сооружение подземных хранилищ в водоносных пластах связано с детальным изучением самого пласта и разведывательно-промышленной закачкой газа после строительства большого числа новых скважин.
ПУ
ПУ
УОГ
Х
К
МО
С
РГРП
Магистральный газопровод
Рассмотрим технологическую схему подземного хранилища газа (рис. 3). В состав подземного хранилища входят компрессорные цехи, блоки очистки газа и газораспределительные пункты (ГРП).
Газ из магистрального газопровода по газопроводу-отводу поступает на компрессорную станцию К, предварительно пройдя очистку в пылеуловителях ПУ и сепараторах С. Сжатый и нагревшийся при компримировании охлаждается в градирне (или АВО) Х и через маслоотделители МО поступает на газораспределительный пункт ГРП. На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам. Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его закачкой в хранилище имеет очень большое значение, т. к. В противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приемистость скважин.
При отборе газ из эксплуатационных скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. Газ из скважин выносит с собой песок и влагу, которые отделяются в сепараторах (пылеуловителях ПУ). После сепараторов газ поступает на установку осушки УОГ, откуда при температуре точки росы через пункт замера расхода газа Р направляется в магистральный газопровод. Осушка газа производится диэтиленгликолем.
Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. Для закачки, как правило, используются газомотокопрессоры.
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, т. к. в хранилище создаются достаточно высокие давления.
Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отбирается. Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный - это тот объем газа, которым можно оперировать.
34. Подводные переходы
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 1О раз за 100 лет.Рис. 3. Схема подводного перехода
1 – колодец с отключающими устройствами;
2 – основная нитка перехода;
3 – резервная нитка перехода (дюкер);
4 – каменная наброска;
5 – берегоукрепительное покрытие
Схема подводного перехода показана на рис. 3. Она включает основную 2 и резервную 3 нитки трубопровода, а также береговые задвижки (на газопроводах – краны) 1. В случае возникновения аварийной ситуации на основной нитке, она отключается запорными устройствами 1, 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 помощью специальных землеройных машин (земснарядов, грунтососов, 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. Железобетонные пригрузы различаются по конструкции. Часть из них имеет седлообразную форму и жестко на трубе не фиксируется. Другие различным образом закрепляются на трубе. Однако применение одиночных пригрузов требует увеличения размеров отрываемой траншеи. 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 и погружение с поверхности воды последовательным наращиванием секций трубопровода. В последнем случае трубопровод заглубляют по мере присоединения к нему все новых секций.
Одним из перспективных методов строительства переходов через естественные и искусственные препятствия является бестраншейная технология прокладки переходов, к которой относятся методы наклонно-направленного бурения (ННБ) и микротоннелирования.
Метод ННБ предполагает бурение по створу перехода скважины, по которой в среде бентонитового раствора с одного берега на другой протягивается трубопровод. На первом этапе пробуривается пилотная скважина небольшого диаметра, затем в один или несколько приемов проводится расширение скважины (рис. 4, а,б,в).
Грунт транспортируется на поверхность потоком бентонитового раствора, выходящего из бурильной головки и возвращающегося к устью скважины по кольцевому пространству между бурильной колонной и стенками скважины. Слабые породы проходятся размывом, крепкие, как и при обычном бурении – шарошечным инструментом. Предельная длина скважины, создаваемой таким методом, во многом определяется параметрами грунта.
К положительным сторонам данного метода относятся значительно меньший экологический ущерб окружающей среде и меньшее время выполнения строительных работ по сравнению с традиционным методом, возможность отказа от необходимости строительства резервной нитки нефтепровода за счет увеличения глубины залегания под препятствиями и соответствующего повышения надежности функционирования перехода. Кроме того, исключаются эксплуатационные расходы на ликвидацию оголений, снижается воздействие на водный объект и смежные сооружения водопользователей, а также уменьшаются объемы визуального и геофизического мониторингов переходов.
К недостаткам метода ННБ можно отнести наличие при строительстве риска, обусловленного неопределенностью поведения такой сложной геолого-технической системы, как скважина, во вмещающих породах при воздействии бентонитового раствора. Кроме того, при геологических изысканиях необходимо бурить на глубину, превышающую глубину основной скважины на несколько метров.
Микротоннелирование (МТ) – безлюдная щитовая проходка пород с укреплением стенок тоннеля особо прочными и долговечными железобетонными трубами, которые продавливаются из стартовой шахты мощной пресс-рамой, оборудованной домкратами, вслед за продвигающимся в породах проходческим щитом. После продавливания щита на длину одной железобетонной трубы ее помещают перед пресс-рамой и вдавливают в разработанное отверстие тоннеля, далее процесс повторяется. Для уменьшения сил трения при вдавливании и прохождении железобетонного ствола по разбуренному штреку в затрубное пространство через специальные форсунки, размещенные в теле грубы, впрессовывается бентонитовая паста. Наращивая трубу за трубой, проходку ведут до выхода щита в приемную шахту, после чего его демонтируют, а закрепленный тоннель остается в грунте.
Конструкция тоннельного или микротоннельного перехода через реку состоит из железобетонного тоннеля, в котором последовательно прокладываются полиэтиленовая труба, металлический кожух, вновь полиэтиленовая труба и затем основной рабочий трубопровод (рис. 5). На границах перехода устанавливаются сальниковые заглушки, герметизирующие пространство между двумя металлическими трубами. Межтрубное пространство заполняется инертным газом, позволяющим существенно замедлить процесс коррозии металла. Давление в межтрубном пространстве контролируется дистанционными датчиками давления.
Рис. 5. Конструкция подводного перехода по методу микротоннелирования1 – трубопровод; 2 – тоннель; 3 – датчик изменения давления; 4 – крановый узел; – 5 – полиэтиленовая труба; 6 – стальная труба; 7 – пространство, заполненное инертным газом

Способ микротоннелирования следует применять для проходки непроходных тоннелей малого диаметра (до 2,0 м) в сложных инженерно геологических условиях.
35 Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли. Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к пяти основным типам:
а) однодечная;
б) однодечная с центральным поплавком;
в) однодечная с ребрами жесткости;
Рисунок 2 - Основные типы применяемых плавающих крыш:
а - однодечная; б - однодечная с центральным поплавком; в - однодечная с ребрами жесткости; г - однодечная с поплавками; д - двудечная; 1 - закрытый кольцевой короб; 2 листовой настил; 3 - центральный поплавок; 4 - ребра жесткости; 5 - поплавок; 6 - радиальная переборка; 7 - кольцевая переборка 1
2
1
1
2
2
2
2
1
5
6
6
6
6
6
7
а
б
в
г
дг) однодечная с поплавками;
д) двудечная.. Однодечные крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее – к ее потоплению. Двудечные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, так как пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.
Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.
С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100-400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов различных конструкций.
Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие из труб которые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти.
В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.
Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова.
36 Газорегуляторные пункты и установки
Газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ) являются автоматическими устройствами и выполняют следующие функции:
снижают давление газа, поступающего из газопровода, до заданной величины;
поддерживают заданное давление на выходе независимо от потребления газа и его давления перед регуляторными пунктами и установками;
прекращают подачу газа при повышении или понижении давления после регуляторных пунктов и установок сверх заданных пределов;
очищают газ от механических примесей;
ГРП могут быть сетевыми, питающими городскую газораспределительную сеть низкого и среднего давления, и объектовыми, подающими газ необходимого давления промышленным и коммунальным потребителям.
Схема ГРП (ГРУ)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Вход газаВыход газа1,15Pвых1,25Pвых
1, 5 – отключающие устройства на основной линии; 2 – фильтр; 3 – ПЗК; 4 – регулятор давления; 6 – байпас; 7 – отключающее устройство на байпасе; 8 – регулирующая задвижка на байпасе; 9 – ПСК; 10 - свеча
37 Технологическая схема НПС

38 Состав работ, выполняемых при строительстве линейной части трубопроводов
В подготовительный период входят следующие работы:
Разбивка трассы;
Отвод земель;
Подготовка строительной полосы;
Устройство временных и постоянных дорог.
Разбивка трассы производится специальной бригадой. Через каждые 3…5 км:
выполняется установка временных реперов и постоянных реперов (на переходах);
закрепление на местности осей и углов поворота трассы,
установка знаков в местах пересечения трассой трубопровода подземных сооружений.
Отвод земель у землепользователей производят заблаговременно, чтобы не нанести им ущерба (например, посевам или плановым заготовкам древесины).
Ширина полосы отвода определяется нормативами:
без рекультивации 19 … 45 м;
с рекультивацией – до 60 м.
Расчистка трассы от леса, кустарника и крупных камней и валунов. Мелкий лес (диаметром до 20 см) и кустарник удаляют машинами: бульдозерами, кусторезами, корчевателями. Крупные деревья спиливают бензопилами. Камни и валуны удаляют со строительной полосы целиком или после дробления.
Планировка местности в вертикальной плоскости выполняется для облегчения проезда строительной техники и обеспечения Устройство временных и постоянных дорог необходимо для:
доставки грузов и материалов;
передвижения строительных машин и механизмов;
обслуживание трубопровода при его эксплуатации.
Часть дорог функционирует только в период строительства (временные), другие используются и после его окончания (постоянные). Ширина дорог должна быть не менее 3,5 м.
необходимого радиуса упругого изгиба трубы.
39 Основные объекты и сооружения компрессорной станции
На площадке компрессорной станции располагаются:
Узел подключения КС к магистральному газопроводу;
Камеры приема и запуска очистного устройства (ОУ);
Установка очистки технологического газа;
Установка охлаждения технологического газа;
Компрессорный цех;
Технологические трубопроводы обвязки КС с запорной, предохранительной и регулирующей арматурой;
Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БПТПИГ);
Вспомогательное оборудование;
Энергетическое оборудование;
Главный щит управления и система телемеханики;
Оборудование ЭХЗ.
Технологическая схема компрессорной станции
КЦАВОУОГУП19202178
40 Гидротранспорт
перекачка нефти в виде эмульсии «нефть в воде». Min содержание воды 30%. Добавка ПАВ для устойчивости эмульсии. Недостатки – возможность инверсии фаз; перемешивание насосами и сложность разделения фаз на конечном пункте.
а
б

Рис. 1. Гидроперекачка в виде эмульсии
а – типа «нефть в воде»; б –типа «вода в нефти»
Перекачка внутри водяного кольца. Винтовые трубы. Применение в США (L=50 км; Dу=200 мм; винт h=24 мм; шаг 3 м). Недостатки – сложность изготовления труб, отложение парафина на винтовой дорожке.
а
Вода
Вода
б
нефть
нефть
в
нефть

Рис. 2. Гидроперекачка нефти внутри водяного кольца
а – с применением винтовой нарезки; б – с применением кольцевых муфт; в – с использованием перфорированного трубопровода
Послойная перекачка нефти и воды. Возможна только на короткие расстояния без промежуточных НПС.
41 Классификация нефтебаз
Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.
Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. Наиболее пожароопасными объектами являются резервуары. Поэтому 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 м3;
- II - то же свыше 20 000 м3 по 100 000 м3;
- III а - то же свыше 10 000 м3 по 20 000 м3;
- III б - то же свыше 2 000 м3 по 10 000 м3;
- III в - то же до 2 000 м3 включительно.
В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов.
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 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.
42 Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам 6, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.
Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.
При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.
43 Изоляционно-укладочные работы.
Изоляционно-укладочные работы производятся после сварки МТП в нитку и подготовки траншеи проектного профиля.
Перед нанесением изоляции трубу очищают от грязи, ржавчины и окалины. Для этого применяются очистные машины, которые с помощью скребков и металлических щеток снимают до металлического блеска слой загрязнений. Затем на очищенную поверхность слой грунтовки, которая растирается специальными полотенцами.
Нанесение изоляции на трубопровод производится изоляционными машинами. Различат изоляционные машины для нанесения мастики (битумной, АСМОЛ) и пленочных изоляционных покрытий.
Изоляционно-укладочные работы при строительстве МТП могут выполняться двумя способами: совмещенным и раздельным.
При совмещенном способе очистка, изоляция и укладка трубопровода в траншею производится в едином процессе, который выполняется механизированной изоляционно-укладочной колонной. Количество и расстановка трубоукладчиков зависит от диаметра и массы трубопровода, а также от ряда требований:
напряжения металла от подъема должны вызывать только упругие деформации;
трубоукладчики не должны опрокидываться;
изоляционное покрытие при касании дна траншеи должно иметь достаточную механическую прочность.
При раздельном способе процессы изоляции и укладки отделены друг от друга. В этом случае трубы изолируются еще до рытья траншеи (могут применяться трубы с заводским изоляционным покрытием). Раздельный способ позволяет значительно ускорить процесс работ. Недостатки раздельного способа:
необходимость изоляции стыков труб;
возможность повреждений готового покрытия при транспортных работах и укладке.
Раздельный способ укладки применяется при использовании особо прочных покрытий, а также при проведении работ на болотах, подводных переходах и обводненных участках.
44 Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов
Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:
Для компенсации неравномерности приема и откачки нефти на границах эксплуатационных участков
Для коммерческого учета нефти
Для обеспечения требуемого качества нефти (отстой, смешение)
Резервуары магистральных нефтепроводов различаются:
По способу установки– наземные
– подземные (наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки).
По типу материала – стальные– железобетонные
стальные резервуары конструктивно разделяются на:
– вертикальные стальные цилиндрические со стац. крышей;
– вертикальные стальные цилиндрические с понтоном;
– вертикальные стальные цилиндрические с плав. крышей;
– горизонтальные стальные цилиндрические.
Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде Их объем составляет от 3 до 100 м3. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.
Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении .Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из предварительно напряженных железобетонных панелей, швы между которыми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев – и на балки. Днище, в основном, изготавливается монолитным бетонным толщиной 50 см.
Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на вакуум 100 Па .Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.
В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.
45. В основной период строительства производятся следующие работы:
погрузочно-разгрузочные и транспортные работы
земляные работы
сварочно-монтажные работы
изоляционно-укладочные работы
очистка полости и испытание трубопровода.
Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы предусматривают:
выгрузку труб с транспорта;
перевозка их от пунктов назначения к трубосварочным базам (ТСБ), складам или на трассу.
На погрузо-разгрузочных работах наиболее часто используют автокраны и трубоукладчики. При подъеме труб, изолированных в заводских условиях, используют мягкие полотенца, траверсы и клещевые захваты.
Для транспортировки применяются трубовозы, плетевозы или вертолеты.
Земляные работы зависят от схемы прокладки МТП и профиля траншеи. 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 технико-экономического сравнения различных вариантов.
47,61 Классификация магистральных газопроводов
Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для перекачки предварительно подготовленного газа из района его добычи в районы его потребления.
МГ подразделяются по величине рабочего давления на два класса:
1-й класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;
2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.
Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 219 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.
48 Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС). цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,56 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.
Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.
Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.
Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 м3. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.
Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами и плавающими крышами.
52 Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений (рис. 1) :подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с головными сооружениями трубопроводов;
головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), на которой производится прием нефти, ее учет и перекачка на следующую станцию;
промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС), предназначенные для создания необходимого рабочего давления и дальнейшей перекачки;
конечный пункт (КП), на котором осуществляется сдача нефти из нефтепровода, ее учет и распределение потребителям;
линейные сооружения.
1
2
3
4
5
5
5
5
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Рис. 1. Схема промысловых сооружений и магистрального нефтепровода
1 - промыслы; 2 - нефтесборный пункт; 3 - подводящие трубопроводы; 4 - головная нефтеперекачивающая станция; 5 - линейная задвижка; 6 - подводный переход; 7 - переход под железной дорогой; 8 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 9 - надземный переход через овраг (ручей); 10 - конечный пункт нефтепровода (нефтебаза); 11 - пункт налива нефти в железнодорожные цистерны; 12 – нефтеналивной терминал; 13 - пункт сдачи нефти на нефтеперерабатывающем заводе
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:
трубопровод, который в зависимости от условий прокладки (геологических и климатических) прокладывается в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) либо в надземном (на опорах) вариантах. Для магистральных нефтепроводов обычно применяются стальные сварные трубы диаметром до 1220 мм. Толщина стенки рассчитывается исходя из максимального давления, развиваемого перекачивающими станциями;
линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. В зависимости от рельефа местности интервал между линейными задвижками должен составлять 15…20 км.
переходы через естественные и искусственные препятствия:
подводные переходы (выполняются в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более);
переходы через автомобильные и железные дороги, прокладываемые в защитных кожухах (футлярах);
надземные переходы через овраги, ущелья и т. п.;
узлы пуска и приема средств очистки и диагностики (СОД), предназначенные для очистки внутренней поверхности трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов.. станции противокоррозионной (катодной, дренажной, протекторной) защиты трубопровода;
линии связи и электропередачи. Линия связи имеет в основном диспетчерское назначение и является ответственным сооружением. Нарушение связи приводит, как правило, к остановке перекачки. Линия электропередачи (ЛЭП) предназначена для питания вспомогательных систем и станций катодной защиты (СКЗ);
вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты (АВП), дома линейных обходчиков (10…20 км), вертолетные площадки.
1-й эксплуатационный участок
ГНПCНПС
НПС
НПС
НПС
НПС
КП
последний эксплуатационный участок
НПС
На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков длиной 400…600 км каждый (рис. 2). На границах эксплуатационных участков располагаются нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен ГНПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3…0,5 суточной производительности нефтепровода QСУТ). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5 QСУТ в случае проведения на таких нефтеперекачивающих станциях приемо-сдаточных операций.
Рис. 2. Схема эксплуатационных участков магистрального нефтепровода
В завершении пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь производится еe прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю. Резервуарный парк КП должен иметь такую же вместимость, что и резервуарный парк ГНПС.
54 Оборудование резервуаров
На резервуарах устанавливаются:
- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти (дыхательные клапаны, огневые предохранители, приемораздаточные патрубки с хлопушкой, система гидроразмыва осадка, пологреватели);
- оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров (световой люк, люк-лаз, замерный люк,;- противопожарное оборудование (пенокамеры, пеногенераторы, устройства подслойной подачи пены);
- приборы контроля и сигнализации (приборы измерения уровня нфти, датчики уровня и температуры, пробоотборники).
Особенности оборудования резервуаров с плавающими крышами
Отличительной особенностью этих резервуаров является то, что световой и замерный люки, дыхательные клапаны монтируются непосредственно на плавающей крыше. Необходимость в установке дыхательных клапанов возникает в связи, с тем, что при опорожнении резервуара ниже высоты опорных стоек под плавающей крышей образуется газовое пространство. При последующем заполнении резервуара эта газовая «подушка», вытесняясь через зазор между стенкой и коробом, может создать перекосы плавающей крыши и вызвать ее заклинивание. Чтобы этого не происходило, выпуск газовой фазы из-под плавающей крыши производят организованно – через дыхательные клапаны.
Дополнительно на плавающей крыше монтируются водоприемник дренажной системы, катучая лестница с направляющими, патрубки для крепления опорных стоек, устройства для заземления и люк-лаз.
Дренажная система служит для отвода ливневых вод в канализацию. Сток воды к центру крыши обеспечивается за счет постоянного уклона к водоприемнику. Водоприемник приварен к плавающей крыше и снабжен запорным устройством поплавкового типа. Системой водоспуска, выполненной из шарнирно состыкованных стальных труб или гибких резинотканевых рукавов, водоспуск соединяется с дренажным патрубком, вваренным в первый пояс резервуара. Эта система является слабым звеном плавающих крыш особенно в холодное время года.
Катучая лестница служит для спуска персонала на поверхность плавающей крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, служащей для подъема на кольцевую площадку резервуара. Нижний конец лестницы, снабженный катками, при вертикальном перемещении крыши движется горизонтально по специальным направляющим (рельсам).
В центральной части плавающей крыши установлен дополнительный люк-лаз. Люк-лаз и световой люк располагают диаметрально противоположно.
Рис. 3. Резервуар с плавающей крышей

1 – приемораздаточный патрубок с хлопушкой; 2 – запасной трос хлопушки; 3 – кольца жесткости; 4 – стенка резервуара; 5 – кольцевая площадка жесткости; 6 – огневой предохранитель; 7 – трубопровод раствора пены; 8 – опорные стойки плавающей крыши; 9 – водоприемник атмосферных осадков; 10 – трубопровод орошения стенки резервуара; 11 – плавающая крыша; 12 – опорная ферма; 13 – катучая лестница; 14 – бортик удержания пены; 15 – опорная ферма; 16 – периферийный кольцевой понтон плавающей крыши; 17 – уплотнитель (затвор) плавающей крыши; 18 – переходная площадка; 19 – шахтная лестница; 20 – трубчатая направляющая плавающей крыши; 21 – дренажная система; 22 – днище резервуара

55 Наземная схема прокладки трубопроводов
Наземная схема – прокладка в насыпи на болотах и сильно обводненных грунтах.
Такая схема прокладки требует большого числа водоотводящих сооружений и укрепления насыпи.

Полуподземная схема прокладки трубопроводов
Полуподземная схема – укладка на глубину менее диаметра трубы. Применяется на заболоченных или солончаковых участках при наличии подстилающих скальных пород.

56 Перекачка термообработанной нефти
Разогрев нефти до температуры плавления кристаллов парафина и охлаждение с заданным темпом.
2
4
ПНС
7
1
13
Пункт
термообработки
12
8
9
10
3
11
6
5
ГНПС
КП
Рис. 4. Принципиальная технологическая схема перекачки термообработанной нефти по трубопроводу Нахоркатья–Ганхати–Барауни:
1 – подводящий трубопровод; 2, 8, 13 – резервуары; 3, 7 – технологические насосы; 4 – теплообменник типа «труба в трубе»; 5 – печь подогрева; 6 – колонны статического охлаждения; 9 – подпорный насос; 10, 12 – основные насосы; 11 – магистральный нефтепровод; ГНПС – головная насосная станция; ПНС – промежуточная насосная станция; КП – конечный пункт
Необходимо отметить, что реологические параметры термообработанной нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достигают значений, которые нефть имела до термообработки.
(νэ / νисх)min
νэ / νисх1
2
Время
1
3 сут45 сут
Рис. 5. Восстановление эффективной вязкости озексуатской (1) и мангышлакской (2) нефтей во времени после термообработки
Однако применение данной технологии сдерживается очень высокими капитальными вложениями в пункты термообработки. По зарубежным данным, удельные затраты на термообработку 1 тонны нефти составляют: капиталовложения – $ 3,2; эксплуатационные расходы – $ 0,75. Поэтому при технико-экономическом сравнении вариантов транспорта высокопарафинистых нефтей способ термообработки, как правило, проигрывает.
57 Очищенный трубопровод подвергается испытанию на прочность и герметичность.
Гидравлическое испытание производится водой из естественных или искусственных водоемов. Для вытеснения воздуха в повышенных точках трассы врезаются специальные штуцеры с кранами.
Испытание на прочность производится под давлением 1,25 Pраб. После достижения испытательного давления закрываются линейные задвижки, и трубопровод выдерживается в течение 24 ч. Если происходят разрывы труб, дефектные участки заменяют и испытания возобновляются.
Герметичность трубопровода оценивается по темпу снижения давления в испытуемом участке. Если падение давления незначительно, участок ТП считается достаточно герметичным.
Вытеснение воды:
ГП – не менее двух поршней под давлением сжатого воздуха.
Из НП – одним разделителем, перемещаемым потоком нефти.
Пневматическое испытание. Давление повышается в несколько приемов.
– 30% от Рраб – осмотр трассы трубопровода.
– P=1,1.Рраб с выдержкой при закрытой арматуре в течение 12 ч (допускается снижение давления не более 1%).
– давление снижается до рабочего и выдерживается 12 ч.
Достоинство пневматического метода в отказе от больших количеств воды и необходимости ее вытеснять. Недостаток – сложность идентификации мелких утечек воздуха из-за его сжимаемости.
Гидравлическое испытание позволяет более точно выявлять мелкие утечки. Недостаток – оставшаяся в полости вода приводит к коррозии стенки трубы.
Комбинированное испытание – при недостаточных ресурсах воды. Трубопровод заполняется сжатым воздухом, затем поднимают давление до Pисп , закачивая воду.
58 Трубопроводная арматура
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. Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно (рис. 4) 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 параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом.
Рис. 5. Регулятор давления (заслонка поворотная)
Рис. 4. Конструкция задвижки
1– корпус; 2 – кольцо седла; 3 – крышка; 4 – седло; 5 – затвор; 6 – шток; 7 – гайка штока; 8 – уплотнение крышка-корпус; 9 – уплотнение сальника; 10 –шпилька; 11 – гайкаВиды запорных устройств
клиновое
параллельное
1
2
3
8
9
6
7
4
11
5
10
Регулирующая арматура (регуляторы давления) предназначена для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости. Регуляторами давления называются устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне (рис.5). В соответствии с тем, где поддерживается давление – до или после регулятора, различают регуляторы типа «до себя» и «после себя».
Предохранительная арматура (обратные и предохранительные клапаны) предназначается для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости.
Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах при меняют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор (рис. 6).
Рис. 6. Предохранительный клапан (СППК)
1 – входной патрубок;
2 – седло;
3 – клапан;
4 – пружина;
5 – регулятор натяжения;
6 – выходной патрубок
1
2
3
4
5
6

Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные-с затвором, вращающимся относителыю горизонтальной оси (рис. 7).
Рис. 6. Обратный клапан поворотный (КОП)
1 – входной патрубок;
2 – седло;
3 – заслонка;
4 – шарнир;
5 – серьга;
6 – выходной патрубок
1
2
3
4
6
5

Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа.
62 Гидротранспорт
перекачка нефти в виде эмульсии «нефть в воде». Min содержание воды 30%. Добавка ПАВ для устойчивости эмульсии. Недостатки – возможность инверсии фаз; перемешивание насосами и сложность разделения фаз на конечном пункте.
а
б

Рис. 1. Гидроперекачка в виде эмульсии
а – типа «нефть в воде»; б –типа «вода в нефти»
Перекачка внутри водяного кольца. Винтовые трубы. Применение в США (L=50 км; Dу=200 мм; винт h=24 мм; шаг 3 м). Недостатки – сложность изготовления труб, отложение парафина на винтовой дорожке.
а
Вода
Вода
б
нефть
нефть
в
нефть

Рис. 2. Гидроперекачка нефти внутри водяного кольца
а – с применением винтовой нарезки; б – с применением кольцевых муфт; в – с использованием перфорированного трубопровода
Послойная перекачка нефти и воды. Возможна только на короткие расстояния без промежуточных НПС.

Приложенные файлы

  • docx 26646289
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий