Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов

 Поскольку надежность эксплуатации  трубопроводов в суровых климатических  условиях Севера и удаленности  трасс часто является определяющей  при выборе способа их прокладки,  то, несмотря на существенные  недостатки, надземные трубопроводы  могут оказаться предпочтительнее  остальных.

 

 

 В зависимости от вида  и сложности препятствий используются  три вида переходов: подводные,  подземные и надземные.

К подводным переходам относятся  участки трубопровода, проходящие через  естественные или искусственные  водоемы.

Подземные переходы применяются при  пересечении трубопроводами железных дорог, автомобильных дорог, кабелей  связи и других подземных коммуникаций.

Надземные переходы составляют относительно небольшую долю в объеме строительства  трубопроводов. Обычно эта схема  применяется, когда использование  других, по каким либо причинам, нецелесообразно. Наиболее часто надземные переходы используются при пересечении оврагов, рек с неустойчивым руслом, арыков, каналов.

Структурная схема строительства  линейной части в нормальных условиях.

Строительство трубопроводов представляет собой последовательное выполнение ряда операций.

1. Подготовка трассы: расчистка и планировка трассы, устройство дорог и рекультивация плодородного слоя. Производится вдоль всей трассы на ширине отвода земли под строительство трубопровода и предполагает приведение трассы в состояние, позволяющее провести все остальные технологические операции.

2. Земляные работы: рытье траншеи и засыпка. Размеры и профиль траншеи определяется диаметром трубопровода, характеристикой грунта и гидрогеологическими условиями трассы. Засыпка трубопровода производится бульдозерами и специальными траншеезакапывателями роторного или шнекового типа. Рекультивация выполняется поточным методом бульдозером вслед за засыпкой траншеи. Избыточный грунт бульдозерами разравнивается в пологий валик с учетом последующей осадки грунта.

3. Погрузо-разгрузочные и транспортные работы: выгрузка труб с транспортных средств, транспортировка на сварочные базы, погрузо-разгрузочные работы на сварочной базе, транспортировка на трассу.

4. Сварочно-монтажные работы: центровка,  поворотная сварка, неповоротная  сварка, контактная сварка труб.

5. Изоляционно-укладочные работы: очистка, грунтовка, изоляция  и укладка труб.

6. Очистка внутренней полости  и испытание трубопровода: удаляются  окалина, грязь, вода, снег, лед,  посторонние предметы, чем обеспечивается  надежная работа насосов и  компрессоров, сохранность качества  транспортируемого продукта и  снижение затрат энергии на  транспорт нефти или газа.

7. Испытание на прочность и  герметичность. Газопровод испытывают  пневматическим (воздух, газ) или  гидравлическим (вода) методом. Нефтепроводы  подвергаются только гидравлическим  испытаниям.

8. Электрохимическая защита от коррозии. Осуществляется катодной поляризацией трубопровода с использованием станций катодной защиты и протекторов.

 

 

Нанесение антикоррозионной изоляции не гарантирует надежную защиту трубопровода, что связано с возможными дефектами  при нанесении изоляции и старением  изоляционного покрытия. При использовании  станций катодной защиты разность потенциалов  между трубой и грунтом создается  от постоянного источника электроэнергии. Протекторная защита используется при  удалении трубопроводов от источников энергии. В этом случае катодной поляризации  труб добиваются соединением их с  протекторами (анодами), имеющими более  низкий потенциал (магний, алюминий, цинк).Часто электрохимическую защиту сооружают после окончания всех видов работ. Это недопустимо, так как при отсутствии электрохимической защиты в первое после сдачи в эксплуатацию время начинают интенсивно образовываться очаги коррозии, которые продолжают действовать даже после устройства электрохимической защиты.

                             1.6.Подводные и морские трубопроводы

Подводными называют трубопроводы, сооружаемые ниже свободной поверхности  воды на пересечениях трассой рек, замкнутых  водоемов (рек, болот), а также в  акваториях морей. Трубопроводы, проложенные по дну моря или океана называют морскими. Иногда магистральный трубопровод имеет морскую и сухопутную часть. Такой трубопровод называют сухопутно-морским. Применяется прокладка магистральных трубопроводов под водой как с заглублением их в грунт, так и без заглубления.

 Особое внимание уделяется  защите подводных трубопроводов  от механических воздействий:  ударов якорей судов, волокуш,  каких-либо других конструкций.

Наиболее эффективное средство защиты подводного трубопровода от механических воздействий — применение подводной  подземной схемы прокладки, т.е. заглубление  труб в грунт ниже дна водоема. Иногда при больших глубинах водоема  или очень прочном скальном грунте заглубить трубы ниже дна водоема  не представляется возможным. В этом случае применяют другие виды защиты от механических воздействий: обвалование труб, бетонирование, обкладка бетонными плитами, устройство каменных насыпей над трубой и т. п. Оставлять трубу не защищенной от механических воздействий на дне можно только в том случае, если есть полная уверенность, что трубы за весь период эксплуатации не подвергнутся внешним механическим воздействиям.

 

 

 Подводный трубопровод, запроектированный  и построенный с учетом факторов, неблагоприятно воздействующих  на его работоспособность, может  находиться в эксплуатации десятки  лет, сохраняя свою работоспособность.  Однако большое число подводных  переходов через реки и другие  внутренние водоемы выходят из  строя — разрушаются или приходят  в состояние, требующее немедленного  ремонта, несмотря на двойное  и даже тройное резервирование. Опыт эксплуатации показывает, что  около 80 % всех аварийных ситуаций  возникает в результате размыва  грунта вокруг труб, образования  оголенных участков трубопровода, подвергающихся силовому воздействию  потока. Оставшиеся 20 % приходятся на  коррозию, механические повреждения,  невыявленные в процессе строительства дефекты труб и конструкций и др.

                 1.7.Эксплуатация магистральных нефтегазопроводов

 Магистральный трубопровод  предназначен для транспортировки  больших количеств нефти или  газа из района добычи в  район его потребления. В процессе  его эксплуатации важным является  поддержание проектных параметров  трубопровода и контроля технологического  режима его работы, путем регулирования  производительности, поддержания допустимых  температур, давления и вязкости  продукта. Руководство эксплуатацией  магистральных трубопроводов на  местах осуществляют производственные  объединения по транспортировке  и поставкам, в которые входят  линейно-производственные управления (ЛПУ), состоящие из цехов и  служб. Одной из основных служб  является линейно-эксплуатационная  служба (ЛЭС). Численность персонала  ЛЭС определяется в соответствии  с нормативами и зависит от  протяженности трассы и диаметров  трубопроводов.

 Основными задачами ЛЭС являются:

- выполнение профилактических  мероприятий и планово-предупредительных  ремонтов,

- выполнение оперативных переключений,

- ликвидация возможных аварий  на линейной части трубопровода, отводах, технологических коммуникациях  головных сооружений, насосных и  компрессорных станций.

 Работники ЛЭС обязаны знать  трассу магистрального трубопровода, технологические схемы всех обслуживаемых  ими коммуникаций, устройство и  работу аппаратуры, приборов и  арматуры, установок средств электрохимической  защиты, НС, КС, ГРС и СПХГ, находящихся  в зоне обслуживания данного  ЛПУ.

Периодичность осмотра трубопроводов  и отводов путем обхода, объезда  или облета в зависимости от местных  условий и сложности рельефа  трассы трубопровода устанавливается  руководством ЛПУ по согласованию с  производственным объединением. Внеочередные осмотры производятся после стихийных  бедствий, а также в случае обнаружения  неплотностей на трассе трубопроводов и отводов. Результаты осмотра заносятся в соответствующий журнал. При наличии дефектов аварийного характера принимаются срочно меры по их устранению.

                                             2.Хранение нефти и газа

                                 2.1.Хранение нефти и нефтепродуктов

 Хранение нефти и нефтепродуктов  осуществляется:

- на нефтебазах,

- в сырьевых и товарных парках  добывающих, транспортирующих и  перерабатывающих предприятий.

Нефтебазы - это многофункциональные  технологические системы с объектами  различного производственно-хозяйственного назначения, предназначенные для  бесперебойного и надежного обеспечения  потребителей нефтью и нефтепродуктами.

На нефтебазах производится прием, хранение и отпуск нефти, нефтепродуктов, а также регенерация масел, сбор и отгрузка отработанных нефтепродуктов.

 Все нефтебазы подразделяются:

по назначению - перевалочные, перевалочно-распределительные, распределительные;

по транспортным связям - трубопроводные, железнодорожные (автомобильные), водные, водно-железнодорожные.

 На перевалочных нефтебазах  производится прием, хранение  и перевалка нефти и нефтепродуктов, поставка нефтепродуктов распределительным  нефтебазам и крупным потребителям.

Распределительные нефтебазы производят прием, хранение и отпуск нефтепродуктов потребителям. Основу нефтебазы составляет резервуарный парк.

 

                                                  

                                             2.2.Хранение газа

 В общем случае газ хранят  в сжиженном и в газообразном  состоянии.

 Различают сжиженный углеводородный (СУГ) и сжиженный природный  газ (СПГ).

СУГ принято называть смесь пропана, бутана, пропилена и небольших  количеств метана, этана и этилена. Получают СУГ на нефтеперерабатывающих  и газоперерабатывающих заводах. Используют два метода хранения сжиженного газа: низкотемпературный и под повышенным давлением. СУГ в основном хранится под повышенным давлением в горизонтальных резервуарах емкостью от 10 до 200 м3 и в сферических резервуарах емкостью 600 м3. В частности, этот метод хранения используется в автомобильных автозаправочных станциях. СПГ хранится при низких температурах. В этом случае используются теплоизолированные вертикальные цилиндрические резервуары. Для поддержания температуры в резервуарах используются холодильные машины. Используют также подземные хранилища в водоносных горизонтах (15-20%), в соляных куполах; в искусственных выработках.

 Природный газ хранится в  основном в газообразном состоянии  под повышенным давлением. Наибольшее  распространение получило подземное  хранение в истощенных нефтяных  и газовых месторождениях (80-85%). Достаточно  широко используется хранение  газа в газгольдерах высокого  давления - толстостенных горизонтальных  резервуарах и в баллонах. Хранение  компримированного природного газа (КПГ) применяется на автомобильных  заправочных станциях.

                           

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                             2.3.Сооружение газонефтехранилищ

Нефтебазы размещают на специально отведенной территории в соответствии с генеральным планом застройки  и реконструкции данного района вблизи транспортных путей. Если площадка для нефтебазы удалена от населенного  пункта, промышленного предприятия  или железной дороги менее чем  на 200 м и имеет более высокие  отметки, то предусматривают обвалование, отводные каналы и другие меры по предотвращению разлива жидкостей с территории нефтебазы в случае аварии.

 Резервуары являются основными  сооружениями нефтебаз. На территории  нефтебазы или перекачивающей  станции по противопожарным соображениям  резервуары, как правило, размещают  группами.

 Резервуары являются ответственными  инженерными сооружениями и классифицируются:

- по материалу, из которого  они изготовлены - металлические,  железобетонные, земляные, синтетические  и в горных выработках;

- по типу конструкции - вертикальные  цилиндрические (РВС) со стационарными  покрытиями разнообразной геометрической  формы, с плавающими крышами,  горизонтальные цилиндрические  с плоскими и пространственными  днищами (РГС), каплевидные, шаровые,  резервуары-цилиндроиды, прямоугольные  и траншейные;

- по величине избыточного давления  в паровом пространстве - резервуары  низкого (не более 200 мм. вод. столба) и резервуары высокого (более 200 мм. вод. столба) давления;

- по назначению - резервуары для  хранения мало-, высоковязких и  нефтепродуктов, резервуары-отстойники, резервуары-смесители, резервуары  специальных конструкций для  хранения сжиженных нефтяных  газов с высоким давлением  насыщенных паров

 В зависимости от высотного  расположения по отношению к  планировочной отметке строительной  площадки резервуары делят на наземные, подземные и полуподземные. На нефтебазах и перекачивающих станциях в основном применяют стальные (РВС имеют емкость от 100 до 100 тыс. м3, РГС - от 3 до 200 м3) и железобетонные (типа ЖБР) резервуары различных конструкций.

 Резервуары должны быть герметичными  для хранящихся нефтепродуктов  и их паров, простой формы,  долговечными, дешевыми. Выбор типа  резервуара для хранения продукта  в первую очередь зависит от  величины упругости его паров.

 

 

Подземные нефтехранилища позволяют  создавать значительные запасы нефти  и нефтепродуктов при небольших  занимаемых площадях. По сравнению  с наземными нефтехранилищами они  более безопасны, характеризуются  меньшими потерями от испарения, меньшими затратами тепла на поддержание  необходимой температуры в хранилище  и меньшими удельными затратами  на сооружение и эксплуатацию. В  состав подземных нефтехранилищ  входят подземные резервуары (выработки-емкости, вспомогательные горные выработки, скважины и др. ), наземные здания и сооружения. В 1980 г. вместимость подземных нефтехранилищ составляла: во Франции - 25 млн м3, США - 65 млн м3, ФРГ - 50 млн м3. Недостаток подземных нефтехранилищ - необходимость предотвращения накопления воды в подземных выработках из-за фильтрации грунтовых вод.