Трубопроводный магистральный транспорт нефти и газа. Эксплуатация, ремонт и модернизация трубопроводов

Трубопроводный  магистральный транспорт  нефти и газа. Эксплуатация, ремонт и модернизация трубопроводов.

…..

Научный руководитель:…..

     Тюменского  Государственного Нефтегазового Университета 

Трубопроводный  транспорт нефти и газа обладает рядом важных преимуществ. История  развития нефтепроводов берет свое начало с XIX века. Развитие системы газопроводов началось в советское время. Правильное обслуживание нефте и газопроводов является залогом роста экономики.

Трубопроводный  транспорт в нашей стране получил  интенсивное развитие во второй половине 20 столетия и в настоящее время  по удельному весу и объему грузопотоков неуклонно вытесняет водный и  железнодорожный транспорт. Преимущества трубопроводного транспорта — это:

• дальность перекачки, высокая ритмичность, практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;
• возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;
• возможность работы в различных климатических условиях;
• возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;
• высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
• возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.

Именно эти  преимущества позволяют с развитием  сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.

Развитию сети трубопроводного транспорта послужило  освоение новых месторождений и  обстоятельства, связанные с удаленностью месторождений от мест переработки и потребления нефти и газа. Выросли не только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов. В настоящее время почти вся добываемая нефть и природный газ транспортируются по магистральным трубопроводам, а так же большая часть продуктов их нефтепереработки.

Газовая промышленность так же является непрерывной частью единой энергетической системы. В настоящее  время создана единая автоматизированная система газоснабжения страны, в  которой определяющее место занимает создание и внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами на магистральных газопроводах, нефтепроводах, продуктопроводах.

Недостатком трубопроводного  транспорта является все же высокая стоимость строительства трубопроводов (соединительные детали трубопровода, переходы, трубы, запорная арматура), сложности прокладки в труднопроходимых районах, экологическая опасность, особенно при эксплуатации подводных переходов (дюкеров).

По своему назначению трубопроводы делятся:

• местные
• региональные
• магистральные.

Внутренние  трубопроводы – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих трубопроводах и газохранилищах.

Местные или региональные трубопроводы – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность до нескольких десятки километров. Обычно соединяют нефтепромыслы с головной станцией, с магистрального нефтепроводом или с пунктами налива нефти (нефтебазами) на железнодорожный или водный транспорт.

Магистральные трубопроводы – более 50 км и диаметром 200 мм. Характеризуются большой протяженностью в сотни и тысячи километров, диаметром до 1400 мм и выше, на которых перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе.

Режим работы магистральных  трубопроводов – непрерывный, кратковременные  остановки носят аварийный характер или связан с ремонтом трубопровода или заменой деталей. Согласно СНИП 2.05.06-85, магистральные нефтепроводы и продуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра трубы:

• 1 – диаметр 1000 – 1200 мм
• 2 – диаметр 500 – 100 мм
• 3 – диаметр 300 – 500 мм
• 4 – диаметр менее 300 мм

В состав магистральных  нефтепроводов и продуктопроводов входят линейные сооружения и насосные перекачивающие станции с комплексом зданий и сооружений, жилыми поселками.

В линейную часть нефтепровода входят:

• полоса отвода земли; трубопровод с запорными отсекающими задвижками;
• лупинги (параллельные участки трубопровода);
• дюкеры (водные переходы трубопровода);
• переходы под железными и автомобильными дорогами;
• системы противокоррозионной защиты с катодными и дренажными станциями;
• линии связи, управления, и КИПиА;
• автомобильные дороги;
• усадьбы путевых обходчиков;
• головная и промежуточные насосные станции;

При перекачки высоковязких нефти и нефтепродуктов в состав линейной части трубопроводов входят тепловые станции.

В состав насосных перекачивающих станций (НПС) входят здания и сооружения:

• здание насосной станции с насосными агрегатами, технологические трубопроводы, манифольды и градирни;
• резервуарный парк с очистными сооружениями;
• административные и санитарно-бытовые здания;
• вспомогательные цеха;
• жилые поселки и другие сооружения.

В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способностью нефтепровода. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3…1,5 суточной пропускной способности трубопровода и объемом одного перегона трубопровода на случай аварийного освобождения трубопровода от нефти. Все станции оборудуются подпорными насосами. Насосные перекачивающие станции (НПС) на нефтепроводах и продуктопроводах располагаются с интервалом 50…150 км. Оборудуются современные НПС, как правило, центробежными насосами с электрическим приводом, производительность которых достигает 12000 м3/ч. При отсутствии государственных линий электропередач в качестве приводов применяются дизельные двигатели. Конечным пунктом нефтепровода является, как правило, сырьевой пункт НПЗ. Конечными пунктами магистрального трубопровода могут быть перевалочные нефтебазы, с которых нефть различными видами транспорта отгружается на НПЗ на переработку или на экспорт.

Состав магистральных  газопроводов в линейной части мало отличается от нефтепроводов. В них  могут дополнительно включаться газораспределительные станции (ГРС) и газовые регулирующие пункты, комплексы по очистке, осушке и одоризации газа. Вместо насосных станций строятся компрессорные станции. Вместо резервуарных парков на конечных станциях строится буферное газохранилище для компенсации неравномерности в потреблении газа в течение суток или зимнего и летнего периодов.

Для удовлетворения потребности в нефтепродуктах и  газе населенных пунктов, находящихся  в близи трасс продуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты.

Линейная запорная арматура (краны или задвижки) на газопроводе устанавливается с интервалом 10…30 км в зависимости от рельефа трассы. Предназначена запорная арматура для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана или задвижки на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях. Задвижки и краны комплектуются воротниковыми фланцами или плоскими фланцами, которые привариваются к трубе. В случае аварии или ремонта этот вид разъемных фланцевых соединений позволяет быстро и просто заменить стальные приварные фланцы.

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

Компрессорные станции (КС) газопроводов располагают с интервалом 100…200 км и оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводами от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 мегаватт (МВт). При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной компрессорной станции. На всех компрессорных станциях газ очищается от пыли и механических примесей в специальных циклонах.

Ремонтные работы на трубопроводах бывают плановыми в соответствии с графиками ППР (планово-предупредительного ремонта) и внеплановыми, как правило, при аварийных ситуациях. Ремонтные работы проводятся в соответствии с руководящими документами (РД), техническими условиями (ТУ) или методическими указаниями и рекомендациями, которые разрабатываются и утверждаются нефтяными компаниями. В этих же рекомендациях устанавливаются виды работ текущего и капитального характера, сроки их промедления.

Поскольку магистральные нефтепроводы продуктопроводы и газопроводы являются опасными производственными объектами техногенного характера, на всех участках трубопровода должны быть установлены перечни опасных мест и опасных работ, определены методики по их проведению.

Сделаем вывод  что, комплекс методов диагностики, ремонта и обслуживания нефте и газопроводов и их структурная связь сформированы на основе анализа причин аварийных разрушений трубопроводов. Выпадение одного звена из цепи мероприятий по обслуживанию магистральных трубопроводов влечет за собой каскад проблем: удорожает обслуживание объектов, снижает ресурс деталей трубопроводов, приводит к авариям. Тщательный подход к обслуживанию трубопроводного транспорта является залогом укрепления топливо-энергетического комплекса, который является основой развития всех отраслей экономики. 

Список литературы

1. Юфин В. А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. – М. : Недра, 1976.
2. Уильям Л. Лефлер Переработка нефти. – М. : ЗАО «Олимп-бизнес», 2001. – 224 c.
3. Мацкин Л. А., Черняк И. Л. Эксплуатация нефтебаз. – М. : Недра, 1963. – 456 c.