Общие вопросы трубопроводного транспорта нефти и газа

2. Общие вопросы трубопроводного транспорта нефти и газа.

2.1. Классификация трубопроводов

Трубопроводы могут выполнять функции транспортировки различных как газообразных, так и жидких сред различной консистенции.

По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы:

- внутренние – соединяют различные установки на промыслах (внутрепромысловые), нефтегазоперерабатывающих заводах и газонефтехранилищах. Режим работы определяется регламентом работы промысла или завода.

-  местные – по сравнению с внутренними трубопроводами имеют большую протяженность и соединяют нефтегазопромыслы (межпромысловые) или нефтегазоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального трубопровода. Режим работы определяется регламентом поставок нефтегазопродуктов.

- магистральные – характеризуются большой протяженностью, высокой пропускной способностью и соединяют поставщика нефтегазопродуктов с потребителем. В связи с большой протяженностью перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтно-восстановительными работами).

Рекомендуемые материалы

- технологические – характеризуются малой протяженностью и служат для обеспечения работоспособности в заданных режимах технологических установок перекачивающих станций магистральных трубопроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз. Режим работы определяется технологическим регламентом оборудования.

Технологические трубопроводы в свою очередь классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам. В этом случае трубопроводы подразделяют:

· по роду транспортируемого вещества на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы  и другие.

· по материалу на металлические, неметаллические и футерованные. К металлическим относят стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали), медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые, чугунные, биметаллические. К неметаллическим относят полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные. К футерованным относят трубопроводы с поверхностями покрытыми резиной, полиэтиленом, фторопластом или эмалированные.

· по условному давлению транспортируемого вещества на вакуумные (ниже 0,1 МПа), высокого давления (более 10 МПа), низкого давления (до 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

· по температуре транспортируемого вещества на холодные (температура ниже 0^оС), нормальные (от 1^о до 45^оС) и горячие (от 46^оС и выше).

· по степени агрессивности транспортируемого вещества на трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред.

· по месторасположению на внутрицеховые и межцеховые. Внутрицеховые соединяют отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки и размещаются внутри здания или на открытой площадке, имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. По конструктивным особенностям могут быть обвязочные и распределительные. Межцеховые соединяют отдельные технологические установки, аппараты и емкости, находящиеся в разных цехах, характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений.

·  по степени воздействия на организм человека вредных веществ на 4 класса опасности (ГОСТ  12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76): 1– чрезвычайно опасные, 2 – высоко опасные, 3 – умеренно опасные,  4 – малоопасные.

По назначению:

· выкидные линии – транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;

· нефтегазосборные коллекторы – расположены от ГЗУ до ДНС;

· нефтесборные коллекторы – расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);

· газосборные коллекторы – транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

· высоконапорные — выше 2.5 МПа;

· средненапорные — 1.6 – 2.5 МПа;

· низконапорные — до 1.6 МПа;

· безнапорные (самотечные).

Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии газовой фазы — напорно-самотечным.

По типу укладки:

· подземные;

· наземные;

· надземные;

· подвесные;

· подводные.

По гидравлической схеме:

· простые, то есть не имеющие ответвлений;

· сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

По характеру заполнения сечения:

· трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;

· трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже — выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

Внутренние, местные и магистральные трубопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I – 2,5¸10 МПа; II – 1,2¸2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы  и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра трубопровода Ду(мм) подразделяются на четыре класса: I - при 1000 £ Ду £ 1200; II – при  500 £ Ду £ 1000; III – при 300 £ Ду £ 500; IV – при Ду £ 300/

По месту и способу прокладки трубопроводы и участки трубопроводов делятся на пять категорий:

§ I категория – участки газопроводов с 1000 £ Ду ³ 700, проходящие при подземной и наземной прокладки через водные преграды, железные и автомобильные дороги, участки газопроводов при надземной прокладки через водные преграды длиной более 25 метров, железные дороги общей сети, автомобильные дороги II, III и IV категории, а также участки нефтепроводов с 700 £ Ду £ 1000, проходящие через водные преграды протяженностью до 1000 метров, болота III типа, железные дороги общей сети, автомобильные дороги I и II категории и тоннели в горной местности.

§ II категория - участки газопроводов с 1000 £ Ду ³ 700, проходящие при надземной прокладки через поймы рек шириной до 25 метров, болота III категории, подъездные железные дороги, автомобильные железные дороги I и II категории, трубопроводы прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям, газопроводы и нефте- нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14, 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них.

§ III категория – участки трубопроводов, проходящие через болота I типа, автомобильные дороги III, IV и V категории, трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь, трубопроводы для транспортировки газа с Ду ³ 1200 мм, трубопроводы для транспортировки нефти с Ду ³ 700 мм, при подземной, наземной и надземной прокладке в северной строительно-климатической зоне, а также газопроводы с Ду £ 1200 мм и нефтепроводы с Ду £ 700 мм, только при наземной и надземной прокладке в той же зоне.

§ IV категория - трубопроводы для транспортировки газа с Ду £ 1200 мм, трубопроводы для транспортировки нефти с Ду ³ 700 мм, при подземной прокладке в северной строительно-климатической зоне.

§ B категория – участки нефтепроводов с Ду ³ 1000 мм, проходящие через русловую часть судоходных рек и несудоходных с шириной зеркала воды более 25 метров, а также через болота III категории газопроводы, расположенные внутри зданий и территории компрессорных станций,

В состав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и наземные объекты (рис. 1).

Рис. 1. Состав магистрального газопровода:

I - газовая скважина с газопроводом от ее устья до газосборного пункта; 2 - газосборный пункт; 3 - газопромысловый коллектор; 4 - головные сооружения; 5 - ГКС; 6 - магистраль­ный газопровод; 7 - запорная арматура (отключающие краны с продувными свечами); 8 -промежуточная компрессорная станция; 9 - линия технологической связи; 10 - переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 - аварийный запас труб; 12 -переход через железную (или шоссейную) дорогу; 13 – вдоль трассовая эксплуатационная дорога с подъездом к ней; 14 - переход через крупную водную преграду; 15 - защитное со­оружение; 16 - отвод от магистрального газопровода; 17 - ГРС; 18 - ПХГ; 19 - КС ПХГ; 20 - линия электропередачи; 21 - дом линейного ремонтера-связиста; 22 - водосборник (конденсатосборник) с продувочной свечей; 23 - система электрохимической защиты; 24 - лупинг; 25 - вертолетная площадка; 26 - конечная газораспределительная станция; 27 - газо­распределительный пункт; 28 - городские газовые сети.

На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам поступает на газосборные пунк­ты, где его первично замеряют и при необходимости редуцируют. От газо­сборных пунктов газ направляется в промысловый газосборный коллектор, а по нему - на головные сооружения - установку комплексной подготовки газа (УКПГ), - на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и до­водят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции газ газо­дробильными агрегатами компримируется до номинального рабочего давления (7,5 МПа), а затем поступает в линейную часть магистрального газопро­вода, к которой относятся: собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдоль трассовыми и подъ­ездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками, системой электрохимической защиты. К линейной части магистрального газопровода относятся также лупинги, склады аварийного запаса труб, вертолетные площадки и дома линей­ных ремонтеров-связистов.

К наземным объектам магистрального газопровода относятся компрес­сорные и газораспределительные станции. Основные сооружения компрес­сорной станции (КС) - компрессорный цех, ремонтно- и служебно-эксплуатационные блоки, площадка пылеуловителей, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Нередко головные сооружения и головная ком­прессорная станция (ГКС) представляют собой единый площадочный комп­лекс. Компрессорные станции отстоят одна от другой на расстоянии 120— 150 км. На газораспределительных станциях (ГРС) поступающий газ дополни­тельно обезвоживают, очищают, редуцируют до высокого давления (1,2 МПа по классификации городских - газопроводов), одоризируют, замеряют и рас­пределяют по трубопроводам отдельных потребителей или их группам.

Подземные хранилища газа (ПХГ) с КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа: летом в них газ накапливают, а зимой подают потребителям. Газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хра­нилища в соляных отложениях значительной мощности. Подземные храни­лища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров.           

Состав магистрального нефтепровода (рис. 2) несколько отличается от состава магистрального газопровода.    

Рис. 2. Состав магистрального нефтепровода:

30 Рижский мир - лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию.

/ - нефтесборные промысловые трубопроводы; 2 - нефтесборный пункт; 3 –нефтяная скважина с нефтепроводом от ее устья до нефтесборного пункта; 4 - нефтепроводы с на­сосными законтурного или внутриконтурного заводнения; 5 - головные сооружения с резервуарным парком; б - ГНС; 7 - запорная арматура (отключающая задвижка) в колодце; 8 - камера приема и пуска скребка; 9 - магистральный нефтепровод; 10 - переход через ма­лую естественную (или искусственную) преграду; 11 - переход через железную (или шос­сейную дорогу); 12 - переход через крупную водную преграду; 13 - линия технологиче­ской связи; 14 - аварийный запас труб; 15 – вдоль трассовая эксплуатационная дорога и подъезд к ней; 16 - ПНС с резервуарным парком; 17 - защитное сооружение; 18 - отвод к промежуточному потребителю; 19 - линия электропередачи; 20 - система электрохимиче­ской защиты; 21 - лупинг; 22 - вертолетная площадка; 23 – КНС с резервуаром; 24 -по­требитель.

Нефть от скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения - установку комплексной подготовки нефти (УКПН), на ко­торых она отстаивается, обезвоживается, отделяется от нефтяного газа и т. д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию (ГНС), а затем в ма­гистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями (ПНС) нефть перекачивается до конечной насосной станции (КНС), а затем потре­бителю. Периодически внутреннюю полость нефтепровода по отдельным его участкам очищают от оседающих на его стенках загрязнений и парафина специально пропускаемым по ходу перекачки нефти скребком. Перекачивае­мую нефть замеряют на УКПН и всех насосных станциях (НС).

Состав магистрального нефтепродуктопровода (например, бензинопровода) в основном аналогичен составу нефтепровода. Отличие заключается только в том, что нефтепродуктопровод имеет большое число отводов к неф­тебазам.

Магистральные газопроводы в зависимости от номинального рабочего давления р_раб на входе КС подразделяются на два класса: I - от 2,5 - 10 МПа включительно; II - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра D_y подразделяются на четыре класса:  I - от  1000 до 1400 мм; II - от 500 до 1000 мм; III - от 300 до 500 мм; IV - менее 300 мм.

Категории магистральных трубопроводов, установленные в зависимости от коэффициента условий работы а при расчете на прочность, определяют число монтажных сварных стыков т трубопровода, подлежащих контролю физическими методами (в % от общего их числа), а также давление предва­рительного гидравлического испытания р_исп трубопровода до сдачи его в эксплуатацию.