книги / Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

случаях, если они проходят вблизи эксплуатируемых нефтяных месторождений.

Вдоль трассы трубопровода проходит линия связи (телефон­ ная, радиорелейная), которая, в основном, имеет диспетчерское назначение. Параллельно прокладываются линии КИП и А, телеуправления и телеизмерения. Иногда для этих целей исполь­ зуются линии связи.

Станции катодной и дренажной защиты (СКЗ), а также про­ текторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покры­ тию трубопровода. Число станций СКЗ и расстояния между ни­ ми определяется расчетом и зависит от агрессивности грунта и грунтовых вод, а также от их электропроводимости.

Отсекающие аварийные задвижки устанавливаются до и по­ сле каждой НПС и через 20—30 км по трассе трубопровода, а так­ же до и после лупингов, дюкеров, переходов под автомобиль­ ными и железными дорогами и через другие сложные участки трассы.

Усадьбы линейных обходчиков располагают на расстоянии примерно 20 км друг от друга вдоль трассы. В обязанность обход­ чиков входит ежедневный обходтрассы трубопровода и визуальная проверка герметичности трубопровода, состояния полосы отвода земли и других сооружений линейной части трубопровода.

В начале нефтепровода строится головная насосная станция (НПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный не­ фтепровод обслуживают несколько промыслов. Головная насо­ сная станция отличается от промежуточной наличием большого резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать буферными резервуарами, резервуарным парком объемом, равным 0,3—1,5 суточной пропускной способ­ ности трубопровода и возможностью принять из трубопровода по половине перегона с каждой стороны нефти (нефтепродукта) при авариях в целях освобождения трубопровода.

На НПС магистральных продуктопроводов еще строятся ре­ зервуары для приема из трубопровода смеси нефтепродуктов, которая образуется в момент перехода перекачки с одного вида нефтепродукта на другой и в процессе перекачки в приграничном контактном слое нефтепродуктов.

Конечным пунктом нефтепровода является, как правило, сырьевой резервуарный паркт НПЗ или перевалочная нефтеба­

112

за, откуда нефть направляется на переработку или отгружается на экспорт.

Перекачивающие насосные станции нефтепроводов и продуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насо­ сами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч.

Насосные станции оборудуются еще подпорными насосами для создания дополнительного напора на преодоление сопротив­ ления в трубопроводе, которое увеличивается в холодное время года по причине увеличения вязкости нефти или нефтепродук­ тов.

Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеются комплексы вспомогательных сооружений: трансфор­ маторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередачи (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ и ниже, котельная установка, а также системы водоснабжения, канализа­ ции, охлаждения и т. п.

Специфика работы магистральных трубопроводов связана с непрерывностью перекачки и прохождением трассы в различных климатических регионах, в том числе в безлюдных местностях, и при эксплуатации требует максимальной автономности и опе­ ративности в устранении аварийных ситуаций. Поэтому каждая НПС располагает мощными ремонтно-строительными подраз­ делениями, оснащенными строительной и дорожной техникой, и собственными жилыми поселками с полным комплексом зданий инфраструктуры.

3.3.2. Состав сооружениймагистрального газопровода

Состав сооружений магистрального газопровода аналоги­ чен нефтепроводам и отличается оборудованием, связанным с физическими и химическими свойствами природного газа. Га­ зопровод также состоит из линейной части и перекачивающих компрессорных станций.

На газопроводе, также как и на нефтепроводе, устанавлива­ ются отсечные задвижки с интервалом 10—30 км в зависимости от рельефа трассы, но только до и после каждой задвижки уста­ навливаются продувочные свечи и спускные краны для конден­ сата. В пониженных местах трассы газопровода и на участках, где возможно образование гидратокристаллов и ледяных пробок, устанавливаются продувочные свечи и специальные устройства для ввода ингибиторов, камеры для отвода конденсата и другие

113

устройства. Линейная запорная арматура устанавливается для перекрытия участков газопровода в случае аварии или ремонта, свечи служат для продувки газопровода.

На водных переходах и в местах с высоким уровнем грунто­ вых вод газопроводы прокладываются со специальными устрой­ ствами — железобетонными утяжелителями для предотвращения всплытия газопровода.

Компрессорные станции на газопроводе располагают с ин­ тервалом 100—200 км. В первые годы эксплуатации месторожде­ ния, то есть при высоком пластовом давлении газа, головная ком­ прессорная станция не нужна и газ после прохождения процесса очистки и подготовки к транспортировке на промысле поступает на газораспределительную станцию (ГРС) и далее непосредствен­ но в магистральный газопровод. Конечным пунктом транспорт­ ной схемы движения газа по газопроводу являются потребители. Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям (ГРС) и контрольно-распределительным пунктам (КРП и ГРП), где проводится его очистка от механических примесей, конденсата, влаги; замер количества газа, одоризация и пони­ жение давления. Затем газ поступает по газораспределительным сетям потребителям. Для компенсации неравномерности в потре­ блении газа в течение суток или сезона к газопроводам подключа­ ются газовые хранилища и буферные потребители—предприятия, потребляющие в большом количестве газ и работающие на двух видах топлива. Буферные потребители отключаются от газовой сети в случаях дефицита газа.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуются поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от электродвигателей, двигателей внутреннего сгорания и газовых турбин. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами — по два или три соединенных последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м3/сут, а давление на выходе станции — 10 МПа (100 кг/см2).

На всех компрессорных станциях газ очищается в специ­ альных аппаратах — сепараторах, фильтрах или циклонах, от механических примесей и пыли. Кроме того, на головной КС при необходимости выполняется осушка газа, очистка его от серово­ дорода и одоризация. Компрессорные станции газопровода, так­ же как и насосные, имеют аналогичные вспомогательные соору­ жения и жилые поселки.

114

Контрольные вопросы для проверки знаний

1.Состав сооружений линейной части магистрального трубо­ провода и их назначение.

2.Состав сооружений НПС магистрального трубопровода и их назначение.

3.Требования к размещению НПС по трассе нефтепровода.

4.Нормативные требования по объему резервуарных парков

НПС.

5.Состав сооружений магистрального продуктопровода.

6.Состав сооружений линейной части магистрального про­ дуктопровода и их назначение.

7.Состав сооружений НПС магистрального продуктопровода

иих назначение.

8.Требования к размещению НПС потрассе продуктопровода.

9.Нормативные требования по объему резервуарных парков НПС продуктопроводов.

10.Состав сооружений линейной части магистрального газо­ провода и их назначение.

11.Состав сооружений КС магистрального газопровода и их назначение.

12.Требования к размещению КС по трассе магистрального нефтепровода.

13.Требования к размещению КС по трассе магистрального газопровода.

3.4.Технологический расчет магистральных трубопроводов

Общие положения

При проектировании магистральных трубопроводов на ста­ дии разработки Технического проекта проводятся три основных расчета — это технологический, механический и гидравлический. Рекомендации по технологическому расчету приняты по учеб­ нику «Трубопроводный транспорт нефти и газа» под редакцией Алиева Р. А.

Исходные данные для расчета

Для расчета нефтепровода необходимы следующие исходные данные:

—пропускная способность трубопровода;

—зависимость вязкости и плотности нефти от темпера­

туры;

115

—температура грунта на глубине заложения трубопровода;

—механические свойства материала труб;

—технико-экономические показатели;

—чертеж сжатого профиля трассы и другие.

Пропускная способность магистрального трубопровода указы­ вается в задании на проектирование. Как правило, она задается в годовом объеме перекачки и при расчете переводится в единицы расхода — в м3/час и м3/сек. При этом принимается 350 расчетных суток в году или 8400 часов.

Пропускная способность — это основной показатель, опреде­ ляющий диаметр трубопровода и давление на станциях. В зави­ симости от пропускной способности по нормам технологическо­ го проектирования принимаются рекомендательные значения диаметра трубопровода и давления на нефтеперекачивающих станциях.

Плотность нефти определяют лабораторными анализами. Плотность нефти или нефтепродуктов в расчетах прини­

мается при температуре 20 °С (293 °К). При других температурах плотность определяется аналитическим путем с учетом темпе­ ратурных поправок, которые приводятся в таблицах справоч­ ников:

где ргир20плотность при фактической температуре и при 20°С, кг/м3;

а— температурная поправка, а = 1,825—0,001317;

р— плотность, в т/м3 или г/см3.

Вязкость нефти определяется лабораторным анализом или по номограмме в координатах T-v, где v — кинематическая вязкость в сст. Номограммы приводятся в справочниках.

Расчетная температура — это самая низкая температу­ ра, которую может принять поток нефти в трубопроводе. Опреде­ ляется расчетная температура самой низкой температурой грунта на глубине заложения трубопровода за минусом температуры самонагревания потока нефти при перекачке в результате тре­ ния.

Механические свойства материала труб принимаются из дан­ ных по ГОСТ. О сертификате применяемых труб для строитель­ ства трубопроводов будет сказано ниже в разделе «Строительство магистральных трубопроводов».

Профиль трассы составляется (как сказано выше) при про­ ведении изыскательских работ. Профиль трассы используется при определении расчетной длины трубопровода и разности

116

геодезических высот. На профиле указывается расстановка не­ фтеперекачивающих станций (НПС). Профиль — это чертеж, на котором отложены и соединены между собой характерные точки трассы. Расстояния от начального пункта и геодезические высоты этих точек — их координаты. Таким образом, расстояние между какими-либо двумя точками определяется не длиной соединяю­ щей их линии, а ее проекцией на горизонтальной оси координат — оси абсциссы. То есть расстояния на профиле откладываются по горизонтали. Это очень важно знать и учитывать.

Задачи технологического расчета магистральных нефтепроводов

Технологический расчет магистрального нефтепровода или продуктопровода, далее трубопровода, выполняется с целью ре­ шения следующих основных задач:

—определение экономически оптимальных параметров трубопровода (производительности, диаметра трубопровода, ра­ бочего давления на НПС, толщины стенки труб трубопровода и числа НПС);

—определение местонахождения НПС на трассе трубопро­

вода;

—определение режимов эксплуатации нефтепровода.

Расчет параметров трубопровода

Производительность перекачки определяется исходя из за­ данного в задании на проектирование годового объема перекач­ ки. Поскольку магистральный трубопровод работает в непрерыв­ ном процессе без остановок, то производительность перекачки в объемных единицах измерения можно определить по фор­ муле

где Q — производительность перекачки в м3/час; К— годовой объем перекачки в м3;

п — расчетное число рабочихсуток вгоду вработе трубопровода, принимается в расчетах равным п =350 суток;

24 — число рабочих часов работы трубопровода в сутки.

После несложных вычислений формулу можно преобразо­ вать в вид

Годовой объем перекачки нефти в массовых единицах изме­ рения определяется по переводной формуле

117

где G— годовая перекачка нефти в массовых единицах, втоннах; р20 — плотность нефти при 20 °С.

Производительность перекачки в единицах массы будет равна

При определении диаметра трубопровода применяются разные подходы к решению задачи по линейной части и для нефтепере­ качивающих станций (НПС), а также для нефтебаз по причине отличия специфики их работы. В линейной части трубопровода перекачка выполняется в одном режиме—режиме установившегося движения жидкости, то есть практически с постоянной произво­ дительностью и без остановок. Перекачки нефти и нефтепродуктов на НПС и на нефтебазах по внутренним трубопроводам происходят в разных режимах и с остановками. В магистральном трубопроводе величина скоростного напора имеет место только при пуске тру­ бопровода до момента достижения потоком проектной скорости. Поэтому на перекачку не оказывают влияния и в расчетах не учиты­ ваются. Во втором случае они имеют место практически постоянно и ими пренебрегать нельзя.

Диаметр линейной части трубопровода обычно принимается с учетом имеющихся проектных разработок аналогичных трубо­ проводов и опытных данных их эксплуатации. Берется два-три ближайших диаметров трубопроводов, и затем расчетным путем определяется фактическая скорость потока по каждому диаметру. Принимается вариант по скорости потока, соответствующей вяз­ кости перекачиваемой нефти или нефтепродукта.

Рекомендуется при проектировании магистральных трубо­ проводов принимать параметры, указанные в табл. 3.3, которые считаются оптимальными.

Т аб л и ц а 3.3

Оптимальные параметры нефтепроводов

иПРОДУКТОПРОВОДОВ

118

Продолжение табл. 3.3.

При расчете диаметра трубопровода нефтебазы, наоборот, задаются скоростью потока и по расчетной формуле определяют диаметр трубопровода, затем полученный размер увеличивается до ближайшего (большего) размера диаметра выпускаемых про­ мышленностью труб в соответствии с ГОСТ.

В табл. 3.4 приводятся рекомендуемые скорости потока на всасывании и нагнетании насосов (по Г. А. Пектемирову]. В табл. 3.5 приводятся данные по величине вязкости для некото­ рых нефтепродуктов, определенные из номограмм в зависимости от перепада температуры. Вгидравлическом расчете трубопровода принимается кинематическая вязкость, определяется она по па­ спорту качества или по номограмме.

119

П родолж ени е табл. 3.5.

Внутренний диаметр трубопровода определяется из формулы расхода жидкости

e = v - s ,

где v — скорость потока в м/сек;

где d — внутренний диаметр трубопровода в м.

Выполнив необходимые преобразования и вычисления, определяем диаметр трубопровода.

120

После определения расчетного диаметра трубопровода при­ нимается, как было сказано выше, ближайший (больший) диаметр трубы, указанной в ГОСТ.

Рабочее давление в трубопроводе и число НПС определяется при проведении гидравлического расчета.

Толщина стенки труб принимается по результатам гидравли­ ческого и механического расчета трубопровода на прочность.

Определение оптимальных технико-экономических показателей

Технико-экономические показатели нефтепровода опреде­ ляются на стадии разработки ТЭО

Оптимальные экономические параметры определяются сравнением нескольких вариантов магистрального трубопро­ вода. В этих целях при определенной пропускной способности трубопровода при нескольких значениях диаметра выполняются гидравлический и механический расчеты, определяющие для каждого варианта число НПС и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант принимается по наименьшим затратам на строительство трубопровода.

В капитальные затраты на линейную часть трубопровода вхо­

дят:

—стоимость труб, стоимость работ по сооружению трубо­ провода (сварка, изоляция, рытье траншей и т.д.);

—стоимость сооружений и коммуникаций по обслужива­ нию трубопровода (дороги, линии связи, управления и контро­ ля);

—станции катодной защиты;

—усадьбы обходчиков и другие объекты и сооружения (кро­ ме НПС).

Вкапитальныезатратына строительствостанций входит сто­ имость зданий, сооружений, резервуарных парков оборудования, трубопроводных коммуникаций, вспомогательных цехов, жилых поселков и других зданий и сооружений

На линейную часть трубопровода приходится около 80% суммарных капитальных затрат. Из них около 45—50% затрат со­ ставляет стоимость труб.

Эксплуатационные расходы состоят из следующих основных

статей:

—отчисления на амортизацию и текущий ремонт;

—расходы на топливо, электроэнергию, воду, отопление;

—заработная плата, электроэнергия на собственные нужды,

содержание охраны, управления;

— содержание коммунального хозяйства (жилые поселки и прочие расходы).

121