Технические статьи

ГлавнаяТехнические статьиФланцыНефть и газ → Трубопроводный магистральный транспорт нефти и газа. Эксплуатация, ремонт и модернизация трубопроводов.

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

Ремонтные работы на сооружении продуктопровода

Ремонтные работы на сооружении продуктопровода

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.

Дата публикации: 14 февраля 2011

Автор: Кузнецов Ю.П., ООО «Инженерный Союз»

Разместите статью о трубопроводах в данном каталоге
Ваша информация на каталоге технических статей

Общая характеристика трубопроводного транспорта нефти и газа

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.

Трубопроводы диаметром более 1000 мм занимают ведущее место, средняя дальность перекачки нефти и газа превышает 1000 км, длина отдельных трубопроводов достигает 4000…5000 км.

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).

В начало

История развития трубопроводов и продуктопроводов в России

Развитие трубопроводного транспорта в России тесно связано с историей развития нефтяной промышленности. Промышленная добыча нефти началась более 100 лет назад. В России в 1825 г. она уже составляла 3500 тонн, а в 1859 г. поднялась до 5000 тонн. В 1901 г. мировая добыча нефти достигла 23 млн тонн, причем 1 место по добыче нефти занимала Россия - 11,7 млн тонн.

Первый нефтепровод местного значения длиной 6 км был сооружен в США в 1825 г., а в России – в 1878 г. (от промыслов Баку до нефтеперерабатывающих заводов). В революционное время на территории России было построено 1147 км магистральных трубопроводов.

Первый магистральный продуктопровод диаметром 200 мм, длиной 831 км с 13 насосными станциями был построен в 1896-1906 гг. В то время это был самый крупный трубопровод мира. Он предназначался для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми. Инициатива строительства этого трубопровода принадлежит Д. И. Менделееву, который еще в 1877 г. доказывал необходимость и целесообразность строительства трубопроводов.

До Великой Отечественной войны основные нефтяные ресурсы в СССР сосредоточивались на Кавказе: Баку, Грозный, Майкоп. В этих условиях основной поток нефтегрузов приходился на транспортные артерии Каспия, Волжского бассейна, Северного Кавказа и Закавказья.

Для уменьшения загрузки железных дорог Кавказа, а так же для удешевления транспорта к портам черного моря уже к 1925 г. возникла необходимость в сооружении магистральных нефтепроводов. Были построены нефтепроводы Грозный – Туапсе длиной 649 км, диаметром 273 мм, первенец второго Баку нефтепровод Ишимбай – Уфа длиной 169 км и диаметром 300 мм, а так же продуктопроводы Усть-Балык – Альметьевск, Мангышлак – Куйбышев (Самара).

К 1941г. в промышленной эксплуатации находились магистральные нефтепроводы и продуктопроводы общей протяженностью около 4100 км. Максимальный диаметр составлял 300 мм. Во время Великой Отечественной войны были построены нефтепроводы Ока – Софийское – Комсомольск-на-Амуре; Астрахань – Саратов. В период обороны Ленинграда большую роль сыграл небольшой подводный бензопровод, уложенный через Ладожское озеро.

Послевоенные годы строительство нефтепровода определялось бурным развитием нефтедобывающей промышленности в Волго – Уральском бассейне и строительством нефтеперерабатывающих заводов на Урале и в Поволжье. В этот период были построены магистральные трубопроводы больших диаметров до 1200 мм и значительной протяженностью для подачи нефти в месторождений Татарии, Тюменской области, Башкирии на нефтеперерабатывающие заводы Урала, Сибири, а так же в Центральные и Западные районы нашей страны. С освоением нефтяных месторождений в Сибири и со строительством нефтепровода Сургут – Полоцк западносибирская нефть получила выход в центральные районы России, Белоруссию и Прибалтику. С вводом в действие нефтяных магистралей Грозный – Баку, Павлодар – Чимкент и второй нитки нефтепровода Красноярск – Иркутск были прекращены железнодорожные перевозки на расстоянии 3500 км.

В начало

Газопроводы России

Газовая промышленность Российской Федерации – самая молодая отрасль топливной промышленности. До революции в России природный газ не добывался, магистральных газопроводов не было. Газоснабжение городов осуществлялось за счет производства искусственного, так называемого светильного газа. Для бытовых и промышленных целей газ почти не применялся. В Москве и Петербурге, других городах существовали газовые заводы для получения газа, который использовался для бытовых целей из угля.

Попутный нефтяной газ как промышленное и бытовое топливо начали использовать в 1880-1890 гг. Позднее использование попутного нефтяного газа возросло.

В развитии трубопроводного транспорта газа в советское время было 3 этапа:

1 этап – (1917-1940 гг.) – транспорт попутного газа по трубопроводам небольшого диаметра (до 300 мм) на короткие расстояния.

2 этап (1941-1955 гг.) развитие дальнего транспорта газа по трубопроводам длиной до 1400 км и диаметром до 700 мм, что позволило увеличить долю газового топлива в топливном балансе страны.

3 этап (с 1956 г.) – создание крупных систем магистральных газопроводов в Европейской части России и развитие единой системы газопроводов страны. В этом периоде диаметр магистральных трубопроводов вырос до 1420 мм.

В настоящее время сеть газопроводов в РФ развивается по двум основным направлениям: внутри страны и за пределами страны. По данным Госкомстата РФ, в 2003 г. протяженность газопроводов России составляло 156000 км, нефтепроводов – 47000 км и продуктопроводов 15000 км. В период 2000-2002 гг. правительство РФ приняло ряд решений, определяющих программу развития трубопроводных сетей страны до 2011 г. Прирост протяженности газопроводных сетей должен составить 80000 км. Важнейшими объектами определены: строительство нефтепроводов Россия – Китай, Котово – Ярославль – Кириши – Приморск протяженностью 1197 км, а так же трубопровода Сызрань – Новороссийск протяженностью 1600 км.

В начало

Классификация трубопроводов. Диаметр магистральных трубопроводов. Условное давление

По своему назначению трубопроводы делятся на

  • местные,
  • региональные и
  • 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.

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефти.

Магистральным продуктопроводом называется трубопровод предназначенный для перекачки нефтепродуктов.

В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и так далее.

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

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельно населенным пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы в соответствии со СНИП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

  • 1 класс - Рраб = (2,5…10) МПа, (25…100 кг/см2)
  • 2 класс - Рраб = (1,2…2,5) МПа, (12…25 кг/см2)

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10 – 50 млрд. м2 газа в год.

В начало

Состав сооружений, магистральных нефтепроводов и газопроводов

Состав сооружений нефтепровода

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;
  • другие сооружения.

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.

В начало

Состав сооружений магистральных газопроводов. детали трубопроводов.

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). Обычно центробежные нагнетатели работают группами по 2 или 3 последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн м3/сутки, а давление на выходе станции – 10 МПа.

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. Кроме того на головной КС при необходимости осуществляется осушка газа, очистка от сероводорода и одоризация.

Компрессорные станции, так же как и насосные имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения, канализации и другие.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где проводится его очистка от механических примесей, конденсата, влаги, замер количества, снижается давление и осуществляется одоризация, затем газ поступает к потребителям.

В начало

Ремонт и замена технологического оборудования трубопроводов

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.

Перечни работ текущего или капитального характера и сроки их проведения указываются в РД (руководящие документы) по производству ремонтных работ. Основными задачами плановых ремонтов являются:

  • обеспечение максимальной длительности работы трубопровода без остановок;
  • обеспечение безаварийной работы трубопровода;
  • пополнение резерва труб, фланцев, арматуры, материалов и запасных частей.

В перечень работ капитального характера входят:

  • рытье контрольных шурфов по трассе трубопровода и проведение электрометрических измерений;
  • вскрытие и осмотр подлежащих ремонту участков трубопровода, замена бракованных труб и деталей трубопровода;
  • нанесение нового изоляционного покрытия;
  • внутренняя очистка трубопровода от коррозии, парафина и других различных отложений;
  • замена изношенной регулирующей и запорной арматуры;
  • проведение берегоукрепительных работ в районе водных переходов;
  • восстановительные работы, вызванные размывами грунта по трассе трубопровода;
  • ремонт магистральных колодцев;
  • ремонт станций катодной защиты;
  • ремонт автомобильных дорог и систем связи и управления.

В состав капитальных ремонтов на насосных и компрессорных станциях входят работы:

  • ремонт конструкций зданий и сооружений;
  • ремонт и замена технологического оборудования;
  • ремонт резервуаров и замена фланцевых соединений сосудов и аппаратов;
  • ремонт трансформаторных подстанций и электротехнического оборудования;
  • ремонт котельных установок;
  • ремонт систем АСУ ТП;
  • ремонт инженерных сетей.

Капитальный ремонт производится по заранее разработанному графику, продолжительность капитального ремонта устанавливается в зависимости от объема работ и возможности перерыва в работе нефтепровода, продуктопровода или газопровода.

В начало

Заключение

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.

 

В начало

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.

Получив доступ к данной странице, Вы автоматически принимаете Пользовательское соглашение.

Rambler's Top100