Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

394

395

Таблица 14.2

Сравнительные технико-экономические показатели хранилищ

объемом 100 тыс. м

(показатели наземных

стальных резервуаров приняты за единицу)

Вид

хранилища

Затраты Расход

металла

Капитальные

вложения

Эксплуатацион-

ные расходы

Приведенные

затраты

Наземные

стальные

_резервуары

1 1 1 1

Подземные

хранилища

шахтного типа

0,76 0,38 0,59 0,13

Хранилища в

отложениях

каменной соли

0,65 0,32 0,51 0,15

Как видно из табл. 14.2, капитальные вложения в

подземные хранилища шахтного типа на 31,5 % ниже, чем в

наземные стальные резервуары, а эксплуатационные расходы -

почти в 3 раза меньше. Удельный расход металла на 1 м

емкости

снижается в 6...7 раз.

Еще большего уменьшения затрат можно добиться, если под

хранилища переоборудовать отработанные выработки горнодобыва-

ющих предприятий.

Хотя по стоимостным показателям хранилища шахтного типа

уступают хранилищам в отложениях каменной соли, их преимуще-

ство заключается в возможности строительства практически во всех

видах горных пород - в устойчивых и неустойчивых, проницаемых

и непроницаемых. Это позволяет считать шахтные хранилища

одним из перспективных типов хранилищ нефтепродуктов.

Льдогрунтовые хранилища

Для районов Крайнего Севера и северо-восточной части Рос-

сии требуется большое количество нефтепродуктов. Горючее в эти

районы завозят преимущественно танкерами в период очень короткой

летней навигации. Поэтому надо иметь большое количество резервуа-

ров значительного объема, обеспечивающих хранение годового запаса

нефтепродуктов.

Строить металлические резервуары в этих районах вследствие

значительной удаленности от поставщиков металлоконструкций очень

дорого. Их эксплуатация вследствие низкой температуры воздуха и

сильных ветров технически сложна.

В связи с этим в указанных районах применяют льдогрунто-

вые хранилища, представляющие собой подземные выработки в

вечномерзлых грунтах и имеющие в качестве облицовки покрытия из

льда.

Принципиальная схема льдогрунтового хранилища приведена

на рис. 14.15.

Она включает оголовок 1, ствол 2, погружной насос 3,

выработку-резервуар 4, термоизоляционный слой 5 и дыхательную

арматуру 6.

Подземное льдогрунтовое хранилище строят в виде горизон-

тальной выработки длиной около 200 м, ширина пролета

составляет обычно 6 м.

Резервуары в подземных льдогрунтовых хранилищах изолиру-

ют и герметизируют перемычками и ледяной облицовкой стен. Ледяная

оболочка предохраняет хранимый продукт от механического загрязне-

ния, обеспечивает герметичность хранилищ. В связи с этим температура

хранимого нефтепродукта не должна быть выше 0 °С.

14.11. Автозаправочные станции

Автозаправочные станции (АЗС) предназначаются для об-

служивания и заправки автомобилей и других машин горючим и

смазочными материалами. Попутно на них реализуются масла, смаз-

ки и специальные жидкости, расфасованные в мелкую тару. К

вспомогательным операциям, выполняемым на АЗС, относятся мой-

ка машин, их мелкий ремонт, торговля запасными частями.

Неотъемлемой частью современных АЗС являются кафе и магазин

по торговле продуктами повседневного спроса.

По способу установки и монтажа оборудования АЗС делятся

на стационарные и передвижные. Передвижные АЗС (ПАЗС) мон-

тируется на раме и в зависимости от их назначения устанавливаются

на автомобиле или автоприцепе. Они состоят из емкости, измеритель-

ных и раздаточных устройств, смонтированных на шасси

транспортного средства. Стационарные АЗС сооружаются по типо-

вым проектам на 300,500,750 и 1000 заправок в сутки (1 заправка -

50 л топлива и 2 л масла). В их состав входят:

- подземные резервуары для хранения нефтепродуктов;

- топливо- и маслораздаточные колонки;

- помещения для обслуживающего персонала;

- другие помещения в соответствии с дополнительными фун

кциями, выполняемыми АЗС.

396

397

Рис.

14.1

При

нци

пиа

льн

ая

схем

льдо

грун

тово

го

хра

нил

ища

шахтно

го типа

на один продукт:

1 - ствол; 2 - оголовок; 3 - погружной насос; 4 - дыхательный клапан с

огневым предохранителем; 5 - термоизоляционная засыпка; 6 -

ледяная облицовка

.■

ринцип

иальна

я схема

стацио

нарной

АЗС

привед

ена на

рис.

14.16.

Нефтеп

родукт,

доставл

яемый

на АЗС

помощь

автоцис

терн,

сливает

ся через

устройс

тво 1 в

резерву

ар для

топлива

2. Здесь

он от-

стаивае

тся,

произво

дится

замер

его

количес

тва

через

устройство 5. Отпуск нефтепродукта потребителям производится с

помощью топли-вораздаточной колонки 7, связанной с резервуаром

трубопроводом, на котором смонтированы приемный клапан 3, и

углового предохранителя 4. «Дыхания» резервуаров осуществляются

через клапан 6.

Рассмотрим элементы принципиальной схемы АЗС более под-

робно.

Сливное устройство 1 предназначено для слива нефтепродуктов

в резервуар закрытым способом, т. е. под уровень находящегося в нем

продукта. Сливное устройство состоит из ниппеля, к которому при-

соединяется рукав автоцистерны, фильтра и сливного трубопровода.

Быстрое и герметичное соединение ниппеля с рукавом автоци-

стерны обеспечивается специальной быстроразъемной муфтой.

Для хранения нефтепродуктов на АЗС используются горизон-

тальные и вертикальные стальные резервуары емкостью от 5 до 50 м

и с толщиной стенки 3...4 мм. Резервуары на АЗС, как правило, распре-

деляются следующим образом: 75 % - под бензины, 15 % - под дизельное

топливо и до 10 % - под масла.

Резервуары АЗС рассчитаны на избыточное давление 700000 и

вакуум -1000 Па.

Замерное устройство 5 служит для замеров уровня взлива неф-

тепродукта в резервуаре. Оно обеспечивает вертикальное направление

замерной рейки (метрштока). Конструктивно замерное устройство

представляет собой перфорированную трубу диаметром 40 мм с крыш-

кой.

Для соединения раздаточных колонок с резервуарами служит

всасывающее устройство, состоящее из приемного клапана 3, углового

предохранителя 4 и всасывающего трубопровода.

Назначение приемного клапана 3 - предотвращение слива неф-

тепродукта из всасывающего трубопровода в резервуар после

отключения раздаточной колонки. При прекращении работы насоса дав-

ление в трубопроводе и в резервуаре выравнивается и тарелка клапана

под действием собственного веса садится на седло, перекрывая сече-

ние.

Угловой предохранитель 4 предотвращает распространение

пламени по всасывающему трубопроводу. Для этого внутри металли-

ческого корпуса установлена латунная сетка, выполняющая

одновременно роль фильтра для нефтепродукта, откачиваемого из ре-

зервуара.

398 399

.■

Топливо - раздаточные колонки предназначены для

заправки машин с одновременным замером количества выданного

горючего или масла.

Несмотря на различия в конструкциях колонок, все они име-

ют в своем составе насос, счетчик жидкости, фильтр, раздаточный

рукав и раздаточный кран.

• HacoG-топливораздаточной колонки предназначается для пе-

рекачки топлива из резервуара АЗС в баки автомашин. Так как

резервуар находится ниже колонки, то насос является самовсасываю-

щим. Производительность насосов топливораздаточных колонок

находится в пределах от 20 до 70 л/мин.

Счетчик жидкости служит для измерения расхода отпускае-

мого потребителям топлива или масла. Результаты мгновенных

измерений суммируются и фиксируются на счетном устройстве как

общее количество отпущенной жидкости.

Фильтр служит для очистки от механических примесей жид-

кости, поступающей в колонку.

Раздаточный рукав предназначается для перекачки жидко-

сти и соединения колонки с раздаточным краном. В раздаточных

колонках используются резино - тканевые бензостойкие рукава

диаметром 25 мм на давление 0,4 МПа.

Раздаточный кран служит для быстрого отсечения струи го-

рючего при достижении предельного уровня его в баке автомашины,

чтобы тем самым предотвратить перелив и связанные с эти потери.

Рис.1 4.16. Принципиальная схема АЗС:

1 - сливное устройство; 2 - резервуар для топлива; 3 -

клапан приемный; 4 - противовзрывник угловой; 5 -

замерное устройство; 6 - клапан дыхательный; 7 -

топливораздаточная колонка

400

401

15. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА

15.1. Развитие трубопроводного транспорта газа

Еще в древности «горючий воздух» - природный газ, вырывав-

шийся из вулканических трещин, собирали с помощью тростниковых

трубочек в кожаные бурдюки и на вьючных животных или на морских

судах перевозили в страны, население которых исповедовало зороаст-

ризм - культ огня.

За 200 лет до н.э. в китайских провинциях Юнань, Шу-Гуань и

Шанси природный газ по бамбуковым трубам подавался от мест его

выделения или добычи к местам потребления, где его использовали для

отопления, освещения, приготовления пищи и выпарки рассола.

В VII веке неподалеку от селения Сураханы, близ Баку, где

имелись естественные выходы газа на поверхность земли, был постро-

ен храм огнепоклонников. Газ подводился в храм по глиняным трубам.

В 1825 г. во Фредонии (США) был построен первый металли-

ческий (свинцовый) трубопровод для подачи газа потребителям.

Первый крупный газопровод от промыслов на севере штата Индиана

до Чикаго протяженностью 195 км и диаметром 200 мм был построен в

1891 г.

И в дальнейшем трубопроводный транспорт газа развивался

преимущественно в США. В 1928... 1932 гг. были построены крупные

магистральные газопроводы от месторождения Панхендл в Чикаго и

Детройт (протяженностью 1570 и 1375 км соответственно). Затем всту-

пил в строй Теннесийский газопровод длиной около 2000 км, по

которому газ месторождений Техаса подавался в Западную Вирджи-

нию.

В развитии трубопроводного транспорта газа в России можно

выделить три этапа:

- 1-й этап - до 1956 г.;

- П-й этап - с 1956 г. до распада СССР;

- Ш-й этап - современный период.

Период до 1956 года

Первые газопроводы местного значения появились в

1880...1890 гг. в районе Баку. Они предназначались для транспортировки

попутного нефтяного газа, используемого в качестве

промышленного и бытового топлива.

В 1925...1936 гг. в районе Баку было сооружено несколько га-

зопроводов диаметром 300...400 мм небольшой протяженности для

транспортирования попутного нефтяного газа с близлежащих нефтя-

ных месторождений.

402

Попутный нефтяной газ, добываемый на нефтепромыслах

Башкирии (район г. Ишимбая), в первые годы не использовался. Но

уже в 1940 г. ишимбайские нефтяники начали газифицировать жилой

фонд и общественные здания. В тяжелые годы войны газификация

продолжалась и к 1945 г. протяженность газопроводов в Ишимбае

добтигла 17 км^ общее потребление попутного нефтяного газа составило

около 12 млн. м

В августе 1942 г. за 20 дней был проложен 18-километровый

газопровод Елшанка-Саратов. А в 1942...1943 гг. сооружен 160-кило-

метровый газопровод Похвистнево-Куйбышев диаметром 325 мм. Часть

этого трубопровода (21,1 км) была построена из асбоцементных труб и

соединялась с помощью специальных муфт. В остальном трубопровод

был построен из стальных труб, из которых 69 км имели битумную

изоляцию, нанесенную в стационарных условиях.

В сентябре 1944 г. Государственный Комитет Обороны принял

решение о сооружении магистрального газопровода Саратов-

Москва диаметром 325 мм и протяженностью 843 км. А 11 июля 1946 г.

саратовский газ пришел в Москву. На это экономичное и экологически

чистое топливо была переведена крупнейшая электростанция

столицы, хлебозаводы, больницы, коммунально-бытовые

предприятия. Первыми бытовыми потребителями газа стали жители

Красной Пресни и Даниловской заставы. Москвичи расстались с ке-

росинками, примусами, хлопотами по завозу, хранению и распиловке

дров. Возле котельных исчезли горы угля и шлака.

В 1952 г. был введен в эксплуатацию второй крупный магист-

ральный газопровод Дашава-Киев-Брянск-Москва общей

протяженностью 1300 км и диаметром 529 мм. На нем впервые были

применены отечественные газомотокомпрессоры (типа 10 ГК).

21 июля 1953 г. началась газификация г. Уфы - газовые горелки

были зажжены в квартирах дома № 2 по улице Ленина. Для

газоснабжения был использован попутный нефтяной газ Туймазинс-

кого месторождения, для чего был построен газопровод Туймазы-Уфа.

Общая протяженность газопроводов в стране к концу 1955 г.

составила всего 4861 км.

Период с 1956 г. до распада СССР

Данный период характеризуется началом интенсивного стро-

ительства газопроводов.

В 1956 г. - на год раньше запланированного срока - введен в

эксплуатацию газопровод Ставрополь-Москва (первая нитка), что

позволило значительно увеличить подачу газа в столицу, а также орга-

низовать газоснабжение по отводам городов Ростов, Таганрог и др. В

403

этот же период от новых месторождений были проложены газопрово-

ды Ишимбай-Магнитогорск, Шкапово-Ишимбай, Казань-Горький,

Саратов-Вольск, Муханово-Куйбышев, Серпухов-Ленинград и ряд

других.

Если в прежние годы в нашей стране строили отдельные газо-

проводы, соединяющие газовые месторождения с промышленными

центрами, то к началу 60-х годов начали формироваться целые газо -

п р о в о д н ы е с и с т е м ы . Т а к , г а з о п р о в о д К р а с н о д а р с к и й

край-Ростов-Серпухов диаметром 820-1020 мм, протяженностью 1458 км

совместно с первой и второй нитками газопровода Ставрополь-Москва

образовали мощную газотранспортную систему Северный

Кавказ-Центр.

В 1963...1966 гг. была построена двухниточная газопроводная

система Бухара-Урал диаметром 1020 мм. Первая нитка пролегла от

газового месторождения Газли до Челябинска и имела длину 1967 км,

вторая - от Газли до Свердловска - 2163 км. По отводу от этой системы,

построенному в 1966 г., природный газ пришел в Уфу.

В 1965 г. был введен в эксплуатацию первый северный газо-

провод Игрим-Серов диаметром 1020 мм и протяженностью 410 км. По

нему газ Березовского месторождения подавался предприятиям

Северного Урала. В дальнейшем этот газопровод был присоединен к

системе Бухара-Урал.

После открытия в 1966 г. многопластового Ачаковского, а не-

сколько позже Шатлыкского газовых месторождений было решено

направить газ в центральные районы страны - в Москву и Ленинград.

Началось строительство газотранспортной системы Средняя Азия -

Центр. Первая нитка диаметром 1020 мм и протяженностью 2750 км

была введена в эксплуатацию в 1967 г., вторая (Д=1220 мм, L=2694 км) -

в 1971 г., третья (Д=1220 мм, L=2694 км) - в 1975 г., четвертая (Д=1420

мм, L=3682 км) - в 1976 г. Уже в 1972 г. газотранспортная система Сред-

няя Азия-Центр соединялась с центральной системой магистральных

газопроводов.

В 1968...1969 гг. был построен самый северный в мире магист-

ральный газопровод Мессояха-Норильск диаметром 720 мм и

протяженностью 671 км. Чтобы исключить воздействие на вечную мер-

злоту его соорудили на опорах.

Продолжение строительства мощных газотранспортных систем

в нашей стране связано с освоением газовых месторождений Севера

Тюменской области.

Газопроводная система Надым-Урал-Центр диаметром

1220...1420 мм и протяженностью 3600 км, построенная в 1974 г., берет

начало от месторождения Медвежье. Уникальной, не имеющей аналогов

в мире, является система трансконтинентальных газопроводов большо-

го диаметра, берущих начало от Уренгойского месторождения (табл.

15.1).

Общая стоимость этого крупнейшего в мире газотранспорт-

ного комплекса превышает затраты на строительство БАМа, КамАЗа,

ВАЗа и Атоммаша вместе взятых.

Основным проектом трубопроводного строительства в

1986...1990 гг. стала шестиниточная газотранспортная система для

подачи ямбургского газа в центр страны и на экспорт. Общая протя-

Таблица 15.1

Трубопроводы для уренгойского газа

Трубопроводы Диаметр,

мм

Длина, км

Число КС Год ввода в

эксплуатацию

Уренгой-Ужгород

(1-ая нитка)

1220 4000 35 1978

Уренгой-Новопсков

(1-ая нитка)

1420 6000 53 1980

Уренгой-Грязовец 1420 2297 16 1981

Уренгой-Петровск 1420 2731 24 1982

Уренгой-Новопсков

(2-ая нитка)

1420 3341 30 1983

Уренгой-Ужгород

(2-ая нитка)

1420 4451 41 1983

Уренгой-Центр

(1-ая нитка)

1420 3429 30 1984

Уренгой-Центр

(2-ая нитка)

1420 3384 30 1985

женность входящих в эту систему газопроводов (Ямбург*-Елец I, Ям-

бург-Елец II, Ямбург-Тула I, Ямбург-Тула II, Ямбург-Поволжье, Ямбург-

Западная граница) составляет 28,7 тыс. км. На магистралях сооружено

170 компрессорных станций.

Сведения об изменении протяженности газопроводов в нашей

стране приведены в табл. 15.2.

Современный период

Единая система газоснабжения (ЕСГ) России (рис. 15.1)- это

широко разветвленная сеть магистральных газопроводов, обеспечи-

вающих потребителей газом с газовых месторождений Тюменской

области, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей.

Протяженность газопроводов, находящихся в ведении РАО

«Газпром» на 1 января 1999 г. составляла 148,8 тыс. км, что превыша-