Молин О.В. Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ, насосных и компрессорных станций

Подождите немного. Документ загружается.

сдавливания (передвижные комплексы «Союз»). Недостатком этого метода

являются более жесткие требования к состоянию торцов труб (овальность,

разностенность и др.).

Изоляционно-укладочные работы проводятся после сварки

трубопровода в непрерывную нить и отрывки траншеи проектного профиля.

Специальные очистные машины очищают наружную поверхность трубопровод

до металлического блеска и наносят битумную грунтовку. Изоляционные

машины наносят на трубы мастичное или полимерное покрытие и стеклохолст.

Изоляционно-укладочные работы могут быть совмещены, а могут,

выполняются и раздельно.

Областью преимущественного применения раздельного способа является

проведение изоляциионно-укладочных работ на болотах и на обводненных

участках. Заизолированный трубопровод укладывается в подготовленную

траншею одним из следующих способов:

- протаскиванием готового трубопровода по дну траншеи;

Рис.1.4 Надземные схемы укладки линейной части магистрального

трубопровода:

а) прямолинейная прокладка с П-образными компенсаторами;

б) зигзагообразная прокладка;

в) упругоискривленный самокомпенсирующийся трубопровод;

г) прямолинейная прокладка со слабоизогнутыми компенсационными

участками;

1 – трубопровод, 2 – неподвижная (анкерная) опора, 3 – промежуточная

продольно-подвижная опора, 4 – П-образный компенсатор, 5 –

промежуточная свободноподвижная опора, 6 – шарнирная опора, 7 –

слабоизогнутый компенсационный участок.

- протаскиванием по поверхности водоема с наращиванием секций и

последующим погружением на дно траншеи;

- сплавом балластированного трубопровода на понтонах.

Очистка внутренней полости трубопроводо осуществляется продовкой

воздухом (или газом ) и промывкой водой. Трубопроводы диаметром менее 219

мм продуваются высокоскоростным потоком воздуха или газа.

Предпочтительние осуществлять продувку сжатым воздухом. В качестве

ресивера используется предыдущий смежный участок трубопровода объемом

не менее продуваемого трубопровода с давлением 0,6…1,2 МПа. На ресивере

устанавливается запорная арматура или заглушки.

Продувку трубопроводов диаметром более 219 мм выполняют с

использованием очистных поршней, перемещаемых потоком сжатого воздуха.

Продувку газом осуществляют специальным согласованием. Природный газ и

воздух могут образовывать взрывоопасную смесь. Поэтому трубопровод

вначале продувают одним газом при давлении не более 0,2 МПа, Содержание

кислорода после продувки не должно превышать 2 %.

Промывка внутренностей водой осуществляется, когда испытание на

прочность и герметичность будут проводиться гидравлическим способом. При

промывке по трубопроводам в поттоке пропускаются поршни-разделители.

Промывка заканчивается, когда поршни-разделители выходят из

противоположного конца трубопровода.

Испытания на прочность и герметичность осуществляют гидравлическим,

пневматическим и комбинированным способами и проводят после проведения

всех монтажных работ.

Гидралические испытания проводят с использованием близлежащих

водоемов. Для удаления воздуха, что может исказить результаты испытаний,

устанавливают воздушники. Давление при испытаниях на 10…25 % выше

рабочего и должно держаться 24 часа. Закнчиваются испытания вытеснением

воды из трубопровода пропусканием поршня-разделителя со скоростью 3…10

км/ч под давлением сжатого воздуха. Воду из нефтепродуктов после испытаний

удаляют также поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением

транспортируемого продукта.

Пневматические испытания проводятся в несколько этапов. Вначале

создается давление до 30 % от испытательного, проводится осмотр трассы.

Затем давление повышается на 10 % от рабочего, перекрывается запорная

арматура и в течение 12 часов давление не должно снизиться более 1 %.

Достоинство этого метода отказ от большого количества используемой воды,

необходимость ее вытеснения после проведения испытаний и

антикорроозионные вопросы. Однако при компрессировании воздух

нагревается, при последующем охлаждении давление падает, что ошибочно

можно идентифицировать как утечку. Падение давления даже при наличии

мелкой утечки незначительно и его тяжело фиксировать.

При комбинированном способе вначале проводят пневматические

испытания сжатым воздухом или газом, а затем поднимают давление до

испытательного, закачивая воду опрессовочными агрегатами.

1.6. Особенности преодаления преград

Естественные преграды – это особенности рельефа, искусственные это

результат деятельности человека.

Воздушные переходы подразделяются на балочные:

- однопролетный балочный переход для узких преград с устойчивыми

стенками;

- арочный (выгнутый), который также не имеет опор, но способен к

некоторой компенсации температурной деформации труб;

- многопролетный балочный с различного типа компенсаторами;

- трапецеидальные, в отличии от арочных способны к большей

компенсации удлинения труб по сравнению с арочными.

Подвесные (вантовые, висячие) переходы отличаются от балочных тем,

что роль промежуточных опор выполняют канаты, удерживающие трубоповод

от провисания. Несущий трос крепится в верхней части опор ( пилонов ), а

концы тросов закреплятся на специальных опорах ( якорях ). Монтаж ведется с

установки тросов, а потом с помощью полиспасов поднимается трубопровод.

При пересечении железных и автодорог для ликвидации даже

минимальных просадок сооружение подземных переходов ведется

безтраншейным методом, т.е. без устройства открытой траншеи. При этом

трубопровод укладывается в кожухе диаметром не менее 200 мм трубопровода

и длиной на 10…40 м превышаюшей ширину препятствия. Межтрубное

пространство сообщается с атмосферой посредством свечей диаметром 100…

150 мм и высотой не менее 5 м. Для нефти свечи не устраиваются. Кожух имеет

уклон, чтобы в случаи аварии нефть стекла в сборный колодец.

Прокладка кожуха под полотном дороги может быть выполнена

прокалыванием, продавливанием, горизонтальным бурением.

Прокалывание осущетвляются кожухом с наконечником. Такой способ

прокладки требует очень болших усилий продавливания ( при диаметре менее

100 мм – до 40 т, при 200 мм – дл 100 т, при 520 мм – до 200 т ).

При продавливании конец кожуха снабжен режущим кольцом, а грунт

из него удляется механически или гидроразмывом. Усилия продавливания

составляют 140…300 т. Недостаток обоих методов малый ход поршня домкрата

( 1…2 м ) и необходимость наращивания длины проталкиваемых элементов.

Способ горизонтального бурения позволяет прокладывать кожух сразу

на полную длину. Установки горизонтального бурения позволяют

прокладывать кожухи диаметром 1220…1420 мм со скоростью от 0,3 до 10 м/ч

при осевом усилии от 8 до 80 т. Буровой инструмент режет грунт впереди

трубы, а шнековый механизм перемещает его по кожуху, из которого он

высыпается в рабочий котлован.

После прокладки кожуха через него протаскивают заранее

подготовленный трубопровод. Для этого его сваривают, изолируют,

футеруют и подвергают гидравлическим испытаниям. С целью уменьшения

усилия протаскивания на трубопроводе закрепляют роликовые опоры.

Подводные переходы включают в себя осовную и резервную ( дюкер )

нитки. Как правило магистральные трубопроводы заглубляют в дно водоемов.

Перед укладкой трубопровод сваривают, изолируют, футеруют матами из

деревянных реек, после чего его балластируют ( утежеляют ). Балластировку

осуществляют чугунными пригрузами в виде двух полумуфт, скрепленных

болтами или железобетонными, жестко или не жестко закрепленных на трубе.

Использование одиночных пригрузов требует увеличение размеров отрываемой

траншеи. Наиболее перпективным является утяжеление труб сплошным

покрытием из бетона либо монтирование типа «труба в трубе» с утяжелителем.

Укладка в подводные траншеи осуществляется: протаскиванием по дну,

погружение с поверхности всей длины трубопровода (оба случая как в

заболоченной местности) или погружением с поверхности воды

последовательным наращиванием секций трубопровода.

Морские трубопроводы связывают отдельные морские платформы с

центральным накопителем и плавучим причалом, который оборудован для

швартовки танкеров либо терминалом на берегу. Для предотвращения

повреждения морские трубопроводы укладываются под грунт. Земляные

работы проводятся как с поверхности воды ( землесноряды, гидромониторные

установки, грейферные землечерпалки, пневматические и гидравлические

грунтососы ), так и под водой, с помощью различного рода автономных

устройств работающих под водой.

Перед прокладкой на трубопровод наносится защитное покрытие и

осуществляют, как правило, бетонную пригрузку. Укладка осуществляется

протаскиванием либо с поверхности моря постепенным наращиванием.

Протаскивание осуществляется для трасс длиной до 15 км. Усилие создается

лебедкой на судне, а трубопровод устанавливают на роликах на суше. Укладка

с судов осуществляется сваренными плетями длиной по 180 м. Оснащенная

поплавками плеть сваривается с концом предыдущей над водой. Конец

которой также оснащен поплавками. Затем плети погружаются. Отстроповка

осуществляется автоматически на заданной глубине.

Укладка в заранее отрытые траншеи дорога и технологически

сложна. Поэтому уложенные на дно трубы заглубляют подводными агрегатами-

трубозаглубителями. На тележке агрегата, которая катится по трубе,

установлены различные заглубляющие приспособления: гидромониторные

сопла, плуги, фрезы или роторные колеса. Для защиты также используются

различные типы каменной наброски с поверхности моря или асфальтирование

поверх траншеи.

1.7. Испытания газопроводов на прочность и герметичность

Данный материал относится больше к системам не магистральных

трубопроводов, а транспортных, используемых в системах газоснабжения.

Испытания на прочность производятся механическими и физическими

методами.

Механическим испытаниям подлежат сварные стыки стальных

газопроводов, не полдежащие контролю физическими методами и стыки

подземных газопроводов сваренных газовой сваркой. Стыки отбираются в ходе

проведения сварочных работ в количестве 0,5 % общего числа соединений,

сваренных каждым сварщиком в течение месяца. Образцы для контроля

вырезаются равномерно по периметру каждого отобранного стыка и

подвергаются испытаниям на статическое растяжение и на изгиб или

сплющивание. В случае неудолетворительных испытаний хотя бы одного

стыка, сваренных одним сварщиком газовой сварой в течении календарного

месяца все стыки должны быть удалены, а стыки сваренные дуговой сваркой

подвергнуты радиографическому или ультразвуковому методу контроля.

Исправление дефектов шва выполненного газовой сваркой запрещается.

При дефактах после дуговой сварки дефектная сварка удаляется и проводится

повторная сварка с последующей проверкой всего сварного стыка

радиографическим метолом.

Дефектные стыки соединений полиэтиленовых трубопроводов

исправлению не подлежат и должны быть удалены.

Испытания газопроводов на герметичность проводят воздухом. При этом

газопровод делится на отдельные участки, разделенные заглушками или

запорными устройствами. Внутренние полости перед испытаниями должны

быть очищены. При испытаниях используются манометры класса точности

0,15; 0,4 и 0,6. При давлении до 0,01 МПа применяются U-образные

жидкостные (заполненные водой) манометры. До проведения испытаний

производитя выдерживание заполненного газопровода до выравниваний

температуры воздуха в них с температурой грунта. Время выдержки и

величины испытательного давления для различных газопроводов нормированы.

Перечень документов, предъявляемых приемочной комиссии после окончания

строительных работ и приемки объекта в эксплуатацию также нормирован.

Присоединение газопровода к действующим сетям относится к наиболее

ответственным газоопасным работам и производится специализированными

бригадами. Газовую резку и сварку на действующих газопроводах производят

при давлении газа на них 0.4…1 кПа. При давлении газа ниже 0,4 или более 1,5

кПа огневые работы должны быть прекращены. При превышении давления на

газопровод устанавливаются «свечи» и выходящий газ, как правило, сжигается.

Врезку новых газопроводов в действующие выполняют катушечным или

тавровым соединением. Катушечное соединение применяют при совпадении в

параллельном расположении осей соединяемых трубопроводов ( варят в торец

один к другому). В противном случае изготавливается фасонная деталь для

решения вопроса изгиба. Существует порядка одного десятка схем

технологических процессов врезки новых трубопроводов в действующие (стр.

47).

2. ГАЗОХРАНИЛИЩА

2.1. Сеть подземных хранилищ газа на Украине

Регулирование неравномерности потребления газа по сезонам

классифицируется как суточное, недельное, месячное и годовое. В связи с

этим необходимы хранилища для регулирования газоподачи. Чаще вего для

этого используются подземные хранилища: в водоносних пластах, истощенных

месторождений. Они могут бать различного геологического строения и

различного залягания.

Подземные хранилища газа ( ПХГ ) на Украине имеют два назначения:

для внутреннего и внешнего употребления. В основном они монтируются на

основе водоносних структур и выработанных газовых и газоконденсатнох

месторождений.

На Украине выделяются 4 комплекса ПХГ:

Заподноукраинский – в Прикарпатье (обеспечивается системой

трубопроводов «Союз», «Уренгой-Помари-Ужгород», «Ивацевичи-Долина»,

«Киев-Западная Украина», «Долина-Ужгород», «Елец-Кременчуг-Ананьев-

Богородчаны»;

Киевский – в районе Киевской системы газопроводов («Киев-Брянск-

Москва», «Тула-Шостка-Киев», «Шебелинка-Полтава-Киев», «Ефремовка-

Диканька-Киев», «Союз», Курск-Диканька», «Острогозк-Шебелинка».

«Новопсковск-Шебелинка»;

Донецький – Донецький (кольцвой) газопровод («Северный Кавказ-

Центр России» (в пределах Украины) и дальше «Луганськ-Лисичанск-

Рубежное»;

Южноукраинский – в районе южных областей Крыма и частично

Среднего Придніпров’я.- «Шебелинка-Днепропетровск-Кривой Рог-Измаил».

Он предназначен для поставки газа Днепропетровской, Запорожской,

Кировоградской, Одесской, Николаевской, Херсонской областей и Республики

Крым.

ПХГ должны обеспечивать одно из трех условий:

-обеспечение безпрерывного газопоставления;

-возможность большего потребления газа в холодные дни;

-создание аварийных запасов газа.

Используются также металлические резервуары (газгольдеры) сухого и

мокрого типа на различные давления и объемы. Как аккумулирующие емкости

при транспортировании газа используются также конечные части газопроводов.

Осуществляется это следующим образом; компрессорная станция (КС) имеет

постоянную производительность. Когда потребление газа становится меньше,

он накапливается в самом газопроводе в его концевых частях.

2.2. Эксплуатация подземных хранилищ газа

В состав станций подземного хранения газа (СПХГ) входять;

- газопровод – отвод от хранилища; закачиваемого газа;

- компрессорная станция;

- газосборный пункт;

- установки підготовки газа;

- технологические бурове скважины;

- внутрипромышленные трубопроводы;

- административно-хозяйственные строения и сооружения.

На СПХГ до начала экксплуатации должны бать подготовлены:

- компрессорный цех на рабочее давлениезакачиваемогогаза;

- установки по очищению газа от механических примесей на входе в

компрессорную станцию;

- установки по очищению газа от масла;

- трубопроводы, коллекторы, сепарационные установки с регулирующей

и запорной арматурой;

- установки осушения газа

Технологичная схема СПХГ характеризуется объемом, количеством

закачиваемого и отбираемого газа, периодичность циклов и другими

показателями. Должен быть обеспечен постоянный контроль за содержанием

воды, конденсата и других компонентов.

Нормальная эксплуатация СПХГсвязана с регулярными испытаниями

скважин, которые подразделяются на текущие, контрольные и специальные.

Текущие – с целью установления технологического режима работы и

проверки производственной характеристики скважины.

Контрольные – для выборочной проверки состояния отдельных скважин.

Специальные – с целью выяснения причин, которые влияют на

производственные характеристики и условия эксплуатации скважин и

хранилища в целом.

Контроль за эксплуатацией СПХГ, что определяется технологической

схемой, осуществляется в две стадии:

-при испытательно-промышленной эксплуатации (контролируется

герметичность хранилища, состояние скважин, уточняються темпы заполнения,

формирования контура залегания, изменения давления;

-при цикличной эксплуатации (осуществляется надзор за состоянием

скважины, изменения границ газоносной зоны, герметичності хранилища.

Проводится фотосъемка площади хранилища.)

3. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.1. История развития хранилищ для нефти

Первые склады нефти появились в XVII веке. Они представляли собой

землянные ямы-амбара глубиной 4…5 м в глинистых грунтах или подземные

каменные резервуары, зацементированные особым цементом. Их емкость

составляла 50c000 м

. Первоначально для хранения и транспортирования

использовались деревянные бочки – barrel ( 159 литров ). Земляные резервуары

были пригодны для храненеия низкоиспаряющихся жидкостей: мазутов,

гудронов и т.п. В настоящее время земляные резервуары используются для

временного хранения при ликвидации аварий на магистральных трубопроводах.

Каменные резервуары даже при наличии перекрытий были источниками

значительных потерь нефтепродуктов от испарения. В зимнее время стенки

таких резервуаров разрушались вследствие расширения промерзающего грунта

и их стали усиливать железобетонными поясами.

Логическим продолжением этой тенденции стало появление

железобетонных резервуаров объемом 100...7 000 м

. Их кровля была

проницаема для паров углеводородных жидкостей.

Первый металлический цилиндрический резервуар был построен в

России в 1878 г. по проекту В.Г.Шухова. Листы металла соединялись с

помощью заклепок. Данная технология применялась до начала 50-х годов.

Первые сварные появились в конце 30-х годов объемом 4c600 м

, а к 1951 г.

максимальный объем достиг 10c500 м

. В последующем сооружались только

сварные резервуары с максимальным объемом до 50c000 м

Рост добычи нефти дал мощный импульс развитию системы

нефтепродуктообеспечения. Суммарная емкость вертикальных и

горизонтальных резервуаров в России составляет более 28 млн. м

, а

потребительский грузооборот отрасли – 320 млн. т.

Нефтебазы – это предприятия, состоящие из комплекса сооружений и

установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов

потребителям.

Из общего количества нефтебаз 5,7 % составляли перевалочные, 76,4 % -

железнодорожные, 14,2 % - водные и 3,9 – глубинные распределительные

нефтебазы.

Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать ее

эффективную работу, длина основных и вспомогательных трубопроводов

должна быть минимальна. Вся территория делится на ряд технологических зон

( железнодорожные и водные операции, хранения и т.д. ).

Единичная мощность резервуаров на нефтебазах, как правило, небольшая

и составляет от 100 до 5c000 м

. Для каждого нефтепродукта

предусматривается не менее 2-х резервуаров, с целью возможности проведения

ремонтов. Применяются обычно:

1. резервуары вертикальные стальные ( РВС );

2. резервуары горизонтальные стальные ( РГС, Рис. 3.1 );

Рис.3.1 Схемы установки цилиндрических резервуаров:

а) надземный резервуар;

б) подземный резервуар;

в) резервуар с засыпкой.