книги / Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Таблица 6.1

Соотношение болот, пойм и суходолов

	Площадь, % от общей площади месторождения
Месторождения	Суходол	Поймы		Типы болот				Озера
			1	2	3		Всего
Федоровское	17,8	–	29	14,7	14,6		58,3	23,9
Холмогорское	9,8	–	14,5	33,2	25,4		73,5	17,1
Муравленковское	10	–	30	20	20		70	20
Суторминское	15,3	0,6	11,9	28,4	36,6		76,9	7,2
Южно-Сургутское	26,7	69,1	4,3	–	–		4,3	–

вплане 225×25 км, а газовое месторождение Уренгой – 120×30 км [26], Баклановское нефтяное месторождение в Пермском крае растянуто в длину на 43 км. Магистральные газопроводы с северных месторождений Западной Сибири до европейских стран вытянуты на расстоянии более 5000 км. Нефтепровод «Дружба» по территории России проложен на расстояние 3900 км, общая длина его 8900 км. Вдоль нефтепровода «Дружба» подлежат обслуживанию 46 насосных станций. Как правило,

водном районе редко функционирует одно месторождение, отсюда строятся межпромысловые трубопроводы. Отдельно строятся объекты подготовки нефти и газа для дальнейшего транспорта их в магистральные нефте- и газопроводы (рис. 6.1, 6.2). По территории Пермского края проложены 16 магистральных газопроводов и 2 магистральных нефтепровода.

На рис. 6.3 показан способ вытягивания нефтепровода в нитку на подготовленной трассе. Это очередная особенность строительства нефтегазопромысловых объектов. Вдоль трассы трубопровода необходимо иметь проезжую часть для тракторов и автомобилей для завоза людей, оборудования, материалов и т.д.

61

Рис. 6.1. Схема магистральных газопроводов России

Рис. 6.2. Схема магистральных нефтепроводов России

62

Рис. 6.3. Подготовка нефтепровода к укладке в траншею

Рис. 6.4. Общежития в вахтовом поселке

При отсутствии на трассе трубопровода жилых поселков необходимо сооружать временное жилье для работающего персонала. Для них имеются вагон-дома, на базах строятся временные общежития (рис. 6.4).

63

7.ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА

Взадачу гидравлического расчета магистрального трубопровода входит определение суммарных потерь напора по длине трубопровода, числа перекачивающих станций и расстановка их по трассе трубопровода, а также определение пропускной способности и рабочего давления. По пропускной способности и вязкости перекачиваемого продукта находят диаметр и режим течения жидкости, от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления. Затем определяют потерю напора и гидравлический уклон [7].

Диаметр трубопровода (в метрах) определяют при заданной пропускной способности и принятой скорости течения жидкости (1,5–2,5 м/с) по формуле

	d =	4q	,
		πω

где q – секундная пропускная способность (расход), м³/с; ω – скорость течения жидкости, м/c. Или, задаваясь диаметром трубопровода d, определяют среднюю скорость движения жидкости:

ω = 4q/π · d2.

Потерю напора на трение h (в метрах) в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси–Вейсбаха:

h =λ l ω2 , d 2g

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; l – длина трубопровода, м; ω – скорость движения жидкости, м/c; g – ускорение силы тяжести, м/с2.

Коэффициент гидравлического сопротивления (трения) λ является безразмерной величиной и зависит от режима движе-

64

ния жидкости, характеризуемого критерием Рейнольдса (Rе), зависящим в свою очередь от средней скорости жидкости ω, от диаметра трубы d и от кинематической вязкости жидкости ν:

Re = ωνd .

При ламинарном течении жидкости (при Re ≤ 2000) в трубе круглого сечения значение коэффициента трения зависит от величины Re и определяется по формуле Стокса:

λ = Re64 .

При Re ≥ 3000 движение жидкости происходит при турбулентном режиме, и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается для гладких, шероховатых труб по более сложным формулам, например, по формуле Блазиуса:

λ = 0,31644 Re .

Далее определяют потери давления по длине трубопровода по формуле Дарси–Вейсбаха:

∆Pтр =λ L ω2 ρ.

D 2

Используя уравнение Бернулли, определяют давление в конце трубопровода:

z =	P1	+ ω12	= z		+	P2	+ ω22	+∆h ,
1	ρ g 2g			2		ρ g 2g		тр

откуда

Р2 = Р1 ±∆z ρ g −∆Pтр.

В данной формуле перед вторым слагаемым ставится знак «+», если геодезическая отметка начала трубопровода больше

65

геодезической отметки его окончания, и наоборот. Для практических решений существуют специальные таблицы определения коэффициента λ.

Для выбора оптимального диаметра нефтепровода и нефтепродуктопровода делается экономический расчет. Определенное количество нефти или нефтепродуктов может быть теоретически перекачано по трубопроводам различного диаметра. Чем меньше диаметр (при одинаковой пропускной способности трубопровода), тем больше требуемый напор, следовательно, необходимо больше станций. И, наоборот, чем больше диаметр, тем требуется меньше станций. Поэтому наиболее выгодным диаметром трубопровода является тот, при котором требуются меньшие капитальные затраты и эксплуатационные расходы при максимальной пропускной способности. Чтобы решить, какой вариант является более выгодным, пользуются показателем сравнительной экономической эффективности капитальных вложений, характеризующим минимум приведенных затрат:

П = Э + Е · К = min,

где П – приведенные затраты; Э – эксплуатационные расходы; К – капитальные вложения; Е – отраслевой нормативный коэффициент эффективности. С учетом срока окупаемости приведенные затраты можно выразить следующим выражением:

П = К/Т + Э.

Иногда при оценке сравниваемых вариантов пользуются показателем срока окупаемости:

Т = К1 – К2 /Э1 – Э2,

где К1, К2 и Э1, Э2 – соответственно капитальные и эксплуатационные затраты рассматриваемых вариантов.

66

8. ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

8.1. Основные части нефте- и газопроводов

Магистральный нефтепровод в общем случае состоит из следующих комплексов сооружений (рис. 8.1):

•подводящие трубопроводы;

•головные и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

•конечный пункт;

•линейные сооружения.

Рис. 8.1. Состав сооружений магистрального нефтепровода: 1 – подводящие трубопроводы; 2 – головная нефтеперекачивающая станция; 3 – промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 – конечный пункт; 5 – линейная часть; 6 – линейная задвижка; 7 – дюкер; 8 – надземный переход; 9 – переход под автодорогой; 10 – переход под железной дорогой; 11 – станция катодной защиты; 12 – дренажная установка; 13 – дом обходчика; 14 – линия связи; 15 – вертолетная

площадка; 16 – вдольтрассовая дорога

Основные элементы магистрального трубопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубо-

67

проводы заглубляются в грунт обычно на 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями.

Головные НПС предназначены для приема нефти с промыслов, смешения и разделения ее по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов. Эта НПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода, узлов учета.

Для повышения надежности работы магистрального нефтепровода через каждые 400–600 км трассы оборудуются промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарами. В этом случае емкость резервуарных парков колеблется от 0,3 до 0,5 суточных производительностей магистральных нефтепроводов и может достигать 1,0–1,5 суточных производительностей, если НПС расположены в точках разветвления.

Промежуточные НПС оборудуются центробежными насосами с электрическим приводом и служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50–200 км). Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12 500 м3/ч.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод, крупная перевалочная нефтебаза, морской терминал (рис. 8.2) или железнодорожный перевалочный комплекс (рис. 8.3) [14].

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км.

68

Рис. 8.2. Загрузка танкера на морском терминале

Рис. 8.3. Железнодорожная эстакада для слива и налива нефти и нефтепродуктов

Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него головной НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка, – конечным пунктом для него. Эксплуатационные участки могут соединяться между собой с использованием следующих систем:

69

•«из резервуара в резервуар» – нефть по НПС принимается

водин резервуар (или группу резервуаров), а откачивается из другого;

•«через резервуар» – нефть принимается и откачивается из одного резервуара;

•«с подключенным резервуаром» – основной поток нефти идет на вход в НПС, минуя резервуары, и лишь относительно небольшая часть направляется на хранение или забирается подпорными насосами из резервуаров;

•«из насоса в насос» – считается общепринятым, так как большая часть НПС сооружена без резервуарных парков.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистрального нефтепровода служат:

•для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

•для учета нефти;

•для достижения требуемого качества нефти (отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

•на головной НПС;

•на границах эксплуатационных участков;

•в местах подкачки нефти с ближайших месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопроводов от коррозии; 4) переходы через естественные и искусственные препятствия; 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Для управления потоками нефти, транспортируемой по трубопроводам, на линейных сооружениях предназначена трубопроводная арматура. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная.

70