Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Контрольная работа -Сооружение и эксплуатация трубопроводных систем - файл 1.docx


Контрольная работа -Сооружение и эксплуатация трубопроводных систем
скачать (146.4 kb.)

Доступные файлы (1):

1.docx147kb.16.12.2011 06:44скачать

содержание
Загрузка...

1.docx

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине «Сооружение и эксплуатация трубопроводных систем»

Пермь 2009 г.

Содержание:

1. Предпроектные и проектные работы в строительстве газо- и

нефтепроводов…………………………………………………………………... 3

2. Содержание СНиП 2.05.13-90………………………………………………… 5

3. Классификация нефтепроводов и газопроводов ……………………………... 7

4. Схема укладки магистрального нефте- и газо-провододов ………………… 11

5. Система сбора нефти- и газоместорождений………………………………… 17

6. Защита нефтепроводов и газопроводов от коррозии ………………………… 21

7. Сооружение резервуаров и фундаментов для них…………………………….. 24

1. Проектные и предпроектные работы в строительстве газо- и нефтепроводов.

Ответственным этапом в процессе строительства магистральных нефтегазопроводов и нефтегазохранпилищ является этап проектирования. Проектные работы должны вестись в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», ТСН 12 - 301 - 96. Как правило, такие объекты строят на длительный период эксплуатации и они дорогостоящи.

К предпроектным работам относятся: Технико-экономические соображения (ТЭС), технико-экономический доклад (^ ТЭД).

Развитие сети нефтегазопроводов осуществляется на основе технико-экономического обоснования (ТЭО) с выявлением наиболее оптимальных направлений проектируемых нефтяных и газовых магистралей. Задание на проектирование выдаёт инвестор или его доверенное лицо.

Обычно проектирование ведётся по двум стадиям: составление техничес-кого проекта; разработка рабочих чертежей.

Допускается составление проекта в одну стадию технический проект, совмещённый с рабочими чертежами.

При составлении ТЭО:

  • выполняется анализ ресурсов нефти, нефтепродуктов, газа, предназначенных для транспортировки по данному трубопроводу;

  • составляется баланс грузопотоков в динамике по годам;

  • выбирается генеральное направление трассы трубопровода;

  • определяется производительность трубопровода при полном развитии и по очередям строительства;

  • находится оптимальный диаметр и ориентировочное число перекачивающих станций;

  • устанавливается очерёдность строительства и ввода мощностей;

  • определяется стоимость строительства на основании укрупнённых нормативов капиталовложений.



После выбора генерального направления трассы трубопровода проек-тировщик производит инженерные изыскания (издательские работы). В задачу инженерных изысканий входит наиболее детальный сбор и уточнение исходных данных, необходимых для проектирования, а также для увязки различных вопросов строительства с центральными и местными органами. В результате окончательных изысканий при камеральной обработке уточняют план, ситуацию и продольный профиль. Последний является основным графическим материалом, при помощи которого определяются расстояния между перекачивающимися станциями, строят эпюры расчётных давлений по трубопроводу. При инженерно-геологических изысканиях производят проходку разведочных выработок по окончательно выбранной трассе, контрольные обследования сложных участков и переходов, определяют глубины промерзания грунтов, их коррозионную и агрессивную активность.

Генеральный проектировщик может привлекать для работы специальные проектные организации, имеющие лицензии на необходимые виды проектных работ. Проектная организация производит расчёты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, которые принято называть технологическими расчётами. В состав технологического расчёта входит собственно гидравлический расчёт трубопровода, выбор оборудования, механические и теплотехнические расчёты, технико-экономический расчёт, выбор оптимального диаметра трубопровода.

Проектировать системы газоснабжения следует на основе утвержденных схем газоснабжения областей, городов и других поселений, а при отсутствии схем газоснабжения на основе схем (проектов) районной планировки и генеральных планов поселений.

При проектировании систем газоснабжения кроме требований настоящих норм следует руководствоваться указаниями «Правил безопасности в газовом хозяйстве» и «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных Госгортехнадзором РФ; «Правил пользования газом в народном хозяйстве», утвержденных Мингазпромом; 

«Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), а также других нормативных документов, утвержденных или согласованных с Минстроем России.
2. Содержание СНиП 2.05.13-90
^ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ГОРОДОВ И ДРУГИХ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ

СНиП 2.05.13-90

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ КОМИТЕТ СССР

Москва 1990

Государственный

Строительные нормы и правила

СНиП 2.05.13-90

строительный комитет СССР (Госстрой СССР)

Нефтепродуктопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов

Взамен

СНиП 2.05.13-83


РАЗРАБОТАНЫ Гипрониинефтетрансом Государственного концерна «Роснефтепродукт» (В.А. Гончаров - руководитель темы, В.Г. Плевко, В.М. Пластун), Государственным концерном «Роснефтепродукт» (Н.А. Ливкин), УралНИТИ Минметаллургии СССР (канд. Техн. Наук Ю.А. Пашков).

ВНЕСЕНЫ Государственным концерном «Роснефтепродукт».

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Главтехнормированием Госстроя СССР (И.В. Сессин).

Настоящие нормы распространяются на проек

тирование новых, реконструкцию и техническое перевооружение действующих нефтепродуктопроводов диаметром до 200 мм включ. с рабочим давлением не более 2,5 МПа, прокладываемых на территории городов и других населенных 

пунктов и предназначаемых для транспортирования не

фтепродуктов (бензина, дизельного топлива», ке

росина, печного топлива, топлива для реактивных двигателей, мазута) от предприятий пос

тавщика (предприятия, организации, поставляющие (транспор

ти

рующие) нефтепродукты) до предприятий потребителя (предприятия, организации, потребляющие или распределяющие нефтепродукты), расположенных в этих городах или других населенных пунктах.

Нормы также распространяются на реконструи

руемые и технически перевооружаемые существующие нефтепродуктопроводы диаметром до 500 мм включ. и давлением 2,5 МПа, расположен

ные за пределами селитебной территории горо

дов и других населенных пунктов.

Данные нормы не распространяются на проектирование нефтепродуктопроводов:

  • для транспортирования нефтепродуктов, име

  • ющих при температуре 20°С давление насыщен

  • ных паров выше 93,1 кПа (700 мм рт. ст.);

  • прокладываемых в районах с сейсмичностью выше 8 баллов, вечномерзлых грунтах и горных выработках.

Транзитная прокладка нефтепродуктопроводов через территории городов и других населенных пунктов не допускается.

Границами нефтепродуктопроводов, на кото

рые распространяются требования настоящих норм, следует считать:

  • запорно-регулирующую арматуру, устанавливае

  • мую на трубо

  • про

  • во

  • де от границы перспективной застройки городов или других населенных пунк

  • тов на расстоянии не менее 200 м;

  • входную (выходную) запорную или запорно-регулирующую арма

  • туру, устанавливаемую в пре

  • делах существующей территории или охранной зо

  • ны предприятия поставщика или потребителя нефтепродуктов.

В состав нефтепродуктопроводов входят:

  • собственно трубопровод с запорной, запорно-регулирующей и предохранительной арматурой и линейными сооружениями;

  • установки электрохимической защиты трубо

  • проводов от коррозии;

  • 

  • кабельные линии технологической связи;

  • устройства электроснабжения и дистанционно

  • го управления запорно-регулирующей арматурой и установками электрохимической защиты трубо

  • проводов от коррозии;

  • узлы оперативного учета количества транспор

  • тируемых нефтепро

  • дук

  • тов с дистанционной пере

  • дачей показаний;

  • противоэрозийные и защитные сооружения тру

  • бопроводов;

  • указательные и предупредительные знаки.


3. Классификация нефтепроводов и газопроводов

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, делятся:

1) по назначению - на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;

2) по напору - на напорные и безнапорные;

3) по рабочему давлению - на трубопроводы высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа) давления;

4) по способу прокладки - на подземные, наземные и подводные;

5) по функции - на выкидные линии, идущие от устьев скважин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборы с коллектора; товарные нефтепроводы;

6) по гидравлической схеме работы – простые трубопроводы, без ответвлений и сложные с ответвлениями к которым относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы.



Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью называются напорными, а трубопроводы с неполным заполнением сечения могут быть как напорными, так и безнапорными.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.
В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефтепроводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным, или безнапорным, а при отсутствии газовой фазы напорно-самотечным.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и АГЗУ. Выкидные линии в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км.
От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводится продукция 14 - 56 скважин (в зависимости от числа «Спутников», определяемых технико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 200 до 500 мм и протяженностью от 5 до 16 км. Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают сборные газопроводы.

По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

магистральные — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных 

терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;

Технологические — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

Технологические трубопроводы в зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров (давления Р и температуры Т) подразделяются на три группы (А, Б, В) и пять категорий. Группу и категорию технологического трубопровода устанавливают по параметру, который требует отнесения его к более ответственной группе или категории.
В зависимости от давления газопроводы классифицируют:

1. Газопроводы высокого давления:

  • Газопроводы высокого давления при рабочем давлении газа от 0,6 МПа (6 кгс/см2) до 1,2 МПа (12 кгс/см2) включительно для природного газа и газовоздушных смесей, а для сжиженных углеводородных газов (СУГ)до 1,6 МПа (16 кгс/см2) относятся к I категории;

  • Газопроводы высокого давления с рабочим давлением газа от 0,3 до 0,6 МПа (3-6 кгс/см2) – к II категории;

2. К газопроводам среднего давления относятся при рабочем давлении газа выше 500 даПА (0,05 кгс/см2) до 0,3 МПа (3 кгс/см2).

По расположению относительно поверхности земли газопроводы делят:

  • на подземные (подводные);

  • надземные (надводные) ;

  • наземные.



В зависимости от местоположения относительно планировки населенных пунктов газопроводы различают:

  • уличные,

  • внутриквартальные,

  • дворовые,

  • межцеховые.

Различают газопроводы неметаллические (полиэтиленовые и др.) и металлические (стальные, медные и др.).

По назначению в системе газоснабжения газопроводы классифицируются на распределительные, газопроводы-вводы, продувочные, импульсные, сбросные, вводные, межпоселковые.

Различают в зависимости от вида транспортируемого газа газопроводы природного газа, попутного и сжиженного.

Распределительными являются газопроводы, которые начинают свое расположение от населенных пунктов  газорегуляторных пунктов (ГРП) обеспечивающих газоснабжение до вводов. Ввод – это участок газопровода, проходящий от места присоединения к распределительному газопроводу до здания, включая отключающее устройство на вводе в здание, или до вводного газопровода. Вводы бывают уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые и др.

Распределительные газопроводы бывают кольцевые, тупиковые, смешанные.

Газопроводы, которые располагаются   внутри здания от вводного газопровода или ввода до места подключения прибора называются внутренними.


4. Схема укладки магистрального нефте- и газо-провододов

Состав сооружений магистральных нефтепроводов


рис 1.
В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 1).

В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные 

средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 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 (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды) Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100—200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10—30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для 

передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70—150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100—300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3—1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения 

тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

^ Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа, прошедшего подготовку из района добычи в районы его потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные расстояния.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

^ Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

В состав МГ входят следующие основные объекты (рис. 2):

головные сооружения;

— компрессорные станции;

— газораспределительные станции (ГРС);

— подземные хранилища газа;

— линейные сооружения.

На головных сооружениях производится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка т п). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.

Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.



Газ из магистрального газопровода через открытый кран поступает в блок пылеуловителей. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами (ГНА) далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод .

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и она, называются основными, для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электрос-набжения. вентиляции, маслоснабжения и тд.

Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него.

Высоконаворный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена на рис. 15.4.

Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГРС. Здесь он последовательно очищается в фильтре 2, нагревается в подогревателе Зи редуцируется в регуляторах давления 4. далее расход газа измеряется расходомером 5 я в него с помощью одоризатора б вводятся одорант — жидкость, придающая газу запах.

Необходимость подогрева газа перед редуцированяем связана с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.



Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатрат и капиталовложения в хранилища

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- н нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того для сбора вытпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа

Рис.№2 Схема магистрального газопровода;

1 — газосборные сети; 2 — промысловый пункт сбора газа; З- головные сооружения; 4 — компрессорная станция; 5газораспределительная станция; 6 подземные хранилища; 7 — магистральный трубопровод; 8 — ответвления от магистрального трубопровода; 9 — линейная арматура; 10 — двухниточный проход через водную преграду.



5. Система сбора нефти- и газоместорождений

Всё обилие технологических схем сбора сводится, в принципе, к 3 вариантам:

Вариант 1: На месторождении размещаются скважины и групповые замерные установки где производится раздельный замер дебитов скважин по жидкости и газу. При необходимости на ГЗУ предусмотрена подача реагентов в продукцию. Далее продукция скважин по одной трубе под собственным давлением транспортируется на ЦПС.

Вариант 2: На месторождении предусматривается дополнительное размещение комплекта ДНС с блоком УПСВ. Процесс предварительного обезвоживания должен проводиться при давлении не ниже давления 1 ступени сепарации в отстойниках при температурах, обеспечивающих процесс. При этом, качество отделяемой воды должно удовлетворять требованиям закачки её в продуктивные горизонты.

Вариант 3: На месторождении предусматривается дополнительное размещение только сепарационной установки с насосной откачкой нефти.

Безусловно, возможны и другие варианты технологических схем, являющихся дальнейшим развитием уже рассмотренных.

Чаще всего на нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.3). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться 

комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.


Рисунок 3.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:
1 - нефтяная скважина;
2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 - дожимная насосная станция (ДНС);
4 - установка очистки пластовой воды;
5 - установка подготовки нефти;
6 - газокомпрессорная станция;
7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 - резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде 

на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти.

Перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды они являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа 

устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - "под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20-30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда - "река-скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов первого подъема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды поставляют в комплектно-блочном исполнении в виде полностью готовых блоков и суперблоков.



6. Защита нефтепроводов и газопроводов от коррозии
В условиях магистральных трубопроводов имеют место следующие виды коррозионных процессов:

  • коррозия в электролитах - коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток (вода, растворы кислот, щелочей, солей);

  • почвенная коррозия - коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита;

  • электрокоррозия - коррозия подземных металлических сооружений под воздействием блуждающих токов;

  • атмосферная коррозия - коррозия металлов в атмосфере воздуха или другого газа, содержащего пары воды;

  • биокоррозия - коррозия, вызванная жизнедеятельностью микроорганизмов, вырабатывающих вещества, ускоряющие коррозионные процессы;

  • контактная коррозия - коррозия металлов в присутствии воды, вызванная непосредственным контактом двух металлов.

На сегодня в практике строительства трубопроводов применяются изоляционные покрытия на основе битумных мастик, полиэтиленовых и поливинилхлоридных изоляционных липких лент, эпоксидные порошковые краски, напылённый полиэтилен и др.

Практика показывает, что даже тщательно выполненные изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты трубопроводов. Практически все магистральные трубопроводы оснащаются средствами электрохимической защиты (ЭХЗ). ЭХЗ осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной. Чаще всего на трубопроводах осуществляется катодная защита. Принципиальные схемы катодной и протекторной защиты приведена на рис. 4 и 5.
1. Проектирование комплексной защиты на

ружной поверхности подземных трубопроводов от коррозии следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ 25812-83 и СНиП 2.05.06-85, предъявляемыми к трубопроводам.

2. Защитные покрытия должны быть усилен

ного типа независимо от условий прокладки. При этом толщина слоя покрытия из полимерных лент должна быть не менее 1,2 мм.

3. Средства электрохимической защиты, предусмотренные проектом, следует включать в работу: в зонах влияния блуждающих токов — не позднее месяца после укладки трубопровода в грунт; в остальных случаях — в течение месяца, но не позднее трех месяцев с момента укладки.

4. Контрольно-измерительные пункты следу

ет устанавливать с интервалам между ними не бо

лее 200 м. Кроме того, по решению проектной организации в зависимости от коррозионных ус

ловий установку контролъно-измерительных пунк

тов следует предусматривать в точках дренажа, в местах пересечений с рельсовыми путями элект

рифицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пе

ресечения), у подводных переходов и в местах сближения трассы с пунктами присоединения ли

ний с отрицательным электропотенциалом к ре

льсам электрифицированного транспорта.

5. Контрольно-измерительные пункты до

лжны быть оборудованы неполяризующимися электродами сравнения длительного действия с датчиками электрохимического потенциала, обеспечивающими измерение поляризационных потенциалов на трубопроводе.

6. Изолирующие фланцевые соединения сле

дует устанавливать на выходе трубопровода с территории поставщика и входе на территорию потребителя. Указанные соединения надлежит располагать на расстоянии не менее 20 м от сливо-наливных установок, резервуарных парков и узлов учета количества нефтепродуктов.

7. Для цепей электрохимической защиты сле

дует применять, как правило, бронированные силовые кабели с пластмассовыми оболочками.

Рис. 5. Принципиальная схема протекторной защиты

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента.

Два электрода: трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из более элек-троотрицательного металла, чем сталь, опущены в почвенный электролит и со-единены проводником 3. Так как материал протектора является более электро-отрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направлен-ное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику 3.



7. Сооружение резервуаров и фундаментов для них.

До недавнего времени, когда не было насосов, позволяющих вести перекачку нефти «из насоса в насос», на каждой перекачивающей станции (ПС) строили резервуары. В настоящее время на (ПС) резервуары используются только как аварийные ёмкости. Крупные резервуарные парки строятся в голове трубопровода и на конечном пункте. В первом случае, резервуары используют для накопления и доподготовки нефти, во втором - как перевалочные ёмкости.

Головные сооружения на нефтепроводе строятся в крупных нефтедобывающих районах, иногда для приёма нефти нескольких нефтяных компаний. С концевых сооружений нефтепровода нефть поставляется на нефтеперерабатывающие заводы, морские и речные терминалы, железнодорожные наливные эстакады. Магистральные нефтепроводы, перекачивающие станции, терминалы, наливные эстакады эксплуатируются государственной акционерной компанией «Транснефть». Согласно «Норм проектирования» (ВНТП 2-86) суммарный полезный объём резервуарных парков нефтепроводов зависит от диаметра и протяжённости последних.

^ Нефтяные резервуары — это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов. В зависимости от материала, из которого сооружают резервуары, их подразделяют на металлические (стальные) и неметаллические (железобетонные).

^ По геометрической форме различают резервуары цилиндрические, вертикальные или горизонтальные, прямоугольные, сферические.

По расположению наивысшего уровня взлива нефти относительно поверхности земли различают: наземные, полузаглублённые и заглублённые.

Наиболее часто применяют для хранения нефти вертикальные цилиндрические резервуары.

^ Резервуары с конусной кровлей

Резервуары с конусной кровлей вместимостью 100—5000 м3 изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища или методом полистовой сборки (табл. 

1). В обоих вариантах настил покрытия монтируется и сваривается и отдельных листов непосредственно на резервуаре.

Таблица 1

Габаритные размеры и расход стали на резервуары, сооружаемые различными способами

Показатели

 Вместимость резервуара, м3

100

200

300

400

700

1000

2000

3000

5000

 Резервуары полистовой сборки

Геометрический объем, м3

104

204

333

422

754

1057

2139

3348

4838

Диаметр, мм

4740

6630

7590

8540

10440

12370

15250

19060

22800

Высота, мм

5920

5920

7390

7390

8860

8860

11 780

11 840

11860

Масса, т

4,86

7,52

10,38

11,94

17,43

22,79

38,90

58,24

86,98

Расход стали на 1 м3 вместимости, кг

46,7

36,8

31,2

28,29

23,05

21,52

18,18

17,7

18,0

 Резервуары с рулонным изготовлением корпуса

Геометрический объем, м3

104

204

333

422

754

1057

2139

3348

4838

Диаметр, мм

4730

6620

7650

8510

10410

12330

15180

18980

22790

Высота, мм

5920

5920

7390

7390

8860

8860

11780

11840

11860

Масса, т

4,88

7,55

10,42

11,97

17,45

22,74

38,79

57,67

86,77

Расход стали на 1 м3 вместимости, кг

46,90

37,0

31,3

28,3

23,14

21,51

18,13

17,2

17,9
Резервуары полистовой сборки применяются только в исключительных случаях в отдельных районах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставка крупногабаритных рулонных заготовок.

Резервуары вместимостью 2—5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростным напором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильных ферм имеют кольца жесткости.

Резервуары с конусной кровлей рассчитаны на следующие нагрузки:

  • Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200

  • Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25

  • Снеговая нагрузка, кгс/м2 100

  • Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45

  • Скоростной напор ветра, кгс/м2 30—35



Корпус и днище резервуаров изготовляются из мартеновской спокойной стали (Ст.З) по ЧМТУ 5332—55 улучшенного раскисления. Для районов строительства с расчетной наружной температурой ниже —20оС эти конструкции можно изготовлять из той же стали, но с испытанием ее на изгиб в холодном состоянии (ГОСТ 380—71). Для несущих конструкций и настила покрытия идет спокойная сталь марки ВСт.З (ГОСТ 380—71).
^ Резервуары со щитовыми покрытиями

Покрытия резервуаров собираются из отдельных щитов заводского изготовления. Щит перекрытия представляет собой каркас, к которому приварен настил.

Конструкции кровли и перекрытия рассчитаны на следующие нагрузки:

  • Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод.ст. 200

  • Допустимый вакуум, мм вод. ст. 25

  • Снеговая нагрузка, кгс/м2 100—150

  • Нагрузка от термоизоляции кровли, кгс/м2 45

  • Скоростной напор ветра (в кгс/м2) для резервуаров вместимостью, м3:

100—700 До 100

1000 55—100

2000—5000 30; 55; 100

10 000—20 000 35; 55

Применение резервуаров со щитовой кровлей (табл.2) обеспечивает 100-процентную сборность конструкции, значительно сокращает сроки сооружения, а также повышает качество резервуаров.



Таблица 2

Габаритные размеры и расход стали на резервуары с рулонным изготовлением корпуса и щитовой кровлей

Показатели

Вместимость резервуара, м3

100

200

300

400

700

1000

2000

3000

5000

10000

15000

20000

Геометрический объем, м3

104

204

332

400

 720

1003

 2031

 3198

 4575

 17000

 --

--

Диаметр, мм

4730

6630

7580

8530

10430

12330

15180

18980

22790

 28500

39800

45500

Высота, мм

5920

5920

7300

7370

 8840

 8840

11800

11820

11840

11940

11950

11950

Масса, т

4,9

7,34

10.5

12,39

 18,77

24,34

41,73

61,73

88,79

194,23

237,0

326,16

Расход стали на 1 мЗ вместимости,кг

47,11

35,98

31,6

31,0

 26,11

24,27

20,54

19,52

19,34

17,7

15,8

16,3
^ Резервуары со сферическим покрытием

Резервуары со сферическим покрытием имеют вместимость от 10 до 50 тыс. м3 (табл. 3). Они предназначены для хранения жидкости с плотностью до 0,9 т/м3 и могут сооружаться в районах с сейсмичностью до 7 баллов и расчетной температурой не ниже —40° С.

Днище и корпус резервуара поставляются на место строительства в нескольких рулонах, масса каждого из которых не превышает 60 т. Покрытие резервуаров монтируется из отдельных щитов и имеет сферическую форму. При монтаже щиты укрупняются: один монтажный щит собирается из трех заводских щитов.

Щиты опираются на центральное кольцо и кольцо жесткости, расположенные на корпусе резервуара, под которым сооружается кольцевой железобетонный фундамент из плит. Резервуар рассчитан на следующие нагрузки:

  • Давление в газовом пространстве резервуара, мм вод. ст. 200

  • Допустимый вакуум, мм вод. ст. 40

  • Снеговая нагрузка, кгс/м2 100

  • Скоростной напор ветра, кгс/м2 55

Наружные слои нижних поясов корпуса и окрайки днища изготовляются из низколегированной стали, остальные элементы — из стали по ЧМТУ 5232—44 ГОСТ 380-71.



Таблица 3

Габаритные размеры и расход стали на резервуары со сферической кровлей

Показатели

Вместимость резервуара, м3

10

15

20

30

50

Геометрический объем, м3

10950

14900

19460

29240

47880

Диаметр внутренний по нижнему поясу, мм

34200

39900

45600

47400

60700

Высота корпуса, мм

11920

11 920

11920

17900

17900

Масса стальных конструкций, т

203,17

278,83

408,76

597,7

959,7

^ Весьма ответственным элементом является основание под резервуары. Резервуары вместимостью до 5 тыс.м3 (включительно) устанавливаются на искусственном основании, состоящем из грунтовой подсыпки, песчаной подушки и гидроизоляционного слоя. На песчаную подушку укладывается гидроизоляционный слой, на котором размещается днище резервуара.

Сооружение резервуаров разрешается на скальных, полускальных, крупнообломочных, песчаных, глинистых и макропористых просадочных грунтах. Резервуары на макропористых грунтах можно сооружать только по специальным проектам, содержащим указания по обеспечению устойчивости резервуаров. В частности, на участках со слабыми грунтами, имеющими несущую способность менее 2 кг/см2 (при толщине слабого грунта более 6 см), необходимо уплотнять грунт.

Резервуары вместимостью 300 м3 и менее можно сооружать на черноземных и подзолистых почвах.

Для грунтовой подсыпки основания, за исключением оснований, сооружаемых на макропористых грунтах, допускается применение щебенистых, гравийных и песчаных грунтов.

Из глинистых грунтов подсыпка может сооружаться только в том случае, если их влажность в момент укладки не превышает 15%, а для супесчаных и суглинистых грунтов — 20%. Укладка грунта при устройстве грунтовой 

подсыпки и песчаной подушки должна осуществляться горизонтальными слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойным уплотнением.

Поверхность песчаной подушки отсыпается с уклоном от центра в пределах 1,7—2,3%. Диаметр подушки должен быть больше диаметра резервуара не менее чем на 1,4 м. Откосы подушки отсыпают с уклоном 1 : 1,5 с последующим мощением.

Поверх насыпной подушки устраивается гидроизолирующий слой, предохраняющий металл днища от коррозии под действием грунтовых вод и конденсата. При сооружении резервуара на макропористых просадочных грунтах гидроизолирующий слой предохраняет их от увлажнения в случае утечки нефтепродукта через днище резервуара. Для приготовления гидроизолирующего слоя применяется супесчаный грунт с влажностью до 3% и следующим гранулометрическим составом: песок крупностью 0,1—2 мм — 60—85%, песчаные пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм — 40—15%. В песке допускается содержание гравия крупностью 2—20 мм (не более 25% от объема всего грунта). Супесчаный грунт тщательно перемешивается с вяжущим веществом (жидким битумом, каменноугольным дегтем, гудроном, мазутом).

Содержание кислот и свободной серы в вяжущем веществе не допускается. В общем объеме смеси вяжущего вещества должно содержаться 8—10%.

Толщина гидроизолирующего слоя должна составлять 80—100 мм, а при макропористых грунтах — 200 мм и более (в зависимости от категории просадочного грунта). Гидроизолирующий слой должен покрыть всю поверхность насыпной подушки, а при сооружении на макропористых грунтах — помимо этого поверхность откосов подушки с выходом по всему периметру основания резервуара полосой шириной 0,5 м.

Отвод поверхностных вод от резервуаров обеспечивается планировкой и устройством отводных и нагорных канав. Бермы насыпной подушки должны иметь уклон от резервуаров в 10%.

При строительстве резервуаров на макропористых просадочных и глинистых недренирующих грунтах планировка площадки под одну отметку 

запрещается. В этих случаях отвод воды из обвалования должен производиться в промышленную канализацию.

Для резервуаров вместимостью 700 м3 и более бермы и откосы основания должны моститься камнем до выполнения монтажно-сварочных работ и испытания резервуаров с последующей перемосткой.

Резервуары, расположенные на склонах, необходимо ограждать от стока поверхностных вод нагорной канавой. При большой крутизне склона, а также при близком к откосу расположении резервуара его корпус должен быть защищен от возможных оползней и падения отдельных камней.

При хранении в резервуаре этилированного бензина откосы основания (если нет бетонного кольца) должны быть покрыты сборными бетонными плитами или монолитной бетонной плитой.

После завершения строительства резервуара и его испытания водой нужно провести повторное нивелирование по периметру резервуара. Отметки следует делать не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. Если неравномерная осадка вызвала просадки основания более 5 см между смежными и более 10 см между диаметрально противоположными точками, после спуска воды из резервуара должна быть произведена подбивка основания грунтом, применяемым для гидроизолирующего слоя.

Все работы по приемке резервуара в эксплуатацию должны осуществляться в строгом соответствии с действующими правилами, нормами и техническими условиями. Окончательная приемка в эксплуатацию резервуара включает испытание водой, внешний осмотр, проверку геометрических размеров, а также проверку соответствия представленной документации требованиям проекта и действующих технических условий на изготовление и монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефтепродуктов.

Строительное подразделение, сдающее в эксплуатацию резервуар, должно предъявлять следующую документацию:

  • технические акты на элементы, изготовленные на заводе;

  • 

  • сертификаты (или их копии) и прочие документы, удостоверяющие качество металла, электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже;

  • акты, составленные по установленной форме, на скрытые работы и промежуточные испытания: приемку грунта в основании резервуара и насыпной подушки, изоляционного слоя, на испытания плотности сварных швов днища, корпуса и кровли резервуара, ревизии оборудования (клапанов, задвижек и т. п.), заземления резервуара в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса (для резервуаров вместимостью 2 тыс. м3 и более, изготовленных полистовым способом);

  • журнал производства работ и журнал сварочных работ.

Сущность окончательного испытания сводится к тому, что резервуар заливают водой на полную высоту и выдерживают под этой нагрузкой не менее 24 ч. Если на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не появится течь или уровень воды не будет снижаться, резервуар считается выдержавшим гидравлические испытания.

Обнаруженные мелкие дефекты (свищи, отпотины) подлежат вырубке или выплавке и последующей заварке. Исправленные дефекты должны быть проверены на плотность керосином. Подчеканка дефектных мест запрещается.

В зимних условиях испытания производятся водой или продуктом по специальному согласованию. При испытаниях водой должны быть приняты меры по предохранению от замерзания воды в трубах, задвижках и от обмерзания стенок резервуара, для чего необходимо создать постоянную циркуляцию воды, отеплить отдельные узлы или соединения, а также подогревать воду.





Скачать файл (146.4 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации