Характеристика магистральных трубопроводов россии

Лекция 12

Трубопроводный транспорт. Особенности его эксплуатации.

Трубопрово́дный тра́нспорт осуществляет перемещение (перевозку) по трубам жидких, газообразных или сухих рассыпчатых грузов на дальние, средние и близкие расстояния при помощи специальных устройств (насосов, компрессорных станций и т. д.).

На долю трубопроводного транспорта приходится св. 13 % мирового грузооборота. Трубопроводы различаются по размерам потока и назначению (трансконтинентальные, магистральные, фидерные[1], местные, промышленные), по диаметру сечения труб.

К трубопроводному транспорту обычно относят газопроводы и нефтепродуктопроводы. Однако в некоторых странах эксплуатируются трубопроводы для перекачки твёрдых материалов – угля, серы, строительной щепы, медной руды, извести, молока, вина, сахарного тростника и т.д.

Но основными грузами, перемещаемыми трубопроводным транспортом являются газ, нефть и нефтепродукты.

Строго говоря, трубопроводный транспорт не соответствует общепринятому определению понятия «Транспорт», т.к. здесь нет подвижного состава, пути и других присущих транспорту отличительных признаков. Подвижной состав – это сам груз, перемещаемый под давлением.

Путь – это трубопровод, по которому груз доставляется потребителю.

Насосные и компрессорные станции и системы автоматики, телекоммуникационной связи и управления работой оборудования на трассе и другое оборудование – элементы, обеспечивающие перемещение груза по трубопроводу.

• Нефте — и продуктопроводы подразделяются на магистральные, подводящие и промысловые.
• Магистральные трубопроводы – трубопроводы, предназначенные для транспортировки продукта из района добычи или производства в район потребления или трубопроводы, соединяющие отдельные месторождения.
• Подводящие трубопроводы – трубопроводы, по которым продукт подаётся к месту его сбора, хранения и подготовки перед отправкой по магистральному трубопроводу.

Промысловые трубопроводы – трубопроводы, прокладываемые внутри места добычи (технологические, специального назначения и т.д.).

Газопроводы делятся на магистральные и местные.

Местные трубопроводы (низкого давления) являются ответвлениями от магистральных и служат для подачи газа потребителям. Различают также кольцевые трубопроводы, сооружаемые вокруг городов для увеличения надёжности снабжения газом и равномерной подачи газа (нефтепродукта), а также объединения магистральных трубопроводов в Единую газотранспортную систему страны.  

Российская Федерация, обладая 24% мировых запасов газа и значительными запасами нефти, относится к странам с наиболее развитым трубопроводным транспортом, т.к. является одним из крупнейших поставщиков углеводородного сырья в Центральную и Восточную Европу, Турцию, Балканы и страны Средиземноморья. На рис. 6.1 показаны основные российские нефтепроводы.

Основными экспортными трубопроводными системами, эксплуатируемыми в России и на территориях стран бывшего Советского Союза, являются: крупнейший нефтепровод «Дружба» протяжённостью 5116 км., который из района Самары через Белоруссию и Украину идёт в страны Восточной Европы, трансконтинентальный газопровод Уренгой – Помары – Ужгород длиной 4450 км.

, транссибирский нефтепровод Туймази – Иркутск имеющий длину 3700 км., «Союз» (от Оренбурга до западной границы страны) протяжённостью 2750 км., газопровод Ямбург – западная граница длиной 4605 км., построенный для экспорта газа в Германию, Францию, Австрию, Швейцарию.

На территории России создана крупная трубопроводная сеть для отечественных потребителей нефти и газа.

Рис. 6.1. — Основные нефтепроводы на территории России

Магистральный нефтепровод (см. рис. 6.2 [2]) состоит из линейных сооружений, представляющих собой:

1. — собственно трубопровод,
2. — системы противокоррозионной защиты,
3. — линий связи и обслуживающих коммуникаций и объектов,
4. — перекачивающих и тепловых станций, осуществляющих перекачку нефти или нефтепродуктов, а также подогрев, перекачиваемого продукта,
5. — конечных пунктов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, на которых принимают поступающий по трубопроводам продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.
6. В начале трубопроводной системы строится головная нефтеперекачивающая станция, а затем через определённое расстояние возводятся промежуточные насосные станции.

Принципиальная схема магистрального газопровода показана на рис. 6.3 [2].

Рис. 6.2. Схема сооружений магистрального нефтепровода 1-промыслы; 2-нефтесборный пункт; 3-подводящие трубопроводы; 4-головная нефтеперекачивающая станция; 5-колодец пуска скребка; 6-линейный колодец; 7-переход под железной дорогой; 8-дюкерный переход через реку; 9-наземный переход через овраг; 10-конечный распределительный пункт.

Рис. 6.3 Схема сооружений магистрального газопровода 1 – Промыслы; 2 – газосборный пункт; 3 – головная компрессорная станция с очистными устройствами; 4 – отвод к головной распределительной станции; 5 и 6 – переходы через железную и шоссейную дороги; 7 – промежуточная компрессорная станция; 8 и 9 – переходы через реку и овраг; 10 – подземное газовое хранилище; 11 – станция катодной защиты; 12 – конечная газораспределительная станция.

Магистральный трубопровод чрезвычайно дорогостоящее сооружение. Например, стоимость первой очереди строящегося трубопровода Восточная Сибирь – Тихий океан оценивается более чем в 10 млрд. долларов. На нефтеперекачивающих станциях этой трубопроводной системы устанавливаются импортные насосы производительностью 1500 куб.м в час.

Для обеспечения бесперебойной работы этих агрегатов насосные станции[2] оборудуются грязеуловителями, устройствами для подогрева перекачиваемого продукта, оборудованием для автоматического управления работой перекачивающих агрегатов, автономными системами водоснабжения и дизель-генераторами на случай отключения стационарного электроснабжения, эффективными системами защиты и безопасности объектов. На головной нефтеперекачивающей станции этой трубопроводной системы, в районе г. Тайшет, сооружён резервуарный парк, вместимостью более 150 тыс. куб. м сырой нефти. На рис. 6.4 — 6.6 показаны отдельные объекты этой станции в процессе строительства. Резервуарный парк сооружается также и на конечной станции трубопроводной системы. Трубопровод между насосными станциями обычно укладывается в траншею, трасса может проходить в агрессивных грунтах, болотистой местности, в условиях вечной мерзлоты и т.д. В то же время, долговечность труб должна составлять не менее 30 лет. Для защиты трубопроводов от воздействия агрессивной среды на поверхность труб наносят защитное покрытие. Обычно, в качестве защитного используют эпоксидное покрытие. Поскольку эпоксидное покрытие хрупкое, то для его защиты при транспортировке и монтажных работах на трассе поверх эпоксидного наносят специальный клей-адгезив[3] и слой полиэтиленового покрытия. В итоге суммарная толщина защитного покрытия составляет 3 – 6 мм.

Участок трубопровода, подготовленный для укладки в траншею показан на рис. 6.7. При укладке в болотистых грунтах на трубу укладываются утяжелители в виде полимерных мешков с песком, как показано на рис. 6.8.

Компрессорные станции[4] газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин или электродвигателей. Мощность одного агрегата достигает 10 МВт.

Обычно, центробежные нагнетатели объединяются последовательно в группы по два и более агрегатов. Несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Производительность одного агрегата может достигать 30 млн. куб. м. в сутки, а давление на выходе станции – 5,6 – 7,5 МПа.

На всех компрессорных станциях газ очищается от механических примесей на пылеуловителях, на головной компрессорной станции осуществляется осушка газа, очистка его от сероводорода и углекислого газа, выполняется его одоризация[5].

Компрессорные станции, также как и насосные имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения, канализации и т.д.  

Трубопроводный транспорт эффективен на любых расстояниях. Основное его достоинство – самая низкая себестоимость транспортировки. Если принять среднюю себестоимость перевозок на транспорте за 100%, то на трубопроводном транспорте она составит 30%, на железнодорожном – 80%, а на автомобильном – 160%.

Рис. 6.4 Общий вид на строительную площадку головной нефтеперекачивающей станции.

Рис. 6.5 Монтаж ёмкостей резервуарного парка

Рис. 6.6 Строительство производственных зданий и монтаж оборудования

Рис. 6.7 Труба, сваренная в нитку для укладки в траншею

Рис. 6.8. Утяжелители для укладки трубопроводов в болотистых местах

Одной из основных технологических проблем эксплуатации трубопроводов является повышение их провозной способности. По расчётам специалистов Германии [3], эффективность трубопроводного транспорта возрастает с увеличением диаметра трубопроводов, как показано в таблице 6.1.

Табл. 6.1 Себестоимость прокачки продукта по трубопроводу в зависимости от его диаметра

Диаметр трубопровода, мм	Расход, куб. м/с	Себестоимость транспортирования, %
900	1,2	100
1200	2,1	78
1400	2,9	60
1600	3,6	56

• Зависимость провозной способности нефтепровода от диаметра трубы можно проиллюстрировать следующими цифрами:
• · — при диаметре трубопровода 720 мм – 15 млн.т в год;
• · — при диаметре трубопровода 1020 мм – 45 млн.т в год;

· — при диаметре трубопровода 1420 мм – 75 млн.т в год.

С увеличением диаметра трубы снижаются удельные капитальные вложения. Например, использование труб 1420 мм даёт уменьшение капиталовложений на 20%, а по эксплуатационным расходам – на 30% от уровня затрат при диаметре 1020 мм.

Трубы диаметром 1420 мм при давлении 10 МПа позволяют повысить производительность на 40%, а при давлении 12 МПа – в два раза. Таким образом, повышение провозной способности трубопровода может быть достигнуто либо увеличением его диаметра, либо повышением в нём рабочего давления.

Увеличение диаметра трубы встречает технологические сложности, связанные с необходимостью строительства прокатных станов, способных прокатывать штрипс[6] (лист-заготовку) требуемой ширины и длины.

Повышение рабочего давления ограничивается прочностными характеристиками отечественных и зарубежных трубных сталей, а также возможностями применяемых насосов или других агрегатов.

Высокая экономичность трубопроводного транспорта является причиной его быстрого развития в России и в мире. Способствует этому рост во всех регионах потребностей в энергоносителях.

При этом большое значение имеет экологический аспект.

В частности, при получении одного и того же количества энергии выбросы в атмосферу вредных веществ, при сжигании газа в два раза меньше, чем при использовании угля.

Фактическая и прогнозируемая доля природного газа в энергопотреблении по отдельным регионам мира в период 1970 – 2030 годы приведена в таблице 6.2.

Фактическое и прогнозируемое потребление нефти в мире приведено в таблице 6.3.

Таблица 6.2 Фактическая и прогнозируемая доля природного газа в энергопотреблении, %

Годы	1990	2000	2010	2020	2030
Мир в целом	21,8	25,3	30,0	33 — 34	37-39
Российская Федерация	52,4 (1996 г)	53	54 — 55	58 — 59	60 — 62
Япония	10,5	12,2	16 — 17	18 — 19	24 – 25
Китай	1,5	1,9	7 — 8	12 — 13	15 — 17
Южная Азия	9,2 (1996 г)	10	12 — 13	14 — 15	19 — 20

Таблица 6.3. Фактическое и прогнозируемое потребление нефти в мире

Годы	1990	2000	2010	2020
Потребности транспорта, млн.бар./сутки*	28	34	43	57
Прочие отрасли, млн.бар./сутки*	39	42	44,5	52
Суммарная потребность, млн.бар./сутки*	67	76	87,5	109
* — 1 баррель нефти = 158,987 литра

Из приведённых данных видно, что к 2030 году потребление природного газа в мире должно возрасти примерно в два раза, по сравнению с 1990 годом, а в Китае примерно в 10 раз.

 Как видно из табл. 6.3 мировая потребность в нефти к 2020 году возрастёт почти в 1,5 раза по сравнению с 1990 годом.

1. Для обеспечения такого роста потребления нефти и газа потребуется прокладка новых ниток существующих и строительство новых трубопроводов.
2. В рамках государственной программы развития нефтегазового комплекса России реализуется строительство второй очереди Балтийской трубопроводной системы, имеющей цель перевод большей части экспортного потока, отправляемого через порт Вентспилс на порт Приморск, строительство Северо – Западного трубопровода по дну Балтийского моря, который напрямую свяжет газовые месторождения на Севере России с Центральной Европой, а также Южной трубопроводной системы по дну Чёрного моря конечной точкой которого будут Балканские страны, Греция, Турция и Италия.
3. Магистральные нефтепроводы России

Российская государственная компания Транснефть и её дочерние общества располагают крупнейшей в мире системой магистральных нефтепроводов, длина которой составляет 48,7 тыс. км (на июнь 2006) и по которой прокачивается более 90 % российской нефти[4].

• Действующие
• Нефтепровод «Дружба» (рабочая мощность 66,5 млн тонн в год) — крупнейшая экспортная магистраль России (Альметьевск — Самара — Унеча — Мозырь — Брест и далее в страны Восточной и Западной Европы);
• Альметьевск — Нижний Новгород — Рязань — Москва;
• Нижний Новгород — Ярославль — Кириши;
• Самара — Лисичанск — Кременчуг — Херсон, Снегирёвка — Одесса;
• Усть-Балык — Курган — Уфа — Альметьевск;
• Нижневартовск — Курган — Куйбышев;
• Туймазы — Омск — Новосибирск;
• Туймазы — Уфа;
• Калтасы — Языково — Салават;
• Шкапово — Салават;
• Сургут — Полоцк;
• Александровское — Анжеро-Судженск;
• Красноярск — Ангарск;
• Сургут — Омск — Павлодар — Чимкент — Чарджоу;
• Балтийская трубопроводная система (рабочая мощность 74 млн тонн в год);
• Восточный нефтепровод;
• Каспийский трубопроводный консорциум (рабочая мощность 28,2 млн тонн в год);
• Баку — Новороссийск;
• Узень — Атырау — Самара.

Трубы для магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы один из ключевых элементов инфраструктуры любой страны. Для разных систем подбираются магистральные трубы, учитывающие особенности переносимого продукта, геологических и климатических условий в местности прокладки, санитарных норм и экономической обоснованности.

Область применения

Магистральные трубопроводы применяют в основном для транспортировки:

• Воды в системах водоснабжения и водоотведения и тепловых сетях;
• Углеводородных соединений в газообразном агрегатном состоянии;
• Сырой нефти и нефтепродуктов;
• Сжиженного углеводородного газа.

Классификация магистральных труб

По материалу

Стальные

Получили наибольшее распространение за счет надежности, относительно невысокой цены и простоты сварки.

Применяются во всех типах магистральных трубопроводов, но, в последние годы, процент использования стальных труб неуклонно падает.

Основные причины этого низкая коррозионная стойкость материала, потребность в большом количестве компенсаторов различного типа при в трубопроводах, высокая трудоемкость прокладки.

Соединения стальных труб осуществляют с помощью сварки. От коррозии используют метод катодной защиты или покрытие битумно-резиновой изоляцией. Для транспортирования сильно агрессивных сред, применяют стальные трубы с внутренней изоляцией.

Чугунные

В основном применяются в системах водоснабжения и водоотведения. Достоинства — долговечность и коррозионная стойкость включая стойкость к коррозии под воздействием блуждающих токов. Применяются для магистралей в условиях больших нагрузок на грунт. Современные образцы изнутри покрываются цементно-песчаным составом, для уменьшения скорости образования отложений.

Учитывая то, что коррозионная стойкость зависит от целостности внутреннего и внешнего покрытия, основной недостаток — хрупкость материала, По этой же причине плети трубопроводов имеют ограниченную гибкость, что увеличивает риск протечек.

Для чугунных труб используют стыки с асбестоцементной заделкой, они эластичны, хорошо сопротивляются вибрационным нагрузкам и надежны. Существуют соединения на резиновых кольцах без чеканки.

В настоящее время применение этого типа труб ограничено из-за высокой цены и сложности укладки, обусловленной большим весом.

Полимерные (пластиковые)

Изготавливают из полиэтилена, поливинилхлорида, полипропилена, стеклопластика и др. В основном используются в системах водоснабжения, газоснабжения и тепловых сетях. Вид полимера подбирается в зависимости от санитарных требования (для питьевой воды) и условий эксплуатации.

При достаточной жесткости, такие трубы гибкие и эластичные, что позволяет компенсировать небольшие сдвиги грунта и тепловое расширение. Полная инертность к транспортируемым средам и устойчивость ко всем видам коррозии обеспечивают длительный срок службы. Для наземной прокладки используют предизолированные трубы — устойчивые к ультрафиолетовому излучению.

Полимерные магистральные трубы — наиболее прогрессивный вид, по мере развития химической промышленности, область применения постоянно расширяется

Асбестоцементные и бетонные

Отличаются высокой долговечностью готовых конструкций, коррозионной стойкостью механической прочностью и относительно низкой ценой. Внутренняя поверхность устойчива к образованию минеральных отложений и образованию ила. В основном используются для систем технического водоснабжения, водоотведения и канализации. Соединения для этого вида труб осуществляют муфтами с резиновыми кольцами.

По диаметру

К магистральным, по Российским нормативам, согласно ГОСТ 20295-85, относят трубы с диаметром более 114 мм. По европейской классификации — магистральными определяются трубы из любого материала с диаметром более 200мм.

В нефтяной отрасли, в зависимости от диаметра труб для магистральных нефтепроводов существует разделение на классы:

• I – диаметр более 1000 мм,
• II – от 500 до 1000мм,
• III – от 300 до 500 мм,
• IV – менее 300мм.

По исполнению

По Российской классификации выделяют трубы «обычного» и «северного» исполнения.

• В хладостойком исполнении к ударной вязкости и доле вязкой составляющей в изломе предъявляются требования, выполнение которых должно обеспечиваться при температуре минус 20 °С, а для образцов с U-образным концентратором при минус 60 °С
• В обычном исполнении требования смягчены до 0 и минус 40°С соответственно.

По внутреннему рабочему давлению

• Напорные. Для водоснабжения, газоснабжения, тепловых сетей, нефтегазопроводы.
• Безнапорные. Используются в системах водоотведения и канализации.

В газовой отрасли, в зависимости от рабочего давления, выделяют трубы для двух классов магистральных газопроводов:

• Класс I — режимы работы под давлением от 2,5 до 10 МПа (от 25 до 100 кгс/см2),
• Класс II — рабочий режим в пределах от 1,2 до 2,5 МПа (от 12 до 25 кгс/см2).

По рабочей температуре переносимой среды

• Используются в холодных трубопроводах (менее 0 °C).
• В нормальных сетях (от +1 до +45 °C).
• В горячих трубопроводах (выше 46 °C).

По методу производства

• Бесшовные. Выпускаются с диаметром до 529 мм.
• С продольным швом (прямошовные).
• Имеющие спиральный шов. 159-820 мм.

По типу изоляционного покрытия

В целях защиты от коррозионного воздействия применяют покрытия, обладающие свойствами диэлектрика (защита от коррозии, порождаемой блуждающими токами), водонепроницаемости, термостойкости, эластичности и механической прочности.

Использование типов труб в зависимости от способа монтажа

В случае подземной прокладки учитывается показатель устойчивости к почвенной коррозии и коррозии, вызванной блуждающими токами. Кольцевая жесткость труб имеет значение при высоких нагрузках на грунт, например в городах. Устойчивость к динамическим нагрузкам от работы транспорта и механизмов — показатели актуальные для прокладки магистралей в промышленных зонах.

В условиях горных выработок, в сейсмически опасных районах, в местностях с возможными просадками грунта трубы дополнительно защищают специальной оснасткой — компенсаторами, увеличивающими деформационную способность.

Такие инженерные решения существенно влияют на итоговую стоимость магистральных трубопроводов. Это одна из основных причин более широкого распространения труб из полимеров.

Их собственная способность к рабочей деформации позволяет существенно уменьшить использование компенсаторов.

При открытом монтаже трубопроводов помимо атмосферной коррозии на срок службы влияет воздействие ультрафиолетового излучения. Последнее особенно актуально для некоторых видов пластиковых труб.

Требования к трубам в нефтегазовой отрасли

Для магистральных нефтегазопроводов в основном применяются сварные трубы из стали. В качестве межгосударственного стандарта принят ГОСТ 31447-2012 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов». На 2019 год, эти нормы утверждены шестью странами (Азербайджаном, Беларусью, Казахстаном, Киргизией, Россией и Узбекистаном)

Для стальных газонефтепроводных труб с продольным и спиральным швом диаметром от 114 до 1420мм, предназначенных для транспортировки природного газа, нефти и нефтепродуктов, нормативом утверждены повышенные требования к надежности и качеству изготовления. Условия распространяются на трубы, предназначенные для систем функционирующих климатических зонах с температурой окружающей среды до минус 60°С и рабочим давлением до 9,8МПа.

Основные типы

• Тип 1 — сваренные методом высокочастотной сварки, с одним продольным швом, диаметром от 114 до 530 мм;
• 2 тип — сваренные методом дуговой сварки под флюсом, спиральным швом, диаметром от 159 до 1420мм;
• Тип 3 — сваренные методом дуговой сварки под флюсом, с одним или двумя продольными швами, диаметром от 530 до 1420мм.

Без дополнительного согласования между производителем и покупателем, трубы изготавливаются немерной длины в диапазоне от 10.5 до 12 м.

Установлены предельные отклонения при производстве, в том числе:

• по номинальной толщине стенки 5%,
• профиля трубы от окружности не должно превышать 0.15%,
• кривизна не более 1.5 мм на 1 погонный метр.
• допуск на овальность для разного типа труб.

Методы контроля качества сварных стальных труб

Для проведения контрольных мероприятий, из готовой партии труб отбирают образцы и пробы. Технологические и механические проверки проводят по ГОСТ 30432-96.

Для контроля соответствия труб заданным требованиям проводят испытания на:

• растяжение основного металла,
• ударный изгиб основного металла,
• растяжение сварного шва,
• ударный изгиб сварного шва,
• сплющивание кольцевых образцов,
• статический загиб.

Для 20% труб в каждой партии проводят гидроиспытания, качество поверхности определяют визуально.

Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

На каждую трубу несмываемой краской или клеймом наносят маркировку, содержащую:

• Наименование предприятия или товарный знак производителя;
• Марку стали;
• Номер трубы и клеймо ОТК;
• Год изготовления.

По согласованию между производителем и покупателем может наносится дополнительная маркировка.

Нормативное регулирование требований к трубам водогазопроводов

Основной документ ГОСТ 3262-75 «Трубы стальные водогазопроводные» определяет

• Требования к сортаменту — регулируются размеры и масса, длина, способы соединения, предельные отклонения в точности производства.
• Технические условия — особенности (например фаски), наличие муфт и т.п., качество производства и допустимые дефекты, углы обрезки концов, требования к прочности и др.
• Методы испытаний — отбор образцов для испытаний, осмотр, гидравлические испытания, испытания на загиб, на сплющивание, на раздачу, контроль сварного шва, толщину защитного покрытия и др.
• Маркировку и условия транспортировки.

Требования к точности производства и техническим возможностям труб для магистральных трубопроводов постоянно растут. Несмотря на то, что на текущий момент стальные трубы занимают большую часть рынка, эта доля неуклонно снижается. Этим связано появлением новых технологий, а с ними новых требований к эксплуатационным характеристикам.

Сеть магистральных трубопроводов

Россия имеет протяженную и развитую сеть нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов.

Ее формирование обус­ловлено ростом отечественного нефтегазового комплекса, измене­нием географии размещения его предприятий, повышением спроса на их продукцию как внутри страны, так и за рубежом.

Нефтега­зовый комплекс России является сегодня основой ее энергоснаб­жения, поставляя около 70% всех энергоресурсов, потребляемых в стране.

Общая длина линий магистральных трубопроводов составляет 212~тыс. км, в том числе газопроводов — 147 тыс. км, нефтепрово-дОТ^- 49 тыс. км, нефтепродуктопроводов — 16 тыс. км.

Газотранспортная система России сложилась в 1975-1990 гг., хотя первые газопроводы диаметром 300 мм были сооружены еще в годы Великой Отечественной войны: Елшанка — Саратов (15 км) и Похвистнево — Самара (135 км).

Основной поток природ­ного газа идет по трубопроводам в Европейскую часть страны и за рубеж из северных районов Западной Сибири, где находятся основ­ные месторождения: Уренгойское, Ново-Уренгойское, Ямбургское, Тазовское, Заполярное, Ямальское.

На Западную Сибирь приходится более 40% (или почти 100 трлн. м3) всех потенциальных ресурсов природного газа в стране.

На втором месте — Оренбургское газовое месторождение, дно обеспечивает около 10% всей газодобычи. Крупнейшие газопроводы, сооруженные здесь еще в 70-х годах: Медвежье — Надым — Ухта -Торжок; Надым — Пунга — Пермь; Уренгой — Сургут — Тюмень -Челябинск.

При освоении Уренгойского газового месторождения была пост­роена в одном транспортном коридоре система из шести магистра­лей. Крупнейшей из них является Уренгой — Помары — Ужгород -Западная Европа. Протяженность этой магистрали почти 4,5 тыс. км. Другие направления газопроводов от Уренгоя идут к Москве, Ельцу, Новопсковску, Петровску, Грязовцу.

В Западной Сибири разрабатывают Ямбургское месторождение газа. От него протянулись две нити газопроводов к Поволжью и Ельцу.

Большое значение в доставке газа имеют магистральные газопро­воды от месторождений Поволжья, Урала, Северного Кавказа, рес­публики Коми.

В Восточной Сибири запасы газа сосредоточены в Красноярском крае (Таймырское, Мессояхское месторождения), в Иркутской обла­сти (Братское месторождение). В Якутии разрабатывают Усть-Вилюй-ское, а на Сахалине — Оха и Тунгорское месторождения.

Использование газа в топливном балансе страны перешагнуло 60%-ную отметку. Отечественный годовой объем его добычи со­ставляет сегодня в России 590 млрд.

м3, но имеет тенденцию к снижению в связи с отставанием темпов разведочного и эксплу­атационного бурения, а также из-за физического и морального старения основных фондов газодобывающих предприятий.

Тре­буют обновления и ремонта многие участки газопроводов, а так­же газоперекачивающие агрегаты. Почти 13% общей протяжен­ности газопроводов эксплуатируют более 30 лет, 20% — от 20 до 30 лет 34% — от 10 до 20 лет.

Поставки российского газа осуществляются в рамках Единой системы газоснабжения, находящейся под управлением и контро­лем РАО «Газпром». Россия экспортирует 20% общего объема добываемого ею газа в 19 государств Западной и Центральной Евро­пы. Строят и проектируют ряд перспективных газопроводных магис­тралей международного значения.

• Прежде всего следует назвать газопровод Ямал — Европа, ко­торый пройдет через территорию России, Белоруссии, Польши в Германию, Бельгию и Великобританию.
• ПО

Газопроводы: м»существующие ш m проектируемые / газохранилища

Рис. 27. Проекты северных газопроводов

Получил одобрение проект магистрального газопровода «Голу­бой поток», который должен связать Уренгой с Турцией. Ли­ния международного газопровода (рис. 27), получившего название «Северный путь», задумана как северный отвод от газопровода Ямал — Европа через Финляндию и акваторию Балтийского моря в Германию.

Потребителями газа станут прибрежные государства Балтийского моря, страны континентальной Европы. Эта линия может быть интегрирована с нефтепроводом «Нордтрансгаз», проект которого предусматривает подачу норвежского и датского газа в Центральную Европу. Возможно присоединение к проекту стран Балтии с проклад­кой дополнительной южной нитки газопровода по дну моря в Эсто­нию.

Почти 7% всего добываемого газа предприятия РАО «Газ­пром» расходуют на работу почти 4 тыс. газотурбинных перека­чивающих агрегатов, установленных на компрессорных стан­циях магистральных газопроводов.

В настоящее время РАО «Газпром» совместно с предприятиями военно-промышленного комплекса создает новое поколение экономичных газоперекачи­вающих агрегатов мощностью от 6 до 25 МВт на базе вы­сокоэффективных авиационных приводов.

Наиболее активное развитие национальной системы нефте- и нефтепродуктопроводов . произошло в период с 1960 по 1980 чгоды. Эта система состоит из нескольких сетей, главным обра­зом, широтного направления.

Разработка в конце 50-х годов не­фтяных месторождений между Волгой и Уралом обусловила строительство таких трубопроводов, как: Туймазы — Омск -Ангарск; «Дружба» (от Альметьевска через Самару, Брянск, Мозырь и далее в Польшу, ФРГ, Венгрию, Чехию и Словакию); Альметьевск — Нижний Новгород — Рязань — Москва; Альметь­евск — Пермь; Альметьевск — Саратов; Ишимбай — Орск.

Создание в Западной Сибири главного центра нефтедобычи изменило ориентацию основных нефтепотоков. Начала формиро­ваться Сибирская система нефтепроводов. Они строились в за­падном, южном и восточном направлениях и интегрировались с системами нефтепроводов Волго-Уральского района.

Протяженность нефтепродуктопроводов составляет 1/4 длины магистральных трубопроводов, служащих для перекачки нефти. Эксплуатируются двухниточные линии перекачки нефтепродук­тов: Самара — Пенза — Брянск; Уфа — Омск; Уфа — Петропав­ловск; Омск — Новосибирск.

Добычу нефти в стране ведут 130 акционерных обществ. Об­щий годовой объем добычи нефти составил в 1999 г. 303 млн. т, что почти в два раза меньше уровня 1990 г. Уменьшился и при­рост разведанных запасов нефти.

^АК «Транснефть» осуществляет транспортировку по нефте­проводам 99,6% всей добываемой в стране нефти (рис. 28). Про­тяженность нефтепроводов, эксплуатируемых этой компанией, составляет 46,8 тыс. км, количество нефтеперекачивающих стан­ций—393, а общая емкость резервуаров для хранения нефти— 12,7 млн. м3.

Доля отечественных нефтепроводов со сроком эксплуатации более 20 лет достигла 70%. Анализ показывает, что тысячи кило­метров нефтепроводов имеют коррозионный износ до половины толщины их стенок.

Силами своих строительных подразделе­ний АК «Транснефтъ» ежегодно выполняет ремонт почти 1,5 тыс. км нефтепроводов. В подмосковном г. Луховицы ком­панией создан центр технической диагностики нефтепроводов «Диаскан».

За последние 5 лет этот центр обследовал десятки тысяч километров нефтепроводов при помощи профилемеров и ультразвуковых дефектоскопов. При этом удалось выявить и ус-

If.

1. §
2. m о a.
3. I
4. A. s-
5. s
6. 0.

транить тысячи аварийных дефектов. Работа центра отмечена Го­сударственной премией за 1999 г.

АК «Транснефть» принимает участие в разработке и реализа­ции ряда инвестиционных проектов по строительству новых неф­тепроводов.

К таким проектам можно отнести: строительство Балтийской трубопроводной системы (БТС) с годовой пропускной спо­собностью на первом этапе 12 млн. т нефти; увеличение до 15 млн. т/год пропускной способности нефтепровода Атырау— Самара; сооружение нефтепровода длиной 245 км Суходольская-Родионовка; интеграция нефтепроводов «Дружба» и «Адрия».

Проект БТС предусматривает расширение и модернизацию су­ществующих нефтепроводов Харьяга — Усинск — Ухта — Ярос­лавль — Кириши и постройку нефтеналивного терминала в г. Приморске на берегу Финского залива для отправки нефти на экспорт. Протяженность БТС — 2,7 тыс.км.

Реализация проекта позволит уменьшить объемы транзита нефти через страны Бал­тии. Строительство трубопровода Суходольская — Родионовка, который должен стать частью магистрального нефтепровода Са­мара — Новороссийск, исключит из транзита украинский участок трубопровода длиной 300 км. С апреля 2000 г.

ведется эксплуата­ция участка нефтепровода Баку — Новороссийск в обход Чечни по территории Дагестана.

Интеграция в Западной Европе нефтепроводов «Дружба» и «Адрия» и подключение их к хорватскому нефтетерминалу мор­ского порта Омишаль обеспечит возможность поставок нефти во многие страны Европы. Этот порт способен принимать под на­лив нефтетанкеры дедвейтом до 500 тыс. т.

Несколько проектов касаются российского транзита казах­станской нефти в Европу, а также строительства нефтепровода между о. Сахалин и японскими островами.

В октябре 1999 г. Правительство России рассмотрело и одобрило «Основные концептуальные положения по развитию нефтегазово­ го комплекса России».

Этим документом определены ближайшие и перспективные задачи для нефтегазовой отрасли, в том числе по ремонту, модернизации и развитию трубопроводных транспорт­ ных систем.

Так, выпуск и использование при строительстве свар­ ных многослойных труб диаметром 1220-1420 мм, выдерживающих повышенное давление, позволит вдвое поднять пропускную спо­

собность ТрубОПрОВОДОВ. ..,..;:

• Показатели работы трубопроводного транспорта
• К основным показателям относят: пропускную способность трубопроводов, а также объем перевозок и грузооборот.
• Под пропускной способностью трубопроводов понимают коли­чество газа, нефти, нефтепродуктов, твердых веществ (в тоннах или кубометрах), перемещаемых за определенный период време­ни.

Фактические показатели объема перевозок, их средней даль­ности и грузооборота трубопроводного транспорта России в 1990, 1998 и 1999 гг. представлены в табл. 12.

Таблица 12

Характеристика объемных показателей трубопроводного транспорта

Показатель	Годы
Объем перевозок, млн. т
Грузооборот, млрд. т-км.
Средняя дальность доставки 1 т, км

Контрольные вопросы к разделу 3.6 * главы 3

/ 1. Как устроены магистральные транспортные трубопроводы; ка­ кова их общая протяженность в нашей стране? ,_—••—'

2. Дайте характеристику газотранспортной системы России.

3. Назовите проекты новых газопроводов.

4. В чем заключаются особенности развития национальной систе­ мы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов?

5. Назовите основные показатели работы трубопроводного транс­ порта.

3.7. Промышленный транспорт

Современный промышленный транспорт представляет собой сложный комплекс технических средств и технологий, предназна­ ченных для выполнения транспортных, погрузочно-разгрузочных

и складских работ в сфере производства.__ ……………

Магистральные трубопроводы: определение, виды

Магистральными называют трубопроводы, которые транспортируют газообразные, жидкие, твердые среды от места их добычи до потребителя. Магистрали характеризуются:

• большой протяженностью;
• высокой пропускной способностью;
• непрерывным режимом работы.

Конструкция магистральных трубопроводов включают в себя трубы, трубопроводное оборудование:

• опоры;
• подвески;
• тепловую изоляцию;
• запорно-регулирующую арматуру;
• контрольно-измерительные приборы и т.д.

По пути прокладки такие системы снабжают:

• мостами, тоннелями для обхода препятствий;
• напорными, приемными станциями для обслуживания;
• насосным оборудованием.

Примером магистрали может служить «Дружба», крупнейшая в мире система магистральных нефтепроводов, транспортирует нефть из Альметьевска, Татарстан, в Восточную и Западную Европу.

Другой пример – водопроводные магистрали, которые применяют в гражданской сфере, снабжая водой отдельные дома и целые промышленные предприятия.

Для чего они нужны?

Перевозка нефтепродуктов водным и железнодорожным транспортом на дальние расстояния сопряжена с определенным риском и большими затратами. Магистральные трубопроводы упрощают транспортировку сырья из регионов, где его добывают, до мест конечного потребления. Трубопроводный транспорт:

• обеспечивают дальность перекачки, почти бесперебойную работу во время всей эксплуатации;
• работает в разных климатических условиях – может быть проложен через любые регионы.

Возведение трубопроводов из года в год подвергается механизации строительно-монтажных работ. Это упрощает процесс строительства, снижает стоимость транспортировки сырья.

Классификация

Магистрали разделяют по рабочим показателям, транспортируемым средам.

Технологические характеристики

Свод Правил 36.13330.2012 разделяет трубопроводы по рабочим параметрам. Классификацию используют при прокладке линий в разных природных условиях.

По рабочему давлению в системе:

• I – 2,5-10 МПа;
• II – 1,2-2,5 МПа.

Давление необходимо для линий, по которым перемещается вода, газ, нефть, тепловых сетей. Системы канализации работают без давления, среда в них движется под действием естественного уклона почвы.

По номинальному диаметру (DN) труб:

• I –1000-1200 мм;
• II – 500-1000 мм;
• III – 300-500 мм;
• IV – Менее 300 мм.

По температурному режиму трубопроводы:

• холодные – t
• нормальные – +1 ⁰С…+45 ⁰С;
• горячие – t > +46 ⁰C.

Транспортируемые среды

По магистрали транспортируют рабочие вещества разной степени агрессивности (коррозионной активности). Агрессивность определяется относительно материала, из которого произведена труба. Среды:

• неагрессивные;
• слабоагрессивные;
• среднеагрессивные;
• агрессивные.

Главные вещества, которые транспортируют по магистралям, – природный газ, нефть, нефтепродукты (бензин, мазут, сжиженные газы); сжиженные углеводороды; вода. В зависимости от этого выделяют магистральные:

• паропроводы;
• водопроводы;
• теплопроводы;
• газопроводы;
• нефте-, нефтепродуктопроводы;
• бензопроводы;
• керосинопроводы;
• мазутопроводы;
• щелочепроводы и т.д.

Последние относят к узкоспециализированным и применяют редко.

Трубы магистральных трубопроводов

Материал для труб выбирают, опираясь на климат эксплуатации, агрессивность среды и давление в системе.

1. Сталь. Для производства арматуры используют марки стали:
• углеродистые;
• низколегированные;
• легированные;
• высоколегированные;
• нержавеющие.

Стальные детали выдерживают высокое внутреннее давление, легко свариваются, устойчивы к большому диапазону температур, применяются даже в северных регионах страны. Рабочее давление определяется методом производства. По этому критерию трубы: бесшовные, с продольным или спиральным швом.

2. Чугун. Чугунная арматура долговечна, невосприимчива к коррозии, в том числе от блуждающих токов. Материал используют для подземных магистралей в условиях большой нагрузки на грунт. Покрытие внутренней поверхности труб цементно-песчаным составом сокращает образования отложений. Хрупкость чугуна, однако, ограничивает его применение низконапорными коммуникациями водоснабжения и водоотведения.
3. Полимеры – поливинилхлорид (ПВХ), полиэтилен (ПЭ), полипропилен (ПП), стеклопластик. Пластиковые детали обладают достаточной гибкостью, которая компенсирует сдвиги грунта, тепловые расширения материала. Полимеры инертны к рабочим веществам, коррозионным поражениям, отличаются большим сроком службы. Сфера применения – водо-, газоснабжение, тепловые сети.
4. Асбестоцемент, хризотилцемент, бетон.

Магистральные нефтегазопроводы

ВВЕДЕНИЕ

  Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ — единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях.

Отсюда понятно внимание,  уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.  Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации  трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации).

  Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них.

В процессе эксплуатации  меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефте- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности.

В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

  Решение задачи повышения эффективности эксплуатации трубопровода полностью зависит от качества выполнения анализа функционирования всего трубопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволить сделать вывод о фактическом состоянии линейной части и оборудования, рациональности их использования, экономичности используемой технологической схемы и об основных причинах, снижающих эффективность работы.

  В данной работе рассматриваются указанные проблемы и возможные методы их решения. Она будет полезна студентам при выполнении дипломных и курсовых проектов и других самостоятельных работ. 

1. ОСНОВНЫЕ  ПОЛОЖЕНИЯ  ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ  ТРУБОПРОВОДОВ

 Магистральные трубопроводы (МТ) (газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы), как правило, прокладываются подземно [1]. Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.

  Магистральные газопроводы (МГ) в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса: I класс — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа; II класс — при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы (МН) и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса: I класс — при условном диаметре свыше 1000  до 1200 мм; II класс — свыше 500 до 1000 мм; III класс — свыше 300 до 500 мм;

• IV класс — 300 мм и менее.
•  Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения МТ и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны МТ.

 Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться, исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

  Выбор трассы трубопровода должен производиться по критериям оптимальности, учитывающим затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации, включая мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и т.д. Диаметр трубопровода определяется расчетами в соответствии с нормами технологического проектирования.  При отсутствии необходимости в транспорте продукта в обратном направлении трубопровод следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения давления по длине трубопровода и условий эксплуатации. В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МТ и участки делятся на пять категорий: IV — газопроводы диаметром менее 1200 мм и нефтепроводы диаметром менее 700 мм; III —  остальные нефтепроводы и газопроводы; II- трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы D1,2(hд+hтр),                                    (1.5)

где  Н — превышение нижней образующей резервуара над осью всасывающего трубопровода насоса; hд — допустимый подпор  насоса; hтр — потери напора на трение в трубопроводе от резервуара до насоса.

Прежде чем задать вопрос прочитайте: FAQ

Магистральные нефтепроводы

Классификация и состав

Стоимость строительства и эксплуатации

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатываювцие заводы и экспорт.

Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставхциков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики.

К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

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 бензине-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

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

• промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;
• магистральные (МН) — 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.

Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм):

1. — 1000—1200 включительно;
2. — 500—1000 включительно;
3. — 300 — 500 включительно;
4. — 300 и менее.