Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 [ 2 ] 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63

у = ic

•• S к л CO Ч 2 В

О О 3

S ° Й 2

, m re

i£ CO

TO g « a.

Рис. 1.7. Схема подземного газохранилища:

I -КС; 2 -установка "по подготовке газа; J - эксплуатационная скважина; 4 -наблюдательная скважина; 5 - горные породы; 5 - верхний водоупор; 7 - пласт коллектор, заполненный газом; S - часть пласта, заполненная водой; S - нижний водоупор

узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами;

узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа пепосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях, либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу;

установки подогрева газа для предотвращения образования гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы;

установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;

внешние входные и выходные трубопроводы - гребенка с большим числом запорной арматуры;

устройства КИП и автоматики;

электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты линейной части газопровода.

Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплексе с регуляторами давления или пневмореле, расходомерами и другими установками.

Подземные газохранилища обеспечивают регулирование сезонной неравномерности потребления газа. Сооружаются газохранилища в выработанных нефтяных и газовых месторождениях, а также в благоприятных геологических структурах (водоносные пористые пласты). Для хранения жидких газов

хранилища сооружают и в отложениях каменной соли. На рис. 1.7 изображена схема ПХГ в водоносном пласте.

Магистральные нефтепровод и нефтепродук-топровод включают следующие группы сооружений (рис. 1.8).

Головные сооружения, состоящие из головной насосной станции (ГНС) и подводящих трубопроводов, по которым нефть или нефтепродукты поступают в резервуары ГПС.

На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и подпорная насосные, внутриплощадочные трубопроводы, установка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепродуктопроводах - щаровых разделителей), помещение фильтров тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки трубопровода.

В целом функционирование НС осуществляется по такому же принципу, как показано па рис. 1.4, с некоторым изменением назначения отдельных элементов.

Линейная часть состоит из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (лупинг - трубопровод, идущий на некотором участке параллельно основному), запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды; установок электрохимической защиты; линий технологической связи (кабельные воздушные и радиорелейные); сооружений линейной службы эксплуатации; постоянных вдоль-трассовых дорог и подъездов к ним; вдольтрассовых лиинй электропередач и других объектов. Назначение линейных сооружений- обеспечение заданных режимов перекачки нефти или нефтепродукта.

Промежуточные перекачивающие станции (ПНС) принимают и направляют нефть и нефтепродукты далее по трубопроводу до следующей станции, к конечным и промежуточным распределительным пунктам.

Важным моментом в работе ПНС является организация движения нефти или нефтепродукта в пределах территории станции. Если на головной НС устанавливают резервуары общим объемом до 1-2 млн. м, то на ПНС сооружают два- четыре резервуара объемом 1000-5000 м, имеющие чисто технологическое назначение. Схемы перекачки нефти на ПНС показаны на рис. 1.9.

На рис. 1.9,а показана схема перекачки с приемом нефти в резервуар П и подачей (расходом) нефти к следующей ПНС из резервуара Р.

>*

a. cf о о

0 X и о

1 &

л О)

Ч а,

5 о .5 X <о о а,

о. CJ

о 2 о

ш = ч ° I

с о

•е-Ьё

° ""ч

н 5 п.

U н о

S3 S I

£ а

II &

I =-

Рис. 1.9. Схемы перекачки нефти на промежуточной НС

Схема позволяет вести точный учет перекачиваемой нефти, но при этом неизбежны ее потери из-за испарения при циклических опорожнениях и заполнениях резервуаров («большие дыхания»).

По схеме (рис. 1.9,6) нефть поступает в приемно-расход-ный резервуар ПР, из которого она одновременно откачивается на следующий перегон. В этом случае «большие дыхания» отсутствуют, но интенсивное перемешивание нефти способствует се интенсивному испарению и соответственно увеличению потерь нефтепродуктов, резервуар В при этом выключен.

Перекачка по схеме, показанной на рис. 1.9, е, осуществляется с подключением резервуара К, который выполняет роль буферной емкости для выравнивания неравномерностей подачи нефти с предыдущей НС и закачиваемой в трубопровод на данной НС. Поскольку разница в объемах перекачки незначительна, то уровень нефти в резервуаре К будет медленно колебаться без бурного перемешивания нефти, что в значительной мере снижает потери от испарения.

При работе по схеме рис. 1.9, г резервуары полностью отключают от магистрали, а подача нефти из нрерыдущего перегона осуществляется сразу к насосам. Такая схема перекачки нефти называется схемой «из насоса в насос». Резервуары в этом случае используются лишь при остановках НС в аварийных ситуациях или при ремонтах. Эта схема работы для ПНС, не имеющей в своем составе резервуаров, является основной. Однако такая схема перекачки требует обеспечения синхронизации объема перекачиваемого продукта на всех НС, что не всегда возможно.

при перекачке по первой схеме (см. рис. 1.9, а) с двумя резервуарами /, следует открыть задвижки /и 4 (рис. 1.10, а), остальные {2, 3, 5) закрыть; с четырьмя ре-

•0 0

Рис. 1Л0. Схемы обвязки

зервуарами /, , /, IV (рис. 1.10, б)-открыть, например, задвижки 1 и 8, остальные закрыть. По второй схеме (см. рис. 1.9,6) с двумя резервуарами - открыть задвижки 1 и 2, а остальные закрыть; с четырьмя резервуарами - открыть задвижки 5 н 6 (или 7 и 8) остальные закрыть. По третьей схеме с двумя резервуарами- открыть задвижки 5 н 5, а остальные закрыты; с четырьмя - открыты 7 и 9, остальные закрыты. Наконец, по четвертой схеме (см. рис. 1.9, г) все задвижки, кроме 5 в первом случае и 5 во втором случае, закрыть, при этом резервуары имеют чисто профилактическое значение, так как в процессе перекачки они не участвуют.

§ 1.3. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДА

Поскольку данная книга посвящена исследованиям линейной части, то необходимо дать более полную ее характеристику.

Линейная часть трубопровода сооружается по трем конструктивным схемам: подземной, наземной и надземной.

Подземная схема составляет около 98% от общей длины всех построенных трубопроводов. По этой схеме трубы укладывают ниже естественной поверхности грунта. На освоенных территориях глубина заложения обычно не менее 1 м над верхней образующей труб (более подробно о глубине заложения см. § 12.2). Наземная схема предусматривает укладку труб на поверхность снланнровапного грунта или на грунтовое сплошное осрювание, устраиваемое из привозного грунта. При надземной схеме трубопровод укладывают на опоры, размещаемые на определенном расстоянии друг от друга.

Для плотных грунтов наиболее удачной схемой является подземная. Она обеспечивает надежную защиту труб от внешних воздействий, достаточно хорошо стабилизирует нололсение трубопровода, обеспечивает его устойчивость, не изменяет вида рельефа (при условии хорошо проведенных восстановительно-рекультивационных работ), не создает никаких препятствий для сельскохозяйственных работ, движения транспортных средств.

при подземной прокладке трубопровод и транспортируемый по нему продукт не подвергаются резким перепадам температур, что имеет немаловажное значение для обеспечения технологической надежности трубопровода.