Главная -> Словарь

Магистрального газопровода

По выходе из скважин нефть по трубопроводу поступает в трапы, работающие под более низким давлением, чем то, под которым она выходит из скважины. За счет перепада давления газ отделяется от нефти и по газопроводу направляется в газосборники, откуда компрессорами перекачивается на газоперерабатывающие заводы. Нефть самотеком стекает в емкость, где отстаивается от воды и механических примесей. Отстоенная нефть поступает на обезвоживающее и обессоливающие установки и затем в промысловые резервуары. Здесь она дополнительно отстаивается от воды и посторонних при* месей. Легкие нефти подвергают, кроме того, стабилизации . Обезвоженную и стабилизированную нефть перекачивают по магистральным трубопроводам либо доставляют речными или морскими нефтеналивными судами или железнодорожным транспортом на нефтеперерабатывающие заводы.

С газоконденсатных месторождений газ и конденсат могут транспортироваться по магистральным трубопроводам одним потоком или раздельными потоками. Например, на Астраханский ГПЗ газ и конденсат поступают объединенным потоком, и жидкая фаза отделяется сепарацией уже непосредственно на

После многоступенчатой сепарации в нефти все же ociu.. _' значительное количество углеводородов d—С4, которые могут быть потеряны при перекачках из резервуара в резервуар, хранении и транспортировке нефти. Чтобы предотвратить возможные потери углеводородов, устранить опасность загрязнения воздуха газами и легкими фракциями, нефть на многих промыслах подвергают стабилизации в специальных ректификационных колоннах. В стабильной нефти содержится не более 1 % углеводородов GI—С4, в то время как в нестабильной — 2—3%. Обессоленная, обезвоженная нефть по магистральным трубопроводам или железной дороге транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Сырье поставляется на НПЗ и НХЗ по магистральным трубопроводам, железной дороге и, в незначительной степени, водным и автомобильным транспортом.

Транспорт флюидов по стволу скважины и инертного сырья по магистральным трубопроводам различается. Под нормальным технологическим режимом эксплуатации скважин подразумеваются усилия, при которых обеспечиваются наибольшие деби-ты нефтяного сырья. Наряду с экстремальными, технологическими факторами ограничивают дебит скважины факторы, связанные с физико-химическими свойствами потока, движущегося по скважине в условиях изменяющегося давления и температуры. К ним, прежде всего, относятся песчаные пробки, образующиеся в результате скрепления частиц при помощи вяжущих компонентов нефти, парафиноасфальтеновые отложения, кристаллогидраты природных газов и т. д. Все эти явления так или иначе связаны с фазообразованием, изменением размеров различных типов элементов структуры дисперсной фазы, динамикой расслоения дисперсной системы и могут быть решены на основе теории регулируемых ММВ и фазовых переходов. По мере перемещения от забоя скважины на дневную поверхность снижаются температура и давление, что ведет к изменению условий равновесия в потоке нефтяного сырья и выпаданию из него парафинов, асфальтенов, воды, песка с образованием структурированных систем на внутренних поверхностях эксплуатационных колонн .

В газонефтяной и нефтехимической промышленности широко применяют компрессоры, которые предназначены для сжатия газов и перемещения их к потребителям по трубопроводным системам. Компрессоры в основном используют для подачи воздуха в пневматические системы буровых установок, различных грузоподъемных, транспортных и других машин, приборов, инструментов и приспособлений, применяемых при нефте- и газодобыче; для закачки газа в нефтяные пласты для поддержания пластового давления; подъема нефти на поверхность при компрессорном способе добычи нефти; сбора газа при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подачи его на головную компрессорную станцию; транспортирования газа по магистральным трубопроводам; перемещения газа в установках по переработке нефти и газа; теплопередачи в холодильных установках, охлаждающих рубашках машин, подогревателях и т.п.

РД 39-0147103-349-86. Руководство по разработке типового состава разделов и показатели надежности в проектной документации по магистральным трубопроводам.

Наличие воды в сырье нежелательно также и из-за отстоя и скопления ее в низких частях оборудования и трубопроводов. Это ухудшает условия транспорта сырья особенно по магистральным трубопроводам. Следы воды при наличии сероводорода и диоксида углерода усиливают коррозию металлов. Таким образом, установка осушки углеводородного сырья является обязательной составной частью газоперерабатывающего завода.

Нефть самотеком переходит в мерник, где отстаивается от воды и механических примесей. Отстоенная нефть откачивается через обезвоживающие установки в промысловые резервуары. Здесь она вторично отстаивается от воды и посторонних примесей. Легкие нефти подвергаются еще стабилизации или освобождению от растворенных в них газов. Обезвоженная и стабилизированная нефть перекачивается по магистральным трубопроводам либо доставляется речными или морскими нефтеналивными судами в при-заводские емкости, а оттуда на нефтеперегонные заводы.

РД 39-0147103-349-86. Руководство по разработке типового состава разделов и показатели надежности в проектной документации по магистральным трубопроводам.

Роль диспетчерской службы в борьбе за сокращение потерь при перекачках нефти с промыслов и нефтепродуктов по цеховым и магистральным трубопроводам заключается в том, чтобы обеспечить безаварийную операцию перекачки. Для этого диспетчер обычно составляет схему перекачки, записывает в специальный журнал все элементы операции с перечислением оборудования, участвующего при производстве данной операции, как-то: резервуары, насосы, номера задвижек и наименование трубопроводов.

коррозионного покрытия, напряжения и температуры стенки трубы, характера грунта, наличия катодной защиты, расстояния до компрессорной . При этом анализировались физико-механические и электрохимические свойства металла очаговых зон, расположение и топография трещин, неоднородность чувствительности металла к КР по периметру трубы, сопутствующие коррозионные процессы. В результате анализа было выявлено, что КР имело место как на трубах отечественного производства , изготовленных из сталей марок 14Г2САФ, 15Г2С, 17ГС, 17Г1С, 17Г2СФ, так и на трубах, поставляемых по импорту фирмами Германии, Японии, Франции из сталей групп прочности Х60, Х65. Х70. Отказы возникали на катодно-защищенных магистральных газопроводах, сформированных из прямошовных и спирале-шовных труб диаме'рром 1020-1420 мм с толщиной стенки 9-18 мм, имеющих резинобитумную или пленочную изоляции. Характерный внешний вид разрушения магистрального газопровода вследствие КР приведен на рис. 1. Топография трещины приведена на рис. 2.

Рис. 1. Характерный вид разрушения магистрального газопровода

Интересные результаты были получены при анализе разрушения и свойств металла магистрального газопровода "Уренгой -Центр 2" вблизи очаговой зоны. Давление в точке отказа — 7,4 МПа, температура - 30° С, защитный потенциал в месте отказа - минус 1,4 В , подземная прокладка III категории из труб 1420x15,7 мм с заводской полиэтиленовой изоляцией производства Харцызского трубного завода. Сталь Х70 . Грунт -суглинок тяжелый, тугопластичный с включениями до 10% обломков скальных пород. Расстояние до компрессорной - около 2 км. Разрыв произошел на опорной поверхности газопровода .

В научно-технической литературе нет единого мнения о наличии КР в Канаде. Опубликованный в 1992 г. отчет о проведении переизоляции участка Трансканадского газопровода не позволяет сделать однозначного заключения о наличии КР. Трещины, которые можно было интерпретировать как КР, практически не были выявлены авторами работы с помощью применяемой ими методики . Стоимость таких работ составляет 45-62% от стоимости строительства новой нитки трубопровода . Как будет показано в главе 4, примененная методика поиска очагов КР недостаточно эффективна и, соответственно, не может в полной мере обеспечить безопасность магистрального газопровода. Подтверждением вышесказанного служат продолжающиеся отказы магистральных газопроводов в Канаде. Так, в июле 1955 г. КР явилось причиной практически одновременного разрушения четырех ниток Трансканадского магистрального газопровода . Иллюстрацией неоднозначной идентификации отказов в Канаде может служить последнее разрушение Трансканадского газопровода вблизи г. Виннипег с возгоранием газа, произошедшее 15 апреля 1996 г. . Первоначально данное разрушение было отнесено к КР, однако в дальнейших сообщениях оно интерпретировалось как отказ, произошедший в результате разрушения сварного соединения. По данным-официальной статистики, в Канаде все же зарегистрировано 11 случаев крупных разрушений газопроводов и 9 случаев свищей, отнесенных к КР . При этом Министерство энергетики Канады планирует выделить ассигнование на новые исследования .в области КР в размере 2,3 миллиардов канадских долларов.

Отказы трубопроводов имели место на газопроводах, проложенных в глинах, суглинках, песках, карбонатных и скальных породах. Причем в ряде случаев отмечалось замедление развития КР с увеличением степени минерализации грунта при пересечении трубопроводами сорных участков , по-видимому, в связи с интенсивным коррозионным растворением металла в вершине трещины, сглаживания концентратора напряжении и их релаксации вследствие хемомеханического эффекта . Последнее подтверждается тем, что на таких участках магистральных газопроводов зафиксированы случаи интенсивной общей и язвенной коррозии внешней поверхности труб. С этим же, возможно, связано и то, что у ряда газопроводных систем наименее подвержены КР их первые очереди .

Возможность образования сероводорода при растворении сульфидных включений контролировалась с помощью галогенидов серебра в эмульсионном слое фотобумаги. В качестве рабочих сред были использованы водные растворы катодных отложений, отобранных из очаговых зон разрушения магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр". Растворы имели рН 12 и состояли, по данным рентгенофазового анализа и стали А12 в реальной приэлектродной среде, отобранной из очаговой зоны разрушения магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр IV", и модельной среде .

Рис. 14. Кривые водородопроницаемости мембран толщиной 80 и 200 мкм из карбонильного железа и стали А12 в реальной приэлектродной среде, отобранной из очаговой зоны КР на участке магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр IV", и модельной среде

200 мкм, изготовленных из карбонильного железа и сталей, отобранных из очаговых зон разрушения газопроводов по причине КР. Среда из очага разрушения магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр IV"

толщины из стали 17Г1С, отобранной из очаговой зоны разрушения магистрального газопровода, в модельной среде

ленные ПО "Югтрансгаз", Трубнадзором, Газнадзором РАО "Газпром". При проведении анализа была проведена оценка вида распределения времени до отказа магистрального газопровода. Для этого предварительно вычислена описательная статистика отказов . В качестве оценочного параметра было выбрано время до разрушения магистрального газопровода, выраженное в годах.