Магистральные нефтегазопроводы


В.В. ТЕТЕЛЬМИН

В.А. ЯЗЕВ





                МАГИСТРАЛЬНЫЕ
                НЕФТЕГАЗОПРОВОДЫ





         Рекомендовано Сибирским РУМЦ высшего профессионального образования в качестве учебного пособия для студентов, обучающихся по специальностям бакалавриата направления «Нефтегазовое дело»



4-е издание, дополненное





                     СЕРИЯ «Нефтегазовая инженерия»








Издательский Дом
ИНТЕЛЛЕКТ

ДОёГОПруД№1Й
2013

УДК 547.665.9
Т 37
БК 35, 514
Рецензенты:
Заведующий кафедрой машин и оборудования нефтегазовых промыслов Института нефти и газа Сибирского Федерального университета профессор П.М. Кондрашов;
доцент кафедры технологии воды и топлива Московского энергетического института, кандидат технических наук В.П. Бугров;
профессор кафедры техники и технологии нефтегазового производства Московского государственного открытого университета
Н.А. Артемьев


Т 37 Тетельмин В.В., Язев В.А.
        Магистральные нефтегазопроводы. Учебное пособие / Тетельмин В.В., Язев В.А. — 4-е изд. — Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2013. — 352 с. (Серия «Нефтегазовая инженерия»).
        ISBN 978-5-91559-159-1

        Книга дает целостное представление о трубопроводном транспорте углеводородов. Рассмотрены основные сооружения и оборудование магистральных газо- и нефтепроводов, описаны технологические схемы насосных и компрессорных станций. Изложена сущность основных технологических процессов, связанных с перекачкой нефти и газа по магистральным трубопроводам. Приводятся основы расчетов прочности, гидравлического и теплового расчетов газо- и нефтепроводов. Рассмотрены вопросы, связанные с проектированием, строительством и эксплуатацией магистральных газонефтепроводов.
        Книга адресуется студентам факультетов и колледжей нефтяных специальностей, а также работникам систем трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и природного газа.
БК 35,514
УДК 547.665.9




ISBN 978-5-91559-159-1

          © 2013, Тетельмин В.В., Язев В.А.
          © 2013, ООО Издательский Дом
«Интеллект», оригинал-макет

                  150-летию мировой нефтедобычи посвящается


  Оглавление



  ВВЕДЕНИЕ............................................9

  Глава 1. ОСНОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ И ПОРЯДОК ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ........14
         1.1. Состав сооружений магистральных нефтепроводов ...............................14
         1.2. Состав сооружений магистральных газопроводов.................................18
         1.3. Конструктивные решения магистральных трубопроводов................................20
         1.4. Порядок проектирования магистральных трубопроводов................................22
         1.5. Трубы и арматура для магистральных трубопроводов................................27

  Глава 2. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СИСТЕМЫ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ...................34
         2.1. Классификация и состав перекачивающих станций......................................34
         2.2. Принцип действия центробежных нагнетателей .... 37
         2.3. Гидравлические характеристики центробежных насосов......................................39
         2.4. Приведенные характеристики центробежных нагнетателей газа............................41
         2.5. Способы изменения характеристик центробежных насосов......................................46
         2.6. Конструкции основных магистральных и подпорных насосов..........................47

Оглавление

         2.7. Схемы соединения магистральных и подпорных насосов. Рабочая точка системы................55
         2.8. Приводы центробежных нагнетателей .......57
         2.9. Технологические схемы головных и промежуточных НПС...........................61
        2.10. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными нагнетателями..................66
        2.11. Камеры приема и пуска поточных средств ..70
        2.12. Вспомогательные системы насосного цеха...73
        2.13. Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций........................................75
        2.14. Хранение и распределение газа............79

  Глава 3. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ НЕФТИ................................................83
         3.1. Состав и классификация нефти.............83
         3.2. Физико-химические свойства нефти.........94
         3.3. Подготовка нефти к транспортированию по трубам.....................................99
         3.4. Реологические уравнения состояния идеальных и реальных сред..............................102
         3.5. Нефть как вязкопластичная жидкость......109
         3.6. Реологические свойства нефти и нефтепродуктов..............................116
         3.7. Способы улучшения реологических свойств нефти.........................................124
         3.8. Сдвиговое течение вязкопластичной нефти в трубе.......................................127

  Глава 4. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТРУБОПРОВОДЫ. РАСЧЕТЫ ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ....................130
         4.1. Нагрузки, воздействия и напряжения в трубопроводах..............................130
         4.2. Расчет толщины стенок труб..............133
         4.3. Устойчивость подземных трубопроводов....136
         4.4. Расчет балочных трубопроводов без компенсаторов............................140

Оглавление

5

         4.5. Расчет балочных трубопроводов с компенсаторами ...........................143
         4.6. Элементы механики хрупкого разрушения труб.... 145
         4.7. Неразрушающий контроль трубопроводов и механика разрушения........................153
         4.8. Стресс-коррозия и условия ее развития...157
         4.9. Усталостное распространение трещин......161

  Глава 5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДОВ ..................................... 165
         5.1. Средняя скорость потока. Уравнение постоянства расхода.....................................165
         5.2. Уравнение Бернулли для стационарного потока реальной жидкости............................167
         5.3. Потери напора на трение и местные. Гидравлический уклон .......................168
         5.4. Режимы течения потока жидкости..........170
         5.5. Коэффициент гидравлического сопротивления потока жидкости в трубе.................... 174
         5.6. Введение в поток нефти антитурбулентных присадок.....................................175
         5.7. Безнапорное течение жидкости в трубе....179
         5.8. Гидравлический удар в нефтепроводах.....181
         5.9. Утечки через отверстие..................184

  Глава в. ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ........................ 193
         6.1. Уравнение баланса напоров для участка нефтепровода.................................193
         6.2. Последовательное и параллельное соединение трубопроводов...............................195
         6.3. Самотечные участки нефтепровода.........196
         6.4. Нефтепроводы с промежуточными перекачивающими станциями ..................199
         6.5. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода.................................201
         6.6. Укрупненный расчет вариантов нефтепровода ....203

Оглавление

         6.7. Последовательная перекачка углеводородов ...206
         6.8. Гидравлический расчет режима последовательной перекачки....................................210

  Глава 7. ГОРЯЧАЯ ПЕРЕКАЧКА ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ЗАСТЫВАЮЩЕЙ НЕФТИ.....................................212
         7.1. Особенности технологии горячей перекачки нефти........................................212
         7.2. Теплообмен и коэффициент теплопередачи при стационарном режиме горячей перекачки...................................215
         7.3. Распределение температуры вдоль потока транспортируемой нефти. Формула Шухова.......218
         7.4. Смена режимов течения в «горячем» нефтепроводе.................................220
         7.5. Гидравлический расчет «горячего» трубопровода................................221
         7.6. Перекачка водонефтяных эмульсий.............222
         7.7. Применение депрессантов при перекачке нефти.......................................226
         7.8. Перекачка газонасыщенной нефти..............228
         7.9. Мазут как транспортируемая среда............232

  Глава 8. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ ПРИРОДНОГО ГАЗА....................................................235
         8.1. Основные физические свойства газов .........235
         8.2. Подготовка газа к транспортированию ........241
         8.3. Коэффициент сопротивления трения для потока газа в трубе................................243
         8.4. Изотермическое течение газа в трубопроводе .244
         8.5. Изменение температуры газа по длине газопровода.................................247
         8.6. Расчет газопровода в стационарном режиме работы......................................249
         8.7. Охлаждение газа на компрессорных станциях.251
         8.8. Способы интенсификации перекачки газа.......252

Оглавление

7

  Глава 9. СТРОИТЕЛЬСТВО ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ........................256
         9.1. Подготовка строительного производства..256
         9.2. Комплексные трубопроводостроительные потоки .....................................258
         9.3. Земляные работы........................260
         9.4. Сварочно-монтажные работы..............262
         9.5. Изоляционно-укладочные работы .........267
         9.6. Профилирование подземных трубопроводов.270
         9.7. Переходы через естественные и искусственные преграды....................................274
         9.8. Надземные трубопроводы.................278
         9.9. Гидравлические испытания трубопроводов.279
        9.10. Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии.................................281

  Глава 10. СТРОИТЕЛЬСТВО ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ............................................284
        10.1. Состав проектного задания на строительство перекачивающих станций.......................284
        10.2. Конструкция и компоновка зданий насосных и компрессорных цехов........................285
        10.3. Фундаменты и технологическая последовательность сооружения насосных и компрессорных цехов........................287
        10.4. Общие приемы монтажа основного оборудования насосных и компрессорных цехов...............279
        10.5. Особенности монтажа технологических и обвязочных трубопроводов ..................291

  Глава 11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ........................297
        11.1. Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов...297
        11.2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов.............................304

Оглавление

        11.3. Техническое обслуживание и ремонт центробежных нагнетателей .................311
        11.4. Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций.....................315
        11.5. Многоуровневая структура диспетчерской службы ....................................319
        11.6. Пуск, остановка и ведение технологического процесса перекачки ........................323
        11.7. Рыночные аспекты эксплуатации трубопроводов..............................327

  ТИПОВЫЕ ЗАДАЧИ ПО РАССМОТРЕННЫМ ТЕМАМ ...........334

  ГЛОССАРИЙ........................................339

  ПРИЛОЖЕНИЕ
         Размерности некоторых физико-механических величин...................................345

  ЛИТЕРАТУРА.......................................347

                      «Я предчувствую, что россияне когда-нибудь пристыдят самые просвещенные народы успехами своими в науках и неутомимостью в трудах.»
Петр I Великий

Введение

Развитие экономики любой страны неразрывно связано с четкой работой транспорта по доставке сырья и готовой продукции. В России трубопроводный транспорт является основным видом транспортирования нефти и газа от мест добычи до потребителя. Этот вид транспорта способен гарантировать равномерную поставку больших грузопотоков нефти, нефтепродуктов и газа при минимальных экономических затратах. Именно поэтому авторы настоящей книги приняли участие в подготовке Государственной Думой РФ законопроекта «О магистральном трубопроводном транспорте», который предусматривает основные принципы государственной политики в области трубопроводного транспорта.
   Использование трубопроводов для перекачки жидкостей имеет многовековую историю: в древнем Риме свинцовые трубы использовались для подачи питьевой воды; в древнем Новгороде функционировал водопровод из деревянных труб для подачи воды из реки Волхов; в начале XVIII в. в Петергофе (Россия) была сооружена система водоснабжения знаменитых фонтанов; в 1804 г. для водоснабжения Москвы пущен водопровод, оборудованный по последнему слову техники того времени.
   Первый в мире нефтепровод был построен в США в 1865 г. В России первый нефтепровод производительностью 1300 т в сутки построен в 1878 г. на Апшеронском полуострове в районе г. Баку. Преимущества трубопроводного транспорта по

Введение

сравнению с железнодорожным и тем более с гужевым транспортом оказались столь очевидными, что строительство нефтепроводов в районах нефтедобычи продолжалось высокими темпами.
   В 1897 г. было начато строительство трубопровода длиной 835 км, диаметром 12 дюймов, производительностью 0,9 млн т в год для перекачки керосина из Баку в Батуми. По трассе трубопровода располагались 16 перекачивающих станций, оборудованных плунжерными насосами. Приводом насосов служили паровые и дизельные двигатели. Трубы соединялись с помощью резьбовых муфт и покрывались свинцовым суриком и джутовой тканью. Примерно в это же время в районе Баку появились первые газопроводы, которые предназначались для транспортировки попутного газа на промышленные предприятия.
   Первый самый крупный нефтепровод длиной 1250 миль был проложен в США из Техаса до Восточного побережья во время Второй мировой войны. Наиболее интенсивная добыча углеводородов и соответственно строительство нефте- и газопроводов в мире начались в послевоенные годы. В настоящее время протяженность американской транспортной системы «Грейт лайн» составляет 10 тыс. км. В 70-х гг. прошлого века США построили от побережья Арктики до побережья Тйхого океана трансаляскинский трубопровод длиной 800 миль.
   В середине 60-х гг. прошлого века в бывшем СССР сооружен нефтепровод из Башкирии до Иркутска (диаметр 720 мм, длина 3662 км). В 1964 г. пущен в эксплуатацию крупнейший в мире (длина 5500 км, диаметр от 720 до 1020 мм) трансевро-пейский магистральный нефтепровод «Дружба», соединивший месторождения нефти Татарстана (Россия) со странами Европы. В 1971 г. построен «горячий» трубопровод Узень—Самара (длина 1500 км, диаметр 1020 мм) для транспортировки высоковязкой казахстанской нефти.
   К концу XX в. Норвегия и Англия за счет добычи нефти на шельфе Северного моря вошли в первую десятку нефтедобывающих стран. Продуктивность нефтяных скважин в норвежском секторе моря составляет 730 т в сутки. В 70—80 гг. прошлого века по дну Северного моря проложена уникальная сеть

Введение

11

подводных трубопроводов, связывающая морские месторождения с потребителями Норвегии (880 км), Германии (440 км) и Великобритании (357 км).
   В казахском секторе Каспийского региона берет свое начало нефтепроводная система Каспийского Трубопроводного Консорциума протяженностью 1580 км, которая с 2001 г. транспортирует нефть крупнейшего месторождения Тенгиз (Казахстан) через территорию России до нефтеналивного терминала в Новороссийске.
   Помимо названных магистральных трубопроводов к крупнейшим действующим нефтепроводам можно отнести следующие системы: Центрально-Европейский диаметром 660 мм длиной 1000 км, берущий свое начало от Генуи (Италия); три нитки Трансаравийских нефтепроводов протяженностью более 1200 км каждый; Трапсиракский нефтепровод, длина которого вместе с лупингами и коллекторами составляет 5500 км.
   К моменту распада СССР общая протяженность магистральных нефтепроводов достигала 70 тыс. км, количество перекачивающих насосных станций составляло 570, а суммарная вместимость резервуаров — 1,7 млн т
   Послевоенные годы характеризуются также интенсивным строительством газопроводов: в СССР были сооружены газотранспортные системы Бухара—Урал, Средняя Азия—Центр, Северный Кавказ—Центр. Позже в связи с освоением гигантских газовых месторождений Уренгоя и полуострова Ямал (Россия) сооружена шестиниточная трансконтинентальная системы газопроводов диаметром 1220—1420 мм общей протяженностью 35 тыс. км. Для экспорта российского газа в Турцию по дну Черного моря на глубине 2000 м проложен уникальный газопровод «Голубой поток».
   Характерной особенностью транспорта природного газа является применение высокого давления и труб большого диаметра. Новыми способами транспорта газа по трубам является его перекачка в охлажденном состоянии при температуре ниже 203 К и давлении до 10 МПа, а также перекачка в сжиженном состоянии при температуре ниже 163 К и давлении 5,5—7,5 МПа.

Введение

   Перспективным для России является восточное направление трубопроводного транспорта (Китай, Азиатско-Тихоокеанский регион), которое будет развиваться по мере роста потребления там энергоресурсов. Сеть магистральных трубопроводов формирует международное энергетическое и экономическое пространство. Однако Россия при этом не должна превращаться в страну трубопроводов, устремленных к чужим берегам: нужна выверенная стратегия развития отечественного топливно-энергетического комплекса.
   Современное трубопроводное строительство приходится осуществлять на громадных малообжитых территориях, характеризующихся разнообразными и тяжелыми природноклиматическими условиями. Это приводит к усложнению конструктивных решений по линейной части трубопроводов, что затрудняет проведение работ и удорожает строительство. Повышение требований к качеству строительства и надежности трубопроводов еще в большей степени увеличивают затраты на их сооружение.
   Для обеспечения стратегических и экономических интересов нефтедобывающих стран необходимо поддерживать и развивать существующую инфраструктуру трубопроводного транспорта нефти и газа. Трубопроводный транспорт эффективен при перекачке массовых жидких и газообразных грузов. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при их транспортировании по трубам по сравнению с другими видами транспорта минимальны. Поэтому и в дальнейшем в транспортных схемах стран-экспортеров углеводородов магистральный трубопроводный транспорт будет развиваться как наиболее высокопроизводительный и перспективный.
   В общем объеме добываемой нефти доля высоковязких и высокозастывающих разновидностей год от года будет возрастать. Транспортировка таких сортов нефти представляет определенную сложность, так как требует применения специальных методов их перекачки.
   При проектировании систем трубопроводного транспорта нефти и газа необходимо сочетать передовые технологии строительства и эксплуатации, экологическую безопасность, на

Введение

13

дежность и экономическую эффективность. Для обеспечения столь высоких требований нефтегазовая отрасль нуждается в квалифицированных специалистах в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефте- и газопроводов.
   В соответствии с обозначенными задачами в настоящем учебном пособии излагаются основные физические законы, особенности и расчетные зависимости, определяющие динамику течения нефти и газа в трубах. Рассматриваются вопросы проектирования, сооружения и эксплуатации линейной части магистральных трубопроводов, насосных и компрессорных станций. В конце книги приводится ряд типовых задач и краткий глоссарий.
   Книга адресуется специалистам нефтегазовой отрасли и студентам, обучающимся по специальностям бакалавриата «Нефтегазовое дело».

Глава 1

ОСНОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
И ПОРЯДОК ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ


1.1. Состав сооружений магистральных нефтепроводов

В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами; запорная арматура; переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой; земляные амбары для аварийного выпуска нефти; пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели (рис. 1.1).
  Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для МТ применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо МТ существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.
  На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна

1.1. Состав сооружений магистральных нефтепроводов 15

реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.


Рис. 1.1. Состав сооружений МН:
      1 — подводящий трубопровод; 2 — головная НПС; 3 — промежуточная НПС; 4 — конечный пункт; 5 — линейная часть; 6 — линейная задвижка; 7 — дюкер; 8 — надземный переход; 9 — переход под автодорогой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — станция катодной защиты; 12 — дренажная установка электрохимической защиты; 13 — дом обходчика; 14 — линия связи; 15 — вертолетная площадка; 16 — дорога

   В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10—30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
   Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70—150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 м³/ч. Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Если длина МН превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100—300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосов. Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН.

Глава 1. Основные сооружения и порядок проектирования

   На трубопроводах, транспортирующих высокозастываю-щие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.
   К основным характеристикам линейной части МН относятся следующие группы данных:
   •    координаты продольной оси трубопровода на всем протяжении трассы;
   •    основные характеристики конструктивных элементов (номинальные диаметры и толщина стенок труб, геометрические характеристики формы сварных швов);
   •    физико-механические характеристики применяемых металлов и данные о плотности и размещении дефектов в теле трубы.
   Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. При диаметре нефтепровода 320 мм ме-талловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм — 420 т/км. Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20 % капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.
   С увеличением рабочего давления и диаметра труб возрастает толщина стенок. При повышении давления увеличивается стоимость единицы длины нефтепровода, однако удельные эксплуатационные затраты при этомуменыпаются. Например, при перекачке нефти со средней скоростью 1,5 м/с по трубам разного диаметра удельный расход энергии (кВт- ч на 1000 т/км) составляет: диаметр 530 мм — 23,6; диаметр 720 мм — 14,8; диаметр 920 мм— 10,6.
   В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз.