курсовая работа найти Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

 Поскольку надежность эксплуатации 
трубопроводов в суровых климатических 
условиях Севера и удаленности 
трасс часто является определяющей 
при выборе способа их прокладки, 
то, несмотря на существенные 
недостатки, надземные трубопроводы 
могут оказаться предпочтительнее 
остальных.

 В зависимости от вида 
и сложности препятствий используются 
три вида переходов: подводные, 
подземные и надземные.

К подводным переходам относятся 
участки трубопровода, проходящие через 
естественные или искусственные 
водоемы.

Подземные переходы применяются при 
пересечении трубопроводами железных
дорог, автомобильных дорог, кабелей 
связи и других подземных коммуникаций.

Надземные переходы составляют относительно
небольшую долю в объеме строительства 
трубопроводов. Обычно эта схема 
применяется, когда использование 
других, по каким либо причинам, нецелесообразно.
Наиболее часто надземные переходы
используются при пересечении оврагов,
рек с неустойчивым руслом, арыков,
каналов.

Структурная схема строительства 
линейной части в нормальных условиях.

Строительство трубопроводов представляет
собой последовательное выполнение
ряда операций.

1. Подготовка трассы: расчистка и планировка
трассы, устройство дорог и рекультивация
плодородного слоя. Производится вдоль
всей трассы на ширине отвода земли под
строительство трубопровода и предполагает
приведение трассы в состояние, позволяющее
провести все остальные технологические
операции.

2. Земляные работы: рытье траншеи и засыпка.
Размеры и профиль траншеи определяется
диаметром трубопровода, характеристикой
грунта и гидрогеологическими условиями
трассы. Засыпка трубопровода производится
бульдозерами и специальными траншеезакапывателями
роторного или шнекового типа. Рекультивация
выполняется поточным методом бульдозером
вслед за засыпкой траншеи. Избыточный
грунт бульдозерами разравнивается в
пологий валик с учетом последующей осадки
грунта.

3. Погрузо-разгрузочные и транспортные
работы: выгрузка труб с транспортных
средств, транспортировка на сварочные
базы, погрузо-разгрузочные работы на
сварочной базе, транспортировка на трассу.

4. Сварочно-монтажные работы: центровка, 
поворотная сварка, неповоротная 
сварка, контактная сварка труб.

5. Изоляционно-укладочные работы:
очистка, грунтовка, изоляция 
и укладка труб.

6. Очистка внутренней полости 
и испытание трубопровода: удаляются 
окалина, грязь, вода, снег, лед, 
посторонние предметы, чем обеспечивается 
надежная работа насосов и 
компрессоров, сохранность качества 
транспортируемого продукта и 
снижение затрат энергии на 
транспорт нефти или газа.

7. Испытание на прочность и 
герметичность. Газопровод испытывают 
пневматическим (воздух, газ) или 
гидравлическим (вода) методом. Нефтепроводы 
подвергаются только гидравлическим 
испытаниям.

8. Электрохимическая защита от коррозии.
Осуществляется катодной поляризацией
трубопровода с использованием станций
катодной защиты и протекторов.

Нанесение антикоррозионной изоляции
не гарантирует надежную защиту трубопровода,
что связано с возможными дефектами 
при нанесении изоляции и старением 
изоляционного покрытия. При использовании 
станций катодной защиты разность потенциалов 
между трубой и грунтом создается 
от постоянного источника электроэнергии.
Протекторная защита используется при 
удалении трубопроводов от источников
энергии. В этом случае катодной поляризации 
труб добиваются соединением их с 
протекторами (анодами), имеющими более 
низкий потенциал (магний, алюминий, цинк).Часто
электрохимическую защиту сооружают после
окончания всех видов работ. Это недопустимо,
так как при отсутствии электрохимической
защиты в первое после сдачи в эксплуатацию
время начинают интенсивно образовываться
очаги коррозии, которые продолжают действовать
даже после устройства электрохимической
защиты.

                            
1.6.Подводные и морские трубопроводы

Подводными называют трубопроводы,
сооружаемые ниже свободной поверхности 
воды на пересечениях трассой рек, замкнутых 
водоемов (рек, болот), а также в 
акваториях морей. Трубопроводы, проложенные
по дну моря или океана называют морскими.
Иногда магистральный трубопровод имеет
морскую и сухопутную часть. Такой трубопровод
называют сухопутно-морским. Применяется
прокладка магистральных трубопроводов
под водой как с заглублением их в грунт,
так и без заглубления.

 Особое внимание уделяется 
защите подводных трубопроводов 
от механических воздействий: 
ударов якорей судов, волокуш, 
каких-либо других конструкций.

Наиболее эффективное средство
защиты подводного трубопровода от механических
воздействий — применение подводной 
подземной схемы прокладки, т.е. заглубление 
труб в грунт ниже дна водоема.
Иногда при больших глубинах водоема 
или очень прочном скальном грунте
заглубить трубы ниже дна водоема 
не представляется возможным. В этом случае
применяют другие виды защиты от механических
воздействий: обвалование труб, бетонирование,
обкладка бетонными плитами, устройство
каменных насыпей над трубой и т. п. Оставлять
трубу не защищенной от механических воздействий
на дне можно только в том случае, если
есть полная уверенность, что трубы за
весь период эксплуатации не подвергнутся
внешним механическим воздействиям.

 Подводный трубопровод, запроектированный 
и построенный с учетом факторов,
неблагоприятно воздействующих 
на его работоспособность, может 
находиться в эксплуатации десятки 
лет, сохраняя свою работоспособность. 
Однако большое число подводных 
переходов через реки и другие 
внутренние водоемы выходят из 
строя — разрушаются или приходят 
в состояние, требующее немедленного 
ремонта, несмотря на двойное 
и даже тройное резервирование.
Опыт эксплуатации показывает, что 
около 80 % всех аварийных ситуаций 
возникает в результате размыва 
грунта вокруг труб, образования 
оголенных участков трубопровода,
подвергающихся силовому воздействию 
потока. Оставшиеся 20 % приходятся на 
коррозию, механические повреждения, 
невыявленные в процессе строительства
дефекты труб и конструкций и др.

                
1.7.Эксплуатация магистральных нефтегазопроводов

 Магистральный трубопровод 
предназначен для транспортировки 
больших количеств нефти или 
газа из района добычи в 
район его потребления. В процессе 
его эксплуатации важным является 
поддержание проектных параметров 
трубопровода и контроля технологического 
режима его работы, путем регулирования 
производительности, поддержания допустимых 
температур, давления и вязкости 
продукта. Руководство эксплуатацией 
магистральных трубопроводов на 
местах осуществляют производственные 
объединения по транспортировке 
и поставкам, в которые входят 
линейно-производственные управления
(ЛПУ), состоящие из цехов и 
служб. Одной из основных служб 
является линейно-эксплуатационная 
служба (ЛЭС). Численность персонала 
ЛЭС определяется в соответствии 
с нормативами и зависит от 
протяженности трассы и диаметров 
трубопроводов.

 Основными задачами ЛЭС являются:

– выполнение профилактических 
мероприятий и планово-предупредительных 
ремонтов,

– выполнение оперативных переключений,

– ликвидация возможных аварий 
на линейной части трубопровода,
отводах, технологических коммуникациях 
головных сооружений, насосных и 
компрессорных станций.

 Работники ЛЭС обязаны знать 
трассу магистрального трубопровода,
технологические схемы всех обслуживаемых 
ими коммуникаций, устройство и 
работу аппаратуры, приборов и 
арматуры, установок средств электрохимической 
защиты, НС, КС, ГРС и СПХГ, находящихся 
в зоне обслуживания данного 
ЛПУ.

Периодичность осмотра трубопроводов 
и отводов путем обхода, объезда 
или облета в зависимости от местных 
условий и сложности рельефа 
трассы трубопровода устанавливается 
руководством ЛПУ по согласованию с 
производственным объединением. Внеочередные
осмотры производятся после стихийных 
бедствий, а также в случае обнаружения 
неплотностей на трассе трубопроводов
и отводов. Результаты осмотра заносятся
в соответствующий журнал. При наличии
дефектов аварийного характера принимаются
срочно меры по их устранению.

                                            
2.Хранение нефти и газа

                                
2.1.Хранение нефти и нефтепродуктов

 Хранение нефти и нефтепродуктов 
осуществляется:

– на нефтебазах,

– в сырьевых и товарных парках 
добывающих, транспортирующих и 
перерабатывающих предприятий.

Нефтебазы – это многофункциональные 
технологические системы с объектами 
различного производственно-хозяйственного
назначения, предназначенные для 
бесперебойного и надежного обеспечения 
потребителей нефтью и нефтепродуктами.

На нефтебазах производится прием,
хранение и отпуск нефти, нефтепродуктов,
а также регенерация масел, сбор
и отгрузка отработанных нефтепродуктов.

 Все нефтебазы подразделяются:

по назначению – перевалочные, перевалочно-распределительные,
распределительные;

по транспортным связям – трубопроводные,
железнодорожные (автомобильные), водные,
водно-железнодорожные.

 На перевалочных нефтебазах 
производится прием, хранение 
и перевалка нефти и нефтепродуктов,
поставка нефтепродуктов распределительным 
нефтебазам и крупным потребителям.

Распределительные нефтебазы производят
прием, хранение и отпуск нефтепродуктов
потребителям. Основу нефтебазы составляет
резервуарный парк.

                                            
2.2.Хранение газа

 В общем случае газ хранят 
в сжиженном и в газообразном 
состоянии.

 Различают сжиженный углеводородный
(СУГ) и сжиженный природный 
газ (СПГ).

СУГ принято называть смесь пропана,
бутана, пропилена и небольших 
количеств метана, этана и этилена.
Получают СУГ на нефтеперерабатывающих 
и газоперерабатывающих заводах. Используют
два метода хранения сжиженного газа:
низкотемпературный и под повышенным
давлением. СУГ в основном хранится под
повышенным давлением в горизонтальных
резервуарах емкостью от 10 до 200 м3 и в сферических
резервуарах емкостью 600 м3. В частности,
этот метод хранения используется в автомобильных
автозаправочных станциях. СПГ хранится
при низких температурах. В этом случае
используются теплоизолированные вертикальные
цилиндрические резервуары. Для поддержания
температуры в резервуарах используются
холодильные машины. Используют также
подземные хранилища в водоносных горизонтах
(15-20%), в соляных куполах; в искусственных
выработках.

 Природный газ хранится в 
основном в газообразном состоянии 
под повышенным давлением. Наибольшее 
распространение получило подземное 
хранение в истощенных нефтяных 
и газовых месторождениях (80-85%). Достаточно 
широко используется хранение 
газа в газгольдерах высокого 
давления – толстостенных горизонтальных 
резервуарах и в баллонах. Хранение 
компримированного природного газа
(КПГ) применяется на автомобильных 
заправочных станциях.

                            
2.3.Сооружение газонефтехранилищ

Нефтебазы размещают на специально
отведенной территории в соответствии
с генеральным планом застройки 
и реконструкции данного района
вблизи транспортных путей. Если площадка
для нефтебазы удалена от населенного 
пункта, промышленного предприятия 
или железной дороги менее чем 
на 200 м и имеет более высокие 
отметки, то предусматривают обвалование,
отводные каналы и другие меры по предотвращению
разлива жидкостей с территории
нефтебазы в случае аварии.

 Резервуары являются основными 
сооружениями нефтебаз. На территории 
нефтебазы или перекачивающей 
станции по противопожарным соображениям 
резервуары, как правило, размещают 
группами.

 Резервуары являются ответственными 
инженерными сооружениями и классифицируются:

– по материалу, из которого 
они изготовлены – металлические, 
железобетонные, земляные, синтетические 
и в горных выработках;

– по типу конструкции – вертикальные 
цилиндрические (РВС) со стационарными 
покрытиями разнообразной геометрической 
формы, с плавающими крышами, 
горизонтальные цилиндрические 
с плоскими и пространственными 
днищами (РГС), каплевидные, шаровые, 
резервуары-цилиндроиды, прямоугольные 
и траншейные;

– по величине избыточного давления 
в паровом пространстве – резервуары 
низкого (не более 200 мм. вод. столба)
и резервуары высокого (более 200 мм. вод.
столба) давления;

– по назначению – резервуары для 
хранения мало-, высоковязких и 
нефтепродуктов, резервуары-отстойники,
резервуары-смесители, резервуары 
специальных конструкций для 
хранения сжиженных нефтяных 
газов с высоким давлением 
насыщенных паров

 В зависимости от высотного 
расположения по отношению к 
планировочной отметке строительной 
площадки резервуары делят на
наземные, подземные и полуподземные.
На нефтебазах и перекачивающих станциях
в основном применяют стальные (РВС имеют
емкость от 100 до 100 тыс. м3, РГС – от 3 до 200
м3) и железобетонные (типа ЖБР) резервуары
различных конструкций.

 Резервуары должны быть герметичными 
для хранящихся нефтепродуктов 
и их паров, простой формы, 
долговечными, дешевыми. Выбор типа 
резервуара для хранения продукта 
в первую очередь зависит от 
величины упругости его паров.

Подземные нефтехранилища позволяют 
создавать значительные запасы нефти 
и нефтепродуктов при небольших 
занимаемых площадях. По сравнению 
с наземными нефтехранилищами они 
более безопасны, характеризуются 
меньшими потерями от испарения, меньшими
затратами тепла на поддержание 
необходимой температуры в хранилище 
и меньшими удельными затратами 
на сооружение и эксплуатацию. В 
состав подземных нефтехранилищ 
входят подземные резервуары (выработки-емкости,
вспомогательные горные выработки,
скважины и др. ), наземные здания и сооружения.
В 1980 г. вместимость подземных нефтехранилищ
составляла: во Франции – 25 млн м3, США –
65 млн м3, ФРГ – 50 млн м3. Недостаток подземных
нефтехранилищ – необходимость предотвращения
накопления воды в подземных выработках
из-за фильтрации грунтовых вод.