Молин О.В. Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ, насосных и компрессорных станций - файл n1.doc

приобрести
Молин О.В. Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ, насосных и компрессорных станций
скачать (1950.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1951kb.18.09.2012 13:55скачать

n1.doc

  1   2   3



Министерство образования и науки украины

ОДЕССКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ ХОЛОДА



МОЛИН О.В.


CООРУЖЕНИЕ

ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ,

НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Учебное пособие
Одесcа – 2010

Разработано кафедрой тепломассообмена соответственно образовательно-профессиональной программе и структурно-логической схеме подготовки специалистов направления подготовки 6.060504 «Нефтегазовое дело»

Разработчик: к.т.н., доцент О.В. Молин

Рабочая программа утвержена на заседании кафедры тепломассообмена
“___” _________________ 2010 г. Протокол № ___

Заведующий кафедры д.т.н., профессор В.В. Притула

Председатель научно-методической комиссии

по направлению подготовки “Нефтегазовое дело”

к.т.н., доц. М.М.Кологривов
Содержание

1. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1.1. Физико-химические свойства нефти и газов

1.2. Газораспределительные сети. Устройство и оборудование

1.3. Классификация трубопроводов

1.4.Состав работ, выполняемых при строительстве линеной части трубопроводов

1.5. Сооружение линейной части трубопроводов

1.6. Особенности преодаления преград

1.7. Испытания газопроводов на прочность и герметичность

2. ГАЗОХРАНИЛИЩА

2.1. Сеть подземных хранилищ газа на Украине

2.2. Эксплуатация подземных хранилищ газа

3. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ

3.1. История развития хранилищ для нефти

3.2. Хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах

3.3. Оборудование резервуаров

3.4. Конструкции резервуаров

3.5 Конструктивные схемы с плавающим покрытием

3.6. Выбор толщины поясов стенки резервуара

3.7. Нефтяные гавани

3.8. Подземное хранение нефтепродуктов

3.9. Автозаправочные станции

4. МОНТАЖ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1. Общие вопросы монтажа резервуаров

4.2. Индустриальный метод монтажа

4.3. Контроль качества выполнения строительных и монтажных работ

4.3. Контроль качества изоляционных работ

5. СООРУЖЕНИЕ НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

5.1. Состав выполняемых работ

5.2Архитектурно-строительные решения компрессорных станций

5.3. Контроль качества работ

5.4. Устройства защиты газопроводов от коррозии
ВВЕДЕНИЕ

Современные газонефтепроводы и газонефтехранилища, как правило, характеризуется использованием крупных агрегатов, имеющих сложную геометрическую форму и размеры.

Магистральные газопроводы Украины представляют собой единную транспортную технологическую систему. Ее протяженность 37,2 тысяч километров. В газотранспортной системе страны имеется 13 крупных газовых хранилищ.

Магистральные нефтепроводы Украины состоят из двух транспортных систем: Дочерние акционерные общества «Приднепровские магистральные нефтепроводы» (протяженность 2310 км) и « Магистральные нефтепроводы «Дружба» (протяженность магистральных нефтепроводов 1540 км). Магистральные нефтепроводы «Одесса-Броды» протяженностью 667 км , соединяют эти две транспортные системы. Общая протяженность магистральных нефтепроводов в Украине 4517 км.

В рассматриваемой дисциплине студентами изучаются следующие вопросы:

- общие сведения о строющемся магистральном трубопроводе (назначение, состав, схема, конструктивные решения, проектная документация, авторский надзор, стандарт ISO 9000);

- подготовительные работы к строительству ( геодезическая подготовка трассы, расчистка полосы строительства, временные дороги, площадки, мосты, системы бытового обеспечения);

- правила организации электрохимической защиты трубопроводов ( способы и требования к защите, комплексное опробование системы защиты, контроль качества устройств);

- строительство переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия ( подводные переходы, надземные переходы, переходы под автомобильными и железнодорожными дорогами);

- строительство подземных, надземных хранилищ.

Понятие строительство подразумевает под собой сведения о качестве и порядке изготовления объектов, о применяемых материалах и их обработке, методах контроля и испытаний и заканчивается сдачей аппарата в эксплуатацию. Сборка подобных агрегатов осуществляется поэтапно.

После окончания монтажно-строительных, сборочных и ремонтных работ все аппараты и машинное оборудование подвергаются испытаниям и в первую очередь на герметичность и прочность. В начале проводят подготовительные работы, связанные с осмотром и проверкой состояния всех частей и узлов аппарата, обеспечивающих герметичность системы. При испытаниях обращают также внимание на легкость и надежность управления технологическими процессами.

Процессы измерения и анализ изменения различных параметров проводятся от первых минут работы на испытательном стенде завода изготовителя до снятия с эксплуатации. Каждый из видов испытаний имеют свои задачи и регламентированы.

Кроме этого, в процессе эксплуатации оборудование подвергается различным видам ремонтов. Изменения, выявленные и произведенные во время ремонта, вносятся в паспорта, схемы и чертежи оборудования. К документам также прилагаются протоколы и справки об испытаниях и технических проверках на прочность и т.д.

Практические занятия по курсу призваны закреплению теоретических знаний, приобретению практических навыков по разработке программ строительства и монтажа, ремонта, эксплуатации и испытаниям нефтегазового оборудования.

Данные материал подготовлен на основе обзора, анализа и компиляции сведений из литературных данных, приведенных в рабочей программе.
1. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В обеспечении промышленности высококачественным топливом еще долгое время будет играть нефтегазовая промышленность. Доставка топлива потребителям осуществляетс различными способами. Основной вид доставки это трубопроводы. При этом выделяют магистральные и транспортные трубопроводы. Магистральные составляют почти половину общей протяженности трубопроводов и монтируются трубами диаметром 1220 и 1420 мм.

Магистральные газотрубопроводу это комплес сооружений: собственно газопроводы, компрессорные станции (КС) для перекачки газа и газораспределительные станции (ГРС). Компрессорные станции находятся на расстоянии 120-150 км одна от другой, обеспечивают подачу газа с исбыточным давление до 5 МПа к ГРС, которые вляются головными сооружениями при вводе газа в населенный пункт. На ГРС газ проходит через фильтры, регуляторы давления и одорируется (где подводится к газу сильно пахнующиие вещества). Давленее газ, поступающего с ГРС в газораспределительные сети, обычно не превышает 1,2 МПа. Обычно магистральные газопроводы сооружаются в несколко ниток. Для увеличения их пропускной возможности их проектируют на 7,5 Мпа.

В связи с сезонной неравномерностью хранеия газа возникает необходимость его хранение. Для этого используютсмя различные хранилища: истощенные газовые и нефтяные месторождения, либо аккумулирующие емкости последнего участка магистрального трубопровода.


    1. Физико-химические свойства нефти и газов


Природные газы подразделяются на три группы: газы,которые добываются из чисто газовых хранилищ и состоят в основном из метана (82-98%), газы, которые получаают из конденсатных хранилищ широких фракций (бензина, лигруина, керосина, а иногда и солярового масла. метана до 80-95 %) и газы которые добываются вмете с нефтью из нефтехранилищ (30-70% метана).

К основным параметров газов относятся: плотность, удельный вес, массовый и объемный расходы, линейная и массовая скорость, давление, вязкость, влажность. Из термодиамических свойств выделяют теплоемкость, теплопроводность и его дросселируемость, т.е. резкое снижение давления при расширении и изменение температуры.

Для нефтей выделяют следующие параметры: выпариваемость, давленим насыщенных паров над поверхностью, плотность, вязкость, коэффициенты теплопроводности, теплового расширения и теплоемкости, огнеопасности, температуры возгорания и взрывоопаности самовоспламенения, токсичность.
1.2. Газораспределительные сети. Устройство и оборудование
В зависимости от рабочего давления (МПа), газораспределительные сети (СНИП 2.04.08-87) «Газоснабжение» подразделяются на газопроводы:


Высокого давления 1 категории

св.0,6 до 1,2

То же, для сжиженных углево-дородных газов

св. 0,6 до 1,6

Высокого давления 2 категории

св. 0.3 до 0.6

Среднего давления

св. 0,005 до 0,3

Низкого давления

до 0,005, включительно


К газопроводам низкого давления подключаются жилые и общественные здания и мелкие комунально-бытовые предприятия. Газопроводы среднего и высокого давления 2 категории с избыточным давлением до 0,6 МПа служат для питания газовых распределительных сетей низкого давления через газораспределительные пункты (ГРП), а также крупных потребителй газа (производственные предприятия, хлебозаводов, бань и др.)

По числу степеней давления, применяемых в газовых сетях, системы газоснабжения подразделяются на двухступенчатые, трехступенчатые и многоступенчатые. Применямая схема определяется типом потребителя. Газорегуляторные пункты ( ГРП – для питания отдельных сетей) и газовораспределительные установки ( ГРУ – для питания отдельных потребителей) обычно размещаются в отдельных зданиях. Кроме ГРП и ГРС в системах газоснабжения имеются газораспределительные станции (ГРС), которые регулируют подачу газа из магистральных трубопроводов потребителям.

Наружная и подземная прокладка трубопроводов осуществляется с учетом климатических условий, глубины промерзания грунта, наличия электропроводок, других трубопроводов, уклона - для возможности отведения конденсата, линзовых компенсаторов температурных напряжений.
1.3. Классификация трубопроводов
Первоначально в качестве трубопроводов использовлись тростниковые трубки. Первые металлические трубопроводы появились в США в начале 19 века. В 1925-1936 гг. металлические газопроводы диаметром 300…400 мм появились в районе Баку. Первоначально газифицировался жилой фонд и общественные здания. В 40-50-х годах началась газификации промышленных предприятий не только природным газом, но и попутными нефтяными газами. С середины 50-х годов прошлого столетия началось строительство не отдельных газопроводов ( месторождение-потребитель), а начались формироваться целые газопроводные системы. Диамеры труб увеличились до 1020…1420 мм, а длины линий до несольких тысяч километров. Дальнейшее развитие мощных газопроводных систем связано с освоением месторождений Севера Тюменской области. В настоящее время протяженность магистральных трубопроводов превышает 200 тыс.км. Расширяется и сеть экспортных газопроводов, которые диаметром до 600 мм пересекают водные препятствия на глубинах свыше 2 км.

Конструктивные отличия трубопроводов и резервуаров для хранения газа и нефтепродуктов определяются отичием их физико-химических свойств. Но, в основном, они не значительны. Так для газа при движении давление уменьшается, плотность уменьшается и возрастает скорость. Поэтому в отличие от нефтепродуктов транпортируемая среда в газопроводах движется с ускрорением. Охлаждение газов приводит к уменьшению вязкости и потерь. Сжимаемость газов позволяет хранить большее количество в малах емкостях. Для влажных газов. при дросселироваии (резком падении давления и температуры – эффект Джоуля-Томсонна), возможно образование гидратов – белой кристаллической массы похожей на лед или снег, что может приводить к снижению проходных сечений трубопроводов.

В зависмсти от рабочего давления магистральные трубопроводы подразделяется на два класса:

1-й класс - от 2,5 до 10 МПа;

2-й класс – от 1,2 МПа до 2,5 МПа включитеьно.

Все остальные относятся к внутрипромысловым, внутризаводским, подводящим, сетям в населенных пунктах и др. В зависимости от назначения, требований ТБ, диаметра, способа прокладки и монтжа все трубопроводы подразделяются на 5 категорий. В состав магистральных трубопроводов входят следующие основные объекты: головные сооружения, компрессорные станции, аппараты для охлаждения газа, газораспределительные станции, хранилища газа, линейные сооружения.

Для компенсации неравомерностей потребления газа используются хранилища: наземны ( металлические конструкции ( газгольдеры – конструкции различного типа ) и подземные ( в отработанных выработках, водоносных пластах ).
1.4.Состав работ, выполняемых при строительстве линеной части трубопроводов
При сооружении линейной части трубопроводов выделяют два периода – подготовительный и основной.

В ходе подготовительного периода выполняются следующие работы:

- разбивку трассы;

- отвод земель;

- подготовку строительной полосы;

- устройство временных и постоянных дорог.

В ходе основного периода выполняются следующие виды работ:

- погрузочно-разгрузочные и транспортные работы;

- земляные работы;

- сварочно-монтажные работы;

- изоляционно-укладочные работы;

- очистка внутренней полости и испытание трубопроводов.
1.5. Сооружение линейной части трубопроводов

Объем земляных работ зависит от схемы прокладки и профиля траншеи Используются:

- подземная прокладка с различными профилями траншей (остаются в пользовании пахотные земли, отсутствует влияние атмосферных условий на изоляцию, однако при наличии грунтовых вод и мерзлоты необходимы затраты на балластировку трубопроводов). Используется до 98% протяженности трасс;

-
полуподземная (для заболоченных и приналичии подстилающих скальных пород), менее диаметра трубы с последующим обваловыванием выступающей части;

- надземная (для заболоченных районов). Недостаток – слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений (Рис. 1.3);

- надземная (для пустынных, горных районов, районов вечной мерзлоты, преодоление припятствий). Недостаток – загромаждение территорий, затраты на устройство опор (Рис. 1.4).

Для рытья траншей используются одноковшовые и многковшовые (роторные) экскаваторы. В скальных породах работы ведуться буровзрывным методом, при этом на дно траншеи устраивают постель из мягкого грунта (например, песка). В районах вечной мерзлоты осуществляют предварительное рыхление (на глубину 0,3…0,5 м) грунта с помощью специальных машин-рыхлителей.

П
ри проведении сварочно-монтажных работ приняты две схемы их организации:

  1. сварка отдельных труб длиной 6 и 12 м на трубосварочной базе в трубные секции длиной 24 или 36 м с последующей их доставкой на трассу сооружаемого участка;

  2. вывоз отдельных труб на трассу, где их сваривают.

Применяют обычно ручную или автоматическую (с помощью сварочных генераторов) электродуговую сварку. Достоинством ручной является возможность сварки неповоротных стыков трубопроводов (т.е. отсутствует необходимость вращения труб) и менее жесткие требования к подготовке труб к сварке. Важными этапами при сварке являются зачистка, разделка кромок, центрирование. С 1952 г. используется электроконтактная стыковая сварка оплавлением. Она предусматривает нагрев торцов труб до высокой температуры и их последующее соединение под воздействием осевого сдавливания (передвижные комплексы «Союз»). Недостатком этого метода являются более жесткие требования к состоянию торцов труб (овальность, разностенность и др.).

Изоляционно-укладочные работы проводятся после сварки трубопровода в непрерывную нить и отрывки траншеи проектного профиля. Специальные очистные машины очищают наружную поверхность трубопровод до металлического блеска и наносят битумную грунтовку. Изоляционные машины наносят на трубы мастичное или полимерное покрытие и стеклохолст. Изоляционно-укладочные работы могут быть совмещены, а могут, выполняются и раздельно.

О
бластью преимущественного применения раздельного способа является проведение изоляциионно-укладочных работ на болотах и на обводненных участках. Заизолированный трубопровод укладывается в подготовленную траншею одним из следующих способов:

Очистка внутренней полости трубопроводо осуществляется продовкой воздухом (или газом ) и промывкой водой. Трубопроводы диаметром менее 219 мм продуваются высокоскоростным потоком воздуха или газа. Предпочтительние осуществлять продувку сжатым воздухом. В качестве ресивера используется предыдущий смежный участок трубопровода объемом не менее продуваемого трубопровода с давлением 0,6…1,2 МПа. На ресивере устанавливается запорная арматура или заглушки.

Продувку трубопроводов диаметром более 219 мм выполняют с использованием очистных поршней, перемещаемых потоком сжатого воздуха. Продувку газом осуществляют специальным согласованием. Природный газ и воздух могут образовывать взрывоопасную смесь. Поэтому трубопровод вначале продувают одним газом при давлении не более 0,2 МПа, Содержание кислорода после продувки не должно превышать 2 %.

Промывка внутренностей водой осуществляется, когда испытание на прочность и герметичность будут проводиться гидравлическим способом. При промывке по трубопроводам в поттоке пропускаются поршни-разделители. Промывка заканчивается, когда поршни-разделители выходят из противоположного конца трубопровода.

Испытания на прочность и герметичность осуществляют гидравлическим, пневматическим и комбинированным способами и проводят после проведения всех монтажных работ.

Гидралические испытания проводят с использованием близлежащих водоемов. Для удаления воздуха, что может исказить результаты испытаний, устанавливают воздушники. Давление при испытаниях на 10…25 % выше рабочего и должно держаться 24 часа. Закнчиваются испытания вытеснением воды из трубопровода пропусканием поршня-разделителя со скоростью 3…10 км/ч под давлением сжатого воздуха. Воду из нефтепродуктов после испытаний удаляют также поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта.

Пневматические испытания проводятся в несколько этапов. Вначале создается давление до 30 % от испытательного, проводится осмотр трассы. Затем давление повышается на 10 % от рабочего, перекрывается запорная арматура и в течение 12 часов давление не должно снизиться более 1 %. Достоинство этого метода отказ от большого количества используемой воды, необходимость ее вытеснения после проведения испытаний и антикорроозионные вопросы. Однако при компрессировании воздух нагревается, при последующем охлаждении давление падает, что ошибочно можно идентифицировать как утечку. Падение давления даже при наличии мелкой утечки незначительно и его тяжело фиксировать.

При комбинированном способе вначале проводят пневматические испытания сжатым воздухом или газом, а затем поднимают давление до испытательного, закачивая воду опрессовочными агрегатами.
1.6. Особенности преодаления преград
Естественные преграды – это особенности рельефа, искусственные это результат деятельности человека.

Воздушные переходы подразделяются на балочные:

- однопролетный балочный переход для узких преград с устойчивыми стенками;

- арочный (выгнутый), который также не имеет опор, но способен к некоторой компенсации температурной деформации труб;

- многопролетный балочный с различного типа компенсаторами;

- трапецеидальные, в отличии от арочных способны к большей компенсации удлинения труб по сравнению с арочными.

Подвесные (вантовые, висячие) переходы отличаются от балочных тем, что роль промежуточных опор выполняют канаты, удерживающие трубоповод от провисания. Несущий трос крепится в верхней части опор ( пилонов ), а концы тросов закреплятся на специальных опорах ( якорях ). Монтаж ведется с установки тросов, а потом с помощью полиспасов поднимается трубопровод.

При пересечении железных и автодорог для ликвидации даже минимальных просадок сооружение подземных переходов ведется безтраншейным методом, т.е. без устройства открытой траншеи. При этом трубопровод укладывается в кожухе диаметром не менее 200 мм трубопровода и длиной на 10…40 м превышаюшей ширину препятствия. Межтрубное пространство сообщается с атмосферой посредством свечей диаметром 100…150 мм и высотой не менее 5 м. Для нефти свечи не устраиваются. Кожух имеет уклон, чтобы в случаи аварии нефть стекла в сборный колодец.

Прокладка кожуха под полотном дороги может быть выполнена прокалыванием, продавливанием, горизонтальным бурением.

Прокалывание осущетвляются кожухом с наконечником. Такой способ прокладки требует очень болших усилий продавливания ( при диаметре менее 100 мм – до 40 т, при 200 мм – дл 100 т, при 520 мм – до 200 т ).

При продавливании конец кожуха снабжен режущим кольцом, а грунт из него удляется механически или гидроразмывом. Усилия продавливания составляют 140…300 т. Недостаток обоих методов малый ход поршня домкрата ( 1…2 м ) и необходимость наращивания длины проталкиваемых элементов.

Способ горизонтального бурения позволяет прокладывать кожух сразу на полную длину. Установки горизонтального бурения позволяют прокладывать кожухи диаметром 1220…1420 мм со скоростью от 0,3 до 10 м/ч при осевом усилии от 8 до 80 т. Буровой инструмент режет грунт впереди трубы, а шнековый механизм перемещает его по кожуху, из которого он высыпается в рабочий котлован.

После прокладки кожуха через него протаскивают заранее подготовленный трубопровод. Для этого его сваривают, изолируют, футеруют и подвергают гидравлическим испытаниям. С целью уменьшения усилия протаскивания на трубопроводе закрепляют роликовые опоры.

Подводные переходы включают в себя осовную и резервную ( дюкер ) нитки. Как правило магистральные трубопроводы заглубляют в дно водоемов. Перед укладкой трубопровод сваривают, изолируют, футеруют матами из деревянных реек, после чего его балластируют ( утежеляют ). Балластировку осуществляют чугунными пригрузами в виде двух полумуфт, скрепленных болтами или железобетонными, жестко или не жестко закрепленных на трубе. Использование одиночных пригрузов требует увеличение размеров отрываемой траншеи. Наиболее перпективным является утяжеление труб сплошным покрытием из бетона либо монтирование типа «труба в трубе» с утяжелителем.

Укладка в подводные траншеи осуществляется: протаскиванием по дну, погружение с поверхности всей длины трубопровода (оба случая как в заболоченной местности) или погружением с поверхности воды последовательным наращиванием секций трубопровода.

Морские трубопроводы связывают отдельные морские платформы с центральным накопителем и плавучим причалом, который оборудован для швартовки танкеров либо терминалом на берегу. Для предотвращения повреждения морские трубопроводы укладываются под грунт. Земляные работы проводятся как с поверхности воды ( землесноряды, гидромониторные установки, грейферные землечерпалки, пневматические и гидравлические грунтососы ), так и под водой, с помощью различного рода автономных устройств работающих под водой.

Перед прокладкой на трубопровод наносится защитное покрытие и осуществляют, как правило, бетонную пригрузку. Укладка осуществляется протаскиванием либо с поверхности моря постепенным наращиванием. Протаскивание осуществляется для трасс длиной до 15 км. Усилие создается лебедкой на судне, а трубопровод устанавливают на роликах на суше. Укладка с судов осуществляется сваренными плетями длиной по 180 м. Оснащенная поплавками плеть сваривается с концом предыдущей над водой. Конец которой также оснащен поплавками. Затем плети погружаются. Отстроповка осуществляется автоматически на заданной глубине.

Укладка в заранее отрытые траншеи дорога и технологически сложна. Поэтому уложенные на дно трубы заглубляют подводными агрегатами-трубозаглубителями. На тележке агрегата, которая катится по трубе, установлены различные заглубляющие приспособления: гидромониторные сопла, плуги, фрезы или роторные колеса. Для защиты также используются различные типы каменной наброски с поверхности моря или асфальтирование поверх траншеи.
1.7. Испытания газопроводов на прочность и герметичность
Данный материал относится больше к системам не магистральных трубопроводов, а транспортных, используемых в системах газоснабжения. Испытания на прочность производятся механическими и физическими методами.

Механическим испытаниям подлежат сварные стыки стальных газопроводов, не полдежащие контролю физическими методами и стыки подземных газопроводов сваренных газовой сваркой. Стыки отбираются в ходе проведения сварочных работ в количестве 0,5 % общего числа соединений, сваренных каждым сварщиком в течение месяца. Образцы для контроля вырезаются равномерно по периметру каждого отобранного стыка и подвергаются испытаниям на статическое растяжение и на изгиб или сплющивание. В случае неудолетворительных испытаний хотя бы одного стыка, сваренных одним сварщиком газовой сварой в течении календарного месяца все стыки должны быть удалены, а стыки сваренные дуговой сваркой подвергнуты радиографическому или ультразвуковому методу контроля.

Исправление дефектов шва выполненного газовой сваркой запрещается. При дефактах после дуговой сварки дефектная сварка удаляется и проводится повторная сварка с последующей проверкой всего сварного стыка радиографическим метолом.

Дефектные стыки соединений полиэтиленовых трубопроводов исправлению не подлежат и должны быть удалены.

Испытания газопроводов на герметичность проводят воздухом. При этом газопровод делится на отдельные участки, разделенные заглушками или запорными устройствами. Внутренние полости перед испытаниями должны быть очищены. При испытаниях используются манометры класса точности 0,15; 0,4 и 0,6. При давлении до 0,01 МПа применяются U-образные жидкостные (заполненные водой) манометры. До проведения испытаний производитя выдерживание заполненного газопровода до выравниваний температуры воздуха в них с температурой грунта. Время выдержки и величины испытательного давления для различных газопроводов нормированы. Перечень документов, предъявляемых приемочной комиссии после окончания строительных работ и приемки объекта в эксплуатацию также нормирован.

Присоединение газопровода к действующим сетям относится к наиболее ответственным газоопасным работам и производится специализированными бригадами. Газовую резку и сварку на действующих газопроводах производят при давлении газа на них 0.4…1 кПа. При давлении газа ниже 0,4 или более 1,5 кПа огневые работы должны быть прекращены. При превышении давления на газопровод устанавливаются «свечи» и выходящий газ, как правило, сжигается.

Врезку новых газопроводов в действующие выполняют катушечным или тавровым соединением. Катушечное соединение применяют при совпадении в параллельном расположении осей соединяемых трубопроводов ( варят в торец один к другому). В противном случае изготавливается фасонная деталь для решения вопроса изгиба. Существует порядка одного десятка схем технологических процессов врезки новых трубопроводов в действующие (стр. 47).
2. ГАЗОХРАНИЛИЩА

2.1. Сеть подземных хранилищ газа на Украине
Регулирование неравномерности потребления газа по сезонам классифицируется как суточное, недельное, месячное и годовое. В связи с этим необходимы хранилища для регулирования газоподачи. Чаще вего для этого используются подземные хранилища: в водоносних пластах, истощенных месторождений. Они могут бать различного геологического строения и различного залягания.

Подземные хранилища газа (ПХГ) на Украине имеют два назначения: для внутреннего и внешнего употребления. В основном они монтируются на основе водоносних структур и выработанных газовых и газоконденсатнох месторождений.

На Украине выделяются 4 комплекса ПХГ:

Заподноукраинский – в Прикарпатье (обеспечивается системой трубопроводов «Союз», «Уренгой-Помари-Ужгород», «Ивацевичи-Долина», «Киев-Западная Украина», «Долина-Ужгород», «Елец-Кременчуг-Ананьев-Богородчаны»;

Киевский – в районе Киевской системы газопроводов («Киев-Брянск-Москва», «Тула-Шостка-Киев», «Шебелинка-Полтава-Киев», «Ефремовка-Диканька-Киев», «Союз», Курск-Диканька», «Острогозк-Шебелинка». «Новопсковск-Шебелинка»;

Донецький – Донецький (кольцвой) газопровод («Северный Кавказ-Центр России» (в пределах Украины) и дальше «Луганськ-Лисичанск-Рубежное»;

Южноукраинский – в районе южных областей Крыма и частично Среднего Придніпров’я.- «Шебелинка-Днепропетровск-Кривой Рог-Измаил». Он предназначен для поставки газа Днепропетровской, Запорожской, Кировоградской, Одесской, Николаевской, Херсонской областей и Республики Крым.

ПХГ должны обеспечивать одно из трех условий:

Используются также металлические резервуары (газгольдеры) сухого и мокрого типа на различные давления и объемы. Как аккумулирующие емкости при транспортировании газа используются также конечные части газопроводов. Осуществляется это следующим образом; компрессорная станция (КС) имеет постоянную производительность. Когда потребление газа становится меньше, он накапливается в самом газопроводе в его концевых частях.
2.2. Эксплуатация подземных хранилищ газа
В состав станций подземного хранения газа (СПХГ) входять;

- газопровод – отвод от хранилища; закачиваемого газа;

- компрессорная станция;

- газосборный пункт;

- установки підготовки газа;

- технологические бурове скважины;

- внутрипромышленные трубопроводы;

- административно-хозяйственные строения и сооружения.

На СПХГ до начала экксплуатации должны бать подготовлены:

- компрессорный цех на рабочее давлениезакачиваемогогаза;

- установки по очищению газа от механических примесей на входе в компрессорную станцию;

- установки по очищению газа от масла;

- трубопроводы, коллекторы, сепарационные установки с регулирующей и запорной арматурой;

- установки осушения газа

Технологичная схема СПХГ характеризуется объемом, количеством закачиваемого и отбираемого газа, периодичность циклов и другими показателями. Должен быть обеспечен постоянный контроль за содержанием воды, конденсата и других компонентов.

Нормальная эксплуатация СПХГсвязана с регулярными испытаниями скважин, которые подразделяются на текущие, контрольные и специальные.

Текущие – с целью установления технологического режима работы и проверки производственной характеристики скважины.

Контрольные – для выборочной проверки состояния отдельных скважин.

Специальные – с целью выяснения причин, которые влияют на производственные характеристики и условия эксплуатации скважин и хранилища в целом.

Контроль за эксплуатацией СПХГ, что определяется технологической схемой, осуществляется в две стадии:

  1   2   3


Министерство образования и науки украины
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации