Технологическая схема магистральных трубопроводов
В состав магистральных трубопроводов входят:
трубопровод (от мест выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС, УЗРГ, ПРГ узлами пуска и приёма очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;
установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;
линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройств электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
ёмкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;
головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, КС, ГРС, ГИС, СОГ, УРГ;
СПХГ;
пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;
указатели и предупредительные знаки;
объекты ремонтно – эксплуатационных служб (РЭП), административные и жилищно – бытовые сооружения;
водозаборные устройства, водопроводы, канализация и т.п.
постоянные дороги и вертолётные площадки, расположенные вдоль магистральных трубопроводов и подъезды к ним.
В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы получают название, характеризующее его целевое назначение: газопровод, нефтепровод, нефтепродуктопровод, конденсатопровод, водопровод, амиакопровод, трубопровод контейнерного транспорта и т.д.
Головными называют сооружения, на которых подготавливают газ к дальнему транспорту. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт. Как правило, в комплекс ГС входят установки по очистке газа от механических примесей, влаги, установки отделения от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.). К головным сооружениям относятся и КС в начальной точке газопровода, на территории которой обычно размещают перечисленные сооружения. Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль, металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно – измерительных приборов. Твёрдые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов, цилиндров, лопаток турбин. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.
Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах отделяется примесь от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объёмные (гравитационные) и циклонные. В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу. В масляных пылеуловителях, представляющие собой вертикальные сосуды, происходит контактирование масла и смеси газа с механическими примесями. В результате оседающий в пылеуловителях шлам периодически удаляют, загрязнённое масло заменяют.
Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидким поглотителем) и адсорбционным (с твёрдыми поглотителями). В качестве абсорбентов (жидких поглотителей) используют чаще всего диэтиленгликоль, а в качестве адсорбентов (твёрдых поглотителей) используют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Периодически часть адсорбентов отключается от системы и подвергается регенерации.
Линейная часть представляет собой непрерывную трубу между отдельными КС, пересекающую на всём протяжении множество естественных и искусственных препятствий, которые называются переходами; т.е. переход через автомобильную или железную дороги, подводный переход через реку или ручей, балочный переход через овраг, ручей. Кроме этого на линейной части размещается крановые узлы, перемычки, узлы запуска и приёма очистных устройств и другие сооружения, обеспечивающие транспорт газа или других продуктов.
Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродуктов, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях при технико - экономическом обосновании и условии обеспечения надёжности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территории населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства сельскохозяйственных и других работ регламентируются «Правилами охраны магистральных трубопроводов». В целях безопасности технические коридоры располагают на расстоянии не менее 40км. Прокладка осуществляется только подземно (подземная прокладка), прокладка трубопровода по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведённых в п.7.1 СНиП 2.05.06-85*. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надёжную и безопасную эксплуатацию трубопроводов. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надёжности трубопровода.