Материалы к занятиям по дисциплине «Сооружение, транспорт, хранение и сбыт нефти, нефтепродуктов и газа».

Национальный исследовательский университет Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина Материалы к занятиям по дисциплине «Сооружение, транспорт, хранение и сбыт нефти, нефтепродуктов и газа» (для групп ЭЭ-19-01, ЭЭ-19-02, ЭЭ-19-03, ВМ-19-01) Голунов Никита Николаевич, к.т.н., доцент кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов e-mail: golunov.n@gubkin.ru Москва, 2020 Национальный исследовательский университет Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина Лекция 6-7 Голунов Никита Николаевич, к.т.н., доцент кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов e-mail: golunov.n@gubkin.ru Единая система газоснабжения 180 тыс км 740 тыс км 250 2 500 км 3 300 км – протяженность магистральных газопроводов – протяженность сетей газораспределения – число компрессорный станций – средняя дальность транспортировки (внутренний рынок) – средняя дальность транспортировки (экспорт) 3 Принципиальная технологическая схема магистрального газопровода (МГ) Магистральный газопровод (МГ) – трубопровод (инженерное сооружение), предназначенный для транспортировки газа из района добычи в районы его потребления или переработки. 1 – газовый промысел 2 – газосборный пункт 3 – головная компрессорная станция (КС) 4 – отвод к газораспределительной станции (ГРС) 5 – переход через железную дорогу 6 – переход через автомобильную дорогу 7 – промежуточная компрессорная станция (КС) 8 – переход через реку 9 – переход через овраг 10 – подземное хранилище газа (ПХГ) 11 – станция катодной защиты 12 – конечная газораспределительная станция (ГРС) 4 Российские подводные трубопроводы. Голубой и турецкий поток Голубой поток: Общая протяженность – 1213 км Российский участок – 373 км (1200 мм) Морской участок – 396 км (610 мм) Турецкий участок – 444 км (1400 мм) Максимальная глубина моря – 2150 м Проектная мощность – 16 млрд.куб.м Введен в эксплуатацию: 2003 год 5 Турецкий поток 1100 км (910 км) общая протяженность (подводная часть) 2200 метров максимальная глубина 28,5 МПа рабочее давление 31,5 млрд.куб.м в год проектная мощность 813 мм диаметр 39 мм толщина стенок труб 5 км/сутки средняя скорость трубоукладки Судно-трубоукладчик Pioneering Spirit Трубопровод был запущен 8 января 2020 года, состоит из двух ниток мощностью 15,75 млрд.куб.м в год Одна нитка для поставок газа турецким потребителям, вторая − для газоснабжения стран Южной и Юго-Восточной Европы Трубопровод является частью системы газопроводов «Южный коридор», которая помимо этого существенно повысила газоснабжение центра и юга европейской части России Впервые в мире трубопровод такого диаметра проложен на глубине 2200 м 6 Российские подводные трубопроводы. Северный поток Общая протяженность – более 1,2 тыс. км. Максимальная глубина – около 200 метров. Рабочее давление – более 200 атм. Проектная мощность – 55 млрд.куб.м газа в год (две нитки по 27,5 млрд.куб.м) Трубы производились на заводах: Германии (Europipe – 75%) России (ОМК – 25%) Логистическая концепция была разработана в 2006 – за 4 года до начала строительства Котка и Мукран – заводы по обетонированию и склады Ханко, Слите, Карлскрон – промежуточные склады труб Расстояние от складов до местонахождения трубоукладочных судов не превышало 100 морских миль, что гарантировало судам обеспечения возможность за сутки выполнять рейс в оба конца 7 Российские подводные трубопроводы. Северный поток Газопровод был разделен на 5 участков, км: 0 ÷ 7,5 – место выхода на берег в России, 7,5 ÷ 297, 297 ÷ 675, 675 ÷1196, 1196 ÷ 1222 – место выхода на берег в Германии Два стыка участков необходимо было соединить на глубине 80-110 м с участием водолазов КР – километровая отметка Castoro Sei Solitaire Scandi Arctic 8 Способы укладки морских трубопроводов Наиболее распространенный метод укладки подводных трубопроводов. Суда оснащаются подъемными устройствами и стингерами – устройствами для более плавного схода трубопровода с борта судна и как следствие для уменьшения напряжений. Более высокая скорость укладки, т.к. возможна одновременная сварка нескольких стыков. Способ, используемый преимущественно на больших глубинах, т.к. при такой укладке напряжения в трубопроводе значительно ниже, чем при S-методе. 9 Определение объектов и сооружения магистральных газопроводов (МГ) Магистральный газопровод (МГ) – трубопровод (инженерное сооружение), предназначенный для транспортировки газа из района добычи в районы его потребления. Для транспортировки газа с морских промыслов на берег сооружаются подводные МГ. МГ – один из основных элементов газотранспортной системы и главное составное звено Единой системы газоснабжения России. Прокладка магистральных газопроводов бывает:  подземная (на глубину 0,8–0,1 м до верхней образующей трубы);  надземная (на опорах);  наземная (в насыпных дамбах). 10 Определение объектов и сооружения магистральных газопроводов (МГ) МГ в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса: I — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно II — при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно Компрессорные станции (КС) МГ – технологические объекты (инженерные сооружения), предназначенные для поддержания в МГ рабочего давления, обеспечивающего транспортировку газа в предусмотренных объемах. КС сооружают по трассе газопровода. Расстояние между ними составляет 100-150 км. Ответвление (отвод) от МГ – трубопровод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным потребителям (промышленным предприятиям или населенным пунктам). 11 Подготовка к транспорту Перед приемкой газа в транспортную систему обязательно проводится проверка их соответствия требованиям нормативных документов: - измерение массы; - измерение температуры и давления; - определение плотности и вязкости; - определение содержания механических примесей; - определение содержания воды. Основные направления подготовки газа к транспорту: - очистка газа от механических примесей; - очистка от сероводорода и углекислого газа; - осушка газа. 12 Подготовка к транспорту. Очистка и осушка Очистка и осушка газа - комплекс технологических операций, направленных на удаление из транспортируемого газа механических примесей, газов, воды Методы осушки газа: • Абсорбция (Гликолевая осушка) • Адсорбция (Цеолиты, силикагели или активированный алюминий) • Конденсация (Охлаждение с впрыском ингибиторов гидратообразования) • Мембраны (На основе эластомеров или стеклообразных полимеров) • Химический метод (Гигроскопичные соли обычно хлориды металлов) 13 Очистка газа от механических примесей. Циклонный пылеуловитель Преимущества циклонных пылеуловителей:  отсутствие движущихся частей в аппарате;  надежное функционирование при температурах газов вплоть до 500 °С без каких-либо конструктивных изменений;  возможность улавливания абразивных материалов при защите внутренних поверхностей циклонов специальными покрытиями;  пыль улавливается в сухом виде;  гидравлическое сопротивление аппаратов почти постоянно;  успешно работают при высоких давлениях;  рост запыленности газов не приводит к снижению фракционной эффективности очистки. 14 Блочно-модульные (КС) Блочно-компрессорные станции (БКС) представляют собой смонтированные в стандартном контейнере полностью готовые к пуску. Станция работает в автоматическом режиме и не требует постоянного присутствия человека. 15 Использование моноэтиленгликоля (диэтиленгликоля) для предотвращения гидратообразования в трубопроводах Газовые гидраты (газогидраты)  кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды и газа. Единичный объём газогидрата содержит до 160÷180 объемов чистого газа. Плотность гидрата метана около 900 кг/м³. При движении газа по газопроводу его температура падает быстрее, чем давление, поэтому гидраты зачастую образовываются, как правило, в коротких газопроводах или на начальных участках газопровода на расстоянии от 10 до 60 км. В замкнутом пространстве при повышении температуры и уменьшении давления гидрат разлагается на газ и воду с поглощением большого количества теплоты, что приводит к значительному повышению давления. Моноэтиленгликоль, диэтиленгликоль применяется при добыче газа в открытом море для:  поглощения воды;  предотвращения образования гидрата метана; Представляет собой прозрачную бесцветную жидкость слегка маслянистой консистенции. Не имеет запаха и обладает сладковатым вкусом. Смешивается с водой в любых пропорциях. Токсичен. Попадание этиленгликоля или его растворов внутрь организма человека может привести к необратимым изменениям в организме и к летальному исходу. 16 Принципиальная технологическая схема компрессорной станции (КС) 1 – узел подключения КС к МГ 2 – камеры запуска и приема очистного устройства МГ 3 – установка очистки газа (пылеуловитель и сепаратор) 4 – аппарат воздушного охлаждения газа 5 – газоперекачивающие агрегаты 6 – обвязка КС (технологические трубопроводы) 7 – запорная арматура обвязки КС 8 – установка подготовки пускового и топливного газа 9 – оборудование ЭХЗ трубопроводов обвязки КС 10 – главный щит управления и система телемеханики 17 Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) компрессорной станции (КС) ГПА предназначен для компримирования (сжатия) природного газа на КС МГ и ПХГ. Различаются: 1. По типу нагнетателей: - поршневые газомоторные компрессоры (газомотокомпрессоры); - ГПА c центробежными нагнетателями; 2. По типу привода: - c газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели); - c электроприводом; - c газовой турбиной (газотурбинным приводом); 3. ГПА c газотурбинным приводом подразделяются на: - агрегаты co стационарной газотурбинной установкой; - агрегаты c приводами двигателей авиационного и судового типов. 18 Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) компрессорной станции (КС) На КС МГ ПАО «Газпром» ГПА распределяются по мощности привода следующим образом (в процентах от общей установленной мощности): – газомоторные двигатели – 0,5%; – электропривод – 12,5% – газотурбинный приводом – 87%; Из общего количества газотурбинных ГПА имеется следующее распределение: – агрегаты co стационарной газотурбинной установкой – 42,4%; – агрегаты c приводами от:  двигателей авиационного типа – 39,4%;  двигателей судового типа – 18,2%. При этом наблюдается тенденция к увеличению доли ГПА авиационного и судового типов, имеющих большие значения КПД. 19 Типы приводов для газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на КС Двигатель внутреннего сгорания (газовый двигатель) Газомотокомпрессоры (ГМК) типа 10ГКН, МК8, ДР12 предназначены для перекачки природного газа в системе МГ. ГМК типа 10ГКН состоит из 2тактного газового двигателя с газотурбинным наддувом, с Vобразным расположением цилиндров, и поршневого компрессора двойного действия с цилиндрами, расположенными горизонтально. Электропривод (электродвигатель) На КС применяются асинхронные и синхронные электродвигатели мощностью от 400 до 12500 кВт с частотой тока 50 и 60 Гц, предназначенные для эксплуатации во взрывоопасных помещениях. Газовая турбина Газовая турбина – это двигатель, работа которого основывается на преобразовании энергии нагретого газа в механическую работу на валу Газоперекачивающие агрегаты имеют маркировку по типу электродвигателя: например ГПА-СТД-4000, ГПА-СТД-12500 20 Газотурбинный двигатель НК-16СТ для ГПА серии «ВОЛГА» (Казанское моторостроительное объединения) 21 Модельный ряд ГПА серии «ВОЛГА» (Казанское моторостроительное объединения) НК-38СТ НК-16СТ 22 Центробежные нагнетатели, используемые в ГПА на КС МГ Нагнетатель типа Н385 входит в состав ГПА мощностью 16 МВт и предназначен для сжатия и перемещения газа по МГ с рабочим давлением 7,45 МПа. Нагнетатель типа Н400 входит в состав ГПА мощностью 32 МВт и предназначен для сжатия и перемещения газа по МГ с рабочим давлением 11,86 МПа. тип Н385 Наименование параметра тип Н400 32 Производительность, приведенная к нормальным условиям (0,1013 МПа, 20 °С), млн м³/сут. 78,9 385 Объемная производительность при начальных условиях, м³/мин. 505 15,2 Потребляемая мощность, МВт 30,4 85 Политропный коэффициент полезного действия ЦБН, не менее,% 85 1,44 Степень сжатия 1,44 7,45 Давление газа конечное (абс.), МПа 11,86 15 Температура на входе в нагнетатель, °С 5 5050 Частота вращения ротора нагнетателя, об./мин. 5550 23 Нагнетатель типа Н-400 и газоперекачивающий агрегат «Ладога» Нагнетатель типа Н-400 Схема ГПА-32 «Ладога»: 1 – Газотурбинная установка 2 – Воздухоочистительное устройство 3 – Аппарат охлаждения масла 4 – Система выхлопа 5 – Нагнетатель 6 – Укрытие 7 – Блок обогрева укрытия 24 Производство электроэнергии из газа Турбогенератор преобразует механическую энергию в электрическую 1 000 Чайников Мощностью 2 кВт 25 Электропоездов «Сапсан» Мощность 8 МВт Турбогенератор ТГВ-200М Мощность 200 МВт * 1 МВт=1000 кВт 25 ГПА c газотурбинным приводом от двигателя авиационного типа 1 - входное воздухоочистительное устройство; 2 - масляные радиаторы; 3 - авиационный привод HK-16 CT; 4 - выхлопное устройство c шумоглушителем; 5 - нагнетатель природного газа; 6 - маслобак агрегата; 7 фундаментная металлическая рама агрегата; 8 - силовая турбина агрегата; 9 - рама авиапривода. 26 Аппарат воздушного охлаждения (АВО) газа Аппараты воздушного охлаждения (АВО) предназначены для охлаждения газов с давлением среды от 0,6 до 10 МПа. В качестве охлаждающего агента используется атмосферный воздух. АВО относятся к теплообменным поверхностным аппаратам. Охлаждаемый газ движется внутри биметаллических оребренных труб, передавая через их стенки теплоту охлаждающему агенту. 27 Газораспределительная станция (ГРС). Одоризация газа Наибольшее распространение для природного газа получил этилмеркаптана (ЭМК), для которого в СССР (1974) принята норма 16 мг на 1 м3 одорируемого газа. 28 Подземное хранение газа Подземное хранение газа − технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в подземных геологических структурах. Типы ПХГ • в истощенных месторождениях • в водоносных пластах • в соляных кавернах • в твердых горных породах • в отработанных шахтах. Функции ПХГ  регулирование сезонной неравномерности газопотребления;  хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;  регулирование неравномерности экспортных поставок газа;  обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в Единой системе газоснабжения;  создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств при добыче или транспортировке. 29 Подземное хранение газа 72,2 млрд куб м составил объем ПХГ к осенне-зимнему периоду 2019-2020 843,3 млн куб м потенциальная максимальная суточная производительность 20-40% объем обеспечения ПХГ поставок газа 12 действующих объектов ПХГ за рубежом с участием ПАО «Газпром» 30 Схема размещения скважин на ПХГ равномерная схема распределения скважин сводовая схема распределения скважин кустовая схема распределения скважин 31 ПХГ в истощенном месторождении 1915 год — первая в мире опытная закачка газа в истощенное газовое месторождение была проведена (Канаде, Уэлленд-Каунти). 1916 год — создано первое промышленное ПХГ (США, месторождение Зоар, район г. Буффало, емкость 62 млн.м³. 1958 год — создано первое в России ПХГ в истощенном месторождении (на базе мелких выработанных залежей газа месторождений Самарской области). Начата пробная закачка газа в Елшанское (Саратовская область) и в Аманакское (Самарская область) истощенные газовые месторождения. 1979 год —начато создание крупнейшего в мире ПХГ в истощенном газовом месторождении (Северо-Ставропольское ПХГ, Ставропольский край). Площадь горного отвода ПХГ составляет более 680 км². 32 ПХГ в водоносном пласте 1946 год - первое ПХГ в водоносном пласте (США, штат Кентукки). 1959 год - создано первое промышленное ПХГ в СССР (Калужская область, емкость 410 млн м³). 1977 - начато создание крупнейшего в мире ПХГ в водоносном пласте (Касимовское ПХГ,12 млрд м³). 1 — компрессорная станция; 2 — установка по подготовке газа (к закачке или после отбора); 3 — эксплуатационная скважина; 4 — наблюдательная скважина; 5 — комплекс горных пород; 6 — верхний газоводоупор; 7 — пласт-коллектор (газом); 8 — пласт-коллектор (вода); 9 — нижний газоводоупор 33 ПХГ в соляных кавернах а – вертикальная на одном уровне; б – вертикальная на разных уровнях; в – двухъярусная на одной скважине; г – тоннельная 34 Резервуары для хранения компримированных газов (КПГ) и сжиженных углеводородных газов (СУГ) Наземный газгольдер Подземный газгольдер Газгольдер – емкость для хранения сжиженного углеводородного газа (пропан-бутана) под давлением, наземного и подземного типа. Расположение резервуаров для СУГ: • газонаполнительные станции (ГНС) • газонаполнительные пункты (ГНП); • автомобильные газозаправочные станции (АГЗС); • системы автономного газоснабжения. Сферический резервуар 35 Резервуары для хранения СПГ Подземные резервуары СПГ Наземные резервуары СПГ Резервуары СПГ для проекта «Ямал СПГ» компании «НОВАТЭК» Резервуары в терминале СПГ в порту Дюнкерк 36 Резервуары для хранения СПГ Классификация резервуаров для СПГ: • По конструкции: одностенные, двустенные, с мембраной • По типу изоляции: экранная, пористая, засыпная, жесткая; Конструкция подземного резервуара СПГ 1 - Купольная крыша; 2 - Подвесная платформа; 3 – Берма; 4 – Изоляция на подвесной платформе; 5 - Изоляция стенки и днища; 6 - Подогреватель; 7 - Насосная площадка; 8 – Трубопроводная обвязка и эстакада; 9 - Мембрана; 10 - Стенка и основание; 11 - Каркас поршневого насоса • По материалу: Металлические, железобетонные, комбинированные. • По расположению: наземные, подземные. Конструкция наземного резервуара СПГ 1 - Подкладка крыши; 2 – Подвеска; 3 - Железобетонная крыша 4 - Боковая бетонная стенка; 5 - Железобетонная стена основания; 6 - Железобетонные сваи; 7 - Изоляция крыши 8 - Подвесная платформа; 9 - Внутренний корпус; 10 - Теплоизоляция стенки резервуара; 11 – Подкладка; 12 - Вторичная перегородка 37 Причины аварийности магистральных трубопроводов Суммарное распределение причин аварий на магистральных газопроводах по данным Ростехнадзора за 2005-2013 гг. Источник: Российская газовая энциклопедия, 2004 38 Причины аварийности магистральных трубопроводов. Коррозия Коррозия (лат. corrosio – разъедание) – процесс разрушения металлов и/или изменения их свойств в результате взаимодействия с окружающей средой Причиной коррозии является термодинамическая неустойчивость воздействию веществ, находящихся в контактирующей с ними среде конструкционных материалов к Химическая (газовая коррозия, коррозия в неэлектролитах) Электрохимическая (подземная, атмосферная, в электролитах, блуждающими токами, контактная, биокоррозия) по механизму процесса Структурная (связанная со структурной неоднородностью) Щелевая (усиленная коррозия в щелях и зазорах на границах металл-металл и металлнеметалл) Коррозионная кавитация (при ударном воздействии) Коррозионная эрозия (при воздействии трения) Фреттинг-коррозия (при воздействии вибрации) Радиационная коррозия (при воздействии радиации) Коррозия под напряжением (при напряженном состоянии материала) по расположению 39 Коррозия объектов магистральных трубопроводов. Способы защиты от коррозии Направления защиты от коррозии: 1. Конструкционный (применение легированных сталей, цветных металлов, герметиков, прокладок) 2. Активный (средства электрохимической защиты) 3. Пассивный (применение изоляционных покрытий) Способы активной защиты от коррозии: 1. Катодная поляризация 2. Протекторная защиты 3. Защита от блуждающих токов 40 Внутритрубная диагностика линейной части магистральных трубопроводов. Общая информация Диагностика: сбор и обработка информации о техническом состоянии магистрального трубопровода в целях обнаружения неисправностей (дефектов), а также выявления тех элементов, которые могут привести (или привело) к возникновению неисправностей Цели диагностики:  обнаружение дефектов в трубопроводе;  проверка изменения проектного положения трубопровода, его напряженнодеформированного состояния;  оценка коррозионного состояния и защищенности трубопровода от коррозии;  контроль технологических параметров;  оценка влияния трубопровода на прилегающие грунты, подземные воды, а также общий экологический мониторинг;  оценка результатов диагностики и испытаний;  оценка работоспособности трубопровода;  прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубопровода. 41 Внутритрубная диагностика линейной части магистральных трубопроводов. Виды диагностики 1. Очистка-калибровка позволяет очистить трубопровод устройствами, оснащенными полиуретановыми чистящими дисками, щеточными дисками, подпружиненными щетками, магнитными щетками, а также оценить минимальную величину проходного сечения 2. Профилеметрия позволяет измерить величины внутреннего проходного сечения, наличие дефектов геометрии трубы (овальность, выпуклости, вмятины), радиусы поворота трубы 3. Ультразвуковая и магнитная дефектоскопия позволяет проводить неразрушающий контроль трубопровода. Ультразвуковые и магнитные дефектоскопы могут быть выполнены раздельно или комбинированно. Магнитные дефектоскопы могут применять как продольное, так и поперечное намагничивание. Дефектоскоп движется в потоке перекачиваемого продукта Установка диагностического снаряда в камеру пуска СОД 42 Внутритрубная диагностика линейной части магистральных трубопроводов. Виды и классификация дефектов Разделение дефектов по видам: Приварка муфты • дефекты изоляционных покрытий • дефекты металла трубы • изменение проектного положения трубопровода и его деформация Разделение дефектов по категориям: • дефекты, подлежащие ремонту (ДПР) • дефекты первоочередного ремонта (ПОР) Нанесение изоляции после ремонта в полевых условиях Вырезание «катушки» 43