Назначение магистральных и промысловых трубопроводов

Магистральные трубопроводы

Магистральные трубопроводы – это многосоставные конструкции, которые транспортируют минеральное сырье из места его добычи до пункта конечного потребления. В систему магистралей входят не только сами трубы, но и комплекс трубопроводного техоборудования: подвески, опоры, запорно-регулирующие фитинги и др.

Виды трубопроводов

Масштабные сооружения, которые упрощают перемещение жидких, газообразных и твердых сред, имеют классификацию. Они делятся на разные типы.

Магистрали различают по техническим параметрам, транспортируемым средам, способу прокладки, величине конструкции и др.

По техническим характеристикам

Трубопроводы адаптированы к разному уровню давления в системе:

• Класс 1: 2,5-10 МПа.
• Класс 2: 1,2-2,5 МПа.
• Класс 3: До 1,2 МПа.

В первые две группы входят сети, которые работают с газом, нефтепродуктами, тепловыми сетями. К третьей категории относятся системы канализации. В них вещества движутся по естественному уклону грунта.

Сооружения прокладывают в регионах с разным климатом. Поэтому их также различают по температурному режиму. Выделяют сети:

• холодные ‒ рассчитаны на температуру ниже нуля.
• нормальные ‒ исправно функционируют в температурном диапазоне от +1 до +45 0С.
• горячие ‒ сохраняют работоспособность при повышении температуры до +46 0С и выше.

Еще одна популярная классификация магистральных трубопроводных сетей – по диаметру трубы. Выделяют 4 основных группы. Их диаметр составляет:

• 1-1,2 м;
• 0,5-1 м;
• 0,3-0,5 м;
• менее 0,3 м.

По способу монтажа

Магистральные линии собирают разными способами. Выбирая метод сборки, инженеры учитывают назначение трубопровода, тип грунта, особенности ландшафта (естественные и искусственные преграды на пути маршрута). Также во внимание принимают бюджет проекта и стоимость его технического обслуживания.

Типы прокладки магистралей:

• Наземный. Участки труб ставят на заранее подготовленные опоры (балочный или арочный способ). Они надежно фиксируют детали в исходном положении по проекту, предотвращая сеть от провисания и смещения под воздействием сезонных сдвигов почвы.
• Подземный. В грунте подготавливают канавы/траншеи, в которые помещают секции труб. При необходимости обогнуть преграды на местности участки линии приподнимают из траншей на опорах или протягивают их через тоннели. Подземный монтаж характерен для магистральных нефтегазопроводов, которые функционируют под высоким давлением. При этом системы не размещают через населенные пункты, морские порты, ж/д мосты и подобные объекты.
• Подводный. Основные секции (реже – всю магистраль) фиксируют ниже поверхности воды. Речной, болотный, морской способы прокладки подходят для нефте- и газопроводов.

Виды рабочих сред

Трубопроводы прокладывают для передачи веществ в твердом, жидком, газообразном состоянии на дальние расстояния. В первую очередь линии строят для транспортировки сред, которые опасно и затратно перевозить железнодорожным или водным транспортом (например, нефтепродукты, углеродные сжиженные газы, природные газы).

В зависимости от типа рабочего материала различают следующие системы:

• нефтепроводы;
• газопроводы;
• бензопроводы;
• керосинопроводы;
• мазутопроводы;
• паропроводы;
• теплопроводы;
• водопроводы.

Химический состав рабочих веществ имеет разную степень агрессивности. Поэтому транспортируемые среды делят на:

• агрессивные;
• среднеагрессивные;
• слабоагрессивные;
• неагрессивные.

Трубы для магистральных трубопроводов

При выборе материала для сооружения магистрали учитывают несколько факторов: климатические условия эксплуатации, агрессивность транспортируемых сред и др.

Какие трубы применяются для строительства? Наиболее распространены долговечные, устойчивые к атмосферной и почвенной коррозии металлические конструкции (стальные, чугунные). Рассмотрим особенности систем из разных материалов:

• Стальные трубы. Их популярность обусловлена прочностью, надежностью, простотой сварки, экономичностью. Стальные детали из низко- и среднелегированных сплавов выдерживают повышенное внутреннее давление, устойчивы к перепадам температур.
• Чугунная арматура. Востребована при прокладке подземных коммуникаций в условиях повышенной нагрузки на грунт. Обладает устойчивостью к коррозионным поражениям, долговечностью. Недостаток чугуна – хрупкость, поэтому материал, в основном, задействуют при сооружении систем водоснабжения, водоотведения, которые работают под низким напором.
• Конструкции на основе полимеров (полиэтилен, полипропилен, поливинилхлорид). Гибкость пластиковых элементов позволяет нивелировать тепловые расширения материала, небольшие сдвиги слоев земли. Полимеры устойчивы к коррозионным процессам, долговечны. Они распространены при создании объектов газо- и водоснабжения, тепловых сетей.

Реже строят трубопроводы из бетона, асбестоцемента. Такие системы устойчивы к ржавчине, рассчитаны на длительное время использования при отсутствии сильных вертикальных и горизонтальных нагрузок на коммуникацию.

В магистральные системы ставят трубы длиной 10-11 м, которые отличаются по способу производства. Технология влияет на рабочее давление конструкций. Они могут быть:

• бесшовными ‒ их установка ограничена диаметром 529 мм;
• с продольным швом;
• со спиральным швом.

В зависимости от климатических условий, трубопрокат подразделяют на:

• Обычный. Рассчитан на температурные показатели от нуля градусов по Цельсию и выше. Обычные детали применяют при обустройстве магистралей в южных и средних широтах страны.
• Северный. Номинальная температура эксплуатации составляет от -20 до -40 градусов по Цельсию.

Современные магистральные трубопроводы испытывают значительные внешние нагрузки (ультрафиолет, осадки и др.). Чтобы увеличить износостойкость труб, сделать их термостойкими и водонепроницаемыми, специалисты используют защитные составы. Поверхность деталей помещают в ППУ-оболочку, покрывают стекловатой или минеральной ватой, битумом и другими материалами.

Проектирование, прокладку трасс (расстояние до населенных пунктов, глубину размещения линии и др.) регламентируют стандарты.

Для каждого типа трубопровода подбирают трубопрокат и способ его установки с учетом эксплуатационных нагрузок и назначения линии.

При сборке стальных магистралей используют одиночный метод или применяют технический коридор (т.е. располагают параллельно идущие трубы).

Рассмотрим вкратце процесс монтажа подземного магистрального газопровода. Он состоит из нескольких этапов:

• доставка и разгрузка труб (прокат доставляют на специальных автомобилях-длинномерах);
• укладка деталей в подготовленные траншеи/канавы;
• сварка в траншее;
• испытания;
• изоляция стыков (выполняется только после гидравлического испытания коммуникации).

Особенности устройства магистрального газопровода

Магистральный газопровод – это комплекс сооружений, использующийся для доставки горючего сырья к местам обработки или потребления.

Назначение магистрального газопровода

Под магистральным газопроводом понимается трубопровод, сконструированный для доставки газа из района месторождения или обработки к месту потребления, или система труб, связывающая между собой отдельные месторождения газа. Он относится к Единой системе газоснабжения России и является одним из ключевых элементов системы транспортировки газа.

Трубопровод, подсоединенный к магистральному газопроводу и предназначенный для передачи части газа к конкретным населенным пунктам или предприятиям, называется ответвлением.

По такому газопроводу может транспортироваться природный или попутный нефтяной углеводородный газ (из месторождений) или сжиженные углеводородные газы (из мест производства).

Магистральные трубопроводы могут быть:

• однониточными, т. е. с трубами равного диаметра на всей протяженности системы;
• многониточными, представляющими собой систему, где параллельно главной ветке расположены еще несколько;
• телескопическими т. е. на протяжении от головных сооружений до конечной газораспределительной станции диаметр труб меняется.

Диаметр труб газопровода составляет от 720 мм до 1420 мм. Пропускная способность газопровода равна 30–35 млрд куб. м газа в год.

По способу прокладки существуют системы:

• подземные (с расстоянием 0,8–1 м до главной пропускной трубы);
• надземные (т. е. трубы устанавливаются на опорах);
• наземные (т. е. в насыпных дамбах).

Если газ требуется доставить с мест подводной добычи на берег, то сооружаются подводные газопроводы.

За управление российскими магистральными газопроводными системами обычно отвечает государственная компания. Она обязана осуществлять проверку состояния труб, нанимать рабочих и следить за повышением их квалификации.

Основные сооружения, входящие в комплекс магистрального газопровода

Согласно СНиП, магистральный газопровод включает в себя трубопровод и все ответвления с диаметром труб не более 1420 мм. Избыточное давление передаваемого газа не должно превышать 10 МПа.

В состав газопроводного комплекса входят следующие объекты:

Состав сооружений магистрального газопровода

Лупинг – это трубы, укладка которых осуществляется параллельно основному трубопроводу. Лупинги сооружаются, если нужно повысить производительность трубопровода. Их месторасположения не имеет значения.

Производительность магистральных газопроводов

Газопроводы в России

Под производительностью газопровода понимается количество газа, которое транспортируется по его трубам за год.

Российские газопроводы отличаются по производительности. Значение зависит от топливно-энергетического баланса зоны, где панируется укладка труб. Из-за колебаний температуры в течение года используется разное количество газа, поэтому фактическая производительность обычно имеет меньшее значение, чем вычисленная.

Чтобы значительно повысить производительность магистрального трубопровода, на компрессорных станциях устанавливаются центробежные нагнетатели, работающие благодаря газовым турбинам или электрическим моторам.

Чтобы выбрать систему автоматического регулирования производительности трубопровода, нужно изучить неустановившиеся процессы в системах, которые отвечают за дальнюю передачу газа. Переходные процессы в газопроводах не должны проходить бесконтрольно. При установке системы автоматического контроля данные процессы, как правило, характеризуются затуханием.

При расчете процессов контроля магистральных газопроводных систем, необходимо принимать во внимание инерционные процессы, вызванные перемещением газового потока по трубам, и малоинерционные процессы, возникающие под влиянием масс динамических частей компрессионных установок.

Техника безопасности при эксплуатации магистрального газопровода

Соблюдайте правила техники безопасности на участках где происходит установка магистрального газопровода

Магистральный трубопровод – это потенциально опасное сооружение, использовать которое можно только в соответствии со специальными инструкциями, регламентирующими строительство и эксплуатацию магистральных газопроводов.

За работой газопровода обязаны следить промышленные организации, использующие его. Они также должны завести специальный паспорт в двух экземплярах. К ним прилагается схема, на которую нанесены все трубопроводные детали, указан их тип, фирма-производитель, материал, установленная арматура.

Периодичность обхода или облета всей территории сооружения устанавливается в зависимости от нормативов обслуживания. В случае стихийного бедствия, которое могло повредить трубы, должен быть проведен внеочередной осмотр. Обследование переходов трубопровода через автомобильные дороги проводится ежегодно.

Классификация газопроводов по давлению

Согласно СНиП 2.05.06-85 по рабочему давлению в трубах газопроводы делятся на три группы:

Классификация магистральных газопроводов

• І класса – с уровнем давления в диапазоне между 2,5 МПа и 10 МПа;
• ІІ класса – уровень давления находится в промежутке от 1,2 МПа до 2,5 МПа;
• ІІІ класса – с низким давлением до 1,2 МПа.

Системы третьего класса не являются магистральными. К этой категории относятся внутрипромышленные, внутрицеховые, подводящие трубопроводы, а также внутридомовые и внешние газопроводы в городах, деревнях и других поселениях.

В России каждый газопровод должен быть обозначен специальным знаком. Установка знаков должна быть оформлена совместным актом землепользователя предприятия, использующего магистральный трубопровод.

Гост маркировка трубопроводов

Знаки входят в магистральный газопроводный комплекс и являются важной его частью. Они служат ориентиром для обнаружения трубопровода. Благодаря им во время работ в охранной зоне можно увидеть территорию, по которой проходят трубы. Знаки показывают, что предприятие действует по нормам магистральных трубопроводов.

На знаке содержатся предупреждения и информация о магистральном газопроводе. Он представляет собой столб с двумя плакатами.

На одном, расположенном перпендикулярно поверхности, находятся сведения о ширине охраняемой территории, месте и глубине залегания труб, дополнительные технические параметры. На втором написано расстояние в километрах по всей длине труб. Он предназначен для обнаружения газопровода с воздуха, поэтому расположен с небольшим наклоном (до 30 градусов).

Переходы газопроводов через воду

Магистральные газопроводы могут проходить над и под водой.

Подводные переходы располагаются перпендикулярно оси потока воды. При этом они находятся на расстоянии как минимум полуметра от отметки возможного размыва дна до поверхности трассы, от проектных отметок их должно отделять расстояние не менее одного метра.

Чтобы трубы не всплыли, во время строительства их закрепляют с помощью специальных грузов, заливают бетоном или засыпают минеральными материалами.

Участки переходов, проходящие через природные или искусственные препятствия, должны соответствовать нормам. Это гарантирует их безопасность и надежность в использовании.

Надземные переходы нужны там, где газопровод проходит через овраги, небольшие речки и т. д. Элементы, располагающиеся на поверхности, бывают следующих видов:

Газопровод через воду

• арочные;
• балочные;
• висячие.

Вид надземных элементов выбирается в зависимости от условий места, где прокладывается магистральный газопровод. Переходы арочного типа представляют собой жесткую конструкцию и, как правило, строятся там, где трубы проходят через каналы. Балочная конструкция представляет собой самонесущую трубу.

Висячие переходы делятся на вантовые, провисающие и гибкие. В вантовых переходах за закрепление трубопровода в необходимой позиции отвечают наклонные тросы. В переходах висячего типа газопровод ничем не удерживается и свободно прогибается под собственной массой. Гибкий переход – это конструкция, в которой трубы закреплены системой подвесок к одному или нескольким тросам.

Компрессорные станции нужны для поддержания уровня давления и транспортировки необходимого объема газа по трубопроводу. Там газ проходит очищение от посторонних веществ, осушение, повышение давления и охлаждение. Пройдя обработку, газ под определенным давлением попадает обратно в газопровод.

Компрессорные станции, наряду с газораспределительными станциями и пунктами, входят в комплекс наземных сооружений магистрального газопровода.

К району стройки компрессорные установки транспортируются в виде полностью готовых к сбору блоков. Они возводятся на расстоянии примерно 125 километров друг от друга.

В состав компрессорного комплекса входят:

Компрессорная станция магистральных газопроводов

• сама станция;
• ремонтно-эксплуатационный и служебно-эксплуатационные блоки;
• территория, на которой расположены пылеуловители;
• градирня;
• емкость для воды;
• масляное хозяйство;
• газоохлаждаемые устройства и др.

Рядом с компрессионной установкой обычно возводят жилой поселок.

Такие станции считаются отдельным видом техногенного влияния на природную среду. Исследования показали, что на территории компрессорных установок концентрация оксида азота в воздухе превышает максимально допустимый уровень.

Они также являются мощным источником шума. Ученые выяснили, что длительное воздействие шума от компрессорной станции становится причиной нарушений в человеческом организме, и, как следствие, вызывает различные болезни и может привести к потере трудоспособности. Кроме того, шум вынуждает животных и птиц уходить на новые места обитания, что приводит к их переуплотнению и уменьшению продуктивности охотничьих угодий.

Узел установки предохранительной системы

Особенности прокладки газопроводов в городах

Каркас здания станций представляет собой облегченную стальную конструкцию. Его крыша и стены выполнены из легких панелей с двумя или тремя слоями. Во втором варианте детали оснащены специальной рамкой-каркасом, которая с обеих сторон покрыта цинковыми, асбестоцементными или алюминиевыми листами.

Согласно уровню давления в коллекторах, станции могут функционировать по планам, включающим в себя от одного до трех установленных друг за другом нагнетателей, которые также могут быть соединены в группы из нескольких элементов.

Врезка под давлением в магистральный газопровод

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

• природного газа или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи до мест потребления;
• искусственного углеводородного газа от мест производства до мест потребления;
• сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смесей) из мест производства до мест потребления;
• нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
• нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
• товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефте- и нефтепродуктоперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения – установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.

Состав магистрального нефтепровода аналогичен составу нефтепровода, отличие заключается в том, что нефтепродуктопровод имеет большее число отводов к нефтебазам. Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса:

• I – от 1000 до 1400мм
• II – от 500 до 1000мм
• III – от 300 до 500мм
• IV – менее 300мм

КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно). Такие прокладки допускаются в пустынях, горах болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.

Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.

Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) следует принимать из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.

Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

• для трубопроводов диаметром до 700 – D
• для трубопроводов диаметром 700 и более ~1,5D
• при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из стали, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал. По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные – при диаметрах 219 мм и выше.

СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ТРУБОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей – атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т.е с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается. Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, а к активным методам относится электрохимическая защита.

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ ПОКРЫТИЯ

Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям

• Обладать высокими диэлектрическими свойствами
• Быть сплошными
• Быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими
• Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными

В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др. Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти получили покрытия на основе битумных мастик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обёртки. Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка битума, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей прилипаемости основного изоляционного слоя – битумной мастики – к трубе. Битумная мастика представляет собой смесь тугоплавкого битума, наполнителей и пластификаторов. Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление покрытия, наполнители – механическую прочность масти, пластификаторы – ее эластичность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150-180 С. Расплавляя тонкую плёнку битума, оставшуюся на трубе после испарения грунтовки, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую прилипаемость покрытия.

Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В последнем случае между слоями мастики для увеличения механической прочности покрытия наносят слой армирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной пластикой от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 С. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают температуру до 70 С, а эпоксидные – 80С, полиэтиленовые липкие ленты – 70С.

Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно – полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа 1.35-1.5 мм, а усиленного 1.7мм.

Полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичным, однако они легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла или камушки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая её сполшность. С этой точки зрения они уступают покрытиям на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Но и битумные покрытия имеют недостатки: с течением времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода.

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ

Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в строительных нормах и правилах отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.

Напорный трубопровод (НТ) – комплекс сооружений для транспортирования газообразных, жидких материалов

Напорный трубопровод (НТ) – комплекс сооружений для транспортирования газообразных, жидких материалов или их смесей при внутреннем абсолютном давлении в трубе более 0,1 МПa.
Технологический трубопровод – это НТ:

• соединяющий отдельные виды оборудования (внутри промысла, внутри объектов инфраструктуры);
• транспортирующие продукты между цехами или промысловыми объектами.

Магистральный трубопровод – это НТ:

Пo величине внутреннего давления трубопроводы подразделяют:

• НТ низкого давления (0,1-10 МПa) ;
• НТ высокого давления (св. 10 МПa).

По способу прокладки НТ подразделяют:

• подземные,
• наземные,
• надземные,
• подводные.

• плотно соединенные трубы,
• детали трубопроводов (тройников, фланцев, переходов),
• запорная и регулирующая арматура (задвижек, вентилей, кранов, предохранительных клапанов),
• другого оборудования.

НТ бывают прямоугольного, трапецеидального, круглого, овального и др. сечений.
НТ изготовляют из углеродистых и легированных сталей, цветных металлов и их сплавов.
B специальных случаях, например, для повышения коррозионной стойкости (для стальных) или непроницаемости НТ применяют внутреннее покрытие стенок полимерами, стеклопластиками, эмалями, полиэтиленом и др.
НТ могут эксплуатироваться при температурах ниже -150°C и выше 1200°C и давлении более 245 МПa.
Для сборки НТ используют соединения:

• неразъёмные (сварные, клапанные, клеевые и паяные);
• разъёмные (фланцевые, муфтовые, резьбовые, ниппельные или штуцерные).

Для защиты НТ от температурных, деформаций применяют Компенсаторы или используют упругие свойства трубопровода, прокладывая его c самокомпенсирующимися участками.

Прежде чем приступить к реализации планов строительства новых трубопроводов, необходимо обеспечить полосу отвода земли от частных и государственных землевладельцев, за которые трубопроводные компании обычно будут платить. 
Полоса отвода – это сервитуты, которые должны быть согласованы и подписаны как землевладельцем, так и трубопроводной компанией, и позволяют операторам трубопроводов приступить к установке и обслуживанию трубопроводов на этом участке. 
Операторы трубопроводов могут получить право землеотвода путем покупки собственности или в судебном порядке. 
Отвод земли может быть постоянным или временным и требует одобрения госрегулятором.

Магистральный нефтепровод (МНП)

Согласно СНиП 2.05.06 – 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на 4 класса в зависимости от условного Ø труб (в мм):

• 1000-1200 включительно;
• 500-1000 включительно;
• 300 – 500 включительно;
• 300 и менее.

• линейные сооружения,
• головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции.
• резервуарные парки.

Линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 – 85 включают:

Основные элементы МНП – сваренные в непрерывную нитку трубы.

МНП заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды).

Для МНП применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм.

Толщина стенок труб определяется проектным давлением в МНП, которое может достигать 10 МПа.
МНП, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, укладывают на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек МНП иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки.
Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра.
На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог МНП проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на МНП устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение.
Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления.
Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

НПС располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км.

Тепловые станции устанавливают на МНП, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с НПС.
Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) с теплоизоляционным покрытием.
По трассе МНП могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные вагоны – цистерны.
Конечный пункт МНП – сырьевой парк НПЗ или нефтетерминал, в последнее время чаще морской, откуда нефть танкерами транспортируется до места назначения.

Сырая нефть разных сортов или разные продукты нефтепереработки обычно транспортируются по одному и тому же нефтепроводу разными партиями.
Смешивание между партиями невелико, и его можно контролировать.
Это достигается либо использованием больших партий, либо помещением надутой резиновой сферы или шара между партиями для их разделения.
Сырая нефть и некоторые нефтепродукты, движущиеся по трубопроводам, часто содержат небольшое количество присадок для уменьшения внутренней коррозии труб и уменьшения потерь энергии (уменьшение сопротивления). Наиболее часто используемые добавки, снижающие гидравлическое сопротивление, представляют собой полимеры, такие как оксиды полиэтилена.
В нефтепроводах почти исключительно используются стальные трубы без футеровки, но с внешним покрытием и катодной защитой для минимизации внешней коррозии.
Они свариваются вместе и изгибаются, чтобы придать им форму в полевых условиях.

Морские трубопроводы

Морские (подводные) трубопроводы необходимы для транспортировки нефти и природного газа:

• от морских нефтяных скважин и газовых скважин к наземным трубопроводам, по которым далее транспортируется нефть на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) или газ на перерабатывающий завод (ГПЗ);
• от наземных трубопроводов, выходящих к побережью морей, до побережья принимающей стороны.

Они дороже и сложнее в строительстве, чем наземные трубопроводы.
В морском строительстве обычно используется суда – трубоукладчики или баржа, на которой секции труб свариваются и соединяются с концом наземной трубы.
По мере того, как к концу трубы приваривается все больше секций:

• трубоукладчик движется в сторону нефтяного или газового месторождения,
• готовая часть трубы непрерывно опускается в море за баржей.

Строительство морского участка трубопровода завершено, когда судно – трубоукладчик:

• достигнет месторождения, и труба будет подсоединена к нефтяной или газовой скважине;
• достигнет побережья принимающей стороны и труба в точке ввода будет соединена с принимающим трубопроводом.

На глубоководье с большими волнами для прокладки трубы используются суда – трубоукладчики вместо барж.

Магистральные газопроводы

Практически все наземные перевозки природного газа осуществляются по трубопроводам.
Транспортировать природный газ другими видами транспорта, такими как грузовик, поезд или баржа, было бы опаснее и дороже.

Промысловый трубопровод – система технологических трубопроводов для транспортирования углеводородов на месторождении

Промысловый трубопровод – система технологических трубопроводов для транспортирования нефти, газового конденсата, газа, воды на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых месторождениях.

Режимы эксплуатации промысловых трубопроводов:

• нормальный техпроцесс при транспортировке:
• рабочее (нормативное) давление определяется гидравлическим расчетом трубопроводов по проектным объемам транспортировки жидкости.
• выполнение технологических операций: глушение скважины, промывка, разрядка скважин в коллекторы, отработка скважин компрессором и др. технологические операции.
• максимальное давление в трубопроводах определяется по давлению срабатывания предохранительных устройств,
• это давление принимается за расчетное давление в трубопроводах.

Нормальные условия эксплуатации и устранение возможности повреждения трубопроводов обеспечивается путем установления охранной зоны вдоль трассы трубопроводов в виде участков земли, которые ограничиваются условными линиями, на расстоянии 25 метров от оси
трубопровода с каждой стороны. При прохождении более 1 трубопровода в одном техническом коридоре охранная зона распространяется на 25 метров от оси крайнего трубопровода.

• по назначению – нефте-, газо-, нефтегазо-, нефтегазоводо-, конденсато-, ингибиторо- и водопроводы;
• по величине рабочего давления – высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа);
• по способу прокладки – подземные, надземные, наземные, подводные; по гидравлической схеме работы – простые, не имеющие ответвлений, и сложные – с ответвлениями, к последним относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы;
• по характеру напора – напорные и безнапорные.

Различают промысловые трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью (напорные) и с неполным заполнением сечения трубы жидкостью, которые могут быть как безнапорными, так и напорными.

Промысловые трубопроводы на нефтяных месторождениях (промысловые нефтепроводы)

• выкидные линии – перекачивают продукцию скважин (нефть, природный газ, примеси) от устья до групповой замерной установки (ГЗУ);
• нефтегазосборные коллекторы – перекачивают от ГЗУ до ДНС;
• нефтесборные коллекторы – расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);
• газосборные коллекторы – перекачивают газ от пункта сепарации до компрессорной станции (КС);
• промысловые газопроводы для сбора попутного нефтяного газа (ПНГ);
• промысловые ингибиторопроводы,
• промысловые водопроводы.

Диаметр выкидных линий в зависимости от дебита скважин Ø75-150 мм, протяженность – определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км и более.
Диаметр нефтяных сборных коллекторов Ø100-350 мм, протяженность – 10 км и более.
Различают нефтепроводы:

• самотечные (нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и конце трубопровода),
• напорно-самотечные (в нефтепроводе движется только нефть, газовая фаза отсутствует),
• свободно-самотечные, или безнапорные (нефть и газ движутся раздельно).

Промысловые газопроводы для сбора попутного нефтяного газа

– газопроводы, работающие при давлении газа выше атмосферного, и вакуумные газопроводы.
По назначению промысловые газопроводы для сбора ПНГ подразделяют на:

• подводящие газопроводы (аналогичны выкидным линиям промысловых нефтепроводов),
• сборные коллекторы (аналогичны нефтяным сборным коллекторам),
• нагнетательные газопроводы.

Нагнетательные газопроводы

служат для нагнетания газа от компрессорных станций в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления и продления срока фонтанной эксплуатации нефтяных скважин; для подачи газа через газораспределительные будки к устьям скважин, эксплуатируемых компрессорным способом; для транспортировки газа на газоперерабатывающие заводы или газофракционирующие установки потребителям.

Промысловые ингибиторопроводы

служат для подачи ингибиторов и других химических реагентов в скважины и на другие объекты обустройства нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений.

Промысловые водопроводы

предназначены для подачи воды к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления и для сбора пластовых вод, добытых вместе с нефтью, в водоносные горизонты.
Подразделяются на магистральные, начинающиеся у насосных станций второго подъёма; подводящие, соединяющие магистральные водопроводы с кустовыми насосными станциями; разводящие, соединяющие кустовые насосные станции с нагнетательных скважинами.

Промысловые трубопроводы на газовых и газоконденсатных месторождениях (промысловые газопроводы)

служат для соединения газовых скважин с технологическими установками подготовки газа к транспортировке и промысловыми газораспределительными станциями, через которые газ поступает в магистральные газопроводы, а также для сбора и утилизации газового конденсата.
Промысловые газопроводы подразделяются на шлейфы-газопроводы, газосборные коллекторы-газопроводы, конденсатосборные коллекторы и промысловые водопроводы. Промысловые шлейфы-газопроводы соединяют газовые скважины с установками сепарации и осушки газа, групповые установки подготовки газа к транспортированию, отдельные пункты сепарации газа с промысловыми газосборными коллекторами. Длина шлейфов (600 м – 5 км), диаметры до 200 м.

Промысловые газосборные коллекторы-газопроводы

соединяют групповые установки подготовки газа к транспортированию с промысловыми газораспределительными станциями.
Форма газосборных коллекторов аналогична форме промысловых газопроводов, используемых на нефтяных месторождениях.

Промысловые конденсатосборные коллекторы (аналогичны промысловым нефтесборным коллекторам на нефтяных месторождениях)

применяются для транспортировки выделенного на групповых установках подготовки газа к транспортированию конденсата на промысловый газосборный пункт или на газобензиновый завод.
Промысловые трубопроводы аналогичны промысловым водопроводам, применяемым на нефтяных месторождениях.