Справочник по эксплуатации нефтегазопродуктов и продуктопроводов

СПРАВОЧНИКИНЖЕНЕРА
ПОЭКСПЛУАТАЦИИ
НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
ИПРОДУКТОПРОВОДОВ

Учебно-пратичесоепособие

Инфра-Инженерия
Мосва
2006

БИБЛИОТЕКАНЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА
ИЕГОПОДРЯДЧИКОВ(SERVICE)

БИБЛИОТЕКАНЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКАИЕГОПОДРЯДЧИКОВ(SERVICE)

УДК(622.691+622.692)
З19

Рассмотреныособенностиэсплатациисистемтрбопроводноо
транспортанефтииазаЗападнойСибири.Изложеныосновныесведенияофазовыхпереходахифизио-химичесихсвойствахнефтииаза.
Описанытехнолоичесиесхемыиобордованиенасосныхиомпрессорныхстанций.Рассмотренытеоретичесиеосновыэсплатациимаистральныхнефтеазопроводов.
Систематизированыпрорессивныеметодыонтролятечеи
основныеположениянормитребований,харатеризющихпроизводственныеопасностииопасностьнефтяныхзарязнений.Большое
вниманиеделеносистемамсбораиподотовиаза,словиямобразованияиборьбысидратами.Приведенысведенияоперспетивныхметодахобстройстваазоонденсатныхисероводородсодержащихместорождений.
Дананализпроблем,связанныхсоррозийнымипроцессамина
трбопроводах.Рассмотренывопросыохраныоржающейсредыи
безопасностьюжизнедеятельности.

Общаяредация:ЗеменовЮ.Д.,д.т.н.,профессор,заведющийафедрой«Проетированиеиэсплатациянефтеазопроводови
хранилищ».
Авторсийоллетив:БахматГ.В.,ВасильевГ.Г.,БоатеновЮ.В.,
ГладеноА.А.,ДдинС.М.,ЗеменовЮ.Д.,ЗбаревВ.Г.,КтзоваТ.Т.,
ЛевитинР.Е.,МалюшинН.А.,МароваЛ.М.,ПеревощиовС.И.,ПодорожниовС.Ю.,ПрохоровА.Д.,СороинаТ.В.,ТрясцинР.А.,Федорова
Л.Я.,ХойрышГ.А.,ШабаровА.Б.
Рецензенты:ГльовА.Н.,заслженныйработнивысшейшолыРФ,заведющийафедрой"Проетирование,сооржениеиэсплатациянефтеазопроводовихранилищ"ДВГТУ,д.т.н.,профессор.

М.:«Инфра-Инженерия»,2006.-928с.

©Коллетивавторов,2006
©Издательство«Инфра-Инженерия»,2006

ISBN5-9729-0001-7

ВВЕДЕНИЕ 
 
Не многим более 100 лет в России появился первый нефтепровод 
Баку-Батуми диаметром 203 мм и протяженностью 883 км. Сейчас же мы 
не можем представить нашу экономику без трубопроводов, самого экономичного и самого экологически чистого транспорта углеводородов. В 
настоящие время в России эксплуатируется 50 тыс. км магистральных 
нефтепроводов и около 200 тыс. км магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн. тонн нефти и 800 
млрд. м3 газа. Альтернативы трубопроводам в ХХ1 веке нет. 
В связи с чрезмерно высокой интенсивностью развития сети трубопроводов в 70 и 80-е годы и недостаточным вниманием к их ремонту большая 
часть нефтепроводов Тюменской области подлежит капитальному ремонту. 
Проведение ремонта в достаточном объеме невозможно ни с физической 
точки зрения ни с финансовой. В этих условиях свести к минимуму ущерб 
от возможных аварий можно только, ускоренным внедрением системы диагностики нефтепроводов и технически грамотной их эксплуатацией. Трубопроводные системы ХХ1 должны проектироваться, сооружаться и эксплуатироваться  на принципиально более высоком техническом и технологическом уровне. Это должны быть надежные, долговечные и экологически 
безопасные сооружения, с обязательным снижением энергоемкости за счет 
использования энергосберегающих технологий. 
В России накоплен огромный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводов. Именно на основе этого опыта можно представить трубопроводы нового поколения. 
Как известно,  надежность  трубопроводов  закладывается   на   стадии 
проектирования. Прочностной расчет трубопроводов на основе методов 
строительной механики с применениям коэффициентов запаса не может в 
полной мере  учесть разнообразие условий сооружения и эксплуатации, 
сочетание различных факторов, статистический разброс механических 
свойств материала, нарушений формы, начальной дефектности труб, взаимодействие с грунтом. Эти обязательства предопределяют использование 
вероятностных моделей при расчете трубопроводов. 
Необходим и пересмотр нормативной базы с учетом новых знаний и 
накопленного мирового опыта, по проектированию и строительству трубопроводов и  с учетом стандартов стран Европы, США и Канады. Принципиально новым является требование проведения внутритрубной диагностики 
при сдаче трубопровода в эксплуатацию. Применение стеклопластиковых, 
металлопластиковых и  пластмассовых труб для перекачки нефтей и сероводородсодержащих газов позволит практически исключить их коррозию, а 
следовательно и разрушения. 

В ближайшее время претерпит изменения строительная технология. 
Помимо контактной и газоэлектрической и автоматической сварки получит 
широкая применение лазерная сварка, полностью исключающая разрушение 
сварных швов, как продольных, так и поперечных. 
По-новому будут строиться подводные переходы. Их большая надежность и безопасность достигается при применении метода наклонного бурения. Начиная с 1996 г., когда этот метод сооружения подводных переходов 
начал внедряться, реализовано более 70 проектов. Диаметры трубопроводов 
от 400 до 1420 мм включительно, в том числе Волго-Донской канал, реки 
Обь, Тура, Белая и др.  
Применение аэрокосмических методов контроля за состоянием трубопроводов, внутритрубных магнитных и ультразвуковых дефектоскопов нового поколения дает реальную картину состояния этих сооружений и позволяет упреждать возможные аварии путем внедрения новейших технологий 
ликвидации дефектов. Комплексная диагностика позволяет определять реальный уровень риска и остаточного ресурса трубопровода, реализует стратегию выборочного ремонта. Это путь к безаварийной  технологии  эксплуатации трубопропроводов. Полученные практические результаты по диагностике, применение технического мониторинга, эффективного обслуживания 
и ремонта позволяет прогнозировать увеличение срока службы магистральных трубопроводов России на 30 лет, т.е. срок их эксплуатации удваивается 
по сравнению с нормативным. 
Приоритетными в ХХ1 веке будут проблемы экологической безопасности и экологического мониторинга. Отсюда основная задача – надежность 
и безопасность трубопроводных систем, превентивные меры предотвращения аварий. 
Повышенные требования к качеству эксплуатации предопределяют и 
условия работы трубопроводов, связанные с недогрузкой, требующие принятия неординарных и экономически целесообразных решений. Возросшие 
требования к эксплуатационному персоналу предполагает необходимость 
повышения теоретического уровня специалистов и знаний ими современных 
технологий и приемов, позволяющие добиться максимальной эффективности эксплуатации трубопроводов, при минимуме риска нанести ущерб обслуживающему персоналу и природе.  
 
 
 
 
 
 
 

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ЧАСТЬ I 
 
             МАГИСТРАЛЬНЫЙ 
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ 
   НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО  
ТРАНСПОРТА НЕФТИ 
 
Современное состояние системы нефтетранспорта во многом определяется условиями и особенностями ее развития на протяжении последних 50 
лет. Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60х годов прошлого века. Его итогами были, как правило, локальные сети 
нефтеснабжения Волго-Уральского нафтегазоносного бассейна, сформированные нефтепроводами диаметрами до 500 мм и небольшой протяженностью, а также первое экспортное направление «Дружба-I».  
С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией становится размещение нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от 
мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия, исходившая из логики 
централизованного управления народным хозяйством, потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020÷1220 мм, которые в 
основном определяют сегодняшний облик нефтепроводного транспорта 
России и стран СНГ.  
Наиболее крупными транспортными нефтепроводами являются СургутПолоцк, Холмогоры-Клин, Нижневартовск-Курган-Куйбышев, Усть-БалыкКурган-Уфа-Альметьевск, Куйбышев-Лисичанск, «Дружба-I», «Дружба-II», 
Усть-Балык-Омск, Павлодар-Чимкент.  
До середины 80-х годов (период максимума добычи нефти) система 
нефтепроводов вполне отвечала условиям функционирования нефтяной 
промышленности. Она  полностью  интегрировала нефтедобычу  и  нефтепе- 
реработку (лишь 4% добываемой нефти перевозилось железнодорожным 
транспортом), допускала широкий маневр потоками и обеспечивала, в этой 
связи, высокую надежность нефтеснабжения.  
Однако, несмотря на полное интегрирование добычи и переработки через развитую систему нефтепроводов, в сфере управления они были полностью разделены. Функции нефтедобывающей промышленности заканчивались поставкой сырья, а система нефтепроводного транспорта выполняла 
функцию транспортирующего и снабженческо-сбытового предприятия – 
монопольного покупателя и продавца нефти по фиксированным ценам.  
С переходом к свободным ценам и отказом государства от функций 
управления производством роль и ответственность нефтепроводного транспорта изменилась. Распад СССР привел к разделению единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы. Фактически только Россия обладает теперь единой нефтепроводной системой, в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.  
Управление российскими нефтепроводами осуществляет «Транснефть», функциями которой являются: централизованное управление поставками,  учет  ресурсов  нефти,  ведение  режимов   перекачки   нефти   по  
 

транспортным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами.  
1.1. Классификация трубопроводов 
 
Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для 
перекачки нефти и нефтепродуктов, хотя когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д. 
По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно 
разделить на следующие группы: 
внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах; 
местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге 
или в наливные суда; 
магистральные (МН) – характеризуется высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с 
диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. Ориентировочные значения производительности и рабочее давление нефтепроводов, соответствующие их оптимальным параметрам представлены в табл. 1.1, из 
которой видно видно, что с ростом диаметра МН увеличивается его 
оптимальная производительность и снижается оптимальное рабочее 
давление; 
технологические. 
Таблица 1.1 
Производительность и рабочее давление нефтепроводов (ВНТП 2-86) 
 
Рабочее давление 
Диаметр, 
мм 
Производительность, млн. т/год 
МПа 
кгс/см2 (ат) 

219 
273 
325 
377 
426 
530 
630 
720 
820 
1020 
1220 

0,7÷1,2 
1,1÷1,8 
1,6÷2,4 
2,2÷3,4 
3,2÷4,4 
4,0÷9,0 
7,0÷13,0 
11,0÷19,0 
15,0÷27,0 
23,0÷50,0 
41,0÷78,0 

8,8÷9,8 
7,4÷8,3 
6,6÷7,4 
5,4÷6,4 
5,4÷6,4 
5,3÷6,1 
5,1÷5,5 
5,6÷6,1 
5,5÷5,9 
5,3÷5,9 
5,1÷5,5 

90÷100 
75÷85 
67÷75 
55÷65 
55÷65 
54÷62 
52÷56 
58÷62 
56÷60 
54÷60 
52÷56 

Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как правило, 
ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными вдоль трассы. 
Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости от условного диаметра труб (в мм):  
1. 1000 ÷ 1200;   2. 500÷ 1000;   3. 300÷ 500;   4. менее 300. 
Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85 устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопровода 
(табл. 1.2). 
Таблица 1.2 
Категории магистральных нефтепроводов 
 

Нефтепровод и нефтепродуктопровод 
Подземная 
прокладка 
Наземная 
прокладка 
Надземная 
прокладка 

Диаметром менее 700 мм 
Диаметром 700 мм и более 
IV 
III 
III 
III 
III 
III 

 
Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в 
основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы 
относятся к III категории. Исходя из этих же требований, в СНиП 2.05.06-85 
определены также и категории к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой 
классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки 
нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, I категории и ко II 
категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы 
через реки, болота II и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К 
участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами 
и т.д. 
Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В  отдельных  случаях  допускается  со- 
 

вместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. 
 
1.2. Общее назначение сооружений магистральных  
нефтепроводов 
 
В состав магистральных трубопроводов (рис. 1.1) входят: линейные 
сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые 
станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов нефтебазы и нефтесклады, на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод 
для переработки или отправляют далее другими видами транспорта. 
 

 
 
 
Рис. 1.1. Схема магистрального нефтепровода 
 
В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и 
подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода. 
Все объекты МН разделяют на две группы: 
1) Линейные сооружения (труба, переходы через искусственные и естественные препятствия, линейные задвижки, устройства приема – пуска 
скребка – через 300 км, линии связи, станции защиты от коррозии, дома обходчиков или пункты обогрева – через 30÷40 км и т.д.); 
2) Насосные перекачивающие станции (НПС). 
Основные элементы магистрального трубопровода, сваренные в непрерывную нитку трубы, представляют собой собственно трубопровод. Как 
правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт, обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на 
определенном уровне. Для магистральных трубопроводов  применяют  цель- 

нонатянутые или сварные трубы диаметром 300÷1420 мм. Толщина стенок 
труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое достигает 
10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные 
насыпи. 
На пересечении крупных рек нефтепроводы утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют 
ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того 
же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100÷200 мм больше 
диаметра трубопровода. 
Потребности населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, в нефтепродуктах и газе удовлетворяются прокладкой отводов или ответвлений из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) отводится в эти населенные пункты. В зависимости от рельефа трассы 
на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки (с интервалом 10÷30 км) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С 
обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска 
газа в атмосферу при авариях. 
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское значение. Ее можно использовать 
для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые 
вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты на расстоянии 10÷20 
км друг от друга, а также протекторы защищают трубопровод от натужной 
коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному 
покрытию трубопровода. 
Перекачивающие (насосные) станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50÷150 км (для сравнения – на газопроводах с интервалом 
100÷200 км), которые оборудованы центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов 
достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная насосная 
станция (ГНС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в 
конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на 
большой территории. 
Основным 
оборудованием 
таких 
НПС 
являются 
насосноперекачивающие агрегаты (НПА), в состав которых входят центробежные 
насосы (чаще всего типа НМ) и электрические двигатели (синхронные или 
асинхронные). 
ГНС станция отличается от промежуточных наличием резервуарного 
парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода,  узлов  учета.  Кроме  основных  объектов,  на  каждой  насосной