Проектирование сооружений в нефтегазовом комплексе

 
 
 
Е. В. Нисковская, А. В. Никитина, Е. Г. Автомонов 
 
 
 
 
 
 
 
 
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СООРУЖЕНИЙ  
В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ 
 
 
Учебное пособие  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2022 
 

 
Рекомендовано Учебно-методическим 
советом Инженерной школы ДВФУ 
 
УДК 622.692.4.053 
ББК 39.71-022 
Н69 
 
 
Рецензенты: 
кандидат технических наук, доцент отдела подготовки инженерных войск 
учебного военного центра (Дальневосточный федеральный университет, 
г. Владивосток) Р. С. Федюк;  
кандидат технических наук, доцент, заведующая кафедрой инженерных  
дисциплин (Дальневосточный государственный технический  
рыбохозяйственный университет, г. Владивосток) Е. В. Григорьева  
 
 
Нисковская, Е. В. 
Н69   
Проектирование сооружений в нефтегазовом комплексе : учебное 
пособие / Е. В. Нисковская, А. В. Никитина, Е. Г. Автомонов. – Москва ; 
Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. – 156 с. : ил., табл.  
IBSN 978-5-9729-0865-3 
 
Изложены принципы конструктивного обоснования сооружений, представлены расчеты основных сооружений объектов нефтегазового комплекса – 
резервуаров различных конструкций, их элементов, магистральных трубопроводов и трубопроводных переходов через препятствия. Приведены наглядные 
изображения резервуаров, представлена информация об их вспомогательных 
системах и элементах.  
Для студентов, обучающихся по направлению подготовки 21.03.01 
«Нефтегазовое дело» очной и заочной форм обучения, а также для инженеров, 
эксплуатирующих сооружения нефтегазовых объектов. 
 
УДК 622.692.4.053 
ББК 39.71-022 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0865-3 
” Нисковская Е. В., Никитина А. В., Автомонов Е. Г., 2022 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
 
 
 
2 
 

СОДЕРЖАНИЕ 
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 5
ГЛАВА 1. РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ 
....................... 6
1.1. Резервуары вертикальные стальные для хранения углеводородов .............. 7
1.1.1. Обоснование конструктивной схемы проектируемых сооружений и 
конструкций 
............................................................................................................... 9
1.1.2. Определение нагрузок, действующих на сооружение 
.............................. 17
1.1.3. Определение оптимальных габаритных размеров резервуара 
................. 18
1.1.4. Определение толщины стенки резервуара ................................................. 20
1.1.4.1. Расчет минимальной толщины стенки для условий эксплуатации ...... 20
1.1.4.2. Расчет минимальной толщины стенки для условий гидравлических 
испытаний ................................................................................................................ 21
1.1.4.3. Определение номинальной толщины стенки 
.......................................... 21
1.1.5. Проверочный расчет на прочность поясов стенки резервуара ................ 22
1.1.6. Проверочный расчет на устойчивость поясов стенки резервуара 
........... 23
1.1.6.1. Определение критического нормального напряжения .......................... 23
1.1.6.2. Определение критического кольцевого напряжения 
............................. 23
1.1.6.3. Определение меридионального напряжения .......................................... 24
1.1.6.4. Определение кольцевого напряжения ..................................................... 24
1.1.7. Проектирование днища резервуара ............................................................ 26
1.1.7.1. Проверка на прочность листов окраек в зоне краевого эффекта 
.......... 28
1.1.7.2. Расчет узла сопряжения стенки резервуара с днищем........................... 30
1.1.8. Подбор основания и фундамента под резервуар ....................................... 32
1.1.9. Подбор крыши для резервуара .................................................................... 35
1.1.10. Проектирование плавающей крыши 
......................................................... 40
1.1.11. Проектирование понтона резервуара 
........................................................ 43
1.1.12. Расчет резервуара на опрокидывание 
....................................................... 45
1.1.13. Проектирование средств по сокращению выбросов (для резервуаров  
со стационарной крышей) ...................................................................................... 46
1.1.14. Подбор эксплуатационного оборудования для резервуаров 
.................. 65
1.2. Сферические (шаровые) резервуары 
................................................................ 70
1.2.1. Конструктивные особенности сферической емкости ............................... 74
1.2.2. Расчет сферического резервуара ................................................................. 76
1.2.2.1. Определение габаритных размеров резервуара 
...................................... 76
1.2.2.2. Определение толщины оболочки резервуара ......................................... 76
1.2.2.3. Расчет нагрузки от собственного веса 
..................................................... 77
1.2.2.4. Расчет снеговой нагрузки 
.......................................................................... 78
1.2.2.5. Расчет ветровой нагрузки ......................................................................... 79
1.2.2.6. Расчет нагрузки от гидростатического давления заполнителя ............. 80
1.2.2.7. Расчет нагрузки от избыточного давления ............................................. 81
1.2.2.8. Расчет стенки резервуара на прочность .................................................. 81
1.2.2.9. Расчет стенки резервуара на устойчивость 
............................................. 82
1.2.2.10. Расчет опорного узла сферического резервуара с учетом 
температурных воздействий .................................................................................. 82
3 
 

1.2.2.11. Проверка прочности сварных швов ....................................................... 85
1.2.2.12. Средства предотвращения потерь 
.......................................................... 86
1.2.2.13. Фундамент под шаровый резервуар ...................................................... 87
1.2.2.14. Эксплуатационное оборудование .......................................................... 87
1.3. Резервуар горизонтальный стальной 
................................................................ 91
1.3.1. Основные конструктивные особенности горизонтальных резервуаров .... 91
1.3.2. Расчет нагрузок, действующих на горизонтальный цилиндрический 
резервуар для нефти и нефтепродуктов ............................................................... 96
1.3.2.1. Напряженное состояние стенки и днища горизонтальных 
резервуаров ............................................................................................................. 96
1.3.2.2. Определение габаритных размеров резервуара 
...................................... 97
1.3.2.3. Расчет стенки резервуара на прочность и устойчивость ....................... 98
1.3.2.4. Расчет плоского днища на прочность 
.................................................... 100
1.3.2.5. Расчет опорного кольца жесткости резервуара .................................... 102
1.3.2.6. Расчет промежуточных колец жесткости 
.............................................. 105
1.3.2.7. Подбор эксплуатационного оборудования для резервуаров 
............... 106
ГЛАВА 2. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ ........................................... 112
2.1. Трубопроводы больших диаметров ............................................................. 112
2.1.1. Классификация и категории магистральных трубопроводов ................ 115
2.1.2. Нагрузки и воздействия на магистральный трубопровод ...................... 116
2.1.3. Расчет магистрального трубопровода ...................................................... 119
2.1.3.1. Обоснование конструкции трубопровода ............................................. 119
2.1.3.2. Подбор толщины стенки и расчет трубопровода на прочность ......... 119
2.1.4. Проверка прочности трубопровода в продольном направлении и 
по деформации ...................................................................................................... 122
2.1.5. Проверка общей устойчивости подземного трубопровода .................... 124
2.1.6. Проверка общей устойчивости наземных трубопроводов в насыпи .... 127
2.2. Трубопроводные переходы 
........................................................................... 128
2.2.1. Обоснование конструкции перехода через препятствие ........................ 128
2.2.2. Подземные трубопроводные переходы .................................................... 128
2.2.3. Расчет защитного футляра трубопровода на прочность 
......................... 132
2.2.4. Надземная прокладка участков трубопроводов ...................................... 135
2.2.5. Подводные переходы 
.................................................................................. 142
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 
....................................................................................... 148
 
 
 
4 
 

ВВЕДЕНИЕ 
 
Нефть и газ обеспечивают большую часть мировых потребностей в энергии. 
Согласно мировой статистике, нефть составляет 34 % от всего производства энергии в мире, уголь – 24 %, газ – 21 %, ядерная энергия – 7 %, энергия воды – 2 %, 
всего 1 % приходится на остальные энергетические мощности, такие как энергия 
солнца, ветра и др. 
Транспортировка нефти, газа и продуктов их переработки производится различными видами транспорта: трубопроводным, железнодорожным, автомобильным, водным. Трубопроводный транспорт считается наиболее экономичным по 
сравнению с другими способами транспортировки, а протяженность действующих 
в России магистральных газо-, нефте- и нефтепродуктопроводов значительна –  
217 тыс. км, в том числе 151 тыс. км – газопроводных магистралей, 46,7 тыс. км – 
нефтепроводов, 19,3 тыс. км – нефтепродуктопроводов.  
Конечным пунктом магистрального нефте- или газопровода, а также продуктопровода являются либо сырьевые парки НПЗ, или крупные перевалочные 
нефтебазы, либо пункты налива в железнодорожные цистерны.  
В России за многие годы накоплен огромный опыт проектирования, строительства и эксплуатации сооружений нефтегазового комплекса. В состав сооружений трубопроводного транспорта помимо трубопроводов входят нефтеперекачивающие станции, резервуарные парки, компрессорные и газоперекачивающие 
станции и другие объекты, имеющие свои особенности при проектировании, возведении, ремонте и эксплуатации. Трубопроводные сооружения на территории 
России прокладываются в разных природно-климатических зонах, в различных 
условиях рельефа местности, проходя ряд естественных и искусственных препятствий. Эти особенности должны быть учтены при проектировании и эксплуатации 
сооружений. Современное состояние системы трубопроводного транспорта нефти 
и газа определяется условиями и особенностями развития этой системы на протяжении десятилетий. 
Надежность трубопроводного транспорта нефти и газа закладывается на стадии проектирования сооружений, обеспечивающих технологический процесс доставки углеводородов потребителю (нефтебазы, перевалочные базы, пункты налива в цистерны, нефтеналивные терминалы, нефте- и газоперерабатывающие и 
нефтехимические заводы и другие объекты). 
Сооружения должны отвечать помимо требований надежности также требованиям долговечности, безотказности и экологичности при снижении их энергоемкости и затратности возведения. 
В данном учебном пособии рассмотрены некоторые виды сооружений,  
а именно резервуары вертикальные стальные (далее – РВС), резервуары горизонтальные стальные (далее – РГС), сферические резервуары, трубопроводы больших 
диаметров, магистральные трубопроводные переходы через естественные и искусственные препятствия. В пособии изложены основные принципы конструктивного 
обоснования сооружений и методы проведения расчетов на прочность и устойчивость проектируемых сооружений, представлены некоторые технологические приемы, применяемые при возведении данных сооружений. 
5 
 

ГЛАВА 1 
 
РЕЗЕРВУАРЫ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ 
 
Резервуары являются ответственными инженерными сооружениями, предназначенными для хранения нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов.  
По форме резервуары бывают вертикальные цилиндрические, горизонтальные 
цилиндрические, сферические, каплевидные, прямоугольные и др. По материалу, из которого они изготовлены: могут быть стальные, железобетонные, синтетические (пластмассовые), алюминиевые, резинотканевые. По схеме установки 
резервуары делятся на наземные, у которых днище находится на уровне или 
выше планировочной отметки прилегающей площадки; подземные, когда 
наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже самой низкой планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м) не менее чем  
на 0,2 м. 
Объемы резервуаров могут быть до 120000 м3. Для хранения светлых 
нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также 
железобетонные с бензоустойчивым внутренним покрытием (листовой стальной облицовкой). Для нефти и темных нефтепродуктов применяют стальные и 
железобетонные резервуары. Смазочные масла хранят в основном в стальных 
резервуарах. 
Основными критериями при выборе типа и конструктивного исполнения 
нефтяных резервуаров являются: характеристики хранимой нефти (давление 
насыщенных паров, содержание серы, сероводорода и плотность продукта); 
технологическое назначение резервуара (технологическая емкость, резервуар – 
сборник системы сброса волн давления). 
 Для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением P насыщенных 
паров до 200 мм рт. ст. применяют горизонтальные резервуары низкого давления – РГС и вертикальные резервуары – РВС со стационарной крышей без газовой обвязки с дыхательными клапанами. Для нефти с давлением насыщенных 
паров более 200 мм рт. ст. – горизонтальные РГС низкого давления; вертикальные с плавающей крышей – РВСПК, с понтоном – РВСП или РВС с газовой обвязкой ГО. При давлении насыщенных паров хранимой нефти менее 26,6 КПа 
следует применять РВС. При давлении насыщенных паров нефти от 26,6 до 
86,7 КПа используются РВСП, РВСПК. Для хранения нефти с содержанием серы S более 1,8 % применяются РВСП или РВСПК независимо от давления 
насыщенных паров. 
Каплевидные резервуары применяют для хранения легкоиспаряющихся 
нефтепродуктов с высокой упругостью паров. Благодаря такой форме резервуара все элементы поверхности корпуса растягиваются примерно с одинаковой 
силой. Это обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара. 
6 
 

Сферические резервуары используются в основном для хранения сжиженных газов под высоким избыточным внутренним давлением от 0,25 до 2,0 МПа. 
Их объем – от 600 до 4000 м3. Шаровые резервуары объемом от 25 до 2000 м3 и 
более применяются для хранения жидких, в том числе агрессивных продуктов, 
и сжиженных углеводородных газов, азота, воздуха, кислорода, инертных и 
других газов под давлением до 1,8 МПа. 
Для осуществления операций резервуары снабжаются необходимым оборудованием: люками, патрубками, клапанами, кранами, штуцерами, хлопушкой, перепускным устройством, лестницей и др. 
  
1.1. Резервуары вертикальные стальные для хранения  
углеводородов 
 
Резервуары вертикальные стальные (РВС) – емкости цилиндрической 
формы (рис. 1), предназначены для: 
1) приема, хранения, выдачи, учета (количественного и качественного) 
нефти и нефтепродуктов, нефтесодержащих стоков и др.; 
2) смешения нефти и нефтепродуктов; 
3) хранения и отстоя пластовой воды и механических примесей; 
4) хранения пожарной и питьевой воды, агрессивных химических продуктов. 
 
Рисунок 1 – Резервуар вертикальный стальной 
 
Металлические резервуары относятся к числу ответственных сварных конструкций, работающих в тяжелых эксплуатационных условиях. Наличие в резервуарах жестких сварных соединений и снижение пластических свойств металла при отрицательных температурах вызывают значительные внутренние 
7 
 

напряжения и создают условия, исключающие возможность их перераспределения. 
К вертикальным резервуарам (РВС) предъявляется ряд технических требований: 
1) расположение – наземное; 
2) плотность хранимых продуктов – не более 1015 кг/м3; 
3) максимальная температура корпуса резервуара – не выше 180 °С, минимальная – не ниже 65 °С; 
4) внутреннее избыточное давление – не более 2000 Па; 
5) относительное разрежение в газовом пространстве – не более 250 Па; 
6) сейсмичность района строительства – не более 9 баллов включительно 
по шкале MSK-64; 
Изготавливаются РВС из малоуглеродистой, низколигированной или нержавеющей стали. 
Классы сооружений по уровню ответственности отображены в ГОСТ 313852016 «Резервуары вертикальные стальные для хранения нефти и нефтепродуктов». В зависимости от номинального объема резервуары подразделяются  
на классы: 
1) класс КС-3а – резервуары объемом от 50000 до 120000 м3; 
2) класс КС-3б – резервуары объемом от 20000 до 50000 м3; 
3) класс КС-2а – резервуары объемом от 1000 и до 20000 м3; 
4) класс КС-2б – резервуары объемом менее 1000 м3.  
Класс опасности должен быть повышен для резервуаров, расположенных 
по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки. 
Стальные резервуары менее трудоемки в строительстве и дешевле, чем 
железобетонные, но на их изготовление расходуется много металла, а он подвержен коррозии от сернистой нефти. Кроме этого, стальные резервуары требуют специальных конструктивных мероприятий для снижения потерь продукта от его испарения при «больших и малых дыханиях» резервуаров в процессе 
хранения.  
Конструкции резервуаров отличаются достаточным разнообразием. Для 
снижения потерь от испарения применяют резервуары с понтонами и плавающими крышами, сооружают системы для улавливания паров нефти и нефтепродуктов, окрашивают резервуары светоотражающими красками, устраивают системы охлаждения и др. 
Например, при большой оборачиваемости резервуара преобладают потери 
от «больших дыханий» и поэтому эффективными будут понтоны, плавающие 
крыши и системы улавливания потерь. При длительном хранении продукта и 
низкой оборачиваемости преобладают потери от «малых дыханий», в этом случае эффективны резервуары специальных конструкций, заглубленные или теплоизолированные. 
 
 
 
8 
 

Таблица 1.1 
Коэффициент надежности по ответственности ȖN 
 
Класс  
Значение коэффициента ȖN 
опасности  
при плотности U продукта 
Класс  
Уровень  
в соответствии 
резервуара 
ответственности 
с РБ 03-691,05 т/м  
1,05 т/м  
2013 
КС-3а 
Повышенный 
I 
1,20 
1,25 
КС-3б 
Повышенный 
II 
1,10 
1,20 
КС-2а 
Нормальный 
III 
1,05 
1,10 
КС-2б 
Нормальный 
IV 
1,00 
1,05 
 
Вертикальные резервуары (РВС) проектируются, изготавливаются и эксплуатируются в соответствии с требованиями следующих стандартов. 
1. ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные 
для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия». 
2. СТО 0048-2005 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные 
для хранения жидких продуктов. Правила проектирования». 
3. СТО-СА-03-002-2009 «Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов». 
4. РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом от 1000–50000 м3». 
В зависимости от назначения и вида хранимого вещества резервуары 
подвергают тепло- и гидроизоляции, а их внутренние стенки облицовывают 
(например, кислотоупорными материалами). Резервуары оборудуют подогревателями, дыхательными, предохранительными и другими клапанами, арматурой, приемо-раздаточными устройствами, приспособлениями для очистки, 
уровнемерами и т. п. 
Выбор конструктивных мероприятий зависит от условий хранения, вида 
продукта и назначения резервуара. 
 
1.1.1. Обоснование конструктивной схемы проектируемых  
сооружений и конструкций 
 
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические (РВС) – наземные 
строительные сооружения, предназначенные для приема, хранения и выдачи 
нефти, нефтепродуктов (темных и светлых) с низкой упругостью насыщенных 
паров, избыточное давление в которых не превышает 200 мм вод. ст., и температурой рабочей среды от –60 до +90 °С. Они имеют постоянный геометрический объем, стационарную крышу (при оборачиваемости хранилища 5–12 раз в 
год). Общие технические условия: резервуары этого типа стандартно выполня9 
 

ются наземными, с коническим днищем (уклон от центра к периферии), располагаемым на специально подготовленной подушке, покрытой гидрофобным 
слоем. 
Резервуары могут быть изготовлены методом полистовой или рулонированной сборки. 
Работоспособность резервуаров, изготовленных методом рулонной сборки, 
как показала практика их эксплуатации, зачастую снижена вследствие присущих этому методу сборки несовершенств, к которым можно отнести: 
1) сложно напряженное состояние элементов стенки резервуаров – характеризуется наличием высоких остаточных монтажных напряжений (деформаций) изгиба (при разворачивании рулона), на которые накладываются рабочие 
растягивающие напряжения. Это приводит к тому, что: 
а) при гидравлических испытаниях стенка приобретает перемещения и деформации в 1,5 раза выше расчетных; 
б) возникают остаточные перемещения и деформации стенки, и остаточные напряжения в уторном узле (краевой эффект). Уторный узел – это соединение низа первого пояса стенки резервуара с днищем (окрайкой днища); 
в) при эксплуатации на внутренней стороне стенки реализуются не расчетные напряжения, а напряжения, достигающие предела текучести. 
2) низкие технологичность и контролепригодность при монтажном развороте рулонов стенки и днища влекут за собой осложнения: 
а) отклонение от вертикальной стенки до 250 мм; 
б) местные отклонения формы стенки типа выпуклостей, вогнутостей, переломов; 
в) «хлопуны» на днище; 
г) угловатости вертикальных монтажных сварных соединений карт стенки; 
д) прямолинейность стенки в районе монтажных сварных соединений. 
Все дефекты формы требуют специальных мер по усилению несущей способности, например, за счет установки дополнительных ребер жесткости или 
снижения нагрузки вследствие понижения рабочего уровня налива продукта; 
3) снижение проектной толщины гидрофобного слоя под окрайкой из-за 
его выдавливания при установке и развороте рулонов стенки резервуаров 
большой вместимости. Снижение толщины гидрофобного слоя приводит к 
ощутимому увеличению напряжений от «краевого эффекта», что при работе резервуаров даже в режиме транзита провоцирует образование трещин в сварных 
соединениях уторного узла стенки с днищем; 
4) из-за большего веса рулонов невозможность применения более качественного таврового соединения стенки и днища с полным проваром (при развороте рулона стенки происходит разрушение нижнего торца стенки скосом 
кромок); 
При полистовом методе сборки стенок резервуаров всё вышеперечисленное практически отсутствует. 
 
10