2.История развития трубопроводного транспорта нефти и газа в России.

В развитии нефтяной промышленности России можно выделить V этапов.

I этап (до 1917г.) – дореволюционный период. Ещё в XVIв. русские купцы торговали Бакинской нефтью. При Борисе Годунове в Москву была доставлена первая нефть, добытая на реке Ухте. В годы правления Петра I лейб-медик Г. Шобер впервые описал нефтяные источники в р-не Грозного, Но после смерти Петра интерес к этому делу пропал. В 1813г. к России были присоедены Бакинское и Дербентское ханства с их богатейшими нефтяными ресурсами. Другим крупным районом нефтедобычи в дореволюционной России была Туркмения. Началом развития нефтяной промышленности в России является 1848г., когда под руководством В.Н. Семёнова и Н.И. Воскобойникова в Биби-Эйбате была пробурена первая в мире нефтяная скважина. Позднее были пробурены нефтяные скважины на р. Ухта. Сведений о находках нефти в Сибири в дореволюционный период нет. Длительное время нефть употреблялась, в основном, в необработанном виде: для топки, освещения, смазки конной сбруи, колёс, лечения кожных заболеваний скота и т.п. В первой половине XIXв. Из неё начали получать фотоген. Однако он не пользовался большим спросом. Положение кардинально изменилось после изобретения безопасной керосиновой лампы , двигателя внутреннего сгорания, производство смазочных масел, использование мазута как топлива.

II этап (с1917 до 1941гг.) – период до Великой Отечественной войны. Первая мировая и гражданская войны, иностранная интервенция нанесли огромный ущерб нефтяной промышленности. Многие нефтепромыслы были разрушены, а их оборудование вывезено за границу. После завершения гражданской войны восстановление нефтяной промышленности было одной из главных задач страны. Прирост нефтедобычи шёл, в основном, за счёт «старых» районов – Бакинского, Майкопского и Грозненского, где осуществлялась глубокая техническая реконструкция промыслов. На о. Сахалин был основан первый крупный нефтепромысел, вверховьях р. Яреги было открыто месторождение тяжёлой высоковязкой нефти, которую впоследствии стали добывать шахтным способом. Там находится единственная нефтяная шахта в нашей стране. По инициативе И.М. Губкина началось освоение новых нефтяных районов на Урале и в Поволжье.

III этап (с 1941 до 1945гг.) – период Великой Отечественной войны. Нападение фашисткой Германии нарушило поступательное развитие нашей страны в целом и нефтяной промышленности в частности. По мере приближения вражеских армий к главным центрам нефтедобычи – Баку, Грозному, Майкопу – производились демонтаж оборудования и вывоз его на Восток, скважины консервировались. Работа нефтепромыслов, находящихся вблизи от линии фронта, была осложнена регулярными бомбардировками. Нефтяная промышленность страны развивалась благодаря освоению месторождений в восточных районах и продолжению эксплуатации Верхнечусовского промысла, Краснокамского нефтяного района, в районе Бугуруслана.

IV этап (с 1945 до1991гг.) – период до распада СССР. В первые послевоенные годы было разведано значительное количество нефтяных месторождений Татарии, Башкирии, Самарской области. Главным событием данного периода стало открытие и начало разработки богатейших нефтяных месторождений в Западной Сибири. В 1961г. были получены первые фонтаны нефти в Западном Казахстане. Продолжалось освоение нефтяных месторождений Коми АССР. Планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 года.

V этап (с 1991г.) – современный период. После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось из-за вовлечения в разработку практически всех разведанных запасов, сокращения финансирования геолого-разведочных работ, обводнённости добываемой нефти, издержек перестройки хозяйственного механизма. К 1995г. формирование новой структуры нефтяной промышленности России в основном было завершено. Бо́льшая часть предприятий преобразована в акционерные общества. Во многих из них контрольный пакет принадлежит государству, что позволяет осуществлять контроль за деятельностью и рациональным использованием природных ресурсов.

Газовая промышленность России значительно моложе нефтяной. В её развитии можно выделить следующие этапы:

I этап (до 1950г.) – период зарождения газовой промышленности. Газовая промышленность России зародилась в 1835г., когда в Санкт-Петербурге методом сухой перегонки угля начали вырабатывать искусственный газ, названный светильным. В XX веке газовое освещение повсеместно было вытеснено электрическим. С развитием добычи нефти люди вплотную соприкоснулись с нефтяным газом, являющимся неизбежным её спутником.

В 20-х годах в СССР было известно всего пять газовых месторождений – «Дагестанские Огни». Мельниковское, Мелитопольское, Сураханское и Ставропольское. В 1933г. был создан Главгаз, открыто первое в Коми АССР чисто газовое месторождение – Седельское. В последующем здесь же были открыты Войвожское и Нибельское газовые месторождения. К концу 30-х годов было открыто более 50 месторождений природного газа в Азербайджане, Поволжье, на Северном Кавказе и в Средней Азии.

II этап (1950 – 1956гг.) – период её становления. Дальнейшее развитие газовой промышленности связано с открытием в 1950-1955гг. новых месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях, в Тюменской области и на Украине.

III этап (1956 – 1991гг.) – период до распада СССР. Период после 1955г. характеризуется бурным развитием газовой промышленности. К концу 50-х годов были разведаны запасы на Украине, Северном Кавказе, в Прикаспии и Узбекистане. В 60-е годы поисковые работы переместились на восток страны. Были открыты крупные газовые месторождения в Западной Сибири (Пунгинское, Заполярное, Медвежье, Уренгойское), в Коми АССР (Вуктыльское), в Туркмении (Ачакское, Шатлыкское), в Узбекистане (Учкырское, Уртабулакское). Начиная с 1981г. ускоренное развитие газовой отрасли стало возможным, благодаря освоению новых месторождений в Туркмении, Астраханской, Тюменской и Оренбургской областях. Уже в 1984г. СССР вышел на первое место в мире по добыче газа, опередив США.

IV этап (с 1991г.) – современный период. В настоящее время газ, добываемый на территории России, помимо потребителей РФ получают 24 европейских государства (его доля в европейском газопотреблении приближается к 40%). Новый этап развития газотранспортной системы РФ характеризуется: предельной загрузкой действующих газотранспортных мощностей; сниженной, по отношению к проекту, технически возможной производительностью; необходимостью выполнения значительных объёмов работ по реконструкции и капитальному ремонту, как накопившемуся в предшествующие периоды, так и связанных с естественным старением мощностей ГТС.

В то же время падение добычи газа на базовых месторождениях севера Западной Сибири – Уренгойском, Ямбургском, месторождении Медвежье – требует скорейшего освоения новых газоносных регионов и, соответственно, создания новых газотранспортных коридоров.

Энергетическая стратегия предусматривает формирование до 2020г. двух новых газодобывающих регионов: на п-ве Ямал и прилегающих шельфах арктических морей; в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с шельфом дальневосточных морей.

Строительство газотранспортных систем в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в основном предназначено для снабжения местных потребителей и экспорта в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Добыча газа из месторождений морского шельфа о-ва Сахалин позволит обеспечить потребителей Сахалинской области, Хабаровского и Приморского. Для транспортировки месторождений морского шельфа о-ва Сахалин до Владивостока планируется строительство газопровода протяженностью более 1600 км.

К 2030г. в связи с освоением ресурсов газа п-ва Ямал потребуется сооружение мощной газотранспортной системы с годовой производительностью более 300 млрд. м³. Это будет проект нового поколения «Бованенково – Ухта» с применением уникальных, не имеющих мировых аналогов отечественных труб, рассчитанных на давление 120 атмосфер и пригодных к эксплуатации в климате Крайнего Севера. Важнейший международный проект, который Газпром реализует в настоящее время – это Северо-Европейский газопровод («Северный поток») диаметром 1220мм, протяженностью 1224 км и напрямую соединяющий ЕСГ России с европейской ГТС. «Северный поток» призван обеспечить голубым топливом важнейшие рынки сбыта – Бельгию, Великобританию. Германию, Данию, Нидерланды, Францию и Чехию. Он пройдет по дну Балтийского моря от побережья России под Выборгом до побережья Германии в районе Грайфсвальда. Его проектная мощность составляет 55 млрд. м³ (две нитки по 27,5 млрд. м³).

Проект «Южный поток» предусматривает строительство газопровода через акваторию Черного моря и Центральной Европы до конечных рынков сбыта. В 2011г. предполагается начать освоение Штокмановского месторождения, расположенного в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря. Запасы месторождения, утвержденные государственной комиссией по запасам полезных ископаемых, составляют 3,9 трлн. м³ газа и более 56,1 трлн. т газового конденсата. Это месторождение станет ресурсной базой для поставок российского газа, как трубопроводного, так и полученного с использованием СПГ-технологий, на рынки Атлантического бассейна.

3.Виды активной защиты трубопроводов и их состав. 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.

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.

Катодная защита.

1 - ЛЭП; 2 - трансформаторный пункт; 3 - станция катодной защиты; 4 - защищаемый трубопровод; 5 - анодное заземление; 6 – кабель

Источником постоянного тока является станция катодной защиты, где с помощью выпрямителей переменный ток, поступаю­щий от вдольтрассовой ЛЭП через трансформаторный пункт, преобразуется в постоянный.

Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля под­ключен к защищаемому трубопроводу, а положительным - к анодному заземлению. При включении источника тока электричес­кая цепь замыкается через почвенный электролит. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление - источник тока - защищаемое сооружение». Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор почвенного электролита, т. е. анод­ное заземление разрушается. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, т. е. создаются условия для протекания реакций кислород­ной и водородной деполяризации, характерных для катода.

Считается, что для защиты от коррозии подземных металличес­ких трубопроводов необходимо, чтобы их потенциал был не более минус 0,85 В.

Протекторная защита

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента. Два электрода (трубопровод и протектор, изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь) опущены в по­чвенный электролит и соединены проводником. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электро­нов от протектора к трубопроводу по проводнику. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки. Таким образом, разрушение металла все равно имеет место. Но не трубопровода, а протектора.

Рис. 12.16. Принципиальная схема протекторной защиты

1 - трубопровод; 2 - протектор; 3 - проводник; 4 - контрольно-измерительная колонка

Электродренажная защита трубопроводов

Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого со­оружения на сооружение - источник блуждающих токов, либо специальное заземление - называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж - это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа включает: реостат, рубильник, плавкий предохранитель и сигнальное реле. Сила тока в цепи «трубопровод-рельс» ре­гулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмот­ке реле, при включении которого включается звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсо­вой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на тру­бопровод.

Поляризованный электрический дренаж - это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поля­ризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дре­нажному проводу.

Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциа­ла. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным — не к анодному заземлению, а к рель­сам электрифицированного транспорта.

Билет №12

1.Типы балластировки при КР трубопроводов. Для обеспечения устойчивости положения трубопровода в траншее на проектных отметках производится его балластировка или закрепление. Для этой цели используются конструкции, создающие давление на трубопровод (пригрузку), а также конструкции, использующие пассивное давление (отпор) грунта в основании траншеи. К первому типу конструкций относятся обетонированные трубы, железобетонные утяжелители различных типов, грунтовая засыпка, устройства, выполненные из полотнищ нетканых синтетических материалов и полимерконтейнеры. Ко второму типу относятся анкерные устройства различных типов, обеспечивающие закрепление газопровода как в талых, так и в вечномерзлых грунтах.

Балластировка газопроводов ж/б утяжелителями различных конструкций. Применяют утяжелители, охватывающие трубопровод по боковым образующим (типа УБО), седловидные (типа УБК) и кольцевые. Утяжелитель типа УБО состоит из 2-х ж/б блоков и двух металлических, защищенных изоляционным противокоррозионным покрытием, или мягких, изготовленных из прочного долговечного синтетического материала, соединительных поясов. Устанавливаются на газопроводе либо по одному через равные промежутки расстояния между ними, либо групповым методом. При групповом методе утяжелители укладываются отдельными участками вплотную к друг другу, при этом их количество и расстояния между грунтами должно соответствовать требованиям проекта.

К числу утяжелителей охватывающего типа следует отнести железобетонный утяжелитель типа УБГ, представляющий собой корытообразную емкость, заполняемую грунтом засыпки и состоящий из трех шарнирно соединенных между собой прямоугольных плит, боковые из которых имеют сквозные отверстия или анкерующие элементы, через которые проходят или к которым крепятся два соединительных пояса.

Железобетонные утяжелители типа УТК рекомендуется применять на переходах через болота и обводненные участки при сооружении их методом сплава или протаскивания, преимущественно в летний период. Установка кольцевых утяжелителей осуществляется на специальной монтажной площадке у створа перехода непосредственно перед протаскиванием его через болото, водные преграды или заболоченные участки.

Анкерное закрепление газопроводов. Закрепление газопроводов в траншее на проектных отметках в талых грунтах может осуществляться с помощью винтовых или свайных раскрывающихся анкерных устройств, а в вечномерзлых грунтах – дисковых, винтовых, стержневых.

Балластировка газопроводов минеральным грунтом. Балластировка газопроводов минеральным грунтом засыпки или комбинированными методами, включая использование полотнищ из НСМ и полимерконтейнеров, может производиться лишь после укладки трубопровода на проектные отметки, при условии отсутствия воды в траншее в процессе производства работ (после удаления воды из траншеи техническими средствами), а также в случаях, когда трубопровод удерживается в проектном положении с помощью инвентарных утяжелителей повышенной массы.

Для балластировки с использованием НСМ в зависимости от категории местности могут применяться различные конструктивные схемы:

- НСМ укладывается в траншею на установленный в проектное положение трубопровод и на откосы траншеи, траншея засыпается грунтом до дневных отметок, после чего полотнище из НСМ перекрывают сверху засыпанный участок траншеи. При этом края полотнища по всей длине устройства замыкаются над засыпанным трубопроводом, образуя замкнутый грунтовый контур.

- НСМ укладывается в траншею на установленный в проектное положение трубопровод и на откосы траншеи, закрепляется на бермах траншеи специальными металлическими штырями и засыпается минеральным грунтом с устройством грунтового валика над траншеей и полотнищем из НСМ. При необходимости через 10-15м по длине трубопровода в устройстве должны быть установлены грунтозадерживающие перегородки, которые по контуру откосов и дна траншеи, а также поверхности трубопровода, жестко соединены с продольным полотнищем из НСМ.

- полотнище из НСМ укладывается в основание траншеи, над трубопроводом на откосы. Производится засыпка траншеи минеральным грунтом, при этом концы балластируемого участка не засыпаются на длине 1,0-1,5м. полотнища из НСМ длиной 25-26м замыкаются над балластируемым трубопроводом с перехлестом в сторону технологической дороги не менее 0,5м; на торцевых участках полотнище укладывается непосредственно на незасыпанный трубопровод и закрепляется утяжелителями типа УБО, после чего производится окончательная засыпка траншеи с устройством грунтового валика.

В зависимости от вида и состояния грунта рекомендуется применять два варианта метода балластировки газопроводов с использованием закрепленных минеральных грунтов, а именно:

- устройство перемычек из закрепленного грунта без использования армирующей сетки.

- устройство перемычек из закрепленного грунта с применением армирующей сетки.

Полимерконтейнерное заполняемое минеральным грунтом балластирующее устройство ПКБУ представляется собой 2 контейнера, размещенные по обе стороны трубопровода, выполненные из прочного и долговечного геотекстильного синтетического материала, соединенные 4-мя мягкими силовыми лентами и 2-мя металлическими распорными рамками. Устанавливаются ПКБУ на газопроводах по одному через равные расстояния или групповым способом и могут быть использованы для балластировки газопроводов, прокладываемых в обводненной и заболоченной местности, а также на участках прогнозируемого обводнения.