Файл: Учебносправочное издание.docx

ОТТ-23.020.00-КТН-200-09Магистральный нефтепровод. Устройства размыва донных отложений для резервуаров. Общие технические требования

ОТТ-23.040.00-КТН-051-11Трубы нефтепроводные большого диаметра. Общие технические требования

ОТТ-23.060.30-КТН-246-08Задвижки шиберные для магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций ОАО "АК "Транснефть". Общие технические требования

ОТТ-23.080.00-КТН-136-09Насосы нефтяные подпорные вертикальные и агрегаты электронасосные на их основе. Общие технические требования

ОТТ-25.220.01-КТН-200-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Антикоррозионное покрытие сварных стыков трубопроводов. Общие технические требования

ОТТ-25.220.01-КТН-214-10Заводское полипропиленовое покрытие труб. Общие технические требования

Примечание – при пользовании нормативными документами, приведенными в настоящем разделе, целесообразно проверить действие нормативных документов по «Перечню законодательных актов и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если нормативный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если нормативный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

---

1. Оборудование магистральных нефтепроводов

1.1 Основные понятия
Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов.

По назначению нефтепроводы делятся на внутренние (технологические), местные и магистральные:

- внутренние (технологические) нефтепроводы соединяют различные объекты на нефтепромыслах нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

- местные (нефтепроводы внешнего транспорта), по сравнению с внутренними, имеют большую протяженность (до десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной НПС или с пунктами налива на железной дороге или в порту;

- к магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1220 мм включительно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами. Всего пять категорий: В, I, II, III, IY.

Современный нефтепровод представляет собой комплекс сооружений, включающий в себя линейную часть, головную и промежуточные насосные станции, конечные пункты.
1.2 Линейнаячасть магистрального нефтепровода
Линейные сооружения (рисунок 1.1) включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

---

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка - «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.


10-30км

50-200 км

Промежуточная

насосная станция

Промежуточная

насосная станция

Камера

пуска

скребков

Задвижки

Головная

насосная

станция

Пункт

учета

количества

нефти

Резервуары

Промысел

Добывающая

компания

Транснефть

Конечный распределительный

пункт (нефтебаза)

Морской

нефтетерминал

Пункт

налива

в ж.д. цистерны

Нефтеперерабатывающий

завод


Рисунок 1.1. - Состав сооружения магистрального нефтепровода
Магистральные нефтепроводы прокладываются в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. В настоящее время при сооружении магистральных нефтепроводов применяют подземную, наземную и надземную схемы прокладки.

---

Подземная схема прокладки является наиболее распространенной (около 98% общего объема сооружаемой линейной части). При этой схеме отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта. Глубина заложения трубопроводов (от верха трубы) зависит от диаметра, рельефа и характеристики грунтов местности и должна быть не менее (в м): 0,8 при Ду<1000 мм; 1,0 при Ду≥ 1000 мм.

Нормальная эксплуатация нефтепровода невозможна без трубопроводной арматуры (запорная арматура), которая является неотъемлемой его частью.

Запорная арматура (трубопроводная арматура) линейной части магистрального нефтепровода устанавливается через каждые 10 – 30 км в зависимости от рельефа местности и предназначена, в основном, для отсечения участка нефтепровода при аварии или проведении плановых ремонтных работ. ОАО «АК «Транснефть» оснащает линейную часть нефтепроводов, в основном, шиберными и клиновыми задвижками отечественного и импортного производства. Задвижки диаметром 400 мм и более должны устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

-на обоих берегах водных преград;

- на обоих берегах непроходимых болот протяженностью свыше 500 м;

- в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м;

- на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий – на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности.

В повышенных местах трассы на нефтепроводах устанавливают вантузы, представляющие собой патрубки с запорными устройствами. Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска газо-воздушной смеси при заполнении нефтепровода.

Резервная нитка конструктивно представляет собой участок трубопровода, подключенный к основному и идущий параллельно ему. Резервные нитки предназначены для повышения надежности работы нефтепровода на участках высшей категории сложности.

При нормальной работе трубопровода и резервная и основная нитки должны находиться в работе. На обоих концах основной и резервной ниток устанавливаются задвижки для отключения резервной или основной нитки от магистрали в случае аварии на ней.

---

Лупингконструктивно представляет собой то же самое, что и резервная нитка, но служит для уменьшения гидравлического сопротивления на определенном участке магистрального нефтепровода с целью увеличения расстояния между насосными станциями или с целью увеличения производительности нефтепровода.

Для очистки внутренней полости резервных ниток и лупингов от загрязнений и для проведения внутритрубной диагностики они должны быть оборудованы камерами пуска и камерами приема очистных и диагностирующих устройств.

Под вставкойпонимается трубопровод большего диаметра, проложенный на отдельном участке магистрального нефтепровода с основным нефтепроводом. Назначение вставки такое же, что и лупинга, т.е. для уменьшения гидравлического сопротивления.

Узлы подключения станции (УПС) обеспечивают подключение станции к линейной части магистрального нефтепровода. В случае аварии на НПС происходит её отключение от линейной части. УПС может выполнятся в четырех вариантах:

- с камерой пуска внутритрубных снарядов;

- с камерами приема и пуска внутритрубных снарядов;

- узел, обеспечивающий пропуск внутритрубных снарядов;

- с камерой приема внутритрубных устройств.

В некоторых документах внутритрубные устройства называют средствами очистки и диагностики (СОД). По назначению, внутритрубные устройства подразделяются на очистные и диагностические.

Очистные устройства предназначены для удаления парафинистых отложений на стенках нефтепровода образующихся во время перекачки нефти, а также удаления механических примесей, воды, газа которые образуются при работе нефтепровода при малой производительности (из-за низкой скорости движения нефти).

Диагностические устройства предназначены для контроля состояния трубопровода. Имеются следующие системы внутритрубной инспекции:

- калиперы-профилемеры - для проверки внутренней геометрии трубопроводов, позволяющие с большой точностью обнаруживать и измерять вмятины, овальности и другие аномалии геометрии трубопровода;

- ультразвуковые и магнитные дефектоскопы - для обнаружения и высокоточного измерения точечной и сплошной коррозии, расслоения, царапин, инородных включений и т.п.

В процессе эксплуатации возникает необходимость очистки резервных ниток, лупингов и подводных переходов. Для этого в начальной части монтируется камера пуска СОД, а в конечных точках камера приёма СОД.

---