Файл: Учебносправочное издание.docx

К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Границами подводного перехода магистрального нефтепровода, определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов – участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для одиночных переходов – участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), но не ниже отметок 10%-ой обеспеченности.

Створы переходов через реки надлежит выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами при минимальной ширине заливаемой поймы.

Подводные переходы подразделяются:

- на одно- и многониточные;

- по способу строительства (траншейным способом, методом микротоннелирования (МТ), наклонно-направленного бурения (ННБ), «труба в трубе».).

При строительстве нефтепроводов на болотах применяют все существующие в настоящее время конструктивные схемы прокладки трубопроводов: подземная, наземная и надземная.

Переходы через железные и автомобильные дороги. Основной отличительной деталью перехода под дорогой является защитный кожух (футляр), внутри которого прокладывается рабочий трубопровод. Диаметр защитного кожуха принимается на 200 мм больше диаметра рабочего трубопровода (СНиП 2.05.06-85*).

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке трубопровода через железные дороги;

от осей крайних путей -50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки;

от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) -3 м;

б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна -25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

---

При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины следует принимать до верхней образующей трубопровода.

Надземная схема прокладки составляет лишь незначительную долю в общем объеме трубопроводного строительства. Надземная прокладка нефтепроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия: овраги; реки, имеющие неустойчивое русло; реки с крутыми берегами; каналы и т.д.

Вспомогательные объекты линейной части предназначены для обеспечения ее безопасной эксплуатации и увеличения срока службы. К ним относятся: станции катодной защиты, установки протекторной защиты, установки электродренажной защиты и т.д.

Вдольтрассовая линия электропередач и электроустановкидля обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и установок электрохимической защиты нефтепровода от коррозии, линейной телемеханики, освещения и др.

Линии и сооружения технологической связи, в основном диспетчерского назначения, предназначенные для оперативного контроля за процессом перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.

Средства и оборудование автоматики и телемеханики: датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике, системы обнаружения утечек (СОУ). Эти средства предназначены для централизации учета и оперативного управления нефтепроводами.

Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом.

Станции катодной защиты (СКЗ) предназначены для электрохимической защиты трубопроводов от почвенной коррозии. Принцип их действия заключается в том, что на трубу искусственно подается отрицательный (катодный) потенциал, чтобы анодный процесс (процесс разрушения металла) происходил на дополнительном искусственном электроде-заземлителе. В зависимости от электрохимической активности грунтов СКЗ устанавливают на расстоянии 7-10 км друг от друга. В состав СКЗ входят трансформаторный пункт, сетевая катодная станция и анодное заземление.

---

Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

Вдольтрассовые технологические проезды и дороги используются для строительства и эксплуатации нефтепровода. Минимальные расстояния от оси нефтепроводов до вдольтрассовой дороги должны составлять не менее 10м.

Сооружения для обслуживания линейной части: дома линейных обходчиков, блок-посты. Эти сооружения предназначены для обеспечения постоянного контроля и наблюдения за техническим состоянием линейной части магистрального нефтепровода, своевременного выявления утечек и предупреждения аварий.

Земляные амбары для сбора нефти из магистрального нефтепровода в случае аварии.

Противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения. Для предотвращения размывания траншеи и обнажения нефтепроводов предусматривают соответствующие мероприятия – организацию стока поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и другие.

Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опозновательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 – 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 – 1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

Виды знаков на пересечениях автомобильных и железных дорог и правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и государственного стандарта на знаки.
1.3 Нефтеперекачивающие станции
Головная НПСпредназначена для приема нефти с районов добычи, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

Головная НПС состоит из основных комплектов сооружений:

- резервуарный парк (РП);

- подпорная насосная станция;

- основная насосная станция.

Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:

- площадка фильтров-грязеуловителей

- узел учета нефти;

- узел предохранительных клапанов на линии приёма НПС;

- узел предохранительных клапанов на линии, между основной насосной и подпорной насосной;

---

- узел регулирования давления;

- узел подключение НПС к трубопроводу (узел приёма и пуска СОД).

Технологическая схема головной НПС (рисунок 1.2) предусматривает следующие технологические операции:

- приём и учёт нефти;

- краткосрочное хранение нефти в резервуарах;

- внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар);

- закачка нефти в МТ;

- пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств.

Также на головной НПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления (например, из других трубопроводов).

Нефть с районов добычи поступает на головную НПС и проходит последовательно площадку фильтров-грязеуловителей, где очищается от относительно крупных механических включений, узел предохранительных устройств (УП), защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество поступающей с районов добычи нефти, и направляется в резервуарный парк (РП).





Рисунок 1.2. Технологическая схема головной перекачивающей станции

Из РП нефть отбирается насосами подпорной насосной станции и подаётся с требуемым подпором на вход насосов основной насосной станции. Между подпорной насосной станцией и насосной станции нефть проходит второй узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.
ПромежуточнаяНПСпредназначена для повышения напора перекачиваемой нефти с целью ее дальнейшей транспортировки.

В состав промежуточной НПС входят:

- узел подключения к магистрали;

- фильтры-грязеуловители;

- система сглаживания волн давления (ССВД), с емкостями для сброса;

- магистральная насосная станция;

- узел регулирования давления (УР).

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 Технологическая схема промежуточной НПС

I – Устройство пуска скребка;

II - площадка фильтров-грязеуловителей;

3. 
   - система сглаживания волн давления;
   
4. 
   - емкости (РВС 400) для сброса энергии ударной волны;
   

V - насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек;

---

VI – площадка регулирующих заслонок
Нефть от узла подключения НПС к магистрали движется на вход насосной станции, через площадку фильтров-грязеуловителей и ССВД, затем после магистральной насосной станции вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления и узел подключения.
1.4Особенности технологии перекачки нефти.
Задача о расстановке НПС по трассе нефтепровода решается из условия обеспечения напора, достаточного для перекачки от одной НПС до другой с учетом гидравлических потерь, перепадов трассы, вязкости и температуры нефти и т.п.

Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо соблюдать два основных условия. Первое условие – давление на приёме НПС, соответственно и на приёме насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия кавитации насоса. При недостаточном давлении на приёме насоса (ниже 0,1 МПа) происходит выделение растворённого газа, т.е. начинается вскипание жидкости, что приводит к увеличению вибрации насоса, нагреву корпуса насоса, разрушению насоса. Второе условие – давление на выходе НПС должно быть не выше предела прочности трубопровода.

Технологический процесс перекачки нефти по МТ может осуществляться по следующим схемам:

- «по резервуарно» - применяется для ведения товарно-коммерческих операции на приемно-сдаточном пункте, для учета нефти при вытеснении (освобождении) нефти из трубопровода в резервуары НПС, при производстве плановых работ, когда нефть в одну группу резервуаров принимается, а другая подключена для откачки нефти до следующего резервуарного парка магистрального трубопровода;

- «через резервуары» - весь поток нефти проходит через резервуар или группу резервуаров - применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, а также партии некондиционной нефти (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы);

- «из насоса в насос» - применяется при «жесткой» схеме перекачки, когда промежуточные НПС работают на давлении, развиваемом предыдущей НПС, и на которых не установлены подпорные насосы и резервуары;

- «с подключенными резервуарами» - применяется на ЛПДС (НПС) с резервуарным парком для компенсации неравномерности производительности на смежных участках трубопровода.

---