Файл: Учебносправочное издание.docx

Преимущества схем перекачки «по резервуарно» и «через резервуары» заключаются в том, что отдельные участки трубопровода оказываются не связанными жесткой гидравлической зависимостью, поэтому трубопровод имеет большую степень надежности и способность к бесперебойной поставки нефти потребителю.

Недостаток схем перекачки «по резервуарно» и «через резервуары» - высокая стоимость сооружения и эксплуатации РП, а также потери нефти при «дыханиях» резервуаров, связанные с выбросами паров нефти в атмосферу.

Схема перекачки «из насоса в насос» весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потерями. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков.

Недостатком схемы «из насоса в насос» является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации линейной части обеспечиваются следующими мерами:

- периодическим патрулированием, осмотрами и комплексными диагностическими обследованиями с использованием технических средств;

- поддержанием в исправном состоянии за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;

- своевременной модернизацией морально устаревшего или изношенного оборудования;

- соблюдением требований к охранной зоне и зоне установленных нормами минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений;

- соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности и противопожарной защиты;

- предоставление информации руководителям организаций и населению близлежащих населенных пунктов о местонахождении нефтепровода и мерах безопасности.

Главным образом эффективность работы МН зависит от состояния трубы и от степени загрязненности внутренней полости трубопровода.

Образование дефектов возможно на всех этапах жизненного цикла трубопровода:

- при производстве труб;

- при проведении строительно-монтажных работ;

- в процессе эксплуатации.

До недавнего времени главным методом контроля, оценки состояния трубопровода были предпусковые гидравлические испытания повышенным давлением. Однако такие испытания были не в состоянии выявить все дефекты, заложенные в трубопровод при его строительстве. Параметры отдельных дефектов оказывались не столь значительными, чтобы явиться причиной разрушений в процессе гидроиспытаний, но достаточными для того, чтобы эти дефекты развивались под действием эксплуатационных факторов и служили причиной аварийных ситуаций в пределах нормативного срока службы нефтепровода.

---

Эксплуатационные факторы, главными из которых являются:

- циклический характер нагружения, вызванный периодичностью процесса перекачки;

- коррозионные воздействия со стороны перекачиваемого продукта и внешней средыприводят к развитию дефектов, допущенных при изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ.

Происходит дальнейший рост трещин, возникших при изготовлении труб и проведении строительно-монтажных работ, развитие и рост трещин от острых (трещиноподобных) дефектов типа непроваров, несплавлений и т.п. вплоть до достижения ими критических размеров; образование, углубление коррозионных каверн в местах нарушения изоляционного покрытия вплоть до образования сквозных повреждений.

Принятие обоснованных решений по назначению безопасных режимов эксплуатации, по объему, стоимости и срокам проведения ремонтных работ возможно только при наличии достоверной информации о состоянии трубопровода.

Ключевая роль в определении технического состояния магистральных трубопроводов отведена внутритрубной диагностике, которая позволяет вести сплошное обследование трубопровода и выявлять дефекты, являющиеся причинами аварий и отказов.
1.5 Очистка внутренней полости нефтепровода
Для получения качественной информации при проведении внутритрубной диагностики, внутреннюю полость трубопровода необходимо тщательно очистить от парафино-смолистых отложений, остатков глиняных тампонов, появившихся при ремонте трубопровода, а также посторонних предметов. Наилучшие результаты очистки дает применение очистных устройств с чистящими дисками, изготовленными из высококачественного полиуретана по современной технологии. В ОАО «АК «Транснефть» разработаны и выпускаются серийно скребки нескольких типов (рис. 1.4):

- стандартные типа СКР1 с чистящими дисками;

- щеточные типа СКР1-1 с чистящими и щеточными дисками;

- двухсекционные типа СКР2 с чистящими и щеточными дисками и подпружиненными щетками;

- магнитными скребками типа СКР3 с чистящими дисками и магнитными щетками, предназначенными для сбора металлических предметов из полости трубы.

СКР1	СКР1-1
СКР2	СКР3

---

Рисунок 1.4 Типы очистных устройств
Основным очистным скребком в производственных объединениях являются скребки типа СКР1. Этими скребками производится периодическая очистка нефтепровода от парафино-смолистых отложений, а также очистка перед пропуском внутритрубных инспекционных приборов.

Перед пропуском дефектоскопов необходимо также произвести очистку нефтепровода от металлических предметов (огарки электродов и т.п.), которая проводится при помощи магнитного скребка типа СКР3.

На заключительной стадии очистки, непосредственно перед пропуском дефектоскопа, проводится очистка трубы путем пропуска не менее 2-х специальных (щеточных) скребков типа СКР1-1 или двухсекционными СКР2, которые обеспечивают очистку и коррозионных карманов на внутренней поверхности трубы.

Объем работ по очистке нефтепровода зависит от типа перекачиваемой нефти и меры чистоты внутренней поверхности. В частности, при дефектоскопии нефтепроводов Западной Сибири, транспортирующих малопарафинистую нефть, в большинстве случаев достаточно использовать штатные средства очистки, позволяющие получать вполне удовлетворительные результаты. Для трубопроводов же, транпортирующихпарафинистую нефть с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ, приходится прибегать к неоднократным очисткам и использовать при этом специальные устройства.

Количество пропускаемых очистных устройств, перед проведением внутритрубных инспекций, должно определяться достижением результата, при котором последнее очистное устройство приходит в приемную камеру без механических повреждений корпуса, ведущих и чистящих дисков, а количество принесенных парафинсодержащих примесей и металлических предметов не превышает критериев оценки очистки нефтепроводов, соответствующих инструкциям по эксплуатации на диагностические снаряды.

По результатам очистки специалистами предприятия, выполняющего диагностические работы, принимается решение о производстве диагностических работ.

С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также для подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и переиспытаниям должна проводиться очистка внутренней полости МН пропуском очистных устройств.

Существуют следующие виды очистки:

- периодическая - для удаления парафиновых отложений, скоплений воды и газа с целью поддержания проектной пропускной способности нефтепроводов и предупреждения развития внутренней коррозии трубопроводов;

---

- целевая - для удаления остатков герметизаторов после проведения ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепроводов;

- преддиагностическая - для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости нефтепровода в соответствии с техническими характеристиками внутритрубных инспекционных приборов.

Очистка производится в соответствии с разработанными и утвержденными главным инженером эксплуатирующей организации инструкциями для каждого участка магистральных нефтепроводов.

Периодическая и преддиагностическая очистка трубопровода осуществляется пропуском не менее двух очистных устройств в соответствии с Положением о проведении работ по очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов. Время между пуском очистного устройства с закрытыми байпасными отверстиями на нем и очистного устройства с открытыми байпасными отверстиями не должно превышать 24 ч.

Целевую очистку допускается проводить пропуском одного очистного устройства с закрытыми байпасными отверстиями.

Планирование работ по очистке нефтепровода производится путем формирования годового и на его основе месячных планов работ с учетом:

- требований периодичности очистки;

- годового плана внутритрубной диагностики;

- необходимости проведения целевой очистки после проведения ремонтных работ в соответствии с планом остановок нефтепровода.

При наличии на участках нефтепроводов резервных ниток подводных переходов через реки и болота, лупингов и обводных линий сначала планируется их очистка, а потом очистка непосредственно участка. Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены от основного трубопровода на период прохождения очистных устройств, калибров и диагностических приборов.

Для восстановления качества нефти (содержание солей, механических примесей, воды и пр.), ухудшающегося в процессе очистки, разрабатываются мероприятия по исправлению качества некондиционной нефти. Мероприятия должны предусматривать выделение свободных резервуаров для локализации некондиционной нефти, организацию дополнительного контроля качества нефти, компаундирование и другие работы по доведению качества нефти до установленных норм.

Очистка нефтепроводов должна выполняться очистными устройствами, имеющими полный комплект разрешительной и эксплуатационной документации, в том числе:

- сертификат соответствия государственным стандартам;

---

- разрешение Ростехнадзора на применение;

- заключение о взрывобезопасности;

- паспорт;

- формуляр;

- руководство по эксплуатации;

- инструкция по монтажу;

- ведомость запасных принадлежностей;

- ведомость эксплуатационных документов.

Очистные устройства рекомендуется оборудовать низкочастотными передатчиками во взрывозащищенном исполнении, которые в комплекте с наземными переносными детекторами позволяют контролировать прохождение очистных скребков по участку нефтепровода и обнаруживать места их возможной остановки (застревания).

Периодичность очистки определяется индивидуально для каждого нефтепровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже 1 раза в квартал.

При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 2 % и более необходимо проводить внеочередные очистки.

Для освобождения от воды внутренней полости нефтепровода, работающих на сниженных режимах, рекомендуется 1 раз в неделю вести перекачку нефти по схеме «через резервуары» со скоростью более 1,5 м/с в течение не менее 2ч.

При проведении очистки оформляют следующую документацию: акт готовности очистного скребка к пропуску, акт готовности трассы к пропуску очистного скребка, акт приема очистного скребка.

На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для их очистки в период эксплуатации, которые также можно использовать для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и поточных средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка размещаются на нефтепроводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с узлами подключения к магистрали НПС. Эти устройства должны предусматриваться на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км.

Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск; только пуск; только прием.

Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС в процессе очистки нефтепровода.

В состав устройств приема и пуска входят:

- камеры приема и запуска очистных устройств;

---