Линейные сооружения магистрального нефтепровода

Линейные сооружения (см.рисунок 10.1) 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 трубопроводысвязывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

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

Промежуточные НПСслужат 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 резервуариых парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый.

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.

1. - подводящий трубопровод; 2 - головная нефтеперекачивающая станция;

3 - промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4 - конечный пункт; 5 - линейная часть; 6 - линейная задвижка; 7 - дюкер; 8- надземный переход; 9 - переход под автодорогой; 10 - переход под железной дорогой; 11 - станция катодной защиты; 12 - дренажная установка; 13 - дом обходчика; 14 - линия связи; 15 - вертолетная площадка; 16 - вдольтрассовая дорога

Рисунок 10.1. - Состав сооружения магистрального нефтепровода

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.

Вантузы.

На линейной части нефтепровода должна быть предусмотрена установка вантузов.

Вантузы на линейной части магистрального нефтепровода должны устанавливаться на высоких точках по рельефу местности и использоваться для впуска и выпуска воздуха при освобождении и выпуска при заполнении нефтепровода нефтью.

Вантузы устанавливаемые у линейных задвижек (с двух сторон от задвижки в пределах ограждения узла запорной арматуры), должны быть предназначены для подключения насосных агрегатов и обеспечения откачки (закачки) нефти при освобождении нефтепровода в период выполнения плановых и ремонтных работ.

Вантузы на ППМН устанавливаются для проверки герметичности береговых задвижек и снижения до статического давления в отключенной нитке. Вантуз должен располагаться в пределах ограждения береговой задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку.

На резервных нитках, оборудованных узлами пуска и приема СОД, вантузы не устанавливаются.

Вантузы относятся к постоянным устройствам линейной части нефтепровода, должны устанавливаться вертикально под прямым углом к оси трубопровода, и располагаться в металлических колодцах, установленных подземно. При использовании вантуза на патрубок устанавливается запорная арматура, в остальной период времени вантуз должен находиться в заглушенном состоянии (вантузная запорная арматура демонтирована).

Трубопровод в местах установки вантузов должен иметь глубину заложения, которое обеспечивает расстояние от крышки колодца до поверхности земли, не менее 0,6 м.

Для установки на трубопровод должны применяться следующие конструкции вантузов:

- неразрезные вантузные тройники заводского изготовления, устанавливаемые при строительстве трубопровода и изготовлении укрупненных узлов. Неразрезные вантузные тройники применяются на трубопроводах с рабочим давлением до 14 МПа (рис. 10.2; 10.2а);

Рисунок 10.2 - Общий вид неразрезного вантузного тройника заводского изготовления

Рисунок 10.2а – Конструктивное исполнение вантузного неразрезного

тройника заводского изготовления на рабочее давление до 14 МПа

- разрезные штампосварные тройники. Разрезные штампосварные тройники предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 10,0 МПа (рисунок 10.3);

- разрезные вантузные тройники. Разрезные вантузные тройники предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа (рисунок 10.4);

- муфтовые тройники заводского изготовления. Муфтовые тройники заводского изготовления предназначены для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа (рисунок 10.5);

- вантузные патрубки без (или с) усиливающей накладкой. Вантузные патрубки используются для установки на трубопроводы с рабочим давлением до 6,3 МПа на период выполнения ремонтных работ, с последующей их вырезкой (рисунок 10.6).

В качестве постоянной конструкции на трубопроводах разрешается применять неразрезные, разрезные, штампосварные и муфтовые вантузные тройники.

1 - верхняя полумуфта; 2 - нижняя полумуфта; 3 - патрубок; 5 -труба; 6 - продольный стыковой шов (монтажный); 7 - кольцевой сварной шов приварки патрубка к тройнику (монтажный); 9 - кольцевой угловой сварной шов приварки тройника к трубе (монтажный)

Рисунок 10.3 – Разрезной штампосварной тройник на рабочее давление до 10 МПа

Рисунок 10.4 – Разрезной вантузный тройник на рабочее давление до 6,3 МПа

D_Т , D_П - диаметр основной трубы и патрубка соответственно

Рисунок 10.5 – Конструктивное исполнение муфтового тройника заводского исполнения на рабочее давление до 6,3 МПа

Рисунок 10.6 – Вантузный патрубок с усиливающей накладкой на
рабочее давление до 6,3 МПа

Вантузные патрубки с усиливающими накладками и без них допускается применять только при проведении ремонтных работ на трубопроводах диаметром от 159 до 1220 мм.

Для вновь сооружаемых нефтепроводов вантуз должен состоять из следующих конструктивных элементов:

- тройник заводского изготовления с отводом наружным диаметром, равным диаметру патрубка вантуза;

- патрубок вантуза с пробкой и фланцем для установки вантузной запорной арматуры;

- пробка для герметизации патрубка;

- вантузная запорная арматура;

- фланцевая заглушка.

Вантузы должны размещаться в отдельных металлических колодцах из стальных труб, с герметичной крышкой, с установкой запорного устройства. При открытии (закрытии) крышки колодца должно исключаться искрообразование.

Резервная ниткаконструктивно 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.

На подводных переходах МН резервные нитки должны находится в закрытом состоянии. Их работа одновременно с основной допускается только в исключительных случаях.

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.

К подводным переходамотносится 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».).

Переходы через болота.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 прокладкисоставляет 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 частипредназначены 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.).