Котировки акций
adrbidask
Газпром0.000.00
ГМК0.000.00
Лукойл0.000.00
Роснефть0.000.00
Ростелеком0.000.00
Сургутнефтегаз0.000.00
Татнефть0.000.00
ВТБ0.000.00
Данный на 00:00 МСК
Товарные рынки
BIDASK
Золото0.000.00
Серебро0.000.00
Платина0.000.00
Палладий0.000.00
Алюминий0.000.00
Никель0.000.00
Медь0.000.00
Нефть Brent0.000.00
Нефть Лайт0.000.00

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕПРОВОДА

Структура и характеристики линейной части Нефтеперекачивающие станции Управление магистральными трубопроводами Защита от чрезмерных давлений
Обнаружение утечек

Состав и конструкции линейной части

В состав линейной части магистральных нефтепроводов в соответствии со СНиП 2.05.06-86 и ВИТП 2-86 входят:

  • трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искуственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств, а также блокировочные трубопроводы, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;
  • линии электропередач, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
  • противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
  • емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;
  • 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 трубопроводов;
  • пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;
  • указатели и предупредительные знаки.

Линейная часть в отношении выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщины стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06 — 85.

К основным характеристикам конструкции линейной части относятся следующие группы данных:

  • конструктивная схема прокладки трубопровода; координаты, определяющие ориентацию продольной оси трубопровода на всем протяжении трассы;
  • основные пространственные характеристики конструктивных элементов с указанием допустимых отклонений от номинальных размеров, включая искажения формы изделий (номинальный наружный и внутренний диаметры труб, толщина стенки; допустимый нормативный разброс этих значений, допустимое отклонение поперечного сечения трубы от круговой формы, геометрические характеристики формы сварных швов и т.п.);
  • физико-механические характеристики, включая прочностные свойства применяемых материалов и аналогичные характеристики металлов в зоне сварных швов. Состав и объем необходимой информации должен быть составлен или скорректирован с учетом выбранных для реализации расчетных схем;
  • данные о начальной и (или) текущей дефектности материала труб, включая перечень возможных дефектов, данные о плотности и размещении дефектов в теле трубы.

Диаметр трубопроводов линейной части определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы проектируют из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях определяют расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств составляет не менее пяти его диаметров.

Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубопроводах НПС допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530 мм.

На трассе трубопровода предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5 — 2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06—85.

Трубы для нефтепроводов

Основной вид труб для нефтепроводов — стальные трубы. Большая несущая способность, высокая стабильность механических и технологических свойств достигнуты благодаря совершенствованию технологии их изготовления и внедрения в нее разнообразных испытаний, а особенно 100%-го неразрушающего контроля качества сварных швов и металла. Это также позволило сделать трубы наиболее надежными и долговечными.

Для изготовления и ремонта резервуаров, газгольдеров, газонефтепроводов применяется низколегированная конструкционная сталь. Она обладает рядом преимуществ по сравнению с углеродистой сталью обыкновенного качества: ее предел текучести σ1 выше на 50 % и более, меньше чувствительность к старению, меньше склонность к хладноломкости, хорошо сваривается, коррозионная стойкость выше в 1,5 раза, чем, например, у стали ВСтЗ.

Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для труб диаметром до 1420 мм.

Спиральношовные трубы дешевле прямошовных, так как стальная лента на 20—35% дешевле широколистовой стали. При этом достигается экономия металла (примерно на 10%) за счет снижения его расхода на обрезку после прокатки, уменьшения допусков по толщине и отходов при обрезке концов труб. За счет спирального шва труба становится более жесткой, лучше сохраняет цилиндрическую форму при транспортировке. При эксплуатации трубопровода из спиральношовных труб главные напряжения располагаются под углом к направлению прокатки ленты, что повышает работоспособность металла.

Преимуществом спиральношовных труб также является то, что в процессе их изготовления металл труб практически не изменяет своих пластических и вязких свойста, а сам процесс производства труб легко поддается механизации и автоматизации. Кроме того, металл спиральношовных труб работает в более благоприятных условиях, чем металл прямошовных труб, так как волокна его катаной структуры направлены под углом навивки к продольной оси трубы. Недостатком спиральношовных труб считают большую протяженность сварных швов по сравнению с прямошовными трубами спиральношовные трубы нельзя гнуть, они плохо копируют местность.

Из-за строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов в различных климатических условиях трубы делают в разном исполнении. В обычном исполнении изготовляют трубы для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и южных районах России, для которых температура эксплуатации принимается от О0С и выше и температура строительства — 400С и выше. В северном исполнении изготовляют трубы, для которых температура эксплуатации принимается от —20 до — 400С, а температура строительства — 600С и выше.

Устройства пуска и приёма средств очистки и диагностики

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 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:

  1. Камеры приема и запуска очистных устройств.
  2. Трубопроводы, арматуры и соединительные детали.
  3. Ёмкость для дренажа из камер приема и пуска.
  4. Механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств.
  5. Сигнализаторы прохождения очистных устройств.
  6. Приборы контроля за давлением.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема поточных устройств.

Трубопровод и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигаальными приборами, регастрирующими прохождение устройств.

Трубопроводная арматура

Нормальная эксплуатация трубопровода невозможна без арматуры — неотъемлемой части любого трубопровода. Расходы на арматуру составляют около 10—12 % капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 10 — 30 км, предназначена, в основном, для отсекания участка трубопровода при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

  • на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более;
  • на нефтепроводах при пересечении водных преград в одну нитку — место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;
  • на обоих берегах болот типа III 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 промыхпленных предприятий — на расстоянии, устанавливаемом проектном в зависимости от рельефа местности.

Основное назначение запорной арматуры — перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют:

  • для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую;
  • для дросселирования потока среды, т.е. изменения его расхода, давления и скорости.


Структура и характеристики линейной части Нефтеперекачивающие станции Управление магистральными трубопроводами Защита от чрезмерных давлений
Обнаружение утечек

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕПРОВОДА

Курс валют предоставлен сайтом kursvalut.com