Освобождение от нефти при выводе нефтепровода из эксплуатации
-
Общие положения
Вытеснение нефти должно проводиться водой, ИГС, водой с последующим ее вытеснением ИГС. Выбор вытесняющей среды определяется из условия наличия участков трубопровода имеющих конструктивные особенности (неравнопроходное сечение, наличие подкладных колец);
Освобождение МН от нефти МН с использованием воды, ИГС выполняется по следующим технологиям:
- с приемом нефти в резервуары НПС (рисунок 5.1);
- с закачкой нефти в параллельный МН (рисунок 5.2);
- с приемом нефти в герметичные мобильные резервуары и вакуумные нефтесборщики (рисунок 5.3).
На участках МН с неравнопроходным сечением, с наличием подкладных колец на которых не проводилась очистка с применением очистных скребков допускается вытеснение нефти водой прямым контактом.
Проведение работ по очистке нефтепровода возможно только после получения разрешения диспетчера (РДП, ТДП) при наличии утвержденных ППР, наряд-допуска и графика сопровождения ОУ с расчетными данными прохождения мест в промежутки времени.
Во время проведения работ по очистке участков МН необходима организация непрерывного отслеживания очистных устройств бригадами сопровождения, оснащенными низкочастотными локаторами в соответствии с графиком сопровождения ОУ.
В случае потери контроля за ОУ, поршнями-разделителями запрещается проведение очистки, вытеснения нефти (воды) до обнаружения их местоположения и устранения причины застревания ОУ, поршней-разделителей.
На участках нефтепроводов, выведенных из эксплуатации и частично освобожденных от нефти (с наличием ГВС) – перед первой группой поршней-разделителей должна быть создана водяная разделительная пробка длиной не менее 100D.
До начала производства работ по освобождению от нефти линейной части МН должна быть проведена целевая (внеочередная) очистка внутренней полости трубопровода от парафиновых отложений и грязи. Внутренняя полость трубопровода должна быть очищена ОУ в потоке нефти не более чем за месяц до начала производства работ по освобождению от нефти.
Организация проведения работ по целевой очистке нефтепровода включает следующие этапы:
- определение технического состояния нефтепровода (наличие подкладных колец, участков с неравнопроходным сечением, КПП СОД; определение допустимых разрешенных давлений с учетом наличия дефектов);
- разработка мероприятий, обеспечивающих прием и отстой всего объема асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ), полученного в процессе очистки;
- выбор способов и средств очистки нефтепровода;
- подготовка технологической схемы очистки участка нефтепровода;
- проверка готовности очистных устройств и участка нефтепровода к началу очистки;
- проведение очистки нефтепровода;
- оформление результатов очистки нефтепровода.
Запрещается применение сжатого воздуха для освобождения нефтепровода от нефти, воды применяемой при вытеснении нефти.
Порядок проведения работ по освобождению от нефти нефтепровода включает следующие этапы:
- разработка мероприятий, обеспечивающих определение объема и качества освобождаемой (вытесняемой) нефти, прием освобождаемой (вытесняемой) нефти в резервуары НПС или герметичные мобильные резервуары, режим перекачки параллельного МН, соответствие скорости вытеснения нефти оптимальной скорости движения ПРВ и параметрам максимальной производительности заполнения резервуаров, учет освобождаемой (вытесняемой) нефти;
- разработка ППР на освобождение (вытеснение) нефтепровода от нефти, предусматривающего после освобождения от нефти отключение освобожденного участка МН от линейной части МН с созданием видимых разрывов и установкой сферических заглушек для дальнейшей консервации или перевода в СБС;
- разработка графика сопровождения ОУ (ПРВ) с указанием планового и фактического времени прохождения ОУ контрольных точек;
- подготовка резервуарных емкостей для принятия расчетного объема откачиваемой (вытесняемой) нефти;
- документальное оформление готовности нефтепровода к освобождению (вытеснению) от нефти;
- проведение работ по освобождению (вытеснению) нефтепровода от нефти;
- документальное оформление работ по освобождению (вытеснению) нефтепровода от нефти с оформлением акта выполненных работ с указанием количества полученной при освобождении нефти в тоннах.
Для определения качества нефти, полученной при освобождении нефтепровода, производится точечный отбор проб нефти с помощью устройства для ручного отбора,
соответствующего ГОСТ 2517.
Рисунок 5.1 – Технология освобождения эксплуатируемых МН с приемом нефти
в резервуары НПС
Рисунок 5.2 – Технология освобождения эксплуатируемых МН с закачкой нефти
в параллельный МН
Рисунок 5.3 – Технология освобождения эксплуатируемых МН с приемом нефти в герметичные мобильные резервуары и вакуумные нефтесборщики
В зависимости от выбранной технологии освобождение участка МН от нефти выполняется в следующей последовательности:
- создание необходимого объема емкости в РП НПС для обеспечения приема нефти из освобождаемого участка МН, развертывание герметичных мобильных резервуаров, подготовка вакуумных нефтесборщиков;
- при освобождении (вытеснении) в параллельный нефтепровод производится расчет и определение режима перекачки нефти в параллельный нефтепровод, учет количества нефти откачиваемой (вытесняемой) с освобождаемого участка выполнять через ультразвуковой расходомер установленный на ПНУ;
- запасовка поршней-разделителей;
- обвязка и подключение ПНУ и азотной установки;
- остановка МН;
- отключение освобождаемого участка МН;
- подготовка (проведение переключений) линии сброса (откачки) до резервуаров НПС, параллельного нефтепровода или емкости с проверкой полноты открытия запорной арматуры на линейной части МН;
- обеспечение впуска воздуха в освобождаемый участок объемом, равным объему освобождения участка МН (при откачке ПНУ, освобождении в параллельный нефтепровод или герметичные мобильные резервуары);
- открытие запорной арматуры подключения подготовленных для приема нефти резервуаров НПС, параллельного нефтепровода или герметичных мобильных резервуаров;
- открытие запорной арматуры вантузов откачки-закачки нефти. Подача ИГС или откачка ПНУ (одновременная подача ИГС с откачкой ПНУ);
- обеспечение контроля количества поступающей в резервуары НПС, параллельный нефтепровод или герметичные мобильные резервуары нефти;
- после поступления нефти в резервуар НПС, параллельный нефтепровод или герметичный мобильный резервуар в количестве, соответствующем расчетному объему прекратить подачу ИГС и откачку ПНУ;
- закрытие запорной арматуры подключения резервуаров НПС, параллельного нефтепровода или герметичных мобильных резервуаров;
- сброс давления ИГС в трубопроводе до атмосферного;
- проверка наличия нефти в освобожденном участке МН;
- при наличии остатков нефти произвести повторное вытеснение нефти из освобождаемого участка.
-
Очистка нефтепровода
Очистка нефтепровода включает в себя мероприятия по удалению парафино-смолистых отложений, скоплений грунта, песка и других посторонних предметов из полости нефтепровода посредством пропуска по нефтепроводу механических очистных устройств.
Очистка равнопроходных участков МН без подкладных колец выполняется в соответствии с требованиями ОР-75.180.00-КТН-018-10.
На участках МН с неравнопроходным сечением, где переход диаметров составляет не более одного типоразмера, в качестве ОУ применять поролоновые (пенополиуретановые) поршни. Участки, имеющие переход диаметров более одного типоразмера, необходимо разбить на участки с равнопроходными диаметрами или на участки с переходом диаметров не более
одного типоразмера.
На участках, построенных с применением подкладных колец в качестве ОУ
применять ПРВ.
Очистные устройства, используемые для проведения очистки, должны обязательно оснащаться передатчиком для скребка (ПДС).
Внутритрубная очистка МН выполняется разрешенными к применению
очистными устройствами, имеющими в обязательном порядке следующие разрешительные и эксплуатационные документы:
- разрешение РТН на применение;
- паспорт;
- «Сертификат соответствия» требованиям нормативных документов по взрывозащишенности;
- руководство по эксплуатации.
Перед запасовкой ОУ необходимо проверить:
- состояние чистящих, ведущих и щеточных дисков (при их наличии);
- состояние пластин заземления;
- правильность сборки ОУ и затяжку крепежных болтов;
- наличие и правильность контровки крепежных болтов;
- работоспособность ПДС (укомплектованность новыми элементами питания).
Очистка нефтепровода проводится в соответствии с инструкцией по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода. Разработка инструкции по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода выполняется в соответствии с требованиями ОР-75.180.00-КТН-018-10.
На каждый участок нефтепровода должна быть разработана технологическая схема целевой очистки в соответствии с приложением Б и с учетом свойств перекачиваемой нефти, параметров перекачки, протяжённости участка, наличия промежуточных НПС, лупингов, перемычек.
В технологической схеме целевой очистки участка МН должны быть определены: тип, количество и последовательность пропуска очистных устройств в одном цикле, количество циклов очистки, интервалы времени между запусками ОУ.
Работы по очистке нефтепровода начинать после получения разрешения
диспетчера (РДП, ТДП) при наличии следующих документов:
- разрешение от ОСТ;
- акт готовности трассы к пропуску ОУ, в соответствии с приложением В;
- акт готовности ОУ к проведению очистки, в соответствии с приложением Г;
- ППР на проведение работ по освобождению нефти и наряд-допуски на запасовку и извлечение ОУ из постоянных или временных КПП СОД;
- график сопровождения ОУ.
Подготовка нефтепровода к очистке включает в себя:
- внеплановое техническое обслуживание линейных и технологических задвижек;
- подготовку стационарных или временных КПП СОД заводского изготовления в соответствии с инструкцией по очистке;
- подготовка необходимого технологического оборудования;
- 100 % открытие всей линейной запорной арматуры на пути движения ОУ;
- 100% перекрытие боковых ответвлений (лупинги, резервные нитки, перемычки и т.п.) на время пропуска ОУ;
- подготовку маркерных пунктов для отслеживания ОУ бригадами сопровождения.
Работы по очистке МН должны проводиться с применением стационарных или временных КПП СОД заводского изготовления, отвечающих требованиям ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 и обеспечивающих безопасный запуск и прием ОУ.
Перед запуском ОУ КПП СОД должны быть подготовлены к пропуску ОУ, а именно:
- очистить камеру от парафина и асфальтосмолистых отложений;
- проверить исправность всех узлов и устройств камеры;
- проверить камеру на герметичность при давлении равном Рраб.
Запасовка ОУ в камеру пуска производится после проведения подготовительных мероприятий и оформления наряда-допуска.
Результаты очистки внутренней полости нефтепровода оформляются Актом приема очистного устройства (приложение Д).
Операции по подготовке камеры к пуску и приему ОУ, операции по запасовке и извлечению ОУ из камеры выполняются в соответствии с требованиями ОР-75.180.00-КТН-018-10.
На время проведения работ по очистке участков МН должно быть организовано непрерывное отслеживание очистных устройств бригадами сопровождения, оснащенными
низкочастотными локаторами и средствами связи. Контрольные пункты бригад сопровождения для обнаружения сигналов передатчика, установленного на ОУ, размещаются строго над осью
трубопровода, с шагом не более 5 км, а также на соединительных элементах нефтепровода:
- на узлах запорной арматуры;
- на узлах равнопроходных ответвлений от очищаемого нефтепровода;
- на узлах неравнопроходных ответвлений, диаметром 70% диаметра очищаемого нефтепровода и больше;
- на углах поворота нефтепровода 45º и более.
Сопровождение оборудованного передатчиком ОУ бригадами сопровождении выполняется в соответствии с ОР-75.180.00-КТН-018-10.
В случае если контроль за сопровождением ОУ по трубопроводу не удалось восстановить в течение 4-х часов после истечения контрольного времени, указанного в графике сопровождения ОУ, ОУ считается застрявшим. Главный инженер РНУ (ОСТ) организовывает работы по определению местоположения ОУ в МН. После определения местоположения застрявшего ОУ ОСТ производит его вырезку.
При производстве работ по очистке нефтепровода должна быть организована устойчивая двухсторонняя связь между производителями работ и диспетчерским пунктом РНУ (ОСТ).
Утилизация продуктов очистки производится в установленном ОСТ порядке.
-
Очистка нефтепровода находящегося в эксплуатации
Очистка нефтепроводов находящихся в эксплуатации выполняется в соответствии с требованиями ОР-75.180.00-КТН-018-10.
Качество очистки участка МН определяется по количеству примесей и посторонних предметов, принесенных в камеру приема СОД последним ПРВ. Извлечение контрольного ОУ производится в течение суток после его прихода в камеру приема СОД. Участок считается подготовленным к освобождению от нефти для консервации, если выполнены условия:
- все запасованные скребки пришли в камеру приема;
- количество взвешенных АСПВ - не более 35 л;
- количество твердых АСПВ - не более 5 л;
- после очистки наличие металлических предметов не более 1 шт. на 10 км нефтепровода.
-
Очистка нефтепроводов выведенных из эксплуатации
В соответствии с требованиями ОР-75.180.00-КТН-018-10 необходимо
обеспечить перекачку нефти по временной технологической схеме.
Очистка выведенных из эксплуатации нефтепроводов производится водой (или ИГС) с одновременным вытеснением нефти поршнями-разделителями. Первая группа ОУ должна состоять из поршней-разделителей, последующие группы из очистных скребков.
На участках нефтепроводов, выведенных из эксплуатации и частично освобожденных от нефти (с наличием ГВС) – перед первой группой поршней-разделителей производится подача воды для создания разделительной пробки длиной не менее 100D.
Очистка участков нефтепроводов осложненных парафиноотложением должны проводиться в летний период времени при температуре окружающей среды не ниже плюс 5°С и
установившейся положительной температуре грунта.
В случае невозможности очистки нефтепровода выведенного из эксплуатации (не прохождение по участку скребка из-за наличия асфальтосмолопарафиновых отложений) при
допустимом рабочем давлении, необходимо разработать мероприятия предусматривающие
очистку нефтепровода с разбивкой на отдельные участки с применением технологии вырезки
катушек с запасовкой скребков, при этом необходимо обеспечить повторное применение воды.
Качество очистки участка МН определяется по количеству примесей, принесенных в камеру приема СОД последним (контрольным) скребком. Участок считается подготовленным к освобождению от воды, если выполнены условия:
- все запасованные скребки пришли в камеру приема;
- количество взвешенных АСПВ - не более 35 л;
- количество твердых АСПВ - не более 5 л.
- после очистки наличие металлических предметов не более 1 шт. на 10 км нефтепровода.
-
Вытеснение нефти из магистрального нефтепровода при выводе из эксплуатации
-
Общие положения
Схемы вытеснения нефти выбираются в зависимости от условий прохождения трассы нефтепровода, наличия параллельных нефтепроводов, лупингов, перемычек, отводов, герметичности линейной запорной арматуры, наличия РП и временных емкостей.
Для вытеснения нефти выбирается технология обеспечивающая минимальные затраты на освобождение участка МН.
Вытеснение нефти водой из линейной части выводимых из эксплуатации нефтепроводов должно проводиться при положительных температурах окружающей среды.
При применении технологии вытеснения ИГС подводные переходы должны быть отключены от линейной части МН (создание видимых разрывов и установка сферических
заглушек). Вытеснение нефти на подводных переходах должно осуществляется только водой.
При применении технологии вытеснения водой освобожденные от нефти подводные
переходы должны быть отключены от линейной части МН (создание видимых разрывов и
установка сферических заглушек).
Вытеснение нефти производится в зависимости от выбранной схемы освобождения участка МН в соответствии с РД-75.180.00-КТН-399-09 в следующей последовательности:
- внеплановое техническое обслуживание линейных и технологических задвижек, подлежащих консервации;
- подготовка стационарных или временных КПП СОД заводского изготовления в соответствии с инструкцией по очистке;
- подготовка необходимого технологического оборудования, обвязка ПНУ и азотной установки;
- 100 % открытие всех задвижек на пути движения поршней-разделителей (ПР);
- отключение лупингов, байпасных линий и резервных ниток, отводов, перемычек с созданием видимого разрыва и установкой сферических заглушек;
- подготовка маркерных пунктов для отслеживания поршней-разделителей бригадами сопровождения;
- при использовании гелевых поршней-разделителей на конечном пункте выделяется емкость (резервуар) для приема гелевого поршня, с последующей утилизацией гелия;
- подготовка (проведение переключений) линии приема нефти с проверкой полноты открытия запорной арматуры на линейной части МН и технологических трубопроводах от
начала освобождаемого участка до места приема;
- выбирается комбинация запасовки поршней-разделителей и определяется порядок их запуска (в соответствии с таблицей 5.1);
- готовность нефтепровода к вытеснению нефти оформляется актом (приложение Ж);
- вытеснение нефти производится с обеспечением контроля за движением поршней-разделителей и количества поступающей нефти в места приёма. В случае если контроль за сопровождением поршней-разделителей по трубопроводу не удалось восстановить в течение 2-х часов после истечения контрольного времени, указанного в графике сопровождения, немедленно остановить работы по вытеснению и организовать работы по определению местоположения поршней-разделителей в МН. Запрещается продолжение работ по вытеснению до обнаружения местоположения и устранения причины застревания поршней-разделителей.
- по окончании вытеснения нефти в контрольных точках производится определение наличия оставшейся нефти.
При наличии оставшейся нефти производится повторное вытеснение нефти. При отсутствии остатков нефти оформляется акт выполненных работ на вытеснение нефти в соответствии с приложением Е.
-
Требования к проведению технологических операций
Вытеснение нефти (воды) ИГС проводится при условии выбора в качестве консервационной среды ИГС (азота).
Вытеснение нефти (воды) ИГС может проводиться:
путем непосредственной подачи ИГС от мобильных компрессорных азотных
установок в камеру пуска поршней-разделителей;
с предварительным накоплением ИГС в аккумулирующей ёмкости.
В качестве аккумулирующей ёмкости могут применяться ресиверы, участок вновь
построенного трубопровода или участок выведенного из эксплуатации нефтепровода,
освобожденный от нефти с применением воды, которая вытесняется ИГС с применением компрессорных азотных установок, при этом давление ИГС в аккумулирующей ёмкости не должно превышать величину допустимого рабочего давления указанных трубопроводов. Необходимый объём и давление ИГС в участке нефтепровода, используемом под аккумулирующую ёмкость, рассчитывается для каждого конкретного случая с учётом выбранной технологии освобождения от нефти.
Участок трубопровода используемого в качестве аккумулирующей ёмкости должен быть ограничен с обеих сторон сферическими заглушками. Подвод ИГС из аккумулирующей ёмкости в камеру пуска СОД (трубопровод) должен производиться через патрубок диаметром не менее 0,1D оснащенный трубопроводной арматурой. Температура ИГС на входе в камеру пуска СОД (трубопровод) должна быть в пределах максимально допустимой для изоляционного покрытия трубопровода.
Аккумулирующая ёмкость должна быть оборудована манометрами и термометром
(рисунок 5.6).
- аккумулирующая ёмкость;
- трубопроводная арматура;
- перепускная линия;
- термометр;
- манометр;
- катушка;
- поршень-разделитель;
- освобождаемый участок;
- линия подключения источника ИГС.
Рисунок 5.4 – Схема подключения аккумулирующей ёмкости
Вытеснение нефти водой проводится при условии выбора в качестве консервационной среды воды (КЖ), наличия участков нефтепровода имеющих перепады высотных отметок от 50 м до 200 м, наличия участков имеющих конструктивные особенности трубопровода:
вытеснение нефти из освобождаемого участка нефтепровода водой проводится с применением поршня-разделителя;
на участках МН с неравнопроходным сечением, с наличием подкладных колец на которых не проводилась очистка с применением очистных скребков допускается вытеснение нефти водой прямым контактом.
При вытеснение нефти водой прямым контактом проектной организацией должны определяться скорости вытеснения с учетом обеспечения выносных скоростей независимо от рельефа, конструктивных особенностей участка, а так же для обеспечения оптимальной зоны смешения.
С целью сохранения качества вытесняемой нефти с учетом проектной скорости вытеснения ОСТ разрабатывает мероприятия включающие подготовку емкости (резервуара) для приема смеси воды с нефтью, разработку цветного графика движения зоны смешения с разделением «головы» и «хвоста», контрольную проверку наличия нефти в верхних точках освобождаемого от нефти участка через сутки после завершения работ по вытеснению.
Вытеснение воды из освобожденного от нефти участка нефтепровода производится ИГС с пропуском поршней-разделителей с применением мобильных компрессорных азотных
установок при выборе в качестве консерванта ИГС (азота) и условии отсутствия остатков взвешенных АСПВ после поршня-разделителя.
Освобождение участка нефтепровода от воды считается выполненным при отсутствии
воды в приёмной камере (трубопроводе) после пропуска контрольного поршня-разделителя.
Критерии готовности нефтепровода к проведению консервации, переводу в СБС, демонтажу:
все запасованные поршни-разделители пришли в камеру приема (трубопровод);
отсутствие нефти перед контрольным поршнем-разделителем при вытеснении
нефти ИГС;
отсутствие остатков взвешенных АСПВ после контрольного поршня разделителя при вытеснении нефти водой с применением поршней-разделителей;
отсутствие нефти в контрольных точках освобождаемого участка при вытеснении нефти водой прямым контактом.
Контрольные точки определяются следующим образом:
- при вытеснении нефти водой контролируется наличие нефти (или водонефтяной эмульсии) по верхней образующей трубопровода в начале, конце и в верхней точке (по профилю местности) вытесняемого участка;
- при вытеснении нефти с помощью ИГС контролируется наличие нефти по нижней образующей трубопровода в начале, конце и в нижней точке (по профилю местности) вытесняемого участка, а также ПДК углеводородов нефти не более 300 мг/м3 по верхней образующей в начале, конце и в верхней точке (по профилю местности) вытесняемого участка;
- при вытеснении воды с помощью ИГС после промывки участка трубопровода для последующего демонтажа контролируется наличие ПДК углеводородов нефти не более 300 мг/м3 по верхней образующей трубопровода в начале, конце и в верхней точке (по профилю местности) вытесняемого участка.
-
Требования к оборудованию при вытеснении нефти
Процесс вытеснения должен быть непрерывным, обеспечивающим безостановочное движение поршней-разделителей со скоростью не менее 1 км/час
Параметры процесса вытеснения нефти ИГС должны соответствовать требованиям таблицы Н.1 (приложение Н) и должны выбираться в зависимости от диаметра освобождаемого нефтепровода и перепада высот.
Расчетное количество компрессорных азотных установок зависит от производительности используемых компрессорных установок и должно обеспечивать необходимую производительность подачи ИГС. Типовой расчет для определения количества компрессорных азотных установок приведен в приложении Н.
При производстве работ по вытеснению нефти должна быть организована устойчивая двухсторонняя связь между производителями работ и диспетчерским пунктом РНУ (ОСТ).
В соответствии с требованиями РД-75.180.00-КТН-399-09 при вытеснении нефти должен быть организован непрерывный контроль над содержанием кислорода в ИГС на выходе азотной установки, а также в контрольных точках.
Компрессорная азотная установка должна быть оборудована системой управления и контроля основных параметров:
- давление нагнетаемой ИГС;
- температура нагнетаемой ИГС (от 0°С до 80°С);
- производительность нагнетаемой ИГС;
- содержание кислорода в ИГС (объемная доля кислорода - не более 10 %).
При достижении контролируемыми параметрами предельно допустимых значений система контроля должна выдавать световой и звуковой сигнал оператору, а при достижении
предельного условия содержания кислорода в ИГС дополнительно должно быть предусмотрено автоматическое отключение установки.
Вытеснение нефти ИГС с применением разделителей различных типов –
механических и комбинированных (гелевая разделительная пробка), выполняется в соответствии с требованиями РД-75.180.00-КТН-399-09.
В качестве разделителей должны использоваться, разрешенные к применению в ОАО «АК «Транснефть» поршни-разделители:
- поршни-разделители внутритрубные, приведенные на рисунке М.1 (приложение М);
- поршни поролоновые, приведенные на рисунке М.2 (приложение М);
- гелевая разделительная пробка.
Возможное использование комбинаций поршней-разделителей приведено в таблице 5.1.
Таблица 5.1 - Комбинации поршней-разделителей, применяемые при вытеснении нефти
Конструктивные особенности МН
|
Тип
поршня-разделителя
|
Комбинация поршней-разделителей
|
Примечание
|
равнопроходный без подкладных колец
|
ПРВ, ГПР, ППЛ
|
не менее 2-х ПР
с гелевой пробкой или ИГС
между ними
(1)ПРВ+(2)ГПР+(3)ПРВ,
(1)ПРВ+(2)ИГС+(3)ПРВ,
|
Для нефтепроводов диаметром 159 мм вместо ПРВ используется ППЛ (ППЛ используется на участках нефтепровода длиной до 60 км).
Выбор между ГПР и ИГС обосновывается экономической целесообразностью
|
с неравно-проходным
сечением
|
ГПР, ППЛ
|
ГПР или не менее 2-х ПР
с гелевой пробкой между ними
(1)ППЛ+(2)ГПР+(3)ППЛ
|
Нефтепроводы, имеющие участки с переходом диаметров не более одного типоразмера
|
с подкладными кольцами
|
ПРВ, ГПР
|
не менее 2-х ПР
с гелевой пробкой между ними
(1)ПРВ+(2)ГПР+(3)ПРВ
|
|
ППМН
|
ПРВ, ГПР, ППЛ
|
не менее 2-х ПР с гелевой
пробкой между ними
(1)ПРВ+(2)ГПР+(3)ПРВ,
(1)ППЛ+(2)ГПР+(3)ППЛ
|
|
Примечание - (1), (2), (3) – порядок запуска поршней-разделителей
|
Требования к поршням-разделителям:
поршни-разделители, применяющиеся для вытеснения нефти, водонефтяной эмульсии не должны иметь стальных элементов (щетки, калибровочные диски и т.д) контакт которых возможен с внутренней поверхностью трубопроводов.
поршни-разделители должны обеспечивать гарантированное разделение жидкой и газообразной среды при освобождении нефтепроводов DN 159-1220 мм от нефти под давлением сжатой ИГС до 2,5 МПа;
поршни-разделители должны обеспечивать разделение сред при скорости перемещения от 0,2 до 10 м/с;
поршни-разделители должны быть предназначены для эксплуатации при температуре рабочей среды в диапазоне от 0°С до плюс 40°С, с давлением до 10 МПа;
с целью гарантированного определения местоположения поршня-разделителя при движении его по нефтепроводу каждый поршень-разделитель должен быть оснащен трансмиттером, работоспособность которого должна быть проверена перед запуском в соответствии с руководством по эксплуатации завода-изготовителя;
поршни-разделители должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- быть устойчивыми к воздействию нефти;
- иметь контактные поверхности, обладающие высокой износостойкостью и прочностью, контактные устройства, обеспечивающие заземление ПР через нефтепровод и предотвращающие накопление зарядов статического электричества, изготовленные из искробезопасного материала;
- перемещаться по участкам с подкладными кольцами, отводам с радиусом равным 1,5 DN, без нарушения целостности собственной конструкции;
- быть способными проходить по участкам нефтепровода, имеющим сужение внутреннего прохода до 0,85 от внутреннего номинального диаметра;
гелевые разделительные пробки должны удовлетворять следующим требованиям:
- гелевая разделительная пробка должна представлять собой комбинацию последовательно размещаемых механических разделителей и гелевой композиции;
- механические разделители должны быть оборудованы специальными элементами, предотвращающими выход гелевой композиции из межпоршневого пространства;
- гелевая разделительная пробка должна cохранять вязкоупругие свойства при прохождении участков нефтепроводов, имеющих стыки с подкладными кольцами, местные сужения, тройники, отводы с радиусом равным 1,5 DN;
- состав и свойства гелевых разделительных пробок должны соответствовать требованиям выбранных технологий создания геля;
-длина гелевой разделительной пробки не должна допускать перепуск ИГС в
вытесняемую нефть и определяться в ППР с учетом потери гелевой композиции при контакте со стенками тела трубопровода. Объем гелевой разделяющей пробки определяется в соответствии с требованиями выбранной технологии приготовления геля в зависимости от диаметра и протяженности освобождаемого участка нефтепровода.
Камеры пуска СОД должны соответствовать ОТТ-75.180.00-КТН-370-09.
Принципиальная схема камеры пуска СОД показана на рисунке 6.4.
Камеры пуска-приема СОД должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение поршней-разделителей, которые устанавливаются на расстоянии не менее 10 м до входной и после выходной задвижек камер пуска и приема соответственно.
Сопровождение поршней-разделителей по трассе нефтепроводов проводится
подготовленными бригадами сопровождения, персонал которых должен быть обучен работе с приборами для обнаружения места нахождения ПР. Бригады должны обеспечиваться
автомобилями высокой проходимости.
1 – вантузная задвижка №1;
2 – манометр;
3 – поршень-разделитель №2;
4 – патрубок для установки запасовочного устройства;
5 – вантузная задвижка №2;
6 – поршень-разделитель №1;
7 – запорная арматура;
8,10 – патрубки для присоединения дренажных трубопроводов;
9 – патрубки подачи вытесняющей среды.
Рисунок 6.4 – Принципиальная схема камеры пуска СОД
Запасовка поршней-разделителей в камеру СОД (рисунок 6.4) и пуск ПР
производится в следующем порядке:
- после документального оформления готовности ПР к запуску производится
запасовка первого ПР (поз.6) до патрубка установки запасовочного устройства (поз.4);
- пространство между затвором камеры и первым ПР (поз.6) заполняется водой
через патрубок дренажной линии камеры (поз.10) до момента прохождения ПР вантуза (поз.5), выпуск воздуха производится через вантуз (поз.1). Контроль прохождения ПР вантуза (поз.5) производить низкочастотным локатором;
- после удаления воды, закачанной для перемещения первого ПР, производится запасовка второго ПР (поз.3) до патрубка для установки запасовочного устройства (поз.4);
- пространство между затвором камеры и ПР (поз.3) заполняется водой через патрубок дренажной линии камеры (поз.10) с выпуском воздуха через вантуз (поз.1);
- через патрубок дренажной линии камеры пуска (поз.8) производится закачка
между двумя ПР инертного газа или геля с выпуском ГВС через вантуз (поз.5);
- закачка геля или ИГС производится при закрытой задвижке (поз.7) до момента
заполнения объема от патрубка (поз.4) до задвижки (поз.7) и продолжается после ее 100%
открытия до формирования расчетной длины.
- открытие выходной задвижки (поз.7) производится после выравнивания давления до и после запорной арматуры;
- после создания разделяющей пробки расчетной длины через патрубок (поз.9)
производится закачка вытесняющей среды, под действием которой поршни-разделители с
гелевой пробкой перемещаются по трубопроводу.
-
При вытеснении нефти инертным газом следует пропускать, как минимум, два поршня-разделителя, перемещающихся по нефтепроводу в соответствии с принципиальной
технологической схемой, приведенной на рисунке 5.6. Пространство между ПР заполняется
разделяющей средой. В качестве разделяющей среды используется ИГС или гель. Расстояние
между ПР в момент запуска второго разделителя при использовании в качестве разделяющей
среды ИГС должно быть не менее 100D с учетом максимального давления необходимого для прохождения разделителей по всему освобождаемому участку нефтепровода.
 1 – поршень-разделитель; 2 – трубопровод; 3 – вытесняемая среда;
4 – ИГС; 5 – гель или инертный газ.
Рисунок 5.6 - Принципиальная технологическая схема вытеснения нефти ИГС
-
Для приема вытесняемой из МН нефти и применявшихся для этого разделителей, а также выпуска из нефтепровода вытесняющей среды применяются камеры приема СОД, соответствующие ОТТ-75.180.00-КТН-370-09. Принципиальная схема такой камеры приведена на рисунке 6.6.
С целью проведения инструментального контроля процесса вытеснения нефти, камеры приема СОД в обязательном порядке должны быть оснащены манометрами и сигнализаторами прохождения скребка (СКР).
Для регулирования скорости движения ПР при вытеснении нефти газообразной средой, на патрубке приема нефти из МН должна быть установлена байпасная линия с запорной арматурой диаметром проходного сечения равным 25 % от внутреннего диаметра МН.
Регулирование скорости движения поршней-разделителей достигается путем открытия-закрытия запорной арматуры на патрубке отвода нефти, при этом задвижка на байпасной линии должна быть открыта.
1 – запорная арматура;
2 – поршень-разделитель №2;
3 – сигнализатор прохождения СОД;
4 – поршень-разделитель №1;
5 – манометр;
6 – вантузная задвижка №1;
7 – патрубки для присоединения дренажных трубопроводов;
8 – патрубки отвода нефти.
Рисунок 6.6 – Принципиальная схема камеры приема СОД
Прием поршней-разделителей осуществляется последовательно в камеру приема СОД.
После приема в камеру приема СОД первого ПР производятся технологические переключения для прекращения подачи вытесняющей среды и приема гелевого поршня в ёмкость (резервуар). После технологических переключений подача вытесняющей среды возобновляется.
Подача вытесняющей среды прекращается полностью после приема в камеру последнего поршня-разделителя.
При освобождении нефтепровода учет нефти производится:
- по ультразвуковому расходомеру, установленному на ПНУ;
- по уровню взлива в резервуарах.
Определение массы нефти в РВС осуществляется в соответствии с Р 50.2.040-2004.
Вода с выведенных из эксплуатации участков МН после проведения очистки нефтепроводов с одновременным вытеснением нефти вытесняется ИГС в соответствии с
требованиями настоящего раздела.
Контрольное вытеснение остатков нефти (воды) освобожденного от нефти
(воды) участка линейной части МН производится в соответствии с требованиями
РД-23.040.00-КТН-244-08 предварительным подъемом давления ИГС в освобожденном участке до значения 0,7 МПа. Движение поршня-разделителя происходит после начала закачки ИГС в камеру пуска СОД и линейную часть трубопровода с одновременным сбросом ИГС в приемной камере СОД. Регулировка скорости движения поршня-разделителя осуществляется при помощи открытия (закрытия) регулирующей задвижки сброса ИГС на приемном конце трубопровода или изменения производительности азотной установки.
При вытеснении воды из выведенных из эксплуатации МН должна быть предусмотрена разработка мероприятий по утилизации. На конечном пункте должны быть предусмотрены
емкости (амбары с противофильтрационными покрытиями) для отстоя воды.
После вытеснения нефти необходимо с помощью газоанализаторов выполнить проверку состояния параметров ИГС на предмет допустимого содержания кислорода в ИГС (объемная доля кислорода - не более 10 %).
Отбор проб для проверки состояния параметров ИГС осуществляется на контрольных точках, определяемых в соответствии с 5.3.2.4.
|
