Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода

Герметизирующие манжеты предназначены для герметизации пространства между защитным кожухом (футляром) и нефтепроводом, предохраняя межтрубное пространство от попадания влаги. Манжеты устанавливаются на обоих концах защитного кожуха.

Манжеты должны выдерживать механические нагрузки от воздействия грунта и подпора грунтовых вод. Кроме того, они должны противостоять осевым и радиальным перемещениям, возникающим от изменения давления и температуры трубопровода.

Согласно п.13.2.4 РД-93.010.00-КТН-114-07 после установки концевых манжет должна проверятся герметичность межтрубного пространства сжатым воздухом давлением 0,01 МПа в течение 6 часов. При этом потеря давления в результате изменения температуры воздуха не должна превышать 1%.

Для предохранения манжеты от воздействия грунта засыпки на нее по периметру надевают короб. Чтобы исключить заиливание манжеты короб оборачивается нетканым геотекстилем в два слоя.

Дорожные знаки устанавливаются по согласованию с владельцем автодороги и ГИБДД. Знак «Остановка запрещена» устанавливается с двух сторон дороги на расстоянии не менее 25 м от оси нефтепровода.

При проектировании перехода без защитного кожуха через полевые и лесные дороги соблюдены следующие условия:

- строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод;

- заглубление нефтепровода принимается от верха дороги до верхней образующей трубопровода не менее 1,4 м, в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,0 м от дна кювета;

- трубопровод, уложенный на дно траншеи засыпается в пределах насыпи дороги песчаным грунтом с послойным трамбованием. Толщина одного слоя засыпки составляет 0,3 м;

- при пересечении полевых и лесных дорог в проекте предусматривается укладка над трубопроводом железобетонных дорожных плит типа ПДН по ТП серия 3.503.1-91 размером 6х2х0,14 м по песчано-гравийной подготовке толщиной слоя 0,20 м.

Переходы нефтепровода под категорийными автомобильными дорогами, запроектированы с учетом требований СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, РД-23.040.00-КТН-110-07, в соответствии с типовым проектом ОТТ-75.200.00-КТН-349-06 и техническими условиями владельцев дорог.

При проектировании переходов через автомобильные дороги соблюдаются следующие условия:

- переход предусмотрен в месте прохождения дороги в насыпи;

- угол пересечения с дорогой от 60° до 90°;

- длина участка перехода и защитного кожуха определена исходя из категорийности дороги, ширины земляного полотна, высоты насыпи и крутизны откосов насыпи;

- переход состоит из защитного кожуха, рабочего трубопровода (трубной плети), опорно-направляющих колец, герметизирующих манжет;

- предварительно испытанный рабочий трубопровод протаскивается в уложенный защитный кожух с использованием опорно-направляющих колец, установленных на рабочий трубопровод с шагом 3,5, обеспечивающих сохранность изоляционного покрытия в процессе протаскивания и дальнейшей эксплуатации; после укладки рабочего трубопровода, на концах кожуха предусматривается установка герметизирующих манжет для исключения заиливания межтрубного пространства; схема устройства защитного кожуха представлена на листе Г.0.0000.0002-И-ЦУП /ГТП-00.000-Л л.19;

- прокладка кожуха предусматривается с уклоном не менее 0,002;

- строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод.

Заглубление нефтепровода от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного кожуха предусмотрено не менее 1,4 м, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета.

Защитный кожух выполняется из прямошовных стальных электросварных труб с заводским трехслойным покрытием из экструдированного полиэтилена тип 4 толщиной 3,5 мм (с повышенной морозостойкостью на участке с холодным климатом) по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 ().

Концы кожуха выводятся:

- на расстояние 25 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи для автомобильных дорог I и II категории;

- на 5 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи для дорог ниже II категории.

Дорожные знаки устанавливаются по согласованию с владельцем автодороги и ГИБДД. Знак «Остановка запрещена» устанавливается с двух сторон дороги на расстоянии не менее 25 м от оси нефтепровода.

При прокладке защитного футляра под автомобильными дорогами необходимо контролировать глубину его заложения и положение в горизонтальной плоскости согласно п.8.22* СНиП III-42-80*.

Переходы нефтепровода под железными дорогами запроектированы с учетом требований СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, РД-23.040.00-КТН-110-07, в соответствии с типовым проектом ОТТ-75.200.00-КТН-350-06 и техническими условиями владельцев железных дорог.

При проектировании перехода нефтепровода под железной дорогой учитывались требования инструкции №ЦПИ-22 МПС и технических условий владельцев железных дорог.

При проектировании перехода через железную дорогу общей сети соблюдены следующие условия:

- переход предусмотрен в месте прохождения дороги в насыпи;

- угол пересечения с дорогой близок к 90°;

- длина участка перехода и защитного кожуха определены исходя из ширины земляного полотна, высоты насыпи и крутизны откосов;

- переход состоит из защитного кожуха, рабочего трубопровода (трубной плети), опорно-направляющих колец, герметизирующих манжет;

- предварительно испытанный рабочий трубопровод протаскивается в уложенный защитный кожух с использованием опорно-направляющих колец, установленных на рабочий трубопровод с шагом 3,5, обеспечивающих сохранность изоляционного покрытия в процессе протаскивания и дальнейшей эксплуатации; после укладки рабочего трубопровода, на концах кожуха предусматривается установка герметизирующих манжет для исключения заиливания межтрубного пространства; схема устройства защитного кожуха представлена на листе

- прокладка кожуха предусматривается с уклоном не менее 0,002;

- строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод;

- заглубление кожуха нефтепровода принимается не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного кожуха при устройстве методом продавливания, и 3 м при горизонтальном бурении.

В выемках и на нулевых отметках верх кожуха заглубляется не менее 1,5 м ниже дна водоотводных сооружений (кювета, лотка, дренажа) или подошвы насыпи.

Концы кожуха выводятся на расстояние не менее чем 50 м от подошвы откоса насыпи и не менее 3 м от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна.

Защитный кожух выполняется из прямошовных стальных электросварных труб с заводским трехслойным покрытием из экструдированного полиэтилена тип 4 толщиной 3,5 мм (с повышенной морозостойкостью на участке с холодным климатом) по ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 (.

При прокладке защитного футляра под железной дорогой необходимо контролировать глубину его заложения и положение в горизонтальной плоскости согласно п. 8.22* СНиП III-42-80*.

Переход через железную дорогу закрытым способом представлен на чертеже.

Малые водные преграды шириной до 10м и глубиной до 1,5м сооружаются в составе линейной части и в отдельные подводные переходы не выделяются.

Учитывая параметры рек малых водотоков строительство подводных переходов предусматривается осуществлять траншейным способом без применения подводно-технических средств.

Прокладка трубопровода на подводных переходах производится с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления определяется с учетом перспективных данных по предельным деформациям на русловом и береговом участках на 0,5 м ниже предельного профиля размыва русла реки, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

Расстояние в свету между проектируемым трубопроводом и пересекаемыми подземными кабелями принимается в соответствии с РД-23.040.00-КТН-110-07:

- между нефтепроводами и силовыми кабелями напряжением до 35 кВ и кабелями связи - 0,5м;

- между силовыми кабелями напряжением 110-220 кВ и нефтепроводами - 1м.

Кабель связи заключается в разрезной защитный кожух из труб O108х5 по ГОСТ 10704-91.

При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету принимается не менее 0,6 м, а пересечение выполняется под углом не менее 60.

5. ОЧИСТКА И ИСПЫТАНИЯ

5.1 Испытание трубопровода (общее)

Гарантии надежной работы МН при эксплуатации - испытания на прочность и герметичность. Данные фактических гидравлических испытаний должны соответствовать условию:

, (5.1)

где - проектная величина максимально допустимого рабочего давления

- коэффициент испытания, характеризующий категорию участка трубопровода, для I - 1,25, для III - 1,1 от рабочего давления с учетом величины испытательного давления труб на заводе изготовителе.

Разрешенное давление для каждой секции труб по результатам фактических гидравлических испытаний на прочность рассчитывается по формуле

(452)

За разрешенное рабочее давление каждой секции трубопровода принимается наименьшая величина из несущей способности труб и разрешенных напоров по результатам фактического гидравлического испытания на прочность

Таблица 5.1. Испытательные давления

Категория	Сталь	Рзавод, МПа	Рmin, МПа
I	17Г1С-У	8,9	1,25*5,18=6,475
III	17Г1С-У	7,9	1,1*5,18=5,698
	12ГСБ	5,9	1,1*5,18=5,698
	12ГСБ	6,5	1,1*5,18=5,698

Порядок проведения очистки, гидравлического испытания, внутритрубной диагностики и освобождения линейной части нефтепровода от опрессовочной воды после завершения строительно-монтажных работ устанавливается в соответствии Регламентом ОР-19.020.00-КТН-017-08.

Очистка, гидравлическое испытание, внутритрубная диагностика и освобождение линейной части нефтепровода от опрессовочной воды производиться в следующей последовательности:

- проверка состояния изоляции нефтепровода методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям;

- гидроиспытания линейной части нефтепровода и подводных переходов;

- монтаж временных камер СОД для пропуска очистных устройств, профилемера и ультразвукового прибора WM;

- очистка внутренней полости нефтепровода;

- проведение профилеметрии и диагностики ультразвуковым прибором WM;

- устранение дефектов, выявленных при катодной поляризации и диагностике;

- освобождение нефтепровода от воды.

Приведенная последовательность должна быть отражена в ППР и инструкции по испытаниям. Проверка состояния изоляции методом катодной поляризации выполняется Заказчиком с участием технадзора и подрядчика.

Очистку полости, проведение профилеметрии, испытание на прочность и проверку на герметичность, а также опорожнение трубопровода от опрессовочной воды следует осуществлять по специальной инструкции. Инструкция, отражающая местные условия производства работ, разрабатывается подрядчиком, согласовывается проектной организацией, техническими службами заказчика и техническим надзором.

5.2 Испытание на прочность и герметичность

Нефтепровод после завершения строительно-монтажных работ подвергается гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность согласно регламента ОР-19.020.00-КТН-017-08.

Параметры гидравлических испытаний участков нефтепровода: испытания на прочность проводятся в течение 24 часов, на герметичность - в течение времени, необходимого для осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 часов.

Участки нефтепровода, содержащие трубы с различной толщиной стенки, испытываются в следующем порядке.

Участки нефтепровода I категории (переходы через железные, автомобильные дороги, ВЛ 500 кВ и более) испытываются на первом этапе до укладки и засыпки на давление Р зав. испытываемых труб. Продолжительность испытания- 24 часа. Для проверки на герметичность давление снижается до Р раб. и выдерживается в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 часов.

При испытании на прочность давление в нижней точке участка должно достигать Рзав., принимаемого по техническим условиям на трубы. При этом давление в любой точке испытательного участка должно быть не менее 1,25 Рраб. для участковI, II категорий, не менее 1,5 Рраб. для участков категории «В» и не ниже несущей способности каждой трубы. Затем давление снижается до Рраб. и трубопровод выдерживается при Рраб. в течение времени необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 часов.

Трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов подвергаются гидравлическому испытанию на давление 1,25 Рисп. в течение 6 часов.

Перед наполнением трубопровода водой на узлах отбора давления должна быть выполнена обвязка импульсными трубопроводами разделительных сосудов и установлены показывающие манометры и датчики давления. Запорная арматура отборов давления должна быть открыта. Испытательное давление импульсных трубопроводов и разделительных сосудов должно соответствовать испытательному давлению трубопровода.

Участок магистрального нефтепровода считается выдержавшим испытание на прочность и герметичность, если за время испытания на прочность и герметичность давление остается неизменным, и отсутствуют утечки.

5.3 Очистка полости, профилеметрия трубопровода, пропуск ультразвукового дефектоскопа WM, освобождение нефтепровода от воды

После гидроиспытаний, проверки состояния изоляционного покрытия и присоединения камер пуска - приема средств очистки и диагностики проводится очистка внутренней полости трубопровода.

Очистка внутренней полости нефтепровода, профилеметрия, пропуск ультразвукового дефектоскопа WM, освобождение нефтепровода от воды проводится согласно Регламента ОР-19.020.00-КТН-017-08.

Трубопроводы для подключения наполнительных агрегатов подвергаются гидравлическому испытанию на давление 1,25 Рраб. в течение 6 часов, где Рраб. - давление подачи воды для обеспечения движения очистных и диагностических устройств на испытываемом участке нефтепровода.

Для проведения очистки и профилеметрии предусмотрено использование временных камер пуска и приема СОД заводского изготовления по ОТТ-75.180.00-КТН-275-06.

Очистка полости трубопровода осуществляется последовательным пропуском скребков типа ПРВ-1 с расстоянием между ними 1 км. Количество скребков в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 3.10.

Таблица 5.2..

Протяженность участка, км	до 40 км	Свыше 40 до 55 км	Свыше 55 до 65 км
Количество скребков	2	3	4

Скорость движения скребков должна составлять не менее 0,72 км/ч (0,2 м/с). Каждый скребок должен быть оборудован передатчиком для скребка. Перед каждым пуском очистного устройства в передатчике скребка должны быть установлены новые элементы питания (не бывшие в эксплуатации).

Запуск второго скребка следует осуществлять только после прохождения первым скребком контрольного пункта на 1-м километре трассы.

Очистка скребками считается выполненной при следующих условиях:

- все запасованные скребки пришли в камеру приема;

- последний скребок пришел без повреждений;

- скорость движения скребков составляла не менее 0,72 км/час (0,2 м/с);

- после скребков вода выходит без примеси (глины, песка, другого грунта);

- после очистки наличие электродов не более 1 шт. на 10 км;

- отсутствует 100%-й износ манжет и чистящих дисков скребков;

- проходное сечение нефтепровода составляет не менее 85% от DN.

Очистка считается не законченной, если не выполнено любое условие и должна выполняться повторно до получения положительных результатов по данным требованиям.

Подача воды в трубопровод для проведения очистки производится по временному водоводу через временную камеру запуска СОД.

Забор воды для промывки и проведения испытаний предусматривается осуществлять из рек, пересекающих трассу нефтепровода.

Водозабор из водотоков производится в соответствии с положениями, определенными в Водном Кодексе РФ. Технология водозабора в полной мере учитывает требования СНиП 2.06.07-87.

Точка водозабора также согласовывается Подрядчиком, выполняющим работы по строительству трубопровода. На основании положения «Водного Кодекса», использование водных объектов с применением технических средств и устройств осуществляется при наличии разового разрешения на водозабор

Водозабор с рыбозащитными сооружениями размещается с учетом экологического районирования водоема, в зонах пониженной плотности рыб. Не допускается его расположение в районах нерестилищ, зимовальных ям, на участках интенсивной миграции и большой концентрации личинок и молоди рыб, или в заповедных зонах.

Вода из реки подается при помощи специального оголовка с потокообразо-вателем РОП, оборудованного сеткой, размером ячеек 3,0х3,0 мм, перфорированной всасывающей трубой, водоподводящим трактом и водоприемной трубой.

В соответствии с требованиями Водного Кодекса, для учета забора воды из реки, обязательно использование водоизмерительного прибора.

Пропуск профилемера для контроля геометрических параметров трубопровода после завершения гидроиспытаний и строительно-монтажных работ производится после очистки участка нефтепровода, в порядке, установленном в регламенте ОР-19.020.00-КТН-017-08, в соответствии с которым, участок нефтепровода считается готовым к профилеметрии при выполнении следующих условий:

- проведено первичное обследование состояния изоляции участка методом катодной поляризации и оформлен «Акт оценки состояния покрытия» с участием Технадзора и Подрядчика;

- проведено гидравлическое испытание трубопровода;

- очистка закончена и оформлен акт;

- оформлен акт готовности трубопровода к профилеметрии.

Требуемая скорость движения профилемера в трубопроводе составляет от 0,2 до 1 м/с, остановка и движение профилемера со скоростью меньше 0,2 м/с не допускаются.

Пропуск профилемера по трубопроводу контролируется на маркерных пунктах подвижными бригадами.

Маркерные пункты располагаются строго по оси трубопровода, при этом верхняя образующая трубопровода в месте установки маркера должна быть на глубине не более 2,0 м. Маркерный пункт фиксируется установкой столбика и располагается на удалении от мест, подверженных шуму, вибрации, и от высоковольтной линии электропередач.

Порядок проведения профилеметрии и обязанность всех служб, задействованных в организации данных работ, а именно заказчика, подрядчика, представителя технадзора и исполнителя профилеметрии должны соответствовать требованиям регламента.

Пропуск ультразвукового дефектоскопа WM производится по результатам пропуска профилемера.

Пропуск дефектоскопа WM запрещен при наличии сужений менее 85% от DN. Сужения с проходным сечением менее 85% устраняются подрядчиком заменой участка.

Перед пропуском дефектоскопа WM выполняется пропуск скребков типа ПРВ-1. Расстояние между скребками должно быть 1…1,5 км. Количество скребков в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 4.3.

Таблица 5.3.

Протяженность участка, км	до 40 км	Свыше 40 до 65 км
Количество скребков	1	2

На участках протяженностью менее 5 км пуск прибора WM производится после приемки и извлечения скребка ПРВ-1 из камеры приема СОД.

На участках протяженностью 5 км и более пуск дефектоскопа WM производится после пуска последнего скребка ПРВ-1. Расстояние между скребком и дефектоскопом WM должно быть 2…3 км.

По результатам пропуска профилемера и дефектоскопа WM необходимо вскрыть все выявленные дефекты и провести дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) дефектов. По результатам ДДК подрядчик выполняет устранение дефектов в соответствии с требованиями ОР-19.020.00-КТН-017-08.

После завершения испытаний, очистки, проведения профилеметрии и диагностики ультразвуковым прибором WM из трубопроводов должна быть удалена вода. Освобождение производит Подрядчик.

Протяженность участка трубопровода при опорожнении от воды составляет не более 65 км.

Вытеснение опрессовочной воды производится сжатым воздухом в два этапа со скоростью движения поршней не менее 1,5 км/час:

- первый этап - предварительное удаление основного объема воды двумя поршнями разделителями ПРВ1;

- второй этап - пропуск 1-ого контрольного поршня разделителя ПРВ1.

Выпуск воды производится в подготовленный амбар-отстойник. По внутренней поверхности амбара предусмотрено устройство экрана из полиэтиленовой пленки, толщиной не менее 0,5 мм.

Сброс воды на рельеф местности или в ближайший водоем осуществляется после очистки и проведения лабораторных анализов проб воды.

Результаты опорожнения считаются положительными, если контрольный поршень-разделитель ПРВ1 пришел не разрушенным, без повреждения манжет и впереди него не наблюдается выход воды из трубопровода.

После опорожнения участка трубопровода проводится демонтаж узлов и оборудования, используемых при очистке полости, гидравлических испытаниях и опорожнении.

5.4 Испытание и диагностика трубопровода на участке подводного перехода

Испытание трубопровода на участке подводного перехода выполняется в соответствии c регламентом ОР-19.020.00-КТН-017-08 в три этапа.

Первый этап испытаний подводного трубопровода на прочность (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств или протаскиванием) выполняется на монтажной площадке, после сварки плети, но до изоляции стыков на Рзав. в течение 6 часов. Проверка на герметичность на Рраб. в течение времени, необходимого для осмотра плети трубы, но не менее 12 часов.

Второй этап - после укладки на проектные отметки руслового и присоединенных береговых участков до их засыпки, в том числе до засыпки руслового участка при траншейном способе строительства, на Рзав. в нижней точке и не менее 1,5 Рраб. в верхней точке в течение 12 часов и проверка на герметичность - на Рраб. в течение времени, необходимого для осмотра плети трубы, но не менее 12 часов, в границах всего участка подводного перехода категории «В».

Третий этап - после засыпки, совместно с прилегающими участками I-II категорий представлен в вышеприведенном разделе пояснительной записки.

Пропуск профилемера по подводному переходу проводится после протаскивания (укладки) русловой части, засыпки и присоединения пойменных участков.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы

2. СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы

3. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог. - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981. - 18 с.

4. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 2002. - 658 с.

5. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие. /Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. - СПб.: Недра, 2004. - 544 с.

6. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: Миннфтепром. - 1986. - 110с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А

Таблица А.1 - Технические характеристики насосов

Марка насоса	Подача Q, м3/ч	Напор H, м	Допускаемый кавитационный запас ДhД, м	Частота вращения, (об/мин)	Тип электродвигателя	Мощность электродвигателя, кВт	Масса агрегата, кг
НМ 7000-210	7000	210	52	3000	СТДП4000-2УХЛ4	4000	19770
					СТДП5000-2УХЛ4	5000	21490
					СТДП6300-2УХЛ4	6300	28120
НМ 10000-210	1000	210	65	3000	СТДП5000-2УХЛ4	5000	25620
					СТДП6300-2БУХЛ4	6300	33640
					СТДП8000-2БУХЛ4	5000	33290

Марка насоса	Ротор	Диаметр рабочего колеса D2, мм	Коэффициенты H(Q) характеристики насоса	Коэффициенты з(Q)
НМ 7000-210	1,25QН	490	a=323,3 b=1,479510-6	k1= 2,2780·10-2 k2= -1,6573·10-6 k3= 2,2608·10-11
НМ 10000-210	1,0QН	505/495	a=293,7 b=8,781710-7	k1= 2,2121·10-2 k2= -1,8647·10-6 k3= 5,2552·10-11
		485/475	a=280,1 b=8,754910-7
		470/460	a=264,5 b=8,630210-7
	1,25QН	530	a=364,5 b=9,494710-7	k1= 1,9670·10-2 k2= -1,3109·10-6 k3= 2,3467·10-11
		520	a=358,5 b=9,647010-7
		515	a=345,1 b=9,983910-7

Показатель	НПВ 5000-120
Подача Q, м3/ч	5000
Напор H, м	120
Допускаемый кавитационный запас ДhД, м	5,0
Частота вращения, (об/мин)	1500
Тип электродвигателя	ВАОВ800L-4У1
Мощность электродвигателя, кВт	800
Масса агрегата, кг	30300

Марка насоса	Диаметр рабочего колеса D2, мм	Коэффициенты H(Q) характеристики насоса	Коэффициенты з(Q) характеристики насоса
НПВ 5000-120	645	a= 151,8 b= 1,276010-6	k1= 4,1321·10-2 k2= -5,8701·10-6 k3= 1,9961·10-10
	613	a= 137,7 b= 1,283910-6
	580	a= 123,1 b= 1,231510-6

Размещено на Allbest.ru