Освобождение выведенных из эксплуатации нефтепроводов от нефти
Основные положения
Освобождение выведенного из эксплуатации МН (участка МН) от нефти осуществляют при выводе из эксплуатации линейной части нефтепровода для дальнейшей консервации или на стадии подготовки к демонтажу.
Перед освобождением выведенного из эксплуатации МН (участка МН) от нефти внутренняя поверхность трубопровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи.
Освобождение от нефти и последующая консервация выведенных из эксплуатации нефтепроводов должна осуществляться в соответствии с утвержденным проектом, разработанным проектной организацией.
После освобождения выведенных из эксплуатации нефтепроводов подлежащих консервации в трубе должно быть создано избыточное давление ИГС от 0,1 до 0,3 МПа, при этом должен быть организован контроль давления в трубе.
При освобождении выведенных из эксплуатации МН проложенных на обводненных участках трассы (реки, болота, поймы, водоемы, водохранилища и т.д.) должны быть организованы мероприятия, обеспечивающие его устойчивость (против всплытия).
Технологии освобождения выведенных из эксплуатации нефтепроводов от нефти
Освобождение от нефти выведенных из эксплуатации нефтепроводов должно осуществляться по следующим технологиям:
а) вытеснение нефти в резервуары НПС путем подачи ИГС (см. 5.2.2);
б) вытеснение нефти в параллельный нефтепровод путем подачи ИГС (см. 5.4.2);
в) вытеснение нефти путем подачи ИГС с одновременной откачкой ПНУ (см. 5.2.13).
Освобождение от нефти МН проложенных на обводненных участках трассы (реки, болота, поймы, водоемы, водохранилища и т.д.) способом вытеснения с подачей ИГС должно быть обосновано в проекте. В проекте должен быть выполнен расчет устойчивости положения (против всплытия) нефтепровода при наличии во внутренней полости ИГС. Расчет должен быть выполнен в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06, РД-91.200.00-КТН-044-11.
Освобождение от нефти и консервация МН проложенных на обводненных участках трассы и обладающих положительной плавучестью должно осуществляться вытеснением известковым раствором.
Схема освобождения от нефти подводного перехода МН приведена на рисунке 29.
Освобождение от нефти подводного перехода МН:
а) подключение ПНУ к вантузу закачки;
б) остановка поршня-разделителя (прекращение подачи ИГС) после фиксирования прохождения поршня-разделителя запорной арматуры №2 в начале подводного перехода. Отключение подводного перехода с одной стороны (закрытие запорной арматуры №2), при этом расстояние от запорной арматуры №2 до поршня-разделителя должно быть не менее 3 м;
в) вытеснение нефти из подводного перехода ПНУ известковым раствором;
г) прекращение подачи известкового раствора после фиксирования прохождения поршня-разделителя запорной арматуры №3 в конце подводного перехода;
д) подключение МКАУ к вантузу подачи ИГС;
е) вытеснение нефти ИГС с применением МКАУ.
Освобождение МН (участка МН) выполненного по технологии с использованием подкладных колец вытеснением ИГС с применением МКАУ, должно проводиться с применением в качестве поршня-разделителя гелевой пробки, соответствующей требованиям п.10.3.2.
-
Требования к освобождению нефтепроводов
7.1 Общие требования
Работы по освобождению участков нефтепровода от нефти должны осуществляться в соответствии с ППР, утвержденным ОСТ. Выбор технологии освобождения МН (участка МН) от нефти должен определяться исходя из обеспечения полного освобождения внутренней полости трубопровода от нефти до нижней образующей трубы на расстоянии от места производства ремонтных работ не менее 40 метров.
Освобождение участка МН от нефти производится после остановки перекачки нефти (или без остановки при возможности переключения перекачки по резервной нитке ППМН или лупингу) и закрытия линейной запорной арматуры отсекающей ремонтируемый участок.
Рисунок 29 -Схема освобождения от нефти подводного перехода МН
Для предотвращения образования вакуума, исключения дополнительных объемов нефти при освобождении и поступления нефти после окончания освобождения к местам производства работ, на участках профиля с наиболее высокими геодезическими отметками должны быть предусмотрены вантузы и технологические отверстия, обеспечивающие приток воздуха объемом, равным объему освобождения нефтепровода.
На вантузах и технологических отверстиях для впуска воздуха должен быть обеспечен контроль за движением воздуха и уровнем нефти в нефтепроводе.
Количество и диаметр вантузов и технологических отверстий для впуска воздуха должны рассчитываться в соответствии с РД-75.180.00-КТН-362-09 (раздел 7.3).
Схемы расстановки вантузов и технологических отверстий должны соответствовать требованиям РД-75.180.00-КТН-362-09 (раздел 7.3).
Схемы откачки-закачки должны обеспечивать максимальное применение существующих вантузов.
Врезка вантузов должна выполняться в соответствии с РД 23.040.60-КТН-332
7.2 Требования к освобождению нефтепровода от нефти самотеком в
резервуары
Освобождение МН (участка МН) от нефти самотеком в резервуары НПС должно проводиться при наличии необходимого объема емкости РП, при условии, что геодезическая отметка резервуара ниже освобождаемого участка и производительность освобождения не менее значения, рассчитанного по РД-75.180-00-КТН-427-06.
Линейная запорная арматура по трассе нефтепровода от освобождаемого участка до резервуарного парка и запорная арматура подключения резервуаров НПС должна быть полностью открыта.
Производительность освобождения МН (участка МН) от нефти в резервуар не должна превышать параметры максимальной производительности заполнения резервуара в соответствии с утвержденной технологической картой по эксплуатации резервуаров товарного парка НПС.
Количество поступающей нефти должно контролироваться по уровню взлива в заполняемых резервуарах.
После поступления нефти в резервуар в количестве, соответствующем расчетному объему, запорная арматура подключения резервуаров к НПС должна быть закрыта.
7.3 Требования к освобождению участков нефтепроводов от нефти насосами НПС
Освобождение МН (участка МН) откачкой нефти насосными агрегатами НПС должно проводиться при условии, что геодезическая отметка НПС ниже освобождаемого участка на величину не менее 1,1 hк (hк - уставка САР по минимально допустимому давлению на входе НПС) и производительность освобождения составляет не менее 0,25 Qном, где Qном - номинальная подача насосов НПС.
7.4 Требования к освобождению участков нефтепроводов с использованием откачивающих агрегатов
При выполнении работ по освобождению нефтепровода откачивающими агрегатами должны выполняться следующие требования к размещению техники и оборудования на подготовленных площадках (рисунок 30):
а) расстояние от ПНУ до места откачки-закачки должно быть не менее 50 м;
б) между ПНУ - не менее 8 м;
в) от ПНУ до подпорного агрегата - не менее 40 м;
г) от ДЭС до подпорных агрегатов и места откачки-закачки - не менее 50 м;
д) от места стоянки техники до ПНУ, подпорного агрегата, ремонтного котлована - не менее 100 м.
 При проведении работ по откачке нефти запрещается нахождение, маневрирование и движение техники ближе 50 метров от осей вантузов откачки и закачки нефти.
1 — ремонтируемый нефтепровод; 2 — ремонтный котлован; 3 — подпорный насос; 4 — передвижная насосная установка; 5 — место стоянки техники; 6 — дизельная электростанция.
Рисунок 30 - Схема размещения техники при освобождении нефтепровода способом откачки с применением ПНУ
Монтаж и подключение нефтепроводной обвязки к вантузам откачки-закачки и насосным агрегатам должны производиться в следующей последовательности:
а) проверяется полнота закрытия вантуза на раскачиваемом участке нефтепровода, демонтируется сферическая заглушка, производится обвязка подпорного насоса в соответствии со схемой (рисунок 31, 33) Обвязка подпорного насоса, должна обеспечивать отключение его из работы запорной арматурой при избыточном давлении в опорожняемом нефтепроводе более 0,3 МПа.
б) выполняется сборка приемной линии от подпорного насоса до насосного агрегата ПНУ;
в) проверяется полнота закрытия вантуза на нефтепроводе в который будет производиться закачка нефти, демонтируется сферическая заглушка и производится подключение
затвора обратного к вантузу в соответствии со схемой (рисунок 32);
г) выполняется сборка выкидной линии от обратного затвора до насосного агрегата ПНУ. Для закачки и опорожнения испытательной жидкости в приемной и нагнетательной линиях, должна быть предусмотрена установка в нижней точке по рельефу местности тройника с запорной арматурой и переходом для подключения передвижного насосного агрегата (вакуумной насосной установки) (рисунок 31);
д) производится заполнение приемной и нагнетательной линии жидкостью для проведения гидроиспытания. Для гидроиспытания нефтепроводной обвязки ПНУ должна использоваться летом - вода, в зимнее время года, при отрицательных температурах наружного воздуха - незамерзающая жидкость;
е) производится гидроиспытание приемной линии. Приемная линия (включая обвязку подпорного насоса) ПНУ должна быть предварительно испытана на давление максимально допустимое на входе подпорного насоса (0,6 МПа). После чего подпорный насос перекрывается секущей запорной арматурой и производится испытание обвязки на давление 1,25 Рт, где Рт - максимально статическое давление на месте откачки после остановки нефтепровода, но не менее 0,6 МПа. Время выдержки нефтепроводной обвязки ПНУ под испытательным давлением не менее 1 час;
ж) производится гидроиспытание выкидной линии. Выкидная линия должна быть испытана на давление 6,3 МПа для нефтепроводов с рабочим давлением до 6,3 МПа включительно, и на давление 10,0 МПа - для нефтепроводов с рабочим давлением до 10,0 МПа включительно. Время выдержки нефтепроводной обвязки ПНУ под испытательным давлением не менее 1 час;
з) запрещается проведение гидроиспытаний нефтепроводной обвязки ПНУ статическим (рабочим) давлением нефти;
и) при обнаружении не герметичности элементов нефтепроводной обвязки ПНУ течь в соединительных узлах должна быть устранена и произведено повторное гидроиспытание;
к) после проведения гидроиспытаний, испытательная жидкость должна дренироваться из внутренней полости нефтепроводной обвязки основных и подпорных насосных агрегатов в специально подготовленные емкости и откачиваться с использованием вакуумных нефтесборщиков;
л) подпорные насосы, ПНУ, электростанции заземляются штатными заземлителями и заземляющими проводниками;
м) для контроля давления устанавливаются манометры с классом точности не ниже 1 на узлах ближайшей линейной запорной арматуры в откачиваемом нефтепроводе и на нефтепроводе в месте закачки нефти;
н) прокладываются питающие кабели от щитов генераторов к электродвигателям подпорных насосных агрегатов и выполняется соединение их через взрывозащищенные разъемы;
о) кабели укладываются на инвентарные подставки высотой над уровнем земли 1 м и расстоянием между подставками 5 м, в ночное время кабельная линия по всей длине должна быть освещена;
п) о прохождении кабеля проводится инструктаж с работниками, занятыми производством работ;
р) выставляется противопожарный пост из расчета на 1…3 насосных агрегата ПНУ -1 пожарный автомобиль, на 4 … 7 насосных агрегата - 2 пожарных автомобиля;
с) до пуска в работу насосных агрегатов нефтепроводная обвязка заполняется статическим давлением нефти через вантуз на раскачиваемом нефтепроводе, осуществляя выпуск воздуха через вентиль манометра обвязки обратного затвора (рисунок 31, 32).
Минимальное количество ПНУ необходимых для откачки, а также количество МКАУ, необходимое для обеспечения номинальной подачи ПНУ, определяется в зависимости от объема откачиваемой нефти в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1 - Минимальное количество ПНУ для откачки нефти
Объем откачки неф-ти, м3
|
Подача ПНУ
|
Qном=150м3/час
|
Qном=500 м3/час
|
Минимальное количество ПНУ, шт
|
Минимальное количество МКАУ, шт
|
Минимальное количество ПНУ, шт
|
Минимальное количество МКАУ, шт
|
0-500
|
1
|
1
|
1
|
1
|
500-2000
|
2
|
1
|
1
|
1
|
2000-5000
|
3
|
1
|
2
|
2
|
5000-10000
|
4
|
2
|
2
|
2
|
10000-15000
|
5
|
2
|
3
|
3
|
15000-20000
|
6
|
2
|
3
|
3
|
20000-26000
|
7
|
2
|
3
|
3
|
1 - освобождаемый нефтепровод; 2 - нефтепровод закачки; 3 - вантуз откачки;
4 — подпорный насос; 5 — ПНУ; 6 — затвор обратный; 7 — вантуз закачки; 8 — рукав всасывающий;
9 — рукав напорный; 10, 11 - ВТП; 12 — запорная арматура; 13 — тройник ВТП; 14 — переходник для
подключения передвижных поршневых и вакуумных агрегатов; 15 — манометр;
16 — горизонтальный отвод 90º.
Рисунок 31 - Схема сборки элементов обвязки ПНУ
1 — магистральный нефтепровод; 2 — вантуз; 3 — обратный затвор; 4 — манометр; 5 — отвод 90°;
6 — рукав напорный; 7 — фланцевое соединение; 8 — сварное соединение; 9 — замок ВТП;
10 — поддерживающие обвязку в горизонтальном положении опоры из деревянного бруса;
11 — приставная лестница; 12 - муфтовый тройник.
Рисунок 32 - Схема обвязки вантуза закачки
Нефтепроводная обвязка насосных агрегатов предварительно должна быть испытана в соответствии с 7.4.4.
При давлении на входе подпорного насоса более 0,3 МПа, откачка производится основными агрегатами через байпасную линию. При этом подпорные агрегаты должны быть отсечены запорной арматурой.
Давление в месте откачки не должно превышать допустимое давление на входе основного насоса ПНУ.
При снижении давления в месте откачки менее 0,3 МПа производится откачка нефти с подключением подпорных насосов.
При снижении давления в месте откачки до атмосферного, останавливается перекачка нефти, закрывается запорная арматура на приемной и выкидной линии и производится монтаж на вантуз устройства для откачки нефти с нижней образующей нефтепровода. Монтаж и подключение устройства производиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации, утвержденной главным инженером ОСТ.
Во время откачки-закачки нефти должно производиться:
а) контроль величин давлений по показаниям манометров, установленных на выходе насосных агрегатов и в местах откачки-закачки нефти, для соблюдения расчетного режима работы нефтепровода, в который производится закачка нефти, и режима работы откачивающих агрегатов;
б) предотвращение образования вакуума открытием вантузов и сверлением технологических отверстий для подачи воздуха в опорожняемый участок нефтепровода в соответствии с РД-72.180.00-КТН-427-06. Контроль за избыточным давлением газов или вакуумом в нефтепроводе осуществляется с помощью мановакууметров, устанавливаемых на местах впуска-выпуска воздуха;
в) учет количества откачиваемой нефти по расходомерам, установленным на ПНУ,контроль осуществляется ответственным лицом за откачку. Учет количества откачиваемой нефти, технологические параметры работы насосов необходимо регистрировать в журналах. Форма журнала приведена в приложении В;
г) последовательный вывод из работы насосных агрегатов для предупреждения их работы в кавитационном режиме по мере снижения давления и уровня нефти в нефтепроводе. Остановка агрегатов должна проводиться в порядке, установленном инструкцией по эксплуатации насосных агрегатов;
д) контроль за соблюдением инструкции по эксплуатации насосных агрегатов, показаниями контрольно-измерительных приборов с целью недопущения отклонения от параметров работы, установленных заводом-изготовителем;
е) не допускать присутствия на месте производства работ лиц, не участвующих в операциях по откачке-закачке нефти и не указанных в наряд-допуске.
ж) не допускать загрязнения рабочей зоны нефтью. При появлении течи в соединениях и узлах обвязки насосных агрегатов, откачка и закачка нефти останавливается, выявленные неплотности устраняются, убирается разлитая нефть и загрязненный грунт, после чего откачка нефти возобновляется.
После завершения откачки (закачки) нефти и остановки насосных агрегатов необходимо:
а) закрыть вантузную запорную арматуру на выкидной линии;
б) через тройники с запорной арматурой на приемной и выкидной линии сбросить избыточное давление, и слить остатки нефти из нефтепроводной обвязки в специально подготовленные для этого емкости. Загрязнение почвы при выполнении этих работ не допускается.
г) демонтировать обратные затворы и коллекторы на выкидной и приемной линиях насосных агрегатов, разобрать всасывающие и напорные нефтепроводы.
д) отсоединить токоподводящие кабели и намотать их на катушку;
е) уложить разобранный нефтепровод в пакеты, закрыть патрубки насосов заглушками, погрузить на платформу автомобиля подпорные насосы и закрепить их, погрузить на платформу всасывающие и напорные рукава и ВТП;
ж) произвести очистку насосной установки, очистить место производства работ от остатков нефти и загрязненного грунта.
Все работы по уборке остатков нефти и загрязненного грунта должны быть выполнены в полном объеме до начала огневых работ (подгонка, сварка и др.) и должны производиться как в период производства работ по откачке нефти, так и после ее завершения.
Вантузы для подачи воздуха в нефтепровод остаются открытыми до окончания сварочных работ для предотвращения создания избыточного давления воздуха или вакуума в нефтепроводе. При открытых вантузах выставляется наблюдательный пост не менее чем из 2-х человек для наблюдения за уровнем нефти и для предотвращения доступа посторонних лиц.
Схемы типовых обвязок насосных агрегатов для откачки в параллельный нефтепровод приведены на рисунках 34-37.
1 — ремонтируемый нефтепровод; 2 — вырезаемый участок; 3 — ремонтный котлован; 4 — гибкий металлорукав; 5 - подпорный насос; 6 - вантузная запорная арматура; 7 - затвор обратный; 8 - коллектор; 9 - ВТП;
10 - запорная арматура.
Рисунок 34 - Схема обвязки насосных агрегатов для откачки из ремонтируемого нефтепровода и закачки в параллельный нефтепровод двумя подпорными насосами
Схема, приведенная на рисунке 34, позволяет производить откачку в параллельный нефтепровод без использования подпорных агрегатов, при условии, что давление в месте откачки выше давления в месте закачки с учетом потерь в обвязке.
При откачке нефти из ремонтируемого нефтепровода и закачки в параллельный нефтепровод подпорными насосами давление в месте закачки не должно превышать выходное давление подпорных насосов 0,6 МПа с учетом гидравлических потерь в обвязке и временном трубопроводе. Допускается подключение общего коллектора двух подпорных насосных агрегатов к одному вантузу при условии, что диаметр вантуза не менее DN 200.
1 — ремонтируемый нефтепровод; 2 — вырезаемый участок; 3 — ремонтный котлован;
4 —вантузная запорная арматура; 5 — гибкий металлорукав; 6 — подпорный насос; 7 — запорная арматура;
8 — затвор обратный; 9 — ВТП; 10 —передвижная насосная установка.
Рисунок 35 - Схема обвязки насосных агрегатов для откачки нефти из ремонтируемого участка в параллельный нефтепровод передвижными насосными установками
Схема обвязки насосных агрегатов для откачки нефти из ремонтируемого участка за линейную запорную арматуру приведена на рисунке 38.
Для откачки нефти за закрытую линейную запорную арматуру ремонтируемого нефтепровода обязательно должна быть проверена и обеспечена герметичность затвора запорной арматуры, за которую будет производиться откачка нефти из освобождаемого участка нефтепровода.
Схема откачки нефти из ремонтируемого участка за перевальную точку приведена на рисунке 39.
Схема обвязки насосных агрегатов для откачки нефти из ремонтируемого участка в резинотканевые резервуары приведена на рисунке 40а. Схема обвязки для откачки нефти в нефтесборщик вакуумного типа АКН приведена на рисунке 40б.
Перед началом работ по откачке должны подготавливаться площадки для установки подпорных насосных установок, электростанций, резинотканевых резервуаров.
Резинотканевые резервуары должны соответствовать требованиям, приведенным в 9.5.
1 — ремонтируемый нефтепровод; 2 — вырезаемый участок; 3 — ремонтный котлован; 4 — гибкий металлорукав;
5 — подпорный насос; 6 —вантузная запорная арматура; 7 — затвор обратный; 8 - запорная арматура;
9 - коллектор; 10 -ВТП; 11 - передвижная насосная установка.
Рисунок 36 - Схема подключения двух основных и четырех подпорных насосов для откачки из опорожняемого участка нефтепровода в параллельный нефтепровод
1 — ремонтируемый нефтепровод; 2 — вырезаемый участок; 3 — ремонтный котлован;
4 -вантузная запорная арматура; 5 - гибкий металлорукав; 6 - затвор обратный; 7 - запорная арматура;
8 — ВТП; 9 — подпорный насос; 10 — передвижная насосная установка; 11 — коллектор.
Рисунок 37 - Схема подключения насосных агрегатов для откачки нефти из опорожняемого участка в параллельный нефтепровод
з
1 — ремонтируемый нефтепровод; 2 — вырезаемый участок; 3 — ремонтный котлован;
4 —вантузная запорная арматура; 5 — гибкий металлорукав; 6 — затвор обратный; 7 — запорная арматура;
8 — ВТП; 9 — подпорный насос; 10 — передвижная насосная установка.
Рисунок 38 - Схема обвязки насосных агрегатов для откачки нефти из ремонтируемого участка за линейную запорную арматуру
1 — ремонтируемый нефтепровод; 2 — вырезаемый участок; 3 — ремонтный котлован; 4 — вантузная запорная арматура; 5 - гибкий металлорукав; 6 — затвор обратный; 7 - запорная арматура; 8 - ВТП; 9 — подпорный насос;
10 - передвижная насосная установка.
Рисунок 39 - Схема откачки нефти из ремонтируемого участка за перевальную точку
 
а)
1 – ремонтируемый нефтепровод; 2 – вырезаемый участок; 3 – ремонтный котлован; 4 – вантузная запорная арматура; 5 – гибкий металлорукав;
6 – запорная арматура; 7 – резинотканевый резервуар;
8 – подпорный насос
|
б)
1 – ремонтируемый нефтепровод; 2 – вырезаемый участок; 3 – ремонтный котлован; 4 – вантузная запорная арматура; 5 – напорно-всасывающий рукав;
6 – нефтесборщик вакуумного типа АКН
|
Рисунок 40 – Схема обвязки насосных агрегатов для откачки нефти из ремонтируемого участка нефтепровода в резинотканевый резервуар и в нефтесборщик вакуумного типа АКН.
Перед началом работ необходимо:
а) установить насос откачки на ровной площадке, площадка для резинотканевого резервуара, передвижной емкости (далее емкости) должна располагаться на расстоянии не менее 50 метров от освобождаемого нефтепровода;
б) выполнить монтаж напорной и всасывающей линий насосных установок. Нефтепроводная обвязка насосных агрегатов предварительно должна быть испытана в соответствии с 7.4.4;
в) проверить исправность дыхательных клапанов емкости;
г) проверить заземление емкости;
д) проверить герметичность линий откачки и начать перекачку нефти из нефтепровода в емкость.
В процессе заполнения передвижной емкости следует вести постоянное наблюдение за уровнем нефти в передвижной емкости. При заполнении емкости остановить перекачку.
При отсутствии в емкости приемного устройства, рукав насосной установки должен опускаться на дно емкости, быть постоянно под уровнем нефти, чтобы при заполнении емкости не образовывалась падающая струя нефти.
После заполнения емкости необходимо остановить насос, закрыть вантуз и приемный кран на передвижной емкости, отсоединить емкость от напорного нефтепровода. При отсоединении не допускать разлива нефти из нефтепровода на почву и немедленно убрать нефть в случае разлива.
После опорожнения участка всасывающая и напорная линии насосных установок демонтируются. Оставшаяся в них нефть и нефть из полости подпорного насоса сливаются в специальную емкость. Загрязнение почвы при выполнении этих работ не допускается.
Учет количества откачиваемой нефти следует также вести по калибровочным таблицам емкости.
Нефтепроводная обвязка насосного агрегата предварительно должна быть испытана в соответствии с 7.4.4. настоящего документа.
После того, как в точке откачки опорожняемого участка нефтепровода установится давление ниже 0,6 МПа, подключается подпорный насос и закрывается запорная арматура на байпасной линии.
После опорожнения участка нефтепровода отсоединяется и демонтируется обвязка насосного агрегата. При демонтаже линии откачки и подпорного насоса должны быть приняты меры по предотвращению загрязнения почвы.
|
