Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов - Ямуров Н.Р.
ISBN 5-94218-006-7
Скачать (прямая ссылка):
3 км и на отводах протяженностью более 5 км.
На линейной части маг истрального нефтепровода запорная арматура (задвижки) устанавливаются на расстоянии не более 20 км. Размещение запорной арматуры должно учитывать профиль трассы, чтобы свести потери до минимума при аварийных повреждениях нефтепровода и при выполнении плановых ремонтных работах.
Для сокращения длины трубопровода при выборе направления трассы обычно стремятся придерживаться кратчайшей геодезической линии между начальным и конечным пунктами. Для сооружения МНП применяют высокопрочные трубы из стали, с пределом прочности не ниже 588 МПа, используются бесшовные и сварные трубы, их стыки соединяются электросваркой.
Вдоль трассы трубопровода строяг или прокладывают кабель линии телефонной связи, а на сложных участках — усадьбы линейных обходчиков (через 15-20 км друг от друга). В обязанности обходчиков входит сторожевая охрана трубопровода, наблюдение за исправностью линии связи и ее ремонт, а также наблюдение за станциями катодной защиты и дренажными установками
Самыми сложными комплексами сооружений МНГ1 являются перекачивающие станции. Головная перекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок подготовки нефти, временного хранения и перекачки из резервуаров в магистральный трубопровод. В ее состав входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета нефти,
/. Общая характеристика нефтепроводов
13
магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами и технологические трубопроводы. Принципиальная технологическая схема головной перекачивающей станции представлена на рис. 1.1.
L_______I
1 Поток нефти I с нефтепромыслов
--C?i----
и а
ж
s й g
JLS s
* у §¦
о fa н Н “•& ,2 <и Сия
Рис. 11 Технологическая схема пшошюй перекачивающей станции:
I подпорная насосная, 2 площадка фильтров и счетчиков, 3 — магистральная насосная, 4 площадка регуляторов. 5 — площадка пуска скребков,
6 резервуарный парк
Промежуточные перекачивающие станции размещают по трассе трубопровода в соответствии с гидравлическими расчетами всей трассы. Средняя величина длины перегона между станциями для первой очереди ввода в эксплуатацию составляет 100 200 км, для второй очереди — 50-100 км. В составе технологических сооружений промежуточных перекачивающих станций отсутствуют резервуарный парк, подпорная насосная станция и узел учета. Эти станции оснащаются технологическими трубопроводами, магистральной насосной, фильтрами-грязеуло-
вителями, узлом регулирования давления, а также системой сглаживания волн давления. Принципиальная технологическая схема промежуточной перекачивающей станции дана на рис. 1.2
Поток нефти
Рис. 1.2. Технолотческая схема промежуточной перекачивающей станции:
I — магистральная насосная, 2 --- помещение с регулирующими клапанами, 3 устройст во приема и пуска ВИСиОУ,
4 площадка с фильтрами-грязеуловителями
На МНП большой протяженности предусматриваются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. При этом в начале эксплуатационных участков располагаются нефтеперекачивающие станции, состав сооружений которых аналогичен составу головной станции (см. рис. 1.1), с той лишь разницей, что резервуарные парки имеют меньшую вместимость.
На перекачивающих станциях также размещаются вспомогательные объекты: механическая мастерская, подстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, системы пожаротушения, очистные, подсобные, административные сооружения, культурно-бытовые сооружения и жилые здания и помещения.
Проходя через систему последовательно расположенных по трассе перекачивающих станций, нефть поступает на конечный пункт МНГ1, каковым является НПЗ или перевалочная нефтебаза, на которой хранят необходимые запасы нефти. На конечном пункте МНП осуществляется прием и учет нефти, хранение запасов, перевалка нефти на водный и железнодорожный транспорт, распределение нефти потребителям.
1.3. СРЕДСТВА ОЧИСТКИ ПОЛОСТИ и ЗАЩИТЫ НЕФТЕПРОВОДОВ
В процессе эксплуатации МНП его исправное состояние, работоспособность зависят от множества факторов, как прогнозируемых, так и случайных, таких, как давление и коррозионная активность перекачиваемого продукт а, поверхностная защищенность егг воздействия осадков, грунта, в котором проложен трубопровод, нарушения технологической дисциплины и форс-мажорные обстоятельства, обусловленные стихийными бедствиями.
Для устранения вредного влияния прогнозируемых факторов, снижающих работоспособность МНП, применяют специальные средства защиты трубопровода и разрабатывают технические мероприятия, используемые для этой цели. Технические средства и мероприятия закладываются на стадии проектирования МНП.
1.3.1. Средства очистки полости трубопроводов от различных отложений, воды и газов
Внутренняя полость вновь построенного или отремонтированного участка МНП бывает загрязнена ржавчиной, окалиной, случайно попавшими при строительстве массами грунта, воды и различными предметами. Кроме того, известно, что только в начальный период добычи нефти на месторождениях в ней отсутствуют примеси пластовых вод, а более 75% всей позже добываемой нефти поступает в обводненном состоянии. Пластовые воды являются высокоминсрализованными, содержащими растворенный газ, микроорганизмы, т. е обладают высокой агрессивностью и могут вызвать коррозионный износ трубопровода. Если добавить к этому, что в перекачиваемых нефтях содержатся в малых количествах механические примеси, растворенные или закристап-лизававшиеся парафин и церезин, а также асфальто-смолистые вещества, труднорастворимыс в углеводородах нефти, то становится очевидным, что при перекачке нефти при определенных условиях перечисленные вещества осаждаются на стенках труб и образуют грязепарафиновые еггло-жс 1ия. ! 1о составу эти отложения представляют собой смесь парафинов (10 60%), асфальтенов (1-20%), смол (5-35%), механических примесей (до 5%), воды (до 20%), образуют плотную (920-1140 кг/м3), прочную, грудносмываемую массу, оседающую на внутренних стенках труб. Она
