Снижение осложнений при очистке внутренней полости промыслового нефтепровода
Введение
Транспортировка нефти и нефтепродуктов вызывает необходимость обеспечения надежной работы трубопроводных систем. Нефтепродукты в процессе эксплуатации подвергаются сильнейшему воздействию различных вредных факторов. Поэтому первоочередной задачей является поддержание трубопроводов в работоспособном состоянии, регулярной диагностики и очистке внутренней полости.
Тотальная замена магистральных трубопроводов требует значительных капитальных вложений, в то время как существующие конструкции не исчерпали свой ресурс и могут продолжать работать. Необходима также своевременная реконструкция устройств и систем, обеспечивающих бесперебойную и качественную работу всей трубопроводной сети в целом.
Оглавление
Глава 1. Анализ возникновение осложнений при очистке внутренней полости трубопроводов. 9
1.1. Основные причины возникновения осложнений при очистке промысловых нефтепроводов. 11
1.2. Анализ средств и технологических процессов очистки и диагностики нефтепроводов 16
2.1. Нормативно-локальные документы по проведению диагностики и очистке нефтепроводов. 28
Список использованных источников. 72
Список использованных источников
ВРД 39-1.10-026-2001 «Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов»
ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция».
ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии».
ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».
Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании МГ. М.: ВНИИГАЗ, Утв. Приказом ОАО "Газпром" от 18.11.2008.
Р 51-31323949-58-2000 "Инструкция по применению труб в нефтяной и газовой промышленности».
Руководство по эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, Утв. Начальником Технического Управления Мингазпрома А.Д.Седых 13.11.85, директором ВНИИГАЗа А.И. Гриценко.
СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы».
СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы».
СТО 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов».
Асадуллина Г.М. Управление эксплуатационными характеристиками гелевых систем в трубопроводном транспорте / Г. М. Асадуллина // Нефтегазовое дело. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2020, № 1. С.56–60.
Ахияров Д.Т. Влияние вязкоупругих свойств гелей на их применение в операциях трубопроводного транспорта / Д.Т. Ахияров, Г. М. Асадуллина, Г.Е. Коробков // 59-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. тез. докл. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2021. — Кн. 1. — С. 34.
Ахмадуллин K.P. Перспективы применения полимерных гелей в трубопроводном транспорте / К.Р. Ахмадуллин и [др.] // Межвузовский сборник научных статей. Нефть и газ. — Уфа: УГНТУ, 2019. -№ 1. С. 159–160.
Камера пуска и приёма состоит из следующих компонентов: непосредственно камеры пуска 1 и приёма 2 СОД с запасовочными патрубками и технической обвязкой, подключаемые через запорные устройства 3-6 к основной магистрали; система контроля и управления процессами приёма и запуска СОД; пункт хранения СОД; технологические трубопроводы и ёмкости для приёма загрязненного конденсата; устройства для погрузки и выемки СОД из камер пуска и приёма; дренажная система, состоящая из задвижек 7-14, сливной ёмкости 15 и насоса откачки утечек 16; технологические колодцы 17-19.
При отсутствии необходимости в пуске либо приёме СОД либо другого внутритрубного снаряда все запорные задвижки находятся в закрытом положении, весь поток нефти протекает через основную трубопроводную систему.
Приём внутритрубного снаряда из линейной части магистрального нефтепровода производится следующим образом. При приближении снаряда к узлу приёма (контролируется при помощи датчика прохождения СОД, установленного в технологическом колодце № 17) запорная задвижка 3 переводится в открытое положение, чтобы направить часть нефтяного потока через камеру приёма. При этом открывается основная либо резервная врезка для стравливания газовоздушной смеси (газовый кран), а также блокируется возможность открытия камеры для извлечения скребка. После наполнения камеры нефтью открывается выходная запорная задвижка 4, что обеспечивает постоянное прохождение части потока через камеру приёма, которым СОД проталкивается в камеру до полной остановки. Задвижки 3 и 4 одновременно закрываются, и оставшаяся в камере нефть полностью сливается через дренажные задвижки 7-10 в сливную ёмкость 15, включается насос откачки утечек 16, обеспечивающий подачу нефти из сливной ёмкости обратно в линейную часть. Блокировка камеры снимается, скребок извлекается из камеры и транспортируется к месту хранения.
Запуск внутритрубного снаряда в линейную часть производится в обратной последовательности: осушенный и очищенный скребок помещается в также очищенную и осушенную камеру пуска, открываются запорная задвижка 6 и газовый кран камеры пуска. После наполнения камеры нефтью открывается задвижка 5, и СОД проталкивается потоком в трубопровод; задвижки 5 и 6 закрываются, осуществляется дренаж камеры пуска.