Основные технологические параметры магистральных
нефтепроводов
1.1. К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций и рабочее давление на них.
1.2. Задание на проектирование, составленное в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01-85, должно также содержать:
наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;
Производительность нефтепровода в млн. тонн в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;
перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу, с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условия перекачки, упругость паров и плотность;
перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сбросов по годам (по этапам) и по сортам, а также по величине максимального расхода;
условия поставки, приема;
рекомендации по организации управления нефтепроводами;
Строительство нефтепровода Оха-Софийск 1940-1942гг.
необходимость обратной перекачки.
1.3. Для обеспечения заданной производительности должно предусматриваться строительство одной нитки магистрального нефтепровода с развитием его пропускной способности по очередям за счет увеличения числа станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с учетом последующей укладки второй нитки в следующих случаях:
заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;
увеличение производительности нефтепровода до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет и более;
упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделений в нефтепроводе превышает 67 кПа (500 мм рт. ст).
1.4. При выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1 .
Параметры магистральных нефтепроводов
Диаметр (наружный), мм
1.5. Суточная расчетная производительность нефтепровода определяется делением заданной годовой производительности на расчетное число рабочих дней, принимаемых по табл. 3 .
1.6. Основные параметры нефтепровода определяются исходя из обеспечения пропускной способности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости ( п.1.7 ). Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной производительности на коэффициент Кп, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации, принимаемый по табл. 2 .
Трубопроводы, идущие параллельно с другими нефтепроводами и образующие систему
Однониточные нефтепроводы, подающие нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов
Однониточные нефтепроводы, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточные нефтепроводы, соединяющие системы
Строительство нефтепровода
1.8. При последовательной перекачке нефтей число циклов должно определяться на основании технико-экономических расчетов. Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.
1.9. Последовательную перекачку нефтей следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от образующегося объема смеси.
Фонды времени и режим работы
1.10. Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.
Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов
Диаметр нефтепровода, мм
до 820 включительно
свыше 250 до 500
свыше 500 до 700
В числителе указаны цифры для нормальных условий, цифры в знаменателе применяются при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки) — не менее 30% от протяженности трассы нефтепровода.
1.12. Расчетное число рабочих дней для нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, определяется по нормативам расчета производительности действующих магистральных нефтепроводов.
2. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ
2.1. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят сооружения в соответствии с СНиП 2.05.06-85, а также устройства приема и пуска (пропуска) скребков и блокировочные трубопроводы.
2.2. Линейная часть в отношения выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщин стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.
2.3. Толщину стенок трубопроводов следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участка.
Расчетная эпюра давления должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. Эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности.
2.4. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06-85.
Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы — предел прочности не ниже 588 М п а (60 кг/мм 2 ).
2.5. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку запорной арматуры следует предусматривать по рельефу местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае возможной аварии нефтепровода был минимальным. Установка должна быть бесколодезной.
Для удобства испытаний и повторных испытаний нефтепроводов расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщин стенок участков нефтепроводов большой протяженности.
2.6. Запорная арматура на трассе нефтепроводов должна иметь привод и приборы системы управления, обеспечивающие возможность местного и дистанционного управления.
2.7. На магистральном нефтепроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.
2.8. При проектировании перехода нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему нефтепроводу, допускается (вместо сооружения резервной нитки на нем) предусматривать использование для проектируемого нефтепровода резервной нитки существующего нефтепровода, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление на ней не меньше чем для проектируемого нефтепровода.
2.9. На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для очистки трубопровода в период эксплуатации, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и средств диагностики.
Устройства приема и пуска скребка нефтепроводов размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются о НПС. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км и на отводах протяженностью более 5 км.
2.10. Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием скребка.
Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС — в процессе очистки нефтепровода.
2.11. В состав устройств приема и пуска входят:
1) камеры приема и запуска очистных устройств;
2) трубопроводы, арматура и соединительные детали;
3) емкость для дренажа нефти из камер приема и пуска;
4) механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;
5) сигнализаторы прохождения очистных устройств;
6) приборы контроля давления.
2.12. При значительном перепаде высот на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше рабочего и станции дросселирования на обратных склонах для предотвращения потока с неполным сечением.
2.13. Для технического обслуживания, а также аварийно-восстановительного ремонта сооружений линейной части нефтепроводов, контроля за соблюдением правил их охраны и производства работ в охранной зоне предусматриваются аварийно-восстановительные пункты (АВП), располагаемые при НПС нефтепроводов.
Один АВП обслуживает в обычных условиях и пустынях участок трассы нефтепровода протяженностью 200 — 250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по болотам или рисовым полям, — 80 — 100 км.
При отсутствии проездов по трассе техническое обслуживание и наблюдение за магистральным нефтепроводом и сооружениями на трассе должно предусматриваться с помощью воздушного транспорта или высокопроходимой техники.
2.14. В местах установки линейной запорной арматуры и на каждой НПС следует предусматривать вертолетные площадки.
2.15. Для размещения аварийно-восстановительных бригад должны быть предусмотрены пункты обогрева (жилой дом, с надворными постройками), располагаемые на трассе с интервалом 30-40 км вблизи задвижек. Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.
2.16. На сложных участках трассы для контроля за состоянием нефтепровода могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров (жилой дом с надворными постройками), которые должны располагаться в районе установки линейных задвижек, как правило, вблизи населенных пунктов. Участок обслуживания одного ремонтера устанавливается в пределах 15-20 км в зависимости от доступности трассы, обусловленной рельефом местности, расположением дорог, заболоченностью, наличием естественных и искусственных препятствий. Участок обслуживания не зависит от числа параллельных ниток трубопроводов.
2.17. В местах переходов магистральными нефтепроводами крупных судоходных рек и водохранилищ должны предусматриваться оснащенные плавсредствами пункты наблюдения за зоной перехода водной преграды. Пункт наблюдения имеет жилой дом с хозяйственными постройками, аналогично усадьбе линейного ремонтера.
2.18. Для участков магистральных нефтепроводов, проложенных через болота, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков — 0,1% от их протяженности. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках НПС, пунктов обогрева, усадеб линейных ремонтеров или пунктов наблюдения.
2.19. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов.
Проектирование линейной части нефтепровода, а также закрепление трассы трубопровода на местности опознавательными знаками, должно выполняться в соответствии с этими правилами.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Нефтеперекачивающие и наливные станции.
3.1. Нефтеперекачивающие станции разделяются на головные и промежуточные.
Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода предназначается для приема нефти с установок подготовки нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод.
В состав технологических сооружений головной перекачивающей станции входят: резервуарный парк, подпорная насосная, узел учета, магистральная насосная, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами, а также технологические трубопроводы.
Промежуточные перекачивающие насосные предназначаются для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. В состав технологических сооружений промежуточной станции входят: магистральная насосная; фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы.
3.2. Наливные станции предназначаются для приема нефти из магистрального трубопровода в емкость и налива ее в железнодорожные цистерны. В состав технологических сооружений наливной станции входят: резервуарный парк, наливная насосная, железнодорожные наливные устройства, трубопроводы, фильтры-грязеуловители, узлы с предохранительными устройствами и узлы учета.
3.3. На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков, протяженностью от 400 до 600 км, обеспечивающих независимую работу нефтеперекачивающих станций по схеме «из насоса в насос», без использования емкости.
На начальных нефтеперекачивающих станциях эксплуатационных участков должна предусматриваться емкость. Емкость устанавливается также на нефтеперекачивающих станциях, где намечается осуществлять прием нефти с попутных промыслов или перераспределение ее грузопотоков в системе нефтепроводов. Состав технологических сооружений таких нефтеперекачивающих станций аналогичен головным.
3.4. Расстановка НПС должна производиться по возможности с учетом равномерного распределения давления по всем насосным нефтепроводам.
3.5. НПС должны размещаться, как правило, после перехода больших рек, на площадках с благоприятными топогеологическими условиями, а также возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения.
3.6. Головные нефтеперекачивающие станции, находящиеся в начале магистральных нефтепроводов, рекомендуется, если это не противоречит специальным нормам, располагать на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием их емкости, систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других подсобных сооружений.
При параллельной прокладке проектируемого нефтепровода со строящимися или действующими магистральными нефтепроводами НПС этого нефтепровода должны быть, как правило, совмещены с НПС строящихся или действующих нефтепроводов.
3.7. Подключение нефтепроводов к магистральным нефтепроводам должно выполняться только на НПС с емкостью, врезка промысловых нефтепроводов в магистральные нефтепроводы не допускается.
3.8. Все НПС на участках магистрального нефтепровода с одной и той же производительностью должны быть, как правило, оснащены однотипным оборудованием.
3.9. Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам должны, как правило, применяться специальные насосы по ГОСТ 12124-80.
3.10. В случае, если расчетная производительность может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, должен выбираться, как правило, ротор на меньшую подачу.
На период эксплуатации магистральных нефтепроводов до вооружения всех НПС должны предусматриваться сменные роторы для магистральных насосов.
3.11. Напор центробежных насосов должен приниматься в соответствии с требуемым давлением на НПС, как для условий обеспечения заданной производительности, так и для условий обеспечения максимальной суточной производительности нефтепровода. Создание напора должно обеспечиваться применением сменных роторов и их обрезкой. Характеристики сменных роторов принимаются по данным завода-изготовителя.
3.12. Число рабочих центробежных насосов в каждой магистральной насосной должно определяться, исходя из расчетного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки.
3.13. На каждую группу насосов при числе рабочих насосов до трех должна предусматриваться установка одного резервного насоса. При числе рабочих насосов от четырех до шести — два резервных насоса.
3.14. Работа всех нефтеперекачивающих насосных по схеме «из насоса в насос» без использования емкости должна предусматриваться в пределах эксплуатационных участков протяженностью до 600 км.
Допускается сокращение этого расстояния при горном рельефе.
3.15. На НПС с емкостью для подачи перекачиваемой нефти к основным насосам, если они не располагают необходимым кавитационным запасом, должна быть предусмотрена установка подпорных насосов. Подпорные насосы должны быть, как правило, вертикального исполнения.
В группе до четырех насосов должен предусматриваться один резервный насос.
На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должна устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кг/см 2 ).
3.16. На НПС с емкостью должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами (прямого действия) для защиты от повышения давления в коммуникациях резервуарного парка и магистрального нефтепровода, а также коммуникаций и оборудования между подпорной и магистральной насосными.
Один узел должен устанавливаться на приемных трубопроводах резервуарного парка, а второй — между подпорной и магистральной насосными, а при наличии узла учета — между подпорной насосной и узлом учета нефти. Число рабочих устройств для первого узла рассчитывается на максимальный расход нефти по трубопроводу, а для второго узла — на 70% максимального расхода через НПС. На каждом узле следует предусматривать не менее 30% резервных предохранительных устройств от числа рабочих.
До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом. В проекте следует указывать, что эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.
Трубопровода после предохранительных устройств должны быть уложены с уклоном на менее 0,002 в сторону зачистного насоса на самотечной линии в выделенные резервуары.
3.17. Для опорожнения технологических трубопроводов и оборудования должны предусматриваться самотечные дренажные трубопроводы со сбросом нефти в заглубленные емкости.
3.18. На участке трубопровода после магистральной насосной до узла регулирования должен быть установлен быстродействующий обратный клапан (без демпфера).
3.19. Для поддержания заданных величин давления (минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной) должно предусматриваться регулирование давления методом дросселирования.
Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.
Выбор параметров регулирующих устройств должен осуществляться с учетом обеспечения регулирования при отключении одного из регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования, равного 20-30 кПа. Максимальный перепад рекомендуется принимать равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.
3.20. В соответствии со СНиП 2.05.06-85 на промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше должны предусматриваться ССВД. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами.
3.21. При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока нефти из приемной линии магистральной насосной в резервуары-сборники.
3.23. ССВД должна иметь не менее двух дополнительных органов. Характеристика дополнительных органов должна обеспечивать поддержание параметров, указанных в п. 3.22 , при выходе из строя одного из них. ССВД должна быть предпочтительно прямого действия без внешних источников питания.
3.24. ССВД должна устанавливаться на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей с установкой двух задвижек с электроприводом, отключающих ССВД от приемной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбирается так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения прямой линии.
3.25. До и после исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении.
3.26. Объем резервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее:
для нефтепроводов диаметром 1220 мм — 500м 3 ;
-«- 1020 мм — 400м 3 ;
и менее — 150 м 3 .
3.27. При повышении уровня в резервуаре-сборнике до аварийного следует предусматривать отключение всех магистральных насосных агрегатов, а затем отключение от магистрального нефтепровода ССВД.
3.28. Технологическая схема нефтеперекачивающей станции с емкостью должна обеспечивать возможность работы по схеме «из насоса в насос», при этом необходимо предусматривать снижение максимального рабочего давления на предыдущей НПС.
3.29. Технологическая схема НПС, как правило, должна обеспечивать возможность параллельно-последовательной работы магистральных насосов, с учетом наличия или перспективы строительства параллельных нефтепроводов.
3.30. Отключаемые надземные участки трубопроводов НПС должны иметь защиту от повышения давления вследствие колебания температуры.
3.31. Запорная арматура (задвижки, обратные клапаны) с концами под приварку должна устанавливаться, как правило, в земле; фланцевая — наземно. Допускается установка запорной фланцевой арматуры в земле с соблюдением специальных мероприятий по защите арматуры от почвенной коррозии.
3.32. Оборудование и арматура, устанавливаемые на открытом воздухе, без укрытия, должны приниматься в климатическом исполнения, соответствующем микроклиматическому району размещения НПС по СНиП 2-01.01.82 с учетом требований к арматуре по СН 527-80.
3.33. Испытание трубопроводной обвязки магистральных насосных агрегатов должно, как правило, предусматриваться совместно с насосами с учетом ограничений заводов-изготовителей оборудования, арматуры и труб.
3.34. Для привода насосных агрегатов должны, как правило, применяться электродвигатели в исполнении, позволяющем их установку как в общем зале с насосами, так и в отдельном зале за противопожарной стенкой (перегородкой) или на открытых площадках.
3.35. Определение веществ по их способности создавать взрывоопасные смеси с воздухом и другими окислителями принимается по ПУЭ. Классификация взрывоопасных смесей и взрыво- и пожароопасных зон зданий и сооружений принимается по табл. № 15 .
3.36. Для помещения насосов с электродвигателями с производством категории А принимается комбинированное отопление: воздушное, совмещенное с приточной вентиляцией, и дежурное отопление с местными нагревательными приборами с обеспечением параметров микроклимата в соответствии с требованиями ГОСТа 12.1.005-76.
Вентиляция всех помещений принимается в соответствии с СН 433-79.
3.37. На НПС с емкостью могут предусматриваться лаборатории для выполнения анализов перекачиваемой нефти.
Резервуарные парки
3.38. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода, по которому не предусматривается последовательная перекачка, должен приниматься не менее размеров, указанных в табл.4 (в единицах расчетной суточной производительности).
Источник: www.infosait.ru
Проектирование нефтепроводов
ООО «ПриволжскНИПИнефть» ведущий проектный институт, выполняющий полный комплекс изыскательских, проектных и экспертных работ в области проектирования объектов трубопроводного транспорта.
ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет широкий спектр проектных, изыскательских и научно-конструкторских работ. Использование современных и авторских программных продуктов, методик, приборов и оборудования дают возможность разрабатывать и успешно согласовывать многовариантные проекты любой сложности.
Многолетний опыт работы ООО «ПриволжскНИПИнефть» позволяет разрабатывать проектные решения, учитывающие экологические и экономические аспекты при строительстве наземной инфраструктуры необходимой для разведки, добычи, транспортировки, переработке, хранения и сбыта продуктов получаемых из нефти и газа.
Наши заказчики высоко оценивают качество выполненных работ и высокий профессионализм сотрудников института.
Основные направления проектно-изыскательских работ ООО «ПриволжскНИПИнефть» в области трубопроводного транспорта являются:
— проектирование трубопроводов дизельного топлива и бензина;
— проектирование битумных трубопроводов;
— проектирование мазутных трубопроводов;
— проектирование трубопроводов нефтяных месторождений;
— проектирование трубопроводов газоконденсатных месторождений;
— проектирование магистральных нефтепроводов;
— проектирование нефтепроводов на месторождениях;
— проектирование технологических нефтепроводов;
— проектирование магистральных нефтепроводов;
— проектирование подземных нефтепроводов;
— проектирование насосных станций объектов трубопроводного транспорта;
— проектирование компрессорных станций объектов трубопроводного транспорта;
— проектирование технологических трубопроводов при обустройстве месторождения;
— проектирование трубопроводов нефтяного месторождения;
— проектирование трубопроводов газового месторождения;
— проектирование трубопроводов газоконденсатных месторождений;
— проект строительства трубопроводов на объектах добычи и транспорта нефти;
— проект монтажа трубопроводов на объектах транспорта нефтепродуктов;
— проектирование трубопроводов (топливопроводов, нефтепродуктопроводов) на нефтебазах и складах ГСМ;
— проектирование эстакад трубопроводов, проекты трубопроводных эстакад.
Стоимость проекта на строительство нефтепровода:
Срок проектирования**, календарные дни
Примечения.
*Цена примерная, сумма ориентировочная, указана за проектную документацию (рабочая документация по отдельному договору) с учетом спецразделов и сопровождения в экспертизе. Уточняется на момент заключения договора.
**Срок уточняется на момент заключения договора.
Состав проектной документации (ПД) по разделам:
Наименование р аздела проектной доку ментации
Раздел 1 – ОПЗ — Пояснительная записка
Раздел 2 – ПЗУ — Схема планировочной организации земельного участка
Раздел 3 – АР — Архитектурные решения
Раздел 4 – КР — Конструктивные и объёмно-планировочные решения
ИОС 1 — подраздел «Система электроснабжения»;
ИОС 2 — подраздел «Система водоснабжения»;
ИОС 3 — подраздел «Система водоотведения»;
ИОС 4 — подраздел «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха, тепловые сети»;
ИОС 5 — подраздел «Сети связи»;
ИОС 6 — подраздел «Система газоснабжения»;
ИОС 7 — подраздел «Технологические решения»;
ИОС 8- подраздел «Автоматизация комплексная «.
Раздел 6 – ПОС — Проект организации строительства трубопроводов
Раздел 7 – ПОД — Проект организации работ по сносу или демонтажу объектов капитального строительства трубопроводов
Раздел 8-ООС- Перечень мероприятий по охране окружающей среды
Раздел 9 -ПБ- Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности
Раздел 10 – МЭ — Перечень мероприятий по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности и требований оснащённости зданий, строений, сооружений приборами учёта используемых энергетических ресурсов
Раздел 11- СМ — Смета на строительство объектов капитального строительства трубопроводов
Раздел 12 — Иная документация в случаях, предусмотренных федеральными законам
ГОЧС — Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера
Категорийность трубопроводов определять согласно Руководству по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27.12.2012г.
• трубопроводы подачи ТС-1 (топливо самолетное) к примеру — III категория, группа Б(б);
• трубопроводы подачи нефраса к примеру — III категория, группа Б(б);
• внутриплощадочные трубопроводы перекачки между резервуарами — тоже III категория, группа Б(б);
• трубопровод газоуравнительной системы – это уже II категория, группа Б(а).
Монтаж технологических трубопроводов внутри склада и межплощадочных трубопроводов производить надземно, на опорах высотой не менее 0,50 м до низа труб, с уклоном не менее i=0,003 в сторону резервуаров и подземно — в лотках на участках перехода под автодорогами на глубине не менее 0,8 м от поверхности земли до верха трубы с уклоном не менее i=0,002.
Тепловую изоляцию нефтепроводов выполнять на усмотрение Заказчика.
Монтаж трубопроводов вести на сварке электродами ГОСТ 9466-75*, с зачисткой сварных швов. Сварные швы по ГОСТ 16037-80*.
Трубопроводы и арматуру обеспечить предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы нанести стрелки, указывающие направление движения транспортируемой среды.
На приемных и расходных трубопроводах необходимо устанавливать предохранительные клапаны для сброса давления, а также устройства для отбора проб.
Срок службы трубопроводов и арматуры – не менее 20 лет (согласно требованиям ГОСТ 32569-2013, п.4.2 и ГОСТ 32388-2013).
Антикоррозионную защиту нефтепродов производить в соответствии с требованиями СП 28.13330.2012 «Защита строительных конструкций от коррозии».
Нефтепроводы от насосной к резервуарному парку, технологические трубопроводы от насосов до подключения к смонтированным трубопроводам в резервуарном парке, ведущим к резервуарам отстоя топлива и к резервуарам в которых хранится нефрас.
Давление во всех напорных трубопроводах должно соответствовать давлению после насосных агрегатов 0,3 МПа.
Для строительства трубопроводов подачи самолетного топлива и нефраса принять трубы 159х6, что обеспечивает выполнение требований по нахождению максимальной скорости подачи ЛВЖ в пределах нормативных значений (0,82 м/сек для нефраса, что меньше нормативного значения в 1,2 м/сек и 2,62 м/сек для ТС-1, что меньше нормативного значения в 5 м/сек).
Проложить трубопровод подачи инертного газа от азотного блока к трубопроводам, смонтированным в насосной. Этот трубопровод позволит вести продувку в случае проведения ремонтных работ как напорных линий от насосов, так и подающих линий от УСН до насосов.
Трубопроводы прокладывать по дополнительно устанавливаемым опорам.
Проложить технологические трубопроводы от манифольда подачи ТС-1 после фильтров до врезки в существующие трубопроводы подачи ТС-1 на стенды испытания авиадвигателей. Давление передавливания азота в трубопроводе – 0,3 МПа.
На трубопроводах смонтировать шаровые краны с электроприводами, которые открываются в соответствии с необходимостью обкатки двигателя на конкретном стенде.
Технологические условия на врезку и проект производства работ по врезке в существующий трубопровод подачи ТС-1 на стенды согласовать с пожарной охраной и управлением промышленной безопасности Заказчика.
Проложить технологические трубопроводы подачи нефраса и ТС-1 к топливо-раздаточной колонке.
Давление передавливания азота в трубопроводе – 0,3 МПа.
Трубопровод подачи нефраса на ТРК проложить от резервуаров по опорам до ограждения парка, затем — в лотках до ТРК.
Трубопровод подачи ТС-1 на ТРК провести от манифольда после фильтровального блока от шарового крана по опорам, затем в лотках до ТРК.
После отстоя ТС-1 в резервуарах чистое топливо должно перекачиваться в раздаточные резервуары, а отстоенная грязь – в резервуар происходит дополнительный отстой ТС-1, после чего чистая фракция должна перекачиваться в раздаточные резервуары, а концентрированная «грязь» — в резервуар, откуда передается на переработку.
Проложить технологический трубопровод перекачки «грязи» из резервуаров на переработку. После сбора загрязнений из всех резервуаров и сбора масел, ацетона из цехов в резервуар, вся грязь по объединенной трубе должна выдаваться на площадку перед складом для выгрузки в автотранспорт для перевозки на дальнейшую утилизацию.
Давление передавливания азота в трубопроводе – 0,3 МПа.
Проложить технологические трубопроводы от каждого резервуара до ранее смонтированных участков технологических трубопроводов на поверхности парка.
В колодцах каждого резервуара провести демонтаж существующих в колодце трубопроводов и ранее установленной арматуры – задвижек.
Демонтаж вести с учетом возможного наличия в подземных трубопроводах авиакеросина и его возможного пролива на дно колодца. Обязательно использовать противогаз с применением патрона респиратора марки А. Для сбора керосина применить абсорбента. После снятия задвижек существующий подземный участок трубопровода герметизировать на расстоянии 100…150 мм саморасширяющимся цементом и на существующий фланец установить заглушку.
Вновь монтируемые трубопроводы выводить от резервуара наружу через крышки люков, провести монтаж запорной арматуры, затем трубопроводы присоединить к существующим смонтированным участкам технологических трубопроводов на поверхности парка. У каждого резервуара смонтировать дополнительно по два фундамента с опорами для установки выходящих из колодцев трубопроводов. Точная привязка дополнительных фундаментов производится по месту.
Все работы в колодцах производить после вывода резервуара из эксплуатации и проведения полной дегазации резервуара.
Давление передавливания азота в трубопроводах – 0,3 Мпа.
Произвести следующие дополнительные работы на построенных внутриплощадочных трубопроводах:
— трубопровод инертного газа подключить к существующему внутризаводскому трубопроводу сжатого воздуха через шаровый кран с целью предотвращения остановки подачи топлива, нефте и или нефтепродуктов на стенды в случае аварии на азотном блоке;
— к трубопроводу газоуравнительной системы подключить дополнительный трубопровод с установкой на нем аппарата для очистки воздуха от паров топлива — блока фильтрации паров топлива с клапаном СМДК.
Задание на проектирование трубопроводов (нефтепроводов). Пример.
1.Наименование объекта — Нефтепровод
2.Географическое положение объекта — Московская область
3. Основание для проектирования — Договор на разработку рабочей документации № от
4. Заказчик — ООО «777»
5. Разработчик рабочей документации — ООО «ПриволжскНИПИнефть»
6. Требования к проектным организациям:
Наличие свидетельств о допуске к производству работ по подготовке проектной документации, выданных саморегулируемыми организациями, наличие свидетельств о допуске к работам на особо опасных, технически сложных и уникальных объектах, наличие сертификата соответствия требованиям ГОСТ Р ИСО 9001 (ИСО 9001:2008).
7. Вид строительства — Переустройство (техническое перевооружение)
8. Состав документация — Рабочая документация.
9. Условия ввода в эксплуатацию — «В условиях действующего производства» в соответствии с ОР-91.010.30-КТН-266-10 «Объекты магистральных нефтепроводов. Правила приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов. Формирование приемо-сдаточной документации», и в соответствии с требованиями п.4 ст.8 закона №116ФЗ от 22.07.97г. «О промышленной безопасности производственных объектов».
10. Потребность в инженерных изысканиях и предпроектном обследовании.
Материалы инженерных изысканий, а именно инженерно-геодезические изыскания, инженерно-геологические изыскания, инженерно-гидрометеорологические изыскания, выполненные в соответствии со СНиП 11-02-96 «Инженерные изыскания для строительства. Основные положения», СП 11-02-97 «Инженерно-экологические изыскания для строительства», СП 11-03-97 «Инженерно-гидрометеорологические изыскания для строительства», СП 11-04-97 «Инженерно-геодезические изыскания для строительства», СП 11-05-97 «Инженерно-геологические изыскания для строительства», предоставляются.
11,Требования по вариантной проработке — Не требуется.
12.Основные технико-экономические показатели объекта проектирования
Характеристика участка нефтепродуктопроводов:
диаметр нитки – 377 мм;
категория участка нефтепровода – III;
максимальное рабочее давление – 6,00 МПа;
глубина заложения – 1,5 м.
13. Требования к техническим решениям.
13.1. Переукладку магистральных нефтепродуктопроводов и кабелей связи выполнить в соответствии с техническими условиями.
13.2. Проектные решения на стадии рабочей документации разработать на основании утвержденной проектной документации по объекту . Подготовка территории строительства. Проведение работ по переустройству сетей газоснабжения и нефтепродуктопроводов» и в соответствии с требованиями нормативно-технических документов (при проектировании участь требования СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы», СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы» и других взаимосвязанных стандартов Системы проектной документации для строительства.).
13.3. Составить перечень изменений в РД относительно решений в проекте, который согласовать с Заказчиком с указанием объективных причин изменений.
13.4. Составить сопоставительную ведомость объемов работ по стадиям «Рабочая документация» и «Проектная документация».
13.5. Согласовать рабочую документацию с организациями, эксплуатирующими пересекаемые коммуникации, а именно:
— ГУП МО «Мособлгаз»;
— ООО «Газпром Трансгаз Москва»;
— ОАО «Ростелеком»;
— ОАО МОЭСК «Северные электрические сети».
13.6. Согласовать рабочую документацию с организациями, эксплуатирующими переустраиваемые коммуникации:
— ОАО «Мостранснефтепродукт»;
— ОАО «Телекомнефтепродукт».
14 Особые условия строительства
Проектом предусмотреть:
— выполнение работ в условиях действующего производства;
— выполнение работ предусмотреть в стесненных условиях технического коридора;
— выполнение работ (подключение участка) в плановую остановку (на срок не более 72 часа).
15 Требования к архитектурным, объемно-планировочным и конструктивным решениям
В данном проекте необходимо применить типовые технические решения по проектированию, действующие в системе ОАО «АК «Транснефть» на момент утверждения ПД в производство работ.
16 Выделение этапов
Выделение этапов не требуется.
17 Требования к составу и оформлению проекта
17.1. Выполнить рабочую документацию в соответствии со сводной ведомостью основных комплектов рабочих чертежей.
17.2 Оформление проекта в соответствии с ГОСТ Р 21.1101-2009.
18 Состав демонстрационных материалов
Не требуется
19 Материалы, представляемые Заказчиком
19.1. Ранее выданные технические условия
19.2. Ранее выданные технические условия
19.3. Материалы комплексных изысканий.
20 Срок выдачи проекта
В соответствии с приложением №2 к договору на разработку рабочей документации.
21 Количество экземпляров РД
Рабочую документацию передать Заказчику в 6-ти экземплярах в переплетенном виде, 1 экземпляр в электронном виде с возможностью редактирования (AutoCAD, Word, Excel) на CD-R, 1 экземпляр в электронном виде без возможности редактирования (pdf) на CD-R.
22 Порядок и требования к оформлению перечня оборудования и материалов
22.1. Спецификации выполнить отдельным томом.
22.2. Оформить отдельной книгой сборник ведомостей объемов работ.
22.2. Составить сопоставительную ведомость объемов работ по стадиям «Рабочая документация» и «Проектная документация»
23 Особые условия
23.1 Условия:
— об обеспечении конфиденциальности сведений и информации, касающихся объекта проектирования, выполнения ПИР и полученных результатов на основании перечней сведений, составляющих коммерческую тайну и иных конфиденциальных сведений;
— правовой охраны интеллектуальной собственности;
— порядка использования объектов авторских прав.
23.2 Использовать материалы проектной документации по объекту
Подготовка территории строительства. Проведение работ по переустройству сетей газоснабжения и нефтепродуктопроводов», утвержденной Распоряжением Федерального дорожного агентства Министерства транспорта Российской Федерации от 04.05.11 №356-р и получившей положительные заключения Государственной экспертизы №988-10/ГГЭ-4081/04 от 15.10.2012 г., №1029-10/ГГЭ-4081/10 от 25.10.2010 г. и утвержденная Распоряжением ФДА «Росавтодор» №356-р от 04.05.2011 г.
23.3 Разделение проекта на этапы в соответствии с п. 16.
СВОДНАЯ ВЕДОМОСТЬ ОСНОВНЫХ КОМПЛЕКТОВ РАБОЧИХ ЧЕРТЕЖЕЙ
ШИФР-Л — Линейная часть трубопроводов
ШИФР-ЛД Линейная часть трубопроводов (демонтаж)
ШИФР-ЭХЗ — Электрохимическая защита
ШИФР-ССЛ Сети связи (линейная часть)
ШИФР-С — Сборник спецификаций оборудования, изделий и материалов
ШИФР-ВР — Сборник ведомостей объемов работ
Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.
Нормы являются ведомственным нормативным документом, обязательным для всех проектных организаций, организаций заказчика, учреждений и предприятий Миннефтепрома, осуществляющих проектирование и строительство объектов обустройства нефтяных месторождений Миннефтепрома.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Нормы содержат требования и положения, обязательные при проектировании объектов, сооружений и технологических процессов обустройства систем сбора, транспорта, подготовки нефти, нефтяного газа и пластовых вод, заводнения нефтяных пластов, газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, водоснабжения и канализации, телемеханизации, автоматизации и механизации производственных процессов, электроснабжения, связи и сигнализации, теплоснабжения, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, а также требования по охране труда и технике безопасности, охране окружающей среды на нефтяных месторождениях Министерства нефтяной промышленности.
Нормы распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих объектов и сооружений (ЦПС, УПН, пунктов сбора нефти и газа (ПС), ДНС, УПС, СУ, КНС, БКНС, КС, УПГ и др.).
При реконструкции или техническом перевооружении действующих объектов нормы распространяются только на реконструируемую или подлежащую техническому перевооружению часть.
1.2. В проектах обустройства нефтяных месторождений необходимо предусматривать внедрение следующих основных научно-технических достижений и прогрессивных технических решений:
а) рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов;
б) использование электронно-вычислительной техники (системы САПР) для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора оптимального, а также для оптимизации кустования скважин систем сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и воды, общепромысловых инженерных коммуникаций, транспортных схем и схем организации текущих ремонтов;
в) применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем пути движения от скважин до потребителей;
г) осуществление однотрубного герметизированного сбора нефти и нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации нефти или ЦПС;
д) транспортирование газонасыщенной нефти от ДНС или пунктов сбора (ПС) до ЦПС;
е) обезвоживание и обессоливание предварительно обезвоженной нефти в газонасыщенном состоянии с последующей ее сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях;
ж) комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического процесса сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа с безрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;
з) максимальное применение бескомпрессорного транспортирования нефтяного газа после первой ступени сепарации до потребителей: ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;
и) применение методов кустового строительства скважин при обустройстве месторождений, с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии и автоматизированных средств телемеханики и т.п.;
к) применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубопроводных системах при транспортировании продукции скважин и реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;
л) осуществление коридорной объединенной прокладки промысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и телемеханики, автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем и объектов электрохимической защиты трубопроводов, электро- и водоснабжения и т.д.;
с) использование неметаллических труб.
г) «Инструкцией по технологии сварки, по термической обработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродастой стали для транспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород» Миннефтегазстроя;
1.5. При проектировании мероприятий по защите нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии агрессивными средами в первую очередь должны предусматриваться меры, направленные на снижение и предупреждение повышения первоначальной агрессивности среды:
1.6. В зависимости от коррозионных свойств среды, условий эксплуатации и коррозионной стойкости материалов должны быть предусмотрены следующие способы защиты оборудования и трубопроводов от коррозии:
1.14. Рабочие площади для размещения отдельных агрегатов и оборудования объектов и сооружений непосредственно на месторождении и ЦПС должны определяться с учетом условий безопасности, удобства технического обслуживания и конкретных требований к трубопроводной обвязке.
1.20. Технологические трубопроводы промышленных площадок скважин, кустов скважин, замерных и сепарационных установок, ДНС, УПС, КС, УПГ, БКНС, КНС, ПС, ЦПС, УПН и др. следует проектировать в соответствии с требованиями «Инструкции по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа» и настоящих Норм.
2. СБОР, ТРАНСПОРТ, ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
а) СООРУЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА, РАЗМЕЩАЕМЫЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
д) использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при подходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;
2.5. При проектировании трубопроводов (внеплощадочных) систем сбора и транспорта продукции скважин необходимо предусматривать сокращение тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов и применения эффективных теплоизоляционных материалов при наземной и надземной прокладке их.
2.7. Размещение оборудования и аппаратуры на открытых площадках ДНС, УПС, СУ, изоляцию технологических трубопроводов оборудования и аппаратов следует проектировать в соответствии с требованиями п.п.2.87, 2.89¸2.96 настоящих Норм.
Трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы, газопроводы) этих систем должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципа коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями, кроме случаев, оговоренных в п.2.37 настоящих Норм.
1) узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;
2.17. В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин следует предусматривать следующие технологические сооружения:
1) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;
2) замерные установки;
3) технологические трубопроводы;
2.18. Трубопроводы на кусте скважин должны проектироваться в соответствии с требованиями подраздела «Технологические трубопроводы» настоящих Норм. Прокладку трубопроводов на кусте следует предусматривать, как правило, подземной.
использование трубопроводов сбора для подготовки продукции скважин к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структуры течения;
2.26. Производительность и давление насосов сепарационных установок типа УБСН должна проверяться расчетным путем по графикам совместной работы насоса и трубопровода.
2.27. Сброс газа из оборудования сепарационных установок при его профилактике и ремонте, а также в аварийных ситуациях должен предусматриваться в соответствии с требованиями п.п.2.64-2.68 настоящих Норм.
Трубопроводы нефти и газа
2.28. В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят:
1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до замерных установок;
2) нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;
3) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;
5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промпредприятий;
6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.
2.29. Промысловые трубопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями «Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов»; технологические трубопроводы в пределах промышленных площадок — в соответствии с требованиями настоящих Норм (п.п.2.96, 2.113, 2.188¸2.205).
2.31. Гидравлический расчет трубопроводов систем сбора от скважин до ДНС при движении по ним нефтегазовых (нефтеводогазовых) смесей следует выполнять по «Методике гидравлического расчета трубопроводов и систем трубопроводов при транспорте нефтегазовых смесей».
Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:
на максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технологической схемы (проекта) разработки, и вязкость, соответствующую обводненности на этот период;
на максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.
По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр трубы по ГОСТ или ТУ.
2.32. Гидравлический расчет трубопроводов при движении по ним жидкости в однофазном состоянии следует производить по формуле Дарси-Вейсбаха.
2.33. Минимальный условный диаметр выкидного трубопровода от нефтяной скважины следует принимать не менее 80 мм. Проектирование выкидных трубопроводов диаметром 100 мм и выше должно обосновываться технико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае с учетом специфических условий их прокладки и физико-химических свойств транспортируемой нефти (жидкости).
2.34. При проектировании выкидных трубопроводов для нефтей, отлагающих парафин, следует предусматривать одно из следующих мероприятий:
покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки и др.);
механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;
2.35. Трубопроводы для транспорта нефти с температурой застывания на 15 °С и более превышающей температуру грунта на глубине их укладки должны проектироваться в соответствии с требованиями «Методики определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти». Температура застывания нефтей должна определяться по «Методике определения температуры застывания парафиновых нефтей. Реологические свойства».
Для обеспечения транспортирования по трубопроводам нефти с температурой застывания выше минимальной температуры грунта на глубине укладки трубопровода с высокой вязкостью (7.0-10.0 Ст) следует предусматривать инженерные решения (путевой подогрев, ввод деэмульгаторов, смешение с маловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.).
2.36. Выкидные трубопроводы от скважин должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.
2.38. Выбор материала труб для промысловых трубопроводов следует производить в соответствии с «Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» Миннефтепрома, Миннефтегазстроя, Мингазпрома и «Рекомендациями по выбору стальных электросварных труб для промысловых внеплощадочных трубопроводов объектов обустройства нефтяных месторождений на давление до 9,6 МПа (96 кгс/см2) Миннефтепрома.
2.39. Давление испытания на прочность промысловых трубопроводов для всех нефтедобывающих районов страны (за исключением районов Крайнего Севера и приравненных к ним) следует принимать в соответствии с требованиями норм «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ».
Для районов Крайнего Севера и приравненных к ним давление испытания промысловых трубопроводов на прочность с учетом гидростатического напора жидкости в трубах следует принимать:
В любом случае испытательное давление в трубопроводе не должно превышать заводское испытательное давление для труб и арматуры.
2.40. Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспортировании газожидкостных смесей следует предусматривать:
формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;
ввод ингибиторов коррозии;
внутреннее защитное покрытие труб.
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита.
Тип и толщина покрытия определяются с учетом требований ГОСТ 25812-83.
2.41. Гидравлический расчет газопроводов следует производить по формуле ВНИИгаза в соответствии с «Указаниями по гидравлическому расчету подземных магистральных газопроводов при стационарном режиме» Мингазпрома.
При транспорте газа без вывода конденсата (газожидкостной смеси) гидравлические расчеты следует выполнять согласно «Инструкции по гидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостных смесей» ВНИИгаза, Мингазпрома.
2.42. Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтяной газ, должны предусматриваться конденсатосборники с размещением их в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода. Суммарный объем конденсатосборников следует предусматривать на прием конденсата, образовавшегося в течение двух суток на расчетном участке его выпадения с периодическим удалением в герметичные передвижные емкости, а при наличии конденсатопровода или нефтесборного трубопровода — автоматизированную продувку или откачку конденсата в трубопроводы.
блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
емкость дренажная подземная.
2.49. Высота расположения буферной емкости насоса должна определяться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационного запаса насоса; высота постамента под сепараторы ступени сепарации — с учетом разности геодезических отметок нижних образующих сепаратора и буферной емкости и потерь давления в трубопроводе.
Приемный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости.
2.53. При проектировании компрессорных воздуха следует руководствоваться «Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов».
газ от продувки оборудования и трубопроводов.
2.66. На трубопроводе перед факельной трубой необходимо предусматривать установку огнепреградителей. При отсутствии в составе ДНС концевой сепарационной установки и аварийных емкостей типа РВС установка огнепреградителей не предусматривается.
2.68. Способ прокладки факельных газопроводов (подземный, наземный, надземный) определяется при конкретном проектировании. При этом должен быть обеспечен уклон не менее 0,002 в сторону сооружений по сбору конденсата.
з) использование несущей способности аппаратуры и трубопроводов большого диаметра для прокладки трубопроводов малых диаметров;
и) применение ингибиторов коррозии;
к) применение неметаллических трубопроводов в соответствии с «Инструкцией по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб».
2.84. В местах пересечения перекрытия ярусов этажерок трубопроводами, гильзы, ограждающие проемы в перекрытиях, должны иметь высоту над перекрытием не менее 0,15 м. Для отвода разлившейся жидкости и атмосферных осадков с площадки перекрытий этажерок, огражденных бортами, необходимо предусматривать стояки для слива диаметром по расчету, но не менее 200 мм.
Аварийные трубопроводы должны иметь постоянный уклон в сторону этих емкостей, быть по возможности прямолинейными с минимальным количеством отводов и поворотов.
2.94. Для аварийного отключения блоков и печей нагрева (в случае прогара, разрыва трубопровода и др.) на входе и выходе нефти и газа за пределами площадки, но не ближе 10 м от печей нагрева, следует устанавливать запорную арматуру.
2.95. Наземные аварийные (дренажные) емкости, предназначенные для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует ограждать несгораемой стеной или земляным валом высотой не менее 0,5 м и располагать на расстоянии не менее 15 м от площадки печей.
Подземные аварийные (дренажные) емкости следует размещать на расстоянии не менее 9 м от площадки печей. При этом они могут располагаться рядом с другими дренажными емкостями (на одной площадке).
2.96. Тепловую изоляцию технологических трубопроводов, оборудования и аппаратуры сооружений ЦПС следует проектировать в соответствии с требованиями:
а) Инструкции по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов промышленных предприятий;
б) Указаний по проектированию тепловой изоляции оборудования и трубопроводов предприятий нефтяной и химической промышленности;
2.104. Воздух для нужд КиП должен быть осушен до точки росы по влаге, предотвращающей возможность ее выпадения в воздухопроводах.
2.106. Нефтяной газ, подготовленный на ЦПС и подаваемый в единую систему магистральных газопроводов, должен отвечать требованиям ОСТ 51.40-83.
2.113. Демонтаж и монтаж трубопроводной арматуры массой более 50 кг должны осуществляться средствами механизации, выбираемыми в зависимости от места размещения арматуры.,
Для опорожнения технологических сосудов, аппаратов, оборудования и трубопроводов следует преимущественно применять самотечную систему опорожнения.
2.124. Для аппаратуры и трубопроводов, обеспечивающих проведение процесса предварительного обезвоживания нефти, с целью сокращения потерь тепла должна предусматриваться тепловая изоляция.
Установки подготовки нефти (УПН)
2.126. Установки подготовки нефти являются составной частью единого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции скважин и, как правило, должны располагаться на ЦПС.
г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;
2.130. При проектировании УПН должны предусматриваться следующие мероприятия по сохранению тепла продукции и уменьшению его расхода:
2.133. Для установок подготовки нефти следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (подготовленной) нефти:
а) для сырья — суточный объем, поступающий на установку подготовки нефти;
б) для товарной нефти — объем суточной производительности УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;
Гидравлический расчет трубопроводов газовой обвязки следует производить по формуле Веймаута для газопроводов низкого давления.
2.140. В составе узла товарного учета нефти следует предусматривать:
а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);
Диаметр входного и выходного коллекторов узлов товарного учета должен быть не менее диаметра магистрального нефтепровода.
Источник: nipineft.ru
Проектирование трубопроводов
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ (а. pipeline design; н. Planung der Rohrleitungen, Projektierung der Pipelines; ф. соnception des tuyauteries, etude des соnduites; и. elaboracion de proyectos de tuberis) — разработка комплексной технической документации (проекта), содержащей технико-экономические обоснования, расчёты, чертежи, макеты, сметы, пояснительные записки и другие материалы, необходимые для строительства новых, а также расширения и реконструкции действующих объектов трубопроводного транспорта (нефти, газа, нефтепродуктов, угля и др.). Методология комплексного проектирования трубопроводов предусматривает максимальную автоматизацию проектных работ при строгой регламентации последовательности и содержания этапов проектирования в соответствии с Единой системой конструкторской документации. Проектирование трубопроводов ведётся специализированными проектными институтами на основании заданий на проектирование, утверждённых в установленном порядке соответствующим министерством, ведомством или Советом Министров республики.
Проектирование трубопроводов включает комплекс геодезических, геологических и гидрологических исследований, а также сбор географических и экономических сведений, проводимых для разработки проекта трубопровода. Особое внимание уделяется изучению взаимодействия трубопроводов с окружающей средой при прокладке их в зоне многолетней мерзлоты и на морских пространствах. Разработка проектно-сметной документации (ПСД) предшествует выполнению схем развития соответствующего трубопроводного транспорта на перспективу (не менее чем на 15 лет), в которых определяются основные показатели трубопроводных систем, отдельных трубопроводов и отводов от них, обосновывается целесообразность проектирования, определяются расчётная стоимость и примерные сроки строительства. По схемам развития ведутся технико-экономические расчёты (ТЭР) и технико-экономические обоснования (ТЭО), в которых определяется порядок разработки проектно-сметной документации: в две стадии — проект и рабочая документация или в одну стадию — рабочий проект (трубопроводы малой протяжённости и производительности).
В ТЭО на строительство магистрального трубопровода выявляются потребности в топливе и химическом сырье на перспективу, определяется зона снабжения, обосновывается объём перекачки, приводятся соображения о размещении головных и конечных пунктов трубопровода и пунктов путевого отбора продукта. При составлении ТЭО определяются основные параметры трубопровода (диаметр, рабочее давление, число перекачивающих станций), по укрупнённым показателям — стоимость строительства, сопоставляются экономические показатели трубопровода с другими видами транспорта и с показателями передовых отечественных и зарубежных магистральных трубопроводов.
В соответствии с ТЭО выдаётся задание на проектирование, в котором указываются: назначение трубопровода; годовая пропускная способность с разбивкой по очередям строительства; для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов — перечень нефтей и нефтепродуктов, подлежащих последовательной перекачке, с указанием количества каждого сорта; характеристики всех подлежащих транспортировке продуктов; направление трубопровода (начальный, конечный, а в случае необходимости и промежуточные пункты), перечень пунктов путевого отбора или подкачки продуктов с указанием количеств по сортам; сроки начала и окончания строительства по очередям; сроки представления технической документации по стадиям проектирования; наименование проектировщика и генерального подрядчика. Задание на проектирование трубопроводов — основной исходный документ и все положения, содержащиеся в нём, должны получить отражение в проекте. На стадии технического проекта производятся все необходимые изыскания, разрабатываются основные технические решения по проектируемым объектам и охране окружающей среды, организации строительства трубопровода, определяются общая стоимость строительства и основные технико-экономические показатели.
Изыскания для разработки проекта строительства трубопроводов включают комплексное изучение природных условий района (участка) строительства трубопровода и получение материалов, необходимых для разработки экономичных и технически обоснованных решений при его проектировании и строительстве, а также данных для составления прогноза и изменения окружающей природной среды в результате строительства и эксплуатации трубопровода и сооружений, связанных с ним. К основным видам инженерных изысканий для строительства трубопроводов относятся: инженерно-геодезические, инженерно-геологические и инженерно-гидрологические.
Изыскания проводят в 3 стадии: рекогносцировочные изыскания — при выборе трассы, предварительные — для разработки проекта, окончательные — для разработки рабочей документации. При изысканиях широко используются результаты аэрокосмических исследований и аэрофотосъёмки. Для разработки рабочего проекта выполняются одностадийные изыскания. Основная задача рекогносцировочных изысканий — уточнение в натуре вариантов трассы трубопровода, намеченных по картам, и обследование переходов через естественные и искусственные препятствия.
При выборе технических решений при проектировании трубопроводов должен быть обеспечен высокий уровень индустриализации строительства, широко использованы унифицированные и типовые проекты, компрессорные и насосные станции целесообразно проектировать в комплектно-блочном исполнении. При проектировании морских трубопроводов учитываются гидрологические и гидробиологические условия акватории, широкий диапазон внешних воздействий, сложные условия работы, особенности их конструкций и технологии сооружения, жёсткие требования к охране окружающей среды. Строительство подводных трубопроводных переходов как сложных гидротехнических сооружений осуществляется по индивидуальным проектам.
В проекте организации строительства составляется схема движения комплексных технологических строительных потоков по объектам, распределяются объёмы работ строительные организациям, строятся графики оптимального обеспечения строительства материально-техническими ресурсами.
Проектирование трубопроводов невозможно без учёта вопросов охраны окружающей среды. Технология сооружения магистральных трубопроводов связана с неизбежными нарушениями поверхности в полосе строительства, срезки грунта на продольных и поперечных уклонах, расчисткой трассы от растительности; при строительстве подводных трубопроводов разрабатываются траншеи в береговой, приурезной и русловой частях водоёмов.
Воздействия на окружающую среду в эксплуатационный период проявляются в течение более длительного времени в виде загрязнения грунтов вдоль трассы трубопровода и пересекаемых рек и водоёмов. В соответствии с многочисленностью видов воздействия на объекты окружающей среды и их разнообразием комплекс инженерно-технических мероприятий по обеспечению сохранности окружающей среды основывается на результатах биологических, экономических и инженерно-технических исследований. Последние направлены на разработку таких конструкций трубопровода, технологии строительства и эксплуатации, средств механизации, при которых обеспечивается большая сохранность окружающей среды, способов ликвидации последствий сооружения трубопровода, методик прогнозирования возможного ущерба окружающей среде. Решение проблемы охраны окружающей среды при проектировании трубопроводов заключается в определении совокупности мероприятий, методов и средств, которые уменьшают и даже исключают полностью возможные воздействия на окружающую среду и их последствия в процессе строительства и эксплуатации трубопроводов.
После рассмотрения технического проекта и сметной документации экспертной комиссией и их утверждения проектная организация приступает к составлению рабочих чертежей. Дирекция строящегося предприятия размещает заказы на оборудование и материалы, заключает договор с генеральным подрядчиком (одним или несколькими) на производство строительно-монтажных работ. Рабочие чертежи составляются в соответствии с утверждённым техническим проектом. Иногда допускаются отдельные отступления от проекта, направленные на улучшение его решений (замена устаревшего оборудования новым, использование более эффективных методов работ и т.п.), не вызывающие увеличения утверждённой сметной стоимости.
В процессе проектирования автоматизированных трубопроводных систем учитываются накопленный опыт сооружения и эксплуатации трубопроводных систем, большой объём научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, экспериментальных исследований, использование специального оборудования и аппаратуры. При этом выявляются и учитываются предельные условия работы трубопроводов, особенно в районах Крайнего Севера и Сибири, их прогнозирование и изменение в течение всего периода эксплуатации трубопроводной системы. При автоматизированном проектировании трубопроводов возможна широкая унификация и стандартизация элементов трубопроводных систем. Цель автоматизации проектирования трубопроводов — механизировать различные по содержанию поисковые, вычислительные и чертёжные операции, сопровождающие процесс проектирования трубопроводной системы и объединить их в автоматизированный управляемый процесс в соответствии с имеющимся опытом проектирования аналогичных систем.
Система автоматизированного проектирования магистральных трубопроводов реализуется в виде наборов технологических линий проектирования (ТЛП). Для магистральных трубопроводов приняты следующие ТЛП: синтез структуры и составление моделей; выбор трассы и основных технологических параметров; инженерные изыскания; проектирование линейной части компрессорных станций, а также вспомогательных сооружений; расчёт и выпуск смет.
Используется также ряд однотипных проектных операций, выполняемых по одним и тем же правилам и нормам для различных типов проектируемых объектов подготовки, транспорта и переработки газа: по обработке материалов инженерных изысканий; телемеханизации и автоматизации; конструированию внутренних трубопроводных коммуникаций и прочностные расчёты; электроснабжению и электрооборудованию; расчёту тепловых сетей, отоплению и вентиляции, по защите окружающей среды, связи и сигнализации, архитектурно-строительным решениям, проектированию автодорог. Для каждого конкретного магистрального газопровода составляются и увязываются сетевые графики проектирования трубопроводов.
Эффективность применения систем автоматизированного проектирования трубопроводов достигается за счёт повышения качества проектной документации, выбора рациональных вариантов из более широкого диапазона возможных к реализации, сокращения сроков проектирования, лучшей организации труда и повышения производительности труда проектировщиков, большей точности технико-экономических показателей.
Источник: www.mining-enc.ru