Типовые технологические схемы откачки при освобождении участка трубопровода от нефти/нефтепродукта

10.2.1 Освобождение ремонтируемого участка трубопровода от нефти/нефтепродукта производится после остановки перекачки нефти/нефтепродукта или без остановки перекачки нефти/нефтепродукта при возможности переключения на резервную нитку ППМН (ППМНПП) или лупинг, и закрытия линейных задвижек, отсекающих ремонтируемый участок.

10.2.2 В зависимости от организации приема нефти/нефтепродукта освобождение эксплуатируемых МТ (участка МТ) должно выполняться по следующим схемам:

а) в резервуары НПС;

б) в МТ, проходящий в одном техническом коридоре при параллельном следовании или взаимном пересечении, лупинг, резервную нитку (далее – в параллельный МТ);

в) в мобильные емкости для хранения нефти/нефтепродуктов или автоцистерны.

10.2.3 Технологии освобождения трубопроводов от нефти/нефтепродуктов приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 – Технологии освобождения трубопроводов от нефти/нефтепродуктов

№ п/п	Технология	Прием нефти/нефтепродуктов			Создание дополнительного подпора подачей ИГС
		в РП НПС	в параллель­ный трубо­провод	в мобильную (передвиж­ную) емкость
1	2	3	4	5	6
1	Самотеком	+	+	+	+
2	Откачка насосными агрегатами НПС	+	+	-	+
3	Откачка ПНУ за запорную арматуру	+	-	-	+
4	Откачка ПНУ за перевальную точку	+	-	-	+
5	Откачка ПНУ по ВТП	+	+	+	+
6	Вытеснение с подачей ИГС	+	+	+	-
7	Вытеснение с подачей ИГС за запорную арматуру	+	+	+	-
8	Вытеснение с подачей ИГС за перевальную точку	+	+	+	-
9	Вытеснение с подачей ИГС с откачкой ПНУ за запорную арматуру	+	-	-	-
10	Вытеснение с подачей ИГС с откачкой ПНУ за перевальную точку	+	-	-	-
11	Вытеснение с подачей ИГС с откачкой ПНУ по ВТП	+	+	+	-
12	Откачка нефтесборщиками вакуумного типа	+			-

 

Требования к освобождению трубопроводов

10.3.1 Общие требования

10.3.1.1 Производство работ по освобождению участков МТ от нефти/нефтепродукта должно выполняться по нарядам-допускам и соответствовать требованиям, указанным в ППР.

Выбор технологии освобождения МТ (участка МТ) от нефти/нефтепродукта должен определяться исходя из обеспечения полного освобождения внутренней полости трубопровода от нефти/нефтепродукта до нижней образующей трубы на расстоянии от места производства ремонтных работ не менее 40 м.

Освобождение участка МТ с рабочим давлением до 6,3 МПа включительно производится согласно РД-75.180.00-КТН-399-09.

ОСТ проводит экспертизу в ООО «НИИ Транснефть» расчетов освобождения участков МТ при производстве работ, на участках эксплуатируемыми смежными ОСТ, а так же расчетов освобождения от нефти/нефтепродукта магистральных трубопроводов и их ответвлений с применением мобильных компрессорных азотных установок.

Освобождение участка МТ с рабочим давлением свыше 6,3 МПа производится согласно ОР-75.180.00-КТН-367-09.

10.3.1.2 Схемы откачки-закачки должны обеспечивать использование проектных и врезку минимального количества дополнительных вантузов.

10.3.1.3 При использовании схем откачки нефти/нефтепродукта без применения ИГС, в опорожняемый трубопровод должен быть организован впуск воздуха. Впуск воздуха должен осуществляться на участках с наиболее высокими геодезическими отметками через вантузы или просверленные дрелью (с ручным, пневмоприводом) технологические отверстия 12 мм. Впуск воздуха на вантузах, если не производится демонтаж колодца, необходимо осуществлять через приспособление. Схема приспособления – в соответствии с приложением В настоящего документа. Количество отверстий принимается в соответствии с РД-75.180.00-КТН-155-14 в зависимости по обеспечению суммарной пропускной способности отверстий.

10.3.1.4 На весь период производства работ в местах впуска воздуха в МТ должно быть обеспечено поддержание атмосферного давления. В местах впуска воздуха должен быть обеспечен контроль за движением воздуха (наличие избыточного давления/вакуума) через вантуз (технологические отверстия) с помощью мановакууметра и уровнем нефти/нефтепродукта в МТ через технологические отверстия с помощью алюминиевого стержня.

10.3.1.5 При производстве работ по ВВК на технологических трубопроводах НПС, на участках, где возможно поступление ГВС при повышении температуры окружающей среды или иных технологических операциях, допускается установка с обтяжкой на фланцевых соединениях плоских заглушек с целью исключения возможности поступления ГВС к месту производства работ, если это не противоречит условиям безопасности работы МТ.

10.3.1.6 При выполнении работ с разгерметизацией на МТ, построенных с применением технологии подкладных колец с пересеченным рельефом местности, где невозможно обеспечить полный выпуск ГВС с использованием вантузов, выполнение работ по опорожнению от нефти/нефтепродукта должно производиться с обязательной подачей ИГС через вантуза на верхних точках профиля трассы в соответствии с
РД-75.180.00-КТН-399-09. Впуск воздуха в освобождаемый участок трубопровода через технологические отверстия в этом случае запрещается.

10.3.1.7 Запрещается вытеснение нефти/нефтепродукта из МТ воздухом. Запрет распространяется на освобождение участка МТ от нефти/нефтепродукта как для производства ремонтных работ, так и на вытеснение остатков нефти/нефтепродукта перед демонтажем отключенных участков после окончания ремонтных работ.

10.3.1.8 Для контроля за объемом откачанной нефти/нефтепродукта и учета работы насосных установок ответственный за проведение работ ведет «Журнал регистрации объемов откаченной нефти/нефтепродукта» и «Журнал учета работы насосных установок», оформляемые в соответствии с приложением Г настоящего документа.

10.3.1.9 До начала остановки МТ необходимо установить на вантуз подачи/выпуска ГВС, расположенный в колодце, приспособление (см. приложение В), состоящие из:

- сертифицированных секций труб СРТ DN 150;

- замков СРТ;

- шарового крана (1,6 МПа), оборудованного торцами под замок СРТ;

- мановакууметра (класс точности 1,0; цена деления не более
0,005 МПа, предел измерения от минус 0,1 до 2,4 МПа) утвержденного типа и внесенного в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, имеющего действующую отметку о поверке;

- отвода 90°;

- переходника DN 150 на DN 80, DN 100, DN 200 (в соответствии с DN вантуза);

- рукав резиновый маслобензостойкий напорно-всасывающий с текстильным каркасом для подключения к безнапорной емкости.

10.3.1.10 Провести гидроиспытания смонтированного участка между секущей вантузной задвижкой и шаровым краном статическим давлением в течение 10 мин для определения герметичности фланцевых соединений путем заливки воды, затем избыточным давлением 1,6 МПа в течение 20 мин. Конструкция считается выдержавшей испытания при отсутствии изменения давления, утечек и отпотин. Типовая схема гидравлических испытаний откачивающих линий насосных агрегатов с указанием безопасных расстояний приведена на рисунке 10.4.

Рисунок 10.4 – Схема гидравлических испытаний откачивающих линий насосных агрегатов

с указанием границ безопасной зоны

 

10.3.1.11 При проведении работ по откачке нефти/нефтепродукта из трубопровода вантузную задвижку открыть по указанию ответственного ИТР, назначенного приказом за откачку нефти/нефтепродукта, при давлении в точке впуска воздуха равном нулю.

10.3.1.12 Подачу воздуха на вантузе производить путем открытия шарового крана по указанию ответственного ИТР, назначенного приказом за откачку нефти/нефтепродукта, после:

- откачки расчетного объема нефти/нефтепродукта;

- достижения нулевой отметки стрелкой мановакууметра, установленного на вантузе в точке впуска воздуха.

10.3.1.13 Запрещается нахождение людей внутри колодца вантуза при проведении работ по подаче воздуха во внутреннюю полость трубопровода.

10.3.1.14 Просверловку отверстий в трубопроводе для подачи воздуха во внутреннюю полость проводить по указанию ответственного ИТР, назначенного приказом за откачку нефти/нефтепродукта при давлении в точке просверловки равном нулю, после:

- откачки расчетного объема нефти/нефтепродукта;

- проверки статического давления в контрольной точке отбора давления равного расчетному значению или менее.

Требования к освобождению участков МТ с использованием откачивающих агрегатов

10.3.2.1 При выполнении работ по освобождению МТ передвижными откачивающими агрегатами должны выполняться следующие требования к размещению техники и оборудования на подготовленных площадках. Схема размещения техники и оборудования относительно мест проведения работ приведена на рисунке 10.5:

а) расстояние от ПНУ до места откачки/закачки должно быть не менее 50 м;

б) расстояние между ПНУ – не менее 8 м;

в) расстояние от ПНУ до подпорного агрегата – не менее 40 м;

г) расстояние от ДЭС до подпорных насосных агрегатов и места откачки/закачки–не менее 50 м;

д) расстояние от места стоянки техники до ПНУ, подпорного насосного агрегата, ремонтного котлована – не менее 100 м;

е) расстояние от пожарной автоцистерны до мест откачки и закачки нефти/нефтепродукта, ПНУ, котлована – не менее 30 м.

10.3.2.2 Вакуумный нефтесборщик устанавливается на безопасном расстоянии, не менее 8 м по горизонтали от мест откачки, котлована.

10.3.2.3 При производстве работ по откачке (дооткачке) нефти/нефтепродукта должен быть организован непрерывный контроль воздушной среды на загазованность в непосредственной близости от работающих ПНУ (МОНА), вакуумного нефтесборщика согласно требованиям ОР-13.040.00-КТН-006-12. Для непрерывного контроля воздушной среды должны применяться индивидуальные газоанализаторы-сигнализаторы, штатные сигнализаторы загазованности вакуумных автоцистерн. Все исполнители работ по наряду-допуску на газоопасные работы, должны быть обеспечены индивидуальными газоанализаторами-сигнализаторами. При достижении концентрации газовоздушной среды уровня ПДВК в непосредственной близости от работающих двигателей внутреннего сгорания ПНУ (МОНА), вакуумного нефтесборщика лицо, ответственное за проведение работ, немедленно прекращает работу по откачке (дооткачке) нефти/нефтепродукта, технические средства должны быть выключены (отключены), исполнители должны быть выведены с места проведения работ до устранения причин роста загазованности и принятия мер по снижению уровня ниже ПДК.

10.3.2.4 Максимально возможное давление в точке закачки нефти/нефтепродукта не должно превышать 4,0 МПа при работе ПНУ, 8,0 МПа при работе МОНА и соответствовать требованиям РД-75.180-00-КТН-399-09, ОР-75.180.00-КТН-367-09.

10.3.2.5 Количество необходимых для откачки насосных агрегатов определяется ОСТ согласно требований РД-75.180.00-КТН-155-14.

ОСТ обеспечивает резервирование ПНУ в зависимости от имеющегося количества ПНУ, объема освобождаемой нефти/нефтепродукта, наличия лимитирующих по времени мест производства работ, времени перебазировки от одного места к другому месту производства работ.

10.3.2.6 Монтаж и подключение трубопроводной обвязки к вантузам откачки-закачки и насосным агрегатам с последующим гидравлическим испытанием ВТП должны производиться согласно РД-75.180.00-КТН-399-09, ОР-75.180.00-КТН-367-09.

Типовая схема сборки элементов обвязки ПНУ (МОНА) приведена на рисунках 10.6, 10.7.

Типовые схемы обвязки вантуза приведены на рисунках 10.8, 10.9, 10.10.

10.3.2.7 В соответствии с гидравлическим расчетом определяет количество и места последовательной расстановки ПНУ. Максимальная длина ВТП в однониточном исполнении с учетом последовательного подключения ПНУ должна быть не более 6000 м, для линейной части трубопроводных систем «ВСТО-I» и «ВСТО-II» – 10 000 м. ВТП через каждые 300 м должны быть заземлены.

При протяженности выкидных линий насосных агрегатов более 500 м, ВТП монтируются из металлических труб, труб СРТ, ПМТ и/или плоскосворачиваемых рукавов, диаметром 150/200 мм, с установкой отсекающих задвижек, расположенных:

- через 500 м;

- по обе стороны от железнодорожных путей на расстоянии 50 м от крайних путей, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки;

- по обе стороны автомобильных дорог на расстоянии 25 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи;

- по обе стороны от водных преград выше уровня 10 % обеспеченности ГВВ, но на расстоянии не менее 10 м и не более 50 м от уреза воды.

В целях оперативного опорожнения участка ВТП, в местах перехода ВТП через искусственные, естественные преграды следует предусмотреть установку узла для подключения передвижного вакуумного нефтесборщика в нижней точке ВТП (но за границами водной преграды).

Для проверки наличия нефти/нефтепродукта в месте производства работ и на расстоянии не менее 40 м от места производства работ необходимо выполнить сверление контрольных отверстий диаметром 12 мм. Далее данное отверстие должно использоваться для контроля уровня нефти/нефтепродукта и избыточного давления газов или вакуума в трубопроводе. Контроль за давлением должен осуществляться по мановакуумметру.

10.3.2.8 При прокладке ВТП через водные преграды необходимо предусматривать выполнение следующих мероприятий:

- участок перехода ВТП через водную преграду выполнять из сварных труб
(DN 150, DN 200), место соединения участка ВТП из сварных труб с трубами СРТ, ПМТ должно быть на расстоянии не менее 10 м от уреза воды с каждой стороны, с обеих сторон водной преграды на границах соединения СРТ, ПМТ и участка из сварных труб выполнять защитное обвалование (рисунок 10.11). Предусмотреть разработку мероприятий по обустройству защитного обвалования, необходимых компенсационных мероприятий;

- ниже по течению водной преграды предусмотреть установку боновых заграждений согласно требованиям РД-13.020.40-КТН-025-14 с учетом особенностей рельефа местности и характеристик водной преграды, на расстоянии не более 100 м от места прокладки ВТП. При невозможности их установки (недостаточная глубина и ширина водотока) выполнить устройство насыпной дамбы, используя мешки с песком, с нижним выпуском воды. Предусмотреть разработку мероприятий по обустройству насыпной дамбы, необходимых компенсационных мероприятий и при необходимости согласовать их с местным представителем Федерального агентства по рыболовству;

- организовать наблюдательный пост на участке прокладки ВТП для контроля целостности ВТП на весь период проведения работ по откачке нефти/нефтепродукта и при работах по опорожнению ВТП от нефти/нефтепродукта.

10.3.2.9 При прокладке ВТП вблизи водных преград необходимо предусматривать выполнение следующих мероприятий:

- при наличии уклона земной поверхности в сторону водотока предусмотреть устройство защитного обвалования вдоль ВТП (см. рисунок 10.12);

- при раскладке ВТП в щебенистых (пористых) грунтах предусмотреть укладку ВТП на предварительно выложенный слой из гидроизолирующих материалов (пленка ПВХ и т. д.) с целью исключения просачивания нефти/нефтепродукта в грунт;

- ниже по течению водотока от места максимального сближения с ВТП предусмотреть установку боновых заграждений согласно требованиям РД-13.020.40-КТН-025-14 с учетом особенностей рельефа местности и характеристик водной преграды, на расстоянии не более 100 м от места прокладки ВТП, при невозможности их установки (недостаточная глубина и ширина водотока), выполнить устройство насыпной дамбы, используя мешки с песком, с нижним выпуском воды. Предусмотреть разработку мероприятий по обустройству насыпной дамбы, необходимых компенсационных мероприятий и при необходимости согласовать их с местным представителем Федерального агентства по рыболовству;

- исключить возможность попадания нефти/нефтепродукта в водопропускные трубы искусственных преград, при их наличии (герметизация торцов водопропускных труб сорбентом или материалами, задерживающими распространение нефти/нефтепродукта);

- организовать наблюдательный пост на участке прокладки ВТП для контроля целостности ВТП на весь период проведения работ по откачке нефти/нефтепродукта и при работах по опорожнению ВТП от нефти/нефтепродукта.

10.3.2.10 Технические характеристики приспособления для откачки нефти/нефтепродукта с нижней образующей МТ приведены в приложении Д настоящего документа.

10.3.2.11 По окончании производства работ внутренняя полость ВТП должна быть очищена от нефти очистными скребками 152-СКР.20.

Рисунок 10.5 – Схема размещения техники и оборудования относительно мест проведения работ

 

Рисунок 10.6 – Схема ВТП при протяженности более 500 м

 

 

 

 

1 – освобождаемый МТ; 2 – МТ 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; 17 – котлован

Рисунок 10.7 – Схема сборки элементов обвязки ПНУ (МОНА) при откачке в параллельный МТ

 

 

1 – МТ; 2 – вантуз; 3 – обратный затвор; 4 – манометр; 5 – отвод 90°; 6 – рукав напорный;
7 – фланцевое соединение; 8 – сварное соединение; 9 – замок ВТП; 10 – горизонтальные опоры поддерживающие обвязку ВТП; 11 – приставная лестница; 12 – муфтовый тройник

 

Рисунок 10.8 – Схема обвязки вантуза закачки

 

1 – МТ; 2 – вантуз; 3 – тройник ПМТ; 4 – отвод 90°; 5 – рукав всасывающий; 6 – фланцевое соединение; 7 – сварное соединение; 8 – замок ПМТ; 9 – горизонтальные опоры, поддерживающие обвязку ВТП; 10 – приставная лестница; 11 – задвижка клиновая с патрубками ПМТ   Рисунок 10.9 – Схема обвязки вантуза для откачки нефти/нефтепродукта

1 – МТ; 2 – вантуз; 3 – устройство прорезное «Малютка»; 4 – задвижка клиновая с фланцами; 5 – фланцевое соединение; 6 – замок ПМТ; 7 – рукав всасывающий; 8 – задвижка клиновая с патрубками ПМТ; 9 – приставная лестница; 10 – пульт управления; 11 – провод заземления со штырем   Рисунок 10.10 – Схема обвязки вантуза для откачки нефти/нефтепродукта

 

 

 

* Опора обеспечивает с учетом местных условий устойчивость участка ВТП, отсутствие провисов, осадок или смещений. Количество опор определяется исходя из местных условий.

 

Рисунок 10.11 – Схема обустройства мест пересечений ВТП с водотоками

 

 

 

Рисунок 10.12 – Схема обустройства обвалования мест ВТП, граничащих с водотоками