1. Требования к проектированию и технологическому оборудованию узлов запуска и приема сод

В состав узлов запуска и приема СОД входят следующие объекты и сооружения:

• камера запуска средств очистки и диагностики с устройством передней запасовки;

• камера приема средств очистки и диагностики;

• емкость дренажная (подземная горизонтальная) с погружным насосом, с установленным на ней дыхательным клапаном, огнепреградителем и сигнализатором уровня;

• технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой;

• периметральное охранное освещение, ограждение и инженерно-технические средства охраны;

• система энергоснабжения и молниезащиты;

• система электрохимической защиты от коррозии;

• средства контроля и управления;

• грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

• обвалование;

• подъездная автомобильная дорога.

В зависимости от температуры застывания перекачиваемой нефти и климатических условий района проектирования в проекте должны предусматриваться теплогидравлические расчеты, на основании которых необходимо производить подбор оборудования и материалов для электрообогрева и теплоизоляции камер, трубопроводов и дренажной емкости.

Проектирование узлов запуска и приема СОД расположенных в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов по шкале MSK-64 необходимо производить с учетом сейсмических воздействий.

Камеры запуска и приема СОД DN 150 – DN 1200 должны соответствовать требованиям настоящего раздела.

В комплектацию камер запуска, приема СОД должны входить:

• грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

• площадки обслуживания (для камер DN 400 и более);

• датчик контроля герметичности;

• датчик давления класса точности не ниже 0,25;

• манометр класса точности не ниже 1;

• сигнализатор прохода СОД;

• поддон для сбора нефтешлама (в комплекте с камерой приема).

Грузоподъемные механизмы должны обеспечивать надежную работу по перемещению, запасовке и извлечению односекционных и многосекционных СОД.

В зависимости от расположения патрубков подвода и отвода нефти по отношению к направлению перекачки, камеры запуска и приема СОД должны изготавливаться правого (ПР) или левого (Л) исполнения.

Камеры запуска и приема СОД в зависимости от условий эксплуатации должны приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150:

• при эксплуатации в макроклиматическом районе с умеренным климатом и размещении на открытом воздухе с температурой окружающей среды от минус 45 до плюс 40 ºС – исполнение У, категория размещения 1;

• при эксплуатации в макроклиматическом районе с холодным климатом и размещении на открытом воздухе с температурой окружающей среды от минус 60 до плюс 40 ºС – исполнение ХЛ, категория размещения 1.

Конструкция камер запуска и приема СОД должна быть рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением не более 8,0 МПа и в районах установки с сейсмичностью не более 9 баллов по шкале MSK-64.

Камера должна представлять собой два цилиндрических корпуса, диаметр одного из которых равен диаметру магистрального трубопровода, другой – увеличенного диаметра, которые соединены между собой эксцентрическим переходом.

На камере запуска СОД должны быть предусмотрены следующие патрубки:

• патрубок подвода нефти;

• патрубок для установки запасовочного устройства;

• два патрубка для присоединения дренажных трубопроводов;

• два патрубка для присоединения трубопроводов газовоздушной линии;

• патрубок для установки манометра;

• патрубок для установки датчика давления;

• патрубок для подачи пара или инертного газа.

На камере приема СОД должны быть предусмотрены следующие патрубки:

• два патрубка отвода нефти;

• два патрубка для присоединения дренажных трубопроводов;

• патрубок для присоединения трубопровода газовоздушной линии;

• патрубок для установки манометра;

• патрубок для установки датчика давления;

• патрубок для подачи пара или инертного газа.

На патрубках отвода нефти камер приема СОД должны предусматриваться решетки.

Минимальная длина прямолинейного участка от расширенной части камеры СОД до границы гнутого отвода, а также расстояние между входной секущей задвижкой и расширенной частью камеры приема должно быть не менее величины L1, указанной в таблице 2.

Камера запуска СОД (рисунок 2) должна иметь конструктивные размеры, указанные в таблице 1.

Рисунок 2 – Камера запуска СОД

Таблица 1 – Конструктивные размеры камеры запуска СОД

Наименование показателей и единицы измерения	Значение
Номинальный диаметр трубопровода, мм	159	219	273	325	377	426	530	720	820	1020	1220
DН – проходное сечение номинальной части камеры, мм	150	200	250	300	350	400	500	700	800	1000	1200
DР – проходное сечение расширенной части камеры, мм	200	250	300	350	400	500	600	800	900	1100	1300
L – минимальная длина камеры запуска СОД, мм	9000		10100		11600	11300	10600	12600		13700
L1 – минимальная длина расширенной части камеры, мм	6700		7400		8700	8400	7600	9300		10400
L2 – расстояние от затвора камеры до патрубка подвода нефти, мм	500		500		600	600	800	1000		1200
L3 – минимальное расстояние от патрубка подвода нефти до запасовочного патрубка, мм	7500		8600		10000	9700	8600	10600		11700
Н – расстояние от оси камеры до опоры, мм	950	950	1000	1000	1050	1100	1200	1300	1400	1500	1600

Для обеспечения безопасного приема и извлечения СОД, камера приема (рисунок 3) должна иметь конструктивные размеры, указанные в таблице 2.

Рисунок 3 – Камера приема СОД

Таблица 2 – Конструктивные размеры камеры приема СОД

Наименование показателей и единицы измерения	Значение
Номинальный диаметр трубопровода, мм	159	219	273		325	377		426		530		720		820	1020		1220
DН – проходное сечение номинальной части камеры, мм	150	200	250		300	350		400		500		700		800	1000		1200
DР – проходное сечение расширенной части камеры, мм	200	250	300		350	400		500		600		800		900	1100		1300
L – минимальная длина камеры приема СОД, мм	8900			9600			10900		10600		10200		12600			15200
L1 – минимальная длина расширенной части камеры, мм	7400			8100			9800		9500		8800		11600			13200
L2 – расстоние от затвора камеры до патрубка отвода нефти, мм	500			500			600		600		800		1000			1200
L3 – минимальное расстояние между патрубками отвода нефти, мм	6400	6450	7100			8550		8250		7100		9000			10200		10300
Н – расстояние от оси камеры до опоры, мм	950	950	1000		1000	1050		1100		1200		1300		1400	1500		1600

Для дренажа нефти из камер запуска, приема и примыкающим к камерам надземной части технологических трубопроводов, устанавливается подземная горизонтальная дренажная емкость. На каждом узле запуска, узле запуска-приема или узле приема СОД должна быть установлена одна емкость, минимальный объем которой должен приниматься в соответствии с таблицей 3.

Таблица 3 – Технологические параметры дренажных емкостей

Наименование показателей и единицы измерения	Значение
Условный диаметр трубопровода, мм	150	200	250	300		350	400	500	700		800	1000	1200
Минимальный объем емкости, м3	5,0	5,0	5,0	5,0		5,0	5,0	8,0	16		20	40
Условный диаметр патрубка для присоединения дренажного трубопровода, мм	50				100					150
Условный диаметр патрубка для присоединения трубопровода газовоздушной линии, мм	50
Примечание – При проектировании новых и реконструкции существующих узлов запуска-приема СОД с различными диаметрами магистральных нефтепроводов, объем дренажной емкости должен соответствовать наибольшему из двух трубопроводов.

На каждой дренажной емкости должно быть установлено следующее оборудование:

• центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;

• клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем DN 100, пропускной способностью 150 м³/ч;

• замерный люк DN 150;

• люк-лаз, DN 800;

• патрубок DN 800 для установки электронасосного агрегата;

• сигнализатор уровня.

На узлах запуска и приема СОД для откачки нефти из дренажной подземной емкости на ее патрубке следует устанавливать погружной насос с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Конструкция патрубка должна обеспечивать надежную установку погружного электронасосного агрегата.

• с подачей 80-100 м³/час и напором 40-50 м на НПС с резервуарным парком, для закачки откачиваемой нефти в приемный коллектор НПС или передвижную емкость;

• с подачей 50-70 м³/час и напором 350-400 м на НПС без резервуарного парка, для закачки откачиваемой нефти в приемный коллектор НПС или передвижную емкость;

• с подачей 80-100 м³/час и напором 40-50 м на линейной части МН с рабочим давлением более 3,0 МПа, для закачки откачиваемой нефти в передвижную емкость или использования в качестве подпорного агрегата для передвижных насосных установок;

• с подачей 50-70 м³/час и напором 350-400 м на линейной части МН с рабочим давлением менее 3,0 МПа, для закачки откачиваемой нефти в магистральный трубопровод или передвижную емкость.

Требование по усилению патрубка и размеры фланцевого соединения для установки погружного насоса с напором 350-400 м должно указываться в спецификации на поставку подземной дренажной емкости.

Электронасосный агрегат должен быть предназначен для перекачки нефти и не требовать устройства вспомогательных систем (охлаждения, отвода утечек, маслосистемы и т.д.).

На дренажных емкостях должно быть предусмотрено два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий. Патрубок для присоединения трубопровода газовоздушной линии должен располагаться выше границы максимального уровня нефти в емкости. Расстояние от нижней образующей патрубка до границы максимального уровня нефти в емкости должно быть не менее 100 мм.

Технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой должны соответствовать требованиям настоящего раздела.

Трубопроводы узлов запуска и приема СОД на резервных нитках подводных переходов должны проектироваться в соответствии с категориией «В» по СНиП 2.05.06-85*. Трубопроводы узлов запуска и приема СОД на лупингах, отводах и НПС должны проектироваться в соответствии с категорией «I» по СНиП 2.05.06-85*.

Технологические трубопроводы дренажной линии и вспомогательные трубопроводы должны укладываться с уклоном в сторону подземной дренажной емкости не менее 0,002.

Технологические трубопроводы газовоздушной линии должны быть надземной прокладки. Трубопроводы следует укладывать с уклоном не менее 0,002 в сторону подземной дренажной емкости и присоединять к предусмотренным конструкцией патрубкам камер СОД и емкости дренажной.

Прокладка вспомогательных трубопроводов, трубопроводов дренажной и газовоздушной линий, а также установка на трубопроводах запорной и предохранительной арматуры должна обеспечивать полное освобождение трубопроводов и оборудования от нефти.

Назначение толщины стенки трубы для трубопроводной обвязки узлов запуска, пропуска и приема СОД с отличными от вышеуказанных условиями эксплуатации (рабочее давление, сейсмичность 7 и более баллов) должно производиться согласно расчетам на прочность.

Запорная арматура, устанавливаемая на узле СОД по величине пробного давления должна соответствовать величине испытательного давления на прочность (Р_зав) трубопроводной обвязки (Р_зав ≤1,5 РN, где РN – номинальное давление запорной арматуры, Р_зав – гарантированное заводом испытательное давление на трубы).

Трубопроводная арматура в зависимости от условий эксплуатации должна приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150:

• при эксплуатации в макроклиматическом районе с умеренным климатом и размещении на открытом воздухе с температурой окружающей среды от минус 40 до плюс 40 ºС – исполнение У, категория размещения 1;

• при эксплуатации в макроклиматическом районе с холодным климатом и размещении на открытом воздухе с температурой окружающей среды от минус 60 до плюс 40 ºС – исполнение ХЛ, категория размещения 1.

При проектировании узлов СОД в зонах сейсмического воздействия свыше 6 баллов по шкале MSK-64, вся арматура должна применяться в сейсмостойком исполнении и сохранять прочность, герметичность и работоспособность во время и после сейсмического воздействия.

В технологической обвязке узлов СОД должны применяться неразъемные затворы без демпфера. Затворы без демпфера должны удовлетворять следующим техническим характеристикам:

• закрытие и открытие затвора должно происходить без возникновения гидроудара с плавной посадкой диска на седло;

• время закрытия затвора не более 2-х секунд.

Трубопроводная арматура, устанавливаемая на подземных трубопроводах должна устанавливаться без сооружения колодцев.

Запорная арматура на подземных трубопроводах должна размещаться в приямках с его засыпкой легковыемным материалом (щебень). Уровень засыпки должен быть не менее чем на 100 мм ниже сальникового узла арматуры.

Трубопроводная арматура DN 350 и более должна иметь опорные поверхности для установки на фундамент.