Конструктивные требования к нефтепроводам

При установке запорной арматуры в зависимости от номинального давления и условного прохода должны применяться следующие типы соединения с нефтепроводом:

а) сварное – для задвижек с условным проходом от 200 до 1200 мм и номинальным давлением от 1,6 до 15,0 МПа;

б) фланцевое:

1) для задвижек с условным проходом от 200 до 1200 мм и номинальным давлением не более 1,6 МПа;

2) для задвижек с условным проходом от 200 до 250 мм включительно и номинальным давлением от 1,6 до 15,0 МПа.

Запорная арматура должна быть шиберного типа.

Допустимые радиусы изгиба нефтепровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться в соответсвии из условия деформативности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения.

Минимальный радиус изгиба нефтепровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров.

Длина катушек (прямых вставок), ввариваемых в нефтепровод, должна быть не менее диаметра нефтепровода.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного нефтепровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного нефтепровода, должны предусматриваться решетки, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

В местах примыкания магистральных нефтепроводов к нефтепроводам насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды, оборудованных резервными нитками, перемычкам и узлам подключения нефтепроводов должна быть определена величина продольных перемещений примыкающих участков нефтепроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к нефтепроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода должны предусматриваться специальные мероприятия, в том числе установка открытых компенсаторов П-образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов-упоров.

Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости на расстоянии не более 500 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

Трасса нефтепровода в местах переходов через железные и автомобильные дороги и водные препятствия, у линейной арматуры и на опасных участках, должна быть четко обозначена на местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами).

Опознавательными и предупредительными знаками должно быть обозначено местоположение коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре.

На трассе нефтепроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

Все стальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, должны иметь антикоррозийное атмосферостойкое покрытие.

С обеих сторон линейной запорной арматуры должны устанавливаться манометры и вантузы. Сигнализаторы прохождения СОД должны устанавливаться за запорной арматурой по потоку нефти.

Арматура и мощность привода должны обеспечивать открытие/закрытие арматуры при остановке нефтепровода, при перепаде давления на затворе на месте установки. Величина перепада давления должна рассчитываться и указываться в проекте.

На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться узлы пуска-приема СОД. Узлы пуска-приема СОД должны устанавливаться на НПС с учетом максимального развития нефтепровода с расстоянием между ними не более:

• 120 км для нефтепроводов с уловным диаметром до 400 мм,

• 280 км для нефтепроводов с уловным диаметром от 500 до 1200 мм.

Узлы пуска-приема СОД должны также предусматриваться на лупингах и ответвлениях протяженностью более 3 км и резервных нитках подводных переходов независимо от их протяженности.

На нефтепроводах должна предусматриваться установка запорной арматуры на расстоянии определяемого расчетом, но не более 30 км.

Кроме того установка запорной арматуры должна предусматриваться:

- на обоих границах переходов МН через водные преграды.

- в зависимости от рельефа местности на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, на расстоянии от них менее 500 м для труб диаметром до 700 мм включительно и менее 1000 м – для труб диаметром свыше 700 мм;

- на обеих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

- на узлах подключения к НПС;

- на узлах подключения резервных ниток подводных переходов;

- при прокладке нефтепроводов в тоннеле, на каждом нефтепроводе в начале и конце тоннельного перехода;

- на узлах приема, пуска и пропуска средств очистки и диагностики (СОД).

Запорная арматура условным диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

Узел запорной арматуры должен состоять из:

• задвижки на фундаменте;

• площадки обслуживания;

• узла отбора давления в колодце до и после задвижки;

• сигнализатора прохождения СОД в колодце КИП после задвижки;

• пункта контроля управления;

• ограждения узла запорной арматуры;

• защитного обвалования (для запорной арматуры ППМН);

• освещения (для запорной арматуры ППМН);

• охранная сигнализация (радиоволновые, вибрационные средства обнаружения, а при необходимости – системы видео-наблюдения);

• обозначения узла запорной арматуры.

На линейной части нефтепровода должна быть предусмотрена установка вантузов:

- на высоких точках по рельефу местности для впуска и выпуска воздуха при освобождении и выпуска при заполнении нефтепровода нефтью;

- у линейных задвижек (с двух сторон от задвижки в пределах ограждения узла запорной арматуры), для подключения насосных агрегатов и обеспечения откачки (закачки) нефти при освобождении нефтепровода в период выполнения плановых и ремонтных работ;

- на ППМН для проверки герметичности береговых задвижек и снижения до статического давления в отключенной нитке. Вантуз должен располагаться в пределах ограждения береговой задвижки, имеющей наименьшую геодезическую отметку. На резервных нитках, оборудованных узлами пуска и приема СОД, вантузы не устанавливаются;

Вантузы, которые относятся к постоянным, предусматриваемым проектом устройствам линейной части нефтепровода, должны устанавливаться вертикально под прямым углом к оси трубопровода, и располагаться в металлических колодцах, установленных подземно. При использовании вантуза на патрубок устанавливается запорная арматура, в остальной период времени вантуз должен находиться в заглушенном состоянии (вантузная запорная арматура демонтирована).

Трубопровод в местах установки вантузов должен иметь глубину заложения, которая обеспечивает расстояние от крышки колодца до поверхности земли, не менее 0,6 м.

Вантузы должны размещаться в отдельных металлических колодцах из стальных труб, с герметичной крышкой, с установкой запорного устройства. При открытии (закрытии) крышки колодца должно исключаться искрообразование.

Колодцы должны быть герметичными от проникновения грунтовых и поверхностных вод, оборудованы сигнализаторами открытия крышек колодцев с передачей информации в диспетчерский пункт. Колодец должен быть изготовлен в заводских условиях.

Для предотвращения образования самотечных участков в проекте должна предусматриваться установка после перевальных точек регуляторов давления. Регуляторы должны размещаться после самотечного участка на расстоянии, исключающим кавитация регутирующих устройтств. Регуляторы должны поддерживать напор в перевальной точке не ниже 10 м.

Подключение других нефтепроводов для закачки нефти в проектируемый магистральный нефтепровод должно выполняться только на НПС по следующим схемам:

• на НПС с РП - подача нефти в резервуарный парк;

• на НПС без РП - подача нефти на прием магистральной насосной.

Для увеличения пропускной способности действующих нефтепроводов должно применяться:

• увеличение числа насосных станций;

• повышение несущей способности нефтепровода, соответствующее увеличению рабочего давления;

• строительство лупингов или вставок;

• комбинацию перечисленных способов.