Раздел 10 ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
10.1. Общие положения
Магистральные нефтепроводы и продуктопроводы в Россий ской Федерации входят в состав акционерных обществ — нефтя ных компаний, а газопроводы — в РАО «Газпром». Контрольный пакет акций этих акционерных компаний находится у государ ства. Производственные отношения акционерных обществ с государством и внутри их структуры определяются Уставами этих обществ, разработанными на основании Законодательства, установленного в РФ. Основой экономической деятельности ак ционерных обществ являются рыночные отношения, условия которых диктуются внешним и внутренним рынком. Структура нефтяных компаний и их подразделений разрабатывается с це лью обеспечения основных технологических задач, обеспечения требований охраны труда, промышленной безопасности и про мышленной санитарии, требований сохранения окружающей среды от загрязнений и так далее.
Особенностью магистральных трубопроводов является их большая протяженность, прохождение чрез многие экономи ческие регионы, что создает определенные трудности в постро ении взаимоотношений с местными региональными служба ми и в управлении производственно-экономической деятель ностью.
Как все промышленные предприятия нефтяной и газовой промышленности, магистральные трубопроводы еще относятся к опасным производственным объектам (ОПО). В соответствии с Трудовым законодательством РФ ОПО должны проводить производственно-экономическую деятельность на основании лицензии, проходить регистрацию в государственном реестре и соблюдать установленные правовые, экономические, социальные отношения с органами государственной власти, субъектами ре гиональной власти и трудовыми коллективами.
Предприятия нефтяных компаний должны иметь в составе основные и вспомогательные службы, обеспечивающие произ водственную деятельность в объеме плановых заданий, обуслов ленных государственными заказами или договорами, проводить безопасную эксплуатацию зданий и сооружений В соответствии
сэтим на предприятии должны быть созданы следующие службы
иподразделения:
—службы управления производством, маркетинга и эко номики;
—основные технологические службы, обеспечивающие перекачку в плановом или проектном объеме;
—служба автоматизированного управления, контроля, сиг нализации и регулирования производственными технологически
ми процессами (АСУ ТП);
—ремонтная служба с мощной ремонтно-строительной базой, обеспечивающая планово-предупредительный ремонт, и аварийно-спасательные работы при возможных аварийных си туациях;
—инфраструктура, обеспечивающая социальные нужды
работников, и так далее.
10.2. Задачи АСУТП магистрального трубопровода
В настоящее время работа магистрального трубопровода, не зависимо от его назначения (газопровод, нефтепровод, продуктопровод) немыслима без автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). В самом общем виде задачи, которые должны решаться АСУ ТП, могут быть сформу лированы такие:
—централизация управления технологическими процессами перекачки нефти из районного диспетчерского пункта (РДП);
—автоматизированный вывод нефтепровода на заданный режим перекачки;
—удержание процессов перекачки на оптимальных воз можных режимах;
—обеспечение технического и оперативного персонала ак туальной информацией о работе оборудования НПС и линейной части нефтепровода;
—оперативный учет нефти (нефтепродуктов или газа);
—диагностика целостности нефтепровода для сокращения до минимума потерь нефти, нефтепродуктов или газа и загряз
нения окружающей среды;
—ускоренный анализ причин возникновения аварийных ситуаций с целью предупреждения их развития и сокращения срока ликвидации их последствий;
—обеспечение режима опережения волны давления, возни кающего при аварийных отключениях магистральных насосов;
—централизация управления электроснабжением объек тов НПС и линейной части трубопровода из районного диспет черского пункта (РДП) с целью рационального использования электроэнергии и повышения эффективности эксплуатации электрооборудования;
—сокращение численности дежурного персонала на НПС и повышение эффективности работы управленческого персонала районного диспетчерского пункта (ДП);
—архивирование данных, просмотр информации из архива
идругие задачи.
Структурная схема АСУ ТП обычно состоит из нескольких функциональных подсистем — уровней. Нашла широкое приме нение схема из трех функциональных подсистем:
—АСУ ТП насосно-транспортного оборудования (АСУ ТП
НТО);
—АСУ ТП электротехнического оборудования (АСУ ТП
ЭТО);
—АС контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). Интеграция АСУ ТП НТО, АСУ ТП ЭТО и АСКУЭ позволяет
уменьшить затраты на линии связи и повысить работоспособ ность и надежность системы, например, при выходе из строя одной подсистемы ее функции исполняет другая.
Структура каждой подсистемы в свою очередь делится на три уровня: верхний (ВУ), средний (СУ) и нижний (НУ).
Верхнийуровень—образует программно-аппаратный комплекс районного диспетчерского пункта (РДП).
Среднийуровень—образует программно-аппаратный комплекс насосных перекачивающих станций НПС или компрессорных станций КС.
Нижнийуровень—образуется программируемыми контролле рами подсистемы сопряжения с объектами на НПС и на линейной части трубопровода. Нижний и средний уровни объединяются в локальные вычислительные сети (ЛВС).
Средства связи верхнего и среднего уровней создают регио нальную сеть. Ниже схематично приводится описанный выше вариант АСУ ТП магистрального нефтепровода.
Оборудование ВУ устанавливается в РДП. Оборудование СУ устанавливается на НПС и состоит из автоматических рабочих
мест дежурных операторов, средств коммуникаций, с помощью которых происходит обмен информацией с НУ. Оборудование НУ состоит из программных контроллеров ПК и устройств со пряжения с объектами (УСО). Сюда же относятся сети линейных участков, объединяющие контроллеры и УСО линейных частей трубопровода.
Комплекс аппаратно-программных средств, как правило, проектируется в виде открытой системы, допускающей в даль нейшем ее расширение и модернизацию.
10.3. Требования технической эксплуатации магистрального трубопровода
10.3.1. Требования к содержанию полосы отвода земли
Полоса отвода земли под магистральный трубопровод долж на визуально просматриваться, систематически очищаться от зарослей кустарников и тростника, планироваться бульдозером после зимнего и весеннего периодов. Над трассой трубопровода в пределах ширины траншеи должен быть засыпан земляной валик. Трасса трубопровода должна быть обозначена знаками из желе зобетонных столбиков с табличками, на которых указываются километровые пикеты.
Автомобильная дорога, обычно грунтовая, прокладываемая вдоль трассы трубопровода, должна поддерживаться в исправном состоянии. Те же требования предъявляются к техническому со стоянию линии связи, управления и сигнализации.
Трассатрубопроводадолжна ежедневно объезжаться и осмат риваться путевыми обходчиками, а в труднодоступных местах осматриваться при облете с вертолетов. Во время тумана обход трассы трубопровода должен осуществляется пешком, а сопро вождающая автомашина должна следовать на безопасном рас стоянии. Такие меры предусматриваются в целях безопасности на случай аварийного разлива нефти или нефтепродукта.
10.3.2. Внутренняя очистка трубопроводов
Очистка внутреннихповерхностеймагистральных нефтепроводов
При эксплуатации магистральных нефтепроводов и продуктопроводов внутри труб скапливается множество различного рода механических примесей — ржавчина, окалина, песок, вода, асфальтены, смолистые вещества и так далее, которые снижают
качество нефти и нефтепродуктов, изнашивают трубы и забивают запорную арматуру.
При перекачке парафиновых видов нефти на стенках труб происходит отложение парафина, который уменьшает проходное сечение трубопровода, что сказывается на производительности перекачки и может привести к полной закупорке трубопровода и остановке перекачки.
Основными факторами, влияющими на отложение парафи на, являются:
—физико-химические свойства перекачиваемой нефти;
—изменение температурного режима (охлаждение) нефти в процессе перекачки;
—изменение содержания растворенных газов;
—характер режима перекачки (изменение давления, оста новки) и др.
Парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, которые, соединяясь между собой, образуют парафиновую массу. Она представляет собой пористый скелет, поры которого заполнены нефтью и водой. Температура плавления такой массы зависит от ее состава и колеблется от 40 до 50 °С. Вязкость застывания парафинистой нефти зависит от количества находящегося в ней парафина и температуры. Чем больше содержание парафина и ниже температура нефти, тем больше увеличивается ее вязкость и тем меньше ее текучесть.
Научные исследования показали, что отложения располага ются вдоль нефтепровода неравномерно. На начальном участке нефтепровода, где температура выше температуры начала вы падения кристаллов парафина, его отложения незначительны. Далее, с понижением температуры парафин начинает интенсивно выделяться и откладываться на стенках трубы. Затем толщина от ложений парафина по длине нефтепровода уменьшается, так как нефть движется уже с почти постоянной температурой, равной температуре грунта, и основная масса парафина уже выпала из потока и отложилась на предыдущем участке. Процесс застывания начинается у стенок трубы и постепенно распространяется к цен тру. Отложение парафина по диаметру трубопровода также про исходит неравномерно: в нижней части трубопровода парафина откладывается меньше, чем в верхней его части. Это объясняется тем, что верхняя поверхность трубы имеет более низкую темпе ратуру и что механические примеси сдирают с нижних стенок трубопровода отложившийся парафин.
Для поддерживания пропускной способности нефтепровода требуется проводить профилактические мероприятия по преду
преждению отложений парафина или очистку трубопровода от отложений парафина. В настоящее время применяются практи чески оба способа.
К профилактическим мероприятиям относятся:
—исключение закачки в трубопровод накопившейся в ре зервуарах парафинистой взвеси (шлака);
—проведение в соответствии с ГОСТ 1510 ежегодных зачи сток резервуаров от остатков нефти;
—применение термообработки высокопарафинистой неф ти, которая заключается в подогреве нефти до определенной для каждого сорта температуры и охлаждении;
—смешение высокопарафинистой нефти с маловязкой или малопарафинистой нефтью;
—механическое перемешивание и перекачка переохлажден ной нефти, чтобы кристаллы парафина вместе с адсорбированны ми на них смолами не могли цементироваться друг с другом, при липать к стенкам трубопровода и уносились потоками нефти;
—введение специальных присадок в высокопарафинистую нефть, повышающих текучесть нефти, и другие способы.
Наиболее распространенным и эффективным способом очистки внутренней поверхности нефтепровода от отложений парафина является механическая очистка с применением специ альных скребков, чистящими элементами которых являются все возможные диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок труб, по износостойкости и проходимости.
Износостойкость характеризуется эффективной длиной очистки трубопровода. В настоящее время при регулярной очист ке нефтепровода металлические скребки могут без чрезмерного износа проходить до 100 км.
Проходимость скребков характеризуется способностью про ходить через различные препятствия внутри трубопровода — за движки, сужения, подкладные кольца, выступы корней сварных швов и так далее.
Для безостановочного прохождения скребков требуется определенное давление и скорость потока не менее 1,2—1,5 м/сек. Поэтому дежурный персонал должен строго следить за режимом перекачки. Также должен осуществляться постоянный контроль за продвижением скребка по длине трубопровода. Для контро ля за продвижением скребка применяются различные приборы наружного слежения. Широкое распространение получил пере носный звукоуловитель, состоящий из микрофона, усилителя и наушников.
Хорошей проходимостью обладают шарообразные резино вые разделители типа СШ. Изготавливается такой скребок из износоустойчивой резины с пластмассовыми и металлическими резцами закругленной формы, запрессованными во внешнюю оболочку скребка. Скребок имеет клапан, через который закачи вается рабочая жидкость. Под давлением рабочей жидкости на ружный диаметр скребка увеличивается, и резцы выступают над поверхностью. Резцы расположены таким образом, что скребок, находясь в любом положении в полости трубопровода, очищает всю его внутреннюю поверхность. Применяются также резиновые шары, оплетенные металлической стальной цепью.
Оптимальная периодичность пропуска скребков по нефте проводу определяется экономическими соображениями. Отло жение парафина в нефтепроводе вызывает снижение пропускной способности и увеличивает убытки. Эти убытки возрастают с ростом интервала пропуска очистительных устройств. Убытки также возрастают и при уменьшении интервалов пропуска скреб ков за счет увеличения затрат на их приобретение. Оптимальная периодичность пропуска скребков соответствует варианту, когда сумма убытков отзапарафинивания нефтепровода и приведенных затрат на пропуск скребков минимальна.
Очистка внутренних поверхностеймагистральныхгазопроводов
При эксплуатации магистрального газопровода также про исходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, пыли, окалиной, ржавчиной, конденсатом, водой, ме танолом и так далее. Это приводит к увеличению коэффициента гидравлического сопротивления труб и к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому внутреннюю поверхность га зопроводов, также как и нефтепроводов, приходится очищать от указанных загрязнений.
Внутреннюю поверхность газопровода от загрязнений очи щают следующими способами:
—периодически очистными устройствами без прекращения перекачки газа;
—разовым использованием очистных устройств с прекра
щением подачи газа;
— повышением скоростей потоков газа на отдельных участ ках системы газопроводов с последующим улавливанием жидко сти в пылеуловителях КС;
—установкой сборников конденсата и дренажи ых устройств
впониженных точках газопровода.
Рис. 10.1 Конструкция ерша с алюминиевым корпусом:
а — общий вид; б—вразобранном виде; 1— корпус; 2 —щетина; 3 — внутрен ний стержень; 4—тело корпуса; 5— гладкая манжета; б— бортовая манжета; 7— фланец; 8 — стяжные болты; 9 — свисток
Наиболее эффективным способом очистки является первый способ — с применением очистных устройств без прекращения подачи газа. Этот способ позволяет постоянно поддерживать коэффициент гидравлического сопротивления газопровода в со ответствии с расчетным проектным значением, а периодичность пропуска очистных устройств определять по изменению линии гидравлического сопротивления газопровода.
В качестве очистных устройств газопроводов применяются: очистные поршни, ерши, скребки, поршни-разделители. Каждый вид очистного устройства применяется в зависимости от вида за грязнений (твердые частицы, жидкость). Основные требования к очистным устройствам газопроводов те же — это высокая стой кость к износу; высокая проходимость; простота конструкции и низкая стоимость.
В нашей стране во второй половине прошлого столетия и в настоящее время наиболее часто применялись очистные устрой ствадля средних диаметров газопроводов типа ДЗК-РЭМ, ОПР-М, позволяющие одновременно очищать полость газопровода от твердых и жидких веществ. Для очистки газопроводов больших диаметров применяются поршни-разделители ДЗК-РЭМ-1200, ДЗК-РЭМ-1400, ОПР-М-1200, ОПР-М-1400 и другие.
Поршень-разделитель ОПР-М-1400 представляет собой по лый металлический корпус, на котором расположены кольцевые очистные элементы — полые армированные манжеты. Манжеты
Рис 10.2. Показана конструкцияразработки ВНИИСтройнефть:
А — общий вид; В — в разобранном виде; 1— корпус; 2 — накидной фланец; 3 — щетки; 4 — ограничительные кольца; 5 — гладкая манжета; 6 — бор товая манжета; 7— фланцы стальные; 8 — свисток; 9 — реактивное сопло; 10—шплинт
сжимаются распорными втулками с установленными на них по ролоновыми кольцами. Поршень оснащается, как правило, двумя, тремя и более очистными элементами.
Для движения поршня по газопроводу на нем создается опре деленный перепад давления, который зависит в основном от его конструкции. В среднем этот перепад равняется 0,03—0,05 МПа. Скорость движения поршня в газопроводе зависит от скорости движения газа, герметичности соприкасающихся поверхностей и наличия в трубопроводе загрязнений
Нарис. 10.1 показано устройство ерша, который применяется при очистке внутренних поверхностей газопровода после строи тельства газопроводов.
На рис. 10.2 показан ерш конструкции ВНИИ Стройнефть. Особенность конструкции ерша перед предыдущим в том, что в нем имеются реактивные сопла, которые придают вращательное движение ершу, что повышает эффективность его работы.
На магистральных газопроводах при строительстве предусма тривается установка специальных устройств (камер) по пуску и приему ершей, поршней, скребков и разделителей. Всостав таких устройств входят узлы пуска и приема очистных поршней, система
