Узлы запуска, пропуска и приема СОД. Узлы запуска и приёма средств очистки и диагностики ЛЧ МТ Чертежи камер приема и запуска очистных устройств

Цель очистки внутренней полости
трубопроводов
Очистка проводится в среде перекачиваемого продукта, без остановки трубопровода
- в процессе его эксплуатации (нефтесборные сети, межпромысловые и магистральные
трубопроводы).
Цель проведения очистных работ:
1. увеличить пропускную способность трубопровода без остановки перекачки продукта;
2. снизить, по возможности, периодичность проведения плановых очистных работ за
счет подбора очистных поршней непосредственно для данного участка трубопровода;
3. по результатам технического отчета ВТД, специалисты эксплуатирующий данный
трубопровод проводят ремонтные работы, направленные на устранение дефектов.

10.

11.

12.

Настоящий каталог разработан ООО «Синергия-Лидер» г.Пермь для ознакомления проектировщиков цеховых систем сбора нефти, персонала сервисных предприятий и подразделений, обслуживающих трубопроводные системы, технических служб с нефтепромыслов с конструктивными

особенностями устройств и камер пуска-приема, полиуретановых шаров и торпед, изготавливаемых нашим предприятием.

В системе сбора и транспортировки нефти существует сложная техническая проблема - борьба с АСПО, водяными и газовыми пробками, наличием механических частиц.

Устройства пуска-приема (УПП) выпускаются в двух вариантах:

II -УПП D у=80÷300 и III -УПП D у=80÷700 (Сертификат соответствия № РОСС RU .АВ67.Н02764 от 01.07.2013 г.)

Особенность устройств и камер пуска приема II варианта состоит в том, что

Отличительными особенностями устройств и камер пуска-приема вариант III является

Устройства и камеры пуска приема устанавливаются как на новые трубопроводы в процессе монтажа, так и на действующие независимо от срока эксплуатации трубопровода. Рекомендуемая длина очищаемого участка трубопровода может быть до 15 км, в зависимости от степени отложения парафина.

Описание

Технические характеристики

Данную конструкцию (рис. 6) имеют камеры пуска III-УПП-1-(80-300). УПП изготавливается в климатическом исполнении У1, ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.

Габаритные и присоединительные размеры

Габаритные размеры для УПП на давление 10,0 и 16,0 МПа уточняются при заказе в зависимости от производителя и типа запорной арматуры.

Камера пуска состоит из: корпуса 1; сигнализатора прохождения ОУ 5, установленном на корпусе камеры; вентиля 7 с манометром 10 (манометр поставляется по дополнительному требованию); вентиля 6 для сброса газа; дренажного патрубка 8 (кран шаровой Ду 15 для камер Ду 80, 100; фланец Ду50 ГОСТ 12821 для камер Ду 150-300); шомпола 9. У камер Ду 80-200, на корпус 1 устанавливается крышка 2, на подвижном кронштейне 4 и поджимается гайкой 3. У камер Ду 250-300, на корпус 1 устанавливаются запорный элемент 11 с уплотнением 12 на подвижном кронштейне 16, фиксируются пружиной 14 с ручкой 14 и вставкой 17, поджимается с помощью упора 13.(манометр поставляется по дополнительному требованию) ; вентиля 6 для сброса газа; дренажного патрубка 8; дополнительного патрубка 9; шомпола 10.

Структура условного обозначения при заказе

Пример заказа УПП варианта III в составе:

Камера пуска III-УПП-1-80-6,3-У1-Ф ТУ 3689-003-50265270-01………...........1шт.
(Одна камера пуска варианта III с условным проходом 80, условным давлением 6,3 МПа, климатического исполнения У1, с ответными фланцами, метизами и прокладками) Также при заказе камеры необходимо указать расположение патрубков (левое - изображено на рис. 6, правое - зеркальное отображение), материал исполнения (Сталь 13ХФА - по умолчанию, Сталь 09Г2С) и параметры присоединяемого трубопровода (пример: ф159х6 - трубопровод с наружным диаметром ф159 мм и толщиной стенки 6 мм)

Устройства камер пуска и приёма средств очистки и диагностики предназначены для периодического запуска в трубопровод и приёма из него внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных поршней, скребков, разделителей и других средств. На рисунке 1.1 представлена технологическая схема КПП СОД.

Камера пуска и приёма СОД установлена на нефтепроводе Ду-1067 мм, способном работать под давлением до 14,0 МПа.

Температура эксплуатации - от минус 60 °C до +80 °C. Расчётная сейсмичность района установки камеры - до 9 баллов. КПП удобна в эксплуатации. Позволяет за 10-20 минут открыть затвор и обеспечить доступ во внутреннюю полость для установки дефектоскопа, очистного поршня и т.д. Длина корпуса камеры позволяет применять любые современные средства диагностики.

На верхней части устройств пуска и приёма монтируются прямые врезки для введения промывочной воды или сжатого воздуха, для стравливания газовоздушной смеси во время наполнения устройств нефтью, для сброса грязной воды с мусором в отстойник .

Камера пуска и приёма состоит из следующих компонентов: непосредственно камеры пуска 1 и приёма 2 СОД с запасовочными патрубками и технической обвязкой, подключаемые через запорные устройства 3-6 к основной магистрали; система контроля и управления процессами приёма и запуска СОД; пункт хранения СОД; технологические трубопроводы и ёмкости для приёма загрязненного конденсата; устройства для погрузки и выемки СОД из камер пуска и приёма; дренажная система, состоящая из задвижек 7-14, сливной ёмкости 15 и насоса откачки утечек 16; технологические колодцы 17-19.

При отсутствии необходимости в пуске либо приёме СОД либо другого внутритрубного снаряда все запорные задвижки находятся в закрытом положении, весь поток нефти протекает через основную трубопроводную систему.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема КПП СОД

Приём внутритрубного снаряда из линейной части магистрального нефтепровода производится следующим образом. При приближении снаряда к узлу приёма (контролируется при помощи датчика прохождения СОД, установленного в технологическом колодце № 17) запорная задвижка 3 переводится в открытое положение, чтобы направить часть нефтяного потока через камеру приёма. При этом открывается основная либо резервная врезка для стравливания газовоздушной смеси (газовый кран), а также блокируется возможность открытия камеры для извлечения скребка. После наполнения камеры нефтью открывается выходная запорная задвижка 4, что обеспечивает постоянное прохождение части потока через камеру приёма, которым СОД проталкивается в камеру до полной остановки. Задвижки 3 и 4 одновременно закрываются, и оставшаяся в камере нефть полностью сливается через дренажные задвижки 7-10 в сливную ёмкость 15, включается насос откачки утечек 16, обеспечивающий подачу нефти из сливной ёмкости обратно в линейную часть. Блокировка камеры снимается, скребок извлекается из камеры и транспортируется к месту хранения.

Запуск внутритрубного снаряда в линейную часть производится в обратной последовательности: осушенный и очищенный скребок помещается в также очищенную и осушенную камеру пуска, открываются запорная задвижка 6 и газовый кран камеры пуска. После наполнения камеры нефтью открывается задвижка 5, и СОД проталкивается потоком в трубопровод; задвижки 5 и 6 закрываются, осуществляется дренаж камеры пуска.

В случае невозможности открытия либо закрытия задвижек срабатывает аварийная сигнализация и процесс пуска/приёма приостанавливается. При заклинивании ключевых задвижек (3, 4, 5, 6) продолжение работы камеры невозможно до ручного устранения неисправности, для задвижек на сливах (7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14) возможно нормальное выполнение операций при наличии хотя бы одной рабочей задвижки.

Запасовочное устройство - приспособление, предназначенное для затягивания тросом многосекционных снарядов в камеру запуска при помощи лебёдки или подъёмного крана. Устройство устанавливается на фланец специального патрубка, приваренного к камере пуска за пределами её расширенной части. Приспособление состоит из трубы с приваренным крепёжным фланцем, таким же, как и фланец патрубка, одного или двух направляющих роликов.

Длина трубы с роликом, входящая в патрубок, должна быть не более половины номинального диаметра камеры. Вращающиеся и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из материалов, исключающих искрообразование.

После 100 циклов работы (открытие - закрытие) регламентируется ремонт прокладок и быстроизнашивающихся деталей объектов КПП СОД. Общий ресурс узлов составляет 1000 циклов. Конструктивно узлы запуска и приёма, а также участки нефтепровода длиной по 100 метров, примыкающие к ним, выполняются в соответствии с требованиями, предъявляемыми к участкам первой категории .

Наиболее эффективным способом очистки является способ без прекращения подачи газа при помощи очистных устройств. Этот способ позволяет постоянно поддерживать коэффициент гидравлического сопротивления газопровода, равным первоначальному значению. Периодичность пропуска очистных устройств можно оценить по увеличению гидравлического сопротивления газопровода.

В качестве очистных устройств применяют очистные поршни, скребки, поршни-разделители. В зависимости от вида загрязнений (твердые частицы, жидкость) применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним: быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через запорные устройства, простыми по конструкции и дешевыми.

Наиболее часто применяют очистные устройства типа ДЗК-РЭМ, ОПР-М, позволяющие одновременно очищать газопровод от твердых и жидких веществ. Для очистки газопроводов больших диаметров применяют поршни-разделители ДЗК-РЭМ-1200, ДЗК-РЭМ-1400, ОПР-М-1200, ОПР-М-1400. Поршень разделитель ОПР-М-1400 представляет собой полый металлический корпус, на котором расположены кольцевые очистные элементы, конструктивно подобные автомобильной покрышке. Они поджаты распорными втулками с установленными на них поролоновыми кольцами. Поршень монтируют с двумя, тремя и более очистными элементами.

Для движения поршня по газпроводу на нем создается определенный перепад давления, который зависит в основном от его конструкции. В среднем перепад давления равен 0,03-0,05 МПа. Скорость движения поршня зависит от скорости движения газа, наличия загрязнений в нем, герметичности соприкасающихся поверхностей. Она составляет 85-95 % скорости газа в газопроводе.

На всех проектируемых и вновь вводимых магистральных газопроводах предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска и приема очистных поршней, система контроля и автоматического управления процессов очистки. Узлы пуска и приема очистных поршней располагают вблизи пунктов подключения КС, а часто их совмещают. На начальном участке магистрального газопровода монтируют узел пуска очистных поршней, на конечном участке- узел приема, а на всех промежуточных пунктах (на КС) совмещают узлы приема и пуска. Предусматривают устройства для очистки полости газопровода и на более сложных и ответственных участках трассы газопровода, например на переходах через водные препятствия. В зависимости от технологических схем газопровода и составов перекачиваемого газа места расположения очистных устройств могут быть самыми различными.

Совмещенный узел пуска и приема очистных устройств (смотреть рисунок) представляет собой комплексное устройство, состоящее из установленных один напротив другого на бетонных опорах узлов пуска и приема поршней. Узел пуска 1 включает в себя; обечайку с приваренными к ней опорами 15, патрубки 2 диаметром 500 и 50 мм, концевой затвор 3 с заслойкой и устройством для запасовки поршня, контрольной рейки 5. Узел приема аналогичен по конструкции камере пуска, но в отличие о нее имеет амортизатор. Заслонки узла пуска и приема закреплены в шаровых опорах 4 тележек 11, на которых установлены пульты управления гидросистемой затвора. Тележки передвигаются по дву участкам рельсового пути 10 с помомщью механизма перемещения, состоящего из двух лебедок 14, четырех кронштейнов с блооками 8 и тросов 9, которые крепятся к рымболтам тележек при помощи металлических планок и наматываются на барабаны лебедок 14 с левой 12 и правой 13 наливкой для обеспечения ревесивного движения тележек. Для погрузки и выгрузки очистных поршней с кареток узлов пуска и приема предусмотрено подъемное устройство 6 с ручной талью 7.

Узлы запуска, пропуска и приема СОД должны выполнять следующие функции:

Запуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств;

Прием внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств;

Пропуск внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств.

Расстояние между УЗПП СОД обосновывается в проекте с учетом технических характеристик внутритрубных диагностических приборов и физико-химических показателей перекачиваемой нефти (содержание парафина, вязкость, температура застывания и т.д.). Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами запуска и приема СОД должна быть:

Для нефтепровода условным диаметром до 400 мм включительно - 120 км;

Для нефтепровода условным диаметром от 500 до 1200 мм - 280 км.

Стационарные узлы запуска и приема СОД предусматриваются на магистральном нефтепроводе, на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках переходов через водные преграды и болота независимо от их протяженности.

На промежуточных НПС, на которых не предусматривается запуск и прием СОД, должны быть установлены узлы пропуска СОД, обвязка которых обеспечивает пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

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;

Обвалование;

Подъездная автомобильная дорога.

В зависимости от расположения узлов запуска и приема СОД на магистральном нефтепроводе предусматриваются разные технологические схемы и порядок выполнения технологических операций (параллельное- соосное расположение камер приема-запуска, для станций с резервуарным парком или без него и т.п.).

В комплектацию камер запуска, приема СОД входят:

Грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

Площадки обслуживания (для камер Ду 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).

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

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.

Общий вид камер запуска и приема СОД показан на рисунке 13.6.а-13.6.б. Размеры D H , D p и L для различных диаметров трубопроводов приводятся в специальных таблицах .

Рисунок 13.6.а. – Камера запуска СОД

Рисунок 13.6.б – Камера приема СОД

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 со специальными нормативами.

На каждой дренажной емкости устанавливается следующее оборудование:

Центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;

Клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем Ду 100, пропускной способностью 150 м 3 /ч;

Замерный люк Ду 150;

Люк-лаз, Ду 800;

Патрубок Ду 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.

На дренажных емкостях предусматривается два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий (для сброса газовоздушной смеси)..

Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком изображена на рисунке 13.6.в.

Dy	- условный диаметр магистрального нефтепровода, мм
D1	- условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм
D2	- условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм
D3	- условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм
D4	- условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм
D5	- условный диаметр трубопровода газовоздушной линии, мм
Д	- патрубок для подачи пара или инертного газа
Ж	- патрубок для установки запасовочного устройства
	- блокировочные трубопроводы и арматура
	- запорная арматура с электроприводом
	- манометр
	- датчик давления
	- направление потока нефти

Рисунок 13.6.в - Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком

Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:

Перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;

Перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;

Заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;

Запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;

Запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;

Прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;

Прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;

Дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

Дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии.;

Откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;

Откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9,;

Подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

Подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.

Технические указания:

1 Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м 3 /ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м 3 /ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м 3 /ч.

2 Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.

3 Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.

4 В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:

Камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;

Задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;

Камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.

5 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.

Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 13.6.г.

Рисунок 13.6.г - Технологическая схема узла пропуска СОД

Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:

Перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;

Пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;

Перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;

Прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;

Запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.

Технические указания:

1 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.