Капитальный ремонт с вырезкой коррозионной катушки технологичного участка "Бугуруслан-Ерзовка" МН "Нижневартовск-Курган-Куйбышев"

,

.

Технологический расчет производится с целью проверки технической возможности перекачки заданного количества нефти по технологическому участку «Бугуруслан-Ерзовка» магистрального нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Куйбышев», на котором находится ремонтируемый участок.

2.2.1 Исходные данные

· расчетная длина участка трубопровода L, м ......... 68000;

· разность геодезических отметок конечного и начального пунктов трубопровода ДЖ, м……..….. 50 - 116, …… - 66;

· необходимый остаточный напор на конечном пункте трубопровода h_кп……………... 45;

· планируемый годовой объем перекачки продукта по трубопроводу G_r , т/г 72 893·10³;

· расчётная температура перекачиваемой нефти t_p , C… 8;

· физические свойства перекачиваемой нефти: плотность и вязкость.

- расчётная плотность при t_p 8^оС , кг/м³ … 863;

- расчётная кинематическая вязкость при Т_р (273+8) 281К н_р, сСт . 25; - давление насыщенных паров, мм рт. ст. ….. до 500;

· проектное избыточное давление в нефтепроводе на выходе НПС «Нижневартовск» Р, МПа … 5,0;

Используемые константы:

- ускорение свободного падения g, м/с² …9.81;

- число р 3.14.

Расчет

Расчётное значение плотности нефти при расчетной температуре определяем по формуле:

с_р = с_з - (1,825 - 0,001315с_з)(t_p - t_з)

с_р =865 - (1,825 - 0,001315865)(8 - 20) = 856,7 кг/м³.

Расчётное значение кинематической вязкости:

Т_р = 273 + t_p ,

lglg(н_p + 0,8) = a + blg T_p

lglg(н_p + 0,8) = 33,96 - 13,8lg 281,

откуда:

н_p = -0,8 = 29,57710^-6 м²/с,

где коэффициенты a и b определены по формулам:

,

а=lglg(н₁+0,8)-blg·T₁

a = lglg(25+0,8) - (-13,8) lg293 = 33,96.

Расчетная пропускная способность трубопровода Qp определяется, исходя из заданного годового расчетного времени работы трубопровода Ч_р и годового планового задания по перекачке G_m, кг:

м³/час или м³/с ,

где G_т - заданный массовый годовой план перекачки, кг;

с_р - расчетная плотность продукта, кг/м³;

Ч - заданное время работы трубопровода в году, час.

м³/час = 2,7 м³/с.

Внутренний диаметр трубопровода D:

D = D_н - 2д = 1220 - 2 * 12 = 1196 мм = 1,196 м.

Фактическая скорость перекачки определяем по формуле:

W = 4* Q_р^с / р D²

W = 4*2,7/3,14*1,196² =2,3 м/с

Имея значение скорости определяем число Рейнольдса по формуле:

;

= 120594

Как известно, различают два режима - ламинарный и турбулентный, а последний, в свою очередь, делится на 3 зоны:

1. зона гидравлически гладких труб;

2. зона смешанного трения;

3. зона квадратичного трения.

Переход из режима в режим и из зоны в зону определяется значениями критических (переходных) чисел Рейнольдса, зависящих для данного диаметра (D) трубопровода, данной вязкости (н_р) продукта и от скорости перекачки W.

При турбулентном режиме течения в зоне гидравлически гладкого трения число Рейнольдса должно быть в диапазоне:

2320 Re ,

где относительная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб;

К_э - эквивалентная шероховатость труб, для стальных сварных труб с незначительной коррозией принято К_э = 0,15 мм.

2320 Re ,

2320 120594

- условие не выполняется

Рассмотрим турбулентный режим течения в зоне смешанного трения

Re

120594

- условие выполняется

Коэффициент гидравлического сопротивления при этом режиме определяется по формуле Альтшулля:

= 0,018

Определим гидравлический уклон по формуле:

,м/м

Общий напор в трубопроводе вычислим по формуле:

Н=(Z₂-Z₁)+()+iL,м,

h_кп - остаточный напор на конечном пункте трубопровода, равный 45 м.

Потери напора на данном участке вычислим

h_пот = 0,0063·68·10³ = 430 м;

Общий суммарный напор в трубопроводе можно выразить по формуле:

Н=Z + () + 1,02 h_пот, м ,

где 1,02 - коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода.

Общий суммарный напор в трубопроводе должен быть:

Н = - 66+45 + (1,02 430) = - 21+438,6 = 417,6 м

Основные магистральные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q^ч _р= 9713 м³/ч: магистральные насосы НМ 10 000-210;

При расчетной подаче напор, развиваемый магистральными насосами, равны:

h_м = 2*210 = 420 м

Вследствие того, что БКНС «Бугуруслан» является промежуточной станцией, на которую нефть поступает с напором 20 м, подпорный насос использовать не будем и при дальнейших расчётах данную величину напора будем использовать, как величину h_под.

Рабочее давление, развиваемое перекачивающей станцией при последовательном соединении двух магистральных насосов, определим по формуле:

Р = с_р gm_pм h_м 10^-6? {Р} , МПа ,

где h_м, - соответственно напор, м, развиваемый магистральными и подпорным насосами при расчетной подаче Q^ч_р и определяемый по рабочим характеристикам насосов;

m_рм - число последовательно работающих магистральных насосов - 2;

m_рп - число последовательно работающих подпорных насосов - 0

Тогда:

Р = 856 9,81 2 210 10^-6 = 3,5 < 5,0 МПа

- условие выполняется.

Расчетный напор, развиваемый основными агрегатами перекачивающей станции:

+ h_под,

m_p - число работающих насосных агрегатов одновременно.

h_m - напор одного магистрального насоса, м , который определим по формуле:

h_m = H₀ - b * Q_р^ч2

Для насоса НМ 10 000 -210 с диаметром колеса 480 мм:

H₀ = 279,9 [4];

b*10⁶ = 0,85 [4]

Тогда:

h_m = 279,9 - 0,85*10^-6*9713² = 199,7 м.

Hст = 2*199,7 + 20 = 399,4 + 20 = 419,4 м

Баланс напоров представим уравнением:

N_э*h_п+n_р*Hст= Z + N_э * + 1,02*i*L

1*20 + 1*399,4 = - 66 + 1*45+ 438,6

419,4 = 417,6 + h_др,

где h_др - дросселирование, равное 1,8 м, что менее допустимого значения.

Вывод: Гидравлический расчет подтвердил правильность выбора магистральных насосов НМ 10000-210, а так же то, что данный трубопровод обеспечит перекачку продукта в заданном объеме.

3. Строительная часть

3.1 Общие положения

При разработке данного раздела использованы следующие нормативные документы:

- СНиП 12-01-2004 “Организация строительства“.

- СНиП 3.02.01-87 “Земляные сооружения и фундаменты”

- СНиП 2.05.06-85* “Магистральные трубопроводы”

- СНиП III-42-80* “Магистральные трубопроводы”

- ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка.

- РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов.

- РД 153-30.4R-130-02 Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистрального нефтепровода.

- РД 75.180.00-КТН-399-09 Технология освобождения нефтепровода от нефти и заполнения после окончания работ.

3.2 Подготовительные работы

Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности:

согласно Актам проверки запорной арматуры на герметичность, задвижки №№ 17, 35, 36 и 42 по результатам плановых проверок признаны герметичными;

- подготовить приказ о назначении ответственных лиц при производстве подготовительных и основных работ по подключению резервной нитки к основной;

- оформить необходимую разрешительную документацию для производства подготовительных работ (проведение гидравлических испытаний труб для катушки, приварка и прорезка вантузов для откачки нефти, разработка ремонтного котлована, проведение ДДК) и основных работ по подключению резервной нитки к основной;

Выдать наряды-допуски на газоопасные работы:

- вскрытие нефтепровода;

- холодная врезка в действующий нефтепровод под давлением;

- резка нефтепровода с применением труборезных машин;

- откачка нефти из отсеченного участка нефтепровода;

Выдать наряды-допуски на огневые работы:

- зачистка металла с применением шлифмашинок;

- газорезательные работы;

- электросварка;

Выдать наряды-допуски на работы повышенной опасности:

- перевозка и транспортировка техники в охранной зоне нефтепровода;

- установка и разборка креплений (шпунтов) стенок в котловане (по необходимости);

- дефектоскопический контроль, проводимый на вскрытом участке нефтепровода

- оформить необходимую разрешительную документацию для производства подготовитель- ных и основных работ по ликвидации вантузов;

- организовать доставку 1 шт. трубы 1220 х12 мм на ЛПДС «Похвистнево»;

Для проведения гидравлических испытаний сварку сферических заглушек к трубе и испытания провести на сварочной площадке ЛПДС «Похвистнево» персоналом УУД «Похвистнево»;

Испытания проводить согласно «Инструкции на проведение гидравлических испытаний»:

- на прочность - давлением Р = 6,25 МПа в течение 24 часов;

- на герметичность - давлением Р = 5,0 МПа в течение 12 часов;

Акт гидравлических испытаний составить согласно приложения В2 «АКТ гидравлического испытания на прочность и плотность трубы аварийного запаса для изготовления катушек»;

Так же на данном этапе необходимо согласовать производство работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре с магистральным нефтепроводом «»: кабель связи и ВЛ-10кВ; Установить ширину полосы земель, отводимых для капитального ремонта трубопровода, 45 м, согласно таблице 3.1 [2];

Таблица 3.1 - Ширина полосы земель , отводимых для капитального ремонта трубопровода.

Осуществить отвод земли на месте производства работ;

Определить на местах производства работ и обозначить вешками оси пролегания нефтепровода, кабеля связи, ВЛ-6кВ, кабель связи ВОЛС, продуктопровод УЗН, газопровод, нефтепроводы «Бавлы-Куйбышев» и «Бугуруслан-Сызрань», находящиеся в одном техническом коридоре, рис. 3.1;

Согласовать производство работ с владельцами коммуникаций в техническом коридоре;

Обустроить временный полевой городок для размещения персонала с необходимыми жилищными, бытовыми и санитарными условиями, рис. 3.1;

Подготовить площадку для производства ремонтных работ:

Снятие почвенно-растительного слоя и перемещение его во временный отвал; минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, должна равняться ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону; для сохранения плодородного слоя рекомендуется увеличивать ширину полосы, с которой снимается плодородный слой, включая 0,5 м с одной стороны траншеи, зону разработки траншеи и отвала минерального грунта и зону работы бульдозера;

Рис. 3.1. Схема обустройства временного полевого городка

Осуществить планировку земли в месте прохождения временного трубопровода для откачки-закачки нефти;

Обследовать и подготовить вдольтрассовые проезды для движения техники от дорого общего пользования;

Оборудовать переезды через газопровод, продуктопровод и нефтепроводы «Бавлы-Куйбышев» и «Бугуруслан-Сызрань» в местах производства работ, рис. 3.1;

Обеспечить место производства работ необходимым количеством песка для зачистки ремонтного котлована и внутренней полости трубопровода, для производства работ в плановую остановку;

Организовать устойчивую связь на месте производства работ и организовать дежурство на всё время производства работ бригады;

Организовать освещение полевого городка и рабочих площадок в темное время суток, подготовить места подключения токоприемников и электрооборудования;

Подготовить «гусаки» со шлангами на существующие вантузы №2125-1 на 2125 км и №2140-1 на 2140,1 км для впуска и дренажа воздуха при откачке и заполнении нефтепровода нефтью, рис. 3.2, предусмотрев при этом наличие передвижной ёмкости для сброса нефти при появлении её на вантузе. Произвести ревизию существующих вантузов №№ 2125-1 и 2140-1 для впуска и дренажа воздуха; Разработать приямок до верхней образующей трубопровода для врезки вантуза закачки нефти на 160 км нефтепровода «Бавлы-Куйбышев», рис. 3.2;

Рис. 3.2. Схема крепления гусака на вантузы для впуска и дренажа воздуха

Разработать и обустроить ремонтный котлован на месте производства работ, рис. 3.3, с учетом требований п. 2.8 [10], при необходимости укрепить стенки котлована от обрушения и подготовить водосборные приямки, размером 1,0 х 1,0 м для откачки грунтовых вод;

Длина котлована, которую определяем из расчета:

L = X. + (2-3) м,

где X -- длина заменяемого участка, м, причем расстояние от конца заменяемого участка,

а расстояние до прилегающей торцовой стенки котлована должна быть не менее 1+1,5 м.

L = 17 + (2-3) = 23 м,

Ширина котлована по дну, согласно требованиям п. 3.2 [2], должна быть не менее 1,5D , т.е 1,5 х 1,2 = 1,8 м.

Так как разработка ремонтного котлована без откосов не допускается, поэтому значения откосов выбираем из табл. 3.2 согласно п.9,10 [2]. Разработку котлована производить экскаватором. Расстояние между трубой и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,2 м со всех сторон.

Таблица 3.2. - Допустимая крутизна откосов ремонтного котлована

Рис. 3.3. Схема выполнения ремонтного котлована

Расстояние между дном котлована и нижней образующей трубы в местах реза и последующей сварки труб должно быть не менее 0,6 м. Доработку грунта под трубопроводом - в местах вырезки/врезки - производить вручную, распределяя грунт по дну котлована. Котлован необходимо оборудовать приставными лестницами шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована - 3,75 м - из расчёта по две лестницы на каждый торец котлована.

Так же на подготовительном этапе необходимо:

- удалить изоляционное покрытие по всей окружности трубопровода на ширину не менее 600 мм в местах реза труборезными машинками, обследовать зачищенные участки на наличие дефектов и следов коррозии;

- измерить толщину стенки труб;

- провести входной контроль вантузов;

- выполнить переключения по остановке перекачки на ремонтируемом участке.

3.3 Остановка перекачки нефти на ремонтируемом участке

Остановку перекачки нефти в магистрального нефтепроводе «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» осуществить путём технологических переключений для полного отсечения ремонтируемого участка.

Мероприятия, которые необходимо выполнить после закрытия задвижек :

- отключить автоматические выключатели питания электроприводов, отключить концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. заземлить, снять или механически заблокировать штурвалы, вывесить плакаты «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ!»;

- отключить станции катодной защиты нефтепровода на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ;

- осуществить врезку вантузов с обеспечением рабочего давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,5 МПа:

- 2-х вантузов Dу 150 мм в вырезаемый участок для откачки нефти;

- 1-го вантуза Dу 150 мм для закачки нефти на 160 км нефтепровода «Бавлы-Куйбышев».

Схема конструкции устройства «Пиранья» для вырезки отверстий приведена на рис. 3.4, которое позволяет вырезать отверстия с диаметрами 85-170 мм в трубопроводе под давлением.

Рис. 3.4. Устройство для вырезки отверстий «Пиранья»

Монтаж вантузов и вырезка отверстий в трубопроводе выполняются в следующем порядке:

- приварка патрубка с фланцем к нефтепроводу;

- приварка воротника к патрубку и трубопроводу;

- ультразвуковой контроль качества сварных швов приварки патрубка к трубопроводу и воротника к патрубку и трубопроводу;

- монтаж задвижки на фланце;

- монтаж на задвижке устройства для вырезки отверстия под давлением;

- опускание фрезы до поверхности трубы и вырезка отверстия;

- поднятие фрезы в верхнее положение и перекрытие задвижки;

- демонтаж устройства для вырезки отверстия;

- монтаж на освободившееся место трубопровода, предназначенного для перекачки нефти за задвижку.

Вырезка отверстий через приваренные вантузы с обеспечением давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,0 МПа.

3.4 Откачка нефти из отключённого участка

Перед откачкой необходимо:

· задвижки № 17 на 2119,4 км№№ 35, 36 и 42 на 2145,3 км - закрыть;

· вантузы №№ 2125-1 и 2140-1 - открыть;

· выполнить сверление 3 шт. отверстий на 2125 км для подачи воздуха при освобождении трубопровода от нефти.

Объём откачки - 8006,3 м³. Количество необходимых для откачки насосных агрегатов определяется в соответствии с требованием п. 7.4.5 [11] в зависимости от объема откачиваемой нефти: при объёме в данном случае 8,006 м³ при производительности ПНУ 150 м³ их должно быть 3 шт. рис.3.5

Перед началом работ по откачке подготавливаются площадки для установки основных, и подпорных насосных установок, агрегатов и электростанций. Подпорный насос устанавливается в непосредственной близости к месту откачки нефти. Основной агрегат должен располагаться на расстоянии не менее 50 м от вантузов откачки и закачки нефти и на расстоянии не менее 40 м от подпорного агрегата. Расстояние между основными насосными агрегатами должно быть не менее 8 м. Электростанция устанавливается на ровной площадке, на расстоянии не менее 50 м от мест откачки - закачки нефти и от основного агрегата.

Подготовка насосных агрегатов к проведению откачки производится в следующей последовательности:

- рассчитывается по картам режимов работы нефтепровода давление в точке закачки нефти и принимается максимальное значение давления;

Рис. 3.5. Схема обвязки откачивающих агрегатов

Далее выполняется трубопроводная обвязка основных и подпорных насосных агрегатов, рис.3.5; трубы обвязки основных насосных агрегатов до места закачки должны быть испытаны на давление 1,25 Р_раб, где Р_раб максимальное рабочее давление основных насосных агрегатов; обвязка линий от вантуза откачки до приема основных агрегатов испытывается на давление 1,25 Р_т, где Р_т - максимально возможное давление на месте откачки после остановки нефтепровода;

- основные и подпорные насосы, электростанции заземляются штатными заземлителями и заземляющими проводниками;

- устанавливаются манометры на узлах ближайших линейных задвижек и насосных агрегатах для контроля давления в опорожняемом нефтепроводе и на участке закачки нефти;

- проверяется полнота закрытия вантузов на опорожняемом и заполняемом участках, демонтируются заглушки;

- на вантуз, через который производится закачка нефти, устанавливается обратный клапан;

- выполняется обвязка подпорного агрегата, обеспечивающая исключение его из работы задвижками при избыточном давлении в опорожняемом нефтепроводе более допустимого давления на входе подпорного насоса;