Технологические схемы узлов приема, пуска и пропуска СОД

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
	- датчик давления - направление потока нефти

Рисунок 5.1.10 – 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 м3/ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м3/ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м3/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.

Запрещается производить работы по запасовке и извлечению ВИП без использования штатного транспортно - запасовочного устройства, входящего в комплект ВИП и при наличии в камерах пуска и приема внутренней арматуры или лотков.

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 5.1.11.

 

 

основные технологические трубопроводы - задвижка с электроприводом

Рисунок 5.1.11 – 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:

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

К площадочным объектам магистральных трубопроводов относятся следующие объекты:

- головные, промежуточные перекачивающие (предназначены для сообщения нефти/нефтепродукту энергии в виде напора и перекачки их по магистральным трубопроводам) станции, наливные насосные станции;

- резервуарные парки (предназначены для приема, накопления, хранения, измерения объема и сдачи нефти, нефтепродуктов);

- пункты подогрева нефти (для нагрева и снижения вязкости в целях повышения пропускной способности технологического и/или магистрального трубопровода, а также для обеспечения температуры выше температуры застывания после продолжительных остановок);

- нефтеналивные эстакады (автомобильные и железнодорожные) и причалы (обеспечивают приём, учёт, хранение и отпуск нефти/нефтепродуктов потребителям и транспортировки водным видом транспорта).

Для стабильной транспортировки нефти протяженные магистральные трубопроводы разбиваются на технологические участки.

Технологический участок имеет как правило протяженность 400-600 км, в состав входит 3-6 промежуточных НПС. Технологические участки разделяются НПС с резервуарными парками.

 

Рисунок 5.1.12 – Технологический участок МТ