Справочный материал

За основу гидравлических расчетов на участке трубопровода в РД предлагается рассматривать систему уравнений, включающую условие неразрывности, законы сохранения массы и импульса потока ньютоновской жидкости, а также формулу связи давления и плотности (РД, П.3.5, П.3.6, П.3.7):

	,	(6)
	,	(7)
	,	(8)

где	ρ	— усредненная по сечению трубы плотность нефти,
	u	— усредненная по сечению трубы скорость движения нефти,
	P	— усредненное по сечению трубы давление,
	x	— координата, проходящая вдоль трубы,
	τ	— время,
	λ(Re)	— коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе (от числа РейнольдсаRe),
	D	— внутренний диаметр трубопровода,
	g	— ускорение свободного падения,
	β	— локальный угловой коэффициент трассы нефтепровода ,
	z	— координата, проходящая вертикально,
	P0	— давление нефти в некоторой начальной точке трубопровода,
	ρ0	— плотность нефти в некоторой начальной точке трубопровода,
	c	— скорость распространения звука в нефти.

Мы также используем формулу Коулбрука—Уайта (РД, П.3.8) для определения величины λ трубопровода:

,

(9)

где	,	(10)
	ν	— кинематический коэффициент вязкости,
	A	— шероховатость внутренней поверхности трубопровода;

и формулу, определяющую расход массы жидкости по трубопроводу:

.

(11)

Для расчета массы вытекшей через дефектное отверстие нефти используем формулы РД (П.3.9, П.3.10):

	,	(12)
	,	(13)

где	u0	— скорость вытекания нефти через дефектное отверстие,
	P – P0	— разница давлений внутри трубы и снаружи,
	M0	— поток массы через дефектное отверстие
	μ	коэффициент расхода (определён в таблице 1),
	Sj	— площадь дефектного отверстия.

Следует заметить, что для наземных трубопроводов в качестве ρ₀ в формулах (12) и (13) используется плотность нефти при нормальных условиях ρ_N (Методика определения ущерба…, 1995), соответственно для морских трубопроводов необходимо учитывать, что плотность нефти на морском дне может отличаться от значения ρ_N и увеличиваться под давлением окружающей среды, создающимся суммой атмосферного давления и давления столба морской воды.

Также используем формулу расчета эквивалентного диаметра дефектного отверстия (Методика определения ущерба…, 1995)

,

(14)

а также таблицу для расчета коэффициента расхода μ (Методика определения ущерба…, 1995).

Таблица 1. Определение коэффициента расхода μ
Re	менее 25	25...400	400...10 000	10 000...300 000	более 300 000
μ					0.595

БИЛЕТ №10

1. Опознавательно-предупредительные знаки (щиты-указатели) на линейной части и подводных переходах действующих нефтегазопроводов.

Трасса нефтепровода на местности обозначается опозна­вательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 —2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500—1000 м, а также на углах поворота и пересе­чениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

На щите-указателе должны быть приведены:

• наименование нефтепровода или входящего в его состав сооружения;

• местоположение оси нефтепровода от основания знака;

• привязка знака на трассе (км);

• охранная зона нефтепровода, телефоны и адрес организа­ции, эксплуатирующей данный участок нефтепровода.

Определенное влияние на надежность линейной части МН оказывает состояние охранных зон, предназначенных для предотвращения повреждения трубопровода от внешних воз­действий. Размеры охранных зон устанавливаются «Правилами охраны магистральных трубопроводов». Любые работы в пределах охранных зон проводятся после выполне­ния мероприятий, исключающих повреждение трубопровода. Содержание охранных зон в соответствии с нормативны­ми требованиями выполняется эксплуатирующим предпри­ятием.

Трасса нефтепровода, особенно 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).

На всем протяжении трассы МН для исключения повреж­дений устанавливают охранную зону:

• вдоль трассы МН - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 м от оси трубопро­вода с каждой стороны;

• вдоль трасс многониточных нефтепроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящи­ми в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

• вдоль подводных переходов нефтепроводов - в виде уча­стка от водной поверхности до дна, заключенного между па­раллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ни­ток трубопроводов на 100 м с каждой стороны;

• вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 50 м во все стороны;

• вокруг головных и промежуточных перекачивающих и на­ливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефти, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева неф­ти в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м во все стороны.

Земельные участки, входящие в охранные зоны, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований Правил охраны магистральных трубопроводов.

Полоса земли шириной не менее 3 м от оси нефтепровода с каждой его стороны периодически расчищается от деревьев, кустарников, поросли для обеспечения видимости трассы с воздуха, для свободного передвижения техники и пожаробезопасности

2. Порядок герметизации полости нефтепровода герметизаторами «Кайман», ПЗУ, с помощью глиняных тампонов.

После освобождения нефтепровода от нефти, вырезки дефектной «катушки» до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ внутренняя полость трубопровода должна быть перекрыта.

Внутренняя полость трубопровода линейной части магистральных нефтепроводов D_у = 400 мм и более должна перекрываться многоразовыми герметизаторами из резинокордонной оболочки типа «Кайман» (рис. 4.XIII) и пневматическими заглушающими устройствами (ПЗУ).

При ремонте с заменой участков технологических нефтепроводов НПС и нефтебаз, а также камер приема-пуска СОД, тройниковых узлов, резервных ниток подводных переходов МЫ без камер приема СОД для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина. Герметизаторы удаляются с места проведения ремонтных работ после их окончания потоком перекачиваемой нефти до камер приема СОД, которые используются для приема герметизаторов.

Для гарантированного определения местоположения герметизаторов «Кайман» при движении их по нефтепроводу после завершения ремонтных работ и заполнения нефтепровода нефтью каждый герметизатор должен быть оснащен трансмиттером. Расход нефти должен обеспечить скорость движения герметизаторов по нефтепроводу.

Установка герметизаторов в полость нефтепровода производится с открытого торца трубопровода по схеме, указанной на рис. 4.14.

Герметизаторы следует устанавливать при отсутствии избыточного давления и притока нефти в трубопроводе. Перед этим ремонтный котлован необходимо зачистить от остатков нефти, а места загрязнений засыпать свежим грунтом.

Перед установкой герметизаторов внутренняя поверхность трубопровода должна быть очищена от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2D +1 м, где D - диаметр трубопровода, м.

Технические характеристики герметизатора типа «Кайман»

Максимальное удерживающее статическое давление

(в зависи­мости от диаметра), МПа................................................... 0,3—0,5

Рабочее давление сжатого воздуха (инертного газа) внутри

гер­метизирующей оболочки, МПа, не более.................................... 2,0

Гарантированное время рабочего цикла по перекрытию

внут­ренней полости нефтепровода, не менее, ч............................... 36

Масса (в зависимости от диаметра), кг............................................ 150-850

Контроль обеспечиваемой герметичности тампонами-герметизаторами осуществляется следующим образом:

• для тампонов из герметичной оболочки - по падению деления на манометре;

• для тампонов из глины - осмотром торцовой части на наличие трещин и усадки в верхней части.

Контроль за состоянием газовоздушной среды должен производиться через отверстия диаметром 8-12 мм, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 80 - 50 мм от герметизатора в сторону «катушки» у каждого стыка на расстоянии не менее 100 мм от продольных и попе­речных сварных швов (рис. 4.15).

Рис. 4.14. Схема установки герметизаторов: А - расстояние от открытого торца до герметизатора, А = 1000 мм.

Защитный экран применяется при установке ПЗУ

БИЛЕТ №11

1. Охранная зона: 1- вокруг емкостей для хранения нефти, 2- вокруг головных и промежуточных НПС и резервуарных парков, вдоль трассы МНГП; вдоль многониточных НГП. Правила производства работ в охранной зоне.

На всем протяжении трассы МН для исключения повреж­дений устанавливают охранную зону:

вдоль трассы МН - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 м от оси трубопро­вода с каждой стороны;

– вдоль трасс многониточных нефтепроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящи­ми в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

– вдоль подводных переходов нефтепроводов - в виде уча­стка от водной поверхности до дна, заключенного между па­раллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ни­ток трубопроводов на 100 м с каждой стороны;

– вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 50 м во все стороны;

– вокруг головных и промежуточных перекачивающих и на­ливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефти, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева неф­ти в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м во все стороны.

Земельные участки, входящие в охранные зоны, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований Правил охраны магистральных трубопроводов.

Эксплуатирующие организации должны принимать необходимые меры для обеспечения нормативных, минимально допустимых расстояний до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, со­оружений, зданий от оси нефтепроводов.

При производстве строительно-монтажных и ремонтных работ в охранной зоне должны выполняться требования правил охраны МН.

В охранной зоне любые работы независимо от производителя работ должны выполняться с оформлением наряда-допуска и под надзором организации, эксплуатирующей МН.

Строительные и ремонтные работы в охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав магистральных неф­тепроводов, выполняются с соблюдением требований норма­тивных документов по охране линий и сооружений связи и электрических сетей, а также Правил технической эксплуа­тации нефтепроводов.

Все изменения, касающиеся строительства объектов в ох­ранной зоне МН, пересечений нефтепровода коммуникация­ми другого назначения, а также конструктивные изменения объектов линейной части МН своевременно вносятся в ис­полнительную документацию.

Персонал эксплуатирующей организации при выездах на трассу нефтепровода независимо от основных обязанностей и целей выезда должен следить за состоянием охранной зоны магистрального нефтепровода. При обнаружении любого ви­да деятельности или событий, которые могут отрицательно повлиять на безопасность эксплуатации нефтепровода, на его нормальную работу или на возможность выполнения техни­ческого обслуживания и ремонта нефтепровода, работник предприятия, эксплуатирующего МН, обязан провести пред­варительное расследование и сообщить руководству своего предприятия.

2. Методы борьбы с кристаллогидратами на действующих магистральных газопроводах.

БИЛЕТ №12

1. Периодичность ТО запорной арматуры. Перечень работ при ТО линейных задвижек.

Техническое обслуживание запорной арматуры проводится не менее 1 разa в месяц и включает:

1) внешний осмотр запорной арматуры для выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, наруше­ний герметичности кабеля и электродвигателя;

2) проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, гря­зи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей, указателей положения (штока);

3) устранение всех выявленных при внешнем осмотре недос­татков;

4) устранение при необходимости с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, с площадок самообслуживания грязи, ржавчины, льда, воды, подтеков масла.

Подтяжка сальников проводится по необходимости, но не реже 2 раза в год.

Протяжка всех фланцевых соединений проводится не ре­же 2 раз в год при подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний сезоны.

Обследования узлов пуска и приема очистных и диагно­стических устройств должны выполняться 2 раза в год - весной и осенью с целью определения возможных переме­щений обвязки узлов.

2. Порядок производства работ при вырезке дефектного участка трубопровода безогневым методом (с помощью труборезов МРТ) и с использованием кумулятивных снарядов.

Вырезка «катушки» безогневым способом может осущест­вляться:

• труборезными машинами (труборезами) с электро-, пневмо- или гидроприводом;

• с помощью автономного взрывозащищенного гидрораз­резного комплекса.

Наибольшее распространение получили труборезы типов «Фаин» и МРТ 530-1220. Общий вид трубореза представлен на рис. 4.XI.

Основные узлы этой машины - двигатель (в данном слу­чае электрический), редуктор, тележка с зубчатыми колесами и роликовыми цепями и режущий инструмент. Цепи служат для фиксации машины на трубе и являются направляющими при ее перемещении.

Принцип работы машин следующий: после закрепления ее на трубе включается двигатель, который приводит во враще­ние режущий инструмент, и с помощью рукоятки подачи прижимают его к трубе до тех пор, пока стенка трубы не бу­дет перерезана. Затем при помощи рукоятки включения хода приводятся в движение зубчатые ведущие колеса тележки, которые перемещают ее по окружности трубы, а режущий инструмент осуществляет разрезание трубы.

Труборез может быть использован как для разделительной резки, так и для резки под фаску. В зависимости от этого в качестве режущего инструмента используются дисковые и профильные фрезы.

Техническая характеристика трубореза зависит от его ти­па. В табл. 4.13 приводятся основные параметры труборезов типа МРТ.

Таблица 4.13 Характеристики отрезных машин типа МРТ

Основные параметры	Типы машин
	МРТЭ 325-1420	МРТЭ 219-820	МРТП 219-820
Время реза трубы, мин, диаметром: 219мм 325мм 820 мм 1220мм 1420 мм Масса, кг	- 34 86 128 149 110	20 28 69 - - 95	20 28 69 - - 95

Для вырезки «катушек» с применением энергии взрыва разработаны и применяются следующие виды кумулятивных устройств:

• труборезы кумулятивные кольцевые наружные Т_РККН (рис.4.13, а).

• шнуровые кумулятивные заряды ШКЗ (рис. 4.13, б);

• удлиненные кумулятивные заряды прокатанные УКЗ-П.

При подрыве заряда образуется направленная кумулятивная струя, имеющая высокую температуру (свыше 1000°С) и скорость (свыше 1000 м/с), создающая давление около 30 000 МПа. За счет этого давления и разрезается стенка трубы. Этот способ вырезки «катушек» (рис. 4.ХП) значительно сокращает время производства работ за счет ускоренного разрезания трубы и исключения некоторых подготовитель­ных операций, но после разрезания, трубы требует дополнительных затрат времени для подготовки кромок трубы под сварку.

Рис. 4.13. Труборез кумулятивный кольцевой наружный (ТрККН):

а - общий вид: 1 - полукольцо; 2 - фиксатор; 3 - замок; 4 - держатель элект­родетонатора; 5 - электродетонатор; б - шнуровой кумулятивный заряд (ШКЗ): J - взрывчатое вещество; 2- электродетонатор; 3- держатель электрода

БИЛЕТ №13

1. Мероприятия по обеспечению надежной работы подводных переходов магистральных НГП.

Техническое состояние переходов МН через водные пре­грады оказывает значительное влияние на надежность неф­тепровода. Для определения и поддержания технического со­стояния ППМН проводятся следующие мероприятия: Первоочередная внутритрубная диагностика ППМН. Оснащение резервных ниток камерами пуска-приема ОУ и ВИП для проведения очистки и диагностики.

Приоритетное устранение выявленных дефектов. Изучение русловых процессов на участке реки в створе перехода.

Периодическое наружное обследование планово-высотно­го положения трубопровода в границах ППМН.

Ремонт ППМН с восстановлением планово-высотного по­ложения.

Расчет сроков гарантийной эксплуатации ППМН по ре­зультатам внутритрубной диагностики и анализа русловых процессов для своевременного проведения ремонтных работ.

Для обеспечения надежной работы ППМН необходимо выполнять следующие основные мероприятия:

– поддержание в исправном состоянии электрохимзащиты труб перехода, устранение повреждений изоляции, металла труб, берегоукреплений, выявление подмывов, оползней, размывов;

– поддержание установленных проектом отметок заглубле­ния трубопроводов;

– контроль за наличием информационных знаков, ог­раждения, сохранностью реперов и ледозащитных уст­ройств;

– контроль за состоянием и техническое обслуживание за­порной арматуры;

– систематический контроль за давлением в основной и ре­зервной нитках перехода.

Техническое обслуживание подводных переходов включает:

– визуальные наблюдения - в соответствии с утвержден­ным графиком;

– регулярные осмотры (1 раз в месяц) береговых участков и пойменных участков переходов, проверку состояния откосов и укрепления берегов;

– промывку резервных ниток;

– осмотр и проверку исправности информационных знаков, ледозащитных устройств;

– регулярные контрольные осмотры ППМН в течение года после ледохода и паводка с целью выявления размывов русла реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения подводной части берегоукрепительных сооружений;

– обследование технического состояния нефтепровода с со­оружениями.