Комбинированный способ очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций при подготовке к перекачке светлых нефтепродуктов
COMBINED METHOD OF CLEANING INTERNAL SURFACE OF PROCESS PIPELINES OF OIL TRANSFER STATIONS WHEN PREPARING FOR PUMPING OF LIGHT OIL PRODUCTS

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, а именно к способам очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов, запорной арматуры, механо-технологического оборудования, камер пуска и приема средств очистки и диагностики линейной части нефтепроводов объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов от асфальтосмолопарафиновых отложений (далее - АСПО), для восстановления нормативного проходного сечения труб, внутритрубного контроля вновь построенных технологических трубопроводов после завершения строительно-монтажных работ (далее - СМР), оценки состояния эксплуатируемых трубопроводов, степени их загрязненности и оценки качества выполненной очистки, может применяться для подготовки технологических трубопроводов диаметром до 1020 мм и рабочим давлением до 6,3 МПа для транспортировки светлых нефтепродуктов.
Технологический процесс транспортировки нефти различных типов по технологическим трубопроводам неотрывно связан с образованием на внутренней поверхности труб АСПО в результате изменения термобарических условий перекачиваемой среды, динамики перекачки, а также вследствие наличия в нефти значительного количества высокомолекулярных соединений различного типа - асфальтенов, смол, парафинов и др. Борьба с АСПО в процессе транспортировки нефти по технологическим трубопроводам ведется по двум основным направлениям: предотвращение образования отложений и удаление уже сформировавшихся отложений.
Наиболее актуально проблема удаления АСПО с внутренней поверхности технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций (далее - ТТ НПС) возникает при их подготовке к перекачке светлых нефтепродуктов. Причинами для перевода магистрального нефтепровода, в том числе, нефтеперекачивающих станций, под нефтепродуктопровод могут быть, например, наличие профицита мощности нефтепроводов, обеспечивающих поставку нефти на конечные пункты в условиях реализации нефтяными компаниями программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей с планируемым увеличением производства светлых нефтепродуктов и, как следствие, возникновение необходимости увеличения приема продуктов от нефтеперерабатывающих заводов в систему магистральных нефтепродуктопроводов, а также значительная стоимость производства работ по проектированию и строительству новых нефтепродуктопроводов.
Из уровня техники известен способ очистки внутренней поверхности трубопровода, включающий воздействие на внутреннюю поверхность трубопровода двухфазной струей газообразного и твердого сублимирующего агента, формируемой осесимметричным соплом с критическим сечением и возможностью перемещения вдоль трубопровода, при этом, задавая полное давление на входе в сопло и регулируя статическое давление в трубопроводе, обеспечивают в выходном сечении сопла нерасчетный режим течения двухфазной струи с недорасширением, а степень нерасчетности течения двухфазной струи выбирают такой, чтобы граница первого участка перерасширения двухфазной струи пересекалась с внутренней поверхностью трубопровода под острым углом [патент РФ на изобретение №2410168, дата публикации 27.01.2011].
Недостатки способа заключаются в том, что очистка сложно разветвленных трубопроводов крайне затруднена из-за неравномерного распределения площади контакта двухфазной струи со стенкой очищаемого участка и сопутствующей неравномерной ударной нагрузкой двухфазной струи на внутритрубные отложения, что, в свою очередь, повлияет на качество очистки, что критично для поворотов на 45 и 90 градусов, а также при очистке тройников и трубопроводов, сваренных по технологии с использованием подкладных колец.
Дополнительно к указанным недостаткам следует отнести: техническую невозможность очистки от АСПО внутренней поверхности запорной арматуры, механо-технологического оборудования (например, фильтров, грязеуловителей и т.д.), магистральных и подпорных насосных агрегатов, технологических трубопроводов с условным диаметром проходного сечения менее 100 мм (например, трубопроводов дренажа и утечек с магистральных насосных агрегатов).
Известен способ очистки внутренней поверхности технологического оборудования и трубопроводов, включающий гидродинамический режим удаления отложений с помощью реактивного очистного устройства, подачу промывочной жидкости в очистное устройство под высоким давлением, создающим реактивное воздействие формируемыми струями этой жидкости на очищаемую поверхность, вынос потока промывочной жидкости с удаленными отложениями при прямом направлении движения очистного устройства по очищаемой поверхности и при его обратном направлении движения с помощью механизма возвратно-поступательного принципа действия, при этом на этапе очистки от отложений одновременно проводят очистку поверхности от плотно сцепленных с металлом продуктов коррозии и окалины с обеспечением защиты очищаемой поверхности от коррозии [патент РФ на изобретение №2594426, дата публикации 20.08.2016].
Недостатки способа заключаются в том, что при выполнении работ откачка размывочной жидкости обеспечивается только самотеком, в процессе очистки нет возможности оценить качество очистки (визуально или инструментально), для разветвленных трубопроводов есть опасность застревания реактивного очистного устройства при поворотах на 90 градусов, проходе тройников, а также трубопроводов, сваренных по технологии с использованием подкладных колец, так как конструкция не обеспечивает реверс движения очистной головки. Дополнительно к указанным недостаткам следует отнести: техническую невозможность очистки от АСПО внутренней поверхности механо-технологического оборудования (например, фильтров грязеуловителей и т.д.), магистральных и подпорных насосных агрегатов, технологических трубопроводов с условным диаметром проходного сечения менее 100 мм. Очистка обратных клапанов, а также запорной арматуры с переменными сечениями по ходу течения жидкой среды не возможна по указанному способу из-за технической невозможности прохождения размывающей головки по проточной части указанного оборудования, либо связана с большими временными затратами на подготовительную работу, так например, для прохода обратных клапанов необходимо их предварительная разгерметизация с демонтажем фланца, обеспечивающего доступ в проточную часть, пропарка внутренней полости, демонтаж запорного органа клапана (тарельчатого диска или иного запорного элемента), с последующим обратным монтажом фланца и его герметизацией, для предотвращения утечек в процессе очистки.
Известные способы очистки трубопроводов не совмещают гидродинамическую и химическую очистки технологических трубопроводов и имеют ряд указанных выше недостатков.
Техническая задача, на решение которой направлено изобретение, заключается в удобстве при очистке технологического трубопровода, запорной арматуры, механо-технологического оборудования, камер пуска и приема средств очистки и диагностики линейной части нефтепроводов от АСПО и устранение недостатков известных способов очистки.
Технический результат заключается в повышении качества очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций, за счет рациональной комбинации гидродинамической и химической очисток на разных участках трубопровода.
Технический результат достигается за счет комбинированного способа очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций при подготовке к перекачке светлых нефтепродуктов, при котором освобождают технологические трубопроводы от нефти и/или нефтепродуктов, разделяют каждый из технологических трубопроводов на участки для проведения гидродинамической очистки и на участки для проведения химической очистки, проводят одновременно гидродинамическую и химическую очистку разделенных участков технологического трубопровода.
При гидродинамической очистке участка технологического трубопровода последовательно осуществляют предварительную промывку внутренней поверхности участка технологического трубопровода струей воды под давлением от 1 до 20 МПа, промывку внутренней поверхности участка технологического трубопровода струей воды под давлением от 20 до 170 МПа, дозачистку внутренней поверхности участка технологического трубопровода струей воды давлением от 1 до 20 Мпа, контроль качества очистки при помощи модуля визуально-измерительного контроля.
Проводят герметизацию участка путем приварки к открытым торцам временных заглушек с закольцовкой, заполняют внутренний объем участка технологического трубопровода светлым нефтепродуктом, осуществляют выдержку светлого нефтепродукта в статическом режиме с его последующей циркуляцией по закольцованному участку технологического трубопровода до достижения постоянных значений контролируемых показателей качества.
При химической очистке участка технологического трубопровода последовательно осуществляют герметизацию участка путем приварки к открытым торцам временных заглушек с закольцовкой, заполнение растворителем АСПО внутреннего объема участка технологического трубопровода, выдержку растворителя АСПО в статическом режиме с его последующей циркуляцией по технологическому трубопроводу, в прямом и обратном направлении, удаление растворителя АСПО и продуктов очистки с участка технологического трубопровода. Заполняют внутренний объем участка технологического трубопровода адсорбционным светлым нефтепродуктом. Выдерживают адсорбционный светлый нефтепродукт в статическом режиме с последующей его циркуляцией по закольцованному участку технологического трубопровода, в прямом и обратном направлении, и проводят полное удаление из участка технологического трубопровода адсорбционного светлого нефтепродукта, с заполнением внутреннего объема очищаемого участка контрольным светлым нефтепродуктом, выдержку светлого нефтепродукта в статическом режиме с его последующей циркуляцией по закольцованному участку технологического трубопровода до достижения постоянных значений контролируемых показателей качества нефтепродукта.
Значения показателей качества при гидродинамической и химической очистке контролируют каждые 12 часов путем отбора, по меньшей мере, трех проб светлого нефтепродукта.
До проведения гидродинамической и химической очистки участков технологического трубопровода осуществляют разборку запорно-регулирующей арматуры.
При гидродинамической очистке контрольный светлый нефтепродукт выдерживают в статическом режиме в течение 24 часов, а последующую циркуляцию проводят в течение 3-х часов.
Перед выполнением работ при гидродинамической очистке может быть проведена пропарка участка водяным паром с последующим удалением остатков воды и продуктов отложения.
При гидродинамической очистке после предварительной промывки, промывку внутренней поверхности участка технологического трубопровода осуществляют ротационной установкой, которая может быть установлена на центраторе.
При гидродинамической очистке после предварительной промывки, промывку внутренней поверхности участка технологического трубопровода осуществляют ротационной установкой, которая может быть установлена на самоходной механизированной установке.
При химической очистке участков технологического трубопровода контрольный светлый нефтепродукт выдерживают в статическом режиме в течение 24 часов, а последующую циркуляцию проводят в течение 3-х часов.
При химической очистке участка технологического трубопровода и механо-технологического оборудования циркуляцию растворителя АСПО и светлого нефтепродукта осуществляют в прямом и обратном направлении (реверсом) по отношению к направлению течения.
3
При химической очистке циркуляцию растворителя АСПО и светлого нефтепродукта по участку технологического трубопровода осуществляют с расходом 300 м/ч при диаметре труб от 200 мм до 1020 мм.
3
При химической очистке циркуляцию растворителя АСПО и светлого нефтепродукта по участку технологического трубопровода осуществляют с расходом от 50 до 150 м/ч при диаметре труб от 25 до 200 мм.
В зависимости от профиля, конфигурации и протяженности подлежащего очистке участка технологического трубопровода вырезают, по меньшей мере, одну катушку в начале или в конце подлежащего очистке участка.
Контроль качества очистки осуществляют при помощи модуля визуально-измерительного контроля, установленного на самоходном механизированном средстве (устройстве).
Отбор проб осуществляют каждые 12 часов, циркуляцию прекращают при достижении постоянных значений контролируемых показателей качества, по меньшей мере, в трех пробах подряд.
Реализация заявляемого способа поясняется чертежами, на которых:
на фиг. 1 - показано типовое разделение технологических трубопроводов НПС на участке,
на фиг. 2 - показан комплект оборудования для проведения гидродинамической очистки технологического трубопровода с откачкой продуктов очистки самотеком и сбором их в АКН;
на фиг. 3 - показан комплект оборудования для проведения гидродинамической очистки технологического трубопровода с принудительной откачкой продуктов очистки и сбором их в АКН, а также откачкой продуктов очистки из нижних точек очищаемого участка;
на фиг. 4 - показана схема очистки с использованием водоструйной размывочной головки;
на фиг. 5 - показана схема очистки с использованием водоструйной размывочной головки, размещенной на самоходном механизированном средстве;
на фиг. 6 - показана схема очистки с использованием ротационной установки, установленной на центраторе;
на фиг. 7 - показана схема очистки и оперативной диагностики с использованием ротационной установки, размещенной на самоходном механизированном средстве;
на фиг. 8 показана обвязка оборудования для химической очистки технологического трубопровода.
На начальном этапе осуществляют подготовительные работы: опорожнение участков технологических трубопроводов от нефти/нефтепродуктов, подготовку технологических трубопроводов и механо-технологического оборудования НПС к проведению огневых работ, в частности разборку механо-технологического оборудования (запорной арматуры, фильтров - грязеуловителей, магистральных и подпорных насосных агрегатов и т.д.) с последующей промывкой и термической обработкой (пропаркой водяным паром), разбивку технологических трубопроводов НПС с вырезкой катушек 3 определение способа и порядка их очистки в соответствии со схемой, представленной на фиг. 1, определение для участков 1 технологических трубопроводов гидродинамической очистки, а для участков 2 - химической очистки. При этом для запасовки оборудования гидродинамической очистки торцы трубопроводов оставляют открытыми на период проведения основных работ с герметизацией открытых торцов на этапе проверки качества выполненных работ. Для химического способа очистки осуществляют герметизацию открытых торцов временными заглушками (плоскими, полусферическими или иными, обеспечивающими герметичность отсеченного участка трубопровода) с врезкой временных вантузов 25 в верхних и нижних геодезических точках очищаемых участков 1 и 2.
Гидродинамическую очистку технологических трубопроводов 4 объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов возможно осуществить с использованием комплекта оборудования для гидродинамической очистки, приведенного на фиг. 2 и фиг. 3.
Комплект оборудования для реализации заявляемого способа включает в себя самоходное механизированное средство 5, снабженное водоструйной размывочной головкой 6 или ротационной установкой 7 для размыва АСПО (показана на фиг. 6), мобильную насосную установку 8 высокого давления, мобильную установку 9 для откачки образующейся в процессе размыва АСПО водонефтяной эмульсии, соединенные гибкими шлангами 10 с водоструйной размывочной головкой 6 или ротационной установкой 7, центратор 11 (показан на фиг. 5), систему управления 12, связанную кабелем 13 с самоходным механизированным средством 5.
Самоходное механизированное средство 5 представляет собой платформу на гусеничном ходу, приводимую в движение электрическими двигателями, снабженную модулем контроля качества очистки, системой телеуправления, двумя телекамерами (спереди и сзади) для контроля движения (на чертежах не показаны). Для движения самоходного механизированного средства используется гусеничный привод, состоящий, по меньшей мере, из 3 гусениц, которые раздвигаясь, упираются в стенки трубопровода и обеспечивают движение платформы, в том числе по вертикальным и наклонным участкам.
Самоходное механизированное средство 5 может комплектоваться средствами для откачки продуктов очистки (остатков нефти, водонефтяной эмульсии) (на чертежах не показаны), которые используются при очистке, при этом для откачки может использоваться дополнительный насос или иное устройство, обеспечивающее забор продуктов очистки и их закачку в шланг при значительной длине последнего (свыше 5 метров).
Контроль качества очистки осуществляется с использованием модуля визуально-измерительного контроля (на чертежах не показан), позволяющего на основании обработки изображений, полученных с телекамер, производить измерение геометрических размеров оптически открытых дефектов и отложений АСПО с определением трех геометрических размеров (длины, ширины, толщины) слоя отложений (глубины дефекта).
В качестве водоструйной размывочной головки 6 используются устройства для очистки полости трубопровода, известные, например, из патента РФ №2214874 [дата публикации 27.10.2003] или патента РФ №2330732 [дата публикации 10.08.2009], или аналогичные им устройства.
В качестве центратора 11, на котором установлена ротационная установка 7, может быть использован центратор Hammelmann в сборе (ротационная насадка, удлинители, форсунки) или иное устройство, формирующее струю жидкости (в частном случае воды) с высокими значениями скорости и давления на срезе сопла (аналогично документу US 2007165060 (Al) Nozzle head).
В качестве мобильной насосной установки 8 может быть использована передвижная установка со следующими параметрами, приведенными в Таблице 1.
В качестве мобильной насосной установки 8 высокого давления может быть использована установка со следующими параметрами, приведенными в Таблице 2.
В качестве мобильной установки 9 для откачки водонефтяной эмульсии 18 может быть использован агрегат для сбора газового конденсата и нефти (АКН-10) на шасси автомобиля КамАЗ или аналогичный по техническим параметрам агрегат.
Оборудование, вводимое во внутреннюю полость трубопровода (самоходное механизированное средство 5, насадки (на чертежах не показаны), центраторы 11, ротационные установки 7, удлинители, соплодержатели, питающие шланги, тросы 16 и др.), выполнено с возможностью работать во взрывоопасных зонах класса 0 по ГОСТ 31610.10 2012, IEC 60079 10.
Гидродинамическая очистка внутренней поверхности технологических трубопроводов 4 нефте- и нефтепродуктоперекачивающих станций реализуется следующим образом.
Предварительно освобождают очищаемый участок технологических трубопроводов 4 от нефти/нефтепродуктов.
Вырезают катушки 3 для запасовки оборудования для проведения гидродинамической очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов от нефти/нефтепродуктов. В зависимости от профиля, конфигурации и протяженности подлежащего очистке участка технологических трубопроводов, вырезают одну катушку 3 в начале или в конце подлежащего очистке участка трубопровода, или две катушки 3 в начале и в конце участка подлежащего очистке участка, или три и более катушек 3 с разбивкой подлежащего очистке участка на части.
Осуществляют подготовку схемы откачки, образующейся при очистке водонефтяной эмульсии, а именно разработку приямков в местах вырезки катушек, врезку вантузов 14 для откачки в нижних по профилю точках очищаемого участка технологического трубопровода 4.
После подготовки трубопровода 4 осуществляют непосредственно гидродинамическую очистку, проводимую в 3 этапа. При необходимости перед выполнением работ при гидродинамической очистке пропаривают участок водяным паром с последующим удалением остатков воды и продуктов отложения.
1. На первом этапе осуществляют предварительную промывку внутренней поверхности технологического трубопровода 4 (фиг. 4) струей воды давлением от 1 до 20 МПа путем пропуска водоструйной размывочной головки 6, приводимой в движение реактивной тягой струй воды, или установленной на самоходном механизированном средстве 5 (фиг. 2, фиг. 3, фиг. 5). Дополнительно при запуске водоструйной размывочной головки 6, двигающейся за счет реактивной струи, протягивается трос 16 для пропуска центратора 11.
2
2
В ходе предварительной промывки с помощью струи с давлением от 1 до 20 МПа осуществляется удаление верхнего слоя механических примесей (наносных продуктов коррозии, песка и т.д.), сложного комплекса АСПО и неорганических соединений, обладающих низкой адгезионной способностью к поверхности металла (до 0,5 МПа) и низкой плотностью структуры до 700 кг/м. При этом удаление отложений осуществляется не полностью, комплекс АСПО и неорганических соединений, обладающих высокой адгезией к поверхности и высокой плотностью (свыше 0,5 МПа и 700 кг/м соответственно), частично разрезается давлением струи воды, без полного размыва поверхности на всю глубину до металла трубопровода.
2. На втором этапе проводят гидродинамическую очистку внутренней поверхности трубопровода (фиг. 6) струей воды высокого давления от 20 до 170 МПа путем пропуска ротационной установки 7, установленной на центраторе 11, протягиваемом в полости трубопровода 4 лебедкой 15 посредством троса 16, или установленной на самоходном механизированном средстве (устройстве) 5 (фиг. 7).
2
При этом осуществляется удаление АСПО и неорганических соединений, обладающих высокой адгезией к поверхности и высокой плотностью (свыше 0,5 МПа и 700 кг/м соответственно), путем разрушения давлением струи воды до полного размыва поверхности на всю глубину до металла трубопровода. При этом из-за повышенного давления расход жидкости значительно уменьшается, что препятствует полному смытию продуктов очистки с внутритрубной поверхности и их полной откачке. При необходимости на втором этапе может осуществляться откачка водонефтяной эмульсии и иных продуктов очистки, например, за счет установки на самоходном механизированном средстве 5 мобильных средств 9 для откачки водонефтяной эмульсии.
3. На третьем этапе осуществляют оценку качества очистки после выполнения второго этапа, дозачистку в местах со сложным профилем трубопровода и обязательную откачку продуктов очистки из нижних точек трубопровода, в случае если там не был врезан временный вантуз. Дозачистку технологического трубопровода 4 (фиг. 4) выполняют струей воды высокого давления от 1 до 20 МПа путем пропуска водоструйной размывочной головки 6, приводимой в движение реактивной тягой струй воды, или установленной на самоходном механизированном средстве 5.
В процессе дозачистки проводят контроль качества очистки при помощи модуля визуально-измерительного контроля, установленного на самоходном механизированном средстве 5 и, при необходимости, по результатам контроля, повторяют циклы очистки трубопровода давлением воды от 1 до 20 МПа и от 20 до 170 МПа для достижения требуемой чистоты поверхности.
Кроме того, в процессе очистки на одном или нескольких этапах проводят откачку образующейся водонефтяной эмульсии посредством мобильных средств 9 откачки в передвижные емкости, размещенные на мобильных средствах 9, либо в емкость временного хранения 17.
При выполнении очистки в любой момент времени может быть прекращена подача воды от насосной установки 8 на размывочную головку 6, а самоходное механизированное средство 5 переведено в режим контроля качества очистки для оперативного контроля выполнения работ по очистке.
4. По результатам визуально-измерительного контроля принимают решение о герметизации очищенного участка с последующим заполнением его внутреннего объема светлым нефтепродуктом (соответствующей марки и типа, которые планируются в дальнейшем при транспортировке по ТТ НПС) для осуществления приемки качества очистки, которое осуществляют путем закольцовывания с помощью сборно-разборного трубопровода и центробежного насоса для обеспечения возможности циркуляции перекачиваемой среды. При этом светлый нефтепродукт выдерживают в статическом режиме в течение не менее 24 часов с последующей циркуляцией в течение 3-х часов, с производительностью, обеспечивающей перекачку не менее 3-х объемов очищаемого участка ТТ НПС, при этом после каждого цикла перекачки осуществляют отбор и анализ проб светлого нефтепродукта. Приемку ТТ НПС прекращают при достижении постоянных значений контролируемых показателей качества светлого нефтепродукта, не превышающих требования нормативных документов к качеству нефтепродуктов, применяемых в качестве контрольных;
5. По результатам выполнения приемки качества очистки светлый нефтепродукт оставляют в ТТ НПС до этапа обратной стыковки очищенных и разделенных участков ТТ НПС или осуществляют опорожнение светлого нефтепродукта из внутреннего объема очищенного участка с последующим его заполнением инертной газо-воздушной смесью для блокирования коррозионных процессов.
Реализация химической очистки поясняется чертежами, на которых: на фиг. 8 показан участок технологического трубопровода 4 с примером подключения сборно-разборного трубопровода (далее - СРТ) 19 для прокачки растворителя АСПО, включающего запорную арматуру 20, запорно-регулирующую арматуру 21, центробежный насос 22, обеспечивающий напор для перекачки транспортируемой среды, фильтры-грязеуловители 23, установленные на входе насоса и емкости 24 хранения растворителя АСПО.
До начала проведения работ по химической очистке, по результатам лабораторных испытаний подбирается эффективный для конкретного состава отложений химический реагент, например, бензол, толуол, керосин (далее - растворитель АСПО), который будет использоваться для проведения очистки ТТ НПС и механо-технологического оборудования нефтеперекачивающей станции. При этом выбор типа растворителя не ограничивается приведенными выше примерами и характеризуется способом воздействия на АСПО - растворением составных частей и разрушением внутренних и межсоставных связей.
Для выбранного растворителя АСПО в лабораторных условиях определяют основные эксплуатационные характеристики, в том числе, предельный коэффициент насыщения.
Для определения предельного коэффициента насыщения выбранного растворителя АСПО, осуществляют отбор образцов АСПО с участков, подвергающихся очистке. Отобранные образцы помещают в растворитель АСПО и выдерживают до тех пор, пока АСПО не перестает переходить в раствор вследствие его предельного насыщения.
3
Предельную концентрацию насыщения (Е) растворителя АСПО (кг АСПО на 1 м растворителя) рассчитывают по формуле:
ост
где m - масса остатка АСПО в бюксе, кг;
- относительная плотность растворителя,
исп.раств
m - масса испарившегося растворителя, кг, которую рассчитывают по формуле:
р-р
где m - масса растворителя в бюксе до испытания, кг
ост
m - масса остатка растворителя, кг
Химическую очистку внутренней поверхности участков ТТ и оборудования НПС осуществляют путем циркуляции растворителя АСПО по очищаемому участку ТТ в следующей последовательности:
3
3
1) Предварительно отделенный в соответствии со схемой на фиг. 1 участок технологических трубопроводов НПС закольцовывают с помощью СРТ и центробежного насоса или насосной установки с суммарной производительностью не менее 300 м/ч для ТТ с диаметром труб более 200 мм и не более 150 м/ч, для ТТ с диаметром труб менее 200 мм, что обеспечивает скорость перекачивания растворителя АСПО и требуемое для его эффективной работы время контакта с отложениями АСПО на поверхности ТТ.
2) Заполняют растворителем АСПО полностью весь внутренний объем очищаемого участка с выпуском воздуха в верхних точках участка.
3) Растворитель АСПО выдерживают в статическом состоянии в течение 24 часов для обеспечения насыщения слоя АСПО растворителем для разрушения его структуры.
4) Проводят циркуляцию растворителя АСПО в прямом направлении, а при технической возможности направление циркуляции меняют каждые 24 часа, при этом, через каждые 12 часов осуществляют отбор проб растворителя АСПО для определения коэффициента насыщения в лабораторных условиях, который определяется по формуле (1).
Прекращают циркуляцию растворителя АСПО при достижении постоянных значений коэффициента насыщения растворителя в трех пробах подряд или при достижении предельного значения коэффициента насыщения. При достижении предельного коэффициента насыщения осуществляют замену растворителя АСПО на новый, с проведением циркуляции новой партии растворителя АСПО до достижения постоянного значения коэффициента насыщения.
5) Удаляют растворитель АСПО и продукты очистки из очищаемого участка технологического трубопровода через врезанные в нижних точках вантузы.
После удаления растворителя АСПО проводят очистку внутренней поверхности ТТ НПС от остатков растворителя АСПО и продуктов очистки путем циркуляции не менее двух партий адсорбционного нефтепродукта, в качестве которого используют нефтепродукт с качественными характеристиками, позволяющими оценить снижение содержания в очищаемом участке остатков растворителя АСПО и продуктов очистки, например, дизельное топливо по ГОСТ 32511 или автомобильный бензин по ГОСТ Р 51866 с массовой долей серы не более 10 ppm. Массовая доля серы определяется в соответствии с методиками, указанными в ГОСТ Р 51947, ГОСТ 19121, ГОСТ Р 52660, в зависимости от типа нефтепродукта, под перекачку которого осуществляется подготовка ТТ НПС.
Проведение очистки партией адсорбционного нефтепродукта осуществляют в следующей последовательности:
1) Заполняют адсорбционным нефтепродуктом весь внутренний объем очищаемого участка ТТ НПС с выпуском воздуха в верхних точках участка технологического трубопровода.
2) Закольцовывают очищаемый участок технологического трубопровода с помощью СРТ и центробежного насоса.
3) Адсорбционный нефтепродукт выдерживают в ТТ НПС в статическом состоянии в течение 24 часов.
4) Производят циркуляцию адсорбционного нефтепродукта в прямом и рециркуляцию в обратном направлении в течение времени, необходимого до достижения постоянного значения контролируемых показателей качества, в качестве которых используют: массовую долю серы (ГОСТ Р 52660), температуру вспышки (ГОСТ 6356), фракционный состав (ГОСТ 2177), концентрации фактических смол (ГОСТ 8499), кислотность (ГОСТ 8489), содержание водорастворимых кислот и щелочей (ГОСТ 6307), коэффициент фильтруемости (ГОСТ Р 51006), плотность (ГОСТ Р 51069).
5) При достижении постоянных значений контролируемых показателей качества в трех пробах подряд прекращают циркуляцию адсорбционного нефтепродукта.
6) Удаляют адсорбционный нефтепродукт через врезанные вантузы в резервуары - сборники нефтеперекачивающей станции (на чертежах не показаны), производят заполнение новой партией и второй цикл циркуляции адсорбционного нефтепродукта, с последующим удалением при выполнении условия по пункту 6.
Циркуляцию адсорбционного нефтепродукта осуществляют со скоростью не более 4,5 м/с, что обеспечивает требуемое время контакта нефтепродукта с внутренней поверхностью ТТ НПС и механо-технологического оборудования, для обеспечения полного удаления остатков растворителя АСПО.
На финальном этапе осуществляется контроль качества очистки ТТ НПС и механо-технологического оборудования нефтеперекачивающих станций путем циркуляции партии контрольного нефтепродукта, в качестве которого используют нефтепродукты, отвечающие требованиям, предъявляемым к топливам экологического класса 5 по TP ТС 013/2011 (например, топливо дизельное ЕВРО 5, летнее класс С, экологического класса К5 по ГОСТ 32511) в следующей последовательности:
1) Заполняют контрольным нефтепродуктом весь внутренний объем очищаемого участка ТТ НПС с выпуском воздуха в верхних точках участка технологического трубопровода.
2) Для обеспечения насыщения контрольного нефтепродукта остатками АСПО и растворителя АСПО осуществляют последовательно:
- отстой контрольного нефтепродукта в статическом состоянии в течение 24 часов;
- закольцовывание очищаемого участка ТТ НПС 4 с помощью СРТ 19 и центробежного насоса 22;
- циркуляцию контрольного нефтепродукта в динамическом режиме в течение 3 часов, с производительностью, обеспечивающей прокачку трех объемов очищаемого участка ТТ НПС за указанный период времени, что обеспечивает перемешивание партии контрольного нефтепродукта и осреднение показателей качества контрольного нефтепродукта по всей закаченной партии, что необходимо для обеспечения точности получаемых результатов, характеризующих качество очистки внутренней поверхности ТТ НПС и механо-технологического оборудования;
- выполняют отбор и анализ проб;
- очистку ТТ НПС прекращают при достижении постоянных значений контролируемых показателей качества контрольного нефтепродукта, не превышающих требования нормативных документов к качеству нефтепродуктов, применяемых в качестве контрольных.
Место отбора ходовых проб контрольного нефтепродукта определяется на профиле технологических трубопроводов. Отбор проб осуществляют при помощи пробоотборного устройства, установленного на горизонтальном сегменте технологических трубопроводов.
При формировании партии контрольного нефтепродукта для закачки в технологические трубопроводы должны использоваться сборно-разборные трубопроводы высокого давления с обязательной их пропаркой перед применением, что обеспечивает чистоту выполняемых контрольных операций за счет удаления возможной погрешности из-за недооткачки ранее использованного растворителя АСПО или адсорбционного нефтепродукта.
Анализ качественных характеристик контрольной партии нефтепродукта осуществляется путем оценки соответствия значений показателей качества требованиям, установленным для данных показателей в нормативной документации. При соответствии оцениваемых показателей качества контрольной партии требованиям нормативной документации, оформляют акт о готовности технологических трубопроводов к перекачке светлых нефтепродуктов.
Заявляемый способ позволяет с использованием одного комплекта оборудования осуществлять комбинированную очистку технологических трубопроводов 4 - объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, контролировать качество выполненной очистки и принимать оперативные решения о количестве необходимых циклов очистки для сокращения затрат на очистку. Ориентировочное сокращение времени работ, по сравнению с уже существующими способами очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов от АСПО, составляет от 10 до 15 суток, что для других способов составляет от 50% и более всего времени работ по очистке.