Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2024
Тема: «Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода
«Калтасы – Уфа – 2» на подводном переходе р.Калмаш
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Руководитель проекта Р.Р. Атнагулов
Технологический раздел
зам. заведующего кафедрой В.В. Гусев
Экономика и организация производства, к.э.н. О.Е. Данилин
Безопасность и экологичность проекта, доц. В.В. Столов
Нормоконтролер А.Е. Бойчук
Дипломный проект защищен с оценкой ___________________________
Секретарь ГАК ____________________________
2008 год
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
1.5 Запасы нефти, газа и конденсата
2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ
2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2
2.2 Характеристика перекачивающей станции
2.3 Характеристика и раскладка труб на участке
Проведение комплексной диагностики трубопровода
Общие положения
2.4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального нефтепровода
Методы технической диагностики, основанные на контроле параметров
Методы магнитного и электромагнитного контроля
Состав и порядок проведения работ по диагностированию
Организация пропуска внутритрубных снарядов
Основные технические данные внутритрубных инспекционных снарядов
2.4.5.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1
2.4.5.2 Профилемер “Калипер”
2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM
2.4.5.4 Магнитный дефектоскоп
Запасовочное устройство
Результаты диагностического обследования
2.6 Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами
2.7 Порядок проведения ремонта дефектов
2.8 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода
2.9 Краткая характеристика подводного перехода
3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
3.1 Расчет толщины стенки трубопровода
3.2 Проверка толщины стенки на прочность и деформацию
3.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе
4 ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ И РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДА «КАЛТАСЫ-УФА-2» НА ПОДВОДНОМ ПЕРЕХОДЕ Р.КАЛМАШ
4.1 Водолазное обследование
4.2 Земляные работы
4.2.1.Разработка подводной траншеи экскаватором с понтона
4.3 Монтажно-укладочные работы подводного перехода
4.3.1 Демонтаж старой нитки трубопровода
4.3.2 Сварочно-монтажные работы
4.3.3. Гидравлическое испытание
4.3.4 Изоляция
4.3.5 Футеровка подводного трубопровода
4.3.6 Балластировка подводного трубопровода
4.3.7 Укладка новой плети трубопровода
4.3.8 Контроль изоляции участка
4.3.9 Берегоукрепления пойменной части подводного перехода
Технология установки обжимной приварной муфты
Общие положения
4.4.2 Конструкция сварной ремонтной муфты
Технология изготовления ремонтной конструкции
4.4..4 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе
5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность
5.2 Охрана труда
5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда
5.2.1.1 Инженерно-технические мероприятия
5.1.1.2. Организационные мероприятия
5.2 Промышленная безопасность
Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии
5.2.2 План ликвидации возможных аварийных ситуаций
5.2.3 Организация управления в ЧС
5.3 Экологичность проекта
6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
СПИСОК ТАБЛИЦ
Таблица 1.1 - Физические параметры пластовых нефтей
Таблица 2.1 - Характеристика труб и металла
Таблица 2.2 - Технические характеристики скребков
Таблица 2.3 - Точность определения размеров и координат дефектов потери металла
Таблица 2.4 - Точность определения размеров и координат дефектов поперечных трещин
Таблица 2.5 - Описание и обнаружение аномалий трубопроводов
Таблица 2.6 - Описание и обнаружение дефектов вмятин
Таблица 2.7 - Описание и обнаружение металлических предметов
Таблица 2.8 - Пропуск специальных скребков
Таблица 2.9 - Пропуск магнитных скребков
Таблица 2.10 - Результаты очистки
Таблица 2.11- Выявленные дефекты
Таблица 4.1 Температура и время прокалки электродов
Таблица 4.2 - Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты.
Таблица 5.1 - Взрыво и пожароопасные свойства нефти
Таблица 5.2 - Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам по ГОСТ 12.1.011-78
Таблица 5.3 - Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована
Таблица 5.4 - Параметры расположения строительной техники около траншеи
Таблица 5.5 - Нормы выдачи спецодежды
СПИСОК РИСУНКОВ
Рисунок 2.1 – Очистной скребок типа СКР1.
Рисунок 2.2 - Профилемер “Калипер”
Рисунок 2.3 - Дефектоскоп Ультраскан
Рисунок 2.4 - Магнитный скребок
Рисунок 2.5 – Снаряд-шаблон магнитного дефектоскопа MFL.
Рисунок 2.6 - Магнитный дефектоскоп
Рисунок 2.7- Оборудование, используемое при запасовке магнитных снарядов
Рисунок 2.8 - Запасовка дефектоскопа WM в камеру запуска.
Рисунок 2.9 - Оборудование, используемое при выемке магнитных снарядов
Рисунок 4.1 - Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты.
Рисунок 4.2 Последовательность наложения швов по сечению сварного соединения продольных стыков муфты.
РЕФЕРАТ
Дипломный проект содержит 129 страницы текста, 19 таблицы, 11 рисунков.
СИСТЕМА СБОРА, ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРАНСПОРТ
Объектом дипломного проектирования является
Цель дипломного проектирования – разработка предложений по реконструкции
Проведен анализ
В результате предложены мероприятия по повышению надежности
Предложена система реконструкции сбора на Арланском месторождении.
Степень внедрения – имеет практическое внедрение на производстве.
ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
РД – Руководящий документ
МН – Магистральный нефтепровод
ОАО МН – Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов
НПС – Нефтеперекачивающая станция
ЛПДС – Линейно-производственная диспетчерская станция
ВИС – Внутритрубный инспекционный снаряд
ДПР – Дефект, подлежащий ремонту
ПОР – Дефект первоочередного ремонта
ИПТЭР – Институт проблем транспорта и энергоресурсов, г. Уфа
ДДК – Дополнительный дефектоскопический контроль
WM – Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов потери металла, расслоений, измерения толщины стенки трубы
MFL – Магнитный внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов кольцевых сварных швов, потери металла
CD – Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления трещиноподобных дефектов стенки трубы и сварных швов
АЭД – Акустико-эмиссионная диагностика
ЦТД – Центр технической диагностики
ЭХЗ – Электрохимическая защита
ВВЕДЕНИЕ
В решении экономических и социальных задач трубопроводный транспорт приобрел важное народнохозяйственное значение. Объем транспортируемой по трубопроводам нефти составляет 93 % от общего объема транспортировки.
Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.
Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.
При транспортировке больших объемов нефти, высоких давлениях необходимо обеспечивать надежность магистральных нефтепроводов и предупреждение отказов, аварий. Естественное старение магистральных нефтепроводов и в связи с этим значительное повышение требований к их экологической безопасности – характерные особенности условий работы трубопроводного транспорта нефти. Эти моменты и определяют основные направления совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли. В компании «Транснефть» к этим направления относят следующие:
- оснащение специализированных аварийно-восстановительных пунктов современным оборудованием и техническими средствами для ликвидации аварий и устранение дефектов нефтепроводов, в том числе на подводных переходах;
- внедрение систем мониторинга технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов;
- развитие системы и технологий планирования ремонта и предотвращения отказов магистральных нефтепроводов, в основе которых лежит оценка степени опасности выявленных дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;
- развитие информационных технологий комплексного анализа технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов на основе сопоставления данных внутритрубной инспекции, данных о состоянии электрохимической защиты от коррозии, данных о русловых процессах на подводных переходах, данных об отказах, авариях и ситуационных измерениях в зоне трассы трубопроводов;
- создание надежных машин и механизмов для выборочного и капитального ремонта магистральных нефтепроводов, позволяющих производить ремонт с заменой изоляции и устранением дефектов. В состав этих комплексов входят землеройная техника, подкапывающие, очистные, праймирующие и изоляционные машины нового поколения.
- создание стационарных и мобильных рубежей задержания и улавливания нефти на основе применения современных боновых заграждений и высокоэффективных систем сбора нефти с поверхности воды.
Качество выполнения ремонтных работ во многом определяется совершенством применяемых машин и механизмов, качественной организацией операционного контроля на всех этапах ремонта и, наконец, грамотным выполнением требований технологии ремонта.
При обнаружении дефектов появляется необходимость в обосновании тех или иных способов восстановления работоспособности нефтепровода (капитальный ремонт нефтепровода или выборочный ремонт дефектов, подлежащие немедленному устранению, расположены на значительном удалении друг от друга).
В разделе «КИП и автоматика» освещен вопрос о назначении, устройстве и принципе действия Толщиномера МТ-50НЦ.
В разделе «Безопасность и экологичность проекта» описываются мероприятия по избежанию опасных ситуаций при выполнении работ по вырезке «катушки».
В разделе «Экономика» приведен расчет экономической эффективности проведения комплексной диагностики линейной части нефтепровода «Калтасы-Уфа II».
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Общие положения
Система внутритрубной диагностики является основной составной частью системы диагностики линейной части магистральных нефтепроводов.
При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность всех видов работ.
Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации, полученной при проведении внутритрубной инспекции участков магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени опасности и принятии решения:
· о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных режимах;
· о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;
· о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной локализацией мест его проведения).
Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при необходимости, вида и причины дефекта.
Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и надежности.
ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне непосредственного техногенного воздействия данного объекта.
Магнитный дефектоскоп
Магнитный дефектоскоп предназначен для высокоточной дефектоскопии трубопроводов методом регистрации рассеяния магнитного потока, обнаружения и определения размеров дефектов потери металла и поперечных трещин по всей окружности трубопровода.
При подготовке нефтепровода к диагностическому обследованию (для удаления мусора, состоящего из металлических предметов в виде остатков электродов, проволки и т.п.) необходим пропуск магнитных скребков (рисунок 2.4).
Для трубопроводов диаметром 720 мм снаряд выполнен двухсекционным (рисунок 3.5 и 3.6). Секции соединены между собой буксировочными тягами с универсальными шарнирами.
Передняя секция представляет собой стальной корпус, с обоих концов которого по периметру расположены постоянные магниты со щетками, между которыми расположено кольцо датчиков и другие элементы внешней электроники.
На передней и задней частях корпуса устанавливаются полиуретановые манжеты. В носовой части имеется такелажное кольцо с установленным “грибком” для выемки снаряда из камеры приема, а также поддерживающие колеса. В задней части корпуса расположено такелажное кольцо и универсальный шарнир.
Вторая секция дефектоскопа для трубопроводов диаметром 720 мм представляет собой стальной корпус, в котором размещаются: модуль обработки и записи данных, батарейный модуль. На внешней части корпуса расположены: второе кольцо датчиков, позволяющих уточнить местоположение дефектов, датчики температуры и дифференциального давления, другие элементы внешней электроники. На передней и задней частях корпуса расположены поддерживающие колеса, предназначенные для центрирования снаряда в трубе и такелажные кольца, сзади установлены также три одометрических колеса для измерения пройденной дистанции, на переднем торце имеется универсальный шарнир.
Рабочий диапазон скоростей 0,5 – 4 м/с.
Диапазон инспекции трубопровода при скорости 0,5 м/с 150 км.
Диапазон инспекции трубопровода при скорости 1 м/с 300 км.
Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый снарядом:
1,5 Dн на 90°.
Полное сужение диаметра трубы (по всей окружности) 85% минимального внутреннего диаметра, длиной менее двух диаметров.
Диапазон рабочих давлений 0,5 – 10 МПа.
Температурный диапазон продукта от 0º до +50ºС.
Обнаруживаемые дефекты и особенности:
1) дефекты потери металла, связанные с коррозией (внешней и внутренней), включая дефекты потери металла в зоне кольцевых швов, дефекты потери металла, связанные с вмятинами и дефекты потери металла, находящиеся под кожухами;
2) дефекты потери металла, связанные с зазубринами;
3) дефекты потери металла, расположенные под ремонтными муфтами;
4) дефекты потери металла, связанные с заводскими дефектами;
5) сварные швы – кольцевые, продольные и спиральные;
6) аномалии сварных соединений, включая поперечные трещины (по окружности) внутри кольцевых швов;
7) вмятины, включая любые связанные с ними поперечные трещины;
8) металлургические заводские дефекты;
9) повреждения, возникшие в ходе строительства;
10) изменения номинальной толщины стенки;
11) трубопроводная арматура и фитинги, (включая: тройники, отводы, задвижки, изгибы, аноды, вставки для линейной компенсации, внешние опоры, ремонтные муфты, точки катодной защиты – ферромагнитного типа).
12) металлические предметы вблизи трубопровода, которые обладают потенциалом оказания отрицательного влияния на изоляционное покрытие трубопровода или на систему катодной защиты;
13) кожухи, включая эксцентрические кожухи, где степень эксцентричности представляет угрозу изоляционному покрытию трубопровода или системе катодной защиты;
14) реперные магниты;
15) расслоение поверхности труб.
Точность определения размеров и координат дефектов потери металла - 99% всех дефектов потери металла измеряются с точностью, указанной в таблице 2.3.
Координаты трубопроводных аномалий, таких как вмятины, эксцентрические кожухи, металлические предметы и трубопроводные фитинги, то есть клапаны, задвижки, отводы и т.п., будут также определены с точностью, указанной в таблице 2.3.
1) Примечание* - дефект потери металла характеризуется минимальной четырехугольной рамкой, определяемой шириной по окружности (W) и длиной по оси (L), которая является площадью части поверхности трубы, пораженной дефектом;
2) ** - в зависимости оттого, что больше;
3) t – номинальная толщина стенки трубы:
Таблица 2.3
Точность определения размеров и координат дефектов потери металла [30]
| Язвенная коррозия< (3tx3t)* | Общая коррозия >(3t x 3t)* | Задиры (L>2w) | |
| Минимальная глубина точного определения размеров | 0,4t при поверхностных размерах свыше: (t/2 + 5 мм) х (t/2 + 5 мм) | 0,2 t | 0,4t если w>2t или 15мм** 0,2 если w>3t или 25мм** |
| Точность определения размеров (глубина) | ±0,3t | ±0,3t | ±0,3t если w>2t или 15мм** ±0,3t если w>3t или 5мм** |
| Точность определения размеров (длина) | ±30мм | ±40мм | ±40мм |
| Точность определения координат (по оси) | ±0,2 м между дефектом и реперным кольцевым швом и ±1% от указанной дистанции между ближайшим реперным кольцевым швом в направлении против потока продукта и конкретной реперной точкой. Точность измерительной системы дефектоскопа ±0,1% от пройденной дистанции. | ||
| Точность определения координат (по окружности) | ±7,5 градусов; для простоты использования принято понятие “до ближайшего положения полчаса”. | ||
Магнитный дефектоскоп способен обнаруживать, измерять и определять координаты поперечных трещин с размерами, указанными в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Точность определения размеров и координат дефектов поперечных трещин [30]
| Минимальная ширина по окружности для точного определения размеров | >80мм, при глубине >0,3t Точность определения размеров будет ±40мм от указанной длины по окружности и ±0,4t указанной глубины |
| Минимальная ширина по окружности для точного обнаружения | >50мм, при глубине >0,25t |
| Точность определения координат (по оси) | ±0,2м между дефектом и реперным кольцевым швом и ±1% от указанной дистанции между ближайшим реперным кольцевым швом в направлении против потока продукта и конкретной реперной точкой. Точность измерительной системы дефектоскопа ±0,1% от пройденной дистанции. |
| Точность определения координат (по окружности) | ±7,5 градусов, для простоты использования принято понятие “до ближайшего положения полчаса”. |
Обнаружение и измерение других аномалий трубопроводов
Аномалии сварных швов
Следующие виды аномалий сварных швов могут обнаруживаться в соответствии в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Описание и обнаружение аномалий трубопроводов [30]
| Описание | Обнаружение |
| Непровар | Согласно таблице 1.3 |
| Смещение кромок труб | Обнаружение, если больше 4% длины окружности трубы |
| Ремонт швов (зачистка излишков металла на шве) | Согласно таблице 1.3 |
| Шлаковые включения | Согласно таблице 1.3 |
| “Сосульки” | Обнаружение при высоте свыше 3 мм |
| Поры | Согласно таблице 1.3 |
Вмятины
Вмятины свыше 5% номинального диаметра обнаруживаются при пропуске многосекционного снаряда-шаблона. Остальные вмятины обнаруживаются и охарактеризовываются согласно приведенной ниже таблице 2.6.
Таблица 2.6
Описание и обнаружение дефектов вмятин [30]
| Обнаружение | Если составляют больше 2% от номинального диаметра трубы с или без потери металла и поперечных трещин |
| Описание | Как незначительные, если составляют 2% - 3% от номинального диаметра трубы. Как крупные, если составляют 3% - 5% от номинального диаметра трубы |
Металлические предметы
Металлические предметы, представляющие угрозу системам катодной защиты, обнаруживаются и охарактеризовываются, согласно таблице 3.7.
Таблица 2.7
Описание и обнаружение металлических предметов [30]
| Обнаружение | Если масса больше 2 кг при расположении большей части массы в 25 миллиметровой зоне от трубы Если масса больше 10 кг при расположении большей части массы в 50 миллиметровой зоне от трубы |
| Описание | Как близко лежащий или прикасающийся к трубе предмет |
Аномалии кожухов
Смещение кожухов может вызвать механические повреждения и повреждения системы катодной защиты. Наличие кожухов будет зарегистрировано и включено в отчет. Смещение кожухов будет включено в отчет как “Эксцентрический кожух” или как “Прикасающийся” к стенке трубопровода.
Система электроники дефектоскопа позволяет ввести задержку включения дефектоскопа для проведения диагностики длинных участков трубопроводов за несколько пропусков или запрограммировать включение дефектоскопа для диагностирования заранее выбранных участков (до 3 участков).
Запасовочное устройство
Запасовочное устройство (рисунок 2.7) – приспособление, предназначенное для затягивания тросом многосекционных снарядов в камеру запуска при помощи лебедки или подъемного крана. Устройство устанавливается на фланец специального патрубка, приваренного к камере запуска за пределами ее расширенной части. Приспособление состоит из трубы с приваренным крепежным фланцем, таким же, как и фланец патрубка, одного или двух направляющих роликов. Длина трубы с роликом L, входящая в патрубок, должна быть не более половины номинального диаметра камеры. Вращающиеся и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из материалов, исключающих искрообразование.
Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами
Общие положения
В данном разделе приводятся основные положения технологий ремонта нефтепроводов, применяемых при выборочном и капитальном ремонте.
Ремонт методом шлифовки, заварки и установкой муфт проводится без остановки перекачки нефти.
Каждый ремонт должен отражаться в паспорте нефтепровода.
Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе, как при остановке, так и без остановки перекачки при давлениях, ограниченных условиями: безопасностью производства работ и давлением, определяемым из условий технологии установки муфты. При установке муфт давление должно соответствовать наименьшему из давлений, определяемому по перечисленным условиям.
Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной в установленном порядке и иметь паспорт.
Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.
Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.
Шлифовка
Шлифовка используется для ремонта участков труб с дефектами типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность и мелких трещин. Максимальная глубина зашлифованного участка должна быть не более до 20% от номинальной толщины стенки. При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений. Максимальное допустимое давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки – не более 2,5 МПа. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.
Заварка дефектов
Заварку разрешается применять для ремонта дефектов типа "потеря металла" (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм.
Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают величин, указанных в РД 153-39.4-067-04*. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 4t (t - номинальная толщина стенки трубы). Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов должно быть не менее 4t.
Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном нефтепроводе не допускается.
Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров) зачищается до металлического блеска. Наличие следов коррозии на месте заварки не допускается.
При выборочном ремонте максимальное допустимое давление в трубе при заварке определяется из условий:
Рзав < 0,4×tост МПа при tост < 8,75 мм;
Рзав < 3,5 МПа при tост > 8,75 мм.
Здесь tост - остаточная толщина стенки на месте заварки, мм;
коэффициент 0,4 имеет размерность МПа/мм.
После завершения заварки дефекта наплавленный металл должен быть обработан шлифовальным кругом до получения ровной поверхности и иметь усиление не более 1 мм с плавным переходом к основному металлу.
Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю. Результаты контроля должны фиксироваться в сварочном журнале.
Вырезка дефекта (замена катушки)
При этом способе ремонта участок трубы с дефектом (катушка) должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной катушкой. Вырезка дефекта должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при установке муфт (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией), экономической нецелесообразности установки муфт из-за чрезмерной длины дефектного участка.
Ввариваемые катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания внутренним давлением в соответствии со СНиП 2.05.06-85*, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95% нормативного предела текучести (заводское испытательное давление).
Ввариваемые катушки должны устанавливаться в соответствии с утвержденной технологической картой, иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены. Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки не допускаются.
Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать действующим нормативным документам, отвечающим требованиям вновь строящегося трубопровода.
Установка ремонтных муфт
Требования на изготовление муфт
Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях, ЦБПО или ремонтных участков ОАО МН в соответствии с утвержденными техническими условиями, технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.
Муфты должны быть изготовлены из листового материала или из новых (не бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения магистральных нефтепроводов.
Для изготовления муфт применяются низколегированные стали марок 09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У или аналогичные им. Толщина стенки муфты и ее элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальная толщина ее стенки должна быть увеличена в соответствии с расчетом по СНиП 2.05.06.-85*. При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20%. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.
Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности муфт не допускаются.
Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты.
Перед установкой муфты в целях правильности выбора ремонтной конструкции необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением акта проведения дефектоскопического контроля.
Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины ремонтируемого дефекта и в соответствии с требованиями технологии на установку муфт данного типа. Длина цилиндрической части удлиненной галтельной муфты для ремонта гофр не должна превышать 1,5Dн. Длина полости галтельной муфты с короткой полостью, в которой должен находиться поперечный сварной шов ремонтируемого участка, не должна превышать 100 мм.
В местах приварки муфты и ее элементов к трубе нефтепровода должна быть проведена проверка на отсутствие дефектов стенки трубы. При наличии дефектов в стенке трубы приварка муфты в данном месте не допускается.
Композитная муфта устанавливается по композитно-муфтовой технологии. Композитные материалы должны быть испытаны и допущены к применению установленным порядком.
Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются.
Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.
Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы должны пройти визуальный и ультразвуковой контроль. Наличие дефектов, превышающих требования ВСН 012-88, не допускается. Дополнительно могут применяться магнитопорошковый или другие методы.
РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
Водолазное обследование
Перед началом производства земляных работ выполняется водолазное обследование дна реки Калмаш с целью выявления препятствий, мешаюших производству работ и проверке совпадения черных отметок с проектными После вскрытия нитки трубопровода до его демонтажа (протаскиванием), также производится водолазное обследование.
После окончания доработки траншеи до проектных отметок, до укладки новой нитки трубопровода производится водолазное обследование подводной траншеи по дну, глубины траншеи и величины откосов по проекту.
После окончания укладки выполняется водолазное обследование уложенного трубопровода с целью проверки его положения на дне траншеи.
После засыпки подводной траншеи выполняется водолазное обследование с целью соответствия фактических отметок засыпки проектным.
Обследование дна подводного перехода по ходовому тросу:
Перед обследованием необходимо выполнить следующие дополнительные мероприятия:
-установить на обоих берегах створные знаки обозначающие границы обследуемой полосы в пределах ширины раскрытия траншеи плюс пять метров выше и ниже по течению;
-проложить направляющие тросы по границам обследуемой полосы;
-уложить ходовой трос, имеющий на концах балласт с буйками, в начале обследуемой полосы.
Двигаясь от одного конца к другому концу ходового троса водолаз выполняет обследование дна. Дойдя до конца ходового троса , водолаз переносит его вместе с балластом и буком по направляющему тросу на расстояние двойной видимости под водой. Другой конец переносится на такое же расстояние рабочими на лодке. После этого двигаясь по ходовому тросу в обратном направлении, водолаз продолжает обследование. Длина ходового троса принимается чуть больше ширины обследуемой полосы.
Обследование трубопровода уложенного в траншею:
Водолаз передвигается по дну подводной траншеи вдоль уложенного трубопровода, при этом проверяет состояние трубопровода после выполнения укладки (протаскиванием). Проверяется целостность футеровки и изоляции, возможное смещение грузов, совпадение положения трубопровода в траншеи с проектным положением. Периодически водолаз отходит от трубопровода к бровке траншеи, при этом проверяется фактическое положение уложенного трубопровода. Обо всех отклонениях от проектного положения трубопровода (наличие провисов, отклонение от оси траншеи) водолаз докладывает на поверхность и отмечает эти места буйками. После выбора всей длины водолазного шланга водолаз буком место следующего погружения, переходит на другую сторону трубопровода и обследует данный участок в обратном направлении.
Земляные работы
Земляные работы необходимо производить поэтапно:
I этап - вскрытие существующего трубопровода;
II этап - доработка траншеи после извлечения трубопровода до отметок предусмотренным проектом.
Вскрытие трубопровода в русле производится с помощью гидромонитора, при этом сначала грунт снимается над трубой, за тем последовательными проходами гидромонитора вдоль трубы разрабатывается грунт до нижней образующей трубы. Одновременно со вскрытием трубопровода в русле производится разработка урезной части траншеи. На пойме грунт разрабатывается экскаватором до проектных отметок. После демонтажа существующего трубопровода, в русле и урезах траншея дорабатывается гидромонитором до проектных отметок, а так же возможна с помощью экскаватора установленного на понтоне.
На пойме после демонтажа производят подчистку траншеи.
Грунт от разработки траншеи гидромонитором (или экскаватором) транспортируется в подводные отвалы за пределы раскрытия траншеи.
Ширина русловой траншеи по дну принята 3.0 м согласно ВСН-010-88, на пойме ширина траншеи принята из условия геометрических размеров ковша.
Засыпка подводной траншеи предусматривается гидромонитором, ранее разработанным грунтом из подводного отвала, до черных отметок. Объём засыпки принят с учетом потерь грунта на отмачивание. Засыпка урезов производится сначала гидромонитором затем бульдозеро до черных отметок. На пойме трубопровод засыпается бульдозером до черных отметок.
Технология работ.
До производства земляных работ необходимо:
- принять в установленном порядке створ перехода;
- произвести вынос реперов из зоны производства работ, установить водомерный пост;
- получить разрешение на производство работ;
- произвести вырубку леса и расчистку строительной полосы от кустарника;
- выполнить срезку плодородного слоя с учетом последующей рекультивацией;
- выполнить разбивку трассы на местности границ разработки траншеи и расположения отвалов грунта;
- произвести мероприятия по отводу поверхностных вод.
Бульдозерные работы.
Разработку траншеи производят захватами в направлении ближайшего отвала грунта. Отвалы располагают за пределами раскрытия траншеи, но в пределах полосы отвода. Высоту и ширину отвалов определяют с учетом местных условий.
В зависимости от условий работ и вида грунтов применяют 3 способа набора грунта бульдозером: прямоугольный, гребенчатый, клиновой.
Набор грунта прямоугольным способом - стружкой постоянной толщины применяется при работе бульдозера на подъеме и при значительном сопротивлении копанию.
Набор грунта гребенчатым способом применяется при разработке плотных и сухих грунтов.
Набор грунта клиновым способом применяется при разработке грунтов с малым сопротивлением копанию.
Для уменьшения потерь грунта разработку траншеи бульдозером выполняют по ярусно-траншейной схеме путем устройства параллельных полос - траншей шириной, равной ширине бульдозера, и разделенных стенками шириной до 1м. После разработки траншеи на глубину всего яруса производится разработка стенок между траншеями.
Грунт из траншеи в отвалы перемещается на расстояние 30 ... 40 м без промежуточных отвалов. При перемещении грунта на дальние расстояния с целью сокращения потерь грунта, грунт складируемая в промежуточный отвал, который по мере накопления грунта перемещается в отвал.
По окончании бульдозерных работ производитель работ производит их приемку, уточняет границы разработки траншеи экскаватором.
Экскаваторные работы.
Перед началом экскаваторных работ производят разбивку осей проходок, разметку границ работы экскаватора.
Разработку траншеи экскаватором начинают от уреза реки. Для улучшени условий работ экскаватора рекомендуется оставлять грунтовую перемычку с отметкой верха на 0.5 ... 1 м превышающей отметку уровня воды в реке. Откачку вод из траншеи производят водоотливным агрегатом.
В случае необходимости перемещения извлеченного экскаватором грунта на расстояние, превышающее радиус выгрузки экскаватора, используется бульдозер.
Разработка грунтовой перемычки производится в последнюю очередь.
Работа экскаватора без анкеровки допускается при продольных уклонах, не превышающих значений: 16.50 на увлажненной супеси; 210 – сухая супесь; 20 ... 22 0 - на песчаных и гравийных грунтах.
При работе экскаватора на уклонах, превышающих указанные предельные значения, но не более 36 0 обязательна его анкеровка.
В качестве подвижного анкера используется бульдозер. Для повышения безопасности работа экскаватором ведется с верху в низ. В условиях данного перехода продольные уклоны не превышают предельных значений, анкеровка не требуется.
Сварочно-монтажные работы
До начала сварочно-монтажных работ необходимо:
- получить следующую документацию: сертификаты и паспорта на трубы и сварочные материалы; список сварщиков; копии удостоверений сварщиков; заключения результатов механических испытаний допускных и контрольных сварных соединений; журнал регистрации результатов механических испытаний допускных и контрольных соединений;
- спланировать площадку;
- построить временные дороги вдоль площадки;
- развести и разложить на площадке трубе (секции труб) с учетом расчетной длины плетей;
- разместить в зоне производства работ кран - трубоукладчик, сварочный агрегат, бульдозер, наружный центратор, инвентарные лежки, передвижную защитную палатку.
Трубы должны соответствовать требованиям технических условий.
Перед сборкой труб (секций) необходимо:
- произвести визуальный осмотр поверхностей труб;
- очистить внутреннюю полость труб от загрязнений и посторонних предметов;
- выправить вмятины на концах труб с использованием безударных разжимных устройств;
- обрезать дефектные участки труб;
- зачистить электрошлифмашинкой до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм, обнаруженные дефекты устраняются согласно п.4.2 СНиП III-42-80.
Сборка труб (секций) с помощью наружного центратора производится в следующем порядке:
- на торец первой подготовленной к центровке трубы установить центратор;
- трубоукладчиком с помощью клещевого захвата или стропа поднять вторую, подготовленную к центровке трубу, и зачищенным концом ввести его в центратор;
- установить требуемый зазор, стянуть центратор винтовым зажимом;
- произвести прихватку стыка.
Непосредственно перед прихваткой и сваркой производится просушка (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков шириной не менее 150 мм.
После окончания центровки труб выполняют сварку первого корневого слоя шва. При вынужденных перерывах более 3 минут во время сварки корневого слоя шва необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева. Необходимость подогрева и его параметры определяют в зависимости от эквивалента углерода стали, толщины стенки стыкуемых труб, температуры окружающего воздуха и покрытия электродов. Если это правило не соблюдено, то стык должен быть вырезан и заварен вновь.
К моменту окончания центровки труб необходимо просушить электроды, температура и время прокалки указаны в таблице 4.1
Таблица 4.1
Температура и время прокалки электродов [20]
Электроды
Поле сварки корневого слоя шва электродами с целлюлозным покрытием его поверхность зачищается от шлака шлифмашинкой до получения плоской поверхности.
Горячий проход осуществляется непосредственно после сварки и шлифовки корневого слоя шва, выполненного только с применением целлюлозных электродов. Время между окончанием сварки первого слоя шва и началом выполнения горячего прохода не должно превышать 5 минут. При вынужденных перерывах после сварки первого слоя шва более 5 минут необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева. Если это условие не выполняется, то стык должен быть вырезан и заварен вновь.
Перед наложением каждого последующего слоя шва поверхность предыдущего слоя шва должна быть очищена от шлаков и брызг наплавленного металла, После окончания сварки поверхность облицовочного слоя шва так же должна быть очищена от шлака и брызг.
Величина зазора при сборке труб, температура предварительного подогрева, тип и марка сварочных электродов определяется технологической картой на сварку труб, утвержденной главным инженером треста и территориальной конторой по качеству строительства.
Сварочные соединения подвергают внешнему осмотру и неразрушающему контролю физическими методами. Внешнему осмотру подвергают все сварные стыки, для чего каждый стык перед осмотром необходимо очистить от шлака, грязи и брызг наплавленного металла. При этом сварные соединения не должны иметь трещин, подрезов глубиной более 0.5 мм, недопустимых смещений кромок, прожогов, кратеров и выходящих на поверхность пор, а также других дефектов формирования шва. Ширина шва должна соответствовать технологической инструкции на конкретный метод сварки, усиление шва должно быть высотой 1...3 мм и иметь плавный переход к основному металлу.
Неразрушающему контролю стыки труб выполненные электродуговой сваркой, подвергаются в объёме 100 % на участках трубопроводов I категории, стыков захлестов, ввариваемых катушек и арматуры контролируется рентгеновскими или гамма - графическими методами. Используется рентгеновский аппарат “Мир-2Д”, который способен просветить стенку толщиной до 20 мм.
Гидравлическое испытание
Испытание подводного перехода следует производить в соответствии с требованиями ВСН 011-88 под руководством комиссии, состоящей из представителей генерального подрядчика, заказчика или органов технадзора.
Перед началом необходимо предупредить местные органы о сроках, порядке проведения работ и провести оповещение об этом жителей населенных пунктов.
I этап испытания на сварочно-монтажной площадке до изоляции. До начала производства работ по гидравлическому испытанию необходимо:
- сварить трубы в плеть;
- провести 100% контроль сварных соединений радиографическим методом;
- очистить трубопровод от окалины, грунта, мусора и других посторонних предметов;
- спланировать площадку с продольным уклоном 2...50 в сторону уреза воды;
- подготовить к работе машины, оборудование, приспособления и инструменты.
Для проведения испытания на прочность и проверки на герметичность необходимо:
- выложить трубоукладчиками трубопровод на площадке;
- приварить на обоих концах плети катушки с заглушками; разместить места установки манометров, воздухоспускных кранов и патрубков;
- газовой резкой вырезать отверстия по диаметру штуцеров и патрубков;
- вварить в отверстия воздухоспускные краны, штуцеры и патрубки, установить манометры, подсоединить наполнительный и опрессовочный агрегаты.
Работы по гидравлическому испытанию производятся в следующей последовательности:
- открываются воздухоспускные краны и закрываются краны на патрубках для освобождения трубопровода от воды;
- закачивается вода в трубопровод;
- когда из всех воздухоспускных кранов начнут выходить струи воды (трубопровод полностью заполнен водой), воздухоспускные краны закрываются;
- подымается давление в трубопроводе до максимально возможного при помощи наполнительного агрегата, после чего кран на подводящей линии этого агрегата перекрывается;
- включается опрессовочный агрегат и увеличивает давление до величины испытательного. Давление увеличивается постепенно и равномерно без толчков и ударов, с постоянным контролем за состоянием трубопровода визуально и по манометрам. В процессе подъема давления поверхность трубопровода осматривается при давлении равном 1/3 и 2/3 испытательного. При осмотрах повышение давления прекращается
- закрываются все краны на подводящих линиях и трубопровод выдерживается под испытательным давлением в течение 6 часов;
- снижается испытательное давление до рабочего путем выпуска воды через патрубок для освобождения от воды, и производится проверка на герметичность. Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра, но не менее 12 часов.
Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность трубопровод не разрушился, а при проверке на герметичность давление остается неизменным, отсутствуют утечки.
После испытания трубопровод освобождается от воды через отводящий патрубок самотеком или продувкой воздухом, срезаются катушки с заглушками и арматурой для испытания, демонтируются обвязочные и подводящие трубопроводы.
II этап испытания - после укладки трубопровода, но до засыпки.
До начала производства работ необходимо:
- уложить трубопровод в подводную траншею;
- провести промеры и водолазное обследование уложенного трубопровода;
- подготовить к работе оборудование.
Технология и организация работ на 2 этапе аналогична I этапу. Время выдержки под давлением при испытании на прочность 12 часов, при проверке на герметичность - 12 часов.
Испытательные давления имеют следующие значения:
- при испытании участка в границах подводно-технических работ
I этап 8.25 МПа;
II этап 6.9 МПа;
- при испытании пойменных участков
I этап 6.9 МПа;
II этап 6.05 МПа.
Изоляция
До начала работ по нанесению изоляции на трубопровод необходимо:
- провести испытание на прочность и герметичность;
- выполнить планировку монтажной площадки;
- проверить наличие и качество изоляционных материалов;
- подготовить к работе машины, и механизмы, другое оборудование;
- получить разрешение на изоляцию трубопровода.
Работы по изоляции выполняются в следующей последовательности:
- со склада к месту работы вывозятся изоляционные материалы;
- на плеть трубопровода при помощи трубоукладчика насаживается комбайн;
- комбайн заполняется клеевой грунтовкой, на шпули устанавливаются рулоны и регулируются по диаметру изолируемого трубопровода и величине нахлеста;
- производится машинная очистка и изоляция плети трубопровода;
- проверяется качество изоляционного покрытия, при необходимости выполняется ремонт.
Перед насадкой комбайна на торец трубопровода надевается конус для предохранения от повреждений рабочих органов машины и кромки трубопровода. Трубопровод поддерживается на весу трубоукладчиком при помощи троллейных подвесок. Изоляционную ленту и соответствующую ей грунтовку следует наносить на очищенную от продуктов коррозии, окалины, грязи, масляных пятен, пыли наружную поверхность трубопроводов. Поверхность трубопровода при нанесении грунтовки и ленты должна быть сухой. Для обеспечения равномерного покрытия очищенный поверхности трубопровода грунтовку перед нанесением следует тщательно перемешать. Слой грунтовки должен быть сплошным и не иметь подтеков, сгустков, пузырей. грунтовку в случае необходимости перед нанесением допускается разбавить растворителем, вводя его не более 10% от разбавляемого объёма.
Изоляционную полимерную ленту следует наносить на трубопровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке при температуре не ниже минус 400С. При температуре воздуха ниже 100С рулоны ленты и обертки перед нанесением необходимо выдержать не менее 48 часов в теплом помещении при температуре 150С, но не выше 450С. При температуре окружающего воздуха ниже 30С поверхность изолируемого трубопровода необходимо подогревать до температуры не ниже 150С, но не выше 500С.
При установке на шпулю нового рулона ленты, конец нанесенного полотнища поднимают на 10..15 см и под него подкладывают начало разматываемого рулона. Эти концы разглаживают на изолируемой поверхности и за тем прижимают рукой до нахлеста их последующим витком ленты.
Поверхность трубопровода необходимо предохранять от попадания на нее смазочного масла из трансмиссии и воды из систем охлаждения машин.
Все дефектные участки изоляции следует исправлять сразу после их обнаружения. Поврежденный участок необходимо освободить от обертки и изоляционной ленты. Ветошью, смоченной растворителем, с поверхности поврежденного участка тщательно удаляется пыль, грязь, влагу. Далее на ремонтируемый участок тонким слоем 0.1 ... 0.2 мм следует нанести соответствующую клеевую грунтовку и заплатку из липкой ленты, заплата должна перекрывать дефект не менее чем на 15 см по периметру. Крупные повреждения изоляции следует ремонтировать, нанося липкую ленту спирально по клеевой грунтовке. При этом ее наносят, захватывая на 5..10 см имеющуюся изоляцию на смежных участках с нахлестом 50 % ширины рулона плюс 3 см.
Сплошность отремонтированного изоляционного покрытия следует проверять дефектоскопом до нанесения защитной обертки. Во время дождя и сильного ветра изоляционные работы не производятся.
Контроль изоляции участка
Контроль качества изоляции после укладки трубопровода производится до вварки в общую трассу, но не ранее чем через две недели после засыпки. Контроль производится по результатам испытания методом катодной поляризации в соответствии с “Инструкцией по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией” (ВСН 2-20-76).
Поляризация проводится в следующем порядке:
- измеряют естественную разность потенциалов “труба - земля” в начале и в конце участка, при измерениях источник постоянного тока должен быть включен;
- включают источник постоянного тока; устанавливают требуемую силу тока, (определяем по номограмме ) и поддерживают ее постоянной в течении всего периода испытаний;
- по истечении трех часов поляризации измеряют разность потенциалов “труба - земля” в начале и конце участка. Если смещение разности потенциалов менее указанных значений или смещение достигается при силе тока, превышающей величину, определяемую по номограмме, качество изоляции оценивают как неудовлетворительное.
Общие положения
Настоящая технология распространяется на ремонт дефектов на действующих нефтепроводах диаметром 377¸1220 мм из сталей с временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55кгс/мм2) с применением стальных муфт. Муфта не допускается к установке на спиралешовных трубах и трубах из термоупрочненных и дисперсионнотвердеющих сталей.
Технология распространяется на ремонт муфтами трубопроводов I-IV категорий (СНиП 2.05.06-85*) из цельнотянутых и прямошовных труб.
Технология регламентирует ручную дуговую сварку электродами с основным видом покрытия, применяющуюся при изготовлении и при установке ремонтных муфт на действующем нефтепроводе. В Технологии представлена конструкция муфты, требования к ее изготовлению, требования к установке, особенности технологии сборки и сварки.
Охрана труда
В процессе эксплуатации нефтепровода происходит сужение поперечного сечение (вмятина, гофр, овальность) вследствие действующих на него различных факторов (давление грунта, непостоянство загрузки трубопровода и т.д.). Для определения и устранения этих аномалий, препятствующих пропуску снарядов-дефектоскопов, используется снаряд-профилемер, при пропуске которого иногда происходит его блокировка по достижении места расположения дефекта. Для его извлечения необходимо выполнять работы по вырезке участка трубы («катушки»), которые требуют организации безопасного их проведения. В этом разделе описываются мероприятия по избежанию опасных ситуаций при выполнении данного вида работ.
В трубопроводном транспорте одной из главных особенностей является пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, что вызывает необходимость разработки специальных мер по технике безопасности. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.
Также опасная ситуация может возникнуть при вырезке «катушки» замены дефектного участка или блокировки профилемера.
Организационные мероприятия
Инструктаж
Рабочие и инженерно-технические работники обучаются безопасным методам работы на предприятиях в соответствии с положениями ГОСТ 12.0.004-79.
Рабочие выполняющие работы с повышенной опасностью проходят специальные обучения. Обязательное обучение охране труда предусматривается как для рабочих и служащих, не являющихся должностными лицами, так и для административно-технических работников и должностных лиц.
Обучение рабочих состоит из следующих этапов:
– вводного инструктажа (при поступлении на работу);
– целевого обучения охране труда на специальных курсах или на предприятии;
– инструктажа на рабочем месте;
– проверки знаний и допуска к самостоятельной работе;
– повторного инструктажа;
– разового инструктажа при смене вахты.
При вводном инструктаже поступающего на работу знакомят с правилами внутреннего трудового распорядка, специфическими особенностями данного производства, особыми требованиями производственной санитарии, техники безопасности и противопожарной охраны на объекте. После вводного инструктажа, целевого обучения и инструктажа на рабочем месте перед допуском работника к самостоятельной работе у него проверяют знания по охране труда комиссии.
Спецодежда и СИЗ
Работники, занятые на работах по замене дефектных участков нефтепроводов должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты (СИЗ), при этом они должны иметь сертификаты соответствия.
При работе на открытом воздухе большое значение приобретает рациональный режим труда и правильное использование спецодежды.
Согласно «Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды» в таблице 6.5 приведены нормы выдачи спецодежды для рабочих.
Таблица 5.5
Нормы выдачи спецодежды
| Средства индивидуальной защиты | Рукавицы МБС | Костюм х/б | Сапоги кирзовые | Валенки | Телогрейка |
| Срок выдачи | 2 мес. | 12 мес. | 12 мес. | 30 мес. | 24 мес. |
Члены бригады, выполняющие газоопасные работы в котловане, траншее (линейные трубопроводчики, монтажники наружных трубопроводов и др.) должны обеспечиваться спецодеждой для защиты от повышенных температур. Работникам, производящим работы в лежачем положении «с колена», выдаются маты или наколенники из материала низкой теплопроводности и водонепроницаемости.
Для защиты органов дыхания применяются СИЗ органов дыхания (СИЗОД) – противогазы шланговые, типа ПШ-1, ПШ-2.
Защита головы работника от механических повреждений, повреждения электрическим током осуществляется за счёт касок.
К средствам защиты лица, глаз и органов слуха работников, выполняющих ремонтные работы на нефтепроводах, относятся щитки защитные лицевые, очки защитные, противошумные наушники и вкладыши.
Промышленная безопасность
План ликвидации возможных аварийных ситуаций
В этом разделе описывается оперативный план ликвидации возможных аварий на подводном переходе нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через р. Калмашка
1 Получение диспетчером сигнала об аварии.
2 Остановка перекачки нефти МН Калтасы-Уфа 2 на участке «Калтасы-Чекмагуш».
3 Извещение диспетчера ОАО УСМН, руководства Арланского НУ и ЛПДС «Калтасы», НПС «Чекмагуш», диспетчера ЦРС и других органов согласно схеме оповещения.
4 Сбор ЛЭС «Чекмагуш», ЛЭС «Калтасы», ЦРС «Калтасы», сервисной группы СУПЛАВ.
5 Подготовка к транспортировке бонов типа «Уж», БПС – 160 УМ металлических бонов из труб, нефтесборщиков. Подготовка к выезду трейлера - тягача, бульдозеров, экскаваторов и другой спецтехники.
6 Прибытие УУД и УАВР ЦРС «Калтасы» на место развертывания боновых заграждений.
7 Прибытие ЛЭС «Чекмагуш», УОН ЦРС «Калтасы» на место аварии (ППМН, 60 км по р. Калмашка) с агрегатом ПНА-2 и двумя агрегатами УНБ 160×40.
8 Установка стационарного металлического бона в рабочее положение и развертывание бонов типа «Уж», расстановка нефтесборной и откачивающей техники, разработка котлованов
9 Прибытие сервисной группы СУПЛАВ на место аварии (ППМН, 60 км по р. Калмашка). Прибытие агрегата УНБ 160×40 и нефтесборщика АКН-V=10 м³ на место расстановки бонов.
10 Начало сбора нефти с поверхности воды нефтесборщиками с последующей закачкой в приготовленные амбары.
11 Врезка «холодным» способом задвижек Ду150 на правом берегу р. Калмашка в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды и на левом берегу в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти.
12 Обвязка первого агрегата ПНА-2 на правом берегу вантузом Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды. Обвязка двух агрегатов ПНУ-2 на левом берегу с вантузами Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой нефти. Закачка воды в подводный переход нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через вантуз Ду150 на правом берегу р. Калмашка и закачка вытесняемой нефти в нефтепровод Калтасы-Языково-Салават на левом берегу р. Калмашка. Объем закачиваемой нефти – V=420 м3
Организация управления в ЧС
В соответствии с ГОСТ Р.22.005-94 ЧС – состояние, при котором в результате источника ЧС на объекте, определенной территории или акватории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, экономики и окружающей природной среде.
Распределение обязанностей между должностными лицами, участвующими в ликвидации аварий, и порядок их действия регламентированы в «Инструкции по составлению планов ликвидации аварий», утвержденной Госгортехнадзором 28 ноября 1988 года.
Ответственным руководителем работ по ликвидации аварий является главный инженер предприятия. Непосредственное руководство работами по тушению пожаров возложено на старшего начальника пожарной охраны, который должен выполнять задачи, поставленные ответственным руководителем работ по ликвидации аварий.
Начальник объекта, в котором произошла авария, выполняет функции ответственного исполнителя работ по ликвидации аварий.
Начальник смены, в которой произошла авария, лично или через ответственных подчиненных немедленно вызывает пожарную часть, а также извещает об аварии диспетчера предприятия.
При сигнале об аварии (сирена, гудок, звонок, сигнализация) все работающие, кроме лиц, участвующих в ликвидации аварии, обязаны немедленно принять меры индивидуальной защиты и покинуть рабочее помещение, двигаясь согласно плану эвакуации.
Экологичность проекта
С точки зрения безопасности и экологичности проекта при аварии принято считать ущерб от загрязнения нефтью окружающей природной среды (экологический ущерб). Немаловажным фактором являются также количественные потери нефти.
Причины возникновения аварии устраняются проведением внутритрубной диагностики, капитальным ремонтом внешней изоляции, заменой обнаруженных дефектных участков.
Исходя из вышеперечисленных причин для исключения аварийных выбросов опасных веществ, приняты следующие технические решения, которые уже реализуются с 1995года.
К ним относятся:
- техническая диагностика нефтепроводов путем пропуска внутритрубных инспекционных снарядов "Калипер", "Ультраскан", “Магнескан” и др. [2];
- определение сроков первоочередной ликвидации дефектных участков [27];
- плановая замена дефектных участков нефтепроводов [27];
- выборочная проверка состояния наружной изоляции и плановый капитальный ремонт нефтепроводов с наружной изоляцией [29].
Эти мероприятия позволяют существенно сократить количество аварий на линейной части и предотвратить экологическую катастрофу.
Цель безопасности и экологичности при ремонте и эксплуатации трубопровода – исключение или максимальное ограничение вредных воздействий аварии на эти объекты, рациональное использование природных ресурсов, их восстановление и воспроизводство.
Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности окружающей среды при ликвидации аварии заключатся в сборе разлитой нефти с поверхности водоёмов и почвы, проведении рекультивации нарушенных территорий.
Локализация, сбор и удаление нефти и нефтепродуктов с поверхности водоёмов – сложные и трудоёмкие процессы вследствие малой толщины нефтяной плёнки и относительно высокой скорости её распространения.
Для предотвращения разлива нефти и возможности попадания вытекшей нефти водоёмы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог с учетом рельефа местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти.
При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия:
- объем амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и влившейся самотеком нефти из нефтепровода;
- основание и стенки амбаров должны быть уплотнены пленками;
- уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха обвалования на 0,5 м;
- должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения аварийных работ(допускается уменьшить это расстояние до 50 м при температуре воздуха ниже 1000С).
Откачка нефти осуществляется с помощью передвижных насосных агрегатов (ПНА). После того, как всасывание оставшейся нефти передвижными насосными установками становится невозможно, применяют следующие средства сбора нефти:
- нефтесборщики вакуумные универсальные;
- поглотители;
- биопрепараты.
Применяют также подручные средства: сухой торф, солома, опилки, резиновая крошка, шелуха.
Рекультивация – это восстановление плодородных свойств почвы, дающее возможность возделывания сельскохозяйственных культур.
Рекультивацию следует проводить в два этапа:
- техническая рекультивация;
- биологическая рекультивация.
Используют следующие методы:
- естественная рекультивация под воздействием природных факторов (испарения, выветривания, окисление почвенными микроорганизмами, под воздействием кислорода воздуха и солнечного тепла;
- техническая рекультивация. В зависимости от степени влажности грунтов или почвы:
а) При нормальной влажности. Если площадь и глубина незначительные, то производят только срезку загрязненной почвы. При значительном объеме загрязнения почвы производится срезка, удаление, и замещение свежим грунтом (почвой);
б) При значительной влажности грунтов или высоком уровне грунтовых вод может использоваться промывка загрязненного грунта (почвы) чистой грунтовой водой;
- биологическая рекультивация. Используют специальные бактерии.
В экологической части дипломного проекта рассмотрены мероприятия позволяющие сохранить экологическое равновесие при производстве работ на нефтепроводах, снижают до минимума влияние отрицательных факторов, воздействующих на почву, растительность, воздушное пространство, водные ресурсы и другие компоненты природной среды при проведении различного вида ремонтов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При анализе эффективности от проведения внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов использовались следующие критерии:
§ чистый дисконтированный доход (ЧДД);
§ индекс доходности (ИД);
§ период возврата инвестиций (Ток).
Так как индекс доходности положительный, ставка дисконта меньше внутренней нормы доходности и срок окупаемости небольшой, то проект можно считать выгодным. Срок окупаемости составляет 4,37 года, ВНД=27%.
Результаты расчета указывают на высокую эффективность диагностики, ее развитие обеспечивает дальнейшее повышение надежности нефтепроводов и в конечном счете снижение затрат на перекачку.
Тема: «Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода
«Калтасы – Уфа – 2» на подводном переходе р.Калмаш
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Руководитель проекта Р.Р. Атнагулов
Технологический раздел
зам. заведующего кафедрой В.В. Гусев
Экономика и организация производства, к.э.н. О.Е. Данилин
Безопасность и экологичность проекта, доц. В.В. Столов
Нормоконтролер А.Е. Бойчук
Дипломный проект защищен с оценкой ___________________________
Секретарь ГАК ____________________________
2008 год
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
1.5 Запасы нефти, газа и конденсата
2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ
2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2
2.2 Характеристика перекачивающей станции
2.3 Характеристика и раскладка труб на участке
Дата: 2019-07-30, просмотров: 319.