Діагностичне обстеження та ремонт нафтопроводу

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

НОУ «Камський інститут гуманітарних та інженерних технологій»
Факультет нафтогазових і будівельних технологій
Кафедра «Спорудження і ремонт газонафтопроводів і газонафтосховищ»
Допустити до захисту
«___» ______________2008 Р.
Зав.кафедрою, доктор економ.наук
________________В.А. Тумаєв
Тема: «Діагностичне обстеження та ремонт нафтопроводу
«Калтаси - Уфа - 2» на підводному переході р.Калмаш
ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ
Керівник проекту Р.Р. Атнагулов
Технологічний розділ
заст. завідувача кафедрою В.В. Гусєв
Економіка та організація виробництва, к.е.н. О.Е. Данілін
Безпека і екологічність проекту, доц. В.В. Столів
Нормоконтролер А.Є. Бойчук
Дипломний проект захищений з оцінкою ___________________________
Секретар ДАК ____________________________
2008

ЗМІСТ
ВСТУП
1 ВИХІДНІ ДАНІ ДЛЯ ПРОЕКТУВАННЯ
1.1 Загальні відомості про родовище
1.2 Геолого-фізична характеристика родовища
1.3 Фізико-гідродинамічна характеристика продуктивних колекторів, вміщуючих порід та покришок
1.4 Властивості і склад нафти, газу, конденсату та води
1.5 Запаси нафти, газу і конденсату
2 РОЗДІЛ ЗАГАЛЬНОГО ПРОЕКТУВАННЯ ТА ДІАГНОСТИКИ
2.1 Короткий опис нафтопроводу Калтаси-Уфа-2
2.2 Характеристика перекачувальної станції
2.3 Характеристика і розкладка труб на ділянці

2.4 Проведення комплексної діагностики трубопроводу

2.4.1 Загальні положення

2.4.2 Методи технічного діагностування лінійної частини магістрального нафтопроводу

2.4.2.1 Методи технічної діагностики, засновані на контролі параметрів

2.4.2.2 Методи магнітного та електромагнітного контролю

2.4.3 Склад і порядок проведення робіт з діагностування

2.4.4 Організація пропуску внутрітрубних снарядів

2.4.5 Основні технічні дані внутрітрубних інспекційних снарядів

2.4.5.1 Очисні скребки типу СКР1 і СКР1-1
2.4.5.2 Профілемер "каліпер"
2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп "Ультраскан" WM
2.4.5.4 Магнітний дефектоскоп

2.4.5.5 Запасовочное пристрій

2.5 Результати діагностичного обстеження

2.6 Вимоги до проведення ремонту нафтопроводів різними методами
2.7 Порядок проведення ремонту дефектів
2.8 Методи ремонту дефектних ділянок нафтопроводу
2.9 Коротка характеристика підводного переходу
3 РОЗРАХУНКОВИЙ РОЗДІЛ
3.1 Розрахунок товщини стінки трубопроводу
3.2 Перевірка товщини стінки на міцність і деформацію
3.3 Розрахунок стійкості трубопроводу на водному переході
4 ДІАГНОСТИЧНЕ ОБСТЕЖЕННЯ І ремонт нафтопроводу «КАЛТАСИ-УФА-2» на підводних переходах Р. КАЛМАШ
4.1 Водолазне обстеження
4.2 Земляні роботи
4.2.1.Разработка підводної траншеї екскаватором з понтона
4.3 Монтажно-укладань підводного переходу
4.3.1 Демонтаж старої нитки трубопроводу
4.3.2 Зварювально-монтажні роботи
4.3.3. Гідравлічне випробування
4.3.4 Ізоляція
4.3.5 Футеровка підводного трубопроводу
4.3.6 Баластування підводного трубопроводу
4.3.7 Укладання нової батоги трубопроводу
4.3.8 Контроль ізоляції ділянки
4.3.9 Берегоукріплення заплавній частині підводного переходу

4.4 Технологія установки обтискний приварний муфти

4.4.1 Загальні положення

4.4.2 Конструкція зварний ремонтної муфти

4.4.3 Технологія виготовлення ремонтної конструкції

4.4 .. 4 Технологія установки і зварювання ремонтної конструкції на діючому трубопроводі
5 БЕЗПЕКА І ЕКОЛОГІЧНІСТЬ ПРОЕКТУ
5.1 Правові, нормативні та інструктивні акти, що регламентують трудову діяльність
5.2 Охорона праці
5.2.1 Інженерні та організаційні заходи забезпечення безпеки праці
5.2.1.1 Інженерно-технічні заходи
5.1.1.2. Організаційні заходи
5.2 Промислова безпека

5.2.1 Заходи щодо локалізації та ліквідації наслідків аварії

5.2.2 План ліквідації можливих аварійних ситуацій
5.2.3 Організація управління в НС
5.3 Екологічність проекту
6 РОЗРАХУНОК ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ
ВИСНОВОК
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

СПИСОК ТАБЛИЦЬ
Таблиця 1.1 - Фізичні параметри пластових нафт
Таблиця 2.1 - Характеристика труб і металу
Таблиця 2.2 - Технічні характеристики скребків
Таблиця 2.3 - Точність визначення розмірів і координат дефектів втрати металу
Таблиця 2.4 - Точність визначення розмірів і координат дефектів поперечних тріщин
Таблиця 2.5 - Опис та виявлення аномалій трубопроводів
Таблиця 2.6 - Опис та виявлення дефектів вм'ятин
Таблиця 2.7 - Опис і виявлення металевих предметів
Таблиця 2.8 - Пропуск спеціальних скребків
Таблиця 2.9 - Пропуск магнітних скребків
Таблиця 2.10 - Результати очищення
Таблиця 2.11-Виявлені дефекти

Таблиця 4.1 Температура і час прокалки електродів

Таблиця 4.2 - Величина зазору стику при складанні поздовжніх стиків муфти.
Таблиця 5.1 - Вибухо і пожежонебезпечні властивості нафти
Таблиця 5.2 - Розподіл вибухонебезпечних сумішей за категоріями і групами за ГОСТ 12.1.011-78
Таблиця 5.3 - Допустима крутість укосів траншеї і ремонтного котловану
Таблиця 5.4 - Параметри розташування будівельної техніки близько траншеї
Таблиця 5.5 - Норми видачі спецодягу

СПИСОК МАЛЮНКІВ
Малюнок 2.1 - Очисний скребок типу СКР1.
Малюнок 2.2 - Профілемер "каліпер"
Малюнок 2.3 - Дефектоскоп Ультраскан
Малюнок 2.4 - Магнітний скребок
Малюнок 2.5 - Снаряд-шаблон магнітного дефектоскопа MFL.
Малюнок 2.6 - Магнітний дефектоскоп
Малюнок 2.7-Обладнання, що використовується при запасовке магнітних снарядів
Малюнок 2.8 - запасовки дефектоскопа WM в камеру запуску.
Малюнок 2.9 - Обладнання, що використовується при виїмці магнітних снарядів
Малюнок 4.1 - Конструкція герметичній приварюється обтискний муфти.
Малюнок 4.2 Послідовність накладення швів по перерізу зварного з'єднання поздовжніх стиків муфти.

РЕФЕРАТ
Дипломний проект містить 129 сторінки тексту, 19 таблиці, 11 рисунків.
СИСТЕМА ЗБОРУ, ВНУТРІПРОМИСЛОВИЙ ТРАНСПОРТ
Об'єктом дипломного проектування є
Мета дипломного проектування - розробка пропозицій по реконструкції
Проведено аналіз
У результаті запропоновано заходи щодо підвищення надійності
Запропоновано систему реконструкції збору на Арланського родовищі.
Ступінь впровадження - має практичне впровадження на виробництві.

ОСНОВНІ СКОРОЧЕННЯ І ПОЗНАЧЕННЯ

РД - Керівний документ

МН - Магістральний нафтопровід
ВАТ МН - Відкрите акціонерне товариство магістральних нафтопроводів
НПС - нафтоперекачувальна станція
ЛВДС - Лінійно-виробнича диспетчерська станція
ВІС - внутрішньотрубної інспекційний снаряд
ДПР - Дефект, що підлягає ремонту
ПОР - Дефект першочергового ремонту
ІПТЕР - Інститут проблем транспорту та енергоресурсів, м. Уфа
ДДК - Додатковий дефектоскопічні контроль
WM - Ультразвуковий внутрішньотрубної дефектоскоп для виявлення дефектів втрати металу, розшарувань, вимірювання товщини стінки труби
MFL - Магнітний внутрішньотрубної дефектоскоп для виявлення дефектів кільцевих зварних швів, втрати металу
CD - Ультразвуковий внутрішньотрубної дефектоскоп для виявлення тріщиноподібні дефектів стінки труби і зварних швів
АЕД - Акустико-емісійна діагностика
ЦТД - Центр технічної діагностики
ЕХЗ - Електрохімічний захист

ВСТУП
У вирішенні економічних і соціальних завдань трубопровідний транспорт придбав важливе народногосподарське значення. Обсяг транспортується по трубопроводах нафти становить 93% від загального обсягу транспортування.
Транспортування нафти по магістральних нафтопроводах викликає необхідність у забезпеченні надійної роботи трубопровідних систем.
Відмови на магістральних трубопроводах наносять не тільки великий економічний збиток через втрати продукту і порушення безперервного процесу виробництва в суміжних галузях, але можуть супроводжуватися забрудненням навколишнього середовища, виникненням пожеж і навіть людськими жертвами.
При транспортуванні великих обсягів нафти, високих тисках необхідно забезпечувати надійність магістральних нафтопроводів і попередження відмов, аварій. Природне старіння магістральних нафтопроводів і в зв'язку з цим значне підвищення вимог до їх екологічної безпеки - характерні особливості умов роботи трубопровідного транспорту нафти. Ці моменти і визначають основні напрями вдосконалення системи попередження і ліквідації надзвичайних ситуацій в галузі. У компанії «Транснефть» до цих напряму відносять наступні:
- Оснащення спеціалізованих аварійно-відновлювальних пунктів сучасним обладнанням та технічними засобами для ліквідації аварій та усунення дефектів нафтопроводів, в тому числі на підводних переходах;
- Впровадження систем моніторингу технічного стану магістральних нафтопроводів та їх об'єктів;
- Розвиток системи та технологій планування ремонту і запобігання відмов магістральних нафтопроводів, в основі яких лежить оцінка ступеня небезпеки виявлених дефектів, їх ранжування та усунення в першу чергу найбільш небезпечних;
- Розвиток інформаційних технологій комплексного аналізу технічного стану магістральних нафтопроводів та їх об'єктів на основі зіставлення даних внутрішньотрубної інспекції, даних про стан електрохімічного захисту від корозії, даних про руслових процесах на підводних переходах, даних про відмови, аваріях і ситуаційних вимірах в зоні траси трубопроводів;
- Створення надійних машин і механізмів для вибіркового і капітального ремонту магістральних нафтопроводів, що дозволяють проводити ремонт із заміною ізоляції та усуненням дефектів. До складу цих комплексів входять землерийна техніка, підкопувальні, очисні, праймірующіе та ізоляційні машини нового покоління.
- Створення стаціонарних та мобільних рубежів затримання і уловлювання нафти на основі застосування сучасних бонових загород і високоефективних систем збору нафти з поверхні води.
Якість виконання ремонтних робіт багато в чому визначається досконалістю застосовуваних машин і механізмів, якісною організацією операційного контролю на всіх етапах ремонту і, нарешті, грамотним виконанням вимог технології ремонту.
При виявленні дефектів з'являється необхідність в обгрунтуванні тих чи інших способів відновлення працездатності нафтопроводу (капітальний ремонт нафтопроводу або вибірковий ремонт дефектів, що підлягають негайному усуненню, розташовані на значній відстані один від одного).
У розділі «КВП і автоматика» висвітлено питання про призначення, пристрій і принцип дії Товщиноміри МТ-50НЦ.
У розділі «Безпека і екологічність проекту» описуються заходи по уникненню небезпечних ситуацій при виконанні робіт з вирізки «котушки».
У розділі «Економіка» наведено розрахунок економічної ефективності проведення комплексної діагностики лінійної частини нафтопроводу «Калтаси-Уфа II».

1 ВИХІДНІ ДАНІ ДЛЯ ПРОЕКТУВАННЯ
1.1 Загальні відомості про родовище
Арланское нафтове родовище одне з найбільших в країні і найбільше в Білорусі. Воно розташоване на крайньому північному заході Башкортостану і частково в межах Удмуртії. Початкові геологічні запаси родовища становили більше мільярда тонн, а розміри більше 100 в довжину і до 30 км в ширину.
Родовище займає велику територію північно-західній частині республіки Башкортостан. Майже вся ця територія є низовиною, приуроченої до долин річок Кама і Біла. Східна частина площі родовища горбиста, західна - є широкою долиною річки Білій, лише північна частина (Вятская площа) - піднесена.
Геологічні дослідження району почалися в кінці 19 століття.
В кінці 30-х років на території родовища проводили геофізичні дослідження: магнітометрія, гравиразведку.
У 1949 році проводили електророзвідки. Яких-небудь істотних результатів, з точки зору підготовки площ і структур під глибоке буріння, отримано не було. У 1946 році на території родовища були розпочаті детальні геологічні дослідження силами об'єднання «Башнефть». У перші роки робіт виявлено Акінеевская структура. В кінці 40-х років були виявлені Вятское підняття і невелика антиклинальная структура, названа Крим-Сарайської. Одночасно проводили структурно-пошукове буріння. В1954 році з ТТНК отримана перша нафта і відкрита Вятская площу. Глибокі структурно-пошукові свердловини бурились на ТТНК (теригенно товща нижнього карбону), пошуково-розвідувальні - в основному на теригенно девоні.
Арланское нафтове родовище є одним з найбільших в Росії і найбільшим у Республіці Башкортостан. Розташоване воно на північний захід від м. Уфи на крайньому північному заході Башкортостану і частково в Удмуртії. Відкрито родовище, за даними структурного буріння у 1954 році., В розробку введено в 1958р. Умовно воно ділиться на площі: Арланського, Ніколо-Березовська, Вятская і Новохазінская. Розробляється АНК "Башнефть" в рамках НГВУ "Арланнефть", "Южарланнефть" (Новохазінская площа), "Чекмагушнефть" (Юсуповський ділянку Новохазінской площі) і ВАТ "Белкамнефть" (Вятская площа).
В адміністративному відношенні родовище розташоване на територіях Краснокамського і Дюртюлінський районів Башкортостану і Каракулінского району Удмуртської Республіки.
У геоморфологічному відношенні територія розташована в Камсько-Більському пониженні на правобережжі нижньої течії р.Белой і р.Кама.
Район родовища протяжністю 120 км промислово облаштований, центр г.Нефтекамск. При розробці враховувалося, що заплавні ділянки річок Кама та Білої підлягають затопленню, у зв'язку з будівництвом Нижнєкамської ГЕС. Очікуваний підйом рівня води в р.. Кама - до позначки 66 - 68 м . За р.Белой територія захищена дамбами-дорогами і виробляється буріння похило-спрямованих і свердловин-дублерів для вироблення запасів. За р.Кама (Вятская площа) прийнятий варіант будівництва свердловин зі спецоснованій. Є охоронні зони в районі г.Нефтекамска, робочого селища і Камського водозабору.
Основні населені пункти по території родовища: г.Нефтекамск, д.Ніколо-Березівка, Ташкіново, Соснівка, Арлан, Ашіт, Ново-Нагаево, Шушнур, Шаріпова, Ангасяк, Куяново, Юсупова, Кухтін, Сухарева. Територію родовища перетинає залізниця Янаул-Нефтекамськ.
Основні населені пункти по території родовища: г.Нефтекамск, д.Ніколо-Березівка, Ташкіново, Соснівка, Арлан, Ашіт, Ново-Нагаево, Шушнур, Шаріпова, Ангасяк, Куяново, Юсупова, Кухтін, Сухарева. Територію родовища перетинає залізниця Янаул-Н Пластова вода після очисних споруд використовується в системі заводнения. Закачування води здійснюється в основному кущовими насосними станціями.
1.2 Геолого-фізична характеристика родовища
Арланское нафтове родовище - одне з найбільших у Росії.
У нього входять чотири площі (з півдня на північ): Новохазінская, Арланського, Ніколо-Березовська і сама північна - Вятская.
У турнейского ярусі виявлено кілька покладів нафти приурочених до найбільш піднесеним ділянках залягання турнейского вапняків, представлених чергуванням органогенно-шламових різниць. Дебіти свердловин з турнейского вапняків невеликі, в середньому 0.8 - 5.2 т / добу нафти.
Теригенних товща нижнього карбону стратиграфічні відповідає Єлховський, на окремих ділянках радаевскому, Бобриківського і частково тульському горизонтів візейського ярусу. Представлена ​​вона темно-сірими аргілітами і світло-сірими і бурими алевролітами і пісковиками. Пісковики і алевроліти, що є колекторами нафти, мають кварцовий склад і зазвичай слабко або середньо зцементувати.
Усього налічується до шести - восьми пластів (нефтенасищенной є верхні шість - сім шарів). Загальна товщина пісковиків від 2 до 57 м . Нижній (СVI) нефтенасищенной пласт найбільш потужний (до 12 м ) Відноситься до Бобриківського горизонту. Решта пласти (від V до I) стратиграфічні приурочені до тульському горизонту. Найбільш широко розвинений на території родовища II пласт. Пласти I, III, IV, V представлені лінзами і лінзовідних прошарками.
У будові Арланського Нафтового родовища бере участь відкладення від четвертинного, третинного і пермського віку виходить на поверхню до найбільш древніх відкладень Бавлінской свити, частково пройдених глибокими розвідувальними свердловинами. Максимальна потужність осадова потужність осадових порід дорівнює 3005 м була розкрита свердловина № 36 на Арланського площі. Геологічний розріз девонських родовищ і кам'яновугільних відкладень представлений в основному карбонатними породами, а теригенні відклади мають значно меншу потужність.
а) оперативна документація:
- Дозвіл на виконання робіт;
- План виробництва робіт;
- Наказ про призначення відповідальних осіб за забезпечення схоронності нафтопроводу, при русі техніки в охоронній зоні нафтопроводу;
- Наказ про призначення відповідальних осіб за безпечне проведення робіт відповідно до затвердженого плану виробництва робіт;
- Інструкція з пожежної безпеки;
- Наряди-допуски на газонебезпечні, вогневі та інші роботи підвищеної небезпеки;
- Виписка з оперативної частини Плану ліквідації можливих аварій;
- Технологічні карти на земляні та зварювальні роботи;
- Папка приписів, акти перевірок.
б) виконавча документація:
- Акт передачі ділянки нафтопроводу;
- Акт закріплення траси, майданчики;
- Відомість встановленої арматури та обладнання;
- Акт-допуск за формою СНиП 12-03-01;
- Дозвіл на проведення робіт в охоронній зоні нафтопроводу.
5.2.1.1 Інженерно-технічні заходи
Заходи безпеки при виконанні земляних робіт
Виробництво земляних робіт з розкриття нафтопроводу має здійснюватися з оформленням наряду-допуску на роботи підвищеної небезпеки. Під час робіт в котловані повинні перебувати особи, які зайняті виконанням конкретної роботи в даний час. Якщо в процесі роботи в стінках траншеї з'являться тріщини, які загрожують відвалом, то працівники повинні негайно покинути її і вжити заходів проти обвалення грунту (зміцнення стінок траншеї, зрізання грунту для збільшення укосів та ін.)
Розміри ремонтного котловану повинні забезпечувати проведення робіт по заміні дефектної ділянки. Довжина котловану визначається з розрахунку:
L = ℓ + (2-3) м
де ℓ - довжина замінного ділянки нафтопроводу, але не менше діаметра нафтопроводу, при цьому відстань від кінця замінного ділянки до прилеглої торцевої стінки котловану повинна бути не менш 1,5 м .
У відповідності з профілем грунти, що знаходяться на території нафтопроводів Челябінського НУ відповідають суглинку і глині
Розробка ремонтного котловану без укосів не допускається. При розробці котловану глибиною 1,5 м і більше крутість укосу має відповідати, величинам зазначеним у таблиці 5.3.
Таблиця 5.3
Допустима крутість укосів траншеї і ремонтного котловану
Вид грунту
Глибина траншеї, котловану, м
до 1,5
1,5 ... 3,0
3,0 ... 5,0
кут укосу, град.
ухил
кут укосу, град.
ухил
кут укосу, град.
ухил
Суглинок
76
1:0,25
63
1:0,50
53
1:0,75
Глина
76
1:0.25
76
1:0,25
63
1:0,50
Відстань від нижньої твірної труби до дна котловану повинна бути не менш 0,6 м .
Для можливого спуску і швидкого виходу працюючих, котлован повинен оснащуватися інвентарними приставними сходами, шириною не менше 75 см і завдовжки не менше 1,25 глибини котловану, з розрахунку по 2 сходів на кожну сторону торця котловану.
При роботі екскаватора необхідно дотримувати відстань 0,20 м від ковша до стінки труби. Для запобігання падіння шматків грунту в котлован, відвал вийнятої землі повинен знаходитися на відстані, не менше 0,5 м від краю траншеї у зв'язаних грунтах.
Розташування будівельної техніки близько траншеї повинно здійснюватися відповідно до наведеної таблиці 6.4.
Таблиця 5.4
Параметри розташування будівельної техніки близько траншеї
Глибина траншеї
Відстань до опорної частини техніки до укосу траншеї в залежності від грунту, м
Суглинковий
Глинистий
1
1,00
1,00
2
2,00
1,50
3
3,25
1,75
4
4,00
3,00
При роботі на грунтах з малою несучою здатність, для запобігання пошкодження нафтопроводу бульдозером, зняття родючого шару слід проводити одноківшевим екскаватором.
При виконанні робіт в нічний час існує необхідність висвітлення котловану і місця проведення робіт. Також, при поступленні діагностичного снаряду в темний час доби в камеру прийому очисних і діагностичних пристроїв (КППО), виникає проблема освітлення. Згідно СНіП 23-05-95 робочі місця, об'єкти, підходи і проїзди до них в темний час доби освітлюються. Зовнішнє охоронне освітлення забезпечує освітленість на рівні землі 0,5 лк і більше.
Для місцевого освітлення при ремонтах та оглядах під вибухопожежонебезпечних приміщеннях і зовнішніх установках застосовуються світильники напругою не вище 12В у вибухозахищеному виконанні. Для освітлення території НПС встановлені прожекторні щогли з прожекторами типу ПЗЗ-45.
У нічний час освітлення робочого котловану повинна здійснюватися прожекторами або світильниками у вибухозахищеному виконанні. Для місцевого освітлення необхідно застосовувати світильники напругою не більш 12В, або акумуляторні ліхтарі (включати і вимикати їх слід за межами вибухонебезпечної зоні).
Контроль повітряного середовища при проведенні вогневих та газонебезпечних робіт
Контроль повітряного середовища на об'єктах магістрального нафтопроводу проводитися з метою забезпечення нормальних умов праці, запобігання гострих і хронічних отруєнь обслуговуючого персоналу або розвитку в них професійних захворювань, а також з метою попередження виникнення небезпечних концентрацій парів і газів, які можуть спричинити за собою вибухи і пожежі.
Пари і гази вуглеводнів нафти відповідно до ГОСТ 12.1.007 за ступенем впливу на організм людини відносяться до четвертого класу небезпеки (малонебезпечні). Відбір та аналіз проб повітряного середовища здійснюють особи, які пройшли спеціальну підготовку, здали атестаційний іспит у присутності представника Держнаглядохоронпраці України і отримали допуск на проведення даного виду робіт.
Для проведення аналізу повітряного середовища повинні використовуватися газоаналізатори, включені до Державного Реєстру засобів вимірювання Росії, Свідоцтво на вибухозахист, які мають дозвіл Держнаглядохоронпраці України на застосування на підконтрольних йому об'єктах і пройшли державну перевірку в територіальних органах Держстандарту Росії. При вимірі стану повітряного середовища повинні використовуватися газоаналізатори призначені для визначення гранично допустимих концентрацій (ГДК) речовин у повітрі робочої зони (у вагових (мг/м3) або об'ємних величинах (% об.). Повітряне середовище повинна контролюватися безпосередньо перед початком, після кожної перерви , протягом усього часу виконання і після закінчення робіт, а також на першу вимогу робітників. При виборі точок контролю необхідно враховувати місце і характер проведення робіт, а також метеорологічні умови (температуру повітря, напрям і швидкість вітру).
Контроль повітряного середовища в траншеях (котлованах) проводитися тільки після очищення траншеї і поверхні трубопроводу від залишків нафти і горючих матеріалів. Повітряне середовище повинна контролюватися не менш ніж у 3-х точках по всій довжині траншеї, плюс 1 точка на кожні 10 м збільшення довжини траншеї. Газонебезпечні роботи в траншеї (безогневая різання труборезнимі машинами «Файн» та МРТ, установка тампона-герметизатора та ін) можна проводити, якщо концентрація парів і газів у котловані не перевищує ПДВК (2100 мг/м3, що становить 5% величини нижньої межі концентраційного межі поширення полум'я). Вогневі роботи в траншеї проводяться, якщо концентрація не перевищує ГДК (300 мг / м 3). При заміні «котушки» додатково необхідно контролювати повітряне середовище по периметру тампона-герметизатора або іншого герметизуючого пристрою до тих пір поки ділянку трубопроводу не буде «закритий» «котушкою».
Заходи безпеки при виконанні робіт по звільненню нафтопроводів від нафти
Забороняється при виконанні робіт по звільненню нафтопроводу від нафти:
- Використання обладнання, пристроїв не мають дозволу Держнаглядохоронпраці України на застосування;
- Виконання відкачування-закачування нафти без контролю за тиском в магістральних нафтопроводах;
- Наповнення нафтою чи комори падаючим струменем;
- Виробляти перекачування нафти без установки зворотних клапанів на вантузних засувках;
- Використання пристрою для дооткачкі нафти без кріплення забірної труби до вантузи.
Заходи безпеки при виконанні робіт з вирізки "котушки"
Роботи з вирізки «котушок» повинні проводитися з оформленням наряду-допуску на газонебезпечні роботи. Перед початком робіт станції катодного (не менш 10 км в обидві сторони від місця робіт) і дренажного захисту (на ремонтованій ділянці) повинні бути відключені. При виробництві робіт повинен бути організований контроль повітряного середовища на загазованість.
Освітлювальне, насосне обладнання, вентилятори, застосовувані для провітрювання робочої зони, газоаналізатори для контролю повітряного середовища повинні мати вибухозахищене виконання. На електрообладнанні повинен бути зазначений рівень вибухозахисту, при його відсутності - його використання забороняється. Електрообладнання та електроінструменти повинні мати заземлення і підлягати зануленню окремою жилою кабелю з перетин жили не менше перерізу робочих жив.
Робота при різанні труб машинами повинні здійснюватися з дотриманням заходів безпеки. Під час її роботи категорично забороняється перебування в траншеї людей. Після закінчення робіт з вирізки «котушок» труборезная машина демонтується, ремонтний котлован звільняється від вирізаного шматка труби, деталей і захищається від замазученних.
Вибухові роботи дозволяється проводити при концентрації горючих парів і газів не вище гранично-допустимої концентрації по санітарним нормам. Вони проводяться відповідно до ПБ 13-01-92 Єдині правила безпеки при підривних роботах. Для ведення таких робіт необхідна наявність ліцензії Держнаглядохоронпраці України на даний вид діяльності. Не допускається куріння, знаходження відкритого вогню на відстані ближче 100 м від місць знаходження вибухових речовин (ВР). Для запобігання загоряння нафти, котлован перед проведенням вибуху заповнюється повітряно-механічекой піною на висоту не менше 1м над трубою. У разі наближення грози вибухові роботи повинні бути припинені.
Заходи безпеки при герметизації порожнини труб нафтопроводу

Роботи з герметизації порожнини нафтопроводу є газонебезпечними і повинні проводитися з оформленням наряду-допуску. При виробництві робіт повинен бути організований контроль повітряного середовища на загазованість. Перекриття внутрішньої порожнини нафтопроводу і установка тампонів-герметизаторів проводиться за відсутності в ньому надлишкового тиску і припливу нафти. Він повинен забезпечувати герметичність перекриття порожнини трубопроводу протягом не менше 24 годин. Внутрішня порожнина нафтопроводу повинна перекриватися герметизатора з резінокордонной оболонки типу «Кайман» і пневматичними заглушають пристроями. Після установки герметизатора, перебування людей у ​​відкритих торців повинен бути знижений до мінімуму - тільки для виконання необхідних технологічних операцій.

При виконанні робіт всередині труби, для страховки працівника необхідно використовувати монтажний пояс з страхувальної мотузкою, для захисту органів дихання повинні застосуються шлангові протигази.

Заходи безпеки при виконанні вогневих робіт

При виконанні зварювальних робіт необхідно дотримуватись вимог ГОСТ 12.3.003-86, санітарних правил при зварюванні металів, затверджених Міністерством охорони здоров'я Російської Федерації, правилами пожежної безпеки при проведенні зварювальних і інших робіт, затвердженими ГУПО МВС РФ.
Виробництво зварювально-монтажних робіт повинно здійснюватися з оформленням наряду-допуску на вогневі роботи. При виробництві робіт повинен бути організований контроль повітряного середовища на загазованість. Зварювальне обладнання, переносний інструмент, освітлення, засоби індивідуального захисту повинні відповідати вимогам Правил улаштування електроустановок, Правил експлуатації електроустановок споживачів. Перед початком електрозварювальних робіт необхідно перевірити справність ізоляції зварювальних кабелів і електродотримачів, а також щільність з'єднань усіх контактів. При користуванні електроінструментом, ручними електричними машинами, переносними світильниками їх дроти і кабелі повинні підвішуватися. Всі ці інструменти підключаються тільки через пристрій захисного відключення (УЗО). Опір заземлювального пристрою, до якого приєднані нейтралі генераторів, трансформаторів, повинні бути не більше 4 і 8 Ом відповідно при лінійних напругах 380і 220 В.
Забороняється проведення зварювальних робіт під час снігу чи дощу без застосування навісу над місцем проведення робіт і вітру зі швидкістю понад 10 м / сек. При залишенні місця роботи зварювальник повинен відключити зварювальний апарат.
Основним джерелом запалення при виконанні зварювальних робіт є електроопасность. Джерелом живлення є пересувна електростанція ДЕС-60, зі зварювальним агрегатом АСД-300. Корпуси джерел струму, машин, апаратних ящиків, електродвигунів, щитів, обмежувачів-приставок і металеві площадки, на яких виконуються роботи, необхідно заземлити, а на видному місці вивісити напис: «Без заземлення не вмикати!». Не допускається одночасне пристрій захисного заземлення та занулення мережі, що живиться від одного джерела.
Шкірний покрив людини в сухому стані надає значний опір проходженню електричного струму. Розрахунковий опір людини відповідає 1000 Ом [8]. Безпечним для життя, але викликає хворобливе відчуття вважається струм 0.03-0.05 А. Граничним безпечним напругою для людини можна вважати 50 В.
Однак при вологій шкірі або її пошкодженнях опір знижується до 400 Ом.
5.1.1.2. Організаційні заходи

Інструктаж

Робітники та інженерно-технічні працівники навчаються безпечним методам роботи на підприємствах відповідно до положень ГОСТ 12.0.004-79.
Робочі виконують роботи з підвищеною небезпекою проходять спеціальні навчання. Обов'язкове навчання охорони праці передбачається як для робітників і службовців, які є посадовими особами, так і для адміністративно-технічних працівників і посадових осіб.
Навчання робітників складається з наступних етапів:
- Вступного інструктажу (при вступі на роботу);
- Цільового навчання охороні праці на спеціальних курсах або на підприємстві;
- Інструктажу на робочому місці;
- Перевірки знань та допуску до самостійної роботи;
- Повторного інструктажу;
- Разового інструктажу при зміні вахти.
При вступному інструктажі надходить на роботу знайомлять з правилами внутрішнього трудового розпорядку, специфічними особливостями даного виробництва, особливими вимогами виробничої санітарії, техніки безпеки і протипожежної охорони на об'єкті. Після вступного інструктажу, цільового навчання та інструктажу на робочому місці перед допуском працівника до самостійної роботи у нього перевіряють знання з охорони праці комісії.

Спецодяг та ЗІЗ

Працівники, зайняті на роботах із заміни дефектних ділянок нафтопроводів повинні бути забезпечені спецодягом, спецвзуттям та іншими засобами захисту, згідно з Типовими галузевими нормами безплатної видачі одягу, спецвзуття та інших засобів індивідуального захисту (ЗІЗ), при цьому вони повинні мати сертифікати відповідності.
При роботі на відкритому повітрі велике значення набуває раціональний режим праці і правильне використання спецодягу.
Згідно з «Типовими галузевими нормами безплатної видачі спецодягу» у таблиці 6.5 наведені норми видачі спецодягу для робітників.
Таблиця 5.5
Норми видачі спецодягу
Засоби індивідуального захисту
Рукавиці МБС
Костюм х / б
Чоботи кирзові
Валянки
Фуфайка
Термін видачі
2 міс.
12 міс.
12 міс.
30 міс.
24 міс.
Члени бригади, які виконують газонебезпечні роботи в котловані, траншеї (лінійні трубопровідники, монтажники зовнішніх трубопроводів та ін) повинні забезпечуватися спецодягом для захисту від підвищених температур. Працівникам, які виробляють роботи в лежачому положенні «з коліна», видаються мати або наколінники з матеріалу низької теплопровідності і водонепроникності.
Для захисту органів дихання застосовуються ЗІЗ органів дихання (ЗІЗОД) - протигази шлангові, типу ПШ-1, ПШ-2.
Захист голови працівника від механічних ушкоджень, пошкодження електричним струмом здійснюється за рахунок касок.
До засобів захисту обличчя, очей та органів слуху працівників, що виконують ремонтні роботи на нафтопроводах, відносяться щитки захисні лицьові, окуляри захисні, протишумні навушники і вкладиші.
5.2 Промислова безпека

5.2.1 Заходи щодо локалізації та ліквідації наслідків аварії

У попередньому розділі передбачено заходів безпеки праці ведення робіт при вирізці «котушки», однак практика показує, що, незважаючи на вжиті заходи, залишається ризик виникнення НС (вибухи, пожежі, аварії). Тому «Закон про промислову безпеку» вимагає розробки планів ліквідації аварій.
Порядок локалізації та ліквідації аварійних ситуацій, що загрожують життєзабезпечення або життєдіяльності населення і завдають шкоди об'єктам економіки та навколишньому природному середовищу визначається «Планом ліквідації можливих аварій».
У плані ліквідації можливих аварій відображено наступне:
- Розподіл обов'язків між окремими службами і особами, які беруть участь у ліквідації аварії, та порядок їх взаємодії;
- Організація управління, зв'язку та оповіщення посадових осіб структурних підрозділів, які повинні бути негайно сповіщені про аварію, з вказівкою телефонів, домашніх адрес;
- Порядок забезпечення готовності ремонтного персоналу та технічних засобів із зазначенням відповідальних за підтримання їх готовності;
- Порядок дій групи патрулювання в початковий період після виявлення аварії;
- Перелік заходів з порятунку людей і надання медичної допомоги;
- Перелік сторонніх організацій, підприємств, землевласників та інших зацікавлених організацій, а також порядок їх оповіщення про можливе розповсюдження розлилася при аварії нафти і межах вибухопожежонебезпечний зони з метою здійснення спільних заходів щодо забезпечення безпеки населених пунктів, промислових і сільськогосподарських об'єктів і з захисту навколишнього природного середовища;
- Маршрути проходження груп патрулювання, техніки та ремонтного персоналу АВС до місця аварії;
- Порядок організації матеріально-технічного, інженерного забезпечення для ліквідації аварій;
- Порядок, форми і терміни оформлення документації про аварію.
- Розрахунок обсягу передбачуваного стоку і площа розповсюдження (розтікання) нафти, методів затримання нафти, місць установки загороджувачів, способів збору нафти, характеристик водойми або водотоку;
- Розрахунок сил і засобів для ліквідації аварії на об'єкті МН, виконуваних з урахуванням, що час локалізації аварії, виключаючи час прибуття аварійно-відновлювальних служб до місця розливу нафти, не повинно перевищувати 4 год при розливі нафти в акваторії і 6 год - при розливі на грунті;
- Графік виконання робіт з ліквідації аварій;
- Оперативний журнал ведення робіт при ліквідації аварії;
- Перелік технічної документації, необхідної для організації та виконання робіт з ліквідації аварії;
- План і профіль ділянки нафтопроводу з зазначенням всіх підземних і надземних комунікацій у технічному коридорі;
- План об'єкта МН (резервуарного парку, приміщення насосної, зливо-наливної естакади, очисних споруд, причалу) із зазначенням місць розміщення основного технологічного обладнання, шаф з газозахисної апаратурою та інструментом, місць розміщення матеріалів, використовуваних при аварії, щитів із засобами пожежогасіння, пожежного сповіщувача і телефонів, а для закритих приміщень (насосної і т.п.) - розташування основних і запасних виходів, пристроїв включення вентиляції;
- Схему технологічних і допоміжних нафтопроводів, із зазначенням місць розташування та номерами засувок, клапанів, кранів, вентилів, пунктів їх управління та інших пристроїв;
- Схему розташування вдольтрассовой ЛЕП і лінійних споживачів;
- Опис методів ліквідації аварії на об'єкті МН;
- Перелік заходів з обстеження стану нафтопроводу після ліквідації аварії, порядок закриття і відкриття лінійних засувок;
- Перелік заходів щодо збору та утилізації розлитої нафти, ліквідації наслідків аварій;
- Перелік заходів щодо охорони навколишнього природного середовища;
- Перелік заходів щодо збереження якості нафти;
- Транспортну інфраструктуру в районі можливого розливу нафти;
- Обгрунтування часу доставки сил і засобів для ліквідації аварійного розливу нафти до місця надзвичайної ситуації.
Ділянка землі, який піддається забрудненню, передбачається рекультивувати із застосуванням сорбентів і бакпрепаратів.
5.2.2 План ліквідації можливих аварійних ситуацій
У цьому розділі описується оперативний план ліквідації можливих аварій на підводному перехід нафтопроводу Калтаси-Уфа 2 через р. Калмашка
1 Отримання диспетчером сигналу про аварію.
2 Зупинка перекачування нафти МН Калтаси-Уфа 2 на ділянці «Калтаси-Чекмагуш».
3 Повідомлення диспетчера ВАТ УСМН, керівництва Арланського НУ і ЛВДС «Калтаси», НПС «Чекмагуш», диспетчера ЦРС та інших органів відповідно до схеми оповіщення.
4 Збір ЛЕС «Чекмагуш», ЛЕС «Калтаси», ЦРС «Калтаси», сервісної групи СУПЛАВ.
5 Підготовка до транспортування бонів типу «Уж», БПС - 160 УМ металевих бонів з труб, нефтесборщики. Підготовка до виїзду трейлера - тягача, бульдозерів, екскаваторів та іншої спецтехніки.
6 Прибуття Ууд і УАВР ЦРС «Калтаси» на місце розгортання бонових загороджень.
7 Прибуття ЛЕС «Чекмагуш», УОН ЦРС «Калтаси» на місце аварії (ППМН, 60 км по р.. Калмашка) з агрегатом ПНА-2 і двома агрегатами УНБ 160 × 40.
8 Встановлення стаціонарного металевого бона в робоче положення і розгортання бонів типу «Уж», розстановка нафтозбірні і відкачують техніки, розробка котлованів
9 Прибуття сервісної групи СУПЛАВ на місце аварії (ППМН, 60 км по р.. Калмашка). Прибуття агрегату УНБ 160 × 40 і нефтесборщики АКН-V = 10 м ³ на місце розстановки бонів.
10 Початок збору нафти з поверхні води нефтесборщики з подальшою закачуванням в приготовані комори.
11 Врізка «холодним» способом засувок Ду150 на правому березі р.. Калмашка в нафтопровід Калтаси-Уфа 2 для закачування води і на лівому березі в нафтопровід Калтаси-Уфа 2 і нафтопровід Калтаси-Язиково-Салават для відкачування-закачування витісняється нафти.
12 Обв'язка першого агрегату ПНА-2 на правому березі вантузом Ду150 в нафтопровід Калтаси-Уфа 2 для закачування води. Обв'язка двох агрегатів ПНУ-2 на лівому березі з вантуза Ду150 в нафтопровід Калтаси-Уфа 2 і нафтопровід Калтаси-Язиково-Салават для відкачування-закачування витісняється нафти. Закачування води в підводний перехід нафтопроводу Калтаси-Уфа 2 через вантуз Ду150 на правому березі р.. Калмашка і закачування витісняється нафти в нафтопровід Калтаси-Язиково-Салават на лівому березі р.. Калмашка. Обсяг закачиваемой нафти - V = 420 м3
5.2.3 Організація управління в НС
Відповідно до ГОСТ Р.22.005-94 НС - стан, при якому в результаті джерела НС на об'єкті, визначеній території або акваторії порушуються нормальні умови життя і діяльності людей, виникає загроза їх життю і здоров'ю, завдається шкода майну населення, економіки та навколишнього природного середовищі.
Розподіл обов'язків між посадовими особами, які беруть участь у ліквідації аварій, і порядок їх дії регламентовані в «Інструкції щодо складання планів ліквідації аварій», затвердженої Держгіртехнаглядом 28 листопада 1988.
Відповідальним керівником робіт по ліквідації аварій є головний інженер підприємства. Безпосереднє керівництво роботами з гасіння пожеж покладено на старшого начальника пожежної охорони, який повинен виконувати завдання, поставлені відповідальним керівником робіт з ліквідації аварій.
Начальник об'єкта, в якому сталася аварія, виконує функції відповідального виконавця робіт з ліквідації аварій.
Начальник зміни, у якій сталася аварія, особисто або через відповідальних підлеглих негайно викликає пожежну частину, а також сповіщає про аварію диспетчера підприємства.
При сигналі про аварію (сирена, гудок, дзвінок, сигналізація) всі працюючі, крім осіб, які беруть участь у ліквідації аварії, зобов'язані негайно вжити заходів індивідуального захисту та покинути робоче приміщення, рухаючись згідно з планом евакуації.
5.3 Екологічність проекту
З точки зору безпеки і екологічності проекту при аварії прийнято вважати шкоду від забруднення нафтою навколишнього природного середовища (екологічний збиток). Важливим фактором є також кількісні втрати нафти.
Причини виникнення аварії усуваються проведенням внутрішньотрубної діагностики, капітальним ремонтом зовнішньої ізоляції, заміною виявлених дефектних ділянок.
Виходячи з перерахованих вище причин для виключення аварійних викидів небезпечних речовин, прийняті наступні технічні рішення, які вже реалізуються з 1995года.
До них відносяться:
- Технічна діагностика нафтопроводів шляхом пропуску внутрітрубних інспекційних снарядів "каліпер", "Ультраскан", "Магнескан" та ін [2];
- Визначення термінів першочерговим ліквідації дефектних ділянок [27];
- Планова заміна дефектних ділянок нафтопроводів [27];
- Вибіркова перевірка стану зовнішньої ізоляції і плановий капітальний ремонт нафтопроводів з зовнішньої ізоляцією [29].
Ці заходи дозволяють суттєво скоротити кількість аварій на лінійній частині і запобігти екологічній катастрофі.
Мета безпеки і екологічності при ремонті та експлуатації трубопроводу - виключення або максимальне обмеження шкідливих впливів аварії на ці об'єкти, раціональне використання природних ресурсів, їх відновлення та відтворення.
Заходи щодо забезпечення безпеки і екологічності навколишнього середовища при ліквідації аварії полягає у зборі розлитої нафти з поверхні водойм і грунту, проведення рекультивації порушених територій.
Локалізація, збирання і видалення нафти і нафтопродуктів з поверхні водойм - складні і трудомісткі процеси внаслідок малої товщини нафтової плівки і щодо високої швидкості її розповсюдження.
Для запобігання розливу нафти і можливості попадання витекла нафти водойми, водотоки, забруднення лісових масивів, сільськогосподарських угідь, населених пунктів, доріг з урахуванням рельєфу місцевості повинні бути створені земляні обвалування та комори для збору розлитої нафти.
При спорудженні земляних амбарів повинні дотримуватися умови:
- Обсяг комори має забезпечувати приймання розлитої, що відкачується і влився самопливом нафти з нафтопроводу;
- Заснування і стінки комор повинні бути ущільнені плівками;
- Рівень заповнення нафтою комори повинен бути нижче від верху обвалування на 0,5 м ;
- Повинен бути влаштований не ближче 100 м від місця проведення аварійних робіт (допускається зменшити цю відстань до 50 м при температурі повітря нижче 1000С).
Відкачування нафти здійснюється за допомогою пересувних насосних агрегатів (ПНА). Після того, як всмоктування залишилася нафти пересувними насосними установками стає неможливо, застосовують такі засоби збору нафти:
- Нефтесборщики вакуумні універсальні;
- Поглиначі;
- Біопрепарати.
Застосовують також підручні засоби: сухий торф, солома, тирса, гумова крихта, лушпиння.
Рекультивація - це відновлення родючих властивостей грунту, що дає можливість вирощування сільськогосподарських культур.
Рекультивацію слід проводити у два етапи:
- Технічна рекультивація;
- Біологічна рекультивація.
Використовують такі методи:
- Природна рекультивація під впливом природних факторів (випаровування, вивітрювання, окислення грунтовими мікроорганізмами, під впливом кисню повітря і сонячного тепла;
- Технічна рекультивація. У залежності від ступеня вологості грунтів або грунту:
а) При нормальній вологості. Якщо площа і глибина незначні, то роблять тільки зрізання забрудненого грунту. При значному обсязі забруднення грунту проводиться зрізання, видалення, і заміщення свіжим грунтом (грунтом);
б) При значній вологості грунтів або високому рівні грунтових вод може використовуватися промивка забрудненого грунту (грунту) чистого грунтовою водою;
- Біологічна рекультивація. Використовують спеціальні бактерії.
В екологічній частині дипломного проекту розглянуто заходи дозволяють зберегти екологічну рівновагу під час виконання робіт на нафтопроводах, знижують до мінімуму вплив негативних чинників, що впливають на грунт, рослинність, повітряний простір, водні ресурси та інші компоненти природного середовища при проведенні різного виду ремонтів.

6 РОЗРАХУНОК ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ
У даному розділі розраховується економічний ефект від проведення діагностики ділянки «Калтаси-Чекмагуш» нафтопроводу «Калтаси-Уфа-2». Розглядається порівняння двох технологій ремонту нафтопроводу, нової та старої.
Визначимо економічний ефект від проведення діагностики ділянки «Калтаси-Чекмагуш» нафтопроводу «Калтаси-Уфа-2» довжиною 109 км , Діаметром 720 мм , На основі наступних даних.
Таблиця 6.1
Вихідні дані
Нова
технологія

Стара

технологія
Найбільше небезпечних дефектів, шт
239
239
Обсяг робіт по заміні, км
труб
2
2,5
ізоляції
1
2
Ремонт локальних дефектів, шт
10
-
Решта небезпечні дефекти, шт
-
5
Вартість ремонту (заміни) 1 км труби 4,22 млн.р. / км; вартість ремонту 1 км ізоляції (без заміни труби) 0,809 млн.р. / км. Витрати на підготовчо-заключні роботи при проведенні ремонту суцільним методом 0,48 млн.р. / км. Витрати на оплату послуг ЦТД «Діаскан» склали 2393,64 тис.р. Поточні витрати самого підприємства на підготовчі роботи до діагностики склали 150 тис.р. Витрати на ремонт одного локального дефекту становлять 35 тис.р. Капітальні витрати підприємства на діагностику (реконструкція камер, покупка скребків) склали 2,1 млн.р. Амортизаційні відрахування 5% від вартості основних фондів. За розрахунковий період прийняти 10 років. Питома збиток від однієї аварії становить 2,55 млн.р. Вірогідність розвитку дефекту в аварію 0,5.
У розрахунку сумарний збиток від всіх аварій розподілити рівномірно по роках розрахункового періоду, тобто:
млн.р. / рік
Прийняти, що економія за рахунок скорочення витрат на ремонти реалізується в перший рік розрахункового періоду.
Методика розрахунку економічного ефекту від проведення діагностики.
Для аналізу ефективності від проведення внутрішньотрубної діагностики магістральних трубопроводів використовуються наступні критерії:
§ чистий дисконтований дохід (ЧДД);
§ індекс дохідності (ІД);
§ період повернення інвестицій (Ток).
Чиста поточна вартість визначається за формулою:
,
де Рt - вартісна оцінка результатів здійснення проекту за рік t;
Зt - вартісна оцінка повних витрат на здійснення проекту за рік t;
Е - норма (ставка) дисконту;
Т - період служби проекту.
Якщо зі складу повних витрат Зt виключити капітальні вкладення Кt (інвестиції на t-му році) то формула набуває такого вигляду:
,
де З / t - витрати на t-му році без врахування капітальних вкладень;
К - дисконтовані капітальні вкладення.
Величина Рt - Зt представляє собою річні надходження за проектом. Розроблено спеціальні таблиці, що дозволяють знаходити величини коефіцієнтів при заданих значеннях Е, T і t.
Проект вважається ефективним, якщо величина ЧДД має позитивне значення.
Індекс прибутковості (ІД) визначається як відношення суми наведених ефектів до суми дисконтованих капітальних вкладень:
,
Величина індексу прибутковості тісно пов'язана з величиною чистого дисконтованого доходу. Якщо ЧДД позитивний, то ІД> 1 і проект ефективний.
Період повернення інвестицій або термін окупності Ток характеризує період часу, починаючи з якого результати впровадження проекту перевищують початкові капітальні вкладення та інші витрати. При визначенні терміну окупності з урахуванням фактору часу використовується наступна формула:
,
Струм можна визначити за формулою:
,
де Еn-1, Еn - інтегральний економічний ефект за період tn-1 і tn відповідно.
Інтегральний економічний ефект враховує наведену вартість і капітальні вкладення з метою отримання майбутнього доходу з урахуванням дисконту, банківських ставок у відсотках, дивідендів та ін
Величина
Рt-Зt '= ПЧt + Аt + Лt
де ПЧt - чистий прибуток (прибуток після вирахування податків) у році t;
Аt - амортизаційні відрахування на рік t;
Лt - ліквідаційна вартість основних фондів у році t.
Приріст прибутку ПЧt від проведення діагностики утворюється за рахунок наступних чинників:
1) Економії витрат у результаті зменшення обсягів ремонтних робіт за рахунок вибіркового ремонту;
2) Винятки аварійних втрат внаслідок тих небезпечних дефектів, які не могли бути виявлені традиційними методами;
3) Економії витрат на проведення гідровипробувань.
Одночасно собівартість транспортування нафти зростає за рахунок витрат на діагностику.
Таким чином,
ПЧt = DПРt + DПУt-DПДt
де DПРt - збільшення прибутку за рахунок зниження витрат на ремонтні роботи (у перший рік розрахункового періоду);
DПУt - відвернений збиток від аварій і відмов у році t;
DПДt - поточні витрати на діагностику в році t.
Запобігання шкоди від аварій і відмов складаються з:
1) збитку від пошкодження лінійної частини нафтопроводу;
2) збитку від витоку нафти;
3) шкоди від забруднення навколишнього середовища.
Витрати на діагностику DІД включають в себе:
- Оплату послуг Центру технічної діагностики-DІЦТД;
- Поточні витрати на підготовчо-заключні роботи (пропуск скребків, створення запасів продукції у споживача або вільної ємності у постачальників) - DІПЗР;
DІД = DІЦТД + DІПЗР
Збільшення прибутку за рахунок зниження витрат на ремонтні роботи визначаються наступним чином:
Dпр = DІР1 + DІР2-DІР3 + DІРп
де DІР1-зниження витрат на проведення ремонту з заміною труб (при довжині окремих ділянок, що перевищують довжину однієї стандартної труби),
DІР1 = DL1 × СР1
де DL1-зменшення протяжності ремонтованої ділянки, км;
СР1-вартість ремонту одного км труби.
DІР2-зниження витрат на проведення ремонтів нафтопроводу з суцільною заміною ізоляції в траншеї без заміни труб,
DІР2 = DL2 × СР2
де DL2-зменшення протяжності ремонтованої ділянки, км;
СР2-вартість ремонту 1 км ізоляції.
DІР3-витрати на проведення ремонтних робіт з усунення локальних дефектів, включаючи дефекти, що вимагають вирізки труби і вварювання котушки (до однієї труби),
DІР3 = n × Ср3
де n-кількість дефектів;
Ср3-витрати на ремонт одного дефекту,
DІРп-зниження витрат на підготовчо-заключні роботи при проведенні ремонтів (включаючи гідровипробування),
DІРп = DL1 × УРП
де СРП-вартість підготовчо-заключних робіт на 1 км труби.
Капітальні витрати на діагностику включають:
1) витрати на реконструкцію камер;
2) витрати на купівлю скребків.
DІР1 = DL1 × СР1 = 0.5 × 4.22 = 2,11 млн.р.;
DІР2 = DL2 × СР2 = 1 × 0,809 = 0,809 млн.р.;
DІР3 = n × Ср3 = 10 × 0,035 = 0,35 млн.р.;
DІРП = DL1 × УРП = 0,5 × 0,48 = 0,24 млн.р.;
DПР1 = 2,11 +0,809-0,35 +0,24 = 2,809 млн.р.;
DП1 = 2,809 +0,6375 - (2,394 +0,15) = 0,903 млн.р.
Період повернення інвестицій визначимо графоаналітичний за формулою. На малюнку 6.1 точка перетину лінії інтегрального економічного ефекту й осі абсцис - це шукана величина терміну окупності від початку 0-го року.
року.
Так як індекс прибутковості позитивний, ставка дисконту менше внутрішньої норми прибутковості і термін окупності невеликий, то проект можна вважати вигідним.
ВНД = 27%.
Результати розрахунку вказують на високу ефективність діагностики, її розвиток забезпечує подальше підвищення надійності нафтопроводів і в кінцевому рахунку зниження витрат на перекачування.

ВИСНОВОК
При аналізі ефективності від проведення внутрішньотрубної діагностики магістральних трубопроводів використовувалися такі критерії:
§ чистий дисконтований дохід (ЧДД);
§ індекс дохідності (ІД);
§ період повернення інвестицій (Ток).
Так як індекс прибутковості позитивний, ставка дисконту менше внутрішньої норми прибутковості і термін окупності невеликий, то проект можна вважати вигідним. Термін окупності складає 4,37 року, ВНД = 27%.
Результати розрахунку вказують на високу ефективність діагностики, її розвиток забезпечує подальше підвищення надійності нафтопроводів і в кінцевому рахунку зниження витрат на перекачування.

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1 СНиП 2.05.06-85 *. Магістральні трубопроводи / Мінбуд Росії. - М.: ГУПЦ ПП, 1997. - 52 с.
2 Бабин Л.А. та ін Типові розрахунки при спорудженні трубопроводів. - М.: Недра. 1995 - 255 с.
3 СНиП III-42-80 *. Магістральні трубопроводи. Правила виробництва і приймання робіт. - М.: Стройиздат, 1985. - 80 с.
4 Бородавкін П.П. та ін Підводні трубопроводи. - М.: Надра, 1979. - 415 с.
5 Шаммазов А.М. та ін Підводні переходи магістральних нафтопроводів. - М.: Надра, 2000. - 236 с.
6 Зайцев К.І., Шмельова І.А. Довідник з зварювально-монтажних робіт при будівництві трубопроводів. - М.: Надра, 1982. - 223 с.
7 Золотницький Н.Д., Пчелінцев В.А. Охорона праці в будівництві. Учеб. для вузів. - М.: Вища школа, 1978. - 408 с.
8 ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до захисту від корозії. - М.: Видавництво стандартів, 1998. - 42 с.
9 Броун С.І., Кравець В.О. Охорона праці при спорудженні газонафтопроводів і газонафтосховищ. - М.: Надра, 1978. - 239 с.
10 Бородавкін П.П., Березін В.П. Спорудження магістральних трубопроводів. Учеб. для вузів. - М.: Надра, 1987. - 471 с.
11 РД 153-39.4-056-00. Правила технічної експлуатації магістральних нафтопроводів. - Уфа: ІПТЕР, 2000. - 150 с.
12 Паспорт підводного переходу магістрального нафтопроводу «Калтаси - Уфа - II» через р.Калмашка
13 Технічний звіт з діагностичного обстеження нафтопроводу «Калтаси - Уфа - II» внутрішньотрубним інспекційним приладом «Ультразвуковий дефектоскоп WM».
14 Технічний звіт по повному обстеженню ППМН «Калтаси - Уфа II» діаметром 720 мм . через р.. Калмашка 107,8 км . траси
15 Паспорт магістрального нафтопроводу «Калтаси - Уфа II»
16 Паспорт очисного скребка СКР-1
17 РД 153-39.4-067-04 * «Методи ремонту дефектних ділянок діючих магістральних нафтопроводів» - М.: ВАТ «АК« Транснефть », 2004. - 75 с.
18 Регламент з очищення магістральних нафтопроводів. - М.: ВАТ «АК« Транснефть », 2005. - 15 с.
19 ВППБ 01-05-99. Правила пожежної безпеки при експлуатації магістральних нафтопроводів відкритого акціонерного товариства «Акціонерна компанія з транспорту нафти" Транснефть ". Зареєстровані ГУ ГПС МВС РФ, введені з 01.08.00. - 45 с.
20 ВСН 006-89. Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Зварювання. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - 96 с.
21 ВСН 008-88. Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Протикорозійна і теплова ізоляція. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - 85 с.
22 ВСН 010-88. Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Підводні переходи. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - 88с.
23 ВСН 011-88. Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Очищення порожнини й іспит. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - 101 с.
24 ВСН 012-88. Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Контроль якості і приймання робіт. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - 78 с.
25 ВСН 014-89. Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Охорона навколишнього середовища. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - 92 с.
26 ВСН 007-88. Будівництво магістральних і промислових трубопроводів. Конструкції і баластування. - М.: Миннефтегазстрой, 1990. - 98 с.
27 Паспорт приладу товщиномір МТ-50НЦ
28 Соловйова І.О. Методика розрахунку економічної ефективності. - К.: Вид-во УГНТУ, 1999. - 32 с.
29 РД 102-011-89. Охорона праці. Організаційно-методичні документи. - Уфа: ВНІІСПТнефть, 1995. - 68 с.
30 Технологія проведення робіт з діагностування діючих магістральних нафтопроводів внутрішньотрубним інспекційними снарядами. - М.: «АК« Транснефть », ЦТД, 1994. - 256 с.
31 ГОСТ 25812-83. Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до захисту від корозії. - М.: Изд-во стандартів, 1983. - 64 с.
32 Правила охорони магістральних трубопроводів. Підводні переходи. М.: Миннефтегазстрой, 1993. - 205 с.
33 РД 153 - 39.4Р - 130 - 2002 * «Регламент з вирізки і врізки« котушок », сполучних деталей, заглушок, запірної та регулюючої арматури та підключення ділянок магістральних нафтопроводів» М.: ВАТ «АК« Транснефть », 2004. - 256 с.
34 ГГН 2.25 686-98. Гранично-допустимі концентрації (ГДК) шкідливих речовин в повітрі робочої зони. Гігієнічні нормативи. Мінохоронздоров'я Росії. - 1998. - 28 с.
35 Регламент подання термінових повідомлень про аварії та відмови на магістральних нафтопроводах, НПС і РП та їх облік. Утв. ВАТ «АК« Транснефть »30.12.2000. - 23 с.
Кам'яновугільні відкладення - представлений турнейского ярусом, в основі залягає заволжский горизонт представлений вапняками з прошарком доломітів і прімазкамі зеленої глини.
Теригенних товща нижнього карбону. Літологічний склад, представлений піщано-глинистими і алевролітовимі породами з великою кількістю включення піриту і обвуглених рослинних залишків з прошарками глинистих сланців, вугілля, вапняків.
Тульський горизонт представлений теригенно-карбонатними породами.
Серпуховский надгорізонту представлений доломітами з прошарками вапняків, з включенням гіпсу і ангідриту.
Намюрскій ярус представлений товщею доломітів, з прошарками доломітізірованний вапняків.
Середній карбон. Башкирський ярус. Складений вапняками з залишками водоростей форамініферового з прімазкамі глини.
Московський ярус. Вірейскій горизонт представлений переслаіваніе вапняків і аргілітів, серед яких зустрічаються підлеглі прошарками мергелів, аревролітов, рідко пісковиків і доломітів.
Каширський горизонт складний з вапняків і доломітів, з рідкісними прошарками мергелю і тонкими прімазкамі аргілітів.
Подільський горизонт представлений вапняками з незначною прошарком доломітів.
Мячковській горизонт складний вапняками, щільними, міцними, доломітізірованний, зустрічаються прошаруй доломітів.
Верхній карбон представлений чергуванням вапняків з доломітами.
Пермські відкладення. Нижня частина. Сакмарське ярус - складний вапняками щільними, міцними. Артинськ ярус - представлений чергуванням доломітів і вапняків щільними, міцними, кристалічними, сульфатізірованнимі, іноді глинистими. Кунгурскій ярус-складний органогенно-карбонатними відкладами. У основі залягають два прошарку ангідритів, розчленовані прошарками доломітів.

Верхня перм представлена ​​ізвестняковатимі глинами, алевролітовимі, ​​щільними, в нижній частині загіпсованим, прошарками пісковиками.

Третинні відклади складені сірими і коричнево-сірими глинами з прошарками сірих пісків.
Четвертинні відклади представлені в основному алювіальними відкладеннями Ками і Білої.
1.3 Фізико-гідродинамічна характеристика продуктивних колекторів, вміщуючих порід та покришок
У зв'язку з поганою сортуванням уламкового матеріалу і своєрідними текстурно-структурними особливостями порід колекторські властивості невисокі. Пористість зазвичай не перевищує 13 - 16%, лише зрідка відзначаються цифри 20 - 24%, проникність коливається від 0.005 до 0.600 мкм2, рідко 0.830 - 4.260 мкм2.
Пласт СII відноситься до числа найбільш розвинених пластів. Він досить неоднорідний, пісковики часто заміщаються алевролітів-глинистими різницями порід. У розрізі окремих свердловин пласт СII глинистими породами розшаровується на 2 прошарку, з товщиною кожного з них до 1.5, рідше 2 м .
У розподілі товщин пласта СII в північно-західній частині родовища відзначається тенденція до збільшення її значень з північного заходу на південний схід.
Породи пласта представлені, в основному, пісковиками дрібнозернистими, іноді з домішкою зерен середньозернистої фракції. Пісковики місцями алеврітістие, глинисті.
Зважаючи неоднорідності літологічного складу колекторські властивості пласта дуже непостійні: пористість змінюється від 8 до 28%, проникність від 0.010 до 6.300 мкм2.
Таким чином, розріз ТТНК характеризується наступними особливостями будови:
1. Наявність потужної товщі пісковиків (до половини товщини розрізу).
2. Розчленованість розрізу (до 9 піщаних пластів).
3. Широкий розвиток глинистих і вуглистих порід.
4. Наявність глибоких розмивів турнейского вапняків.
5. Крайня нерівномірність розвитку пласта пісковиків за площею, особливо пластів т. н. проміжної пачки (1Уо, IV, V, У1о).
6. Різкі зміни товщини основних піщаних пластів (II, III)
1.4 Властивості і склад нафти, газу, конденсату та води
Характерним для нафт теригенних відкладів нижнього карбону Арланського родовища є низький газовий фактор 13 - 18 м3 / т, деякі проби нафти мають газовий фактор від 12,0 до 20,3 м3 / т і високий вміст азоту, яке пояснює високе значення тиску насичення при загальній низькою газонасиченості.
Дослідження поверхневих нафт показали, що нафти теригенних відкладів нижнього карбону важкі, язкі.
За хімічним складом нафти високосірчисті, високосмолістие, парафінистих. Вміст сірки 2 - 4%, парафіну 3 - 4.5%, смол 14.2 - 20.0%, асфальтенів 4.2 - 8.9%.
Пластові води теригенної товщі нижнього карбону відносяться до хлоридно-кальциевому типу, хлоридної групі, натрієвої підгрупи. У сольовому складі вод переважають хлориди натрію і калію, утворюють першу солоність. Води замкнутих ділянок як по пласту СII, так і по пласту СVI, а також пов'язані води є розсолами, з яких може утворитися твердий осад.
Законтурне води на Арланського і Ново-Хазінской площах відрізняються лише за середнім значенням щільності і дуже близькі за своїми основними гідрохімічними показниками.
Таблиця 1.1
Фізичні параметри пластових нафт
Пласт
Щільність
В'язкість, мПа.с
Газосодер жаніе, м3 / т
Об'ємний коефіцієнт, частки од.
При Рпл
При Рнас
При Рпл
При Рнас
К2в + н
0.861
0.855
7.04
5.53
12.9
1.032
К4
0.861
0.854
13.95
11.34
13.5
1.039
В3
0.869
0.862
12.1
9.9
14.5
1.02
СII
0.879
0.870
22.08
16.22
16.48
1.038
CIV
0.884
0.878
32.765
28.45
16.85
1.035
CVI
0.912
-
107.28
76.28
6.2
1.011
ДIв
0.878
0.864
22.61
11.93
7.9
1.036
Підошовні води мають деяке розходження на окремих площах, але загалом близькі між собою.
Різко відрізняються за характеристикою води, відібрані в межах замкнутих ділянок всередині поклади (застійні води) СVI Ново-Хазінской площі. У порівнянні з водами законтурне, підошовними і навіть водами замкнутих ділянок Арланського площі вони характеризуються підвищеними значеннями щільності, мінералізації, змістом сульфат-іонів.
Попутні гази Арланського родовища - жирні, містять у своєму складі бензинові фракції.
У вуглеводневої частини газу переважаючими є етан та пропан для Вятської і Ніколо-Березовської площ; метан і пропан для Арланського і Ново-Хазінской площ. Характерним для Арланського родовища є високий вміст азоту в попутному газі.
Поряд зі звичайним дослідженням складу газу, газ досліджувався на утримання рідкісних компонентів: гелію і аргону.
Зміст газу у водах теригенної товщі становить 190 - 250 см3 / л. У складі газів концентрація азоту 84 - 90%, метану 6 - 12%, етану 2.4 - 2.5%, важких вуглеводнів 2.5 - 2.7%, вуглекислого газу 0.3 - 1.5%.
1.5 Запаси нафти, газу і конденсату
На Арланського родовищі продуктивними є 4 товщі - вапняки турнейского ярусу, пласти пісковиків ТТНК (включаючи Алексинский горизонт), карбонатні колектори московського ярусу (Каширської і подільський горизонти) і пласт вапняку Верейського горизонту.
Продуктивність цих товщ, так само як і запаси, сильно різняться. Різна і їх вивченість. Якщо ТТНК досліджена досить повно, то інші об'єкти - в набагато меншому ступені. Якщо виключити невелику поклад в Верейському горизонті Новохазінской площі, то поклади турнейского ярусу найменше підготовлені до розробки. Ступінь вивченості об'єктів визначалася їх промислової цінністю.
На стадії пошуково-розвідувальних робіт виробляли оперативну оцінку запасів у межах розвіданої площі. Як правило, при цих оцінках використовували сумарну товщину всіх пластів, а підрахункових параметрів визначалися як середні, без поділу по пластах. Такий прийом в ті роки був звичайним і великих сумнівів не викликав.
У зв'язку з тим, що велику територію родовища розвідували по окремих ділянках, що знаходяться на значній відстані один від одного, а також поетапної розвідці окремих площ зі значною різницею в часі, спочатку вважалося, що відкривали самостійні родовища: Арланское, В'ятське, Ніколо-Березівське, Уртаульское, Новохазінское і т.д. Тому перші підрахунки запасів виробляли по родовищах, не пов'язаних один з одним. У зв'язку з нестачею первинної інформації деякі параметри приймали по аналогії або орієнтовно.
Перша робота з підрахунку запасів Арланського площі виконана В. С. Віссаріоновим в 1957 р . . При цьому вважалося (як зазначалося вище), що ця площа є самостійним родовищем. Підрахунок був виконаний для технологічної схеми розробки, складеної І. Г. Пермяковим.
У результаті розвідувальних робіт 1957-1958 рр.. були отримані нові дані, суттєво змінили уявлення про геологічну будову родовища. У зв'язку з цим БашНІПІнефті було доручено провести перерахунок запасів Арланського родовища. Цю роботу у 1958-1959 рр.. виконали А.В. Копитов і А.Д. Надежкін. На цей час було пробурено 83 свердловини: у 59 - отримано приплив нафти з ТТНК, в 9 - з Каширу-подільських відкладень і в 2 свердловинах - з турнейского ярусу.
Підрахункових параметрів ТТНК визначені в сумі по всіх пластів і становили:
Обсяг нефтенасищенних порід, тис. м3 435681
Середня нефтенасищенной товщина, м 6,7
Обсяг нефтенасищенних пісковиків, тис. м3 2926167
Пористість,% 22
Нефтенасищенной,% 85
Щільність нафти в пластових умовах, г/см3 0,8809
Перерахункових коефіцієнт 0,9642
Балансові запаси, млн. т 468,8
Коефіцієнт вилучення нафти 0,55
Запаси, млн. т 257,8
Газовий фактор, м3 / т 16,9
Запаси газу, млрд. м3
балансові 7,92
добувані 4,36

2 РОЗДІЛ ЗАГАЛЬНОГО ПРОЕКТУВАННЯ ТА ДІАГНОСТИКИ
2.1 Короткий опис нафтопроводу Калтаси-Уфа-2
Для транспортування високосірчистих нафт, що добуваються на північно-заході Башкирії і півдні Пермської області, на уфімські НПЗ і виходу їх на магістральні нафтопроводи Туймази-Омськ через перекачувальних станцій Черкаси було прийнято рішення побудувати нафтопровід Калтаси-Уфа-2 пропускною здатністю 7 млн. тонн на рік .
Проектне завдання і робочі креслення з кошторисною документацією були розроблені інститутом «Башнефтепроект» і затверджені Постановою Радміну РРФСР від 4 січня 1967 року. Передбачалося будівництво трубопроводу без проміжної насосної станції, при цьому ділянка від НПС Калтаси до НПС Чекмагуш - з труб діаметром 700 мм , Від НПС Чекмагуш до НПС Черкаси - з труб діаметром 500 мм з підключенням до нафтопроводу на всьому протязі існуючого нафтопроводу Калтаси - Чекмагуш - Уфа. Для забезпечення транспортування нафти в обсязі 7,0 млн. тонн на рік по проектованому нафтопроводом передбачалося використання існуючої насосної станції на НПС Калтаси, а для існуючого нафтопроводу Калтаси - Мовно - Салават запроектувати нову насосну з насосними агрегатами 16НД10'1.
Технологічна схема НПС Калтаси дозволяла виконувати операції з приймання нафти від башкирських нафтозбиральних промислових парків і з Чорнушки, здійснювати перекачування на Салават і Уфи.
Будівництво нафтопроводу було розпочато в грудні 1966 року і закінчено у вересні 1967 року. Довжина нафтопроводу Калтаси - Уфа-2 становить 189,7 км . Проміжна станція НПС «Чекмагуш» знаходиться на 109 км .

2.2 Характеристика перекачувальної станції
ЛВДС Калтаси в даний час перекачує нафту за двома напрямками, Калтаси - Уфа-2 і Калтаси - Мовно - Салават, а також приймає з нафтопроводу Чорнушка - Калтаси і промислів: НГВУ «ЮжАрланнефть», НГВУ «Арланнефть» і НГДУ «Кранохолмскнефть».
Обсяг резервуарного парку 120 тис.м3, що складається з 12 резервуарів типу ЖБР-10000. На станції знаходяться дві насосні, насосна № 1 перекачує на Уфи, а насосна № 2 - на Салават.
2.3 Характеристика і розкладка труб на ділянці
Трубопровід діаметром DН = 720 мм. Труби 2 групи міцності зі сталі 17Г1С. На ділянках, де робочий тиск перевищує припустиме значення, прокладені труби 4-ї групи міцності зі сталі 14ХГС. Характеристика труб і металу, з яких вони виготовлені, представлені в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1
Характеристика труб і металу
Тип труб
Характеристика труб
Характеристика металу труб
Група міцності
Марка стали
DН, мм
sвр, МПа
SТ, МПа
Експандованих
2
17Г1С
720
520
360
Експандованих
4
14ХГС
720
520
400

2.4 Проведення комплексної діагностики трубопроводу

2.4.1 Загальні положення

Система внутрішньотрубної діагностики є основною складовою частиною системи діагностики лінійної частини магістральних нафтопроводів.
При діагностуванні ділянки нафтопроводу передбачається безпеку всіх видів робіт.
Завдання технічної діагностики полягають у визначенні наявності та параметрів дефектів стінки труби і зварних швів (на основі інформації, отриманої при проведенні внутрішньотрубної інспекції ділянок магістрального нафтопроводу), класифікації дефектів за ступенем небезпеки і прийняття рішення:
· Про можливості експлуатації магістральних нафтопроводів на проектних режимах;
· Про необхідність переходу на знижені режими експлуатації;
· Про необхідність проведення ремонту ділянки нафтопроводу (з точною локалізацією місць його проведення).
Технічна діагностика (ТД) передбачає визначення стану об'єктів з певною точністю, причому, результатом цього процесу має бути висновок про технічний стан об'єкта з вказівкою місця, а при необхідності, виду та причини дефекту.
Сучасні системи ТД трубопроводів є не лише засобами отримання інформації про їх фактичний стан на етапах спорудження та експлуатації, а й активними органами контролю управління якістю і надійності.
ТД на етапах будівництва і експлуатації трубопроводів дозволяє об'єктивно оцінювати реальну екологічну ситуацію в зоні безпосереднього техногенного впливу даного об'єкта.

2.4.2 Методи технічного діагностування лінійної частини магістрального нафтопроводу

2.4.2.1 Методи технічної діагностики, засновані на контролі параметрів

Контроль параметрів процесів перекачування нафти можна використовувати для виявлення дефектів і для прогнозування зміни їх стану.
Метод базується на даних контролю, реєстрації і подальшої обробки параметрів нафтопроводу і перекачується нафти. Цей метод отримав назву параметричної діагностики. Основу методу складає розрахунок гідравлічних характеристик нафтопроводу за наведеними значеннями певних вимірюваних параметрів і наступного порівняння результатів розрахунку з початковими характеристиками нафтопроводу, визначеними після його спорудження або ремонту. Відхилення вихідних параметрів від номінальних свідчить про зміну технічного стану елементів нафтопроводу, що формують даний параметр. Ефективність методу параметричної діагностики залежить від правильності вибору вихідних даних, а також від досконалості діагностичної логіки, використовуваної при їх обробці. До недоліків методу слід віднести необхідність врахування впливу режиму роботи нафтопроводу і зовнішніх умов.

2.4.2.2 Методи магнітного та електромагнітного контролю

Електромагнітний метод дозволяє виявити такі дефекти, як тріщини, відшарування, задири, подряпини. Роздільна здатність і точність контролю при використанні електромагнітного методу залежать від чутливості приладів, компонування датчиків, характеристики намагнічування матеріалу, системи перетворення сигналів. Електромагнітний метод, в порівнянні з іншими методами дефектоскопії, дозволяє виявити безліч дрібних дефектів, зокрема такі, які проникають в товщу стінки труби на 10-15%.

2.4.3 Склад і порядок проведення робіт з діагностування

Внутрішньотрубна інспекція проводиться після завершення підготовки ділянки магістрального нафтопроводу до діагностування підприємством, що експлуатує ділянку нафтопроводу і направлення підприємству, що виконує діагностичні роботи, документації, що підтверджує цю готовність. Відповідальними за проведення діагностичних робіт на ділянці магістрального нафтопроводу є головні інженери підприємств, що експлуатують ділянки нафтопроводів. Готовність до діагностування забезпечується перевіркою справності камери пуску-прийому і запірної арматури, проведенням очищення внутрішньої порожнини трубопроводу, створенням необхідних запасів нафти для забезпечення обсягів перекачування відповідно до режимів. При використанні запасів нафти з резервуарів повинна бути відвернена можливість попадання в транспортується нафта осаду з резервуару.
Необхідна повнота контролю ділянки магістрального нафтопроводу досягається на основі реалізації 4-х рівневої інтегрованої системи діагностування, що передбачає визначення параметрів наступних дефектів і особливостей трубопроводу, що виходять за межі допустимих значень, обумовлених в затверджених методиках визначення небезпеки дефектів:
· Дефектів геометрії і особливостей трубопроводу (вм'ятин, гофр, овальність поперечного перерізу, виступаючих всередину труби елементів арматури трубопроводу), що спричиняють зменшення його прохідного перерізу;
· Дефектів типу втрати металу, що зменшують товщину стінки трубопроводу (корозійних виразок, подряпин, вириваючи металу і т.п.), а також розшарувань, включень в стінці труби;
· Поперечних тріщин і тріщиноподібні дефектів в кільцевих зварних швах;
· Поздовжніх тріщин у тілі труби, поздовжніх тріщин і тріщиноподібні дефектів в поздовжніх зварних швах.
Проведення робіт з внутрішньотрубної інспекції проводиться із застосуванням комплексів технічних засобів, відповідних типів визначаються дефектів.
На першому рівні діагностування (для ділянок, обстежуваних вперше), отримуємо інформацію про особливості і дефекти геометрії трубопроводу, які сприяють зменшенню його прохідного перерізу. Для отримання такої інформації використовуємо комплекс технічних засобів у складі скребка-калібру і снаряда-профілемера. Проведення діагностичних робіт починається з пропуску скребка-калібру, забезпеченого калібрувальними дисками, укомплектованими тонкими мірними пластинами. Діаметр калібрувальних дисків повинен становити 70% і 85% від зовнішнього діаметра трубопроводу. Станом пластин після прогону (наявності чи відсутності їх згину) проводиться попереднє визначення мінімального прохідного перерізу ділянки нафтопроводу. Мінімальна прохідний перетин лінійної частини нафтопроводу, безпечне для пропуску стандартного профілемера, становить 70% від зовнішнього діаметра трубопроводу. Для отримання повної інформації про внутрішню геометрії трубопроводу на всьому протязі, після успішного пропуску скребка-калібру (тобто підтвердження необхідного для безпечного пропуску профілемера прохідного перерізу трубопроводу) здійснюється дворазовий пропуск снаряда-профілемера, що визначає дефекти геометрії: вм'ятини, гофри, а також наявність особливостей: зварних швів, підкладних кілець і інших виступаючих всередину елементів арматури трубопроводу. При першому пропуску профілемера маркерні передавачі встановлюємо з інтервалом 5 - 7 км . При другому та наступних пропусках профілемера установка маркерів проводиться тільки в тих точках, де за результатами першого пропуску виявлені звуження, що зменшують прохідний перетин трубопроводу від узгодженого максимального рівня зовнішнього діаметра, репрезентованої в таблицях технічного звіту за результатами прогону профілемера. За результатами профілеметріі підприємство, що експлуатує ділянки нафтопроводу, усуває звуження, що зменшують прохідний перетин на величину менше 85% від зовнішнього діаметра трубопроводу.
На другому рівні діагностування проводиться виявлення дефектів типу втрат металу, які сприяють зменшенню товщини стінки трубопроводу, а також розшарувань і включень в стінці труби з використанням комплексу технічних засобів, до складу якого входять: ультразвуковий снаряд-дефектоскоп з радіально встановленими ультразвуковими датчиками; снаряд-профілемер; скребок-калібр, стандартні та спеціальні (щіткові) очисні скребки.
На третьому рівні діагностування проводиться виявлення поперечних тріщин і тріщиноподібні дефектів в кільцевих зварних швах з використанням комплексу технічних засобів у складі магнітного снаряда-дефектоскопа, магнітного скребка, снаряда-шаблону, стандартних та спеціальних (щіткових і магнітних) очисних скребків.
На четвертому рівні діагностування проводиться виявлення поздовжніх тріщин в стінці труби, тріщин і тріщиноподібні дефектів в поздовжніх зварних швах з застосуванням комплексу технічних засобів у складі ультразвукового снаряда-дефектоскопа з похило розташованими ультразвуковими датчиками, снаряда-профілемера, скребка-калібру, стандартних та спеціальних (щіткових ) очисних скребків.
Установка маркерів при першому пропуску снарядів-дефектоскопів здійснюється з інтервалом 1,5 - 2 км . При другому пропуску снарядів-дефектоскопів установка маркерів проводиться в тих точках, де були пропущені маркерні пункти при першому пропуску і де за даними першого пропука снаряда-дефектоскопа мають місце втрати інформації.

2.4.4 Організація пропуску внутрітрубних снарядів

Проведення конкретних робіт з діагностичного обстеження нафтопроводу проводиться в наступному порядку.
Не менш ніж за 3 дні до початку транспортування діагностичного обладнання для виконання робіт за договором (термін початку робіт попередньо узгоджується з підприємством, що виконує діагностичні роботи) регіональна керуюча організація системи магістральних нафтопроводів повинна письмово підтвердити готовність дільниць до проведення діагностичних робіт і готовність прийняти устаткування і персонал підприємства, що виконує діагностичні роботи, для проведення робіт. Всі ділянки магістрального нафтопроводу, включені в договір на проведення діагностичних робіт, повинні бути підготовлені до діагностування.
Обстеження ділянок магістрального нафтопроводу проводиться послідовно, відповідно до затвердженого "Технологічним планом-графіком", без перерв у роботі.
У разі обслуговування діагностується ділянки нафтопроводу двома експлуатуючими підприємствами, ініціатором узгодження пропуску є підприємство, на чиїй території знаходиться камера пуску внутрітрубних інспекційних снарядів і очисних пристроїв. Підприємство, на чиїй території знаходиться камера прийому, що підтверджує готовність до прийняття інспекційного снаряди та організації його супроводу по своїй території. Координує це узгодження диспетчерський відділ центральної керуючої організації системи магістральних нафтопроводів.
Персонал підприємства, що виконує діагностичні роботи на трасі нафтопроводу, після прибуття на місце проведення робіт повинен спільно з персоналом підприємства, що експлуатує ділянку трубопроводу, виконати наступні роботи:
· Здійснити контрольний пропуск очисних скребків для прийняття рішення про готовність ділянки до пропуску внутрітрубної снаряда-дефектоскопа або щодо продовження очищення; пропуск снаряда-дефектоскопа, як правило, повинен виконуватися не пізніше 6 місяців після контрольного пропуску снаряда-профілемера по даній ділянці нафтопроводу;
· Визначити необхідну кількість і місця розміщення маркерних пунктів;
• визначити схему зв'язку персоналу, що супроводжує ВІС по трасі ділянки нафтопроводу, з диспетчером і операторами пускової та приймальні камер;
· Визначити дії, які повинні бути вжиті при можливе виникнення нештатних ситуацій під час пропуску ВІС;
· Перед запуском інспекційного снаряда персонал підприємства, що виконує діагностичні роботи, зобов'язаний провести перевірку справності внутрітрубної снаряда зі складанням акту встановленої форми.
Операції запасовки і виїмки снарядів виконує персонал підприємства, що експлуатує діагностується ділянку нафтопроводу під наглядом персоналу підприємства, що виконує діагностичні роботи. Персонал підприємства, що експлуатує ділянку нафтопроводу, повинен:
· Визначити заходи щодо забезпечення заданій постійній швидкості руху внутрітрубної інспекційного заряду в період пропуску, розрахунок і узгодження графіка проходження снаряда по трасі;
· Забезпечити повне відкриття лінійних засувок та закриття засувок бічних відводів, лупінгів і резервних ліній нафтопроводу на блокування їх від несанкціонованого відкриття під час пропуску ВІС.
Супровід снаряда, при його русі по трасі нафтопроводу, существляется персонал підприємства, що виконує діагностичні роботи.
Контроль за рухом снаряда виробляємо в точках, розташованих за засувками (вниз по потоку продукту) і в точках, розташованих за кілька десятків метрів перед маркерними пунктами (вверх по потоку продукту).
Контроль якості підготовки ділянки МН до діагностування проводиться силами замовника шляхом пропуску снаряда-калібру з мірними калібрувальними дисками. Пропуск снарядів-калібрів і очисних пристроїв замовник в обов'язковому порядку оформляє актом з докладним перерахуванням технічного стану цих пристроїв перед пуском і після, звертаючи увагу на цілісність манжет і деформацію калібрувальних дисків. При виявленні механічних пошкоджень снарядів-калібрів (СК) замовник виявляє причини пошкодження та усуває їх. При відсутності можливості точного визначення на призначеному для діагностування ділянці місця, де сталося пошкодження СК, така ділянка не підлягає діагностуванню до усунення дефектів перешкоджають проходженню ВІС дефектів.
Організація і контроль виконання робіт з підготовки ділянки МН до діагностування здійснюється відділом експлуатації ВАТ МН.

2.4.5 Основні технічні дані внутрітрубних інспекційних снарядів

2.4.5.1 Очисні скребки типу СКР1 і СКР1-1
Очисний скребок СКР1 призначений для очищення внутрішньої порожнини трубопроводу від парафіносмолістих відкладень, глиняних тампонів і бруду, а також видалення сторонніх предметів.
Робоче середовище для скребків - нафта, нафтопродукти, вода.
Якісне очищення є необхідною умовою отримання достовірних даних при пропуску дефектоскопа. Технічні характеристики скребків для проведення очисних робіт на нафтопроводах діаметром Dн = 720 мм представлені в таблиці 3.2.
Корпус скребка являє собою сталеву порожню конструкцію. Фланці, приварені в середній і задній частинах корпусу, забезпечують кріплення на них: двох ведучих, чотирьох напрямних дисків, розділених прокладними дисками малого діаметра і однієї або двох манжет (залежно від конструкції). Прокладочні диски забезпечують певну відстань між ведучим та миючого дисками. Диски і манжети виготовляються з високоякісних поліуретаном, стійких до стирання. На передньому торці скребка розташовані байпасні отвори, вісь яких спрямована під кутом до стінки трубопроводу. Вони призначені для розмиву відкладень, які скребок счищает з внутрішньої поверхні трубопроводу і штовхає поперед себе. Байпасні отвори можуть закриватися заглушками-болтами. У задній частині скребка в захисній рамі може встановлюватися передавач для скребка. На заключній стадії очищення, перед пропуском дефектоскопа Ультраскан, на передній і на задніх частинах скребка замість одного прокладного встановлюється щітковий диск. Такий скребок називається скребком типу СКР1-1 або спеціальним. Мінімальна прохідний перетин трубопроводу необхідне для пропуску очисного скребка, становить 85% від Dн. Спеціальна комбінація чистячих і щіткових дисків забезпечує ефективне видалення відкладень з внутрішніх стінок нафтопроводу і з корозійних заглиблень в стінках.
Таблиця 2.2
Технічні характеристики скребків [16]
Параметри
Номінальний діаметр трубопроводу (мм)
720
Довжина (мм)
2340
Мінімальний прохідний діаметр трубопроводу (%)
СКР1
85
СКР1-1
86
Маса (кг)
900
Мінімальний радіус повороту на 90 °
Повна комплектація
1,5 D
Без трансмітера і захисної рами
1,5 D
Швидкість руху в нафтопроводі (м / с)
0,2 - 5
Тип використовуваного передавача для скребка
ПДС 14-02
Безпосередньо перед запасовки скребка у трубопровід виробляється установка передавача для скребка ПДС14-02 (далі ПДС). ПДС є генератором електромагнітних сигналів в діапазоні прийому наземного локаційного обладнання. Корпус витримує внутрішній тиск вибуху 0,75 МПа та виключає передачу вибуху в навколишнє вибухонебезпечне середовище. Спеціальний вид вибухозахисту забезпечується герметизацією антени термореактивним герметиком.
Підйом і переміщення скребка проводиться за кільце на бампері або за корпус скребка.

2.4.5.2. Профілемер "каліпер"

Профілемери "каліпер" призначені для вимірювання внутрішнього прохідного перерізу і радіусів відведення труби, що необхідно для оцінки можливості обстеження нафтопроводу внутрішньотрубним снарядами-дефектоскопами.
Виявлені дефекти і особливості:
· Геометричні відхилення типу вм'ятин, овальність, гофр, звужень, перешкод, криволінійних (радіусних) вигинів і т.д.;
· Можливість визначення наявності дефектів у поперечних зварних швах.
Профілемер "каліпер" (малюнок 3.2) складається з двох секцій, пов'язаних між собою карданним з'єднанням. У передній і задній частинах першій секції і на другій секції встановлені манжети, призначені для центрування і приведення в рух снаряда в трубопроводі. Конічна манжета, встановлена ​​на передній секції, призначена для запобігання застрявання снаряда в трійниках, не обладнаних запобіжними гратами. У носовій частині першій секції встановлений бампер, під яким знаходиться антена прийомопередавача в захисному карболітовом кожусі, а на задній частині, на пружних важелях, одометри для вимірювання пройденого відстані.
На другій секції встановлені манжети та вимірювальна система, що складається з безлічі важелів з колесами (так званий "спайдер") - для вимірювання прохідного перерізу, вм'ятин овальних і інших геометричних особливостей труби. На карданном з'єднанні змонтована система вимірювання кута повороту, що складається з нерухомого і рухомого "грибків". Мінімальна прохідний перетин трубопроводу, необхідне для пропуску профілемера, становить 70% або 60% Dн, залежно від конструкції профілемера.
Наявність дефектів і особливостей на трубопроводі, їх геометричні параметри та місця розташування визначаються по роздруківці даних профілеметріі після пропуску каліпера по трубопроводу.
Виявлення снаряда в трубопроводі здійснюється локатором за сигналами прийомопередавача при заляганні труби на глибині до двох метрів.
Підйом і переміщення "каліпер" виробляється за корпусу за допомогою м'яких поясів і траверси.
При проходженні ділянки "каліпер" проводить вимірювання радіусу кривизни криволінійних ділянок (колін) і кутів повороту колін. Нижче наведені основні параметри снаряда.
Похибка визначення місця розташування дефекту (на попередньо очищеної трубі, з використанням одометра, маркерною системи та інформації про поперечних зварних швах): 1 м від найближчого поперечного зварного шва.
Чутливість вимірювальної системи снаряда: 2 мм (Зварні шви, що виступають на 2 мм і більше всередину трубопроводу, реєструються снарядом).
Максимальна довжина трубопроводу, диагностируемая за один пропуск приладу: 250 км в газі або у воді, 500 км в нафті.
Мінімальна прохідний перетин труби: 70% Dн.
Мінімальний радіус відводу, подоланого снарядом (суцільнотягнутої коліна): 1,5 Dн на 90 °.
Снаряд може без пошкоджень проходити сегментні відводи, що складаються з 5 сегментів з кутом 15 ° і 2 сегментів 7,5 ° з радіусом повороту 3Dн і більше.
Похибка вимірювань овальність і вм'ятин - 0,4% від номінального діаметра на прямолінійній ділянці трубопроводу і 0,6% зовнішнього діаметра для коліна.
Похибка одометріческой системи: 0,5% від пройденого шляху.
Максимальний робочий тиск: 10 МПа.
Рекомендована швидкість пропуску приладу: 0,2-3 м / с.
Діапазон температур при експлуатації: від -15 º С до +50 º С.

2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп "Ультраскан" WM

Дефектоскоп Ультраскан призначений для визначення дефектів стінки труби методом ультразвукової товщинометрії радіально встановленими ультразвуковими датчиками. Наявність і розташування дефекту в стінці труби визначається за часом приходу ультразвукових сигналів, відбитих від внутрішньої і зовнішньої поверхні чи неоднорідності всередині стінки труби, дозволяючи тим самим визначати крім зовнішніх і внутрішніх втрат металу, різного роду несуцільності в металі труби, як то: розшарування, шлакові і інші включення.
Снаряди можна експлуатувати в наступних транспортуються середовищах:
· Вода;
· Нафту;
· У газорідинних сумішах і газі снаряд працює в рідинній пробці.
Снаряди забезпечують виявлення наступних типів дефектів:
· Внутрішньої і зовнішньої корозії;
· Ерозії;
· Подряпин, надрізів (викликають втрату металу);
· Розшарувань;
· Газових пор;
· Шлакових включень.
Збір інформації про параметри дефектів здійснюється шляхом вимірювання часу приходу відбитих від внутрішньої і зовнішньої стінок труби сигналів ультразвукових датчиків. Діаметр плями випромінювання датчиків на внутрішній поверхні труби - 8 мм . Перекриття поверхні труби здійснюється: по периметру - змикаються плямами ультразвукового випромінювання діаметром 8 мм , Уздовж осі - кожні 3,3 мм .
Дефектоскоп Ультраскан забезпечений системою вимірювання пройденої відстані (одометріческіе колеса), системою прийому-передачі електромагнітних сигналів низької частоти, а також програмованої мікропроцесорної системою управління (майстер-системою).
Дефектоскоп Ультраскан складається із секцій - сталевих герметичних корпусів (з розташованою усередині електронікою, накопичувачами інформації та батареями) і носія датчиків, пов'язаних між собою за допомогою карданних з'єднань і кабелів. Кількість секцій і склад кожної секції визначаються можливістю компонування електроніки і батарей в обмеженому об'ємі корпусу, габаритні розміри якого повинні забезпечити контроль трубопроводу з певними характеристиками. Для трубопроводів діаметром 720 мм дефектоскоп виконаний односекційний. У передній частині провідною секції встановлений бампер, що закриває антену приймача, що знаходиться в захисному карболітовом кожусі. Кожна секція і носій датчиків забезпечені поліуретановими манжетами, призначеними для центрування та забезпечення руху снаряда по трубопроводу потоком, що перекачується. На кожному герметичному корпусі встановлені також конічні манжети, службовці для запобігання застрявання снаряда в трійниках, не обладнаних запобіжними гратами. У задній частині секції електроніки на пружних важелях встановлені одометріческіе колеса (рисунок 2.3).
Носій датчиків складається з поліуретанових полозів, які забезпечують сталість відстані від датчика до поверхні труби. Полози з'єднані між собою плоскими пружинами, завдяки яким вони щільно прилягають до внутрішньої поверхні труби. Датчики з'єднані з модулем електроніки спеціальними кабелями з герметичними роз'ємами. Для забезпечення омивання датчиків перекачується, від кожного полоза відходить шланг до передньої секції.
Кількість датчиків Ультраскана для трубопроводу Dн = 720 мм - 448 штук.
Номінальна товщина стінки труби:
- Максимальна 20 мм ;
- Мінімальна 5 мм .
Мінімальний робочий діапазон: 120 км .
Мінімальна прохідний перетин труби: 85% Dн.
Мінімальний радіус відведення суцільнотягнутої коліна труби прохідний снарядом:
1,5 Dн на 90 °.
Снаряд може проходити без пошкоджень сегментні відводи з 5 сегментів з кутом 15 ° і 2 сегментів 7,5 ° і радіусом повороту 3 Dн і більше. Снаряд може без пошкоджень проходити по трубопроводах з підкладними кільцями товщиною до 8 мм , Встановленими на зварних швах всередині трубопроводу.
Максимальний робочий тиск 10 МПа.
Рекомендована швидкість пропуску приладу:
0,25 - 1,0 м / с.
Допускається: до 1,5 м / с.
Діапазон температур експлуатації: від -15 º С до +50 º С.
Мінімальні розміри реєстрованих дефектів:
· Точкова корозія (тільки вказівка ​​і ділянка розповсюдження без вимірювання глибини):
мінімальний діаметр - 6 мм ,
мінімальна глибина - 1,5 мм ;
· Розшарування: мінімальний діаметр - 6 мм (Розташування розшарування всередині труби - 2 мм від обох поверхонь стінки труби);
· Подряпини і надрізи з втратою металу:
мінімальна ширина - 10 мм , Мінімальна глибина - 1,5 мм .
Мінімальні розміри вимірюваних дефектів:
· Точкова корозія, (з виміром повної глибини):
мінімальний діаметр - 10 мм , Мінімальна глибина - 1 мм ;
· Суцільна корозія: мінімальна глибина - 1 мм ;
· Розшарування: мінімальний діаметр - 10 мм (Розташування розшарування всередині труби - 2 мм від обох поверхонь стінки труби);
· Подряпини і надрізи з втратою металу: мінімальна ширина - 10 мм , Мінімальна глибина - 1,5 мм .
Примітка: Розмір дефекту 6 мм - Це граничний розмір виявляється, який може бути зафіксовано при ідеальних умовах. У реальному трубопроводі пороговий розмір дефекту становить для точкової корозії і розшарувань - 10 мм . На практиці виявленню малих дефектів також залежить від якості поверхні трубопроводу, яка впливає на величину виявляються дефектів.
Ділянки з підвищеною похибкою (розширеної втратою луна-сигналу) включають в себе:
· Коліна з радіусом менше 5 Dн;
· Зварний шов на поперечних, поздовжніх і спіральних трубних швах в межах ділянки 10 мм перед і після зварного шва;
· Вм'ятини, опуклості і інші ділянки в межах ділянки в половину довжини полоза датчика по обидві сторони перешкоди (в залежності від розміру перешкоди);
· Ділянки трубопроводу з частковим наповненням продукту;
· Втрати металу на зовнішній стінці труби, коли вони перекриваються (екрануються) дефектами всередині стінки труби, як, наприклад, розшарування.
Похибка визначення місця розташування дефекту (на попередньо очищеної шкребками трубі, з використанням одометра, маркерною системи та інформації про поперечних швах): 0,25 м від найближчого поперечного зварного шва. Похибка визначення кутового положення дефекту: 15 º. Похибка одометріческой системи: 0,5% від пройденого шляху.
Дефектоскопи забезпечені пристроєм затримки включення для проведення діагностики довгих ділянок трубопроводів (більше 120 км ) За декілька пропусків.

2.4.5.4 Магнітний дефектоскоп

Магнітний дефектоскоп призначений для високоточної дефектоскопії трубопроводів методом реєстрації розсіяння магнітного потоку, виявлення і визначення розмірів дефектів втрати металу і поперечних тріщин по всьому колу трубопроводу.
При підготовці нафтопроводу до діагностичного обстеження (для видалення сміття, що складається з металевих предметів у вигляді залишків електродів, проволки і т.п.) необхідний пропуск магнітних скребків (рисунок 2.4).
Для трубопроводів діаметром 720 мм снаряд виконаний двосекційним (рисунок 3.5 та 3.6). Секції з'єднані між собою буксировочними тягами з універсальними шарнірами.
Передня секція являє собою сталевий корпус, з обох кінців якого по периметру розташовані постійні магніти з щітками, між якими розташоване кільце датчиків і інші елементи зовнішнього електроніки.
На передній і задній частинах корпусу встановлюються поліуретанові манжети. У носовій частині є такелажне кільце з встановленим "грибком" для виїмки снаряда з камери прийому, а також підтримують колеса. У задній частині корпусу розташоване такелажне кільце і універсальний шарнір.
Друга секція дефектоскопа для трубопроводів діаметром 720 мм являє собою сталевий корпус, в якому розміщуються: модуль обробки і запису даних, батарейний модуль. На зовнішній частині корпусу розташовані: друге кільце датчиків, що дозволяють уточнити місце розташування дефектів, датчики температури і диференціального тиску, інші елементи зовнішнього електроніки. На передній і задній частинах корпусу розташовані підтримують колеса, призначені для центрування снаряда в трубі і такелажні кільця, позаду встановлені також три одометріческіх колеса для вимірювання пройденої дистанції, на передньому торці є універсальний шарнір.
Робочий діапазон швидкостей 0,5 - 4 м / с.
Діапазон інспекції трубопроводу при швидкості 0,5 м / с 150 км .
Діапазон інспекції трубопроводу при швидкості 1 м / с 300 км .
Мінімальний радіус відведення суцільнотягнутої коліна труби, прохідний снарядом:
1,5 Dн на 90 °.
Повне звуження діаметра труби (по всьому колу) 85% мінімального внутрішнього діаметру, завдовжки менше двох діаметрів.
Діапазон робочих тисків 0,5 - 10 МПа.
Температурний діапазон продукту від 0 º до +50 º С.
Виявлені дефекти і особливості:
1) дефекти втрати металу, пов'язані з корозією (зовнішньої і внутрішньої), включаючи дефекти втрати металу в зоні кільцевих швів, дефекти втрати металу, пов'язані з вм'ятинами та дефекти втрати металу, що перебувають під кожухами;
2) дефекти втрати металу, пов'язані з щербинами;
3) дефекти втрати металу, розташовані під ремонтними муфтами;
4) дефекти втрати металу, пов'язані з заводськими дефектами;
5) зварні шви - кільцеві, поздовжні і спіральні;
6) аномалії зварних з'єднань, включаючи поперечні тріщини (по колу) всередині кільцевих швів;
7) вм'ятини, включаючи будь-які пов'язані з ними поперечні тріщини;
8) металургійні заводські дефекти;
9) пошкодження, що виникли в ході будівництва;
10) зміни номінальної товщини стінки;
11) трубопровідна арматура і фітинги, (включаючи: трійники, відводи, засувки, вигини, аноди, вставки для лінійної компенсації, зовнішні опори, ремонтні муфти, точки катодного захисту - феромагнітного типу).
12) металеві предмети поблизу трубопроводу, які володіють потенціалом надання негативного впливу на ізоляційне покриття трубопроводу або на систему катодного захисту;
13) кожухи, включаючи ексцентричні кожухи, де ступінь ексцентричності представляє загрозу ізоляційному покриттю трубопроводу або системі катодного захисту;
14) реперні магніти;
15) розшарування поверхні труб.
Точність визначення розмірів і координат дефектів втрати металу - 99% всіх дефектів втрати металу вимірюються з точністю, що вказана в таблиці 2.3.
Координати трубопровідних аномалій, таких як вм'ятини, ексцентричні кожухи, металеві предмети та трубопровідні фітинги, тобто клапани, засувки, відводи тощо, будуть визначені за точністю, що вказана в таблиці 2.3.
1) Примітка * - дефект втрати металу характеризується мінімальною чотирикутної рамкою, яка визначається шириною по колу (W) і довжиною по осі (L), яка є площею частини поверхні труби, ураженої дефектом;
2) ** - в залежності від того, що більше;
3) t - номінальна товщина стінки труби:
Таблиця 2.3
Точність визначення розмірів і координат дефектів втрати металу [30]
Виразкова корозія <
(3tx3t) *
Загальна корозія
> (3t x 3t) *
Задираки (L> 2w)
Мінімальна глибина точного визначення розмірів
0,4 t при поверхневих розмірах понад: (t / 2 + 5 мм ) Х (t / 2 + 5 мм )
0,2 t
0,4 t якщо w> 2t або 15мм **
0,2 якщо w> 3t або 25мм **
Точність визначення розмірів (глибина)
± 0,3 t
± 0,3 t
± 0,3 t якщо w> 2t або 15мм **
± 0,3 t якщо w> 3t або 5мм **
Точність визначення розмірів (довжина)
± 30мм
± 40мм
± 40мм
Точність визначення координат
(По осі)
± 0,2 м між дефектом і реперним кільцевим швом і ± 1% від зазначеної дистанції між найближчим реперним кільцевим швом у напрямку проти потоку продукту і конкретної реперної крапкою.
Точність вимірювальної системи дефектоскопа ± 0,1% від пройденої дистанції.
Точність визначення координат (по колу)
± 7,5 градусів; для простоти використання прийнято поняття "до найближчого положення півгодини".
Магнітний дефектоскоп здатний виявляти, вимірювати і визначати координати поперечних тріщин з розмірами, вказаними в таблиці 2.4.
Таблиця 2.4
Точність визначення розмірів і координат дефектів поперечних тріщин [30]
Мінімальна ширина по колу для точного визначення розмірів
> 80мм, при глибині> 0,3 t
Точність визначення розмірів буде ± 40мм від вказаної довжини по колу і ± 0,4 t зазначеної глибини
Мінімальна ширина по колу для точного виявлення
> 50мм, при глибині> 0,25 t
Точність визначення координат (по осі)
± 0,2 м між дефектом і реперним кільцевим швом і ± 1% від зазначеної дистанції між найближчим реперним кільцевим швом у напрямку проти потоку продукту і конкретної реперної крапкою.
Точність вимірювальної системи дефектоскопа ± 0,1% від пройденої дистанції.
Точність визначення координат (по колу)
± 7,5 градусів, для простоти використання прийнято поняття "до найближчого положення півгодини".
Виявлення і вимірювання інших аномалій трубопроводів
Аномалії зварних швів
Наступні види аномалій зварних швів можуть виявлятися у відповідності в таблиці 2.5.
Таблиця 2.5
Опис і виявлення аномалій трубопроводів [30]
Опис
Виявлення
Непровар
Згідно таблиці 1.3
Зміщення кромок труб
Виявлення, якщо більше 4% довжини окружності труби
Ремонт швів (зачищення надлишків металу на шві)
Згідно таблиці 1.3
Шлакові включення
Згідно таблиці 1.3
"Бурульки"
Виявлення при висоті понад 3 мм
Пори
Згідно таблиці 1.3
Вм'ятини
Вм'ятини понад 5% номінального діаметра виявляються при пропуску багатосекційного снаряда-шаблону. Решта вм'ятини виявляються й характеризує відповідно до наведеної нижче таблиці 2.6.
Таблиця 2.6
Опис і виявлення дефектів вм'ятин [30]
Виявлення
Якщо становлять більше 2% від номінального діаметра труби з або без втрати металу і поперечних тріщин
Опис
Як незначні, якщо становлять 2% - 3% від номінального діаметра труби. Як великі, якщо складають 3% - 5% від номінального діаметра труби
Металеві предмети
Металеві предмети, які становлять загрозу системам катодного захисту, виявляються і характеризує, згідно з таблицею 3.7.
Таблиця 2.7
Опис і виявлення металевих предметів [30]
Виявлення
Якщо маса більше 2 кг при розташуванні більшої частини маси в 25 міліметрової зоні від труби
Якщо маса більше 10 кг при розташуванні більшої частини маси в 50 міліметрової зоні від труби
Опис
Як близько лежить чи торкатися до труби предмет
Аномалії кожухів
Зсув кожухів може викликати механічні пошкодження і пошкодження системи катодного захисту. Наявність кожухів буде зареєстровано і включено до звіту. Зсув кожухів буде включено до звіту як "Ексцентричний кожух" або як "торкався" до стінки трубопроводу.
Система електроніки дефектоскопа дозволяє ввести затримку включення дефектоскопа для проведення діагностики довгих ділянок трубопроводів за кілька пропусків або запрограмувати включення дефектоскопа для діагностування заздалегідь вибраних ділянок (до 3 ділянок).

2.4.5.5 Запасовочное пристрій

Запасовочное пристрій (рисунок 2.7) - пристосування, призначене для затягування тросом багатосекційних снарядів у камеру запуску за допомогою лебідки або підйомного крана. Пристрій встановлюється на фланець спеціального патрубка, привареного до камери запуску за межами її розширеній частині. Пристрій складається з труби з привареним кріпильним фланцем, таким же, як і фланець патрубка, одного або двох напрямних роликів. Довжина труби з роликом L, що входить у патрубок, повинна бути не більше половини номінального діаметра камери. Обертові і тертьові деталі запасовочного пристрої повинні бути виготовлені з матеріалів, що виключають іскроутворення.

2.5 Результати діагностичного обстеження

Діагностичне обстеження трубопроводу проводилося 3 рази. У період 28-30.12.2000г. на нафтопроводі Калтаси - Уфа-2 (ділянка: Калтаси-Чекмагуш) діаметром 720 мм була проведена робота з діагностичного обстеження трубопроводу магнітним дефектоскопом MFL, 18-20.08.2002г. провели реінспекцію трубопроводу «Ультразвуковим дефектоскопом Wм». Раніше в період 10.09-03.10.1996 р. на вищевказаному ділянці була проведена інспекція ВІП «Ультразвуковий дефектоскоп Wм». Пропуски дефектоскопа "Ультраскан" були проведені після пропусків профілемера "каліпер". Для видалення зі стінок нафтопроводу забруднень у вигляді парафіно-смолистих відкладень, глини, піску, стороннього сміття були пропущені спеціальні очисні скребки з металевими щітками (таблиця 2.8).
Таблиця 2.8
Пропуск спеціальних скребків [13]

п / п
Тип очисного скребка
Дата пуску
Час прийому
Дата прийому
Час прийому
Кількість домішок, л.
1
спеціальний
07.08.02
14:00
08.08.02
17:45
22
2
спеціальний
07.08.02
15:20
08.08.02
18:09
16
3
спеціальний
09.08.02
10:15
11.08.02
2:30
13
Додатково для видалення сміття, що складається з металевих предметів у вигляді залишків електродів, дроту тощо, були пропущені магнітні скребки (таблиця 2.9).
Таблиця 2.9
Пропуск магнітних скребків [13]

п / п
Тип очисного скребка
Дата пуску
Час при-ема
Дата прийому
Час прийому
Кількість домішок, л.
Кількість метал. перед-метів, шт
1
магнітний
07.08.02
16:00
08.08.02
19:50
20
3
2
магнітний
07.08.02
17:20
08.08.02
20:10
15
3
3
магнітний
09.08.02
12:00
11.08.02
4:30
10
2
Результат останнього чищення відповідає вимогам РД 153-39.4-03-99, зазначеним у «Положенні про проведення робіт з очищення внутрішньої порожнини магістральних нафтопроводів» (таблиця 2.10).
Таблиця 2.10
Результати очищення [15]
Вид внутрішньотрубної діагностики
Парафін або грунт
Метал
зважений
твердий
Кількість електродів
л., не більше
л., не більше
шт. на 10 км , Небільше
магнітна
10
0,5
1
Пропуск ультразвукового дефектоскопа WM відбувся:
Дата пуску
Час пуску
Дата прийому
Час прийому
09.08.02
22:19
11.08.02
7:46
У процесі обробки даних були отримані позначки маркерних пунктів.
Таблиця 2.11
Виявлені дефекти [13]

Опис дефекту
Дефекти, що підлягають ремонту (ДПР)
Дефекти першочергового ремонту (ПОР)
1
Дефект геометрії, що примикає до зварному шву або розташований на зварному шві
12
4
2
Дефект геометрії в комбінації з рискою, задирака, тріщиною
17
17
3
Втрата металу (зовнішня і внутрішня)
172
0
4
Ризику, подряпина, задир
6
6
5
Розшарування, розшарування в біляшовній зоні
22
22
6
Розшарування з виходом на поверхню
2
2
7
Зсув поперечного шва
1
0
Неприпустимі конструктивні елементи, з'єднувальні деталі, що не відповідають вимогам СНиП 2.05.06-85 * з них:
8
Трійники польового виготовлення, зварні секторні відводи, перехідники
2
2
9
Латки вварной і накладні всіх видів і розмірів
3
3
10
Накладні елементи з труб, приварені на труби та інші конструктивні елементи, не регламентовані нормативними документами
2
2
Загальна кількість дефектів підлягають ремонту-239, з них ПОР-58
Маркерні пункти разом із засувками і вантуза використовуються як точки-орієнтири. Загальна кількість точок-орієнтирів склало 82 шт. Всього на даній ділянці трубопроводу обстежено 10359 трубних секцій (до їх числа входять засувки та трійники).
Загальна кількість виявлених дефектів та інших особливостей склало 5465, з них:
- Дефектів підлягають ремонту (ДПР) - 239 (4,37% від загальної кількості);
- Дефектів що підлягають першочерговому ремонту (ПОР) - 58 (1,06% від загального числа).
Виходячи з результатів обробки даних інспекції, на підставі РД 153-39.4-067-00 «Методи ремонту дефектних ділянок діючих магістральних нафтопроводів», затвердженого 30.12.2000 р. АК «Транснефть» як нормативного документа та узгодженого 22.12.2000 р. з Держнаглядохоронпраці РФ, був проведений аналіз виявлених особливостей для визначення дефектів і неприпустимих конструктивних елементів нафтопроводу, що підлягають ремонту (дефекти ДПР), і виділення серед них дефектів, що становлять підвищену небезпеку для цілісності при його експлуатації та підлягають першочерговому ремонту і усунення (дефекти ПІР). Загальна кількість цих дефектів і їх розподіл за типами наведені у таблиці 4.4.
2.6 Вимоги до проведення ремонту нафтопроводів різними методами
Загальні положення
У даному розділі наводяться основні положення технологій ремонту нафтопроводів, що застосовуються при вибірковому та капітальному ремонті.
Ремонт методом шліфування, заварки і установкою муфт проводиться без зупинки перекачування нафти.
Кожний ремонт має відображатися в паспорті нафтопроводу.
Ремонтні муфти монтуються на діючому нафтопроводі, як при зупинці, так і без зупинки перекачування при тисках, обмежених умовами: безпекою виробництва робіт і тиском, визначеними із умов технології установки муфти. При установці муфт тиск повинен відповідати найменшому з тисків, визначеного по перерахованим умовам.
Ремонтні конструкції повинні бути виготовлені в заводських умовах, в умовах Центральних баз виробничого забезпечення або ремонтних ділянок ВАТ МН за технічними умовами та конструкторської документації, розробленої у встановленому порядку і мати паспорт.
Застосування муфт та інших ремонтних конструкцій, виготовлених в польових умовах (в трасових умовах) забороняється.
Усунення дефектів при капітальному ремонті виконується при тиску в нафтопроводі не вище 2,5 МПа.
Шліфування
Шліфування використовується для ремонту ділянок труб з дефектами типу втрата металу (корозійні дефекти, ризики), розшарування з виходом на поверхню і дрібних тріщин. Максимальна глибина зашліфованний ділянки повинна бути не більше до 20% від номінальної товщини стінки. При шліфуванні шляхом зняття металу повинна бути відновлена ​​плавна форма поверхні, знижена концентрація напружень. Допустимий тиск в трубі при проведенні вибіркового ремонту методом шліфування - не більше 2,5 МПа. Зашліфованний ділянка повинна піддаватися візуальному, магнітопорошкового контролю або контролю методом кольорової дефектоскопії.
Заварка дефектів
Заварку дозволяється застосовувати для ремонту дефектів типу "втрата металу" (корозійні виразки, ризики) із залишковою товщиною стінки труби не менш 5 мм .
Заварка допускається, якщо глибина і максимальний лінійний розмір одиночного дефекту (довжина, діаметр) або його площа не перевищують величин, зазначених у РД 153-39.4-067-04 *. Відстань між суміжними ушкодженнями повинно бути не менше 4t (t - номінальна товщина стінки труби). Відстань від заварюємо дефектів до зварних швів має бути не менше 4t.
Заварку дозволяється проводити тільки на повністю заповненому нафтопроводі. Виконання заварки на частково заповненому нафтопроводі не допускається.
Порожнина корозійного пошкодження і поверхня труби в радіусі не менше двох діаметрів ушкоджень (найбільших лінійних розмірів) зачищається до металевого блиску. Наявність слідів корозії на місці заварки не допускається.
При вибірковому ремонті максимальне допустимий тиск в трубі при заварці визначається з умов:
Рзав <0,4 × tост МПа при tост < 8,75 мм ;
Рзав <3,5 МПа при tост> 8,75 мм .
Тут tост - залишкова товщина стінки на місці заварки, мм;
коефіцієнт 0,4 має розмірність МПа / мм.
Після завершення заварки дефекту наплавлений метал повинен бути оброблений шліфувальним кругом до отримання рівної поверхні і мати посилення не більше 1 мм з плавним переходом до основного металу.
Наплавлений метал піддається візуальному, магнітопорошкового або ультразвуковому контролю. Результати контролю мають фіксуватися в зварювальному журналі.
Вирізка дефекту (заміна котушки)
При цьому способі ремонту ділянку труби з дефектом (котушка) повинен бути вирізаний з нафтопроводу і замінений бездефектної котушкою. Вирізка дефекту повинна застосовуватися у разі виявлення неприпустимого звуження прохідного діаметру нафтопроводу, неможливості забезпечення необхідного ступеня відновлення нафтопроводу при установці муфт (протяжна тріщина, глибока вм'ятина з тріщиною або корозією), економічної недоцільності встановлення муфт з-за надмірної довжини дефектної ділянки.
Вваривать котушки повинні бути виготовлені з труб, які пройшли гідравлічні випробування внутрішнім тиском у відповідності зі СНиП 2.05.06-85 *, величина якого повинна бути не нижче тиску, що викликає в стінках труб кільцеве напругу, рівну 95% нормативного межі текучості (заводське випробувальний тиск) .
Вваривать котушки повинні встановлюватися відповідно до затвердженої технологічною картою, мати маркування, паспорт та сертифікат на трубу, з якої вони виготовлені. Дефекти у вигляді тріщин, заходів, вм'ятин, задирів і рисок на поверхні котушки не допускаються.
Технологія ремонту методом заміни ділянки має відповідати чинним нормативним документам, що відповідає вимогам трубопроводу, що будується.
Установка ремонтних муфт
Вимоги на виготовлення муфт
Муфти повинні бути виготовлені в заводських умовах, ЦБПО або ремонтних ділянок ВАТ МН відповідно до затверджених технічних умов, технологічною картою, повинні мати маркування, паспорт та сертифікати на застосовувані матеріали.
Муфти повинні бути виготовлені з листового матеріалу або з нових (не були в експлуатації) прямошовних або безшовних труб, призначених для спорудження магістральних нафтопроводів.
Для виготовлення муфт застосовуються низьколеговані сталі марок 09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У або аналогічні їм. Товщина стінки муфти та її елементів при однаковій міцності металу труби і муфти повинна бути не менше товщини стінки ремонтованої труби. При меншій нормативної міцності металу муфти номінальна товщина її стінки повинна бути збільшена відповідно до розрахунку за СНіП 2.05.06.-85 *. При цьому товщина стінки муфти не повинна перевищувати товщину стінки труби більш ніж на 20%. Всі елементи муфти повинні бути однакової товщини.
Дефекти у вигляді тріщин, заходів, вм'ятин, задирів і рисок на поверхні муфт не допускаються.
Перед установкою ремонтних муфт необхідно ретельно видалити ізоляційне покриття з дефектного ділянки нафтопроводу для подальшої обробки поверхні, згідно з технологією установки застосовуваної муфти.
Перед установкою муфти з метою правильності вибору ремонтної конструкції необхідно визначити тип і фактичні параметри дефекту з складанням акту проведення дефектоскопічну контролю.
Приварні муфта повинна перекривати місце дефекту не менш ніж на 100 мм від краю дефекту. Довжина муфт вибирається залежно від довжини ремонтується дефекту та відповідно до вимог технології на встановлення муфт даного типу. Довжина циліндричної частини подовженою галтельной муфти для ремонту гофр не повинна перевищувати 1,5 Dн. Довжина порожнини галтельной муфти з короткою порожниною, в якій повинен знаходитися поперечний зварний шов ремонтованої ділянки, не повинна перевищувати 100 мм .
У місцях приварки муфти та її елементів до труби нафтопроводу повинна бути проведена перевірка на відсутність дефектів стінки труби. При наявності дефектів в стінці труби приварювання муфти в даному місці не допускається.
Композитна муфта встановлюється за композитної-муфтової технології. Композитні матеріали повинні бути випробувані і допущені до застосування встановленим порядком.
Підйом і опускання нафтопроводу при веденні робіт з установки муфт не допускаються.
Допустимий тиск у нафтопроводі при установці приварних ремонтних муфт повинно бути не більше 2,5 МПа.
Всі зварні шви муфти при виготовленні повинні пройти 100% візуальний і радіографічний контроль. При установці муфти на трубу всі монтажні зварні шви повинні пройти візуальний та ультразвуковий контроль. Наявність дефектів, що перевищують вимоги ВСН 012-88, не допускається. Додатково можуть застосовуватися магнітопорошковий або інші методи.
2.7 Порядок проведення ремонту дефектів
Усунення дефектів, що підлягають ремонту, може вироблятися як
вибірковим ремонтом окремих дефектів у відповідності з методами, регламентованих цим РД, так і капітальним ремонтом із заміною труби і з заміною ізоляції на протяжних ділянках нафтопроводу. При капітальному ремонті з заміною ізоляції повинен проводитися ремонт всіх наявних на даній ділянці дефектів, що підлягають ремонту, з подальшою заміною ізоляції.
Вибір виду ремонту (вибірковий, капітальний із заміною труб, капітальний із заміною ізоляції) здійснюється в залежності від:
- Техніко-економічних показників за видами і методам ремонту;
- Щільності розподілу дефектів ДПР і ПОР по довжині нафтопроводу;
- Щільності розподілу корозійних дефектів по довжині нафтопроводу;
- Стану ізоляційного покриття;
- Конкретних умов пролягання нафтопроводу;
- Фактичних і прогнозованих показників завантаженості нафтопроводу.
Черговість ремонту дефектів ПОР визначається виходячи з наступних критеріїв:
У першу чергу підлягають ремонту та усунення дефекти:
- Обмежують пропускну спроможність нафтопроводу;
- Розташовані на переходах через природні та штучні водні перешкоди;
- Розташовані на переходах через автомобільні дороги, залізниці;
- Розташовані поблизу населених пунктів і промислових об'єктів;
- Розташовані на місцевості, геодезичні позначки і профіль яких при виході нафти можуть призвести до потрапляння її в річки, водойми, населені пункти та промислові об'єкти;
- Розташовані у важкодоступних ділянках нафтопроводів (болота, гірські ділянки тощо).
У залежності від значимості нафтопроводу першочерговому ремонту та усунення підлягають дефекти, розташовані на:
- Міжрегіональних магістральних нафтопроводах, за якими транспортується нафта багатьох вантажовідправників і здійснюються поставки на НПЗ Росії;
- Магістральних нафтопроводах експортного спрямування;
- Магістральних нафтопроводах, задіяних у перспективних проектах розвитку системи;
- Магістральних нафтопроводах або ділянках, що не мають дублюючого спрямування;
- Магістральних нафтопроводах регіонального значення від місць видобутку і завантажених понад 70% від проектної продуктивності.

2.8 Методи ремонту дефектних ділянок нафтопроводу
Забороняється установка на нафтопроводах латок всіх видів, накладних елементів ("корита") та інших, нерегламентованих справжнім РД конструктивних елементів. Всі раніше встановлені на нафтопроводах латки і накладні елементи повинні бути замінені постійними методами.
Дозволені методи ремонту.
Для ремонту дефектів магістральних і технологічних нафтопроводів можуть застосовуватися наступні методи ремонту:
· Шліфування;
· Заварка;
· Вирізка дефекту (заміна котушки або заміна ділянки);
· Установка ремонтної конструкції (муфти, патрубки).
Методи ремонту нафтопроводів поділяються на методи постійного ремонту і методи тимчасового ремонту.
До методів постійного ремонту відносяться методи, що відновлюють несучу здатність дефектної ділянки нафтопроводу до рівня бездефектного ділянки на весь час його подальшої експлуатації.
До методів і конструкціям для постійного ремонту відносяться шліфування, заварка, вирізка, композитна муфта, обтискна приварні муфта, галтельная муфта, подовжена галтельная муфта для ремонту гофр, патрубок з еліптичним днищем.
Конструкції тимчасового ремонту застосовуються на обмежений період часу, розміщення їх в плановому порядку забороняється. До конструкцій для тимчасового ремонту відносяться необжімная приварні муфта і муфта з конічними переходами. Муфти цих типів дозволяється застосовувати для аварійного ремонту з подальшою заміною протягом одного календарного місяця та для ремонту гофр на строк не більше одного року з обов'язковою наступною заміною на постійні методи ремонту.
Допустимий термін експлуатації раніше встановлених муфт з конічними переходами, необжімних приварних муфт та латок визначається в залежності від відношення максимального робочого тиску в зоні дефекту до проектного тиску нафтопроводу.
Ремонтні конструкції повинні бути виготовлені в заводських умовах, в умовах Центральних баз виробничого забезпечення або ремонтних ділянок ВАТ МН за технічними умовами та конструкторської документації, розробленої, погодженої та затвердженої в установленому порядку і мати паспорт.
Застосування муфт та інших ремонтних конструкцій, виготовлених в польових умовах (в трасових умовах) забороняється.
2.9 Коротка характеристика підводного переходу
Річка Калмаш знаходиться на території Чекмагушевський району Башкортостану. Ділянка підводного переходу нафтопроводу Калтаси - Уфа-2 через річку Калмаш розташований біля села Калмаш, по трасі трубопроводу - це 107,8 км . Ремонт підводного переходу робиться на підставі діагностичного обстеження. На цій ділянці трубопроводу виявлено численну кількість дефектів підлягають ремонту і один дефект підлягає першочерговому ремонту.
Довжина підводного переходу, м 134;
ширина русла, м 27,5;
максимальна глибина річки, м 1,5;
максимальна глибина траншеї: 2,5;
характеристика труби: 720'10 мм; сталь 17Г1С;
робочий тиск, МПа 6,4;
русло річки складено гравійно-галькові матеріалом з піском
Перебіг річки - 0,9 м / с, справа наліво якщо дивитися по трасі.
Ізоляційне покриття «Пластобіт - 40», посилене: грунтовка, мастика, «поб'ю» і обгортка ПЕКОМ.
Футеровка: суцільна, дерев'яними рейками перетином 4000'60'30 за ТУ 102-14-86.
Баластування: чавунними вантажами, марка СЧ-15 ГОСТ 1412-85.
Ділянка переходу являє собою відносно рівну з абсолютними відмітками від 106,23 до 05,65 м . На ділянці переходу русло звивисте, з пологими берегами. Береги проросли чагарником, смуга заростей від 5 до 5 м . Річка Калмаш не судноплавна. Амплітуда коливань повітря становить від 57 до 62 0С. [14]

3 РОЗРАХУНКОВИЙ РОЗДІЛ
3.1 Розрахунок товщини стінки трубопроводу
У загальному випадку товщину стінки трубопроводу d згідно СНиП 2.05.06-85 * можна визначити наступним чином
,
де y1 - коефіцієнт двовісного напруженого стану металу труб;
nр - коефіцієнт надійності за навантаженням від внутрішнього тиску, nр = 1,1 [1];
р - внутрішній тиск в трубопроводі;
Dн - зовнішній діаметр трубопроводу;
R1 - розрахунковий опір матеріалу і його можна розрахувати за формулою
,
де - Нормативний опір матеріалу, залежне від марки сталі, = Sв = 520МПа;
m - коефіцієнт умов роботи трубопроводу, для першої категорії трубопроводів m = 0,75 [1];
к1 - коефіцієнт надійності по металу, для даної марки стали к1 = 1,47 [1];
кн - коефіцієнт надійності за призначенням, для трубопроводу з умовним діаметром 720 мм і внутрішнім тиском 6,4 МПа кн = 1 [1];
МПа;
Коефіцієнт y1 = 1 при стискаючих поздовжніх осьових напругах Sпр N> 0.
При Sпр N <0 y1 визначається за формулою
.
Спочатку приймаємо y1 = 1.
Розрахуємо попередню товщину стінки

Уточнюємо це значення за ГОСТ і приймаємо δ = 10 мм [31].
Поздовжні осьові напруги розрахуємо за формулою
,
де Dt - розрахунковий перепад температур;
m - коефіцієнт Пуассона, m = 0,3 [1];
at - коефіцієнт лінійного розширення металу,
at = 1,2 × 10-5 1/0С [1];
Е - модуль Юнга, Е = 2,06 × 105 МПа [1];
nt - коефіцієнт надійності по температурі, nt = 1 [1];
Dвн - внутрішній діаметр трубопроводу.
мм;
Розрахунковий перепад температур Dt
0 С,
0 С.
Розрахуємо поздовжні напруги Sпр N


Так як для Sпр N (-)> 0 y1 = 1 і даний випадок уже розрахований, то розрахуємо значення коефіцієнта двуосного напруженого стану для Sпр N (+) <0
y
Для даного значення коефіцієнта y1 розрахуємо товщину стінки

Остаточно приймаємо трубу 720 × 10.
3.2 Перевірка товщини стінки на міцність і деформацію
Міцність в поздовжньому напрямку перевіряється за умовою
çs ç y R ,
де y - Коефіцієнт, що враховує двовісне напружений стан металу труб, при розтягуючих осьових поздовжніх напругах (s 0) y = 1,0, при стискають (s <0) визначається за формулою
y = ,
де s -Кільцеві напруги в стіні труби від розрахункового внутрішнього тиску,
s = ,
s = ,
y = .
s = 246,4 < , Що задовольняє умові;
s = Ç-5, 7ç < , Умова виконується.
Для запобігання неприпустимих пластичних деформацій трубопроводів перевірку проводять за умовами
ç s ç y ,
,
де s -Максимальні поздовжні напруги в трубопроводі від нормативних навантажень і впливів;
y -Коефіцієнт, що враховує двовісне напружений стан металу труби;
-Кільцеві напруги в стінках трубопроводу від нормативного внутрішнього тиску;
-Нормативний опір матеріалу, залежне від марки сталі, = SТ = 360МПа;
s = Dt ± ,
де -Пружного вигину осі трубопроводу
Для перевірки за деформаціями знаходимо:
1) кільцеві напруги від дії нормативного навантаження - внутрішнього тиску
;
МПа.
Коефіцієнт y визначається за формулою
y ,
y .
Умова виконується 224 ;
2) поздовжні напруги
при <0, y = 0,389,
> 0, y ,
для позитивного температурного перепаду
а) = ,
б) = ,
умова çs ç y , Виконується в двох випадках
МПа,
МПа,
для негативного температурного перепаду
а) =
б) =
умова çs ç y , Виконується в двох випадках
;
3.3 Розрахунок стійкості трубопроводу на водному переході
Рівняння стійкості підводного трубопроводу згідно СНиП 2.05.06-85 * має наступний вигляд
,
де nб - коефіцієнт надійності за навантаженням, nб = 1 для чавунних привантаженням [1];
кн.в - коефіцієнт надійності проти спливання, кн.в = 1,1 для руслових ділянок переходів при ширині річки до 200 м [1];
qізг - розрахункове навантаження, що забезпечує пружний вигин трубопроводу відповідно рельєфу дна траншеї.
qв - розрахункова виштовхуюча сила води, що діє на трубопровід;
qверт - величина привантаження, необхідна для компенсації вертикальної складової Ру впливу гідродинамічного потоку на одиницю довжини трубопроводу, qверт = Ру;
Qг - величина привантаження, необхідна для компенсації горизонтальної Рх складової впливу гідродинамічного потоку на одиницю довжини трубопроводу, Qг = Рх / к;
к - коефіцієнт тертя труби об грунт при поперечних переміщеннях, до = 0,45 [2];
qдоп - навантаження від ваги продукту, що перекачується, qдоп = 0 тому розраховується крайній випадок - трубопровід без продукту;
Qтр - розрахункове навантаження від власної ваги трубопроводу;
ρбіт = 1040 кг/м3плотность ізобіта, [2].
Розрахункова виштовхуюча сила води, що діє на трубопровід
,
де Dн.ф. - Зовнішній діаметр футерованной трубопроводу;
rв = 1100 Н / м, [2] - щільність води.


де dіп - товщина ізоляційного покриття,
dгр - товщина покриття грунтовки,
dмас - товщина покриття мастики,
Dоб - товщина обгортки.
Н / м.
Горизонтальна складова гідродинамічного впливу потоку
,
Сх-гідродинамічний коефіцієнт лобового опору, залежний від числа Рейнольдса і характеру зовнішньої поверхні трубопроводу.

де Vср - середня швидкість течії ріки, Vср = 0,9 м / с;
νв - кінематична в'язкість води, м2 / с.

Для офутерована трубопроводу і 105 <Re <107 коефіцієнт Сх = 1,0 [2].
Н / м.
Вертикальна складова гідродинамічного впливу потоку
,
Су - коефіцієнт підйомної сили, Су = 0,55 [10];
Н / м.
Розрахункове навантаження від власної ваги трубопроводу розрахуємо за такою формулою
Qтр = Nсв × (qмн + qізн + qфутн),
де Nсв - коефіцієнт надійності за навантаженням від дії власної ваги, Nсв = 0,95 [1];
qмн - нормативне навантаження від власної ваги металу труби;
qізн-нормативне навантаження від власної ваги ізоляції;
qфутн - нормативне навантаження від власної ваги футеровки.
Нормативне навантаження від власної ваги металу труби
,
GМ - питома вага металу, з якого виготовлені труби (для сталі GМ = 78500 Н/м3 [2]);
Н / м.
Нормативне навантаження від власної ваги бітумної ізоляції
,
де rбіт-щільність бітумної ізоляції (ізобіта);
Dн.і. - Зовнішній діаметр ізольованого трубопроводу
Н / м.
Нормативне навантаження від власної ваги обгортки
q = К · · D · · · g
де до = 1,09 - коефіцієнт для двошарової ізоляції;
= 0,6 · 10 м - товщина обгортки;
= 880 кг / м - Щільність обгортки.
q = 1,09 · 3,14 · 0,728 · 0,6 · 10 · 880.9, 81 = 12,91 Н / м.
Нормативне навантаження від власної ваги ізоляції
q = Q + Q = 92,77 +12,9 = 105,68 Н / м.
Нормативне навантаження від власної ваги футеровки
,
де ρфут - щільність дерев'яної футерівки;
Dн.ф. -Зовнішній діаметр офутерована трубопроводу.
Н / м.
Розрахункове навантаження від власної ваги трубопроводу
Qтр = 0,95 (1750,1 +105,68 +455,91) = 2196,11 Н / м.
Додаткова виштовхуюча сила за рахунок вигину трубопроводу

де
J-осьовий момент інерції поперечного перерізу труби
,
,

Величина пригрузки трубопроводу у воді

Н / м.
Визначимо відстань між вантажем і їх кількість.
Для баластування трубопроводу вибираємо чавунні кільцеві марка СЧ1520 ГОСТ 1412-85 масою 1100 кг , Об'ємом 0,175 м3 , Товщина вантажу = 0,065 м, ширина вантажу 0,96 м , Зовнішній діаметр Dн = 0,96 м [2].
Відстань між вантажем

де Qг - маса вантажу;
Vг - обсяг вантажу;

Число привантаженням
Nг = L / Lг = 134 / 1,78 = 75,28.

Приймаються кількість привантаженням Nг = 76 шт.


4 ДІАГНОСТИЧНЕ ОБСТЕЖЕННЯ І ремонт нафтопроводу «КАЛТАСИ-УФА-2» на підводних переходах Р. КАЛМАШ
4.1 Водолазне обстеження
Перед початком виконання земляних робіт виконується водолазне обстеження дна річки Калмаш з метою виявлення перешкод, мешаюшіх виробництва робіт і перевірці збіги чорних відміток з проектними Після розтину нитки трубопроводу до його демонтажу (протягуванням), також проводиться водолазне обстеження.
Після закінчення доопрацювання траншеї до проектних відміток, до укладання нової нитки трубопроводу проводиться водолазне обстеження підводної траншеї по дну, глибини траншеї і величини укосів за проектом.
Після закінчення укладання виконується водолазне обстеження покладеного трубопроводу з метою перевірки його положення на дні траншеї.
Після засипання підводної траншеї виконується водолазне обстеження з метою відповідності фактичних відміток засипки проектним.
Обстеження дна підводного переходу по ходовому тросу:
Перед обстеженням необхідно виконати наступні додаткові заходи:
-Встановити на обох берегах створні знаки позначають межі обстежуваної смуги в межах ширини розкриття траншеї плюс п'ять метрів вище і нижче за течією;
-Прокласти направляючі троси по межах обстежуваної смуги;
-Укласти ходової трос, що має на кінцях баласт із буйками, на початку обстежуваної смуги.
Рухаючись від одного кінця до іншого кінця ходового троса водолаз виконує обстеження дна. Дійшовши до кінця ходового троса, водолаз переносить його разом з баластом і буком по направляючій тросу на відстань подвійний видимості під водою. Інший кінець переноситься на таку ж відстань робітниками на човні. Після цього рухаючись по ходовому тросу у зворотному напрямку, водолаз продовжує обстеження. Довжина ходового троса приймається трохи більше ширини обстежуваної смуги.
Обстеження трубопроводу укладеного в траншею:
Водолаз пересувається по дну підводної траншеї уздовж покладеного трубопроводу, при цьому перевіряє стан трубопроводу після виконання укладання (протягуванням). Перевіряється цілісність футеровки та ізоляції, можливий зсув вантажів, збіг положення трубопроводу в траншеї з проектним становищем. Періодично водолаз відходить від трубопроводу до бровки траншеї, при цьому перевіряється фактичне становище покладеного трубопроводу. Про всі відхилення від проектного положення трубопроводу (наявність провисом, відхилення від осі траншеї) водолаз доповідає на поверхню і зазначає ці місця буйками. Після вибору всієї довжини водолазного шланга водолаз буком місце наступного занурення, переходить на іншу сторону трубопроводу і обстежує дану ділянку в зворотному напрямку.
4.2 Земляні роботи
Земляні роботи необхідно проводити поетапно:
I етап - розтин існуючого трубопроводу;
II етап - доробка траншеї після вилучення трубопроводу до відміток передбаченим проектом.
Розтин трубопроводу в руслі проводиться за допомогою гідромонітора, при цьому спочатку грунт знімається над трубою, за тим послідовними проходами гідромонітора вздовж труби розробляється грунт до нижньої твірної труби. Одночасно з розкриттям трубопроводу в руслі проводиться розробка урезной частини траншеї. На заплаві грунт розробляється екскаватором до проектних позначок. Після демонтажу існуючого трубопроводу, в руслі і урізу траншея допрацьовується гідромонітором до проектних відміток, а так само можлива за допомогою екскаватора встановленого на понтоні.
На заплаві після демонтажу виробляють підчистку траншеї.
Грунт від розробки траншеї гідромонітором (або екскаватором) транспортується в підводні відвали за межі розкриття траншеї.
Ширина руслової траншеї по дну прийнята 3.0 м згідно ВСН-010-88, на заплаві ширина траншеї прийнята з умови геометричних розмірів ковша.
Засипка підводної траншеї передбачається гідромонітором, раніше розробленим грунтом з підводного відвалу, до чорних відміток. Обсяг засипки прийнятий з урахуванням втрат грунту на відмочування. Засипка урезов проводиться спочатку гідромонітором потім бульдозери до чорних відміток. На заплаві трубопровід засипається бульдозером до чорних відміток.
Технологія робіт.
До виконання земляних робіт необхідно:
- Вжити в установленому порядку створ переходу;
- Провести винесення реперів із зони виконання робіт, встановити водомірний пост;
- Отримати дозвіл на виконання робіт;
- Провести вирубку лісу і розчищення будівельної смуги від чагарнику;
- Виконати зрізання родючого шару з урахуванням наступної рекультивацією;
- Виконати розбивку траси на місцевості меж розробки траншеї і розташування відвалів грунту;
- Провести заходи щодо відведення поверхневих вод.
Бульдозерні роботи.
Розробку траншеї виробляють захопленнями в напрямку найближчого відвалу грунту. Відвали розташовують за межами розкриття траншеї, але в межах смуги відведення. Висоту і ширину відвалів визначають з урахуванням місцевих умов.
Залежно від умов робіт і виду грунтів використовують 3 способи набору грунту бульдозером: прямокутний, гребінчастий, клиновий.
Набір грунту прямокутним способом - стружкою постійної товщини застосовується при роботі бульдозера на підйомі і при значному опорі копання.
Набір грунту гребінчастим способом застосовується при розробці щільних і сухих грунтів.
Набір грунту клиновим способом застосовується при розробці грунтів з малим опором копання.
Для зменшення втрат грунту розробку траншеї бульдозером виконують за ярусно-траншейної схемою шляхом влаштування паралельних смуг - траншей шириною, рівній ширині бульдозера, і розділених стінками шириною до 1м. Після розробки траншеї на глибину всього ярусу проводиться розробка стінок між траншеями.
Грунт з траншеї у відвали переміщується на відстань 30 ... 40 м без проміжних відвалів. При переміщенні грунту на далекі відстані з метою скорочення втрат грунту, грунт складуються у проміжний відвал, який у міру накопичення грунту переміщується у відвал.
Після закінчення бульдозерних робіт виконавець робіт проводить їх приймання, уточнює кордони розробки траншеї екскаватором.
Екскаваторні роботи.
Перед початком екскаваторних робіт роблять розбивку осей проходок, розмітку кордонів роботи екскаватора.
Розробку траншеї екскаватором починають від урізу річки. Для поліпшення умов роботи екскаватора рекомендується залишати грунтову перемичку з відміткою верху на 0.5 ... 1 м перевищує позначку рівня води в річці. Відкачування води з траншеї виробляють водовідливним агрегатом.
У разі необхідності переміщення видобутої екскаватором грунту на відстань, що перевищує радіус вивантаження екскаватора, використовується бульдозер.
Розробка грунтової перемички проводиться в останню чергу.
Робота екскаватора без анкерування допускається при поздовжніх ухилах, що не перевищують значень: 16.50 на зволоженому супіски; 210 - суха супісок; 20 ... 22 0 - на піщаних і гравійних грунтах.
При роботі екскаватора на ухилах, що перевищують зазначені граничні значення, але не більше 36 0 обов'язкове його анкерування.
В якості рухомого анкера використовується бульдозер. Для підвищення безпеки робота екскаватором ведеться з верху в низ. В умовах даного переходу поздовжні ухили не перевищують граничних значень, анкерування не потрібно.
4.2.1 Розробка підводної траншеї екскаватором з понтона
Розробляється грунт при розтині існуючого трубопроводу і при доопрацювання підводної траншеї до проектних позначок. При такому варіанті розтину і доопрацювання підводної траншеї необхідно дотримуватися таких вимог до умов робіт:
- Хвилювання води не більше 2 балів;
- Укоси траншеї 1:1.5;
- Роботи виконуються в літній час.
До початку проведення робіт необхідно:
- Забезпечити ділянку затвердженої до провадження робіт робочою документацією;
- Вжити в установленому порядку створ переходу від генпідрядника з створними знаками і реперами;
- Прокладе по створу переходу трос і надійно закріпити один кінець на понтоні, вільний кінець троса - на форкопе трактора (бульдозера);
- Викласти друге трос на березі по створу, закріпити його на понтоні і на форкопе трактора (бульдозера);
- - Підготувати понтон до роботи.
Доопрацювання та розкриття трубопроводу починається з верхньої кромки траншеї. Орієнтація екскаватора в процесі роботи безупинно контролюється по берегових знаки створів. Переміщення екскаватора з понтоном з одного місця стоянки на інший здійснюється тракторами (бульдозерами), розташованими на протилежних берегах.
Сигнали, що подаються при виконанні робіт, повинні бути відпрацьовані заздалегідь. Екскаватор на понтоні встановлюється по створу переходу. Переміщаючись в процесі роботи з одного боку на іншу, по створу переходу, екскаватор розробляє траншею проектного перерізу. Крок зрушення екскаватора раве 3.0 ... 4.0 м . Складування грунту виробляється в підводний відвал, розташований на відстані не менше 1 м від кромки траншеї. Між відвалами залишають технологічні розриви для забезпечення природного стоку річки.
Як понтона можна використовувати уніфікований понтон УП-2 водотоннажністю 40 т; понтон має масу 10000 кг , Осаду становить 0.8м при максимальному навантаженні понтона. Понтон УП-2 зручний при транспортуванні, так як він розбірний.
Екскаватор, що виробляє розробку підводної траншеї з понтона - ЕО 4121. Марка бульдозера ДЗ-27С на базі Т-130, який має максимальне тягове зусилля 94 кН. Використовується тяговий трос діаметром 26 мм .

4.3 Монтажно-укладань підводного переходу
4.3.1 Демонтаж старої нитки трубопроводу
Перед початком демонтажу підводного переходу нафтопроводу необхідно провести такі підготовчі роботи:
- Відключення демонтується ділянки нафтопроводу від основної магістралі, відкачку нафти і з відключеного ділянки, його очищення і промивання з оформленням відповідного акта (проводиться замовником);
- Уточнення місцезнаходження нафтопроводу в плані з позначенням на місцевості вішками;
- Уточнення глибинного залягання нафтопроводу;
Після закінчення розтину трубопроводу в межах підводно-технічних робіт його обрізають від магістралі з обох кінців і приварюють оголовок на правому березі і заглушку на лівому. За допомогою тягових засобів демонтованих трубопровід витягують на монтажний майданчик. Трубопровід витягується на берег і в міру витягування розрізається на окремі шматки довжиною по 10 ... 11 м і складаються в спеціально відведеному місці.
Після демонтажу розкривають заплавний ділянку, витягування з траншеї виробляють з брівки, за тим нитку ріжуть на окремі труби довжиною 10 .. 11 м.
Вивезення труб проводиться замовником. Як тягового засобу використовується трубоукладач ТГ-634 з максимальним тяговим зусиллям 550кН (див. розрахунок вище).
4.3.2 Зварювально-монтажні роботи
До початку зварювально-монтажних робіт необхідно:
- Отримати таку документацію: сертифікати і паспорти на труби і зварювальні матеріали; список зварників; копії посвідчень зварників; укладення результатів механічних випробувань допускних і контрольних зварних з'єднань; журнал реєстрації результатів механічних випробувань допускних і контрольних з'єднань;
- Спланувати майданчик;
- Побудувати тимчасові дороги вздовж майданчика;
- Розвести і розкласти на майданчику трубі (секції труб) з урахуванням розрахункової довжини батогів;
- Розмістити в зоні виробництва робіт кран - трубоукладач, зварювальний агрегат, бульдозер, зовнішній центратор, інвентарні лежання, пересувну захисну намет.
Труби повинні відповідати вимогам технічних умов.
Перед складанням труб (секцій) необхідно:
- Провести візуальний огляд поверхонь труб;
- Очистити внутрішню порожнину труб від забруднень і сторонніх предметів;
- Виправити вм'ятини на кінцях труб з використанням ненаголошених розтискних пристроїв;
- Обрізати дефектні ділянки труб;
- Зачистити електрошліфмашінкой до чистого металу кромки і прилеглі до них внутрішню і зовнішню поверхні труб на ширину не менш 10 мм , Виявлені дефекти усуваються згідно п.4.2 СНиП III-42-80.
Збірка труб (секцій) за допомогою зовнішнього центратора проводиться в наступному порядку:
- На торець першого підготовленої до центрівці труби встановити центратор;
- Трубоукладачем за допомогою кліщового захоплення або стропа підняти другу, підготовлену до центрівці трубу, і зачищені кінці ввести його в центратор;
- Встановити необхідний зазор, стягнути центратор гвинтовим затиском;
- Провести прихватку стику.
Безпосередньо перед прихваткой і зварюванням проводиться просушування (або підігрів) кільцевими нагрівачами торців труб і прилеглих до них ділянок шириною не менше 150 мм .
Після закінчення центрування труб виконують зварювання першого кореневого шару шва. При вимушених перервах більше 3 хвилин під час зварювання кореневого шару шва необхідно підтримувати температуру торців труб на рівні необхідної температури попереднього підігріву. Необхідність підігріву і його параметри визначають залежно від еквівалента вуглецю сталі, товщини стінки труб, що стикуються, температури навколишнього повітря і покриття електродів. Якщо це правило не дотримане, то стик повинен бути вирізаний і заварений знову.
До моменту закінчення центрування труб необхідно просушити електроди, температура і час прокалки вказані в таблиці 4.1

Таблиця 4.1

Температура і час прокалки електродів [20]

Електроди

Температура
Час
Тип, марка
Вид покриття
прокалки, 0С
витримки, год
1. Е42, Е50
2. Е42А
3. Е50А
4. Е60, Е70
Ц
Б
Б
Б
60 ... 100
250
300
350
1.0
1.0
1.0
1.0
Поле зварювання кореневого шару шва електродами з целюлозним покриттям його поверхню зачищається від шлаку шлифмашинка до отримання плоскій поверхні.
Гарячий прохід здійснюється безпосередньо після зварювання та шліфування кореневого шару шва, виконаного тільки із застосуванням целюлозних електродів. Час між закінченням зварювання першого шару шва і початком виконання гарячого проходу не повинно перевищувати 5 хвилин. При вимушених перервах після зварювання першого шару шва більше 5 хвилин необхідно підтримувати температуру торців труб на рівні необхідної температури попереднього підігріву. Якщо ця умова не виконується, то стик повинен бути вирізаний і заварений знову.
Перед накладенням кожного наступного шару шва поверхню попереднього шару шва повинна бути очищена від шлаків і бризок наплавленого металу, Після закінчення зварювання поверхня облицювального шару шва так само повинна бути очищена від шлаку і бризок.
Величина зазору при складанні труб, температура попереднього підігріву, тип і марка зварювальних електродів визначається технологічною картою на зварювання труб, затвердженої головним інженером тресту і територіальної конторою за якістю будівництва.
Зварювальні з'єднання піддають зовнішньому огляду і неруйнівного контролю фізичними методами. Зовнішньому огляду піддають усі зварні стики, для чого кожен стик перед оглядом необхідно очистити від шлаку, бруду і бризок наплавленого металу. При цьому зварні з'єднання не повинні мати тріщин, підрізів глибиною більше 0.5 мм , Неприпустимих зсувів крайок, пропалів, кратерів і виходять на поверхню пір, а також інших дефектів формування шва. Ширина шва повинна відповідати технологічній інструкції на конкретний метод зварювання, посилення шва повинна бути висотою 1 ... 3 мм і мати плавний перехід до основного металу.
Неруйнівного контролю стики труб виконані електродуговим зварюванням, піддаються в обсязі 100% на ділянках трубопроводів I категорії, стиків захльостів, вваривать котушок і арматури контролюється рентгенівськими чи гамма - графічними методами. Використовується рентгенівський апарат "Мир-2Д", який здатний просвітити стінку товщиною до 20 мм .

4.3.3. Гідравлічне випробування
Випробування підводного переходу слід проводити відповідно до вимог ВСН 011-88 під керівництвом комісії, що складається з представників генерального підрядника, замовника або органів технагляду.
Перед початком необхідно попередити місцеві органи про терміни, порядок проведення робіт і провести повідомлення про це жителів населених пунктів.
I етап випробування на зварювально-монтажному майданчику до ізоляції. До початку виконання робіт по гідравлічному випробуванню необхідно:
- Зварити труби в батіг;
- Провести 100% контроль зварних з'єднань радіографічним методом;
- Очистити трубопровід від окалини, грунту, сміття та інших сторонніх предметів;
- Спланувати майданчик з поздовжнім ухилом 2 ... 50 в бік урізу води;
- Підготувати до роботи машини, обладнання, пристосування та інструменти.
Для проведення випробування на міцність та перевірки на герметичність необхідно:
- Викласти трубоукладачами трубопровід на майданчику;
- Приварити на обох кінцях батоги котушки з заглушками; розмістити місця встановлення манометрів, воздухоспускних кранів і патрубків;
- Газової різкій вирізати отвори по діаметру штуцерів і патрубків;
- Вварити в отвори воздухоспускние крани, штуцери і патрубки, встановити манометри, під'єднати наповнювальний і опресовування агрегати.
Роботи з гідравлічного випробування проводяться в такій послідовності:
- Відкриваються воздухоспускние крани і закриваються крани на патрубках для звільнення трубопроводу від води;
- Закачується вода в трубопровід;
- Коли з усіх воздухоспускних кранів почнуть виходити струменя води (трубопровід повністю заповнений водою), воздухоспускние крани закриваються;
- Піднімається тиск в трубопроводі до максимально можливого за допомогою наповнювального агрегату, після чого кран на лінії підведення цього агрегату перекривається;
- Включається опресовувальні агрегат і збільшує тиск до величини випробувального. Тиск збільшується поступово і рівномірно без поштовхів і ударів, з постійним контролем за станом трубопроводу візуально і по манометрам. У процесі підйому тиску поверхню трубопроводу оглядається при тиску дорівнює 1 / 3 і 2 / 3 випробувального. При оглядах підвищення тиску припиняється
- Закриваються всі крани на лініях підведення і трубопровід витримується під випробувальним тиском протягом 6 годин;
- Знижується випробувальний тиск до робочого шляхом випуску води через патрубок для звільнення від води, і проводиться перевірка на герметичність. Тривалість перевірки на герметичність визначається часом, необхідним для ретельного огляду, але не менше 12 годин.
Трубопровід вважається витримали випробування на міцність і перевірку на герметичність, якщо за час випробування на міцність трубопровід не зруйнувався, а при перевірці на герметичність тиск залишається незмінним, відсутні витоку.
Після випробування трубопровід звільняється від води через відвідний патрубок самопливом або продувкою повітрям, зрізаються котушки із заглушками і арматурою для випробування, демонтуються обв'язувальні і підвідні трубопроводи.
II етап випробування - після укладання трубопроводу, але до засипки.
До початку проведення робіт необхідно:
- Укласти трубопровід в підводну траншею;
- Провести проміри і водолазне обстеження покладеного трубопроводу;
- Підготувати до роботи обладнання.
Технологія і організація робіт на 2 етапі аналогічна I етапу. Час витримки під тиском при випробуванні на міцність 12 годин, при перевірці на герметичність - 12 годин.
Випробувальні тиску мають таке значення:
- При випробуванні ділянки в межах підводно-технічних робіт
I етап 8.25 МПа;
II етап 6.9 МПа;
- При випробуванні заплавних ділянок
I етап 6.9 МПа;
II етап 6.05 МПа.
4.3.4 Ізоляція
До початку робіт з нанесення ізоляції на трубопровід необхідно:
- Провести випробування на міцність та герметичність;
- Виконати планування монтажного майданчика;
- Перевірити наявність і якість ізоляційних матеріалів;
- Підготувати до роботи машини, та механізми, інше обладнання;
- Отримати дозвіл на ізоляцію трубопроводу.
Роботи з ізоляції виконуються в такій послідовності:
- Зі складу до місця роботи вивозяться ізоляційні матеріали;
- На батіг трубопроводу за допомогою трубоукладача насаджується комбайн;
- Комбайн заповнюється клейовий грунтовкою, на шпулі встановлюються рулони і регулюються по діаметру ізолюючий трубопровід і величиною нахлеста;
- Проводиться машинна очищення та ізоляція батоги трубопроводу;
- Перевіряється якість ізоляційного покриття, при необхідності виконується ремонт.
Перед насадкою комбайна на торець трубопроводу надівається конус для запобігання ушкоджень робочих органів машини і кромки трубопроводу. Трубопровід підтримується на вазі трубоукладачем за допомогою тролейних підвісок. Ізоляційну стрічку і відповідну їй грунтовку слід наносити на очищену від продуктів корозії, окалини, бруду, масляних плям, пилу зовнішню поверхню трубопроводів. Поверхня трубопроводу при нанесенні грунтовки і стрічки повинна бути сухою. Для забезпечення рівномірного покриття очищений поверхні трубопроводу грунтовку перед нанесенням слід ретельно перемішати. Шар грунтовки повинен бути суцільним і не мати патьоків, згустків, міхурів. грунтовку в разі потреби перед нанесенням допускається розбавити розчинником, вводячи його не більше 10% від розбавляємо обсягу.
Ізоляційну полімерну стрічку слід наносити на трубопровід по свеженанесенной невисохлий грунтовці при температурі не нижче мінус 400С. При температурі повітря нижче 100С рулони стрічки і обгортки перед нанесенням необхідно витримати не менше 48 годин у теплому приміщенні при температурі 150С, але не вище 450С. При температурі навколишнього повітря нижче 30С поверхню що ізолюється трубопроводу необхідно підігрівати до температури не нижче 150С, але не вище 500С.
При установці на шпулю нового рулону стрічки, кінець нанесеного полотнища піднімають на 10 .. 15 см і під нього підкладають початок розмотується рулону. Ці кінці розгладжують на ізольованій поверхні і за тим притискають рукою до нахлеста їх подальшим витком стрічки.
Поверхня трубопроводу необхідно захищати від попадання на неї мастила з трансмісії і води із систем охолодження машин.
Всі дефектні ділянки ізоляції слід виправляти відразу після їх виявлення. Пошкоджену ділянку необхідно звільнити від обгортки та ізоляційної стрічки. Дрантям, змоченою розчинником, з поверхні пошкодженої ділянки ретельно віддаляється пил, бруд, вологу. Далі на ремонтується ділянку тонким шаром 0.1 ... 0.2 мм слід нанести відповідну клейову грунтовку і латочку з липкої стрічки, латка повинна перекривати дефект не менш ніж на 15 см по периметру. Великі пошкодження ізоляції слід ремонтувати, завдаючи липку стрічку спірально по клейової грунтовці. При цьому її наносять, захоплюючи на 5 .. 10 см наявну ізоляцію на суміжних ділянках з нахлестом 50% ширини рулону плюс 3 см .
Суцільність відремонтованого ізоляційного покриття слід перевіряти дефектоскопом до нанесення захисної обгортки. Під час дощу і сильного вітру ізоляційні роботи не проводяться.
4.3.5 Футеровка підводного трубопроводу
До початку робіт виконується наступне:
- Перевіряється якість ізоляційного покриття;
- Доставляються на будівельний майданчик футеровочні рейки, необхідні матеріали, пристосування та інструменти;
- Готується майданчик для виготовлення дротяних скруток і поясів;
- Готуються до роботи машини, обладнання, пристосування та інструменти.
Роботи з футеровці виконуються в такій послідовності операцій:
- Батіг трубопроводу викладається на лежаки;
- Перевіряється якість ізоляційного покриття;
- Пакети футеровочні рейки розвозять трубоукладачами вздовж трубопроводу і розкидають з інтервалом 20м;
- З пакетів рейки в ручну розкладають по довжині трубопроводу;
- Одночасно з цими роботами провадиться заготівля дротяних скруток;
- Футеровка виконується за допомогою універсального стропа (м'якого рушники), рейки укладають на строп, щільно підганяючи, один до одного, з урахуванням покриття 3 / 4 окружності трубопроводу;
- Шляхом підйому гака рейки притискаються до трубопроводу, і після укладання іншої частини рейок закріплюються дротяними скрутками через 1 м;
- Після встановлення скруток гак зі стропом опускається до наступної ділянки.
У разі виконання робіт без трубоукладача футеровка трубопроводу виконується з допомогою 2 поясів з технічної гуми, на які розкладають рейки з урахуванням покриття 3 / 4 окружності трубопроводу і після укладання під пояса решті частини рейок, закріплюються дротяними скрутками через 1м. Після установки скруток пояси знімають і переносять на наступну ділянку.
Для футеровки ділянок батогів, покладених на лежаки, необхідно підняти трубу і пересунути лежаки.
4.3.6 Баластування підводного трубопроводу
До початку баластування виконуються наступні роботи:
- Перевіряється якість футерівки;
- Відзначаються місця установки чавунних вантажів на трубопроводі фарбою;
- Планується будівельний майданчик вздовж батоги;
- Перевіряється комплектність вантажів;
- Готуються до роботи машини і механізми, інвентар, пристосування, засоби для безпечного ведення робіт.
Роботи по баластуванню виконуються в такій послідовності:
- Комплекти вантажів трубоукладачами розвозяться вздовж трубопроводу і розкладаються, так щоб нижні елементи однією гранню стосувалися трубопроводу, верхні розташовувалися поряд з ними;
- Після розкладки вантажів трубопровід послідовно піднімається і перекладається трубоукладачами на нижні елементи. Потім проводиться навішування верхніх елементів з одночасною центровкой отворів під стяжні болти. При цьому необхідно стежити за тим, щоб виключалася можливість удару або падіння вантажу на трубопровід;
- Верхні і нижні елементи з'єднуються болтами і гайками затягуються.
Сполучені елементи піддаються антикорозійного забарвленні лакофарбовими матеріалами або бітумом.
4.3.7 Укладання нової батоги трубопроводу
Укладання нової батоги трубопроводу нафтопроводу Калтаси - Уфа-2 проводиться методом протягування після монтажу батоги, ізоляції, футеровки, навісу баластних привантаженням, викладки батоги в створ переходу на правому березі річки.
Протягування батоги трубопроводу проводиться з правого берега на лівий берег. На правому березі частина ваги знімається трубоукладачами. В якості рухомого тягового засобу використовується трубоукладач ТГ-634. При проштовхуванні використовується тяговий трос діаметром 38 мм . Тяговий трос укладається в створ переходу за допомогою рухомого тягового кошти і троса провідника. Після викладення батоги в створ переходу за п'яту закріплюється тяговий трос на протягують трубопроводі. За оголовок батоги кріпиться трос відтяжки. Для відтяжки оголовка використовується чергове транспортний засіб, розміщувати на лівому березі.
Не велика частина трубопроводу 15м після оголовка НЕ ​​балластіруется до кінця протягування, на цій ділянці навішується понтон вантажопідйомністю 49кН.
Для проходу трубоукладачів, що знімають частину ваги батоги, на правому березі вздовж урізу проводиться планування дороги. Розстановка трубоукладачів проводиться таким чином:
- Перший встановлюється на відстані 16 ... 20 м від кінця батоги, наступні на відстані 30 ... 40 м один від одного.
При входженні в воду протягують трубопроводу оголовок утримується в піднятому положенні, більш важка частина - п'ята протягують по дну траншеї.
Під час протягування необхідно вести суворий контроль за правильністю переміщення батоги по створу переходу, забезпечити синхронність роботи механізмів, чіткість виконання команд керівника.
Після закінчення протягування проводиться доробка траншеї на правому березі і укладання трубопроводу на проектні відмітки. На лівому березі проводиться довантаженням трубопроводу до проектної величини баластування.
До початку робіт з укладання трубопроводу:
- Розробляється траншея до проектних позначок;
- Зварюється батіг необхідної довжини;
- Проводиться випробування, ізоляція, футерування та баластування батогів;
- Встановлюється тяговий засіб;
- Готується батіг до укладання, закріплюється кінець тягового троса на оголовка;
- Протягують тяговий трос через водну перешкоду, закріплюється на лебідці;
- Готуються до роботи і розміщуються на будмайданчику машини, механізми, інвентар і засоби для безпечного ведення робіт;
- Проводиться інструктаж робітників і фахівців, розподіл обов'язків;
- Перевіряється взаємодія всіх машин, механізмів, засобів зв'язку та сигналізації;
- Розміщується пункт управління роботами для забезпечення огляду всієї зони робіт.
Протягування трубопроводу по дну траншеї виконується в такій послідовності:
- Батіг трубопроводу викладається трубоукладачами по осі переходу;
- Трубоукладачі розставляються по всій довжині батоги для зняття ваги трубопроводу на суші;
- Після повної готовності батоги до укладання виробляється відтяжка тягового троса з вибіркою слабини;
- За сигналом керівника робіт включається в роботу тяговий засіб;
- Трубоукладачі піднімають батіг на висоту 20 ... 30 см ;
- Батіг супроводжується трубоукладачами до моменту виходу з роботи.
У процесі протягування трубопроводу всі робочі пости мають двосторонній зв'язок з пунктом управління для повної координації тягової лебідки і трубоукладачів. Команди для рушання і зупинки трубопроводу, які передаються з пункту управління за допомогою радіостанцій, дублюються умовними сигналами, повинні бути відпрацьовані заздалегідь.
4.3.8 Контроль ізоляції ділянки
Контроль якості ізоляції після укладання трубопроводу проводиться до вварювання в загальну трасу, але не раніше ніж через два тижні після засипки. Контроль здійснюється за результатами випробування методом катодної поляризації у відповідності з "Інструкцією по контролю стану ізоляції закінчених будівництвом ділянок трубопроводів катодного поляризацією" (ВСН 2-20-76).
Поляризація проводиться в наступному порядку:
- Вимірюють природну різницю потенціалів "труба - земля" на початку та в кінці ділянки, при вимірах джерело постійного струму повинен бути включений;
- Включають джерело постійного струму; встановлюють необхідну силу струму, (визначаємо за номограми) і підтримують її постійної протягом всього періоду випробувань;
- Після закінчення трьох годин поляризації вимірюють різницю потенціалів "труба - земля" на початку і кінці ділянки. Якщо зсув різниці потенціалів менше зазначених значень або зсув досягається при силі струму, що перевищує величину, яка визначається за номограми, якість ізоляції оцінюють як незадовільний.
4.3.9 Берегоукріплення заплавній частині підводного переходу
Після закінчення засипки покладеного трубопроводу проводяться роботи по зміцненню надводної та підводної частини берега кам'яною накидкою, при цьому спочатку роблять підготовку з щебеню товщиною 15 см . Поверх нього виробляють відсипання шару бутового каменю товщиною 20 см .
Відсипання надводної частини берегоукріплення проводиться екскаватором, підводний відсипається з використанням плавкрану. Камінь з тимчасового складу перевантажується на спеціальну баржу плавкраном.
При укріпленні берегів застосовується щебінь з вивержених порід з щільністю 2.1 ... 2.4 т/м3. Камінь застосовуваний для берегоукріплення із вивержених метаморфічних або осадових порід, без ознак вивітрювання, прошарків м'яких порід глини, гіпсу та інших размакаемих і розчинних включень і тріщин. Марка не нижче 300, морозостійкість не нижче 15. Кам'яна начерку здатна витримати нерівномірне осідання укосів, вона найбільш доцільна для зміцнення берега, тому що здатна забезпечити надійне кріплення берега протягом 5 ... 15 років. У разі коли не можливо використовувати кам'яну наброску через економічних причин - дорожнеча доставки, можна прийняти інші варіанти кріплення. Одним з них рекомендується прийняти кріплення гумовими матами, що укладаються на щебеневу або піщану підготовку (крупний пісок) товщиною 15 см .

4.4 Технологія установки обтискний приварний муфти

4.4.1 Загальні положення

Ця технологія розповсюджується на ремонт дефектів на діючих нафтопроводах діаметром 377 ¸ 1220 мм із сталей з тимчасовим опором розриву до 539 МПа (55кгс/мм2) із застосуванням сталевих муфт. Муфта не допускається до установки на спіралешовних трубах і трубах з термоупрочненного і дісперсіоннотвердеющіх сталей.
Технологія поширюється на ремонт муфтами трубопроводів I-IV категорій (СНіП 2.05.06-85) із суцільнотягнених і прямошовних труб.
Технологія регламентує ручне дугове зварювання електродами з основним видом покриття, що застосовується при виготовленні і при установці ремонтних муфт на діючому нафтопроводі. У Технології представлена ​​конструкція муфти, вимоги до її виготовлення, вимоги до установки, особливості технології складання і зварювання.
4.4.2 Конструкція зварний ремонтної муфти
Ремонтна муфта, включаючи і її елементи, складається з двох половин (верхньої і нижньої), які після встановлення на трубопровід зварюються між собою поздовжніми стиковими швами і двох розвантажувальних кілець, які встановлюються по краях муфти і проварюються спільно з муфтою і тілом труби поперечними швами.
Конструкція герметичній приварюється обтискний муфти представлена ​​на малюнку. 4.1.

 

4.4.3 Технологія виготовлення ремонтної конструкції

Виготовлення муфт з термоупрочненного і спіральношовних труб не допускається.
Центральна частина довжиною L> D і розвантажувальні кільця довжиною До = 0,2 D виготовляються з двох половин кожна, вирізаних з труби діаметром D з припуском по периметру.
Горизонтальні кромки нижніх половин виконуються без скосу або зі скосом 10 °, а верхніх зі скосом кромок під кутом 30 ¸ 35 ° і притупленням 1,5 ¸ 2 мм. Поперечні кромки підрізають без скосу.
Уздовж передбачуваних поздовжніх стиків деталей приварюють технологічні скоби для збірки муфти. Технологічні скоби встановлюються з кроком не більше 400мм.
Виготовлення муфти з ділянки труби з кільцевим зварним швом не допускається. Виробляються ультразвуковий контроль сегментів на предмет відсутності розшарування по товщині труби.
Вирізку заготовки для виготовлення муфти роблять на відстані не менше 50 мм від кільцевого зварного шва.
Збирання і підгонка муфти та її елементів проводиться на шаблоні, розміри якого повинні відповідати розмірам ремонтованої труби.
Допускається розгинання заготовок муфти до відповідності їх внутрішніх радіусів кривизни кривизні шаблону.
Посилення поздовжніх зварних швів з внутрішньої сторони знімають шлифмашинка до величини 0,7 - 1,0 мм для забезпечення кращого прилягання муфти до ремонтованої трубі.
Після виготовлення напівмуфт або півкілець виробляють контроль кривизни внутрішньої поверхні. Допускається підгонка до відповідності розмірів. Напівмуфти повинні стикуватися між собою і розвантажувальними кільцями на діючому нафтопроводі без додаткового припасування.
4.4.4 Технологія установки і зварювання ремонтної конструкції на діючому трубопроводі
З загальних питань складання і зварювання поздовжніх стикових з'єднань муфт слід керуватися СНиП Ш-42-80, ВСН 006-89.
При установці на трубу муфта повинна перекривати дефект на відстані не менше 100 мм з кожного боку.
При установці поздовжні шви муфти та її елементів повинні бути зміщені один щодо одного, а також від поздовжніх швів труб нафтопроводу на відстані не менше 100 мм .
Відстань між початком (або кінцем) муфти і кільцевим стиком на трубопроводі має бути не менш 100 мм .
Відстань між муфтами при установці на трубу двох або більше муфт повинно бути не менш 150 мм .
Всі зварювальні роботи виконують методом дугового зварювання.
Деталі муфти монтують за допомогою шпильок діаметром від 24 до 32 мм , Пропущеними в отвори технологічних скоб із забезпеченням зазорів між крайками напівмуфт, наведеними в таблиці 1.13. При цьому повинен забезпечуватися притиск напівмуфт затягуванням шпильок.
Щоб уникнути приварки муфти до основної трубі нафтопроводу зварювання поздовжніх стиків проводять на металевій підкладці товщиною від 1,0 до 2,0 мм і шириною 35 - 40 мм . В якості матеріалу підкладки використовує спокійну маловуглецевої сталі.
Підкладку встановлюють по всій довжині шва перед складанням двох половин муфти на трубі. Підкладка повинна виступати з кожного боку поздовжнього стику на величину не більше 30 - 40 мм . Перекіс підкладки від осі шва не допускається. Після зварювання вільні кінці підкладки видаляють за допомогою шліфмашинки.
Таблиця 4.2
Величина зазору стику при складанні поздовжніх стиків муфти.
Товщина стінки муфти, мм
Величина зазору, мм
від 8 до 10
від 2,5 до 3,0
10 і більше
від 3,0 до 3,5
При установці муфти на трубу забороняється наносити удари кувалдою або іншими предметами з метою отримання необхідних монтажних зазорів.
Після складання муфти на трубі проводять перевірку зазору і зміщення з'єднуваних крайок. Одночасно проводять контроль величини зазору між стінками муфти (або її елементів) і основною трубою нафтопроводу по всьому периметру.
До зварювання муфт пред'являються наступні вимоги:
* При зварюванні поздовжніх стиків муфт необхідно забезпечити гарантоване проплавлення крайок по всій довжині шва;
* Повністю виключити приварення муфти до труби нафтопроводу в поздовжньому напрямку;
* Забезпечити міцне зварне з'єднання елементів поперечного стику (муфта - тіло труби - розвантажувальні кільця).
Безпосередньо перед прихваткой і зварюванням кореневого шару шва зібраного поздовжнього стику необхідно просушити кромки муфти (нагрівання до 40 ÷ 600С). Ширина зони нагріву по осі стику повинна бути не менш 100 мм .
Прихватку поздовжніх стиків проводять рівномірно по довжині стику між складальними пристосуваннями.
Довжина прихваток повинна становити не менш 30 мм і не більше 100 мм в залежності від довжини зварюваних деталей (муфти або її елементів). Кількість прихваток не менше чотирьох, відстань між прихватками не менше 400мм.
Для зменшення ймовірності утворення дефектів початок кожної прихватки або шва зачищають шлифмашинка. Прихватки повинні забезпечити гарантоване проплавлення крайок.
Видимі дефекти на прихватках (пори, шлаки, свищі тощо) усувають шлифмашинка. Прихватки з неприпустимими дефектами (тріщинами, надривами) повністю видаляють (зрізують) шлифмашинка і заварюють знову.
Після виконання прихваток проводять зварювання поздовжніх стиків муфти.
Щоб уникнути температурних деформацій зварювання поздовжніх стиків муфти (завдовжки більше 300 мм ) Першого (кореневого) і заповнюють шарів виконують у напрямку від центру муфти до її країв обратноступенчатим способом.
Перші заповнюють шари (один-два) зварюють по центру шва, наступні - виконують паралельними з перекриттям проходами (валиками). Облицювання виконують методом безперервної зварювання в напрямку від центру муфти до її країв шляхом накладення трьох паралельних проходів (валів). Спочатку накладають нижній валик, далі середній, а потім верхній.
Послідовність накладення швів по перерізу зварного з'єднання наведена на малюнку 1.11.
Складальні пристосування двох половин муфт можуть бути зняті тільки після зварювання не менше 80% довжини кореневого шару шва. Перед продовженням зварювання кореневого шару шва після зняття складальних пристосувань всі зварені ділянки швів зачищають від шлаку, а початок і кінці швів прорізають шлифмашинка. Технологічні скоби зрізаються врівень з поверхнею муфти, місця встановлення зашліфовується.
Виявлені дефекти зварювання першого (кореневого), що заповнюють і облицювального шарів (незаварені кратери, одиночні пори, скупчення пір тощо), повинні бути усунені.
При зварюванні поздовжніх стиків муфт перерви в роботі не допускаються. У випадку вимушених перерв необхідно забезпечити повільне і рівномірне охолоджування стиків шляхом укриття їх повстю або листовим азбестом. При поновленні зварювання необхідно провести повторний підігрів недоварених стиків.
Зварювання муфти з трубою нафтопроводу проводиться кільцевими кутовими швами.
Прихватка муфти або її елементів до основної трубі нафтопроводу повинна проводитися рівномірно по периметру труби. Постановка прихваток в місці перетину поздовжніх швів муфти не допускається.
Зварювання кільцевих швів муфти до труби повинна виконуватися обратноступенчатим способом на кореневому і заповнюють шарах і методом безперервної зварювання на облицювання.
Кільцеві шви повинні зварюватися в протилежних квадрантах колу труби одночасно двома зварниками.
При зварюванні поперечних швів муфти до труби перерви в роботі не допускаються. Зварні кутові з'єднання муфт залишати незакінченими не дозволяється. У випадку вимушених перерв необхідно провести повторний нагрів кромок муфти і основний труби в місці зварювання. Не допускається припиняти зварювання до повного виконання шва.
У процесі зварювання швів здійснюється поопераційний зовнішній огляд якості виконання кожного шару шва на відсутність дефектів. Видимі дефекти швів усуваються.
Зазор між муфтою і трубою заповнюється некорродірующей рідиною (дизельним паливом, машинним маслом, нафтою). Проводиться опресування муфти тиском 2 МПа (20кгс \ см2) протягом 1 години. Випробування вважається успішним, якщо не спостерігалися падіння тиску у муфті та патьоків в ремонтної конструкції.
Після випробування встановлюються розвантажувальні кільця, проводиться зварювання поздовжніх швів і зварювання кільцевого стику.
Після зварювання розвантажувальних кілець проводиться контроль заповнення муфти некорозійного рідиною і заварка штуцерів муфти.
Проводиться дефектоскопічні контроль якості зварних з'єднань муфти, оформляється Висновок і Акт на установку, і випробування муфти.

5 БЕЗПЕКА І ЕКОЛОГІЧНІСТЬ ПРОЕКТУ
5.1 Правові, нормативні та інструктивні акти які регламентують трудову діяльність
У сфері охорони праці та безпеки життєдіяльності трудову діяльність у Арланського УДНГ регламентують наступні правові, нрматівние акти, інструктивні акти у галузі охорони праці та галузеві документи:
1. Закон про основи охорони праці в РФ № 181-ФЗ від 17.07.1999 р.
2.Федеральний закон про промислову безпеку небезпечних дроізводственних об'єктів 116-ФЗ від 21.07.1997 р. зі змінами від 7.08.2000 р.
3.Трудовой кодекс № 197-ФЗ (зі змінами та доповненнями від 24.07.2002г і 25.07.2002 р.), затверджений Президентом РФ 30.12.2001.г.
4.Право безпеки в нафтовій та газовій промисловості від 9.04.2000 р. з доповненнями та змінами до них, затвердженими 11.08.2001г.
5. Інструкції з техніки безпеки підприємства.
6. Порядок розробки декларацій безпеки промислового об'єкта РФ. МНС, Держгіртехнагляд № 222/59 від 4.04.1996 р.
7. ГОСТ 12.0001-82 ССБТ «Система стандартів безпеки праці»
8. ОСТ 51.81.82 ССБТ «Охорона праці в газовій промисловості»
9. Санітарні норми проектування промислових підприємств. СНиП .21/2.11.567-96 від 31.10.1996 р.
10. Закон про пожежну безпеку № Б9-ФЗ, прийнятий 21.12.1994 р (з еполненіямі і змінами від 22.08.1995 р, від 18.04.1996г, від 24.01.1998 р, від 11.2000 р . від 27.12.2000 р.
11. Пожежна охорона підприємств. Загальні вимоги. НБТ - 201-96, затв. 01.03.1992г.
12. Правила пожежної безпеки РФ ППБ-01-93. МВС РФ 14.12.1993 р., полнения до них від 25.07.1995 р.
Охорону праці і техніку безпеки слід здійснювати на підставі наступних нормативних документів:
СНіП 12. 03 - 2001 "Безпека праці в будівництві". Частина 1. Загальні вимоги.
СНиП 12.04 - 2002 "Безпека праці в будівництві". Частина 2. Будівельне виробництво.
Правила безпеки в нафтогазовидобувній промисловості;
Правила безпеки при зборі, підготовці і транспортуванні нафти і газу на підприємствах нафтової промисловості;
СП 12-131 -95. Безпека праці в будівництві. Примірне положення про порядок навчання та перевірки знань з охорони праці керівних працівників та спеціалістів організацій, підприємств та установ будівництва, промисловості будівельних матеріалів та житлово-комунального господарства. Прийнятий і введений в дію постановою Мінбуду Росії від 27 липня 1995 р . № 18-77. з ізм. № 1 від 08.07.96 № 18-45;
ГОСТ 12.3003 - 86. БТ "Роботи електрозварювальні. Вимоги безпеки".
5.2 Охорона праці
У процесі експлуатації нафтопроводу відбувається звуження поперечного перетин (вм'ятина, гофр, овальність) внаслідок діючих на нього різних факторів (тиск грунту, непостійність завантаження трубопроводу і т.д.). Для визначення і усунення цих аномалій, що перешкоджають пропуску снарядів-дефектоскопів, використовується снаряд-профілемер, при пропуску якого іноді відбувається його блокування за досягненні місця розташування дефекту. Для його вилучення необхідно виконувати роботи з вирізки ділянки труби («котушки»), які вимагають організації безпечного їх проведення. У цьому розділі описуються заходи по уникненню небезпечних ситуацій при виконанні даного виду робіт.

У трубопровідний транспорт однією з головних особливостей є пожежонебезпека виробничих об'єктів, пов'язана з наявністю вуглеводнів, які легко спалахують, що викликає необхідність розробки спеціальних заходів з техніки безпеки. Велике значення для безпеки працівників має герметизація устаткування, що виключає забрудненість робочої атмосфери, можливість вибухів, пожеж і отруєнь.

Також небезпечна ситуація може виникнути при вирізці «котушки» заміни дефектної ділянки або блокування профілемера.

Основні вибухо і пожежонебезпечні властивості нафти вказані в таблиці 5.1.

Табліца5.1
Вибухо і пожежонебезпечні властивості нафти
Найменування речовин
ГДК,
мг/м3
[28]
Клас
небезпеки
Температура, К
Межі вибуховості,
% Об
спалаху
самовос-пламененія
НКПРП
ВКПРП
нафту
300
4
35
260
1,1
6,4
У залежності фізико-хімічних властивостей, тобто здатності до займання і вибуху вибухонебезпечні суміші поділяються за категоріями і групами
У таблиці 6.2 представлені категорія і група вибухонебезпечної суміші утворюється в робочій зоні.
Тут IIА - категорія суміші відповідна промисловим парам нафти, Т3 - група, відповідна температурі самозаймання понад 200 ° С до 300 ° С.
Токсичність (отруйна здатність) нафти, яка проявляється в основному тоді, коду вона переходить в пароподібний стан.
Таблиця 5.2
Розподіл вибухонебезпечних сумішей за категоріями і групами за ГОСТ 12.1.011-78
Речовина, що утворить з повітрям вибухонебезпечну суміш
Категорія та група вибухонебезпечних сумішей
Нафта
IIА-ТЗ
Пари нафти діють, головним чином, на центральну нервову систему. Ознаки отруєння цими речовинами найчастіше виявляються у запамороченні, сухості в роті, головного болю, нудоти, прискореного серцебиття, загальної слабкості та втрати сознанія.ГОСТ 12.1.005-88 встановлює гранично допустимі концентрації (ГДК) для отруйних речовин у робочій зоні та на території промислових підприємств. Шкідливі речовини, що входять до складу нафти, можуть при недотриманні правил поводження з ними викликати отруєння. Виникає небезпека отруєння випарами нафти і отрутами у вигляді димів і газів, що утворюються в процесі зварювання. Гази надходять в організм в основному через органи дихання.
5.2.1 Інженерні та організаційні заходи забезпечення безпеки праці
Організація і проведення ремонтних робіт здійснюється відповідно до вимог РД 39-00147105-015-98 Правила капітального ремонту, РД 153-39.4-056-00 Правила технічної експлуатації магістральних нафтопроводів, Правил безпеки при експлуатації магістральних нафтопроводів, ВППБ 01-05-99 Правил пожежної безпеки при експлуатації магістральних нафтопроводів, ВСН 31-81 Інструкція по виробництву будівельних робіт в охоронних зонах магістральних трубопроводів Міністерства нафтової промисловості, СНиП 12-03-01 Безпека праці в будівництві, СНиП III-4-80 * Техніка безпеки в будівництві та іншими діючими нормативними документами.
На місці проведення робіт має бути присутня необхідна документація, яка включає в себе:
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Диплом
504.6кб. | скачати


Схожі роботи:
Обслуговування та ремонт електричних двигунів ремонт синхронного двигуна
Технологічний розрахунок магістрального нафтопроводу
Діагностичне мислення як різновид докази
Клініко діагностичне значення неоптерину у хворих на гострий коронарний синдром
Діагностичне значення аналізу хвилі р методом електрокардіографії високого підсилення у хворих на
Діагностичне і прогностичне значення та лікування запально деструктивних змін слизової оболонки гастродуоденальної
Неврологічне обстеження
Обстеження хворого
Обстеження перед операцією
© Усі права захищені
написати до нас