Ремонт участка 'Лысьва-Пермь' трубопровода 'Холмогоры-Клин'

Ремонт участка 'Лысьва-Пермь' трубопровода 'Холмогоры-Клин'

Курсовой проект

на тему:

«Ремонт участка «Лысьва-Пермь» трубопровода

«Холмогоры-Клин»

Введение

Магистральные трубопроводы, по которым осуществляется транспортировка больших масс энергоносителей при высоких давлениях, являются объектами повышенной опасности. В настоящее время условия работы трубопроводного транспорта характеризуются естественным старением магистральных нефтепроводов, повышением требований к их экологической безопасности и необходимостью поддержания линейной части магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям.

Рациональное решение проблемы состоит в проведении эффективных предупреждающих мероприятий, заключающихся в проведении комплекса диагностических работ, своевременном выявлении дефектов труб, проведении ремонта нефтепроводов с целью первоочередного устранения опасных дефектов и дефектов, развитие которых может привести к отказам и авариям.

В данной курсовой работе проведена оценка технического состояния магистрального нефтепровода «Холмогоры- Клин» на участке «Лысьва- Пермь», диаметром 1220 мм с заменой трубы на 1380-1383 км, по результатам внутритрубной диагностики. который эксплуатируется Пермским РНУ ОАО «Северо-Западные Магистральные Нефтепроводы».

Оценка технического состояния магистрального нефтепровода «Холмогоры- Клин» на участоке «Лысьва- Пермь»

Магистральный нефтепровод «Холмогоры-Клин» построен в соответствии с проектом института Гипротрубопровод в 1983 году и входит в состав магистральных нефтепроводов, эксплуатируемых Пермским районным нефтепроводным управлением. Протяженность трубопровода, обслуживаемого Пермским РНУ, составляет 345,4 км, марка стали 17Г1С-У, изоляция пленочная. Магистральный нефтепровод «Холмогоры-Клин» предназначен для перекачки Сибирской нефти. Среднегодовая пропускная способность нефтепровода по проекту 56,1 млн.т./ год

Линейная часть выполнена из труб диаметром 1220 мм, общей протяженностью 121 км и включает в себя:

линейные задвижки;

средства катодной защиты;

средства диодной защиты;

аварийные амбары;

подводный переход через реку Сылва.

Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов применяются следующие методы ремонта:

шлифовка - метод ремонта, заключающийся в том, что путем шлифования в зоне дефекта снимается слой металла для снижения концентрации напряжений;

заварка - ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла методом сварки;

катушка - часть трубопровода не более длины заводской секции трубы и не менее диаметра трубы, ввариваемая в нефтепровод (вырезаемая из нефтепровода) с помощью двух кольцевых стыков;

ремонтная конструкция - конструкция, установленная на нефтепроводе для ремонта дефектов.

В таблице 2 приведены виды ремонтных конструкций, применяемых для ремонта дефектов.

Таблица 2- Виды и описание ремонтных конструкций

Ремонт дефектов на участке «Лысьва- Пермь» магистрального нефтепроводе «Холмогоры- Клин» был выполнен следующими видами ремонта;

- шлифовка - 56 дефектов;

заварка - 60 дефектов;

вырезка дефекта (замена катушки) - 53 дефекта;

установка ремонтной конструкции -63 дефекта.

Все вышеуказанные методы являются методами постоянного ремонта, которые восстанавливают несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

Средства, используемые для диагностики магистральных нефтепроводов

нефтепровод ремонтная конструкция

Профилемер «Калипер» (рисунок 1.2) является двухсекционным снарядом, предназначенным для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов поворотов трубы, что необходимо для оценки возможности безопасного пропуска снарядов-дефектоскопов.

Профилемер «Калипер» состоит из двух секций, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции и на второй секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение снаряда в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предназначена для предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных предохранительными решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном карболитовом кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах - одометры для измерения пройденного расстояния.

Рисунок 1.2 - Профилемер «Калипер»

Обнаружение снаряда в трубопроводе осуществляется локатором по сигналам приемопередатчика при залегании трубы на глубине до двух метров.

Дефектоскоп «Ультраскан» (рисунок 1.3) предназначен для определения дефектов стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально установленными ультразвуковыми датчиками. Наличие и расположение дефекта в стенке трубы определяется по времени прихода ультразвуковых сигналов, отраженных от внутренней и наружной поверхности или неоднородности внутри стенки трубы, позволяя тем самым определять кроме наружных и внутренних потерь металла, различного рода несплошности в металле трубы, как то: расслоения, шлаковые и иные включения.

Рисунок 1.3 - Дефектоскоп «Ультраскан»

Дефектоскоп «Ультраскан» снабжен системой измерения пройденного расстояния (одометрические колеса), системой приема-передачи электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируемой микропроцессорной системой управления (мастер-системой).

Магнитный дефектоскоп (рисунок 1.4) предназначен для дефектоскопии трубопроводов методом регистрации рассеяния магнитного потока. Для трубопроводов диаметром 1020 мм и 1220 мм снаряд выполнен двухсекционным, для трубопроводов диаметром 720 мм и 820 мм - трехсекционным. Секции соединены между собой буксировочными тягами с универсальными шарнирами.

Рисунок 1.4- Магнитный дефектоскоп.

Передняя секция представляет собой стальной корпус, с обоих концов которого по периметру расположены постоянные магниты со щетками, между которыми расположено кольцо датчиков и другие элементы внешней электроники.

Очистной скребок типа СКР-1

Магнитный очистной скребок.

Проектное решение

Реконструируемый участок нефтепровода укладывается в отдельную траншею на расстояние 4 метра от существующей трассы нефтепровода «Холмогоры- Клин» с последующим вскрытием и демонтажом заменяемого. Створ реконструируемого участка вынесен вправо по ходу нефти.

До укладки новая нитка нефтепровода должна быть полностью готова к подключению в существующий нефтепровод: сварена в нитку, очищена и заизолирована противокоррозионной изоляцией. Трубопровод, сваренный в нитку, а также отдельные секции труб на трассе должны быть уложены на инвентарные лежки с мягкими прокладками, исключающее повреждение изоляции. Укладка трубы на земляные призмы не допускается.

В качестве изоляционного покрытия сварных соединений и гнутых отводов предусмотрена изоляция термоусаживающими манжетами Raychem HL.ТР-60-48000х24\1-1.5\UNI.

Трубы используются Челябинского трубного завода Ду 1220х14,5 мм 17Г1С-У с заводской изоляцией.

Характеристики труб приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Таблица 2

Повороты нефтепровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях выполняются кривыми упруго во изгиба Rmin=1200м и гнутыми отводами по ТУ 102-488-95.

Все технические мероприятия по подготовке и проведению реконструкции должны осуществляться с соблюдением «Правил капитального ремонта магистральных нефтепроводов» РД 39-00-147105-015-98, «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» РД153-39.4Р-130-2002*, «Регламента по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов».

Все работы по монтажу и сварке труб должны выполнятся в соответствии с СНиП III-42-80**, ВСН 006-89, «Регламента оформления нарядов-допусков на огневые и другие работы повышенной опасности на взрывопожароопасных объектах магистральных нефтепроводов дочерних акционерных обществ ОАО АК «Транснефть».

Сварные стыки подлежат 100% радиографическому контролю.

Разработка траншеи в скальных грунтах должна производится экскаватором с предварительным рыхлением гидромолотом.

Потребность в строительных машинах и механизмах

Расчет толщины стенки трубопровода и проверка на прочность и устойчивость по СНиП 2.05.06-85*

Расчетную толщину стенки катушки определим по формуле:

             (1)

где p-рабочее давление (избыточное); н- наружный диаметр трубы; - коэффициент надежности по нагрузке: n =1,1; - расчетное сопротивление растяжению металла трубы и сварных соединений.

              (2)

где Rн1- нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности sвр;

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

    (5)

Знак минус указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому вычисляем коэффициент Y1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

              (6)

Так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения, вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

        (10)

где dкц- обозначение то же, что в формуле (9);- обозначение то же, что в формуле (1).

где sпрн - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

sкцн - кольцевые напряжения от нормативного рабочего давления;

Кн- коэффициент надежности по назначению трубопровода, Кн=1,05.

y3- коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояния металла;н - нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений;обозначение то же, что в формуле (2).

            (13)

Вычислим комплекс:

                            (14)

Рассчитаем коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояния металла:

 (15)

Вычислим величины входящие в неравенства:

                             (16)

Находим максимальные продольные напряжения:

    (17)

где m, Dt, a, Е- обозначение то же, что в формуле (4);

sкцн - обозначение то же, что в формуле (12);н - обозначение то же, что в формуле (1)

р- минимальный радиус упругого изгиба, см.

Так как 1,4<320 и 165,09< 549,9 то следовательно недопустимые пластические деформации отсутствуют.

Организация строительства

Организационно - технические и подготовительные работы определяются и выполняются в соответствии со СНиП 3.01.01- 84 «Организация строительного производства». Основному периоду в строительстве предшествуют подготовительные работы, которые разделяются на три этапа:

организационный;

мобилизационный;

подготовительно - технологический.

На организационном этапе должна быть рассмотрена и согласована проектно- сметная документация, принята трасса трубопровода от заказчика подрядчиком и получено письменное разрешение на начало работ от Пермского РНУ. Подрядчиком разрабатывается проект производства работ (ППР) с разделом комплекса мероприятий при возможной аварии. При сдаче трассы заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней до начала выполнения строительно- монтажных работ передать поэтапно подрядчику техническую документацию на нее и закрепленные на полосе строительства пункты основы в соответствии со СНиП 3.01.03-84* «Геодезические работы в строительстве».

На мобилизационном этапе с учетом конкретных условий строительства должны выполняться следующие вне трассовые подготовительные работы:

приемка и складирование труб, материалов и оборудования, производство входного контроля их.

Сварка труб в секции на трубосварочной базе.

На подготовительно-технологическом этапе должны выполняться первоочередные и совмещенные вдоль трассовые работы:

вывоз на трассу трубных секций с трубосварочной базы автотранспортом, используя сеть существующих дорог и вдоль трассовые проезды;

восстановление закрепления оси трассы и пикетажа, детальная разбивка горизонтальных и вертикальных кривых, разметка строительной полосы, вынос пикетов за ее пределы;

расчистка строительной полосы от мелколесья и кустарника;

планирование строительной полосы, уборка камней и т.п. (осуществляется в основной строительно- монтажной колонне бульдозером перед срезкой плодородного слоя почвы)

вывоз на трассу инвентарных временных зданий.

Технология капитального ремонта нефтепровода с заменой труб

нефтепровод ремонтная конструкция труба

Капитальный ремонт с заменой труб включает:

прокладку нового трубопровода параллельно существующему нефтепроводу;

подключение к действующему нефтепроводу;

демонтаж дефектного участка нефтепровода;

Демонтаж производится после опорожнения и очистки от остатков нефти участка нефтепровода силами организации, эксплуатирующей нефтепровод.

Технологические операции по ремонту нефтепровода выполняются в 2 этапа:

На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:

закрепление трассы вновь прокладываемого трубопровода на местности;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка полосы трассы в зоне движения ремонтно- строительной колонны (РСК);

сварка секций труб в нитку;

разработка траншеи;

очистка, нанесение и контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода в траншею;

присыпка трубопровода и засыпка траншеи минеральным грунтом;

очистка внутренней полости трубопровода;

испытание на прочность и герметичность;

отключение заменяемого и подключение (врезка) нового участка к действующему нефтепроводу;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы

На втором этапе работы выполняются в следующей последовательности:

уточнение положения заменяемого трубопровода;

снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;

вскрытие трубопровода;

подъем и укладка трубопровода на бровку траншеи;

засыпка траншеи минеральным грунтом;

резка трубопровода на части и транспортировка труб к месту складирования;

техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Земляные работы

Производство земляных работ включает:

срезку растительного грунта;

разработку траншеи;

обратную засыпку траншеи;

восстановление ранее срезанного растительного слоя грунта (рекультивация).

Для устойчивой и надежной работы машин и механизмов полоса трассы перед проходом ремонтной колонны должна быть спланирована и по оси нефтепровода забиты вешки высотой 1,5- 2м через 50м, а при неровном рельефе через 25 м, на которых указывается фактическая глубина заложения нефтепровода (от поверхности земли до нижней образующей трубы).

Минимальная ширина полосы снятия плодородного слоя почвы должна быть равной ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная - ширине полосы отвода земель.

Срезку почвенно- растительного слоя грунта толщиной 0,3 м проводить бульдозером «Комацу» поперечными ходами с перемещением его во временный отвал в пределах полосы отвода принятой 33 м [18].

Поперечный профиль и размеры разрабатываемой траншеи

устанавливаются в зависимости от принятого вида и способа ремонта.

При разработке траншеи экскаватором «Като» ширина траншеи по низу В равна:

В = D + 2k + 2d, при D = 0.53 м

где: k - ширина режущей кромки ковша должна быть не менее

0,5м [5];

d ¾ зазор между стенкой трубы и ковшом экскаватора должен быть не менее 0,15-0,20 м [5].

= 0.53 + 2× 0,5 + 2× 0,2 = 1,9 м.

При пересечении трассы нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом разрешается на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникации (трубы, кабеля).

Оставшийся грунт должен дорабатываться вручную без применения ударных инструментов и с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.

Траншеи с вертикальными стенками без крепления разрабатываются в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на глубину, не более:

в супесях - 1,25

в суглинках и глинах - 1,50 [5].

Для рытья траншей большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения в зависимости от состава грунта при уровне грунтовых вод ниже выемки (табл.4).

Таблица 4 - Допустимая крутизна откосов траншеи

Укладку трубопровода производить после нивелировки дна траншеи.

Засыпку траншеи следует выполнять только после нивелирования и соответствия фактического положения трубопровода проектному. Работы по засыпке производить бульдозером.

После обратной засыпки производится планировка строительной полосы, а затем уплотнение засыпанного грунта в пределах раскрытия траншеи.

Сварочно-монтажные работы

Сварочно- монтажные работы производить в следующей последовательности:

очистка поверхности от всевозможных загрязнений;

правка деформированных концов труб, очистка кромок до металлического блеска;

сборка труб при помощи внутреннего центратора;

сварка стыков секций ручной электродуговой сваркой;

проверка качества сварных стыков.

До начала производства работ по сборке и сварке плетей трубопровода в нитку в условиях трассы должны быть выполнены следующие работы:

очищена от леса, кустарника и пней полоса отвода под нефтепровод;

произведена разбивка трассы нефтепровода и отмечены размеры будущей траншеи в плане;

завезены и разложены вдоль трассы секции труб;

доставлены в рабочую зону необходимые материалы, механизмы, приспособления, инвентарь и инструмент;

установлены рядом с зоной производства работ передвижные вагончики для отдыха людей и хранения материалов.

Плети длиной 22 м доставляются в зону строительства и раскладываются вдоль трассы на расстоянии 2,4 м от бровки траншеи под углом 15…20 градусов к проектной оси.

Раскладку секций труб вдоль траншеи производить трубоукладчиком ТР 12-01.

Перед сборкой и сваркой труб необходимо произвести визуальный осмотр поверхности труб (при этом трубы не должны иметь недопустимых дефектов, регламентированных техническими условиями на поставку труб).

Допускается правка плавных вмятин на торцах труб глубиной до 3,5 % диаметра труб и деформированных концов труб безударными разжимными устройствами. Участки и торцы труб с вмятиной глубиной более 3,5 % диаметра трубы или имеющие надрывы необходимо вырезать. Допускается ремонт сваркой забоин и задиров фасок глубиной до 5 мм.

Сборку трубных плетей в нитку осуществлять на лежках с помощью внутренних центраторов. Независимо от диаметра труб сборка захлестов и других стыков, где применение внутренних центраторов невозможно производится с применением наружных центраторов.

При сборке стыков с одинаковой нормативной толщиной стенки смещение кромок электросварных труб не должно превышать 20 % нормативной толщины стенки, но не более 3 мм, измерение величины смещения кромок допускается проводить по наружным поверхностям труб сварочным шаблоном.

Перед сборкой внутренняя полость труб должна быть освобождена от земли и других загрязнений, а кромки и прилегающие к ним участки внутренней и наружной поверхности труб зачищены до металлического блеска на ширину не менее 10 мм.

Непосредственно перед прихваткой и сваркой производится просушка (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков шириной не менее 150 мм.

Просушка торцов труб нагревом до температуры 20- 50 градусов обязательна при наличии влаги на трубах независимо от способа сварки и прочности основного металла.

При сборке стыков на наружных центраторах количество прихваток для труб диаметром 1020-1220 мм должно быть не менее четырех. Длина прихваток должна быть не менее 100 - 200 мм.

Сварочные электроды необходимо хранить при температуре не ниже + 150С. Электроды непосредственно перед сваркой должны быть прокалены (просушены) при температуре 2500С - 3000С в течение одного часа. Сварочные материалы необходимо доставлять к месту производства работ в количествах, обеспечивающих потребность одной смены. Оставшиеся неиспользованные электроды перед применением их на следующий день следует вновь прокалить.

Сварку первого (корневого) слоя шва и всех последующих слоев шва электродами с основным покрытием ведут на постоянном токе обратной полярности. Рекомендуемые значения сварочного тока при сварке электродами с основным видом покрытия даны в таблице 5.

Таблица 5- Рекомендуемые значения сварочного тока при сварке электродами с основным видом покрытия

Минимальное допустимое число слоев корневого слоя шва при толщине стенки трубы 10-15 мм м сварке электродами с основным видом покрытия равно 3.

Перемещать внутренний центратор разрешается только после того, как корневой слой шва будет сварен на 3/4 периметра стыка.

Перед наложением каждого последующего слоя шва, поверхность предыдущего шва должна быть очищена от шлака и брызг наплавленного металла. Особенно тщательно следует зачищать корневой шов путем обработки его шлиф машинкой. После окончания сварки облицовочного слоя поверхность его также должна быть очищена от шлака и брызг металла.

Сварной шов облицовочного слоя должен обеспечивать плавный переход от сварного шва к основному металлу, должен перекрывать основной металл в каждую сторону от шва на 2,5- 3,5 мм и иметь усиление высотой 1- 3 мм. Ширина верхнего облицовочного слоя шва должна быть больше на 4- 6 мм ширины разделки кромок ( по 2- 3 мм в каждую сторону от кромки). Геометрические размеры шва представлены на рисунке .

Рисунок Геометрические размеры сварного шва.

В=ВI_+ 4- 6 мм

h= 1- 3 мм; а= 2 - 3 мм; h1= 1- 3 мм

1 - корневой слой шва; 2,3 - заполняющий и облицовочный слои шва.

Сварные стыки не разрешается оставлять незаконченными после окончания рабочего дня или остановке работ, сварной стык должен быть заварен полностью. При несоблюдении этого условия стык должен быть вырезан и заварен вновь. Стыки труб диаметром 1020 мм и более из сталей с нормативным пределом прочности 539 Мпа (55 кгс/мм2) и выше должны быть подварены изнутри электродами с основным видом покрытия.

Подварку поворотных стыков, а также стыки деталей трубопроводов, запорной и распределительной арматуры выполняют по всему периметру.

Подварку неповоротных стыков в случаи сварки электродами с основным видом покрытия выполняют способом «на подъем» на нижней четверти периметра и на участках стыка с непроваром.

Подварочный слой должен иметь ширину 8-10 мм и усилие высотой 1-3 мм.

Сварка стыков труб в местах пересечения с действующими коммуникациями производится в траншее в той же последовательности, что и на бровке.

По окончании сварки произвести 100% контроль сварных стыков неразрушающими методами.

Изоляционно-укладочные работы

Изоляционные работы при реконструкции нефтепровода заключаются в изоляции сварных швов стыкуемых труб и гнутых отводов. Изоляция сварных стыков труб производится термоусаживающими манжетами Raychem HL.ТР-60-48000х24М-1.5\UNI.

Изоляция кривых искусственного гнутья R=5 условных диаметров производится термоусаживающими манжетами Raychem HL.ТР-60-48000х24\1-1.5\UNI.

Подготовку поверхности труб под противокоррозионное покрытие и грунтование поверхности производить согласно инструкции по применению изоляционных покрытий.

Изоляция сварных стыков и отводов производится вручную в трассовых условиях. При выполнении изоляционных работ следует проводить контроль качества изоляционных материалов, операционный контроль качества изоляционных работ и контроль качества готового покрытия. Защитное покрытие нефтепровода контролируется после его нанесения по следующим показателям: адгезия в нахлесте, адгезия к стали, прочность при ударе, сплошность; после укладки и засыпки - сопротивление изоляции, сплошность. При разрушающих методах контроля защитное покрытие должно быть восстановлено и вновь проконтролировано на диэлектрическую сплошность.

В случаи пробоя защитного покрытия проводят ремонт дефектных мест. Ремонт повреждений заводской изоляции должен проводится по инструкции завода-изготовителя. Отремонтированные участки следует повторно проконтролировать.

Изоляционное покрытие на законченных строительством участках трубопровода подлежит контролю методом катодной поляризации. При не соответствии изоляции этим требованиям необходимо установить места повреждения защитного покрытия, отремонтировать их и провести повторный контроль.

Рекультивация земель

Технологический процесс рекультивации земель, нарушенных при реконструкции нефтепровода, предлагает только технический этап рекультивации в связи с тем, что участки реконструируемого нефтепровода проходят по землям несельскохозяйственного назначения.

Техническая рекультивация включается в общий комплекс ремонтных работ. Проведение технического этапа рекультивации, направленного на сохранение плодородного слоя почвы, предусмотрено по всей трассе реконструируемого участка. Технический этап рекультивации включает комплекс земляных работ:

снятие плодородного слоя почвы толщиной не менее 200ммс полосы производства земляных работ и складирование его во временный отвал на полосе временного отвода земель;

возвращение плодородного слоя почвы из временного отвала на полосу рекультивации после прохода строительного потока и засыпки траншеи минеральным грунтом;

планировка в пределах полосы рекультивации.

Работы по снятию плодородного слоя почвы по трассе нефтепровода выполняется бульдозером. Ширина полосы снятия плодородного слоя составляет 20м.

Перемещение плодородного слоя на полосу рекультивации из временного отвала выполняется бульдозером. При завершении планировки полосы нанесенного плодородного слоя производится окончательная планировка всей полосы отвода земель.

Недопустимо загрязнение плодородного слоя почвы во временных отвалах строительным мусором и другими веществами, ухудшающими плодородие.

Поверхность с нанесенным плодородным слоем почвы после окончательной планировки не должна иметь замкнутых понижений глубиной более 0,10…0,15 м. Уклон поверхности сохраняется естественный. Работы по снятию плодородного слоя почвы и по его возращению могут, выполнятся только в теплое (безморозное) время года.

Очистка полости и испытание

Новый участок трубопровода до подключения к существующему нефтепроводу подвергнуть очистке полости и гидравлическому испытанию.

Очистка полости реконструируемых участков нефтепровода осуществляется промывкой водой с пропуском очистных поршней разделителей.

В состав основных работ по гидравлическому испытанию входят:

подготовка к испытанию;

наполнение трубопровода водой;

подъем давления до испытательного;

испытание на прочность и герметичность;

сброс давления до 0,1 - 0,2 Мпа

Все работы по очистке полости, испытанию и вытеснению использованной воды производить согласно СНиП III-42-80*.

Временные трубопроводы для подключения наполнительного и опрессовочного агрегатов должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на давление Рисп=1,25Рраб.=6,88Мпа в течение 6 часов.

Впереди очистного поршня для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10-15 % объема полости очищаемого участка.

Пропуск очистного поршня по трубопроводу осуществляется под давлением воды, закачиваемой для гидравлического испытания. Скорость перемещения очистного поршня при промывке должна быть не менее 1 км/ч для обеспечения устойчивого безостановочного движения разделительного устройства.

Промывка считается законченной, когда очистное устройство выйдет из трубопровода не разрушенным.

Категория нефтепровода, давления при гидравлическом испытании на прочность и герметичность приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Категория нефтепровода, давления при гидравлическом испытании на прочность и герметичность

Для проведения испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность необходимо:

приварить на обоих концах плети катушки с заглушками;

разметить места установки манометров, воздухоспускных  кранов и патрубков;

газовой резкой вырезать отверстия по диаметру штуцеров и патрубков;

вварить в отверстия воздухоспускные краны, штуцеры,  патрубки, установить манометры, подсоединить наполнительный и опрессовочный агрегат.

Работы по гидравлическому испытанию производятся в следующей последовательности:

открываются воздухоспускные краны и закрываются краны на

 патрубках предназначенных для освобождения трубопровода  от воды;

- закачивается вода в трубопровод;

когда из всех воздухоспускных кранов начнут выходить струи воды (трубопровод полностью заполнен водой), воздухоспускные краны закрываются;

¾ поднимается давление в трубопроводе при помощи наполнительного агрегата, после чего кран на подводящей линии этого агрегата перекрывается;

включается опрессовочный агрегат и давление поднимается до величины испытательного. Давление увеличивается постепенно и равномерно без толчков и ударов, с постоянным контролем, за состоянием трубопровода визуально и по манометрам. В процессе подъема давления поверхность трубопровода осматривают при Р = 1/3 Рисп и Р = 2/3 Рисп. При осмотрах повышение давления прекращается;

При достижении испытательного давления:

закрываются все краны на подводящих линиях и трубопровод выдерживается под испытательным давлением в течении 6 часов;

снижается испытательное давление до рабочего путем выпуска воды через патрубок для освобождения от воды и производится проверка на герметичность.

Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра, но не менее 12 часов.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность трубопровод не разрушился, а при проверке на герметичность давление остается неизменным, отсутствуют утечки.

После испытания трубопровод освобождается от воды через подводящий патрубок самотеком или продувкой воздуха, срезаются катушки с заглушками и арматурой для испытания, демонтируются обвязочные и подводящий трубопроводы.

Подключение реконструируемого участка нефтепровода

Работы по подключению трубопровода к действующему нефтепроводу проводятся с привлечением дополнительных сил и средств, и включают в себя выполнение следующих операций:

подготовка ремонтных котлованов в местах подключения нового участка трубопровода, а также в местах для врезки задвижек диаметр 150х64 для откачки нефти из нефтепровода «Сургут-Полоцк» диаметр 1220 мм в нефтепровод «Холмогоры-Клин» диаметр 1220 мм;

остановка нефтепровода и закрытие линейных задвижек

приварка задвижек для откачки нефти из нефтепровода, прокладка временного нефтепровода диаметром 150 мм, обвязка агрегатов типа ПНА;

откачка нефти из отключенного участка нефтепровода объемом 1400 м3 двумя агрегатами;

вырезка заменяемого участка нефтепровода труборезными машинками марки МРТ;

зачистка рабочего котлована от нефти;

герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода;

подгонка и стыковка трубопровода;

прихватка и сварка трубопровода в котловане;

контроль сварных швов, изоляция, заварка технологических отверстий и проверка готовности нефтепровода к заполнению;

вывод нефтепровода на установленный режим работы.

Агрегаты для откачки нефти устанавливаются от места закачки нефти в нефтепровод на расстоянии не менее 50 м.

Вырезка дефектного участка производится после подготовки ремонтного котлована, очистки его от нефти, подготовки трубопровода (зачистки от грязи, изоляции) в местах резки.

Перед вырезкой, за пределами вырезаемой катушки, на трубопроводе должна быть установлена шунтирующая перемычка с сечением 16 мм2.

Подключение шунтирующих элементов (кабеля) к трубопроводу выполняется гибкими стальными лентами, навитыми с натяжкой на очищенную поверхность трубы.

Вырезка дефектного участка осуществляется с применением труборезных машин марки МРТ с приводом во взрывобезопасном исполнении, предназначенных для резки труб, имеющих сертификат соответствия требованиям промышленной безопасности и разрешение Госгортехнадзора на их применение.

Котлован для резки труб машинками разрабатывают с подкопом ниже трубы не менее 600 мм, а также необходимо подготовить емкость для смазочно-охлаждающей жидкости, которая требуется для охлаждения режущего инструмента. Места установки МРТ зачищают от изоляции на длине 600- 700 мм.

Для предотвращения выхода из нефтепровода взрывопожароопасных газов и нефти к месту ведения огневых работ внутреннюю полость нефтепровода перекрывают на весь период выполнения сварочно-монтажных работ при помощи глиняных тампонов. Тампон из глины создается послойной укладкой и трамбовкой длиной не менее двух диаметров трубы нефтепровода по верхней образующей. Торец тампона должен располагаться на расстоянии не менее 400 мм от сварного стыка. Необходимо контролировать герметичность тампона путем осмотра его торцевой части на наличие трещин и усадки по верхней образующей трубы, а также отбором и анализом проб воздуха.

Для отвода избыточного давления и контроля, за наличием во внутренней полости нефтепровода уровня нефти, на расстоянии не менее 30 м от тампонов на верхней образующей нефтепровода высверливаются контрольные отверстия диаметром 8- 12 мм.

При проведении сварочно-монтажных работ необходимо, чтобы расстояние от торца нового участка трубопровода до кольцевого монтажного шва на основном нефтепроводе было не менее диаметра трубы. Продольные швы при стыковке должны быть смещены не менее чем на 100 мм. Все кольцевые стыковые сварные швы подлежат 100% радиографическому контролю.

После заполнения нефтепровода нефтью, визуально проверяется и контролируется плотность (герметичность) отремонтированного участка в течение 8 часов.

Демонтаж участка нефтепровода

По окончании прокладки нового участка трубопровода и врезки его в существующий нефтепровод производится демонтаж старого участка.

На демонтаж участка трубопровода длиной 3000 м составляется проект производства работ. Демонтаж отключенного, заглушенного и опорожненного старого участка нефтепровода производится после вскрытия его до верхней образующей трубы. В начале участка разрабатывается приямок для пропуска троллейных подвесок под демонтируемым трубопроводом и производится подъем на берму траншеи трубоукладчиками.

После демонтажа трубопровод очищают от грунта, разрезают с помощью газосварки. Резку труб можно производить машинами типа МРТ, "Фаин".

Демонтируемые трубы вывозятся на НПС «Лысьва», отходы изоляционных материалов складируются и вывозятся в отведенное хранилище промышленных отходов.

После вывозки труб производят работы по засыпке траншеи и рекультивации отведенной под строительство земли.

Охрана окружающей природной среды

Для предотвращения аварийных ситуаций связанных с разгерметизацией и розливом нефти на участке «Лысьва- Пермь» магистрального нефтепровода «Холмогоры- Клин» в проекте предусмотрена замена нефтепровода протяженностью три километра. При строительстве нефтепровода необходимо строго соблюдать требования по защите окружающей среды, сохранения ее устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные законодательством по охране природы.

На всех этапах капитального ремонта нефтепровода следует выполнять мероприятия, предотвращающие:

развитие неблагоприятных рельефообразующих процессов;

изменение естественного поверхностного стока;

загорание естественной растительности;

захламление территории строительными и другими отходами;

разлив горюче- смазочных материалов, слив отработанного масла, мойку автомобилей в не установленных местах.

С целью максимального исключения риска порыва трубопровода и вредных выбросов в атмосферу проектом предусмотрены следующие мероприятия, направленные на предупреждение аварийных ситуаций на нефтепроводе:

толщина стенки трубы увеличена по сравнению с расчетной до 14 мм;

сварные соединения подвергаются 100% контролю физическим и радиографическим методом;

защита наружной поверхности нефтепровода от почвенной коррозии.

Территория, на которой ведется строительство, является ограниченно благоприятной к размещению нефтепровода. Во избежание механических повреждений нефтепровода и разлива нефти все работы землеройной техники должны производиться только после ознакомления производителей работ со схемой коммуникаций, получения наряда- допуска и под присмотром представителя эксплуатирующей организации.

В целях уменьшения ущерба окружающей природной среде все строительно-монтажные работы должны проводиться исключительно в пределах полосы отвода земель.

Временные автомобильные дороги и другие подъездные пути должны устраиваться с учетом требований по предотвращению повреждений сельскохозяйственных угодий и древесно-кустарниковой растительности. При оснащении участков работ следует предусматривать специальные зоны для техобслуживания, заправки, ремонта, мойки машин и механизмов, а также оснащать их инвентарными контейнерами для строительных и бытовых отходов и емкостями для сбора отработанных горюче-смазочных материалов.

Выводы

Первичное обследование нефтепровода внутритрубными снарядами показало рост количества дефектов в зависимости от возраста нефтепроводов. Анализ данных инспекций подтвердил все основные предположения, исходя из которых строилась система безопасной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов, а именно:

трубопроводная система вступила в период износа;

основными причинами накопления коррозионных и усталостных повреждений в металле труб и в сварных швах являются дефекты строительно-монтажных работ и заводские дефекты труб;

процессы накопления и развития повреждений существенно неравномерны на различных участках нефтепроводов.

Благодаря широкомасштабным внутритрубным обследованиям, по данным первичной диагностики магистрального нефтепровода «Холмогоры- Клин» на участке «Лысьва- Пермь» было выполнено более 95% всех ремонтных работ по устранению дефектов. Ставка на выборочный ремонт полностью оправдалась.

Список использованной литературы

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.-52 с.

. СНиП III-42-80*. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы. М., Стройиздат, 1985.

. РД 39-00147105-015-98.Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. -Уфа, ИПТЭР, 1998.

. РД153-39.4Р-130-2002*, «Регламента по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов».