.

Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

Язык: русский
Формат: дипломна
Тип документа: Word Doc
0 8708
Скачать документ

НОУ «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

Факультет нефтегазовых и строительных технологий

Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Допустить к защите

«___» ______________2008 г.

Зав.кафедрой, доктор эконом.наук

________________В.А. Тумаев

Тема: «Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода

«Калтасы – Уфа – 2» на подводном переходе р.Калмаш

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Руководитель проекта Р.Р. Атнагулов

Технологический раздел

зам. заведующего кафедрой В.В. Гусев

Экономика и организация производства, к.э.н. О.Е. Данилин

Безопасность и экологичность проекта, доц. В.В. Столов

Нормоконтролер А.Е. Бойчук

Дипломный проект защищен с оценкой ___________________________

Секретарь ГАК ____________________________

2008 год

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов,
вмещающих пород и покрышек

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

1.5 Запасы нефти, газа и конденсата

2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ

2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2

2.2 Характеристика перекачивающей станции

2.3 Характеристика и раскладка труб на участке

2.4 Проведение комплексной диагностики трубопровода

2.4.1 Общие положения

2.4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального
нефтепровода

2.4.2.1 Методы технической диагностики, основанные на контроле
параметров

2.4.2.2 Методы магнитного и электромагнитного контроля

2.4.3 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

2.4.4 Организация пропуска внутритрубных снарядов

2.4.5 Основные технические данные внутритрубных инспекционных снарядов

2.4.5.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1

2.4.5.2 Профилемер “Калипер”

2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM

2.4.5.4 Магнитный дефектоскоп

2.4.5.5 Запасовочное устройство

2.5 Результаты диагностического обследования

2.6 Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами

2.7 Порядок проведения ремонта дефектов

2.8 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

2.9 Краткая характеристика подводного перехода

3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет толщины стенки трубопровода

3.2 Проверка толщины стенки на прочность и деформацию

3.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе

4 ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ И РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДА «КАЛТАСЫ-УФА-2» НА
ПОДВОДНОМ ПЕРЕХОДЕ Р.КАЛМАШ

4.1 Водолазное обследование

4.2 Земляные работы

4.2.1.Разработка подводной траншеи экскаватором с понтона

4.3 Монтажно-укладочные работы подводного перехода

4.3.1 Демонтаж старой нитки трубопровода

4.3.2 Сварочно-монтажные работы

4.3.3. Гидравлическое испытание

4.3.4 Изоляция

4.3.5 Футеровка подводного трубопровода

4.3.6 Балластировка подводного трубопровода

4.3.7 Укладка новой плети трубопровода

4.3.8 Контроль изоляции участка

4.3.9 Берегоукрепления пойменной части подводного перехода

4.4 Технология установки обжимной приварной муфты

4.4.1 Общие положения

4.4.2 Конструкция сварной ремонтной муфты

4.4.3 Технология изготовления ремонтной конструкции

4.4..4 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на
действующем трубопроводе

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие
трудовую деятельность

5.2 Охрана труда

5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда

5.2.1.1 Инженерно-технические мероприятия

5.1.1.2. Организационные мероприятия

5.2 Промышленная безопасность

5.2.1 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии

5.2.2 План ликвидации возможных аварийных ситуаций

5.2.3 Организация управления в ЧС

5.3 Экологичность проекта

6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1 – Физические параметры пластовых нефтей

Таблица 2.1 – Характеристика труб и металла

Таблица 2.2 – Технические характеристики скребков

Таблица 2.3 – Точность определения размеров и координат дефектов потери
металла

Таблица 2.4 – Точность определения размеров и координат дефектов
поперечных трещин

Таблица 2.5 – Описание и обнаружение аномалий трубопроводов

Таблица 2.6 – Описание и обнаружение дефектов вмятин

Таблица 2.7 – Описание и обнаружение металлических предметов

Таблица 2.8 – Пропуск специальных скребков

Таблица 2.9 – Пропуск магнитных скребков

Таблица 2.10 – Результаты очистки

Таблица 2.11- Выявленные дефекты

Таблица 4.1 Температура и время прокалки электродов

Таблица 4.2 – Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты.

Таблица 5.1 – Взрыво и пожароопасные свойства нефти

Таблица 5.2 – Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам
по ГОСТ 12.1.011-78

Таблица 5.3 – Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Таблица 5.4 – Параметры расположения строительной техники около траншеи

Таблица 5.5 – Нормы выдачи спецодежды

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 2.1 – Очистной скребок типа СКР1.

Рисунок 2.2 – Профилемер “Калипер”

Рисунок 2.3 – Дефектоскоп Ультраскан

Рисунок 2.4 – Магнитный скребок

Рисунок 2.5 – Снаряд-шаблон магнитного дефектоскопа MFL.

Рисунок 2.6 – Магнитный дефектоскоп

Рисунок 2.7- Оборудование, используемое при запасовке магнитных снарядов

Рисунок 2.8 – Запасовка дефектоскопа WM в камеру запуска.

Рисунок 2.9 – Оборудование, используемое при выемке магнитных снарядов

Рисунок 4.1 – Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты.

Рисунок 4.2 Последовательность наложения швов по сечению сварного
соединения продольных стыков муфты.

РЕФЕРАТ

Дипломный проект содержит 129 страницы текста, 19 таблицы, 11 рисунков.

СИСТЕМА СБОРА, ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ ТРАНСПОРТ

Объектом дипломного проектирования является

Цель дипломного проектирования – разработка предложений по реконструкции

Проведен анализ

В результате предложены мероприятия по повышению надежности

Предложена система реконструкции сбора на Арланском месторождении.

Степень внедрения – имеет практическое внедрение на производстве.

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

РД – Руководящий документ

МН – Магистральный нефтепровод

ОАО МН – Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов

НПС – Нефтеперекачивающая станция

ЛПДС – Линейно-производственная диспетчерская станция

ВИС – Внутритрубный инспекционный снаряд

ДПР – Дефект, подлежащий ремонту

ПОР – Дефект первоочередного ремонта

ИПТЭР – Институт проблем транспорта и энергоресурсов, г. Уфа

ДДК – Дополнительный дефектоскопический контроль

WM – Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов
потери металла, расслоений, измерения толщины стенки трубы

MFL – Магнитный внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов
кольцевых сварных швов, потери металла

CD – Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления
трещиноподобных дефектов стенки трубы и сварных швов

АЭД – Акустико-эмиссионная диагностика

ЦТД – Центр технической диагностики

ЭХЗ – Электрохимическая защита

ВВЕДЕНИЕ

В решении экономических и социальных задач трубопроводный транспорт
приобрел важное народнохозяйственное значение. Объем транспортируемой по
трубопроводам нефти составляет 93 % от общего объема транспортировки.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает
необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой
экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного
процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться
загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже
человеческими жертвами.

При транспортировке больших объемов нефти, высоких давлениях необходимо
обеспечивать надежность магистральных нефтепроводов и предупреждение
отказов, аварий. Естественное старение магистральных нефтепроводов и в
связи с этим значительное повышение требований к их экологической
безопасности – характерные особенности условий работы трубопроводного
транспорта нефти. Эти моменты и определяют основные направления
совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных
ситуаций в отрасли. В компании «Транснефть» к этим направления относят
следующие:

– оснащение специализированных аварийно-восстановительных пунктов
современным оборудованием и техническими средствами для ликвидации
аварий и устранение дефектов нефтепроводов, в том числе на подводных
переходах;

– внедрение систем мониторинга технического состояния магистральных
нефтепроводов и их объектов;

– развитие системы и технологий планирования ремонта и предотвращения
отказов магистральных нефтепроводов, в основе которых лежит оценка
степени опасности выявленных дефектов, их ранжирование и устранение в
первую очередь наиболее опасных;

– развитие информационных технологий комплексного анализа технического
состояния магистральных нефтепроводов и их объектов на основе
сопоставления данных внутритрубной инспекции, данных о состоянии
электрохимической защиты от коррозии, данных о русловых процессах на
подводных переходах, данных об отказах, авариях и ситуационных
измерениях в зоне трассы трубопроводов;

– создание надежных машин и механизмов для выборочного и капитального
ремонта магистральных нефтепроводов, позволяющих производить ремонт с
заменой изоляции и устранением дефектов. В состав этих комплексов входят
землеройная техника, подкапывающие, очистные, праймирующие и
изоляционные машины нового поколения.

– создание стационарных и мобильных рубежей задержания и улавливания
нефти на основе применения современных боновых заграждений и
высокоэффективных систем сбора нефти с поверхности воды.

Качество выполнения ремонтных работ во многом определяется совершенством
применяемых машин и механизмов, качественной организацией операционного
контроля на всех этапах ремонта и, наконец, грамотным выполнением
требований технологии ремонта.

При обнаружении дефектов появляется необходимость в обосновании тех или
иных способов восстановления работоспособности нефтепровода (капитальный
ремонт нефтепровода или выборочный ремонт дефектов, подлежащие
немедленному устранению, расположены на значительном удалении друг от
друга).

В разделе «КИП и автоматика» освещен вопрос о назначении, устройстве и
принципе действия Толщиномера МТ-50НЦ.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» описываются мероприятия
по избежанию опасных ситуаций при выполнении работ по вырезке «катушки».

В разделе «Экономика» приведен расчет экономической эффективности
проведения комплексной диагностики линейной части нефтепровода
«Калтасы-Уфа II».

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое
крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе
Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные геологические
запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры более
100 в длину и до 30 км в ширину.

Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части
республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью,
приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади
месторождения холмистая, западная – является широкой долиной реки Белой,
лишь северная часть (Вятская площадь) – приподнятая.

Геологические исследования района начались в конце 19 века.

В конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические
исследования: магнитометрию, гравиразведку.

В 1949 году проводили электроразведку. Каких-либо существенных
результатов, с точки зрения подготовки площадей и структур под глубокое
бурение, получено не было. В 1946 году на территории месторождения были
начаты детальные геологические исследования силами объединения
«Башнефть». В первые годы работ выявлена Акинеевская структура. В конце
40-х годов были выявлены Вятское поднятие и небольшая антиклинальная
структура, названная Крым-Сарайской. Одновременно проводили
структурно-поисковое бурение. В1954 году из ТТНК получена первая нефть и
открыта Вятская площадь. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились
на ТТНК (Терригенная толща нижнего карбона), поисково-разведочные – в
основном на терригенном девоне.

Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и
самым большим в Республике Башкортостан. Расположено оно к северо-западу
от г.Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии.
Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в
разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская,
Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК
“Башнефть” в рамках НГДУ “Арланнефть”, “Южарланнефть” (Новохазинская
площадь), “Чекмагушнефть” (Юсуповский участок Новохазинской площади) и
ОАО “Белкамнефть” (Вятская площадь).

В административном отношении месторождение расположено на территориях
Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского
района Удмуртской Республики.

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском
понижении на правобережье нижнего течения р.Белой и р.Кама.

Район месторождения протяженностью 120 км промышленно обустроен, центр
г.Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама
и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС.
Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама – до отметки 66-68 м. По р.Белой
территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение
наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По
р.Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со
спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г.Нефтекамска, рабочего
поселка и Камского водозабора.

Основные населенные пункты по территории месторождения: г.Нефтекамск,
д.Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево,
Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево.
Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск.

Основные населенные пункты по территории месторождения: г.Нефтекамск,
д.Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево,
Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево.
Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая
вода после очистных сооружений используется в системе заводнения.
Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Арланское нефтяное месторождение – одно из крупнейших в России.

В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская,
Николо-Березовская и самая северная – Вятская.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к
наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков,
представленных чередованием органогенно-шламовых разностей. Дебиты
скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0.8 – 5.2 т/сут
нефти.

Терригенная толща нижнего карбона стратиграфически соответствует
елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично
тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми
аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками.
Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый
состав и обычно слабо или средне сцементированы.

Всего насчитывается до шести – восьми пластов (нефтенасыщенными являются
верхние шесть – семь пластов). Общая толщина песчаников от 2 до 57 м.
Нижний (СVI ) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м) относится
к бобриковскому горизонту. Остальные пласты (от V до I) стратиграфически
приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории
месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и
линзовидными прослоями.

В строении Арланского Нефтяного месторождения принимает участие
отложения от четвертичного, третичного и пермского возраста выходящая на
поверхность до наиболее древних отложений Бавлинской свиты, частично
пройденных глубокими разведочными скважинами. Максимальная мощность
осадочная мощность осадочных пород равна 3005 м была вскрыта скважина №
36 на Арланской площади. Геологический разрез девонских месторождений и
каменноугольных отложений представлен в основном карбонатными породами,
а терригенные отложения имеют значительно меньшую мощность.

Каменноугольные отложения – представлен Турнейским ярусом, в основании
залегает заволжский горизонт представленный известняками с прослойкой
доломитов и примазками зеленой глины.

Терригенная толща нижнего карбона. Литологический состав представлен
песчано-глинистыми и алевролитовыми породами с большим количеством
включения пирита и обуглившихся растительных остатков с прослоями
глинистых сланцев, углей, известняков.

Тульский горизонт представлен терригенно-карбонатными породами.

Серпуховский надгоризонт представлен доломитами с прослоями известняков,
с включением гипса и ангидрита.

Намюрский ярус представлен толщей доломитов, с прослоями
доломитизированных известняков.

Средний карбон. Башкирский ярус. Сложен известняками с остатками
водорослей фораминиферовами с примазками глины.

Московский ярус. Вирейский горизонт представлен переслаиванием
известняков и аргиллитов, среди которых встречаются подчиненные прослоем
мергелей, аревролитов, редко песчаников и доломитов.

Каширский горизонт сложен из известняков и доломитов, с редкими
прослоями мергеля и тонкими примазками аргиллитов.

Подольский горизонт представлен известняками с незначительной прослойкой
доломитов.

Мячковский горизонт сложен известняками, плотными, крепкими,
доломитизированными, встречаются прослои доломитов.

Верхний карбон представлен чередованием известняков с доломитами.

Пермские отложения. Нижняя часть. Сакмарский ярус – сложен известняками
плотными, крепкими. Артинский ярус – представлен чередованием доломитов
и известняков плотными, крепкими, кристаллическими, сульфатизированными,
иногда глинистыми. Кунгурский ярус- сложен органогенно-карбонатными
отложениями. В основании залегают два прослоя ангидритов, расчленённые
прослоем доломитов.

Верхняя пермь представлена известняковатыми глинами, алевролитовыми,
плотными, в нижней части загипсованными, прослоями песчаниками.

Третичные отложения сложены серыми и коричневато-серыми глинами с
прослоями серых песков.

Четвертичные отложения представлены в основном аллювиальными отложениями
Камы и Белой.

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов,
вмещающих пород и покрышек

В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными
текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства
невысокие. Пористость обычно не превышает 13 – 16 %, лишь изредка
отмечаются цифры 20 – 24 %, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600
мкм2, редко 0.830 – 4.260 мкм2.

Пласт СII относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно
неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями
пород. В разрезе отдельных скважин пласт СII глинистыми породами
расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м.

В распределении толщин пласта СII в северо-западной части месторождения
отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на
юго-восток.

Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми,
иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами
алевритистые, глинистые.

Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства
пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28 %,
проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм2.

Таким образом, разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями
строения:

1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза).

2. Расчлененность разреза (до 9 песчаных пластов).

3. Широкое развитие глинистых и углистых пород.

4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков.

5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади,
особенно пластов т. н. промежуточной пачки (1Уо, IV, V, У1о).

6. Резкие изменения толщины основных песчаных пластов (II, III)

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского
месторождения является низкий газовый фактор 13 – 18 м3/т, некоторые
пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое
содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения
при общей низкой газонасыщенности.

Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных
отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.

По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые,
парафинистые. Содержание серы 2 – 4 %, парафина 3 – 4.5 %, смол 14.2 –
20.0 %, асфальтенов 4.2 – 8.9 %.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к
хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В
солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие
первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по
пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может
образоваться твердый осадок.

Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь
по средним значениям плотности и очень близки по своим основным
гидрохимическим показателям.

Таблица 1.1

Физические параметры пластовых нефтей

ПластПлотностьВязкость, мПа.сГазосодер-жание, м3/тОбъемный коэффициент,
доли ед.При РплПри РнасПри РплПри
РнасК2в+н0.8610.8557.045.5312.91.032К40.8610.85413.9511.3413.51.039В30.8
690.86212.19.914.51.02СII0.8790.87022.0816.2216.481.038CIV0.8840.87832.7
6528.4516.851.035CVI0.912-107.2876.286.21.011ДIв0.8780.86422.6111.937.91
.036

Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в
общем близки между собой.

Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых
участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По
сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых
участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями
плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.

Попутные газы Арланского месторождения – жирные, содержат в своем
составе бензиновые фракции.

В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для
Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и
Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения
является высокое содержание азота в попутном газе.

Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на
содержание редких компонентов: гелия и аргона.

Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 – 250 см3/л. В
составе газов концентрация азота 84 – 90 %, метана 6 – 12 %, этана 2.4 –
2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 – 2.7 %, углекислого газа 0.3 – 1.5 %.

1.5 Запасы нефти, газа и конденсата

На Арланском месторождении продуктивными являются 4 толщи — известняки
турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК (включая алексинский
горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и
подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются.
Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то
остальные объекты — в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую
залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи
турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень
изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную оценку
запасов в пределах разведанной площади. Как правило, при этих оценках
использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры
определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы
был обычным и больших сомнений не вызывал.

В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по
отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от
друга, а также поэтапной разведке отдельных площадей со значительным
различием во времени, первоначально считалось, что открывали
самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо-Березовское,
Уртаульское, Новохазинское и т.д. Поэтому первые подсчеты запасов
производили по месторождениям, не связанным друг с другом. В связи с
недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по
аналогии или ориентировочно.

Первая работа по подсчету запасов Арланской площади выполнена В. С.
Виссарионовым в 1957 г. . При этом считалось (как отмечалось выше), что
эта площадь является самостоятельным месторождением. Подсчет был
выполнен для технологической схемы разработки, составленной И. Г.
Пермяковым.

В результате разведочных работ 1957—1958 гг. были получены новые данные,
существенно изменившие представления о геологическом строении
месторождения. В связи с этим БашНИПИнефти было поручено произвести
пересчет запасов Арланского месторождения. Эту работу в 1958—1959 гг.
выполнили А.В. Копытов и А.Д. Надежкин. На это время было пробурено 83
скважины: в 59 — получен приток нефти из ТТНК, в 9 — из
каширо-подольских отложений и в 2 скважинах — из турнейского яруса.

Подсчетные параметры ТТНК определены в сумме по всем пластам и
составляли:

Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3 435681

Средняя нефтенасыщенная толщина, м 6,7

Объем нефтенасыщенных песчаников, тыс. м3 2926167

Пористость, % 22

Нефтенасыщенность, % 85

Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 0,8809

Пересчетный коэффициент 0,9642

Балансовые запасы, млн. т 468,8

Коэффициент извлечения нефти 0,55

Извлекаемые запасы, млн. т 257,8

Газовый фактор, м3/т 16,9

Запасы газа, млрд. м3

балансовые 7,92

извлекаемые 4,36

2 РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКИ

2.1 Краткое описание нефтепровода Калтасы-Уфа-2

Для транспортировки высокосернистых нефтей, добываемых на северо-западе
Башкирии и юге Пермской области, на уфимские НПЗ и выхода их на
магистральные нефтепроводы Туймазы-Омск через перекачивающую станцию
Черкассы было принято решение построить нефтепровод Калтасы-Уфа-2
пропускной способностью 7 млн. тонн в год.

Проектное задание и рабочие чертежи со сметной документацией были
разработаны институтом «Башнефтепроект» и утверждены Постановлением
Совмина РСФСР от 4 января 1967 года. Предусматривалось строительство
трубопровода без промежуточной насосной станции, при этом участок от НПС
Калтасы до НПС Чекмагуш – из труб диаметром 700 мм, от НПС Чекмагуш до
НПС Черкассы – из труб диаметром 500 мм с подключением к нефтепроводу на
всем протяжении существующего нефтепровода Калтасы – Чекмагуш – Уфа. Для
обеспечения транспортировки нефти в объеме 7,0 млн. тонн в год по
проектируемому нефтепроводу предусматривалось использование существующей
насосной станции на НПС Калтасы, а для существующего нефтепровода
Калтасы – Языково – Салават запроектировать новую насосную с насосными
агрегатами 16НД101.

Технологическая схема НПС Калтасы позволяла выполнять операции по приему
нефти от башкирских нефтесборных промысловых парков и из Чернушки,
осуществлять перекачку на Салават и Уфу.

Строительство нефтепровода было начато в декабре 1966 года и закончено в
сентябре 1967 года. Длина нефтепровода Калтасы – Уфа-2 составляет 189,7
км. Промежуточная станция НПС «Чекмагуш» находится на 109 км.

2.2 Характеристика перекачивающей станции

ЛПДС Калтасы в данное время перекачивает нефть по двум направлениям,
Калтасы – Уфа-2 и Калтасы – Языково – Салават, а также принимает с
нефтепровода Чернушка – Калтасы и промыслов: НГДУ «ЮжАрланнефть», НГДУ
«Арланнефть» и НГДУ «Кранохолмскнефть».

Объем резервуарного парка 120 тыс.м3, состоящий из 12 резервуаров типа
ЖБР-10000. На станции находятся две насосных, насосная №1 перекачивает
на Уфу, а насосная №2 – на Салават.

2.3 Характеристика и раскладка труб на участке

Трубопровод диаметром DН=720 мм. Трубы 2 группы прочности из стали
17Г1С. На участках, где рабочее давление превышает допустимое значение,
проложены трубы 4-й группы прочности из стали 14ХГС. Характеристика труб
и металла, из которых они изготовлены, представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Характеристика труб и металла

Тип трубХарактеристика трубХарактеристика металла трубГруппа
прочностиМарка сталиDН, ммвр, МПат,
МПаЭкспандированные217Г1С720520360Экспандированные414ХГС7205204002.4
Проведение комплексной диагностики трубопровода

2.4.1 Общие положения

Система внутритрубной диагностики является основной составной частью
системы диагностики линейной части магистральных нефтепроводов.

При диагностировании участка нефтепровода предусматривается безопасность
всех видов работ.

Задачи технической диагностики состоят в определении наличия и
параметров дефектов стенки трубы и сварных швов (на основе информации,
полученной при проведении внутритрубной инспекции участков
магистрального нефтепровода), классификации дефектов по степени
опасности и принятии решения:

· о возможности эксплуатации магистральных нефтепроводов на проектных
режимах;

· о необходимости перехода на пониженные режимы эксплуатации;

· о необходимости проведения ремонта участка нефтепровода (с точной
локализацией мест его проведения).

Техническая диагностика (ТД) предполагает определение состояния объектов
с определенной точностью, причем, результатом этого процесса должно быть
заключение о техническом состоянии объекта с указанием места, а при
необходимости, вида и причины дефекта.

Современные системы ТД трубопроводов являются не только средствами
получения информации об их фактическом состоянии на этапах сооружения и
эксплуатации, но и активными органами контроля управления качеством и
надежности.

ТД на этапах строительства и эксплуатации трубопроводов позволяет
объективно оценивать реальную экологическую ситуацию в зоне
непосредственного техногенного воздействия данного объекта.

2.4.2 Методы технического диагностирования линейной части магистрального
нефтепровода

2.4.2.1 Методы технической диагностики, основанные на контроле
параметров

Контроль параметров процессов перекачки нефти можно использовать для
обнаружения дефектов и для прогнозирования изменения их состояния.

Метод базируется на данных контроля, регистрации и последующей обработки
параметров нефтепровода и перекачиваемой нефти. Этот метод получил
название параметрической диагностики. Основу метода составляет расчет
гидравлических характеристик нефтепровода по приведенным значениям
определенных измеряемых параметров и последующего сопоставления
результатов расчета с первоначальными характеристиками нефтепровода,
определенными после его сооружения или ремонта. Отклонение выходных
параметров от номинальных свидетельствует об изменении технического
состояния элементов нефтепровода, формирующих данный параметр.
Эффективность метода параметрической диагностики зависит от правильности
выбора исходных данных, а также от совершенства диагностической логики,
используемой при их обработке. К недостаткам метода следует отнести
необходимость учета влияния режима работы нефтепровода и внешних
условий.

2.4.2.2 Методы магнитного и электромагнитного контроля

Электромагнитный метод позволяет обнаружить такие дефекты, как трещины,
отслоения, задиры, царапины. Разрешающая способность и точность контроля
при использовании электромагнитного метода зависят от чувствительности
приборов, компоновки датчиков, характеристики намагничивания материала,
системы преобразования сигналов. Электромагнитный метод, по сравнению с
другими методами дефектоскопии, позволяет выявить множество мелких
дефектов, в частности такие, которые проникают в толщу стенки трубы на
10-15%.

2.4.3 Состав и порядок проведения работ по диагностированию

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка
магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием,
эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию,
выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту
готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на
участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры
предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к
диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры
пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости
трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения
объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов
нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в
транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода
достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы
диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих
дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых
значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности
дефектов:

· дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр,
овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов
арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

· дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода
(коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений,
включений в стенке трубы;

· поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

· продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных
дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции производится с применением
комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых
дефектов.

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые),
получаем информацию об особенностях и дефектах геометрии трубопровода,
вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой
информации используем комплекс технических средств в составе
скребка-калибра и снаряда-профилемера. Проведение диагностических работ
начинается с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными
дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр
калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра
трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия
их изгиба) производится предварительное определение минимального
проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение
линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного
профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для
получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем
протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения
необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения
трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера,
определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие
особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь
элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера
маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5 – 7 км. При втором и
последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только
в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения,
уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного
максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах
технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам
профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода,
устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85%
от наружного диаметра трубопровода.

На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа
потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а
также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса
технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой
снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками;
снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные)
очистные скребки.

На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных
трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с
использованием комплекса технических средств в составе магнитного
снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и
специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.

На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных
трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных
сварных швах с применением комплекса технических средств в составе
ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными
ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра,
стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.

Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов
осуществляется с интервалом 1,5 – 2 км. При втором пропуске
снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где
имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным
первого пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

2.4.4 Организация пропуска внутритрубных снарядов

Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию
нефтепровода производится в следующем порядке.

Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического
оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ
предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим
диагностические работы) региональная управляющая организация системы
магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность
участков к проведению диагностических работ и готовность принять
оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические
работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепровода,
включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть
подготовлены к диагностированию.

Обследование участков магистрального нефтепровода проводится
последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим
планом-графиком”, без перерывов в работе.

В случае обслуживания диагностируемого участка нефтепровода двумя
эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска
является предприятие, на чьей территории находится камера пуска
внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств. Предприятие,
на чьей территории находится камера приема, подтверджает готовность к
принятию инспекционного снаряда и организации его сопровождения по своей
территории. Координирует это согласование диспетчерский отдел
центральной управляющей организации системы магистральных нефтепроводов.

Персонал предприятия, выполняющего диагностические работы на трассе
нефтепровода, по прибытии на место проведения работ должен совместно с
персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить
следующие работы:

· осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения
о готовности участка к пропуску внутритрубного снаряда-дефектоскопа или
по продолжению очистки; пропуск снаряда-дефектоскопа, как правило,
должен выполняться не позднее 6 месяцев после контрольного пропуска
снаряда-профилемера по данному участку нефтепровода;

· определить необходимое количество и места расстановки маркерных
пунктов;

· определить схему связи персонала, сопровождающего ВИС по трассе
участка нефтепровода, с диспетчером и операторами пусковой и приемной
камер;

· определить действия, которые должны быть предприняты при возможном
возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС;

· перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия,
выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку
исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной
формы.

Операции запасовки и выемки снарядов выполняет персонал предприятия,
эксплуатирующего диагностируемый участок нефтепровода под наблюдением
персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал
предприятия, эксплуатирующего участок нефтепровода, должен:

· определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения
внутритрубного инспекционного заряда в период пропуска, расчет и
согласование графика прохождения снаряда по трассе;

· обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек
боковых отводов, лупингов и резервных линий нефтепровода на блокировку
их от несанкционированного открытия во время пропуска ВИС.

Сопровождение снаряда, при его движении по трассе нефтепровода,
существляет персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.

Контроль за движением снаряда производим в точках, расположенных за
задвижками (вниз по потоку продукта) и в точках, расположенных за
несколько десятков метров перед маркерными пунктами (вверх по потоку
продукта).

Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится
силами заказчика путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными
дисками. Пропуск снарядов-калибров и очистных устройств заказчик в
обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением
технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая
внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При
обнаружении механических повреждений снарядов-калибров (СК) заказчик
выявляет причины повреждения и устраняет их. При отсутствии возможности
точного определения на предназначенном для диагностирования участке
места, где произошло повреждение СК, такой участок не подлежит
диагностированию до устранения дефектов препятствующих прохождению ВИС
дефектов.

Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к
диагностированию осуществляется отделом эксплуатации ОАО МН.

2.4.5 Основные технические данные внутритрубных инспекционных снарядов

2.4.5.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1

Очистной скребок СКР1 предназначен для очистки внутренней полости
трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи,
а также удаления посторонних предметов.

Рабочая среда для скребков – нефть, нефтепродукты, вода.

Качественная очистка является необходимым условием получения достоверных
данных при пропуске дефектоскопа. Технические характеристики скребков
для проведения очистных работ на нефтепроводах диаметром Dн=720 мм
представлены в таблице 3.2.

Корпус скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы,
приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на
них: двух ведущих, четырех направляющих дисков, разделенных
прокладочными дисками малого диаметра и одной или двух манжет (в
зависимости от конструкции). Прокладочные диски обеспечивают
определенное расстояние между ведущим и чистящими дисками. Диски и
манжеты изготавливаются из высококачественных полиуританов, стойких к
истиранию. На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия,
ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они
предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с
внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Байпасные
отверстия могут закрываться заглушками-болтами. В задней части скребка в
защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка. На
заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа Ультраскан,
на передней и на задних частях скребка вместо одного прокладочного
устанавливается щеточный диск. Такой скребок называется скребком типа
СКР1-1 или специальным. Минимальное проходное сечение трубопровода
необходимое для пропуска очистного скребка, составляет 85% от Dн.
Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечивает
эффективное удаление отложений с внутренних стенок нефтепровода и из
коррозионных углублений в стенках.

Таблица 2.2

Технические характеристики скребков [16]

ПараметрыНоминальный диаметр трубопровода (мм)720Длина
(мм)2340Минимальный проходной диаметр трубопровода
(%)СКР185СКР1-186Масса (кг)900Минимальный радиус поворота на 90°Полная
комплектация1,5DБез трансмиттера и защитной рамы1,5DСкорость движения в
нефтепроводе (м/с)0,2 – 5Тип используемого передатчика для скребкаПДС
14-02

Непосредственно перед запасовкой скребка в трубопровод производится
установка передатчика для скребка ПДС14-02 (далее ПДС). ПДС является
генератором электромагнитных сигналов в диапазоне приема наземного
локационного оборудования. Корпус выдерживает внутреннее давление взрыва
0,75 МПа и исключает передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду.
Специальный вид взрывозащиты обеспечивается герметизацией антенны
термореактивным герметиком.

Подъем и перемещение скребка производится за кольцо на бампере или за
корпус скребка.

2.4.5.2. Профилемер “Калипер”

Профилемеры “Калипер” предназначены для измерения внутреннего проходного
сечения и радиусов отвода трубы, что необходимо для оценки возможности
обследования нефтепровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами.

Обнаруживаемые дефекты и особенности:

· геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофр, сужений,
препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т.д.;

· возможность определения наличия дефектов в поперечных сварных швах.

Профилемер “Калипер” (рисунок 3.2) 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.

На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая
из множества рычагов с колесами (так называемый “спайдер”) – для
измерения проходного сечения, вмятин овальностей и других геометрических
особенностей трубы. На карданном соединении смонтирована система
измерения угла поворота, состоящая из неподвижного и подвижного
“грибков”. Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для
пропуска профилемера, составляет 70% или 60% Dн, в зависимости от
конструкции профилемера.

Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические
параметры и места расположения определяются по распечатке данных
профилеметрии после пропуска Калипера по трубопроводу.

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

Подъем и перемещение “Калипер” производится за корпуса при помощи мягких
поясов и траверсы.

При прохождении участка “Калипер” производит измерение радиуса кривизны
криволинейных участков (колен) и углов поворота колен. Ниже приведены
основные параметры снаряда.

Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно
очищенной трубе, с использованием одометра, маркерной системы и
информации о поперечных сварных швах):
picscalex100010009000003880000000200120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02800160011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffe5ffffff20010000650100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000200010000000fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002
040000002d01000008000000320a40013c0001000000b1000a00000026060f000a00ffff
ffff01000000000010000000fb021400090000000000bc02000000cc0102022253797374
656d00cc040000002d01010004000000f00100000300000000001 м от ближайшего
поперечного сварного шва.

Чувствительность измерительной системы снаряда:
picscalex100010009000003880000000200120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02800160011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffe5ffffff20010000650100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000200010000000fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002
040000002d01000008000000320a40013c0001000000b1000a00000026060f000a00ffff
ffff01000000000010000000fb021400090000000000bc02000000cc0102022253797374
656d00cc040000002d01010004000000f00100000300000000002 мм (Сварные швы,
выступающие на 2 мм и более внутрь трубопровода, регистрируются
снарядом).

Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск
прибора: 250 км в газе или в воде, 500 км в нефти.

Минимальное проходное сечение трубы: 70%Dн.

Минимальный радиус отвода, преодолеваемого снарядом (цельнотянутого
колена): 1,5 Dн на 90°.

Снаряд может без повреждений проходить сегментные отводы, состоящие из 5
сегментов с углом 15° и 2 сегментов 7,5° с радиусом поворота 3Dн и
более.

Погрешность измерений овальностей и вмятин – 0,4% от номинального
диаметра на прямолинейном участке трубопровода и 0,6% от наружного
диаметра для колена.

Погрешность одометрической системы:
picscalex100010009000003880000000200120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02800160011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffe5ffffff20010000650100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000200010000000fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002
040000002d01000008000000320a40013c0001000000b1000a00000026060f000a00ffff
ffff01000000000010000000fb021400090000000000bc02000000cc0102022253797374
656d00cc040000002d01010004000000f00100000300000000000,5% от пройденного
пути.

Максимальное рабочее давление: 10 МПа.

Рекомендуемая скорость пропуска прибора: 0,2-3 м/с.

Диапазон температур при эксплуатации: от -15??С до +50?С.

2.4.5.3 Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM

Дефектоскоп Ультраскан 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.

Снаряды можно эксплуатировать в следующих транспортируемых средах:

· вода;

· нефть;

· в газожидкостных смесях и газе снаряд работает в жидкостной пробке.

Снаряды обеспечивают обнаружение следующих типов дефектов:

· внутренней и внешней коррозии;

· эрозии;

· царапин, надрезов (вызывающих потерю металла);

· расслоений;

· газовых пор;

· шлаковых включений.

Сбор информации о параметрах дефектов осуществляется путем измерения
времени прихода отраженных от внутренней и внешней стенок трубы сигналов
ультразвуковых датчиков. Диаметр пятна излучения датчиков на внутренней
поверхности трубы – 8 мм. Перекрытие поверхности трубы осуществляется:
по периметру – смыкающимися пятнами ультразвукового излучения диаметром
8 мм, вдоль оси – каждые 3,3 мм.

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

Дефектоскоп Ультраскан состоит из секций – стальных герметичных корпусов
(с расположенной внутри электроникой, накопителями информации и
батареями) и носителя датчиков, связанных между собой при помощи
карданных соединений и кабелей. Количество секций и состав каждой секции
определяются возможностью компоновки электроники и батарей в
ограниченном объеме корпуса, габаритные размеры которого должны
обеспечить контроль трубопровода с определенными характеристиками. Для
трубопроводов диаметром 720 мм дефектоскоп выполнен односекционным. В
передней части ведущей секции установлен бампер, закрывающий антенну
приемопередатчика, находящуюся в защитном карболитовом кожухе. Каждая
секция и носитель датчиков снабжены полиуретановыми манжетами,
предназначенными для центрирования и обеспечения движения снаряда по
трубопроводу потоком перекачиваемого продукта. На каждом герметичном
корпусе установлены также конические манжеты, служащие для
предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных
предохранительными решетками. В задней части секции электроники на
подпружиненных рычагах установлены одометрические колеса (рисунок 2.3).

Носитель датчиков состоит из полиуретановых полозов, обеспечивающих
постоянство расстояния от датчика до поверхности трубы. Полозы соединены
между собой плоскими пружинами, благодаря которым они плотно прилегают к
внутренней поверхности трубы. Датчики соединены с модулем электроники
специальными кабелями с герметичными разъемами. Для обеспечения омывания
датчиков перекачиваемым продуктом, от каждого полоза отходит шланг к
передней секции.

Количество датчиков Ультраскана для трубопровода Dн=720 мм – 448 штук.

Номинальная толщина стенки трубы:

– максимальная 20 мм;

– минимальная 5 мм.

Минимальный рабочий диапазон: 120 км.

Минимальное проходное сечение трубы: 85% Dн.

Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы проходимый
снарядом:

1,5 Dн на 90°.

Снаряд может проходить без повреждений сегментные отводы из 5 сегментов
с углом 15° и 2 сегментов 7,5° и радиусом поворота 3 Dн и более. Снаряд
может без повреждений проходить по трубопроводам с подкладными кольцами
толщиной до 8 мм, установленными на сварных швах внутри трубопровода.

Максимальное рабочее давление 10 МПа.

Рекомендуемая скорость пропуска прибора:

0,25 – 1,0 м/с.

Допускается: до 1,5 м/с.

Диапазон температур эксплуатации: от -15?С до +50?С.

Минимальные размеры регистрируемых дефектов:

· точечная коррозия (только указание и участок распространения без
измерения глубины):

минимальный диаметр – 6 мм,

минимальная глубина – 1,5 мм;

· расслоение: минимальный диаметр – 6 мм (расположение расслоения внутри
трубы – 2 мм от обеих поверхностей стенки трубы);

· царапины и надрезы с потерей металла:

минимальная ширина – 10 мм, минимальная глубина – 1,5 мм.

Минимальные размеры измеряемых дефектов:

· точечная коррозия, (с измерением полной глубины):

минимальный диаметр – 10 мм, минимальная глубина – 1 мм;

· сплошная коррозия: минимальная глубина – 1 мм;

· расслоение: минимальный диаметр – 10 мм (расположение расслоения
внутри трубы – 2 мм от обеих поверхностей стенки трубы);

· царапины и надрезы с потерей металла: минимальная ширина – 10 мм,
минимальная глубина – 1,5 мм.

Примечание: Размер дефекта 6 мм – это пороговый обнаруживаемый размер,
который может быть зафиксирован при идеальных условиях. В реальном
трубопроводе пороговый размер дефекта составляет для точечной коррозии и
расслоений – 10 мм. На практике обнаруживаемость малых дефектов также
зависит от качества поверхности трубопровода, которая влияет на величину
обнаруживаемых дефектов.

Участки с повышенной погрешностью (расширенной потерей эхо-сигнала)
включают в себя:

· колена с радиусом менее 5 Dн;

· сварной шов на поперечных, продольных и спиральных трубных швах в
пределах участка 10 мм перед и после сварного шва;

· вмятины, выпуклости и другие участки в пределах участка в половину
длины полоза датчика по обе стороны препятствия (в зависимости от
размера препятствия);

· участки трубопровода с частичным наполнением продукта;

· потери металла на внешней стенке трубы, когда они перекрываются
(экранируются) дефектами внутри стенки трубы, как, например, расслоение.

Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно
очищенной скребками трубе, с использованием одометра, маркерной системы
и информации о поперечных швах):
picscalex100010009000003880000000200120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02800160011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffe5ffffff20010000650100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000200010000000fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002
040000002d01000008000000320a40013c0001000000b1000a00000026060f000a00ffff
ffff01000000000010000000fb021400090000000000bc02000000cc0102022253797374
656d00cc040000002d01010004000000f00100000300000000000,25 м от ближайшего
поперечного сварного шва. Погрешность определения углового положения
дефекта:
picscalex100010009000003880000000200120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02800160011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffe5ffffff20010000650100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000200010000000fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002
040000002d01000008000000320a40013c0001000000b1000a00000026060f000a00ffff
ffff01000000000010000000fb021400090000000000bc02000000cc0102022253797374
656d00cc040000002d01010004000000f001000003000000000015?. Погрешность
одометрической системы:
picscalex100010009000003880000000200120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02800160011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffe5ffffff20010000650100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000200010000000fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002
040000002d01000008000000320a40013c0001000000b1000a00000026060f000a00ffff
ffff01000000000010000000fb021400090000000000bc02000000cc0102022253797374
656d00cc040000002d01010004000000f00100000300000000000,5% от пройденного
пути.

Дефектоскопы снабжены устройством задержки включения для проведения
диагностики длинных участков трубопроводов (более 120 км) за несколько
пропусков.

2.4.5.4 Магнитный дефектоскоп

Магнитный дефектоскоп предназначен для высокоточной дефектоскопии
трубопроводов методом регистрации рассеяния магнитного потока,
обнаружения и определения размеров дефектов потери металла и поперечных
трещин по всей окружности трубопровода.

При подготовке нефтепровода к диагностическому обследованию (для
удаления мусора, состоящего из металлических предметов в виде остатков
электродов, проволки и т.п.) необходим пропуск магнитных скребков
(рисунок 2.4).

Для трубопроводов диаметром 720 мм снаряд выполнен двухсекционным
(рисунок 3.5 и 3.6). Секции соединены между собой буксировочными тягами
с универсальными шарнирами.

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

На передней и задней частях корпуса устанавливаются полиуретановые
манжеты. В носовой части имеется такелажное кольцо с установленным
“грибком” для выемки снаряда из камеры приема, а также поддерживающие
колеса. В задней части корпуса расположено такелажное кольцо и
универсальный шарнир.

Вторая секция дефектоскопа для трубопроводов диаметром 720 мм
представляет собой стальной корпус, в котором размещаются: модуль
обработки и записи данных, батарейный модуль. На внешней части корпуса
расположены: второе кольцо датчиков, позволяющих уточнить местоположение
дефектов, датчики температуры и дифференциального давления, другие
элементы внешней электроники. На передней и задней частях корпуса
расположены поддерживающие колеса, предназначенные для центрирования
снаряда в трубе и такелажные кольца, сзади установлены также три
одометрических колеса для измерения пройденной дистанции, на переднем
торце имеется универсальный шарнир.

Рабочий диапазон скоростей 0,5 – 4 м/с.

Диапазон инспекции трубопровода при скорости 0,5 м/с 150 км.

Диапазон инспекции трубопровода при скорости 1 м/с 300 км.

Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый
снарядом:

1,5 Dн на 90.

Полное сужение диаметра трубы (по всей окружности) 85% минимального
внутреннего диаметра, длиной менее двух диаметров.

Диапазон рабочих давлений 0,5 – 10 МПа.

Температурный диапазон продукта от 0? до +50?С.

Обнаруживаемые дефекты и особенности:

1) дефекты потери металла, связанные с коррозией (внешней и внутренней),
включая дефекты потери металла в зоне кольцевых швов, дефекты потери
металла, связанные с вмятинами и дефекты потери металла, находящиеся под
кожухами;

2) дефекты потери металла, связанные с зазубринами;

3) дефекты потери металла, расположенные под ремонтными муфтами;

4) дефекты потери металла, связанные с заводскими дефектами;

5) сварные швы – кольцевые, продольные и спиральные;

6) аномалии сварных соединений, включая поперечные трещины (по
окружности) внутри кольцевых швов;

7) вмятины, включая любые связанные с ними поперечные трещины;

8) металлургические заводские дефекты;

9) повреждения, возникшие в ходе строительства;

10) изменения номинальной толщины стенки;

11) трубопроводная арматура и фитинги, (включая: тройники, отводы,
задвижки, изгибы, аноды, вставки для линейной компенсации, внешние
опоры, ремонтные муфты, точки катодной защиты – ферромагнитного типа).

12) металлические предметы вблизи трубопровода, которые обладают
потенциалом оказания отрицательного влияния на изоляционное покрытие
трубопровода или на систему катодной защиты;

13) кожухи, включая эксцентрические кожухи, где степень эксцентричности
представляет угрозу изоляционному покрытию трубопровода или системе
катодной защиты;

14) реперные магниты;

15) расслоение поверхности труб.

Точность определения размеров и координат дефектов потери металла – 99%
всех дефектов потери металла измеряются с точностью, указанной в таблице
2.3.

Координаты трубопроводных аномалий, таких как вмятины, эксцентрические
кожухи, металлические предметы и трубопроводные фитинги, то есть
клапаны, задвижки, отводы и т.п., будут также определены с точностью,
указанной в таблице 2.3.

1) Примечание – дефект потери металла характеризуется минимальной
четырехугольной рамкой, определяемой шириной по окружности (W) и длиной
по оси (L), которая является площадью части поверхности трубы,
пораженной дефектом;

2) – в зависимости оттого, что больше;

3) t – номинальная толщина стенки трубы:

Таблица 2.3

Точность определения размеров и координат дефектов потери металла [30]

Язвенная коррозия(3t x 3t)Задиры (L>2w)Минимальная глубина точного определения
размеров0,4t при поверхностных размерах свыше: (t/2 + 5 мм) х (t/2 + 5
мм)0,2 t0,4t если w>2t или 15мм

0,2 если w>3t или 25ммТочность определения размеров
(глубина)±0,3t±0,3t±0,3t если w>2t или 15мм

±0,3t если w>3t или 5ммТочность определения размеров
(длина)±30мм±40мм±40ммТочность определения координат

(по оси)±0,2 м между дефектом и реперным кольцевым швом и ±1% от
указанной дистанции между ближайшим реперным кольцевым швом в
направлении против потока продукта и конкретной реперной точкой.

Точность измерительной системы дефектоскопа ±0,1% от пройденной
дистанции.Точность определения координат (по окружности)±7,5 градусов;
для простоты использования принято понятие “до ближайшего положения
полчаса”.

Магнитный дефектоскоп способен обнаруживать, измерять и определять
координаты поперечных трещин с размерами, указанными в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Точность определения размеров и координат дефектов поперечных трещин
[30]

Минимальная ширина по окружности для точного определения размеров80мм,
при глубине 0,3t

Точность определения размеров будет ±40мм от указанной длины по
окружности и ±0,4t указанной глубиныМинимальная ширина по окружности для
точного обнаружения50мм, при глубине 0,25tТочность определения координат
(по оси)±0,2м между дефектом и реперным кольцевым швом и ±1% от
указанной дистанции между ближайшим реперным кольцевым швом в
направлении против потока продукта и конкретной реперной точкой.

Точность измерительной системы дефектоскопа ±0,1% от пройденной
дистанции.Точность определения координат (по окружности)±7,5 градусов,
для простоты использования принято понятие “до ближайшего положения
полчаса”.

Обнаружение и измерение других аномалий трубопроводов

Аномалии сварных швов

Следующие виды аномалий сварных швов могут обнаруживаться в соответствии
в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Описание и обнаружение аномалий трубопроводов [30]

ОписаниеОбнаружениеНепроварСогласно таблице 1.3Смещение кромок
трубОбнаружение, если больше 4% длины окружности трубыРемонт швов
(зачистка излишков металла на шве)Согласно таблице 1.3Шлаковые
включенияСогласно таблице 1.3“Сосульки”Обнаружение при высоте свыше 3
ммПорыСогласно таблице 1.3

Вмятины

Вмятины свыше 5% номинального диаметра обнаруживаются при пропуске
многосекционного снаряда-шаблона. Остальные вмятины обнаруживаются и
охарактеризовываются согласно приведенной ниже таблице 2.6.

Таблица 2.6

Описание и обнаружение дефектов вмятин [30]

ОбнаружениеЕсли составляют больше 2% от номинального диаметра трубы с
или без потери металла и поперечных трещинОписаниеКак незначительные,
если составляют 2% – 3% от номинального диаметра трубы. Как крупные,
если составляют 3% – 5% от номинального диаметра трубы

Металлические предметы

Металлические предметы, представляющие угрозу системам катодной защиты,
обнаруживаются и охарактеризовываются, согласно таблице 3.7.

Таблица 2.7

Описание и обнаружение металлических предметов [30]

ОбнаружениеЕсли масса больше 2 кг при расположении большей части массы в
25 миллиметровой зоне от трубы

Если масса больше 10 кг при расположении большей части массы в 50
миллиметровой зоне от трубыОписаниеКак близко лежащий или прикасающийся
к трубе предмет

Аномалии кожухов

Смещение кожухов может вызвать механические повреждения и повреждения
системы катодной защиты. Наличие кожухов будет зарегистрировано и
включено в отчет. Смещение кожухов будет включено в отчет как
“Эксцентрический кожух” или как “Прикасающийся” к стенке трубопровода.

Система электроники дефектоскопа позволяет ввести задержку включения
дефектоскопа для проведения диагностики длинных участков трубопроводов
за несколько пропусков или запрограммировать включение дефектоскопа для
диагностирования заранее выбранных участков (до 3 участков).

2.4.5.5 Запасовочное устройство

Запасовочное устройство (рисунок 2.7) – приспособление, предназначенное
для затягивания тросом многосекционных снарядов в камеру запуска при
помощи лебедки или подъемного крана. Устройство устанавливается на
фланец специального патрубка, приваренного к камере запуска за пределами
ее расширенной части. Приспособление состоит из трубы с приваренным
крепежным фланцем, таким же, как и фланец патрубка, одного или двух
направляющих роликов. Длина трубы с роликом L, входящая в патрубок,
должна быть не более половины номинального диаметра камеры. Вращающиеся
и трущиеся детали запасовочного устройства должны быть изготовлены из
материалов, исключающих искрообразование.

2.5 Результаты диагностического обследования

Диагностическое обследование трубопровода проводилось 3 раза. В период
28-30.12.2000г. на нефтепроводе Калтасы – Уфа-2 (участок:
Калтасы-Чекмагуш) диаметром 720 мм была проведена работа по
диагностическому обследованию трубопровода магнитным дефектоскопом MFL,
18-20.08.2002г. провели реинспекцию трубопровода «Ультразвуковым
дефектоскопом WМ». Ранее в период 10.09-03.10.1996 г. на вышеуказанном
участке была проведена инспекция ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WМ».
Пропуски дефектоскопа “Ультраскан” были произведены после пропусков
профилемера “Калипер”. Для удаления со стенок нефтепровода загрязнений в
виде парафино-смолистых отложений, глины, песка, постороннего мусора
были пропущены специальные очистные скребки с металлическими щетками
(таблица 2.8).

Таблица 2.8

Пропуск специальных скребков [13]

п/пТип очистного скребкаДата пускаВремя приемаДата приемаВремя
приемаКол-во примесей,
л.1специальный07.08.0214:0008.08.0217:45222специальный07.08.0215:2008.08
.0218:09163специальный09.08.0210:1511.08.0202:3013

Дополнительно для удаления мусора, состоящего из металлических предметов
в виде остатков электродов, проволоки т.п., были пропущены магнитные
скребки (таблица 2.9).

Таблица 2.9

Пропуск магнитных скребков [13]

п/пТип очистного скребкаДата пускаВремя при-емаДата приемаВремя
приемаКол- во примесей, л.Кол-во металл.
пред-метов,шт1магнитный07.08.0216:0008.08.0219:502032магнитный07.08.0217
:2008.08.0220:101533магнитный09.08.0212:0011.08.0204:30102

Результат последней очистки соответствует требованиям РД 153-39.4-03-99,
указанным в «Положении о проведении работ по очистке внутренней полости
магистральных нефтепроводов» (таблица 2.10).

Таблица 2.10

Результаты очистки [15]

Вид внутритрубной диагностикиПарафин или
грунтМеталлвзвешенныйтвердыйКол-во электродовл., не болеел., не болеешт.
на 10 км, неболеемагнитная100,51

Пропуск ультразвукового дефектоскопа WM состоялся :

Дата пускаВремя пускаДата приемаВремя приема09.08.0222:1911.08.0207:46

В процессе обработки данных были получены отметки маркерных пунктов.

Таблица 2.11

Выявленные дефекты [13]

Описание дефектаДефекты, подлежащие ремонту (ДПР)Дефекты первоочередного
ремонта (ПОР)1Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или
расположенный на сварном шве1242Дефект геометрии в комбинации с риской,
задиром, трещиной17173Потеря металла (внешняя и внутренняя) 17204Риска,
царапина, задир665Расслоение, расслоение в околошовной
зоне22226Расслоение с выходом на поверхность227Смещение поперечного
шва10Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не
соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85* из них:8Тройники полевого
изготовления, сварные секторные отводы, переходники229Заплаты вварные и
накладные всех видов и размеров3310Накладные элементы из труб,
приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не
регламентированные нормативными документами22Общее количество дефектов
подлежащих ремонту-239, из них ПОР-58

Маркерные пункты вместе с задвижками и вантузами используются как
точки-ориентиры. Общее количество точек-ориентиров составило 82 шт.
Всего на данном участке трубопровода обследовано 10359 трубных секций (в
их число входят задвижки и тройники).

Общее количество обнаруженных дефектов и других особенностей составило
5465, из них:

– дефектов подлежащих ремонту (ДПР) – 239 (4,37 % от общего числа);

– дефектов подлежащих первоочередному ремонту (ПОР) – 58 (1,06 % от
общего числа).

Исходя из результатов обработки данных инспекции, на основании РД
153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих
магистральных нефтепроводов», утвержденного 30.12.2000 г. АК
«Транснефть» в качестве нормативного документа и согласованного
22.12.2000 г. с Госгортехнадзором РФ, был проведен анализ обнаруженных
особенностей для определения дефектов и недопустимых конструктивных
элементов нефтепровода, подлежащих ремонту (дефекты ДПР), и выделения
среди них дефектов, представляющих повышенную опасность для целостности
при его эксплуатации и подлежащих первоочередному ремонту и устранению
(дефекты ПОР). Общее количество этих дефектов и их распределение по
типам приведены в таблице 4.4.

2.6 Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами

Общие положения

В данном разделе приводятся основные положения технологий ремонта
нефтепроводов, применяемых при выборочном и капитальном ремонте.

Ремонт методом шлифовки, заварки и установкой муфт проводится без
остановки перекачки нефти.

Каждый ремонт должен отражаться в паспорте нефтепровода.

Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе, как при
остановке, так и без остановки перекачки при давлениях, ограниченных
условиями: безопасностью производства работ и давлением, определяемым из
условий технологии установки муфты. При установке муфт давление должно
соответствовать наименьшему из давлений, определяемому по перечисленным
условиям.

Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в
условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных
участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации,
разработанной в установленном порядке и иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых
условиях (в трассовых условиях) запрещается.

Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в
нефтепроводе не выше 2,5 МПа.

Шлифовка

Шлифовка используется для ремонта участков труб с дефектами типа потеря
металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на
поверхность и мелких трещин. Максимальная глубина зашлифованного участка
должна быть не более до 20% от номинальной толщины стенки. При шлифовке
путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма
поверхности, снижена концентрация напряжений. Максимальное допустимое
давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки –
не более 2,5 МПа. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному,
магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.

Заварка дефектов

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов типа “потеря металла”
(коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5
мм.

Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер
одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают
величин, указанных в РД 153-39.4-067-04*. Расстояние между смежными
повреждениями должно быть не менее 4t (t – номинальная толщина стенки
трубы). Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов должно быть
не менее 4t.

Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном
нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном нефтепроводе не
допускается.

Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее
двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров) зачищается до
металлического блеска. Наличие следов коррозии на месте заварки не
допускается.

При выборочном ремонте максимальное допустимое давление в трубе при
заварке определяется из условий:

Рзав 8,75 мм.

Здесь tост – остаточная толщина стенки на месте заварки, мм;

коэффициент 0,4 имеет размерность МПа/мм.

После завершения заварки дефекта наплавленный металл должен быть
обработан шлифовальным кругом до получения ровной поверхности и иметь
усиление не более 1 мм с плавным переходом к основному металлу.

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или
ультразвуковому контролю. Результаты контроля должны фиксироваться в
сварочном журнале.

Вырезка дефекта (замена катушки)

При этом способе ремонта участок трубы с дефектом (катушка) должен быть
вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной катушкой. Вырезка дефекта
должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного
диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени
восстановления нефтепровода при установке муфт (протяженная трещина,
глубокая вмятина с трещиной или коррозией), экономической
нецелесообразности установки муфт из-за чрезмерной длины дефектного
участка.

Ввариваемые катушки должны быть изготовлены из труб, прошедших
гидравлические испытания внутренним давлением в соответствии со СНиП
2.05.06-85*, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего
в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95% нормативного предела
текучести (заводское испытательное давление).

Ввариваемые катушки должны устанавливаться в соответствии с утвержденной
технологической картой, иметь маркировку, паспорт и сертификат на трубу,
из которой они изготовлены. Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин,
задиров и рисок на поверхности катушки не допускаются.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать
действующим нормативным документам, отвечающим требованиям вновь
строящегося трубопровода.

Установка ремонтных муфт

Требования на изготовление муфт

Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях, ЦБПО или ремонтных
участков ОАО МН в соответствии с утвержденными техническими условиями,
технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты
на применяемые материалы.

Муфты должны быть изготовлены из листового материала или из новых (не
бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных
для сооружения магистральных нефтепроводов.

Для изготовления муфт применяются низколегированные стали марок 09Г2С,
10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У или аналогичные им. Толщина стенки муфты и ее
элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не
меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной
прочности металла муфты номинальная толщина ее стенки должна быть
увеличена в соответствии с расчетом по СНиП 2.05.06.-85*. При этом
толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем
на 20%. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности
муфт не допускаются.

Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить
изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей
обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты.

Перед установкой муфты в целях правильности выбора ремонтной конструкции
необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением
акта проведения дефектоскопического контроля.

Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее чем на 100 мм
от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины
ремонтируемого дефекта и в соответствии с требованиями технологии на
установку муфт данного типа. Длина цилиндрической части удлиненной
галтельной муфты для ремонта гофр не должна превышать 1,5Dн. Длина
полости галтельной муфты с короткой полостью, в которой должен
находиться поперечный сварной шов ремонтируемого участка, не должна
превышать 100 мм.

В местах приварки муфты и ее элементов к трубе нефтепровода должна быть
проведена проверка на отсутствие дефектов стенки трубы. При наличии
дефектов в стенке трубы приварка муфты в данном месте не допускается.

Композитная муфта устанавливается по композитно-муфтовой технологии.
Композитные материалы должны быть испытаны и допущены к применению
установленным порядком.

Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не
допускаются.

Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных
ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.

Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и
радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные
сварные швы должны пройти визуальный и ультразвуковой контроль. Наличие
дефектов, превышающих требования ВСН 012-88, не допускается.
Дополнительно могут применяться магнитопорошковый или другие методы.

2.7 Порядок проведения ремонта дефектов

Устранение дефектов, подлежащих ремонту, может производиться как

выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами,
регламентированными настоящим РД, так и капитальным ремонтом с заменой
трубы и с заменой изоляции на протяженных участках нефтепровода. При
капитальном ремонте с заменой изоляции должен производиться ремонт всех
имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей
заменой изоляции.

Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный
с заменой изоляции) производится в зависимости от:

– технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;

– плотностей распределения дефектов ДПР и ПОР по длине нефтепровода;

– плотностей распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;

– состояния изоляционного покрытия;

– конкретных условий пролегания нефтепровода;

– фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода.

Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих
критериев:

В первую очередь подлежат ремонту и устранению дефекты:

– ограничивающие пропускную способность нефтепровода;

– расположенные на переходах через естественные и искусственные водные
препятствия;

– расположенные на переходах через автомобильные и железные дороги;

– расположенные вблизи населенных пунктов и промышленных объектов;

– расположенные на местности, геодезические отметки и профиль которых
при выходе нефти могут привести к попаданию ее в реки, водоемы,
населенные пункты и промышленные объекты;

– расположенные в труднодоступных участках нефтепроводов (болота, горные
участки и др.).

В зависимости от значимости нефтепровода первоочередному ремонту и
устранению подлежат дефекты, расположенные на:

– межрегиональных магистральных нефтепроводах, по которым
транспортируется нефть многих грузоотправителей и осуществляются
поставки на НПЗ России;

– магистральных нефтепроводах экспортного направления;

– магистральных нефтепроводах, задействованных в перспективных проектах
развития системы;

– магистральных нефтепроводах или участках, не имеющих дублирующего
направления;

– магистральных нефтепроводах регионального значения от мест добычи и
загруженных свыше 70% от проектной производительности.

2.8 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

Запрещается установка на нефтепроводах заплат всех видов, накладных
элементов (“корыта”) и других, нерегламентированных настоящим РД
конструктивных элементов. Все ранее установленные на нефтепроводах
заплаты и накладные элементы должны быть заменены постоянными методами.

Разрешенные методы ремонта.

Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут
применяться следующие методы ремонта:

· шлифовка;

· заварка;

· вырезка дефекта (замена катушки или замена участка);

· установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки).

Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного
ремонта и методы временного ремонта.

К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие
несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня
бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта относятся шлифовка,
заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта,
галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр, патрубок
с эллиптическим днищем.

Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период
времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для
временного ремонта относятся необжимная приварная муфта и муфта с
коническими переходами. Муфты этих типов разрешается применять для
аварийного ремонта с последующей заменой в течение одного календарного
месяца и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной
последующей заменой на постоянные методы ремонта.

Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт с коническими
переходами, необжимных приварных муфт и заплат определяется в
зависимости от отношения максимального рабочего давления в зоне дефекта
к проектному давлению нефтепровода.

Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в
условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных
участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации,
разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке и
иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых
условиях (в трассовых условиях) запрещается.

2.9 Краткая характеристика подводного перехода

Река Калмаш находится на территории Чекмагушевского района
Башкортостана. Участок подводного перехода нефтепровода Калтасы – Уфа-2
через реку Калмаш расположен у деревни Калмаш, по трассе трубопровода –
это 107,8 км. Ремонт подводного перехода делается на основании
диагностического обследования. На этом участке трубопровода обнаружено
многочисленное количество дефектов подлежащих ремонту и один дефект
подлежащий первоочередному ремонту.

Длина подводного перехода, м 134;

ширина русла, м 27,5;

максимальная глубина реки, м 1,5;

максимальная глубина разрабатываемой траншеи: 2,5;

характеристика трубы: 72010 мм; сталь 17Г1С;

рабочее давление, МПа 6,4;

русло реки сложено гравийно-галечным материалом с песком

Течение реки – 0,9 м/с, справа налево если смотреть по трассе.

Изоляционное покрытие «Пластобит – 40», усиленное: грунтовка, мастика,
«Изобит» и обертка ПЭКОМ.

Футеровка: сплошная, деревянными рейками сечением 40006030 по ТУ
102-14-86.

Балластировка: чугунными грузами, марка СЧ-15 ГОСТ 1412-85.

Участок перехода представляет собой относительно равную с абсолютными
отметками от 106,23 до 05,65 м. На участке перехода русло извилистое, с
пологими берегами. Берега проросли кустарником, полоса зарослей от 5 до
5 м. Река Калмаш не судоходная. Амплитуда колебаний воздуха составляет
от 57 до 62 0С. [14]

3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет толщины стенки трубопровода

В общем случае толщину стенки трубопровода согласно СНиП 2.05.06-85*
можно определить следующим образом
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,

где 1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб;

nр – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, nр=1,1
[1];

р – внутреннее давление в трубопроводе;

Dн – наружный диаметр трубопровода;

R1 – расчетное сопротивление материала и его можно рассчитать по формуле
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,

где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нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали,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=в=5
20МПа;

m – коэффициент условий работы трубопровода, для первой категории
трубопроводов m=0,75 [1];

к1 – коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к1=1,47
[1];

кн – коэффициент надежности по назначению, для трубопровода с условным
диаметром 720 мм и внутренним давлением 6,4 МПа кн=1 [1];
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 МПа;

Коэффициент 1=1 при сжимающих продольных осевых напряжениях пр N>0.

При пр N0 1=1 и данный случай уже рассчитан, то рассчитаем
значение коэффициента двуосного напряженного состояния для пр N(+)0,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,

для положительного температурного перепада
picscalex100010009000003ad0000000200150000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02e00120021200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffd7ffffffe0010000b70100000b00000026060f000c004d61746854797065
0000300015000000fb0240fe0000000000009001010000000402001054696d6573204e65
7720526f6d616e0000a7040000002d01000008000000320a80014a010100000074001000
0000fb0240fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002040000002d01
010004000000f001000008000000320a800139000100000044000a00000026060f000a00
ffffffff01000000000010000000fb021000070000000000bc02000000cc010202225379
7374656d00cc040000002d01000004000000f0010100030000000000

а)picscalex100010009000003bd00000002001500000000000500000009020000000004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picscalex99010009000003fa02000003001c00000000000500000009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,

б)picscalex100010009000003bd00000002001500000000000500000009020000000004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picscalex103010009000003fa02000003001c0000000000050000000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,

условие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,
выполняется в двух случаях
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МПа,
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МПа,

для отрицательного температурного перепада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а)picscalex100010009000003bd00000002001500000000000500000009020000000004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picscalex1020100090000030b03000003001c0000000000050000000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б)picscalex100010009000003bd00000002001500000000000500000009020000000004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picscalex980100090000030b03000003001c00000000000500000009
020000000005000000020101000000050000000102ffffff00050000002e011800000005
0000000b0200000000050000000c022004c0301200000026060f001a00ffffffff000010
000000c0ffffffadffffff80300000cd0300000b00000026060f000c004d617468547970
650000c00008000000fa0200001000000000000000040000002d01000005000000140240
023d180500000013024002511d0500000014024002dd1e050000001302400279271c0000
00fb0280fe0000000000009001010000000402001054696d6573204e657720526f6d616e
00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01010009000000320aa0025a2d03
000000cccfe0651c000000fb0280fe0000000000009001000000000402001054696d6573
204e657720526f6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01020004
000000f001010008000000320aa002da2b02000000373308000000320aa0027a2b010000
002c3309000000320aa0023b29030000003236376509000000320ad1034e240400000031
30303009000000320ad103a020040000003530303008000000320ad103141f0100000032
3009000000320aaa012b25030000003732303008000000320aaa013f2202000000313008
000000320aaa01112002000000303608000000320aaa01b11f010000002c360800000032
0aaa01f71e01000000323608000000320ad103c41a02000000313008000000320ad10356
1901000000323009000000320aaa01031b030000003730303008000000320aaa01711901
000000343008000000320aaa010b19010000002c3008000000320aaa0151180100000036
3008000000320aa002591701000000333008000000320aa002ff16010000002c30080000
00320aa002451601000000303008000000320aa002531401000000293008000000320aa0
02d31202000000313208000000320aa0029712010000002c3208000000320aa002231102
000000373508000000320aa002c70f01000000283508000000320aa002db0c0200000031
3008000000320aa002ad0a02000000303608000000320aa0024d0a010000002c36080000
00320aa002930901000000323608000000320aa002100602000000313008000000320aa0
02a20401000000323008000000320aa0023c04010000002c3008000000320aa002a00301
000000313008000000320aa00250020100000031301c000000fb0220ff00000000000090
01000000000402001054696d6573204e657720526f6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c9
7700003000040000002d01010004000000f001020008000000320afe00c4230100000035
3008000000320af401600e01000000353008000000320af40126080100000035301c0000
00fb0280fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c0077400000006c0b0a
8bb7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01020004000000f0010100080000
00320aa002f727010000003d3008000000320ad103d92301000000d73008000000320ad1
030d2001000000d73008000000320aaa01922401000000d73008000000320aaa01ca2101
000000d73008000000320aa002ae1d010000002b3008000000320ad1034f1a01000000d7
3008000000320aaa016a1a01000000d73008000000320aa0022215010000002b30080000
00320aa0025110010000002d3008000000320aa0022e0f01000000d73008000000320aa0
02660c01000000d73008000000320aa002f40801000000d73008000000320aa0029b0501
000000d73008000000320aa0022b0301000000d73008000000320aa0027e01010000002d
3008000000320aa0023a00010000003d301c000000fb0220ff0000000000009001000000
020002001053796d626f6c007740000000390c0a13b7c5c677c0c5c67720c0c977000030
00040000002d01010004000000f001020008000000320af4019c07010000002d300a0000
0026060f000a00ffffffff0100000000001c000000fb021000070000000000bc02000000
cc0102022253797374656d000000000a0021008a010000000002000000f8f31200b9c1c6
77040000002d01020004000000f0010100030000000000

условие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, выполняется в двух случаях

picscalex100010009000003ae00000002001c0000000000050000000902000000000500
0000020101000000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b020000
0000050000000c02000280041200000026060f001a00ffffffff000010000000c0ffffff
c6ffffff40040000c60100000b00000026060f000c004d61746854797065000050001c00
0000fb0280fe0000000000009001000000000402001054696d6573204e657720526f6d61
6e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01000008000000320a6001ce02
02000000303608000000320a60016e02010000002c3609000000320a60013a0003000000
323338650a00000026060f000a00ffffffff0100000000001c000000fb02100007000000
0000bc02000000cc0102022253797374656d000000000a0021008a0100000000ffffffff
f8f31200b9c1c677040000002d01010004000000f0010000030000000000picscalex100
0100090000037601000003001c0000000000050000000902000000000500000002010100
0000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b020000000005000000
0c02200460101200000026060f001a00ffffffff000010000000c0ffffffbcffffff2010
0000dc0300000b00000026060f000c004d617468547970650000e00008000000fa020000
1000000000000000040000002d0100000500000014020002c40205000000130200020406
1c000000fb0280fe0000000000009001010000000402001054696d6573204e657720526f
6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01010009000000320a6002
040d03000000cccfe0651c000000fb0280fe000000000000900100000000040200105469
6d6573204e657720526f6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01
020004000000f001010009000000320a6002b80a030000003330306509000000320a6002
dc06030000003336306508000000320a9003540501000000313608000000320a9003ec03
01000000393608000000320a90039203010000002c3608000000320a9003d80201000000
303608000000320a6a01370402000000373508000000320a6a01d703010000002c350800
0000320a6a011d0301000000303508000000320a60024a010100000031351c000000fb02
80fe0000000000009001000000020002001053796d626f6c007740000000f60a0a32b7c5
c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01010004000000f001020008000000320a
60028409010000003d3508000000320a60024c0601000000d73508000000320a9003e204
01000000d73508000000320a6002220201000000d73508000000320a6002340001000000
a3350a00000026060f000a00ffffffff0100000000001c000000fb021000070000000000
bc02000000cc0102022253797374656d000000000a0021008a01000000000200000098f3
1200b9c1c677040000002d01020004000000f0010100030000000000;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3.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе

Уравнение устойчивости подводного трубопровода согласно СНиП 2.05.06-85*
имеет следующий вид
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,

где nб – коэффициент надежности по нагрузке, nб=1 для чугунных пригрузов
[1];

кн.в – коэффициент надежности против всплытия, кн.в=1,1 для русловых
участков переходов при ширине реки до 200 м [1];

qизг – расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода
соответственно рельефу дна траншеи.

qв – расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;

qверт – величина пригруза, необходимая для компенсации вертикальной
составляющей Ру воздействия гидродинамического потока на единицу длины
трубопровода, qверт=Ру;

qг – величина пригруза, необходимая для компенсации горизонтальной Рх
составляющей воздействия гидродинамического потока на единицу длины
трубопровода, qг=Рх /к;

к – коэффициент трения трубы о грунт при поперечных перемещениях, к=0,45
[2];

qдоп – нагрузка от веса перекачиваемого продукта, qдоп=0 т.к.
рассчитывается крайний случай – трубопровод без продукта;

qтр – расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода;

сбит=1040 кг/м3плотность изобита, [2].

Расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод
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,

где Dн.ф. – наружный диаметр футерованного трубопровода;

в =1100 Н/м,[2] – плотность воды.
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picscalex100010009000003da01000002001c0000000000050000000902000000000500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где ип – толщина изоляционного покрытия,

гр – толщина покрытия грунтовки,

мас – толщина покрытия мастики,

об – толщина обертки.
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 Н/м.

Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия потока
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,

Сх–гидродинамический коэффициент лобового сопротивления, зависящий от
числа Рейнольдса и характера внешней поверхности трубопровода.
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где Vср – средняя скорость течения реки, Vср=0,9 м/с;

нв – кинематическая вязкость воды,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 м2/с.
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Для офутерованного трубопровода и 105 D и разгрузочные кольца длиной К=0,2D
изготавливаются из двух половин каждая, вырезанных из трубы диаметром D
с припуском по периметру.

Горизонтальные кромки нижних половин выполняются без скоса или со скосом
10, а верхних со скосом кромок под углом 3035 и притуплением 1,52 мм.
Поперечные кромки подрезаются без скоса.

Вдоль предполагаемых продольных стыков деталей приваривают
технологические скобы для сборки муфты. Технологические скобы
устанавливаются с шагом не более 400мм.

Изготовление муфты из участка трубы с кольцевым сварным швом не
допускается. Производятся ультразвуковой контроль сегментов на предмет
отсутствия расслоения по толщине трубы.

Вырезку заготовки для изготовления муфты производят на расстоянии не
менее 50 мм от кольцевого сварного шва.

Сборка и подгонка муфты и ее элементов производится на шаблоне, размеры
которого должны соответствовать размерам ремонтируемой трубы.

Допускается разгибание заготовок муфты до соответствия их внутренних
радиусов кривизны кривизне шаблона.

Усиление продольных сварных швов с внутренней стороны снимают
шлифмашинкой до величины 0,7-1,0 мм для обеспечения лучшего прилегания
муфты к ремонтируемой трубе.

После изготовления полумуфт или полуколец производят контроль кривизны
внутренней поверхности. Допускается подгонка до соответствия размеров.
Полумуфты должны стыковаться между собой и разгрузочными кольцами на
действующем нефтепроводе без дополнительной подгонки.

4.4.4 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем
трубопроводе

По общим вопросам сборки и сварки продольных стыковых соединений муфт
следует руководствоваться СНиП Ш-42-80, ВСН 006-89.

При установке на трубу муфта должна перекрывать дефект на расстоянии не
менее 100 мм с каждой стороны.

При установке продольные швы муфты и ее элементов должны быть смещены
друг относительно друга, а также от продольных швов труб нефтепровода на
расстоянии не менее 100 мм.

Расстояние между началом (или концом) муфты и кольцевым стыком на
трубопроводе должно быть не менее 100 мм.

Расстояние между муфтами при установке на трубу двух или более муфт
должно быть не менее 150 мм.

Все сварочные работы выполняют методом дуговой сварки.

Детали муфты монтируют с помощью шпилек диаметром от 24 до 32 мм,
пропущенными в отверстия технологических скоб с обеспечением зазоров
между кромками полумуфт, приведенными в таблице 1.13. При этом должен
обеспечиваться прижим полумуфт затяжкой шпилек.

Во избежание приварки муфты к основной трубе нефтепровода сварку
продольных стыков проводят на металлической подкладке толщиной от 1,0 до
2,0 мм и шириной 35-40 мм. В качестве материала подкладки использует
спокойную малоуглеродистую сталь.

Подкладку устанавливают по всей длине шва перед сборкой двух половин
муфты на трубе. Подкладка должна выступать с каждой стороны продольного
стыка на величину не более 30-40 мм. Перекос подкладки от оси шва не
допускается. После сварки свободные концы подкладки удаляют с помощью
шлифмашинки.

Таблица 4.2

Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты.

Толщина стенки муфты, ммВеличина зазора, ммот 8 до 10от 2,5 до 3,010 и
болееот 3,0 до 3,5

При установке муфты на трубу запрещается наносить удары кувалдой или
другими предметами с целью получения необходимых монтажных зазоров.

После сборки муфты на трубе проводят проверку зазора и смещения
стыкуемых кромок. Одновременно проводят контроль величины зазора между
стенками муфты (или ее элементов) и основной трубой нефтепровода по
всему периметру.

К сварке муфт предъявляются следующие требования:

* при сварке продольных стыков муфт необходимо обеспечить
гарантированное проплавление кромок по всей длине шва;

* полностью исключить приварку муфты к трубе нефтепровода в продольном
направлении;

* обеспечить прочное сварное соединение элементов поперечного стыка
(муфта – тело трубы – разгрузочные кольца).

Непосредственно перед прихваткой и сваркой корневого слоя шва собранного
продольного стыка необходимо просушить кромки муфты (нагрев до 40/600С).
Ширина зоны нагрева по оси стыка должна быть не менее 100 мм.

Прихватку продольных стыков проводят равномерно по длине стыка между
сборочными приспособлениями.

Длина прихваток должна составлять не менее 30 мм и не более 100 мм в
зависимости от длины свариваемых деталей (муфты или ее элементов).
Количество прихваток не менее четырех, расстояние между прихватками не
менее 400мм.

Для уменьшения вероятности образования дефектов начало каждой прихватки
или шва зачищают шлифмашинкой. Прихватки должны обеспечить
гарантированное проплавление кромок.

Видимые дефекты на прихватках (поры, шлаки, свищи и др.) устраняют
шлифмашинкой. Прихватки с недопустимыми дефектами (трещинами, надрывами)
полностью удаляют (срезают) шлифмашинкой и заваривают вновь.

После выполнения прихваток проводят сварку продольных стыков муфты.

Во избежание температурных деформаций сварку продольных стыков муфты
(длиной более 300 мм) первого (корневого) и заполняющих слоев выполняют
в направлении от центра муфты к ее краям обратноступенчатым способом.

Первые заполняющие слои (один-два) сваривают по центру шва, последующие
– выполняют параллельными с перекрытием проходами (валиками). Облицовку
выполняют методом непрерывной сварки в направлении от центра муфты к ее
краям путем наложения трех параллельных проходов (валиков).
Первоначально накладывают нижний валик, далее средний, а затем верхний.

Последовательность наложения швов по сечению сварного соединения
приведена на рисунке 1.11.

Сборочные приспособления двух половин муфт могут быть сняты только после
сварки не менее 80% длины корневого слоя шва. Перед продолжением сварки
корневого слоя шва после снятия сборочных приспособлений все сваренные
участки швов зачищают от шлака, а начало и концы швов прорезают
шлифмашинкой. Технологические скобы срезаются заподлицо с поверхностью
муфты, места установки зашлифовываются.

Обнаруженные дефекты сварки первого (корневого), заполняющих и
облицовочного слоев (незаваренные кратеры, одиночные поры, скопления пор
и др.) должны быть устранены.

При сварке продольных стыков муфт перерывы в работе не допускаются. В
случае вынужденных перерывов необходимо обеспечить медленное и
равномерное охлаждение стыков путем укрытия их войлоком или листовым
асбестом. При возобновлении сварки необходимо провести повторный
подогрев недоваренных стыков.

Сварка муфты с трубой нефтепровода проводится кольцевыми угловыми швами.

Прихватка муфты или ее элементов к основной трубе нефтепровода должна
проводиться равномерно по периметру трубы. Постановка прихваток в месте
пересечения продольных швов муфты не допускается.

Сварка кольцевых швов муфты к трубе должна выполняться
обратноступенчатым способом на корневом и заполняющих слоях и методом
непрерывной сварки на облицовке.

Кольцевые швы должны свариваться в противоположных квадрантах окружности
трубы одновременно двумя сварщиками.

При сварке поперечных швов муфты к трубе перерывы в работе не
допускаются. Сварные угловые соединения муфт оставлять незаконченными не
разрешается. В случае вынужденных перерывов необходимо провести
повторный нагрев кромок муфты и основной трубы в месте сварки. Не
допускается прекращать сварку до полного выполнения шва.

В процессе сварки швов осуществляется пооперационный внешний осмотр
качества выполнения каждого слоя шва на отсутствие дефектов. Видимые
дефекты швов устраняются.

Зазор между муфтой и трубой заполняется некорродирующей жидкостью
(дизельным топливом, машинным маслом, нефтью). Производится опрессовка
муфты давлением 2 МПа (20кгссм2) в течении 1 часа. Испытание считается
успешным, если не наблюдались падение давления в муфте и подтеков в
ремонтной конструкции.

После испытания устанавливаются разгрузочные кольца, производится сварка
продольных швов и сварка кольцевого стыка.

После сварки разгрузочных колец производится контроль заполнения муфты
некоррозионной жидкостью и заварка штуцеров муфты.

Проводится дефектоскопический контроль качества сварных соединений
муфты, оформляется Заключение и Акт на установку, и испытание муфты.

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты регламентирующие трудовую
деятельность

В области охраны труда и безопасности жизнедеятельности трудовую
деятельность в Арланском УДНГ регламентируют следующие правовые,
нрмативные акты, инструктивные акты в области охраны труда и отраслевые
документы:

1. Закон об основах охраны труда в РФ №181-ФЗ от 17.07.1999 г.

2.Федеральный закон о промышленной безопасности опасных дроизводственных
объектов 116-ФЗ от 21.07.1997 г. с изменениями от 7.08.2000 г.

3.Трудовой кодекс №197-ФЗ (с изменениями и дополнениями от 24.07.2002г и
25.07.2002 г.), утвержденный Президентом РФ 30.12.2001.г.

4.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 9.04.2000
г. с дополнениями и изменениями к ним, утвержденными 11.08.2001г.

5. Инструкции по технике безопасности предприятия.

6. Порядок разработки деклараций безопасности промышленного объекта РФ.
МЧС, Госгортехнадзор №222/59 от 4.04.1996 г.

7. ГОСТ 12.0001-82 ССБТ «Система стандартов безопасности труда»

8. ОСТ 51.81.82 ССБТ «Охрана труда в газовой промышленности»

9. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. СНиП
.21/2.11.567-96 от 31.10.1996 г.

10. Закон о пожарной безопасности №б9-ФЗ, принят 21.12.1994 г (с
эполнениями и изменениями от 22.08.1995 г, от 18.04.1996г, от 24.01.1998
г, от 11.2000 г. от 27.12.2000 г.

11. Пожарная охрана предприятий. Общие требования. НБТ – 201-96, утв.
01.03.1992г.

12. Правила пожарной безопасности РФ ППБ-01-93. МВД РФ 14.12.1993 г.,
полнения к ним от 25.07.1995 г.

Охрану труда и технику безопасности следует осуществлять на основании
следующих нормативных документов:

СНиП 12. 03 – 2001 “Безопасность труда в строительстве”. Часть 1. Общие
требования.

СНиП 12.04 – 2002 “Безопасность труда в строительстве”. Часть 2.
Строительное производство.

Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности;

Правила безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и
газа на предприятиях нефтяной промышленности;

СП 12-131 -95. Безопасность труда в строительстве. Примерное положение о
порядке обучения и проверки знаний по охране труда руководящих
работников и специалистов организаций, предприятий и учреждений
строительства, промышленности строительных материалов и
жилищно-коммунального хозяйства. Принят и введен в действие
постановлением Минстроя России от 27 июля 1995 г. № 18-77. с изм. № 1 от
08.07.96 № 18-45;

ГОСТ 12.3003 – 86. БТ “Работы электросварочные. Требования
безопасности”.

5.2 Охрана труда

В процессе эксплуатации нефтепровода происходит сужение поперечного
сечение (вмятина, гофр, овальность) вследствие действующих на него
различных факторов (давление грунта, непостоянство загрузки трубопровода
и т.д.). Для определения и устранения этих аномалий, препятствующих
пропуску снарядов-дефектоскопов, используется снаряд-профилемер, при
пропуске которого иногда происходит его блокировка по достижении места
расположения дефекта. Для его извлечения необходимо выполнять работы по
вырезке участка трубы («катушки»), которые требуют организации
безопасного их проведения. В этом разделе описываются мероприятия по
избежанию опасных ситуаций при выполнении данного вида работ.

В трубопроводном транспорте одной из главных особенностей является
пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием
углеводородов, которые легко воспламеняются, что вызывает необходимость
разработки специальных мер по технике безопасности. Большое значение для
безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая
загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и
отравлений.

Также опасная ситуация может возникнуть при вырезке «катушки» замены
дефектного участка или блокировки профилемера.

Основные взрыво и пожароопасные свойства нефти указаны в таблице 5.1.

Таблица5.1

Взрыво и пожароопасные свойства нефти

Наименование веществПДК,

мг/м3

[28]Класс

опасностиТемпература, КПределы взрываемости,

% обвспышкисамовос-пламененияНКПРПВКПРПнефть3004352601,16,4

В зависимости физико-химических свойств, т.е. способности к
воспламенению и взрыву взрывоопасные смеси разделяются по категориям и
группам

В таблице 6.2 представлены категория и группа взрывоопасной смеси
образующейся в рабочей зоне.

Здесь IIА – категория смеси соответствующая промышленным парам нефти, Т3
– группа, соответствующая температуре самовоспламенения свыше 200°С до
300°С.

Токсичность (отравляющая способность) нефти, которая проявляется в
основном тогда, кода она переходит в парообразное состояние.

Таблица 5.2

Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам по ГОСТ
12.1.011-78

Вещество, образующее с воздухом взрывоопасную смесьКатегория и группа
взрывоопасных смесейНефтьIIА–ТЗ

Пары нефти действуют, главным образом, на центральную нервную систему.
Признаки отравления этими веществами чаще всего проявляются в
головокружении, сухости во рту, головной боли, тошноте, учащённому
сердцебиению, общей слабости и потере сознания.ГОСТ 12.1.005–88
устанавливает предельно допустимые концентрации (ПДК) для ядовитых
веществ в рабочей зоне и на территории промышленных предприятий. Вредные
вещества, входящие в состав нефти, могут при несоблюдении правил
обращения с ними вызвать отравление. Возникает опасность отравления
испарениями нефти и ядами в виде дымов и газов, образующимися в процессе
сварки. Газы поступают в организм в основном через органы дыхания.

5.2.1 Инженерные и организационные меры обеспечения безопасности труда

Организация и проведение ремонтных работ осуществляется в соответствии с
требованиями РД 39-00147105-015-98 Правила капитального ремонта, РД
153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных
нефтепроводов, Правил безопасности при эксплуатации магистральных
нефтепроводов, ВППБ 01-05-99 Правил пожарной безопасности при
эксплуатации магистральных нефтепроводов, ВСН 31-81 Инструкция по
производству строительных работ в охранных зонах магистральных
трубопроводов Министерства нефтяной промышленности, СНиП 12-03-01
Безопасность труда в строительстве, СНиП III-4-80* Техника безопасности
в строительстве и другими действующими нормативными документами.

На месте проведения работ должна присутствовать необходимая
документация, которая включает в себя:

а) оперативная документация:

– разрешение на производство работ;

– план производства работ;

– приказ о назначении ответственных лиц за обеспечение сохранности
нефтепровода, при движении техники в охранной зоне нефтепровода;

– приказ о назначении ответственных лиц за безопасное производство работ
в соответствии с утвержденным планом производства работ;

– инструкция по пожарной безопасности;

– наряды-допуски на газоопасные, огневые и другие работы повышенной
опасности;

– выписка из оперативной части Плана ликвидации возможных аварий;

– технологические карты на земляные и сварочные работы;

– папка предписаний, акты проверок.

б) исполнительная документация:

– акт передачи участка нефтепровода;

– акт закрепления трассы, площадки;

– ведомость установленной арматуры и оборудования;

– акт-допуск по форме СНиП 12-03-01;

– разрешение на производство работ в охранной зоне нефтепровода.

5.2.1.1 Инженерно-технические мероприятия

Меры безопасности при выполнении земляных работ

Производство земляных работ по вскрытию нефтепровода должно
осуществляться с оформлением наряда-допуска на работы повышенной
опасности. Во время работ в котловане должны находиться лица, которые
заняты выполнением конкретной работы в данное время. Если в процессе
работы в стенках траншеи появятся трещины, грозящие отвалом, то
работники должны немедленно покинуть её и принять меры против обрушения
грунта (укрепление стенок траншеи, срезание грунта для увеличения
откосов и др.).

Размеры ремонтного котлована должны обеспечивать проведение работ по
замене дефектного участка. Длина котлована определяется из расчета:

L=?+(2-3) м

где ? – длина заменяемого участка нефтепровода, но не менее диаметра
нефтепровода, при этом расстояние от конца заменяемого участка до
прилегающей торцевой стенки котлована должно быть не менее 1,5 м.

В соответствии с профилем грунты, находящихся на территории
нефтепроводов Челябинского НУ соответствуют суглинку и глине

Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. При
разработке котлована глубиной 1,5 м и более крутизна откоса должна
соответствовать, величинам указанным в таблице 5.3.

Таблица 5.3

Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Вид грунтаГлубина траншеи, котлована, мдо 1,51,5…3,03,0…5,0угол откоса,
град.уклонугол откоса, град.уклонугол откоса,
град.уклонСуглинок761:0,25631:0,50531:0,75Глина761:0.25761:0,25631:0,50Р
асстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не
менее 0,6 м.

Для возможного спуска и быстрого выхода работающих, котлован должен
оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и
длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на
каждую сторону торца котлована.

При работе экскаватора необходимо соблюдать расстояние 0,20 м от ковша
до стенки трубы. Для предотвращения падения кусков грунта в котлован,
отвал вынутой земли должен находиться на расстоянии, не менее 0,5 м от
края траншеи в связанных грунтах.

Расположение строительной техники около траншеи должно осуществляться в
соответствии с приведённой таблицей 6.4.

Таблица 5.4

Параметры расположения строительной техники около траншеи

Глубина траншеиРасстояние до опорной части техники до откоса траншеи в
зависимости от грунта,
мСуглинистыйГлинистый11,001,0022,001,5033,251,7544,003,00

При работе на грунтах с малой несущей способность, для предотвращения
повреждения нефтепровода бульдозером, снятие плодородного слоя следует
проводить одноковшовым экскаватором.

При производстве работ в ночное время существует необходимость освещения
котлована и места производства работ. Также, при поступления
диагностического снаряда в темное время суток в камеру приёма очистных и
диагностических устройств (КППОУ), возникает проблема освещения.
Согласно СНиП 23-05-95 рабочие места, объекты, подходы и проезды к ним в
темное время суток освещаются. Наружное охранное освещение обеспечивает
освещенность на уровне земли 0,5 лк и более.

Для местного освещения при ремонтах и осмотрах во взрывопожароопасных
помещениях и наружных установках применяются светильники напряжением не
выше 12В во взрывозащищенном исполнении. Для освещения территории НПС
установлены прожекторные мачты с прожекторами типа ПЗС-45.

В ночное время освещение рабочего котлована должно осуществляться
прожекторами или светильниками во взрывозащищённом исполнении. Для
местного освещения необходимо применять светильники напряжением не более
12В, или аккумуляторные фонари (включать и выключать их следует за
пределами взрывоопасной зоне).

Контроль воздушной среды при проведении огневых и газоопасных работ

Контроль воздушной среды на объектах магистрального нефтепровода
проводиться с целью обеспечения нормальных условий труда, предотвращения
острых и хронических отравлений обслуживающего персонала или развития у
них профессиональных заболеваний, а также с целью предупреждения
возникновения опасных концентраций паров и газов, которые могут повлечь
за собой взрывы и пожары.

Пары и газы углеводородов нефти согласно ГОСТ 12.1.007 по степени
воздействия на организм человека относятся к четвёртому классу опасности
(малоопасные). Отбор и анализ проб воздушной среды осуществляют лица,
прошедшие специальную подготовку, сдавшие аттестационный экзамен в
присутствии представителя Госгортехнадзора России и получившие допуск на
проведение данного вида работ.

Для проведения анализа воздушной среды должны использоваться
газоанализаторы, включённые в Государственный Реестр средств измерения
России, Свидетельство на взрывозащиту, имеющие разрешение
Госгортехнадзора России на применение на подконтрольных ему объектах и
прошедшие государственную проверку в территориальных органах
Госстандарта России. При замере состояния воздушной среды должны
использоваться газоанализаторы предназначенные для определения предельно
допустимых концентраций (ПДК) веществ в воздухе рабочей зоны (в весовых
(мг/м3) или объёмных величинах (% об.). Воздушная среда должна
контролироваться непосредственно перед началом, после каждого перерыва,
в течение всего времени выполнения и после окончания работ, а также по
первому требованию рабочих. При выборе точек контроля необходимо
учитывать место и характер проведения работ, а также метеорологические
условия (температуру воздуха, направление и скорость ветра).

Контроль воздушной среды в траншеях (котлованах) проводиться только
после очистки траншеи и поверхности трубопровода от остатков нефти и
горючих материалов. Воздушная среда должна контролироваться не менее чем
в 3-х точках по всей длине траншеи, плюс 1 точка на каждые 10 м
увеличения длины траншеи. Газоопасные работы в траншее (безогневая резка
труборезными машинами «Файн» и МРТ, установка тампона-герметизатора и
др.) можно проводить, если концентрация паров и газов в котловане не
превышает ПДВК (2100 мг/м3, что составляет 5% величины нижнего предела
концентрационного предела распространения пламени). Огневые работы в
траншее проводятся, если концентрация не превышает ПДК (300 мг/м3). При
замене «катушки» дополнительно необходимо контролировать воздушную среду
по периметру тампона-герметизатора или другого герметизирующего
устройства до тех пор пока участок трубопровода не будет «закрыт»
«катушкой».

Меры безопасности при выполнении работ по освобождению нефтепроводов от
нефти

Запрещается при выполнении работ по освобождению нефтепровода от нефти:

– использования оборудования, устройств не имеющих разрешения
Госгортехнадзора России на применение;

– выполнение откачки-закачки нефти без контроля за давлением в
магистральных нефтепроводах;

– наполнение нефтью или амбара падающей струей;

– производить перекачку нефти без установки обратных клапанов на
вантузных задвижках;

– использование устройства для дооткачки нефти без крепления заборной
трубы к вантузу.

Меры безопасности при выполнении работ по вырезке “катушки”

Работы по вырезке «катушек» должны проводиться с оформлением
наряда-допуска на газоопасные работы. Перед началом работ станции
катодной (не менее 10 км в обе стороны от места работ) и дренажной
защиты (на ремонтируемом участке) должны быть отключены. При
производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на
загазованность.

Осветительное, насосное оборудование, вентиляторы, применяемые для
проветривания рабочей зоны, газоанализаторы для контроля воздушной среды
должны иметь взрывозащищённое исполнение. На электрооборудовании должен
быть указан уровень взрывозащиты, при его отсутствии – его использование
запрещается. Электрооборудование и электроинструменты должны иметь
заземление и подлежать занулению отдельной жилой кабеля с сечение жилы
не менее сечения рабочих жил.

Работа при резке труб машинами должны осуществляться с соблюдением мер
безопасности. Во время её работы категорически запрещается нахождение в
траншее людей. После окончания работ по вырезке «катушек» труборезная
машина демонтируется, ремонтный котлован освобождается от вырезанного
куска трубы, деталей и защищается от замазученности.

Взрывные работы разрешается проводить при концентрации горючих паров и
газов не выше предельно-допустимой концентрации по санитарным нормам.
Они проводятся в соответствии с ПБ 13-01-92 Единые правила безопасности
при взрывных работах. Для ведения таких работ необходимо наличие
лицензии Госгортехнадзора России на данный вид деятельности. Не
допускается курение, нахождение открытого огня на расстоянии ближе 100 м
от мест нахождения взрывчатых веществ (ВВ). Для предотвращения загорания
нефти, котлован перед проведением взрыва заполняется
воздушно-механичекой пеной на высоту не менее 1м над трубой. В случае
приближения грозы взрывные работы должны быть прекращены.

Меры безопасности при герметизации полости труб нефтепровода

Работы по герметизации полости нефтепровода являются газоопасными и
должны проводиться с оформлением наряда-допуска. При производстве работ
должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.
Перекрытие внутренней полости нефтепровода и установка
тампонов-герметизаторов проводится при отсутствии в нём избыточного
давления и притока нефти. Он должен обеспечивать герметичность
перекрытия полости трубопровода в течение не менее 24 часов. Внутренняя
полость нефтепровода должна перекрываться герметизаторами из
резинокордонной оболочки типа «Кайман» и пневматическими заглушающими
устройствами. После установки герметизатора, пребывание людей у открытых
торцов должно быть снижено до минимума – только для выполнения
необходимых технологических операций.

При выполнении работ внутри трубы, для страховки работника необходимо
использовать монтажный пояс со страховочной верёвкой, для защиты органов
дыхания должны применятся шланговые противогазы.

Меры безопасности при выполнении огневых работ

При выполнении сварочных работ необходимо соблюдать требования ГОСТ
12.3.003-86, санитарных правил при сварке металлов, утвержденных
Министерством здравоохранения Российской Федерации, правилами пожарной
безопасности при проведении сварочных и других работ, утвержденными ГУПО
МВД РФ.

Производство сварочно-монтажных работ должно осуществляться с
оформлением наряда-допуска на огневые работы. При производстве работ
должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.
Сварочное оборудование, переносной инструмент, освещение, средства
индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям Правил
устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок
потребителей. Перед началом электросварочных работ необходимо проверить
исправность изоляции сварочных кабелей и электрододержателей, а также
плотность соединений всех контактов. При пользовании
электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными
светильниками их провода и кабели должны подвешиваться. Все эти
инструменты подключаются только через устройство защитного отключения
(УЗО). Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены
нейтрали генераторов, трансформаторов, должны быть не более 4 и 8 Ом
соответственно при линейных напряжениях 380и 220 В.

Запрещается проведение сварочных работ во время снега или дождя без
применения навеса над местом производства работ и ветра со скоростью
свыше 10 м/сек. При оставлении места работы сварщик должен отключить
сварочный аппарат.

Основным источником воспламенения при выполнении сварочных работ
является электроопасность. Источником питания является передвижная
электростанция ДЭС-60, со сварочным агрегатом АСД-300. Корпуса
источников тока, машин, аппаратных ящиков, электродвигателей, щитов,
ограничителей-приставок и металлические площадки, на которых выполняются
работы, необходимо заземлить, а на видном месте вывесить надпись: «Без
заземления не включать!». Не допускается одновременное устройство
защитного заземления и зануления сети, питающейся от одного источника.

Кожный покров человека в сухом состоянии оказывает значительное
сопротивление прохождению электрического тока. Расчетное сопротивление
человека соответствует 1000 Ом [8]. Безопасным для жизни, но вызывающим
болезненное ощущение считается ток 0.03-0.05 А. Предельным безопасным
напряжением для человека можно считать 50 В.

Однако при влажной коже или ее повреждениях сопротивление снижается до
400 Ом.

5.1.1.2. Организационные мероприятия

Инструктаж

Рабочие и инженерно-технические работники обучаются безопасным методам
работы на предприятиях в соответствии с положениями ГОСТ 12.0.004-79.

Рабочие выполняющие работы с повышенной опасностью проходят специальные
обучения. Обязательное обучение охране труда предусматривается как для
рабочих и служащих, не являющихся должностными лицами, так и для
административно-технических работников и должностных лиц.

Обучение рабочих состоит из следующих этапов:

– вводного инструктажа (при поступлении на работу);

– целевого обучения охране труда на специальных курсах или на
предприятии;

– инструктажа на рабочем месте;

– проверки знаний и допуска к самостоятельной работе;

– повторного инструктажа;

– разового инструктажа при смене вахты.

При вводном инструктаже поступающего на работу знакомят с правилами
внутреннего трудового распорядка, специфическими особенностями данного
производства, особыми требованиями производственной санитарии, техники
безопасности и противопожарной охраны на объекте. После вводного
инструктажа, целевого обучения и инструктажа на рабочем месте перед
допуском работника к самостоятельной работе у него проверяют знания по
охране труда комиссии.

Спецодежда и СИЗ

Работники, занятые на работах по замене дефектных участков нефтепроводов
должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами
защиты, согласно Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи одежды,
спецобуви и других средств индивидуальной защиты (СИЗ), при этом они
должны иметь сертификаты соответствия.

При работе на открытом воздухе большое значение приобретает рациональный
режим труда и правильное использование спецодежды.

Согласно «Типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды» в
таблице 6.5 приведены нормы выдачи спецодежды для рабочих.

Таблица 5.5

Нормы выдачи спецодежды

Средства индивидуальной защитыРукавицы МБСКостюм х/бСапоги
кирзовыеВаленкиТелогрейкаСрок выдачи2 мес.12 мес.12 мес.30 мес.24 мес.

Члены бригады, выполняющие газоопасные работы в котловане, траншее
(линейные трубопроводчики, монтажники наружных трубопроводов и др.)
должны обеспечиваться спецодеждой для защиты от повышенных температур.
Работникам, производящим работы в лежачем положении «с колена», выдаются
маты или наколенники из материала низкой теплопроводности и
водонепроницаемости.

Для защиты органов дыхания применяются СИЗ органов дыхания (СИЗОД) –
противогазы шланговые, типа ПШ-1, ПШ-2.

Защита головы работника от механических повреждений, повреждения
электрическим током осуществляется за счёт касок.

К средствам защиты лица, глаз и органов слуха работников, выполняющих
ремонтные работы на нефтепроводах, относятся щитки защитные лицевые,
очки защитные, противошумные наушники и вкладыши.

5.2 Промышленная безопасность

5.2.1 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии

В предыдущем разделе предусмотрены меры безопасности труда ведения работ
при вырезке «катушки», однако практика показывает, что, несмотря на
принимаемые меры, остается риск возникновения ЧС (взрывы, пожары,
аварии). Поэтому «Закон о промышленной безопасности» требует разработки
планов ликвидации аварий.

Порядок локализации и ликвидации аварийных ситуаций, угрожающих
жизнеобеспечению или жизнедеятельности населения и наносящих ущерб
объектам экономики и окружающей природной среде определяется «Планом
ликвидации возможных аварий».

В плане ликвидации возможных аварий отражено следующее:

– распределение обязанностей между отдельными службами и лицами,
участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

– организация управления, связи и оповещения должностных лиц структурных
подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с
указанием телефонов, домашних адресов;

– порядок обеспечения готовности ремонтного персонала и технических
средств с указанием ответственных за поддержание их готовности;

– порядок действий группы патрулирования в начальный период после
обнаружения аварии;

– перечень мероприятий по спасению людей и оказанию медицинской помощи;

– перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других
заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном
распространении разлившейся при аварии нефти и о границах
взрывопожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению
безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных
объектов и по защите окружающей природной среды;

– маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного
персонала АВС к месту аварии;

– порядок организации материально-технического, инженерного обеспечения
для ликвидации аварий;

– порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

– расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения
(растекания) нефти, методов задержания нефти, мест установки
заградителей, способов сбора нефти, характеристик водоема или водотока;

– расчет сил и средств для ликвидации аварии на объекте МН, выполняемых
с учетом, что время локализации аварии, исключая время прибытия
аварийно-восстановительных служб к месту разлива нефти, не должно
превышать 4 ч при разливе нефти в акватории и 6 ч – при разливе на
почве;

– график выполнения работ по ликвидации аварий;

– оперативный журнал ведения работ при ликвидации аварии;

– перечень технической документации, необходимой для организации и
выполнения работ по ликвидации аварии;

– план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и
надземных коммуникаций в техническом коридоре;

– план объекта МН (резервуарного парка, помещения насосной,
сливо-наливной эстакады, очистных сооружений, причала) с указанием мест
размещения основного технологического оборудования, шкафов с
газозащитной аппаратурой и инструментом, мест размещения материалов,
используемых при аварии, щитов со средствами пожаротушения, пожарного
извещателя и телефонов, а для закрытых помещений (насосной и т.п.) –
расположения основных и запасных выходов, устройств включения
вентиляции;

– схему технологических и вспомогательных нефтепроводов, с указанием
мест расположения и номерами задвижек, клапанов, кранов, вентилей,
пунктов их управления и других устройств;

– схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных потребителей;

– описание методов ликвидации аварии на объекте МН;

– перечень мероприятий по обследованию состояния нефтепровода после
ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

– перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации
последствий аварий;

– перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

– перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

– транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти;

– обоснование времени доставки сил и средств для ликвидации аварийного
разлива нефти к месту чрезвычайной ситуации.

Участок земли, который подвергается загрязнению, предполагается
рекультивировать с применением сорбентов и бакпрепаратов.

5.2.2 План ликвидации возможных аварийных ситуаций

В этом разделе описывается оперативный план ликвидации возможных аварий
на подводном переходе нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через р. Калмашка

1 Получение диспетчером сигнала об аварии.

2 Остановка перекачки нефти МН Калтасы-Уфа 2 на участке
«Калтасы-Чекмагуш».

3 Извещение диспетчера ОАО УСМН, руководства Арланского НУ и ЛПДС
«Калтасы», НПС «Чекмагуш», диспетчера ЦРС и других органов согласно
схеме оповещения.

4 Сбор ЛЭС «Чекмагуш», ЛЭС «Калтасы», ЦРС «Калтасы», сервисной группы
СУПЛАВ.

5 Подготовка к транспортировке бонов типа «Уж», БПС – 160 УМ
металлических бонов из труб, нефтесборщиков. Подготовка к выезду
трейлера – тягача, бульдозеров, экскаваторов и другой спецтехники.

6 Прибытие УУД и УАВР ЦРС «Калтасы» на место развертывания боновых
заграждений.

7 Прибытие ЛЭС «Чекмагуш», УОН ЦРС «Калтасы» на место аварии (ППМН, 60
км по р. Калмашка) с агрегатом ПНА-2 и двумя агрегатами УНБ 160*40.

8 Установка стационарного металлического бона в рабочее положение и
развертывание бонов типа «Уж», расстановка нефтесборной и откачивающей
техники, разработка котлованов

9 Прибытие сервисной группы СУПЛАВ на место аварии (ППМН, 60 км по р.
Калмашка). Прибытие агрегата УНБ 160*40 и нефтесборщика АКН-V=10 м? на
место расстановки бонов.

10 Начало сбора нефти с поверхности воды нефтесборщиками с последующей
закачкой в приготовленные амбары.

11 Врезка «холодным» способом задвижек Ду150 на правом берегу р.
Калмашка в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды и на левом берегу
в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для
откачки-закачки вытесняемой нефти.

12 Обвязка первого агрегата ПНА-2 на правом берегу вантузом Ду150 в
нефтепровод Калтасы-Уфа 2 для закачки воды. Обвязка двух агрегатов ПНУ-2
на левом берегу с вантузами Ду150 в нефтепровод Калтасы-Уфа 2 и
нефтепровод Калтасы-Языково-Салават для откачки-закачки вытесняемой
нефти. Закачка воды в подводный переход нефтепровода Калтасы-Уфа 2 через
вантуз Ду150 на правом берегу р. Калмашка и закачка вытесняемой нефти в
нефтепровод Калтасы-Языково-Салават на левом берегу р. Калмашка. Объем
закачиваемой нефти – V=420 м3

5.2.3 Организация управления в ЧС

В соответствии с ГОСТ Р.22.005-94 ЧС – состояние, при котором в
результате источника ЧС на объекте, определенной территории или
акватории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей,
возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу
населения, экономики и окружающей природной среде.

Распределение обязанностей между должностными лицами, участвующими в
ликвидации аварий, и порядок их действия регламентированы в «Инструкции
по составлению планов ликвидации аварий», утвержденной Госгортехнадзором
28 ноября 1988 года.

Ответственным руководителем работ по ликвидации аварий является главный
инженер предприятия. Непосредственное руководство работами по тушению
пожаров возложено на старшего начальника пожарной охраны, который должен
выполнять задачи, поставленные ответственным руководителем работ по
ликвидации аварий.

Начальник объекта, в котором произошла авария, выполняет функции
ответственного исполнителя работ по ликвидации аварий.

Начальник смены, в которой произошла авария, лично или через
ответственных подчиненных немедленно вызывает пожарную часть, а также
извещает об аварии диспетчера предприятия.

При сигнале об аварии (сирена, гудок, звонок, сигнализация) все
работающие, кроме лиц, участвующих в ликвидации аварии, обязаны
немедленно принять меры индивидуальной защиты и покинуть рабочее
помещение, двигаясь согласно плану эвакуации.

5.3 Экологичность проекта

С точки зрения безопасности и экологичности проекта при аварии принято
считать ущерб от загрязнения нефтью окружающей природной среды
(экологический ущерб). Немаловажным фактором являются также
количественные потери нефти.

Причины возникновения аварии устраняются проведением внутритрубной
диагностики, капитальным ремонтом внешней изоляции, заменой обнаруженных
дефектных участков.

Исходя из вышеперечисленных причин для исключения аварийных выбросов
опасных веществ, приняты следующие технические решения, которые уже
реализуются с 1995года.

К ним относятся:

– техническая диагностика нефтепроводов путем пропуска внутритрубных
инспекционных снарядов “Калипер”, “Ультраскан”, “Магнескан” и др. [2];

– определение сроков первоочередной ликвидации дефектных участков [27];

– плановая замена дефектных участков нефтепроводов [27];

– выборочная проверка состояния наружной изоляции и плановый капитальный
ремонт нефтепроводов с наружной изоляцией [29].

Эти мероприятия позволяют существенно сократить количество аварий на
линейной части и предотвратить экологическую катастрофу.

Цель безопасности и экологичности при ремонте и эксплуатации
трубопровода – исключение или максимальное ограничение вредных
воздействий аварии на эти объекты, рациональное использование природных
ресурсов, их восстановление и воспроизводство.

Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности окружающей среды
при ликвидации аварии заключатся в сборе разлитой нефти с поверхности
водоёмов и почвы, проведении рекультивации нарушенных территорий.

Локализация, сбор и удаление нефти и нефтепродуктов с поверхности
водоёмов – сложные и трудоёмкие процессы вследствие малой толщины
нефтяной плёнки и относительно высокой скорости её распространения.

Для предотвращения разлива нефти и возможности попадания вытекшей нефти
водоёмы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных
угодий, населенных пунктов, дорог с учетом рельефа местности должны быть
созданы земляные обвалования и амбары для сбора разлитой нефти.

При сооружении земляных амбаров должны соблюдаться условия:

– объем амбара должен обеспечивать прием разлитой, откачиваемой и
влившейся самотеком нефти из нефтепровода;

– основание и стенки амбаров должны быть уплотнены пленками;

– уровень заполнения нефтью амбара должен быть ниже от верха обвалования
на 0,5 м;

– должен быть устроен не ближе 100 м от места проведения аварийных
работ(допускается уменьшить это расстояние до 50 м при температуре
воздуха ниже 1000С).

Откачка нефти осуществляется с помощью передвижных насосных агрегатов
(ПНА). После того, как всасывание оставшейся нефти передвижными
насосными установками становится невозможно, применяют следующие
средства сбора нефти:

– нефтесборщики вакуумные универсальные;

– поглотители;

– биопрепараты.

Применяют также подручные средства: сухой торф, солома, опилки,
резиновая крошка, шелуха.

Рекультивация – это восстановление плодородных свойств почвы, дающее
возможность возделывания сельскохозяйственных культур.

Рекультивацию следует проводить в два этапа:

– техническая рекультивация;

– биологическая рекультивация.

Используют следующие методы:

– естественная рекультивация под воздействием природных факторов
(испарения, выветривания, окисление почвенными микроорганизмами, под
воздействием кислорода воздуха и солнечного тепла;

– техническая рекультивация. В зависимости от степени влажности грунтов
или почвы:

а) При нормальной влажности. Если площадь и глубина незначительные, то
производят только срезку загрязненной почвы. При значительном объеме
загрязнения почвы производится срезка, удаление, и замещение свежим
грунтом (почвой);

б) При значительной влажности грунтов или высоком уровне грунтовых вод
может использоваться промывка загрязненного грунта (почвы) чистой
грунтовой водой;

– биологическая рекультивация. Используют специальные бактерии.

В экологической части дипломного проекта рассмотрены мероприятия
позволяющие сохранить экологическое равновесие при производстве работ на
нефтепроводах, снижают до минимума влияние отрицательных факторов,
воздействующих на почву, растительность, воздушное пространство, водные
ресурсы и другие компоненты природной среды при проведении различного
вида ремонтов.

6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

В данном разделе рассчитывается экономический эффект от проведения
диагностики участка «Калтасы-Чекмагуш» нефтепровода «Калтасы-Уфа-2».
Рассматривается сравнение двух технологий ремонта нефтепровода, новой и
старой.

Определим экономический эффект от проведения диагностики участка
«Калтасы-Чекмагуш» нефтепровода «Калтасы-Уфа-2» протяженностью 109 км,
диаметром 720 мм, на основе следующих данных.

Таблица 6.1

Исходные данные

Новая

технологияСтарая

технологияВсего опасных дефектов, шт239239Объем работ по замене,
кмтруб22,5изоляции12Ремонт локальных дефектов, шт10-Оставшиеся опасные
дефекты, шт-5

Стоимость ремонта (замены) 1 км трубы 4,22 млн.р./км; стоимость ремонта
1 км изоляции (без замены трубы) 0,809 млн.р./км. Затраты на
подготовительно-заключительные работы при проведении ремонта сплошным
методом 0,48 млн.р./км. Затраты на оплату услуг ЦТД «Диаскан» составили
2393,64 тыс.р. Текущие затраты самого предприятия на подготовительные
работы к диагностике составили 150 тыс.р. Затраты на ремонт одного
локального дефекта составляют 35 тыс.р. Капитальные затраты предприятия
на диагностику (реконструкция камер, покупка скребков) составили 2,1
млн.р. Амортизационные отчисления 5% от стоимости основных фондов. За
расчетный период принять 10 лет. Удельный ущерб от одной аварии
составляет 2,55 млн.р. Вероятность развития дефекта в аварию 0,5.

В расчете суммарный ущерб от всех аварий распределить равномерно по
годам расчетного периода, т.е.:
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 млн.р./год

Принять, что экономия за счет сокращения затрат на ремонты реализуется в
первый год расчетного периода.

Методика расчета экономического эффекта от проведения диагностики.

Для анализа эффективности от проведения внутритрубной диагностики
магистральных трубопроводов используются следующие критерии:

§ чистый дисконтированный доход (ЧДД);

§ индекс доходности (ИД);

§ период возврата инвестиций (Ток).

Чистый дисконтированный доход определяется по формуле:

picscalex100010009000003d00100000300120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c026004a00b1200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffb5ffffff600b0000150400000b00000026060f000c004d61746854797065
0000f00009000000fa02000010000000000000002200040000002d010000050000001402
2002b10605000000130220025b0b10000000fb02c0fd0000000000009001000000020002
001053796d626f6c0002040000002d01010008000000320ad802d70401000000e5001000
0000fb0220ff0000000000009001000000020002001053796d626f6c0002040000002d01
020004000000f001010008000000320aee034e05010000003d0010000000fb0280fe0000
000000009001000000020002001053796d626f6c0002040000002d01010004000000f001
020008000000320abc031708010000002b0008000000320a7c018e08010000002d000800
0000320a80029803010000003d0010000000fb0220ff0000000000009001000000000402
0020417269616c000000040000002d01020004000000f001010008000000320afa005b05
01000000540008000000320aee03d10501000000300008000000320aee03fc0401000000
740008000000320a1003cc0a01000000740008000000320adc01b30a0100000074000800
0000320adc01bd0701000000740010000000fb0280fe0000000000009001000000000402
0020417269616c000000040000002d01010004000000f001020008000000320abc03350a
01000000290008000000320abc032d0901000000450008000000320abc03250701000000
310008000000320abc03b90601000000280010000000fb0280fe00000000000090010000
00cc04020020417269616c00cc00040000002d01020004000000f001010008000000320a
7c01aa0901000000c70010000000fb0280fe000000000000900100000000040200204172
69616c000000040000002d01010004000000f001020008000000320a7c01cc0601000000
500010000000fb0280fe0000000000009001000000cc04020020417269616c00cc000400
00002d01020004000000f001010009000000320a8002220003000000d7c4c4000a000000
26060f000a00ffffffff01000000000010000000fb021000070000000000bc02000000cc
0102022253797374656d00cc040000002d01010004000000f0010200030000000000,
picscalex100010009000003540000000000120000000000050000000902000000000400
000002010100050000000102ffffff00040000002e011800050000003102010000000500
00000b0200000000050000000c02200220011200000026060f001a00ffffffff00001000
0000c0ffffffa6ffffffe0000000c60100000b00000026060f000c004d61746854797065
000050000a00000026060f000a00ffffffff010000000000030000000000

где Рt – стоимостная оценка результатов осуществления проекта за год t;

Зt – стоимостная оценка полных затрат на осуществление проекта за год t;

Е – норма (ставка) дисконта;

Т – период службы проекта.

Если из состава полных затрат Зt исключить капитальные вложения Кt
(инвестиции на t-м году) то формула приобретает следующий вид:
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,

где З/t – затраты на t-м году без учета капитальных вложений;

К – дисконтированные капитальные вложения.

Величина Рt – Зt представляет собой годовые поступления по проекту.
Разработаны специальные таблицы, позволяющие находить величины
коэффициентов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 при заданных значениях Е, T и t.

Проект считается эффективным, если величина ЧДД имеет положительное
значение.

Индекс доходности (ИД) определяется как отношение суммы приведенных
эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:
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,

Величина индекса доходности тесно связана с величиной чистого
дисконтированного дохода. Если ЧДД положителен, то ИД>1 и проект
эффективен.

Период возврата инвестиций или срок окупаемости Ток характеризует период
времени, начиная с которого результаты внедрения проекта превышают
первоначальные капитальные вложения и другие затраты. При определении
срока окупаемости с учетом фактора времени используется следующая
формула:
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,

Ток можно определить по формуле:
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,

где Эn-1, Эn – интегральный экономический эффект за период tn-1 и tn
соответственно.

Интегральный экономический эффект учитывает приведенную стоимость и
капитальные вложения с целью получения будущего дохода с учетом
дисконта, банковских ставок в процентах, дивидендов и др.

Величина

Рt- Зt’=ПЧt+Аt+Лt

где ПЧt – чистая прибыль (прибыль после вычета налогов) в году t ;

Аt – амортизационные отчисления в году t ;

Лt – ликвидационная стоимость основных фондов в году t .

Прирост прибыли ПЧt от проведения диагностики образуется за счет
следующих факторов:

1) Экономии издержек в результате уменьшения объемов ремонтных работ за
счет выборочного ремонта;

2) Исключения аварийных потерь вследствие тех опасных дефектов, которые
не могли быть выявлены традиционными методами;

3) Экономии затрат на проведение гидроиспытаний.

Одновременно себестоимость транспортировки нефти возрастает за счет
затрат на диагностику.

Таким образом,

ПЧt=ПРt+ПУt-ПДt

где ПРt – увеличение прибыли за счет снижения затрат на ремонтные работы
( в первый год расчетного периода );

ПУt – предотвращенный ущерб от аварий и отказов в году t;

ПДt – текущие затраты на диагностику в году t .

Предотвращенный ущерб от аварий и отказов складываются из:

1) ущерба от повреждения линейной части нефтепровода;

2) ущерба от утечки нефти;

3) ущерба от загрязнения окружающей среды.

Затраты на диагностику ИД включают в себя :

– оплату услуг Центра технической диагностики-ИЦТД;

– текущие затраты на подготовительно-заключительные работы (пропуск
скребков, создание запасов продукции у потребителя или свободной емкости
у поставщиков)- ИПЗР;

ИД=ИЦТД+ИПЗР

Увеличение прибыли за счет снижения затрат на ремонтные работы
определяются следующим образом :

ПР=ИР1+ИР2-ИР3+ИРп

где ИР1- снижение затрат на проведение ремонта с заменой труб (при длине
отдельных участков, превышающих длину одной стандартной трубы),

ИР1=L1СР1

где L1- уменьшение протяженности ремонтируемого участка, км;

СР1- стоимость ремонта одного км трубы.

ИР2- снижение затрат на проведение ремонтов нефтепровода со сплошной
заменой изоляции в траншее без замены труб,

ИР2=L2СР2

где L2- уменьшение протяженности ремонтируемого участка, км;

СР2- стоимость ремонта 1 км изоляции.

ИР3- затраты на проведение ремонтных работ по устранению локальных
дефектов, включая дефекты, требующие вырезки трубы и вварки катушки (до
одной трубы),

ИР3=nСР3

где n- количество дефектов;

СР3- затраты на ремонт одного дефекта,

ИРп- снижение затрат на подготовительно-заключительные работы при
проведении ремонтов (включая гидроиспытания),

ИРп=L1СРп

где СРп- стоимость подготовительно-заключительных работ на 1 км трубы.

Капитальные затраты на диагностику включают :

1) затраты на реконструкцию камер;

2) затраты на покупку скребков.

ИР1=L1СР1=0.54.22=2,11 млн.р.;

ИР2=L2СР2=10,809=0,809 млн.р.;

ИР3=nСР3=100,035=0,35 млн.р.;

ИРП=L1СРП=0,50,48=0,24 млн.р.;

ПР1=2,11+0,809-0,35+0,24=2,809 млн.р.;

П1=2,809+0,6375-(2,394+0,15)=0,903 млн.р.

Период возврата инвестиций определим графоаналитически по формуле. На
рисунке 6.1 точка пересечения линии интегрального экономического эффекта
и оси абсцисс – это искомая величина срока окупаемости от начала 0-го
года.
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 года.

Так как индекс доходности положительный, ставка дисконта меньше
внутренней нормы доходности и срок окупаемости небольшой, то проект
можно считать выгодным.

ВНД=27%.

Результаты расчета указывают на высокую эффективность диагностики, ее
развитие обеспечивает дальнейшее повышение надежности нефтепроводов и в
конечном счете снижение затрат на перекачку.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При анализе эффективности от проведения внутритрубной диагностики
магистральных трубопроводов использовались следующие критерии:

§ чистый дисконтированный доход (ЧДД);

§ индекс доходности (ИД);

§ период возврата инвестиций (Ток).

Так как индекс доходности положительный, ставка дисконта меньше
внутренней нормы доходности и срок окупаемости небольшой, то проект
можно считать выгодным. Срок окупаемости составляет 4,37 года, ВНД=27%.

Результаты расчета указывают на высокую эффективность диагностики, ее
развитие обеспечивает дальнейшее повышение надежности нефтепроводов и в
конечном счете снижение затрат на перекачку.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. – М.:
ГУПЦ ПП, 1997. – 52 с.

2 Бабин Л.А. и др. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. – М.:
Недра. 1995 – 255 с.

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

4 Бородавкин П.П. и др. Подводные трубопроводы. – М.: Недра, 1979. – 415
с.

5 Шаммазов А.М. и др. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. –
М.: Недра, 2000. – 236 с.

6 Зайцев К.И., Шмелева И.А. Справочник по сварочно- монтажным работам
при строительстве трубопроводов. – М.: Недра, 1982. – 223 с.

7 Золотницкий Н.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Учеб.
для вузов. – М.: Высшая школа, 1978. – 408 с.

8 ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования
к защите от коррозии. – М.: Издательство стандартов, 1998. – 42 с.

9 Броун С.И., Кравец В.А. Охрана труда при сооружении газонефтепроводов
и газонефтехранилищ. – М.: Недра, 1978. – 239 с.

10 Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов.
Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1987. – 471 с.

11 РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных
нефтепроводов. – Уфа: ИПТЭР, 2000. – 150 с.

12 Паспорт подводного перехода магистрального нефтепровода «Калтасы –
Уфа – II» через р.Калмашка

13 Технический отчет по диагностическому обследованию нефтепровода
«Калтасы – Уфа – II » внутритрубным инспекционным прибором
«Ультразвуковой дефектоскоп WM».

14 Технический отчет по полному обследованию ППМН «Калтасы – Уфа II»
диаметром 720 мм. через р. Калмашка 107,8 км. трассы

15 Паспорт магистрального нефтепровода «Калтасы – Уфа II»

16 Паспорт очистного скребка СКР-1

17 РД 153–39.4–067–04* «Методы ремонта дефектных участков действующих
магистральных нефтепроводов» – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2004. – 75 с.

18 Регламент по очистке магистральных нефтепроводов. – М.: ОАО «АК
«Транснефть», 2005. – 15 с.

19 ВППБ 01-05-99. Правила пожарной безопасности при эксплуатации
магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества «Акционерная
компания по транспорту нефти «Транснефть». Зарегистрированы ГУ ГПС МВД
РФ, введены с 01.08.00. – 45 с.

20 ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Сварка. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 96 с.

21 ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Противокоррозионная и тепловая изоляция. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. –
85 с.

22 ВСН 010-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Подводные переходы. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 88с.

23 ВСН 011-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Очистка полости и испытание. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 101 с.

24 ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Контроль качества и приемка работ. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 78 с.

25 ВСН 014-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Охрана окружающей среды. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 92 с.

26 ВСН 007-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Конструкции и балластировки. – М.: Миннефтегазстрой, 1990. – 98 с.

27 Паспорт прибора толщиномер МТ-50НЦ

28 Соловьева И.А. Методика расчета экономической эффективности. – Уфа:
Изд-во УГНТУ, 1999. – 32 с.

29 РД 102-011-89. Охрана труда. Организационно-методические документы. –
Уфа: ВНИИСПТнефть, 1995. – 68 с.

30 Технология проведения работ по диагностированию действующих
магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами. –
М.: «АК «Транснефть», ЦТД, 1994. – 256 с.

31 ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования
к защите от коррозии. – М.: Изд-во стандартов, 1983. – 64 с.

32 Правила охраны магистральных трубопроводов. Подводные переходы. М.:
Миннефтегазстрой, 1993. – 205 с.

33 РД 153 – 39.4Р – 130 – 2002* «Регламент по вырезке и врезке
«катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей
арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов» М.: ОАО «АК
«Транснефть», 2004. – 256 с.

34 ГГН 2.25 686-98. Предельно-допустимые концентрации (ПДК) вредных
веществ в воздухе рабочей зоны. Гигиенические нормативы. Минздрав
России. – 1998. – 28 с.

35 Регламент представления срочных донесений об авариях и отказах на
магистральных нефтепроводах, НПС и РП и их учет. Утв. ОАО «АК
«Транснефть» 30.12.2000. – 23 с.

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Оставить комментарий

avatar
  Подписаться  
Уведомление о
Заказать реферат!
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2020