РЕФЕРАТ
| по дисциплине | Диагностика газонефтепроводов |
| на тему | Капитальный ремонт нефтепровода с заменой труб |
| ВЫПОЛНИЛИ: | |||
| Студенты группы | ТП-15-04 | ||
| (номер группы) | |||
| Гаджиев М. И. | |||
| (фамилия, имя, отчество) | |||
| (дата) |
| Москва, 2018 |
Содержание
ВВЕДЕНИЕ.............................................................................................................3
1.ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ
ВЫБОРЕ СПОСОБА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА...................................... 4
2.ПЛАНИРОВАНИЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДА.
РАБОТЫОРГАНИЗАЦИОННОГО ПЕРИОДА................................................8
2.1. Составление плана капитального ремонта...........................................8
2.2 Проектная документация...........................................................................9
3.КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДА С ЗАМЕНОЙ ТРУБ.........13
3.1 Земляные работы..........................................................................................14
3.2 Работы по снятию изоляции........................................................................15
3.3 Откачка нефти из отключенного участка...............................................16
3.4 Вырезка дефектного участка.....................................................................18
3.5 Работы по герметизации нефтепровода...................................................20
3.6 Проведение гидроиспытания трубопровода...........................................22
3.7 Работы по размагничиванию перед сваркой...........................................24
3.8 Сварочно-монтажные работы....................................................................25
3.9 Обратная засыпка нефтепровода..............................................................26
Список использованной литературы.
ВВЕДЕНИЕ
Протяженность магистральных нефтепроводов в России и за рубежом составляет сотни километров. Современные нефтепроводы обладают большим диаметром, высокими объемами перекачки и давлением, значительным сроком службы. прокладкой в различных грунтах и температурных условиях. Надежность и эффективная работа нефтепровода складывается из множества факторов, начинающих свой путь от стадии проектирования поддерживания на стадии эксплуатации при проведении ремонта и технического обслуживания. При правильной организации технического обслуживания эксплуатационные расходы на поддержание безаварийной работы нефтепровода будут значительно снижены.
Капитальный ремонт является наиболее затратным и в плане финансовой части, и в технической составляющей, и в квалифицированных трудовых ресурсов. Важной задачей является усовершенствование и разработка современных технологий для проведения качественного ремонта.
1.ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ ВЫБОРЕ СПОСОБА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
Существующая сеть магистральных нефтепроводов обладает значительной протяженностью, большими диаметрами, длительным сроком эксплуатации и высоким давлением транспортируемой нефти. Магистральные нефтепроводы, возрастной состав которых превышает срок их нормативной эксплуатации, обусловливают необходимость обеспечения надежной, безаварийной работы порой в экстремальных условиях. Аварии на магистральных нефтепроводах приводят к экономическим убыткам от простоя, потерям нефти, большим затратам на ликвидацию разлитых нефтепродуктов. Появляется опасность связанная с загрязнением нефтепродуктами окружающей среды. Порою убытки от отказов магистральных нефтепроводов для поставщиков и потребителей нефти оказываются значительно выше ущерба отдельных ремонтных служб. В создавшихся условиях большое значение приобретают вопросы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, возможности объектов трубопроводного транспорта нефти выполнять свои функции. Особое внимание следует уделять надежности линейной части нефтепровода. Во время эксплуатации подземных нефтепроводов, воздействие внешних и внутренних факторов является определяющим при выборе способа защиты трубопровода от коррозии. Результатами неправильного выбора являются преждевременный износ трубопровода, старение, увеличение количества отказов. Отсутствие резервных ниток на линейной части магистральных нефтепроводах в случае отказа приведет к длительному простою всей системы транспортировки нефтепродукта.
Магистральные нефтепроводы должны соответствовать условиям надежной и безотказной работы на длительный срок. В создавшихся условиях, проведение капитального ремонта является задачей государственной важности, на решение которой выделяются большие объемы физических, технических и материальных ресурсов. Под определением капитальный ремонт подразумевается выполнение последовательных технически оправданных операций, сущность которых сводится к восстановлению нефтепровода до характеристик способных обеспечить надежную транспортировку нефтепродукта с учетом его пропускной способности и загрузки. При проведении мероприятий по определению основных показателей производительности действующего магистрального нефтепровода стоит учитывать факторы оказывающие значительное влияние на снижение его надежности:
1. Несоответствие требований руководящих документов при разработке проектов по сооружению и эксплуатации нефтепроводов. Учитывая недочеты проектной документации в существующих регламентах по проведению капитального ремонта магистральных нефтепроводов, указанные в них требования более жесткие по сравнению с ранее действовавшими. Значительно возросли требования к категории участков нефтепровода на пересечениях с подземными, наземными, надземными коммуникациями, на переправах через русло рек и переходах через земли сельскохозяйственного назначения.
2. Упущения при расчете проектных показателей нефтепроводов. Уровень подготовки исполнительных документов на выполнение задания по проведению ремонтных работ во многом зависит образования инженерного звена, достижений научно-технического прогресса и внедрения современных технологий.
3. Качество материалов, труб и изделий. До 1970 г. фасонные изделия нефтепроводов были сварными, в основном полевого изготовления. В течение 1970-1975 гг. частично применялись фасонные изделия заводского изготовления, после 1975 г. – только заводского изготовления. Изоляция первых нефтепроводов была битумной или битумно-бризольной, ее срок службы по диэлектрическим свойствам составлял около 15 лет. С 1970 нашли применение пленочные изоляционные покрытия.
4. Цикличность загрузки нефтепроводов. Опыт эксплуатации нефтепроводов показал зависимость аварийных разрушений трубопроводов от цикличности их загрузки. При этом порывы трубопроводов чаще всего происходят при возобновлении перекачки в период пуска и изменения режима перекачки нефти. Подземные нефтепроводы подвержены малоцикловым разрушениям.
5. Старение трубных сталей. Исследование металла труб магистральных нефтепроводов после их эксплуатации показывают, что при длительной эксплуатации нефтепроводов происходит снижение сопротивляемости металла труб их хрупкому разрушению, которая зависит от срока службы нефтепровода и качества трубных сталей. Интенсивность процесса старения эксплуатируемых трубных сталей прямо пропорциональна количеству углерода в стали. Необходимо учитывать эффект старения нефтепровода при решении технологических и ремонтных задач: определения режима оптимальной загрузки, планирование испытании нефтепроводов, выборе сроков и вида капитального ремонта.
6. Почвенная коррозия и коррозия под действием блуждающих токов. Коррозия трубопроводов под действием блуждающих токов и коррозионно-активных грунтов является наиболее распространенным фактором снижения надежности и целостности нефтепроводов. Опасными являются блуждающие токи электрифицированных железных дорог, вызывающие коррозию трубопроводов на значительных участках всего за 1-2 года. Защита подземных трубопроводов осуществляется комплексно: изоляционными материалами и средствами электрохимзащиты.
7. Внутритрубная коррозия. Происходит при перекачке высокосернистой нефти, особенно сероводородсодержащих компонентов. Интенсивность зависит от содержания сернистых соединений, обводненности нефти, скорости потока, рельефа местности, качества металла трубы. Помимо химического разрушения происходит сероводородное наводораживание стенок трубы, которое снижает запас пластичности и параметры циклической трещиностойкости.
8. Температура окружающего воздуха в период строительства нефтепроводов и температура перекачиваемой нефти. При строительстве нефтепроводов не учитывается температура окружающего воздуха и температура перекачиваемой нефти (кроме «горячих» нефтепроводов), что сказывается на качестве, состоянии и долговечности трубопроводов. Необходимо предусматривать устройство компенсаторов, разработку более широких и глубоких траншей, подбор более прочной износоустойчивой изоляции.
9. Брак при строительстве нефтепровода.
2. ПЛАНИРОВАНИЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДА.
2.1. Составление плана капитального ремонта
Во время составления планов по проведению капитального ремонта нефтепровода учитывается ряд основных факторов:
- наличие участков, подлежащих капитальному ремонту, срочность
и надежность производства работ;
- объем финансовых средств на проведение капитального ремонта;
- возможность остановки перекачки на ремонтируемом участке;
- техническое состояние участка, подлежащего ремонту;
- наличие необходимой техники, машин и механизмов для ремонта
нефтепровода определенного диаметра;
- наличие или возможность приобретения необходимых по
качеству и количеству труб, изоляционных материалов, недостающей техники и механизмов;
- опыт ремонтных бригад участвующих в проведении
капитального ремонта, укомплектованность оборудования;
- геологическая характеристика участка производства работ,
наличие водных переходов, подземных и наземных коммуникаций;
- сезон выполнения ремонтных работ.
Учитывая необходимость капитального ремонта нефтепроводов построенных в последние годы, ремонта нефтепроводов сооруженных в Советском Союзе, протяженность трубопроводов составляет тысячи километров по АК «Транснефть» и акционерным сообществам. В настоящее время перед организацией эксплуатирующей нефтепроводы стоит задача выбора участка и вида капитального ремонта.
Составление планов капитального ремонта подземных трубопроводов, учитывая необходимость первоочередного ремонта на водных, дорожных переходах, осуществляется в несколько этапов. Первоначально обсуждаются предложения районных нефтепроводных управлений по части минимально необходимого объема и вида работ по нефтепроводам районного управления с учетом рекомендации аналитиков и полученных филиалом постановлений, предписаний, предложений органов местного самоуправления, государственных органов надзора, а также предложений о возможных исполнителях проектных и ремонтных работ. Далее производственные отделы по капитальному ремонту акционерного общества обобщают имеющиеся материалы, прорабатывают свои предложения, которые в итоге выносятся на технический совет акционерного общества с участием главных инженеров, районных управлений и ремонтных подразделений, руководителей заинтересованных отделов и привлекаемых к работе подрядных организаций. На совещании определяется объем финансирования, виды и участки ремонта, очередность проведения и исполнители работ. Окончательное решение принимается на правлении акционерного общества с участием руководителей подразделений, функциональных отделов и привлекаемых к участию в ремонте проектных, строительно-монтажных организаций. Результаты принятых решений вносятся в общий план капитального ремонта объектов магистральных нефтепроводов где обязательно указываются сроки выполнения работ.
Проектная документация
К проектированию капитального ремонта нефтепровода могут привлекаться: институты, проектно-сметные бюро, строительные акционерные общества имеющие лицензию Госгортехнадзора РФ на производство соответствующих видов работ, следовательно организации способные обеспечить безопасное производство работ и последующую безопасную эксплуатацию производственных объектов. Наиболее распространенным является оформление задания районным управлением, которое утверждается руководителем, далее задание визируется руководителями заинтересованных функциональных отделов АО, согласовывается с руководителем проектной организации, и утверждается генеральным директором или главным инженером. К заданию на проектирование прилагаются: документы, характеризующие состояние нефтепровода, которыми при подготовке пользовалась группа специалистов акционерного общества при определении надежности и работоспособности нефтепровода, план и профиль ремонтируемого участка нефтепровода с нанесенными собственными коммуникациями и коммуникациями сторонних организаций проходящих в одном техническом коридоре, точки пересечения коммуникаций и нефтепровода, указываются пикеты и километраж пересечения или сближения, глубина заложения, объекты линейных сооружений, входящих в охранную зону нефтепровода с привязкой к километражу и пикетажу ремонтируемого нефтепровода. При капитальном ремонте применяется одностадийное проектирование – разрабатывается рабочий проект, который согласовывается с землепользователями, владельцами эксплуатирующих коммуникации расположенных в одном техническом коридоре с ремонтируемым нефтепроводом.
Охранные зоны – участки земель ограниченные условными линиями вдоль трассы коммуникаций, устанавливаемые для исключения возможности их повреждения при любом виде прокладки. Для трубопроводов, транспортирующих нефть, природный газ, нефтепродукты, охранная зона составляет – 25 м от оси трубопровода с каждой стороны. Для трубопроводов, транспортирующих сжиженные углеводородные газы, нестабильный бензин и конденсат, охранная зона составляет – 100 м от оси трубопровода с каждой стороны. В охранной зоне запрещаются любые виды работ без согласования с предприятиями эксплуатирующими соответствующие коммуникации. После получения технических условий проектная организация рассматривает их приемлемость и включает в проектное решение или объясняет неприемлемость технических условий, и оформляется повторный запрос. После согласование технических условий со всеми владельцами коммуникаций проектная организация приступает к разработке рабочего проекта.
В состав рабочего проекта должны входить:
- пояснительная записка;
- рабочие чертежи;
- сметная документация.
Пояснительная записка рабочего проекта содержит технико-экономическое обоснование выбора вида ремонта, расчет на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода, решение об организации ремонтных работ, мероприятия по технике безопасности и пожарной безопасности, охрану окружающей среды и рекультивацию земель. Составной частью рабочего проекта является Проект организации строительства. В проекте указывается продолжительность ремонта, распределение финансовых вложений, объемы строительно-монтажных работ, технические и трудовые ресурсы, материальные затраты и источники их покрытия, основные способы выполнения ремонтных работ, структура управления ремонтом объекта. Рабочие чертежи включают в себя: профиль трассы ремонтируемого участка с отражением глубины существующего и проектного заложения нефтепровода, диаметра нефтепровода, марки стали, категории заменяемого участка типа изоляционного покрытия. Также присутствуют схемы производства земляных работ, в которых отражаются мероприятия по сохранению собственных коммуникаций и их объектов. Сметная документация составляется по действующим нормам и тарифам, расценкам, прейскурантам и калькуляциям, установленным для работ по капитальному ремонту.
3.КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДА С ЗАМЕНОЙ ТРУБ
Капитальный ремонт нефтепроводов с заменой труб заключается в полной замене дефектных, низконапорных, физически усталостных участков трубопровода, представляющих опасность для жизненно важных интересов личности и общества, не позволяющих обеспечить необходимый объем перекачки нефти, и участков, препятствующих развитию городов, населенных пунктов и т.п.Капитальный ремонт является плановым ремонтом и должен выполняться в соответствие с рабочим проектом, разработанным проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию. Организация, выполняющая ремонт, разрабатывает проект производства работ, который утверждается руководством эксплуатирующей организации (ОАО МН). Техническое задание на ремонт МН должно предусматривать достижение тех же показателей, которые были у вновь построенного трубопровода (рабочее давление, пропускная способность и т.д.).Последовательность работ при капитальном ремонте нефтепровода с заменой труб выполняется в следующем порядке:
1. Проведение подготовительных работ.
2. Подготовка линейных задвижек и проверка их на герметичность.
3. Остановка перекачки нефти по нефтепроводу, отключение насосных агрегатов НПС, перекрытие участка производства ремонтных работ линейными задвижками.
4. Врезка вантузов для откачки нефти из ремонтируемого участка, врезка вантузов для впуска-выпуска воздуха.
5. Освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода.
6. Вырезка дефектного участка безогневым методом.
7. Демонтаж дефектного участка нефтепровода.
8. Герметизация внутренней полости нефтепровода.
9. Проведение сварочно-монтажных работ.
10. Контроль качества сварных соединений.
11. Заполнение нефтепровода.
12. Вывод нефтепровода на проектный режим работы.
Земляные работы
В производство земляных работ входит:
- оформление отвода земель и документов на производство работ в
охранной зоне;
- подготовка площадки для производства работ;
- разработка ремонтного котлована;
- разработка приямков для врезки вантузов в нефтепровод;
- планировка отвала плодородного и минерального грунта;
- устройство временного земляного амбара, размещения в нем
емкости для откачиваемой нефти;
- засыпка ремонтного котлована, рекультивация земель после
завершения работ.
Земляные работы должны начинаться со снятия плодородного слоя грунта и перемещения его в отвал для временного хранения. Минимальная ширина полосы снятия плодородного слоя должна быть равна ширине котлована или амбара по верху плюс 0,5 м в каждую сторону. Снятие плодородного слоя почвы также предусматривается с зоны перемещения и хранения минерального грунта с рабочих котлованов. Плодородный слой перемещается в отвал для хранения на одну сторону земляных работ на расстояние обеспечивающее размещение и возврат минерального грунта на нарушаемую площадь, при этом не допускается перемешивание с плодородным слоем почвы.
Работы по снятию изоляции
Очистка наружной поверхности трубопровода проводится с целью удаления остатков грунта на теле трубы после разработки ремонтного котлована одноковшовым экскаватором. Нефтепровод очищается ручным инструментом (лопаты, скребки, топоры) до металлического блеска зачистка проводится шлифовальной машинкой. Снятие изоляции вручную скребками организовывается бригадой работников не более двух человек под наблюдением страхующих лиц. При выполнении работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность с отметкой в приложении к наряду-допуску. Воздушная среда должна контролироваться непосредственно перед началом работ, после каждого перерыва в работе и в течение всего времени выполнения работ, но не реже чем через один час работы, а также по первому требованию работающих. Отбор проб производится сертифицированным, поверенным газоанализатором АНТ-3М. Работа может проводиться при концентрации ГВС не более ПДК (300 мг/м3).
Перед монтажом и сваркой тройников, вантузов и патрубков работами необходимо удалить изоляционное покрытие на расстоянии до 100 мм от внешних сварных швов усиливающей накладки, поверхность трубы нефтепровода очистить от грязи, ржавчины и окалины. Освобожденный от изоляции участок трубы должен быть подвергнут обработке до металлического блеска. Для вырезки дефектного участка используют машинки для безогневой резки труб (МРТ). Изоляционное покрытие должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 600 мм. Поверхность нефтепровода в местах резки должна быть очищена от остатков клея, праймера и мастики.