Капитальный ремонт дефектов первоочередного ремонта участков НПС «Клин» — НПС «Кижеватово»

Содержание Введение

1. Технологическая часть

1.1 Данные по капитальному ремонту участков НПС «Клин» — НПС «Кижеватово»

1.2 Технологический расчет трубопровода

1.2.1 Исходные данные для технологического расчета трубопровода

1.2.2 Расчет трубопровода

1.2.3 Расчет совмещенной характеристики насосов и трубопровода для участка НПС «Клин» и НПС «Кузнецк»

1.2.3.1 Расчет Q-H характеристики насосов

1.2.3.2 Расчет Q-H характеристики трубопровода

1.2.4 Определение рабочей точки системы трубопровод-насосы

2. Механическая часть

2.1 Расчет толщины стенки нефтепровода

2.2 Расчет нефтепровода на прочность и деформацию

3. Строительная часть

3.1 Технологические операции при ремонте дефекта

3.2 Земляные работы

3.3 Технологические операции при проведении основных работ по вырезке 2-х дефектов ПОР № 300 312, № 300 314 на 242 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм (участок Клин — Кижеватово)

3.4 Технологические операции при проведении основных работ по вырезке 2-х дефектов ПОР № 300 515, № 300 518 на 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм (участок Клин — Кижеватово)

3.5 Технологические операции при проведении основных работ по ликвидации вновь врезанных вантузов Ду150 на 240 км и Ду100 на 252 км участка «Клин — Кижеватово 720 мм

3.6 Мероприятия по производству подготовительных и основных работ по вырезке четырех дефектов ПОР на 242 км, 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм

3.6.1 Подготовительные работы

3.6.2 Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности

3.6.3 Мероприятия по отводу протечек

3.6.4 Герметизация полости трубопровода с установкой герметизаторов ПЗУ

3.6.5 Основные работы

3.6.6 Размагничивание стыкуемых труб перед сваркой

3.6.7 Технология сварочных работ

3.6.8 Изоляция врезанных «катушек»

3.6.9 Мероприятия по расстановке и обеспечению безопасного передвижения техники в охранной зоне нефтепровода при производстве работ

3.7 Технологические операции при выводе участка НПС «Клин — НПС «Кижеватово» 720 мм на установленный режим работы после проведения работ на 242 км и 252 км

3.8 Засыпка ремонтного котлована

4. Система обнаружения несанкционированных врезок в магистральный нефтепровод, основанная на измерении и анализе возникающих при воздействии на металл трубы акустических возмущений

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ системы Ч-М-С

5.2 Выбор опасных и вредных веществ

5.3 Выбор причин возникновения опасных и вредных факторов, аварий

5.4 Формирование фрейма по степени тяжести последствий от воздействия факторов

5.5 Формирование матрицы двузначной логики

5.6 Матрица образов

5.7 Техника безопасности при производстве основных видов работ

6. Экологичность проекта

6.1 Основные положения экологической безопасности

6.2 Основы нормативно-правовой базы экологической безопасности в трубопроводном транспорте

6.3 Мероприятия по охране окружающей природной среды

6.3.1 Мероприятия по охране земель и почвенного слоя

6.3.2 Мероприятия по охране воздушного бассейна

6.3.3 Утилизация отходов производства и потребления

6.3.4 Охрана растительного и животного мира

6.3.5 Мероприятия по охране поверхностных и грунтовых вод

7. Экономическая часть

7.1 Сметный расчет на капитальный ремонт участка магистрального нефтепровода

7.2 Расчет возможного ущерба от аварий на участке

7.2.1 Описание усредненной аварийной ситуации

7.2.2 Структура ущерба

7.2.3 Обоснование прямых потерь (ущерба)

7.2.5 Социально-экономические потери

7.2.6 Убытки от косвенного ущерба

7.2.7 Экологический ущерб

7.2.8 Потери при выбытии трудовых ресурсов

7.2.9 Суммарный ущерб

7.3 Условная экономия средств (сокращение ущерба) в результате снижения аварийности на участке Заключение Список использованных источников

Введение

Трубопроводный транспорт — один из самых экономичных способов передачи углеводородного сырья на дальние расстояния, является стратегически важным объектом для Российской Федерации.

В связи с естественным старением магистральных нефтепроводов, повышением требований к их экологической безопасности и необходимостью поддержания линейной части магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии, для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям, приоритетными задачами технической политики крупнейшей в мире компании по транспорту нефти ОАО «АК «Транснефть» являются снижение уровня аварийности и повышение безопасности эксплуатации магистральных нефтепроводов. В практической деятельности важно найти наиболее экономичный путь решения указанных задач, то есть определить возможность создания безопасных условийэксплуатации нефтепроводов, при наименьших затратах на их осуществление.

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

В ОАО «АК «Транснефть» сформулированный выше подход реализован в комплексной программе диагностики и капитального ремонта, который позволяет значительно сократить затраты на поддержание нефтепроводной системы в рабочем состоянии, повысить эффективность ремонта и существенно снизить аварийность.

Стратегия выборочного ремонта магистральных нефтепроводов получила в настоящее время приоритетное развитие, в дополнение к технологии капитального ремонта со сплошной заменой труб и изоляции протяженными участками, и заключается в том, что по результатам диагностики целенаправленно ремонтируются только дефектные трубы или дефектные участки, что повышает эффективность ремонта.

Разумное планирование ремонта нереально без оценки технического состояния трубопровода, которая в свою очередь, возможна только на основании полной информации о наличии, местоположении, форме и размерах различных типов дефектов.

В этих условиях решающее значение приобретает диагностика трубопроводов с применением внутритрубных инспекционных приборов (далее ВИП).

Сформированная на сегодняшний день система четырехуровневого контроля с применением комплекса диагностических снарядов высокого разрешения позволяет выявлять потенциально опасные дефекты практически всех типов, которые могут стать причинами аварий на трубопроводах.

В итоге, даже в условиях значительного старения и износа магистральных нефтепроводов, предприятию удается поддерживать объекты в достаточно высокой степени надежности и безопасности.

В данном дипломном проекте рассматривается капитальный ремонт дефектов ПОР участков НПС «Клин» — НПС «Кижеватово» 242,252 км МН «Дружба 1» Ду 720 мм методом вырезки «катушки» .

1. Технологическая часть

1.1 Данные по капитальному ремонту участков НПС «Клин» -НПС «Кижеватово»

Обоснование производства работ:

Вырезка двух дефектов ПОР № 300 312, № 300 314 на 242 км и двух дефектов ПОР № 300 515, № 300 518 на 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм (технологический участок «НПС Клин — НПС Кижеватово») согласно РД 153−39.4−067−04*.

Характеристика устраняемых дефектов:

Вырезаются дефекты № 300 312, № 300 314, № 300 515, № 300 518 типа «патрубок не по РД», которые являются дефектами ПОР и имеют следующие параметры:

1.дефект № 300 312 по отчету U1178: описание дефекта — «патрубок не по РД»; длина дефекта 165 мм; номер трубной секции 14 470; длина трубной секции 11,37 м; толщина стенки трубы в районе дефекта — 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС «Клин» до начала дефекта 16 197,85 метров; угловое положение продольного шва — 332 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) № 9 (242/243 км) — 236.40±1.18 метров.

2.дефект № 300 314 по отчету U1178: описание дефекта — «патрубок не по РД»; длина дефекта 170 мм; номер трубной секции 14 470; длина трубной секции 11,37 м; толщина стенки трубы в районе дефекта — 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС «Клин» до начала дефекта 16 198,31 метров; угловое положение продольного шва — 332 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) № 9 (242/243 км) — 236.86±1.18 метров.

3.дефект № 300 515 по отчету U1178: описание дефекта — «патрубок не по РД»; длина дефекта 277 мм; номер трубной секции 22 220; длина трубной секции 11,69 м; толщина стенки трубы в районе дефекта — 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС «Клин» до начала дефекта 24 984,18 метров; угловое положение продольного шва — 335 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) 251 км (U0340) — 177.28±0.89 метров.

4.дефект № 300 518 по отчету U1178: описание дефекта — «патрубок не по РД»; длина дефекта 226 мм; номер трубной секции 22 220; длина трубной секции 11,69 м; толщина стенки трубы в районе дефекта — 8,8 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС «Клин» до начала дефекта 24 985,27 метров; угловое положение продольного шва — 335 градуса. Расстояние от ближайшего маркера (ориентира) 251 км (U0340) — 178.37±0.89 метров.

Характеристика отключаемого участка:

Отключается магистральный нефтепровод «Дружба 1» 720 мм, технологический участок «НПС Клин — НПС Кижеватово». Протяженность отключаемого участка 161 км (НПС «Клин» 226 км — НПС «Кижеватово» 387 км). Марка стали на вырезаемых участках 13ГС (ТУ14−3-1573−96). Толщина стенки на отсеченном участке Ш720 — 8−9 мм. В диапазоне от задвижки № 7111 (240 км) до задвижки № 7113 (254 км):

— не отремонтированных не ДПР — 1265 дефектов,

— не отремонтированных ДПР — 78 дефектов,

— не отремонтированных ПОР — 5 дефектов,

— отремонтированных ДПР — 4 дефекта,

— отремонтированных ПОР — 5 дефектов.

Характеристика подключаемого объекта:

В период плановых работ объекты не подключаются, вырезаются «катушки» с дефектами ПОР на 242 км и 252 км участок «НПС Клин — НПС «Кижеватово» нефтепровода «Дружба 1» 720 мм, в замен врезаются монтажные «катушки» соответствующие требованиям СНиП III-42−80*, РД153−006−02 имеющие сертификаты, акты входного контроля и оформленные паспорта согласно приложения В.2. РД 153−39.4Р-130−2002* «Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов» .

Обеспечение землеотвода для производства работ, амбара для откачки нефти и т. д.:

Землеотвод обеспечивает инженер по землеустройству. Место производства работ находятся в границах Николаевского района Ульяновской области. Амбар для откачки нефти из отключенного участка не требуется, т.к. закачка нефти будет производиться за задвижку № 7111 (240 км) двумя откачивающими агрегатами для работ на 242 км и в параллельный магистральный нефтепровод «Дружба 1» 1020 мм на 252 км и 254 км.

Затраты времени на производство работ, на откачку нефти, вывод нефтепровода на установленный режим работы:

Для производства работ по вырезке двух дефектов ПОР на 242 км участка «Клин — Кижеватово» 720 мм требуется 35 часов. Из них 6,5 часов на откачку нефти и 28,5 часов на производство СМР.

Для производства работ по вырезке двух дефектов ПОР на 252 км участка «Клин — Кижеватово» 720 мм требуется 40 часов. Из них 11,5 часов на откачку нефти и 28,5 часов на производство СМР.

Для полного заполнения опорожненного участка нефтепровода нефтью требуется 6 часов.

Информация о привлечении (не привлечении) строительных подразделений ОАО МН, техники, персонала, оформление соответствующего приказа:

Информация о привлекаемой технике находится в таблице 1.1. Для выполнения всего комплекса работ по вырезке четырех дефектов ПОР, привлекается техника и персонал ЦРС Куйбышевского. районного управления ОАО МН «Дружба» .

Таблица 1.1.1Перечень используемой техники, оборудования и материалов

Данное количество техники является ориентировочным и может меняться в зависимости от реальной обстановки на других участках.

Информация о привлечении сторонних подрядных организаций, оформление договора на привлечение, с определением ответственности подрядчика:

Для производства работ по вырезке четырех дефектов ПОР на 242 км и 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм (участок «НПС Клин — НПС Кижеватово») привлекается две монтажные бригады.

Информация о герметичности задвижек:

Согласно акта от 25.01.2006 года проверки запорной арматуры — задвижки № 7109, № 7107 признаны герметичными (DN700. PN64). Согласно акта от 25.01.2006 года проверки запорной арматуры — задвижки № 7111, № 7113 и № 7113^а признаны герметичными (DN700. PN64).

Наличие приварных элементов в местах производства работ:

На участке от задвижки № 7111 (240 км) до задвижки № 7113 (254 км) имеются приварные элементы в количестве 56 штук, в местах производства работ приварные элементы, согласно отчета M0427 на секции № 22 220 — 1 сварное присоединение, по отчету U1178 на секции № 22 220 — 2 приварных элемента, на секции № 14 470 — 2 приварных элемента.

Тип и количество применяемых герметизаторов:

Для герметизации внутренней полости трубопровода Ш720 мм на 242 км участка «Клин — Кижеватово» применяется два герметизатор — «КАЙМАН-700» + ПЗУ 3МР: на 252 км применяется два герметизатора — ПЗУ 3МР + «КАЙМАН-700». Тип и количество задействованной грузоподъемной техники: Для производства работ задействовано два автокрана типа «УРАЛ 4320» грузоподъемностью 25 тонн.

1.2 Технологический расчет трубопровода

1.2.1 Исходные данные для технологического расчета трубопровода

Технологический расчет производится с целью проверки технической возможности перекачки заданного количества нефти по технологическому участку «НПС Клин — НПС Кижеватово» МН" Дружба 1″ 720 мм

Основные исходные данные:

расчетная длина трубопровода… L_р = 161 000 м;

разность геодезических отметок… ДЖ = 34 м;

остаточный напор… h_к.п. = 70 м;

годовой план перекачки нефти… G_r = 20,2· 10⁶ т/год;

расчетная температура нефти… t_p = 18 C;

плотность нефти при 18С… с_18С = 865 кг/м³;

кинематическая вязкость при 18С… н_{18 С} = 24,5· 10^-6 м²/с,

число эксплуатационных участков… N_э = 1;

расчетное время работы трубопровода равно 350 сут/год (или 8400 часам в год);

проектное избыточное давление в нефтепроводе… P = 5,4 МПа;

магистральный насосный агрегат… НМ 3 600 230;

число одновременно работающих агрегатов…2.

Используемые константы:

— ускорение свободного падения g = 9,81 м/с²;

— число р = 3,14.

1.2.2 Расчет трубопровода Расчетная пропускная способность трубопровода определяется, исходя из заданного годового времени работы трубопровода и годового планового задания по перекачке

м³/час или м³/с ,

=2780 м³/час или 0,7722 м³/с где G_т — заданный массовый годовой план перекачки, кг;

с_р — расчетная плотность продукта, кг/м³;

Ч — заданное время работы трубопровода в году, ч.

Наружный диаметр технологического участка НПС «Клин» — НПС «Кижеватово» магистральный нефтепровод «Дружба 1» Dн=720 мм, толщина стенки д=9 мм.

Внутренний диаметр технологического участка НПС «Клин» — НПС «Кижеватово» магистральный нефтепровод «Дружба 1» :

D = D_н — 2д, м.

D=720−2· 9=0,702 м.

Фактическая скорость перекачки нефти в трубопроводе:

м/с.

=1,9961 2 м/с.

Имея значение скорости можно определить число Рейнольдса:

.

=57 306

Как известно, различают два режима — ламинарный и турбулентный, а последний, в свою очередь, делится на 3 зоны:

зона гидравлически гладких труб;

зона смешанного трения;

зона квадратичного трения.

Переход из режима в режим и из зоны в зону определяется значениями критических (переходных) чисел Рейнольдса, зависящих для данного диаметра (D) трубопровода и данной вязкости (н_р) продукта от скорости перекачки W.

При турбулентном режиме течения в зоне гидравлически гладкого трения

2320 Re ,

где относительная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб;

К_э — эквивалентная шероховатость труб, для стальных сварных труб с незначительной коррозией принято К_э = 0,2 мм.

==0,278

2320 57 306 ,

2320 57 306,

— условие не выполняется.

При турбулентном режиме течения в зоне смешанного трения

Re .

Re

36 000 573 061 800 000

— условие выполняется.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля

= 0,11,

= 0,11=0,0212

Определим гидравлический уклон по формуле:

м/м

0,616 м/м.

Общий напор в трубопроводе равен

Н = (Z₂ — Z₁) ++ h_кп, м,

h_кп— остаточный напор на конечном пункте трубопровода, равен70м.

Потери напора на данном участке:

h_пот = =0,616 *161 000=991 м;

Общий суммарный напор в трубопроводе можно выразить:

Н=Z + 1,02 h_пот+ h_кп, м ,

где 1,02 — коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;

Суммарный напор в трубопроводе:

Н=Z +1,02 h_пот+ h_кп =34+1,02 991+70=1115 м Напор развиваемый 1 насосом НМ 3 600 230 при Q=2780 м³/час из выражения:

=,

=276,8;

=

==222 м.

Расчетный напор, развиваемый основными агрегатами перекачивающей станции:

==444 м,

где m_p — число работающих одновременно насосов.

Расчетное число перекачивающих станций определяется из уравнения :

=2,4

Округляем в меньшую сторону =2.

Участок НПС «Клин» -НПС «Кижеватово» включает 2 работающие станции: НПС «Клин» и НПС «Кузнецк» .

1.2.3 Расчет совмещенной характеристики насосов и трубопровода для участка НПС «Клин» и НПС «Кузнецк»

1.2.3.1 Расчет Q-H характеристики насосов

=276,8;

=

=70 м.

Q=0;H==624 м;

Q=1500; H==592 м;

Q=3000;H==496 м;

Q=3500;H==450 м;

1.2.3.2 Расчет Q-H характеристики трубопровода Определим Q-H характеристику трубопровода из выражения:

H= ДЖ++ h_{к.п .},

=70 000 м;

h_к.п. = 70 м.

Найдем величину напора (Н)трубопровода при производительности (Q):

При Q=0 H=+70=104 м;

При Q=1500 м³/ч:

=0,42 м³/с ;

=1,08 м/с;

=30 945;

2320 Re ,

2320 30 945 Зона гидравлически гладких труб.

= 0,3164 / = 0,3164 / =0,024;

=0,002;

Найдем величину напора трубопровода при производительности Q=1500 м³/ч из выражения:

H= ДЖ++ h_к.п.,

Q=1500 м³/ч H=+70=247 м;

При Q=3000 м³/ч:

=0,83 м³/с ;

=2,14 м/с;

=61 318;

Re ,

36 000 573 061 800 000Зона смешанного трения

= 0,11 = 0,11=0,0212

=0,0069;

Найдем величину напора трубопровода при производительности Q=3000 м³/ч из выражения:

H= ДЖ++ h_к.п.,

Q=3000 м³/ч H=+70=597 м;

При Q=3500 м³/ч:

=0,97 м³/с ;

=2,5 м/с;

=72 009;

Re ,

36 000 720 091 800 000Зона смешанного трения

= 0,11 = 0,11=0,0205

=0,0095;

Найдем величину напора трубопровода при производительности Q=3500 м³/ч из выражения:

H= ДЖ++ h_к.п.,

H=+70=782 м.

1.2.4 Определение рабочей точки системы трубопровод-насосы Занесем в таблицу полученные гидравлические характеристики трубопровода и насосов.

Таблица 1.2.4.1

А также построим график совмещенных характеристик трубопровода и насосов.

Рис. 1.2.4.1 Совмещенные характеристики трубопровода насосов.

Найдем по графику, изображенному на рис. 1.2.4.1 рабочую точку М системы трубопровод-насосы.

Рабочая точка М системы трубопровод-насосы имеет следующие гидравлические характеристики:

Q=2700 м³/ч и Н=520 м.

Построим линию гидравлического уклона Рис. 1.2.4.2Линия гидравлического уклона.

Вывод: установленное на НПС «Клин» -НПС «Кузнецк» насосное оборудование обеспечивает требуемую производительность перекачки нефти 20,2 млн. т/год.

2. Механическая часть

2.1 Расчет толщины стенки нефтепровода В данном разделе подбираем по сортаменту трубы, которые будут применяться при капитальном ремонте и уточняем толщину стенки трубопровода.

Исходные данные:

Dн=0,72 м. — наружный диаметр трубопровода;

Р = 5,4 МПа — рабочее давление;

I-ая категория трубопровода по таблице 3*(СНиП 2.05.06−85);

По сортаменту табл. 4.4 для нефтепровода трубы, выпускаемые Челябинским трубопрокатным заводом (ЧТПЗ) из нормализованной низколегированной стали марки 17Г1С-У со следующими основными нормативными характеристиками:

временное сопротивление = 510 МПа;

предел текучести = 370 МПа.

По табл. 9 (СНиП 2.05.06−85) определяем К1 — коэффициент надежности по материалу: К1⁼ 1,47.

По табл. 11(СНиП 2.05.06−85) определяем КНкоэффициент надежности по назначению трубопровода: КН = 1,0.

По табл. 1(СНиП 2.05.06−85) определяем коэффициент условий работы трубопровода: m = 0,75.

Расчет:

Расчетное сопротивление металла труб определяем по формуле :

=260,2 МПа.

где: m — коэффициент условной работы трубопровода;

К1 — коэффициент надёжности по материалу;

КН — коэффициент надёжности по назначению трубопровода;

— нормативное сопротивление принимается равным минимальному значению временного сопротивления .

Номинальную толщину стенки нефтепровода определяем по формуле:

==0,839 м где: n1- коэффициент надежности по нагрузке определяем по табл. 13 :

n1 =1,15;

Р — рабочее давление, МПа;

Dн — наружный диаметр трубы, м.;

R1 — расчётное сопротивление металла труб, МПа.

Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту значения, равного н = 0,009 м. = 9 мм.

Абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов определяется:

==31,57 град,

=73,68 град,

где: -коэффициент Пуассона, равен 0,3;

— коэффициен линейного расширения металла трубы, равен град;

Емодуль упругости металла (сталь), равен МПа.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

==254,8 МПа;

===-5,4 МПа.

Знак «минус» указывает на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить по формуле коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

== 0,989.

По формуле пересчитываем значение толщины стенки нефтепровода:

==0,827 м.

Таким образом, получаем меньше н, это говорит о том, что данная толщина стенки трубопровода соответствует требованиям прочности, поэтому в дальнейших расчетах принимается трубопровод с толщиной стенки 9 мм.

2.2 Расчет нефтепровода на прочность и деформацию Подземные трубопроводы проверяются на прочность в продольном направлении и на отсутствие пластических деформаций. Проверяем трубопровод на прочность в продольном направлении, определив по формуле значение кольцевого напряжения:

==242,19 МПа.

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях определяется по формуле:

==0,13

При проверке нефтепровода на прочность должно выполняться условие:

5,4=33,89 МПа-условие выполняется.

Для проверки по деформации находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки-рабочего давления.

==210,6 МПа.

Коэффициент определяем по формуле:

гденормативное сопротивление и равно =370 МПа.

=0,4648.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в кольцевом направлении проверяем условие:

210,6=308,3 МПа — условие выполняется.

Определим значение продольных напряжений в трубопроводе:

где minминимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода :

=35,73 МПа,

=-65,46 МПа,

=295,91 МПа,

=194,72 МПа, Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в продольном направлении проверяем условие:

при, следовательно 295,91=308,3

при, следовательно 65,46=143,3

Оба условия выполняются.

2.3 Проверка общей устойчивости подземных трубопроводов в продольном направлении Выполним проверку общей устойчивости нефтепровода, для суглинка принимаем Сгр=16 кПа, гр=20 градусов.

Площадь поперечного сечения трубы:

==0,02 .

Осевой момент инерции равен:

I===0,0013.

Нагрузка от собственного веса металла трубы находим:

==1491,5 Н/;

гдекоэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равен 0,95; -удельный вес металла, равен 78 500 Н/.

Нормативная нагрузка для собственного веса изоляции определяется:

;

=30 Н/;

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубопроводе единичной длины равна:

==3222,5 Н/;

Нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом определяется:

=1491,5+30+3222,5=4744 Н/;

Среднее давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом определяем по формуле:

Pгр =,

где nгр — коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равен 0,8; h0 -высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта, равна 1 м; -удельный вес грунта, равен 19 кН /.

Pгр ==18 677,9 Па;

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины находится по формуле:

51 524,2 Па, где Сгркоэффициент сцепления грунта, равен 16 Кпа;

гр — угол внутреннего трения грунта, равен 20 градусов.

Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям определяем по формуле:

qверт=;

qверт==16 535,1 Н/м.

Продольное критическое усилие для прямолинейного участка трубопровода в случае пластической связи его с грунтом рассчитывается по формуле:

;

=11,2 МН.

Следовательно m0· Nкр=0,75·11,2=8,4 МН. Продольное критическое усилие для прямолинейного участка трубопровода в случае упругой связи его с грунтом рассчитывается по формуле:

; к0=5;

=62,1 МН.

Следовательно m0· Nкр=0,75·62,1=46,6 кН.

Эквивалентное продольное усилие определяется по формуле:

;

=2,4 МН.

Проверяем выполнение условий:

2,4 11,2 МН;

2,462,1 МН.

Неравенство выполняется, следовательно, общая устойчивость прямолинейных участков трубопровода в заданных условиях обеспечивается.

Вывод: расчетная толщина стенки по прочностным характеристикам удовлетворяет условиям эксплуатации.

3. Строительная часть

3.1 Технологические операции при ремонте дефекта При выполнении ремонта с заменой «катушки» трубы необходимо выполнить следующие технологические операции:

* вскрытие дефектного участка нефтепровода;

* разработка ремонтного котлована и, при необходимости, котлована для сбора нефти;

* врезка отводов в ремонтируемый и параллельный нефтепроводы для откачки нефти;

* остановка перекачки и отсечение ремонтируемого участка задвижками;

* опорожнение ремонтируемого участка от нефти путем закачки ее в параллельный нефтепровод, откачки в мягкие резервуары или в котлован для сбора нефти;

* вырезка дефектной «катушки» (трубы);

* герметизация внутренней полости нефтепровода;

* подготовка концов нефтепровода под монтаж и сварку;

* подготовка и подгонка новой «катушки» (трубы) по месту;

* прихватка и вварка «катушки» в нефтепровод;

* подключение отремонтированного участка и возобновление перекачки;

* обратная закачка нефти из емкостей или котлована;

* очистка и изоляция нефтепровода;

* засыпка отремонтированного участка нефтепровода, котлована для сбора нефти;

* техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

3.2 Земляные работы При выполнении работ по устранению дефекта изначально выполняются работы по привязке и вскрытию дефектного участка. Привязка осуществляется согласно данных ВИП от маркерных пунктов.

В состав земляных работ входят:

* оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне, согласование ведения земляных работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МН;

* обозначение опознавательными знаками трассы нефтепроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре;

* подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;

* обустройство переездов через нефтепровод, оборудованных железобетонными дорожными плитами;

* разработка и обустройство ремонтного котлована;

* планировка земли на трассе прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти;

* засыпка ремонтного котлована;

* рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и сдача их землепользователям или землевладельцам с оформлением акта.

До начала земляных работ уточняются и обозначаются знаками ось «прохождения, фактическая глубина заложения ремонтируемого нефтепровода, места пересечений с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями, вершины углов поворота. Обозначение трассы производится в границах производства работ (движения техники, вскрытия трубопровода, устройства амбара, прокладки полевого трубопровода) опознавательными знаками (щитами с надписямиуказателями), высотой 1,5…2,0 м от поверхности земли, с указанием фактической глубины заложения, установленными на прямых участках трассы не реже чем через 50 м, а при неровном рельефе — через 25 м. Места расположения подземных сооружений сторонних предприятий должны быть обозначены вешками высотой 1,5…2,0 м через каждые 10 м на прямых участках трассы, у всех точек отклонений от прямолинейной оси трассы более чем на 0,5 м, на всех поворотах трассы, а также на границах ручной разработки грунта. В местах пересечения нефтепровода с коммуникациями сторонних организаций должен быть установлен знак, содержащий информацию о глубине их залегания. Кроме того, опознавательные знаки устанавливаются в опасных местах (заболоченных, со слабой несущей способностью грунта и т. п.).

В местах пересечения трассы нефтепровода с действующими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом, на расстоянии менее 2 м по горизонтали и 1 м по вертикали от коммуникаций, запрещается. Оставшийся грунт должен разрабатываться вручную. Работы должны выполняться в присутствии представителей владельцев коммуникаций.

Отвал грунта на действующий трубопровод не допускается.

При обнаружении на месте разработки грунта подземных сооружений, неуказанных в рабочих чертежах, работы должны быть немедленно приостановлены до выяснения владельцев коммуникаций и согласования с ними порядка производства работ.

Земляные работы должны начинаться со снятия плодородного слоя фунта 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, при толщине плодородного слоя менее 100 мм допускается вести земляные работы без его снятия.

Транспортирование, хранение и обратное нанесение плодородного слоя должны выполняться методами, исключающими снижение его качественных показателей, а также его потерю при перемещениях. До начала работ по разработке ремонтного котлована необходимо определить место вскрытия трубопровода, уточнить размеры ремонтного котлована, произвести разбивку границ котлована по принятым размерам относительно оси трубопровода.

Размеры ремонтного котлована в данном случае определяются:

* длина котлована определяется, как длина заменяемого участка нефтепровода (два метра) плюс три метра, таким образом, длина котлована — пять метров;

* ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5 м.

Разработка котлована осуществляется гусеничным экскаватором, для предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей трубопровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,20 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе. Разрабатывается котлован глубиной 2,9 метра в грунте типа «суглинок», согласно СНиП Ш-4−80 крутизна откосов должна соответствовать, величинам: угол откоса 63, уклон — 1:0,50. Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м.

Отвал грунта, извлеченного из котлована, для предотвращения падения кусков грунта в котлован, должен находиться на расстоянии не менее 1 м от края котлована. Для возможности 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.

Для возможности 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. Котлован должен иметь освещение для работы в ночное время, светильники должны быть во взрывозащищенном исполнении.

3.3 Технологические операции при проведении основных работ по вырезке 2-х дефектов ПОР № 300 312, № 300 314 на 242 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм (участок Клин — Кижеватово) Останавливается участок «Клин — Кузнецк» 720 мм, путем закрытия задвижек № 105^а, № 7105, № 7109, № 7121, № 7119, № 7129. Производятся технологические переключения для полного отсечения линейного участка:

· задвижки № 99 (226 км), № 109 (226 км), № 7111 (240 км), № 7113 (254 км), № 7113^б (254 км), № 7115 (269 км) — закрываются.

· задвижки № 7107, № 103^а, № 7113^а (254 км) — открываются.

После откачки нефти задвижки № 7107, 103^а-закрываются, задвижку № 109 — открывается.

После закрытия задвижек отключают автоматические выключатели питания электроприводов, отключают концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. Отключенные концы закорачивают и заземляют. Снимают или механически блокируют штурвалы, вывешивают плакаты «Не включать, работают люди!» .

Откачку нефти из отключенного участка между задвижками № 7111, № 7113 осуществляют за задвижку № 7111 на 240 км в сторону НПС «Клин». Нефть объемом 1470 м³ при закачке направить 2 агрегатами ПНА (ПНУ) в приемный коллектор НПС «Клин» нефтепровода «Дружба 1», через задвижку № 103а.

Вырезают «катушку» с двумя дефектами ПОР № 300 312, № 300 314, труборезными машинками МРТ (ФАЙН).

Демонтаж вырезанной «катушки» с дефектами ПОР осуществляется автокраном грузоподъемностью не менее 16 тонн.

Производится зачистка рабочих котлованов, подготовка рабочих мест сварщиков.

Осуществляется герметизация внутренней полости трубопровода Ш 720 мм с установкой герметизатора «КАЙМАН-700» (первый по ходу нефти) и герметизатора ПЗУ 3МР (второй по ходу нефти). Схема установки и пропуска герметизаторов — рис. 3.3.1 и рис. 3.4.1. Перед установкой в трубопровод герметизатор «КАЙМАН 700» оснащается трансмиттером. Внутренняя поверхность трубопровода очищается от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2,5 м (2Ду+1м). На герметизаторы ПЗУ 3МР и «КАЙМАН-700» монтируются устройства контроля и регулирования давления (УКРДВ).

Производится размагничивание стыкуемых торцов труб перед сваркой.

Стыковка и подгонка удлиняющей «катушки» к торцу существующего трубопровода 720×9 мм.

Производится сварка одного стыка 720×9 мм. После сварки осуществляется дефектоскопия сварного шва панорамным методом и выдается письменное заключение.

Замыкающая «катушка» стыкуется и подгоняется к торцу вновь приваренной удлиняющей «катушки» и существующему трубопроводу 720×9 мм;

Свариваются два стыка 720×9 мм. После сварки осуществляется дефектоскопия сварных швов и выдается письменное заключение.

Завариваются технологические отверстия и проверяется готовность участка к заполнению. После проведения работ и получения положительных результатов дефектоскопии вновь вводимых сварных швов, воздух из «КАЙМАНА-700» и ПЗУ 3МР спускается, давление снижается и УКРДВ демонтируется. Отверстия в трубопроводе для установки устройств УКРДВ и контрольные технологических отверстия закрываются металлическими «чопами», обвариваются и проводятся УЗК. После получения положительных результатов УЗК установленных «чопов», направляется в РДП, ОТЭ МН и РП, оператору НПС готовность к заполнению участка. Перед заполнением нефтью опорожненного участка от задвижки № 7111 (240 км) до задвижки № 7113 (254 км), подготавливается камера приема СОД на НПС «Кижеватово» и площадка пропуска СОД НПС «Кузнецк» к пропуску — приему одного герметизатора «КАЙМАН-700» и одного герметизатора ПЗУ 3МР.

Рис. 3.3.1 Схема установки и порядок установки герметизаторов на 242 км.

Рис. 3.3.2 Схема строповки грузов.

3.4 Технологические операции при проведении основных работ по вырезке 2-х дефектов ПОР № 300 515, № 300 518 на 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм (участок Клин — Кижеватово) Останавливается участок «Клин — Кузнецк» 720 мм, путем закрытия задвижек № 105^а, № 7105, № 7109, № 7121, № 7119, № 7129. Производятся технологические переключения для полного отсечения линейного участка: задвижки № 99 (226 км), № 109 (226 км), № 7111 (240 км), № 7113 (254 км), № 7113^б (254 км), № 7115 (269 км) — закрываются, задвижки № 7107, № 103^а, № 7113^а (254 км) — открываются. После откачки нефти задвижки № 7107, 103^а-закрываются, задвижка № 109 — открывается.

После закрытия задвижек отключаются: автоматические выключатели питания электроприводов и концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. Отключенные концы закорачиваются и заземляются, затем снимаются или механически блокируются штурвалы и вывешиваются плакаты «Не включать, работают люди!» .

Откачку нефти объемом 1335 м³ из отключенного участка между задвижками № 7111, № 7113 осуществляются агрегатами ПНА (ПНУ) в нефтепровод «Дружба 1» Ш1020 мм на 252 км и 254 км, участок между задвижками № 111 и № 113.

Вырезка «катушки» с двумя дефектами ПОР № 300 515, № 300 518 осуществляется труборезными машинками МРТ (ФАЙН). Демонтаж вырезанной «катушки» с дефектами ПОР производится автокраном грузоподъемностью не менее 16 тонн.

Зачищаются рабочие котлованы и подготавливаются рабочие места сварщиков. Осуществляется герметизация внутренней полости трубопровода Ш 720 мм с установкой герметизатора ПЗУ 3МР (первый по ходу нефти) и герметизатора «КАЙМАН-700» (второй по ходу нефти). Схема установки и пропуска герметизаторов — рис. 3.2 и рис. 3.3.

Перед установкой в трубопровод герметизатор «КАЙМАН 700» оснащается трансмиттером. Внутренняя поверхность трубопровода очищается от парафиновых отложений и грязи на длину не менее 2,5 м (2Ду+1м). На герметизаторы ПЗУ 3МР и «КАЙМАН-700» монтируются устройства контроля и регулирования давления (УКРДВ) .

Производится размагничивание стыкуемых торцов труб перед сваркой. Удлиняющая «катушка» стыкуется и подгоняется к торцу существующего трубопровода 720×9 мм. Осуществляется сварка одного стыка 720×9 мм. Затем проводится дефектоскопия сварного шва панорамным методом и выдается письменное заключение.

Замыкающая «катушка» стыкуется и подгоняется к торцу вновь приваренной удлиняющей «катушки» и существующему трубопроводу 720×9 мм. Осуществляется сварка двух стыков 720×9 мм. Проводится дефектоскопия сварных швов и выдаются письменные заключения.

Завариваются технологические отверстия и проверяется готовность участка к заполнению. После проведения работ и получения положительных результатов дефектоскопии вновь вводимых сварных швов, воздух из «КАЙМАНА-700» и ПЗУ 3МР спускается, давление снижается и УКРДВ демонтируется. Отверстия в трубопроводе для установки устройств УКРДВ и контрольные технологических отверстия закрываются металлическими «чопами», обвариваются и проводится УЗК. После получения положительных результатов УЗК установленных «чопов», в РДП, ОТЭ МН и РП, оператору НПС направляется информация о готовности к заполнению участка.

Перед заполнением нефтью опорожненного участка от задвижки № 7111 (240 км) до задвижки № 7113 (254 км), подготавливается камера приема СОД на НПС «Кижеватово» и площадка пропуска СОД НПС «Кузнецк» к пропуску — приему одного герметизатора «КАЙМАН-700» и одного герметизатора ПЗУ 3МР.

Рис. 3.4.1 Схема установки и порядок установки герметизаторов на 252 км.

Рис. 3.4.2 Схема пропуска герметизаторов после окончания ремонтных работ.

3.5 Технологические операции при проведении основных работ по ликвидации вновь врезанных вантузов Д_у150 на 240 км и Д_у100 на 252 км участка «Клин — Кижеватово 720 мм Устанавливается приспособление «ПАКЕР» на задвижку и контроль величины проходящего (статического) давления. Осуществляется герметизация патрубка задвижки с помощью приспособления «ПАКЕР» с контролем степени герметичности через контрольный вентиль. Затем приспособление «ПАКЕР» демонтируется. Демонтаж задвижки осуществляется с применением ножовочного полотна и шлифовальной машинки. Внутренняя полость патрубка зачищается от остатков нефти. Проводится анализ загазованности. После анализа загазованности патрубок герметизируется глиной. Производится стыковка и подгонка сферической заглушки. Приварка сферической заглушки к торцу патрубка.

3.6 Мероприятия по производству подготовительных и основных работ по вырезке четырех дефектов ПОР на 242 км, 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм

3.6.1 Подготовительные работы Подготавливается приказ о назначении ответственных лиц при производстве подготовительных и основных работ по вырезке дефектов ПОР № 300 312, № 300 314, № 300 515, № 300 518 на 242 км, 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм, участок «Клин — Кижеватово;

Оформляется необходимая разрешительная документация для производства подготовительных работ (сварка труб для катушек и проведение гидравлических испытаний, приварка и прорезка вантузов для откачки нефти, разработка ремонтного котлована, проведение ДДК) и основных работ по вырезке дефектов на 242 км и 252 км нефтепровода «Дружба 1» 720 мм, участок «Клин — Кижеватово». На каждую операцию, согласно план-графика, оформляется отдельные наряды-допуски.

Осуществляется отвод земли на месте производства работ. Согласуется производство работ с владельцами коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с магистральным нефтепроводом «Дружба 1» 720 мм (кабель связи, ВЛ-6кВ, кабель ВОЛС, продуктопровод «Уфа — Западное направление» и «Куйбышев — Брянск», кабель связи «Телекомнефтепродукт»)

Определяется на местах производства работ и обозначаются вешками оси пролегания нефтепровода и других подземных коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре.

Подготавливается площадка для производства ремонтных работ. Обследовать и подготовить вдольтрассовые проезды для движения техники от дороги общего пользования «Москва — Челябинск». Оборудовать переезды через нефтепровод Ш720 мм, кабель связи «Связьтранснефть» и кабель связи ВОЛС, в местах производства работ.

Разрабатываются приямки до верхней образующей трубопровода, для врезки вантузов в действующий трубопровод Ш720 мм на 240 км (вантуза врезаются для закачки и откачки до и после задвижки № 7111).

Для врезки вантуза на вырезаемом участке 252 км нефтепровода Ш720 мм и на 252 км нефтепровода «Дружба 1» Ш1020 мм:

Осуществляется планировка земли в местах прохождения временных трубопроводов для откачки-закачки нефти;

Проводится ревизия существующих вантузов Д_у150 на 254 км (В708) нефтепровода «Дружба 1» Ш720 мм — вантуз для откачки; Д_у150 на 254 км (В85) нефтепровода «Дружба 1» Ш1020 мм — вантуз для закачки; Д_у100 на 246 км (В707) нефтепровода «Дружба 1» Ш720 мм.

Разрабатываются и обустраиваются ремонтные котлованы, в местах производства работ на 242 км и 252 км, при необходимости укрепляются стенки котлована от обрушения и подготавливаются водосборные приямки, размером 1,0×1,0 м для откачки грунтовых вод. Ремонтный котлован разработать с учетом требований п. п. 2.1 — 2.17. РД 153−39.4Р-130−2002;

Удаляется изоляционное покрытие по всей окружности трубопровода на ширину не менее 600 мм в местах резки труборезными машинами, обследуется зачищенные участки на наличие дефектов и следов коррозии. Провести ДДК вырезаемых дефектов ПОР в количестве 4-х штук. Определяется длина окружности на месте вырезаемых дефектов, длина вырезаемых дефектных «катушек» и фактическая толщина стенки трубы (по данным внутритрубной диагностики толщина стенки труб на вырезаемых участках 8,8 — 9,0 мм).

Доставляется 1 труба 720×9 мм длиной 11 метров с ЛПДС «Лопатино» на НПС «Кузнецк», для проведения гидравлических испытаний.

Проводятся гидравлические испытания трубы (Рисп=351,5 МПа) согласно РД 39−30−859−83,СНиП 11−42−80** с составлением акта на гидравлическое испытание.

После получения из ПЭУ ОАО МН «Дружба» вантузов (с паспортами согласно РД 153−39.4−130−2002*), проводится входной контроль. При получении оформленного разрешения на врезку вантузов осуществляется приварка и прорезка вантузов в нефтепровод «Дружба 1» 720 мм:

240 км, врезаются вантуза: Ду150, Ру63 — 1 шт. для закачки нефти (вантуз врезается до задвижки № 7111), врезается вантуз Ду150, Ру63 — 1 шт. для откачки нефти (вантуз врезается после задвижки).

252 км, врезается: вантуз Ду150, Ру63 — 1 шт. для откачки нефти (вантуз врезается на вырезаемом участке), врезается вантуз Ду100, Ру63 — 1 шт. для подачи и дренажа воздуха.

Затем осуществляется приварка и прорезка вантуза в нефтепровод «Дружба 1» 1020 мм:

252 км, врезается вантуз Ду100, Ру63 — 1 шт. для закачки нефти.

Сварочно-монтажные работы осуществляются в соответствии с требованиями операционной технологической карты на приварку вантуза (с обеспечением рабочего давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,5 МПа и наличии не менее 0,1 МПа избыточного давления).

Проводится УЗК качества сварочных швов приварки патрубка к трубопроводу, приварки воротника к патрубку и трубопроводу;

Организуется вырезка отверстий через приваренные вантузы с обеспечением давления в нефтепроводе на месте производства работ не более 2,0 МПа. Производится обустройство вантузов. Оформить необходимую исполнительно-техническую документацию согласно п. 3.21 РД 153−39.4Р-130−2002*.

Подготавливается и организуется доставка к местам производства работ необходимой техники, жилых вагон домиков, оборудования, приспособлений, инструментов и материалов.

На место производства работ доставляется необходимое количество песка для зачистки ремонтного котлована и внутренней полости трубопровода, для производства работ в плановую остановку.

Обустраивается временный полевой городок для размещения персонала (с необходимыми жилищными, бытовыми и санитарными условиями) на 242 км и 252 км магистрального нефтепровода «Дружба 1» 720 мм.(рис. 3.4.1.1);

Рис. 3.6.1.1 Схема организации жилого городка на 242 км и 252 Магистрального нефтепровода «Дружба 1» Ш720 мм.

Подготавливаются «гусаки», со шлангами на существующий вантуз Ду100 (В707) на 246 км и вновь врезанный вантуз Ду100 на 252 км для выпуска воздуха при заполнении нефтепровода нефтью. При заполнении предусмотреть наличие передвижной ёмкости, для сброса нефти при появлении её на вантузе.

Перед началом работ по вырезке дефектов ПОР в количестве 4-х штук отключаются станции катодной защиты нефтепровода «Дружба 1» 720 мм на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.

Выполняется трубопроводная обвязка четырех агрегатов ПНА (ПНУ) с подпорным насосом и линиями откачки-закачки в точке на 240 км, 252 км и 254 км (рис. 3.4.1.2−3.4.1.5)Проводятся гидравлические испытания линий закачки (от ПНА (ПНУ) до вантуза закачки) давлением 6,3 МПа. Проводятся гидравлические испытания линий откачки (от вантуза откачки до приема ПНА (ПНУ)) давлением 2,5 МПа — максимально возможное давление на месте откачки после остановки нефтепровода. Проверяются заземление основных и подпорных насосов.

Рис 3.6.1.2 Схема откачки нефти из магистрального нефтепровода «Дружба-1», Ш 720 мм при производстве работ по вырезке дефектов ПОР (патрубок не по РД) (4 шт.) на 242, 252 км Рис. 3.6.1.3 Технологическая схема линейной части магистрального нефтепровода «Дружба 1» Ш720 мм от НПС «Клин» до НПС «Кижеватово» .

Рис. 3.6.1.4 Схема обвязки откачивающих средств на 240 км нефтепровода «Дружба 1» Ду700.

Рис. 3.6.1.5 Схема обвязки откачивающих средств на 252 км 254 км нефтепровода «Дружба 1» Ду700.

Вся спецтехника (с ДВС), участвующая в производстве работ, оснащается искрогасителям. Подготавливается необходимая аппаратура для производства дефектоскопического контроля сварных швов в период основных работ (рентгенографический аппарат, ультразвуковой дефектоскоп USN-52).

Оформляется необходимая разрешительная документация для производства подготовительных и основных работ по ликвидацию вантузов.

Производятся замеры конструктивных особенностей вантуза, параметров патрубка согласно РД-91.200.00-КТН-107−06.Тщательно осматривается «приспособление». Проверяется наличие резиновых колец в «приспособлении», смазать резьбовые подвижные части. В сферических заглушках просверлить технологические отверстия. Для патрубков диаметров менее 159 мм сверлится одно технологическое отверстие диаметром 12 мм;

3.6.2 Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности Разрабатываются мероприятия, оформляется наряд — допуск на промывку задвижек. Согласовывается с диспетчерской службой порядок проведения работ. Организовывается устойчивая связь между производителем работ и диспетчером. Устанавливаются манометры (не ниже первого класса точности) до и после задвижек № 7111 (240 км) и № 7113 (254 км).

Обеспечивается режим работы нефтепровода, при котором после прикрытия затвора промываемой задвижки на 65−75% скорость нефти будет не менее 1,5 м/с, при этом давление на выкиде предыдущей станции после прикрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе и не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления на приеме последующей насосной станции.

Прикрывается с помощью электропривода задвижка до 50% хода затвора, по истечении 3 мин после остановки электропривода проверить величину изменения давления по манометрам, показания манометров записываются в журнал. Производится прикрытие задвижки ступенчато, с 5%-ной величиной перемещения клина на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления. После выполнения прикрытия задвижки на 60% дальнейшая операция проводится вручную.

Осуществляют промывку полости задвижек при достижении перепада давления до и после клина 0,2 МПа не менее 30 мин и скорости не менее 1,5 м/с при постоянном контроле показаний манометров.