1 Плановый ремонт и реконструкция 1. Характеристики трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в России Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов в России происходит за счет магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов. Магистральный нефтепровод и нефтепродуктопровод – это комплекс инженерно-технических сооружений, предназначенный для трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов потребителю с заданными режимными параметрами, характеризуются высокой пропускной способностью, большой протяженностью свыше 50 км с диаметром от 219 до 1220 мм (и 720 мм для нефтепродуктопровода). Перекачивающие станции представляют собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Они подразделяются на головную и промежуточные. Головная перекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим трех суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами. Промежуточные перекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличие от ГНПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета. Расстановка перекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет 100 - 150 км. 2. Характеристики трубопроводного транспорта газа в России Трубопроводный транспорт газа в России происходит за счет магистральных газопроводов. Магистральный газопровод – это комплекс инженерно-технических сооружений, предназначенный для трубопроводного транспорта газа потребителю с заданными режимными параметрами, характеризуются высокой пропускной способностью, большой протяженностью свыше 50 км с диаметром от 219 до 1420 мм. В состав магистральных газопроводов входят: линейные сооружения, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ) (при необходимости). Компрессорные станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном газопроводе в процессе перекачки. Состоят компрессорные станции из таких основных элементов, как КППСОД, ПУ, КЦ, АВО (рассказать, про все элементы, все, что знаете). 2 Расстановка перекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет 100 - 150 км. 3. Классификация нефтепроводов и нефтепродуктопроводов По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы: 1. Внутренние - соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах; 2. Местные - по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда; 3. Магистральные (МН) - характеризуется высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. В соответствии со строительными нормами и правилами СП 36.13330.2012 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса: Класс I - при номинальном диаметре свыше Dy 1000 до Dy 1200 включительно; Класс II - при номинальном диаметре свыше Dy 500 до Dy 1000 включительно; Класс III - при номинальном диаметре Dy, свыше Dy 300 до Dy 500 включительно; Класс IV - при номинальном диаметре Dy 300 и менее. В соответствии со строительными нормами и правилами СП 36.13330.2012 магистральные нефтепродуктопроводы подразделяются на три класса: Класс II - при номинальном диаметре свыше Dy 500 до Dy 700 включительно; Класс III - при номинальном диаметре свыше Dy 300 до Dy 500 включительно; Класс IV - при номинальном диаметре Dy 300 и менее. 4. Классификация газопроводов В соответствии с СП 36.13330.2012 магистральные газопроводы в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса: 1 класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа; 11 класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа. 5. Линейные сооружения для магистральных трубопроводов (нефти и 3 газа) В состав линейной части магистральных трубопроводов входят: 1.трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) от головной нефтеперекачивающей (компрессорной) станции с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих, компрессорных станций, пунктов замера расхода и редуцирования транспортируемого продукта, узлами пуска и приема очистных устройств, снарядов внутритрубной дефектоскопии, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола; 2.система электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов; 3.линии электропередачи, предназначенные для электроснабжения оборудования трубопроводов, устройств дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты трубопроводов; 4.средства пожаротушения, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов; 5.земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов; 6.здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; 7.постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов; 8.указатели и предупредительные знаки; 9.инженерно-технические средства охраны. 6. Очистка труб от отложений (от АСПО и гидратов) В нефтедобыче используют 1. тепловые 2. химические 3. механические методы удаления АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением: горячей нефти или воды в качестве теплоносителя- острого пара;- электропечей наземного и скважинного исполнения;- электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции. Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции. По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков 4 происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;спиральные, возвратно-поступательного действия;"летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах. Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. 7. Механические средства очистки трубопровода (внутренние и внешние) К механическим средствам очистки внутренней поверхности магистрального трубопровода относятся: 1. Скребки типа СКР, которые предназначены для очистки внутритрубной поверхности трубопроводов от парафиносодержащих отложений, гидратов, мусора и продуктов коррозии. Скребок, помещенный в очищаемый трубопровод, двигается вместе с потоком перекачиваемого продукта и производит очистку внутренней поверхности трубопровода. 2. Поршни-разделители типа ПРВ предназначены для удаления воды из внутренней полости строящихся или реконструируемых трубопроводов после их гидравлических испытаний, также для разделения разносортных нефтепродуктов в процессе перекачки. В практике внешней очистки магистральных трубопроводов от изоляции применяют только механические методы очистки: Механические методы можно условно разделить на 3 вида: 1. Срезание старой изоляции с помощью резцов (ножей), цепей, щеток или тросов; 2. Очистка путем динамического воздействия на изоляцию пескоструйный, дробеструйный способы очистки; 3. Гидродинамический способ - очистка от изоляции в результате воздействия воды, нагнетаемой под высоким давлением. 8. Виды очистки труб от отложений Существуют следующие виды очистки внутренней поверхности магистральных трубопроводов от отложений: 1. Периодическая — для удаления парафиновых отложений и гидратов с целью поддержания проектной пропускной способности трубопровода и предупреждения развития внутренней коррозии трубопроводов; 2. Целевая — для удаления остатков герметизаторов после проведения ремонтных работ на линейной части магистральных трубопровода; 3. Пред диагностическая — для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости трубопровода в соответствии с техническими характеристиками внутритрубных инспекционных приборов 9. Периодичность проведения очистки Периодичность очистки магистральных трубопроводов очистными устройствами определяется индивидуально для каждого трубопровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже одного раза в квартал. При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 2 % и более необходимо проводить внеочередные очистки нефтепровода. 10. Определение понятия «Надежность» 5 Надежность – это свойство объекта сохранять во времени способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования 11. Основы надежности На стадии проектирования: выбор материала и конструкции трубы, диаметра и толщины стенки, расчет на прочность и устойчивость. В строительстве: качество строительно-монтажных работ, сварочные работы, пооперационный контроль, земляные работы, соблюдение проектных параметров. В эксплуатации: соблюдение эксплуатационных режимов работы трубопровода, планирование и проведение текущего диагностического контроля трассы, в том числе и особенно, участков с дефектами, детерминистические расчеты несущей способности которых допускают продление эксплуатации данного участка (может быть с внесенной коррекцией в технологический режим эксплуатации) до следующего назначенного момента контроля. 12. Дефекты на магистральных трубопроводах и их классификация Дефект трубопровода — это каждое отдельное несоответствие нормативам: в стенке, в сварном шве трубы, геометрических параметров трубы, а также соединительные детали, не соответствующие требованиям на изготовление. Дефекты нефтепровода подразделяются на: 1.Дефекты геометрии трубы: 1.1"Вмятина" – местное уменьшение проходного сечения трубы на длине меньшей, чем 1,5 номинального диаметра трубы Dн, без излома оси нефтепровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия. 1.2"Гофр" – уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода. 1.3"Сужение" – уменьшение проходного сечения трубы длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности (Dн-d)/Dн, 2% и более, где Dн - номинальный наружный диаметр трубы, d - минимальный измеренный наружный диаметр трубы. 2.Дефекты стенки трубы: 2.1"Потеря металла" – локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения нефтепровода. Потери металла делятся на объединенные и одиночные. Объединенная потеря металла – это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Одиночная потеря металла – это один дефект потери металла, расстояние от которого до 6 ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта. 2.2"Уменьшение толщины стенки" – плавное утонение стенки, образовавшееся в процессе изготовления горячекатаной трубы или технологический дефект проката. 2.3"Расслоение" – внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои, технологического происхождения. "Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) – расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы. "Расслоение в околошовной зоне" – расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние линии перехода шва к основному металлу до края расслоения меньше или равно значения 4–х толщин стенки трубы). 2.4"Трещина" – дефект в виде разрыва металла стенки трубы нефтепровода. 2.5"Дефект поверхности" – дефект проката на поверхности трубы (раскатанное загрязнение, рябизна, чешуйчатость, перегрев поверхности, вкатанная окалина, раковины от окалины, раковины вдавливания), не выводящий толщину стенки трубы за предельные размеры по ГОСТа. Дефекты сварного соединения (шва): 3.1Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву; 3.2Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов – "аномалии" поперечного, продольного, спирального сварного шва; 3.3Смещение кромок – несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях; 3.4Косой стык – сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью магистрального нефтепровода), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу. Соединение с углом расположения осей труб друг к другу 3 градуса и более классифицируется как дефект "косой стык" поперечного сварного шва. 7 13. Способы очистки магистральных трубопроводов (нефть, газ, нефтепродукты) от старой изоляции В практике ремонта магистральных трубопроводов применяют только механические методы очистки от изоляции: Механические методы можно условно разделить на 3 вида: 1. Срезание старой изоляции с помощью резцов (ножей), цепей, щеток или тросов; 2. Очистка путем динамического воздействия на изоляцию пескоструйный, дробеструйный способы очистки; 3. Гидродинамический способ - очистка от изоляции в результате воздействия воды, нагнетаемой под высоким давлением. 14. Типы и виды изоляционных покрытий Для магистральных трубопроводов чаще всего применяют следующие виды изоляционных покрытий: битумные полимерные заводские Различают 3 основных типа битумных изоляционных материалов: грунтовка праймер мастика Различают три типа изоляционных покрытий на основе полимерных лент. В переводе на пленочную изоляцию соответствие выглядит следующим образом: нормальный тип усиленный тип весьма усиленный тип В заводских условиях наносятся полимерные покрытия на стальные трубы, толщина которых так же соответствует типу покрытия, применяемого для данного участка МТ. Полимер наносится методом экструзии на подготовленную загрунтованную поверхность металлической трубы. 15. Конструкция изоляционных покрытий Битумные покрытия обладают значительной коррозионной стойкостью, однако требовательны к технологии нанесения. В частности, для битумных покрытий требуется полное отсутствие подтеков и расслоений из-за неправильной подготовки поверхности, зачистка поверхности до металлического блеска и ее полное обезжиривание и обеспыливание. Данные требования накладывают ограничения на применение изоляционных покрытий на основе битума. Грунтовка имеет крайне жидкую консистенцию, максимальное содержание растворителя и минимум битума, что обеспечивает ее высокую адгезию к металлу и позволяет подготовить поверхность к нанесению следующих слоев. Праймер – это клей, который обладает более высокими характеристиками по коррозионной защите, чем грунтовка, он наносится на подготовленную 8 загрунтованную поверхность, имеет большую густоту и вступает в реакцию полимеризации с покрытием грунта. В составе праймера нет ничего кроме растворителя и битума либо сырой резины, однако концентрация битума в нем больше чем в грунтовке. Различают три типа изоляционных покрытий на основе полимерных лент. нормальный тип – изоляция накладывается на подготовленную загрунтованную поверхность, с нанесением праймера, перехлест полимерной ленты при этом составляет 3 см. усиленный тип – то же что и в нормальном, только перехлест ленты достигает 50% от ширины ленты + 3 см. весьма усиленный тип – это сочетание усиленного типа в качестве базового покрытия и нанесенный поверх слой нормального типа, с перехлестом и наматыванием в обратном направлении. В заводских условиях наносятся полимерные покрытия на стальные трубы, толщина которых так же соответствует типу покрытия, применяемого для данного участка МТ. Полимер наносится методом экструзии на подготовленную загрунтованную поверхность металлической трубы. 16. Виды дефектов трубопроводов и их ремонт Дефект трубопровода — это каждое отдельное несоответствие нормативам: в стенке, в сварном шве трубы, геометрических параметров трубы, а также соединительные детали, не соответствующие требованиям на изготовление. Дефекты нефтепровода подразделяются на: 1.Дефекты геометрии трубы: 1.1"Вмятина" – местное уменьшение проходного сечения трубы на длине меньшей, чем 1,5 номинального диаметра трубы Dн, без излома оси нефтепровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия. 1.2"Гофр" – уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода. 1.3"Сужение" – уменьшение проходного сечения трубы длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности (Dн-d)/Dн, 2% и более, где Dн - номинальный наружный диаметр трубы, d - минимальный измеренный наружный диаметр трубы. 2.Дефекты стенки трубы: 9 2.1"Потеря металла" – локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения нефтепровода. Потери металла делятся на объединенные и одиночные. Объединенная потеря металла – это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Одиночная потеря металла – это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта. 2.2"Уменьшение толщины стенки" – плавное утонение стенки, образовавшееся в процессе изготовления горячекатаной трубы или технологический дефект проката. 2.3"Расслоение" – внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои, технологического происхождения. "Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) – расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы. "Расслоение в околошовной зоне" – расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние линии перехода шва к основному металлу до края расслоения меньше или равно значения 4–х толщин стенки трубы). 2.4"Трещина" – дефект в виде разрыва металла стенки трубы нефтепровода. 2.5"Дефект поверхности" – дефект проката на поверхности трубы (раскатанное загрязнение, рябизна, чешуйчатость, перегрев поверхности, вкатанная окалина, раковины от окалины, раковины вдавливания), не выводящий толщину стенки трубы за предельные размеры по ГОСТа. Дефекты сварного соединения (шва): 3.1Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву; 3.2Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов – "аномалии" поперечного, продольного, спирального сварного шва; 3.3Смещение кромок – несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях; 10 3.4Косой стык – сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью магистрального нефтепровода), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу. Соединение с углом расположения осей труб друг к другу 3 градуса и более классифицируется как дефект "косой стык" поперечного сварного шва. Для ремонта дефектных секций и отдельных дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта: - шлифовка; - заварка; - установка ремонтной конструкции; - вырезка. 7.2 Шлифовка Шлифовка используется для ремонта секций и соединительных деталей (отводы, тройники, переходники, заглушки и т.п.) с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа "аномалии сварного шва" (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в РД 08.00-60.30.00КТН-050-1-05. Шлифовка используется для ремонта во вмятинах дополнительных дефектов рисок, потерь металла, трещин, расслоений с выходом на поверхность в соответствии с таблицей 6.2. Сварные присоединения (места старых приварок контрольно-измерительных колонок, места приварок шунтирующих перемычек и другие наплавления металла), примыкающие к бездефектному поперечному или продольному сварному шву, зашлифовываются заподлицо с поверхностью трубы. 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. После шлифовки должна проверяться остаточная толщина стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии. Остаточная толщина должна быть не менее 80 % от номинальной толщины стенки. При шлифовке трещин перед установкой муфты (таблица 6.2, «вмятина в сочетании с трещиной», «гофр в сочетании с трещиной», «трещина в стенке трубы») глубина выбранного металла должна превышать глубину трещины не менее, чем на 5 % от номинальной толщины стенки. Остаточная толщина стенки после шлифовки трещин должна быть не менее 5 мм. 11 7.3 Заварка дефектов Заварку разрешается применять для ремонта дефектов стенки трубы типа "потеря металла" (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа "аномалии поперечного сварного шва" (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, недостаточное или отсутствующее усиление, недостаточная ширина шва) на сварных швах в соответствии с таблицей 6.2. Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают величин, указанных в таблице 6.2. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 100 мм. Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 100 мм. Заварку разрешается проводить при наличии в трубопроводе избыточного давления не менее 0,1 МПа и максимальном допустимом давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа с учетом погрешности измерения применяемых приборов. Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов на стенке трубы должна соответствовать требованиям, приведенным в разделе 10 РД 153-39.4086-01 (введенным в действие РД-08.00-60.30.00-КТН-056-1-05). Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов поперечных сварных швов должна соответствовать требованиям, приведенным в «Технологии ремонта дефектов кольцевых сварных швов действующих магистральных нефтепроводов методом наплавки». Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому контролю для выявления внешних дефектов и ультразвуковому контролю для выявления внутренних дефектов. По результатам неразрушающего контроля качества сварных швов оформляется заключение установленной формы по РД 08.0060.30.00-КТН-046-1-05. 7.4 Вырезка дефекта (замена «катушки») 7.4.1 При этом способе ремонта секция или участок секции 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) или при наличии на секции более двух муфт. 7.4.2 Порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке «катушек», требования к врезаемым «катушкам» определяются ОР-13.01-45.21.30КТН-004-2-02*. Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать 12 действующим нормативным строящегося трубопровода. документам, отвечающим требованиям вновь 7.5 Установка ремонтных муфт 7.5.1 Требования на изготовление муфт. Приварные муфты должны быть изготовлены в заводских условиях в соответствии с ТУ 1469-001-01297858-01 «Приварные муфты и патрубки для ремонта действующих магистральных трубопроводов», конструкторской документацией, технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы. Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается. 17. Операционный контроль изоляционных покрытий (адгезия, толщина, сплошность) Качество изоляционных покрытий магистральных трубопроводов должен проверять подрядчик в присутствии представителя технадзора заказчика по мере их нанесения, перед укладкой и после укладки трубопровода в траншею. Производится контроль качества поставляемых изоляционных материалов. Контроль качества изоляционных покрытий подземных трубопроводов включает в себя: 1. Контроль очистки изолируемого трубопровода – визуально по эталону или приборам; 2. Нанесения грунтовки (праймера) – визуално; 3. Нанесения битумной изоляции (сплошности, толщины, армирования защитной обертки, прилипаемости); 4. Контроль качества нанесения полимерных изоляционных лент (сплошность покрытия, число слоев, нахлест витков, прилипаемость); 5. Контроль сплошности изоляционного покрытия засыпанного трубопровода – искателями повреждений; 6. Оценку качества изоляции законченных строительством подземных участков трубопровода – катодной поляризацией. Контроль качества изоляционных покрытий надземных трубопроводов: 1. Алюминиевых и цинковых покрытий (толщина, адгезия, сплошность); 2. Лакокрасочных покрытий (толщина, адгезия, сплошность); 3. Контроль качества покрытий из жировых смазок – дозировка алюминиевой пудры - взвешиванием, однородность смазки - визуально, толщина и равномерность слоя - толщиномером. Толщина слоя оценивается толщиномером, сплошность нанесения – дефектоскопом или визуально, число слоев и армирование – визуально, прилипаемость оценивается адгезиметром или вырезом треугольника (отслаивание по надрезу), нахлест витков – мерной линейкой. 18. Задачи текущего ремонта водоводов на НПС и КС 1. Проверка и замена поврежденных или изношенных труб 2. Очистка и промывка водопроводной сети 3. Замена и установка новых фильтров, клапанов и других элементов 13 4. Проверка и ремонт соединений и уплотнений 5. Проверка и улучшение уровня давления и распределения воды 6. Устранение утечек и других неисправностей 7. Проведение испытаний и проверка качества водоснабжения 8. Обучение персонала по обслуживанию и эксплуатации обновленной водопроводной системы. Проведение АВР на ЛЧ МТ 19. Виды аварий и повреждений на магистральных трубопроводах Согласно руководящему документу «Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных трубопроводах» Аварией на магистральном трубопроводе считается нарушение его герметичности (утечка нефти), либо произвольное отклонение от основных параметров режима перекачки (давление, производительность). Повреждение магистрального трубопровода — это нарушение его исправного состояния при сохранении работоспособности; эксплуатация трубопровода в этом случае возможна, но связана с опасностью аварий в поврежденном месте. Аварии с потерей герметичности трубопровода проявляются в виде свищей, трещин, разрывов тела трубы, повреждения запорной арматуры и фланцевых соединений с выходом продукта. К авариям относится и остановка перекачки вследствие перекрытия внутреннего сечения трубопроводов из-за непрерывности запорной арматуры, застревания скребка или дефектоскопа, застывания нефти при остановке перекачки или образования гидратных пробок и т.д. К повреждениям трубопроводов относятся различные по происхождению гофры, вмятины, каверны, царапины, забоины, непровары, поры, неоднородность металла, отклонения выше нормы геометрического сечения труб, провисы и отдельные неплотности в конструкции трубопровода (сальник, прокладки и др.). 20. Классификация аварий на магистральных трубопроводах 2.2.1. Причинами происхождения аварий на магистральных трубопроводах являются: дефекты материала (труб, фасонных изделий, арматуры и др.); коррозия; брак строительно-монтажных работ; механические повреждения при производстве работ вблизи трубопровода; ошибки эксплуатационного персонала; стихийные явления (землетрясения, наводнения, оползни и т.п.); действия сторонних организаций; действия физических лиц. 2.2.2. Способы обнаружений аварий на магистральных нефтепродуктопроводах подразделяются на: визуальные (по выходу перекачиваемого продукта на поверхность; обнаруживаются либо при контрольном обходе специальными патрульными группами, либо работниками других служб трубопровода, а также посторонними лицами); специальные автоматизированные системы обнаружения аварий; косвенные (по изменению технологических параметров перекачки: 14 падению давления, снижению производительности и т.п.). 2.2.3. В зависимости от расположения дефектов на трубопроводе аварии подразделяются: по основному металлу труб; в сварных соединениях (продольный или поперечный швы); на запорной арматуре; на устройствах трубопровода (вантуз, отборы давления, указатель прохождения средств очистки и диагностики). 2.2.4. По условиям трассы и климата (аналогично характеристике участков трубопровода) аварии происходят на: равнинных участках трассы; переходах через препятствия; болотистых участках трассы; горных и скальных участках трассы; подводных участках трубопроводов. 2.2.5. Последствия аварий всех видов в зависимости от тяжести разделяются на три категории. 2.2.5.1. К последствиям 1 категории относятся аварии, приведшие: - к смертельному случаю или травматизму с потерей работоспособности или групповому травматизму; - к воспламенению нефтепродукта или взрыву его паров; - нарушению работоспособности объекта МНПП более 24 часов или потерям перекачиваемого продукта в окружающую среду свыше 100 куб. м. 2.2.5.2. К последствиям 2 категории относятся аварии, приведшие к нарушению работоспособности объекта МНПП от 8 до 24 часов или потерям перекачиваемого продукта в окружающую среду от 10 до 100 куб. м. 2.2.5.3. К последствиям 3 категории относятся аварии, приведшие к нарушению работоспособности объекта МНПП от 0,5 до 8 часов или потерям перекачиваемого продукта в окружающую среду от 1 до 10 куб. м. 2.2.6. Нарушение герметичности трубопровода, не подпадающее под определение аварии, классифицируется как повреждение. 21. Аварийно-восстановительная служба 3.1.1. Ликвидация аварий на линейной части магистральных трубопроводов должна выполняться силами аварийно-восстановительных служб с привлечением сил и средств местных органов власти и предприятий через местные органы управления, штабы по делам ГО и ЧС, МВД, в зависимости от тяжести (категории) аварии и возможных последствий для окружающей среды и населенных пунктов. 3.1.2. Аварийно-восстановительная служба включает: аварийно-восстановительные пункты, создаваемые на ЛПДС, перекачивающих станциях или наливных станциях; центральные аварийно-ремонтные службы или опорные аварийновосстановительные пункты при производственных отделениях АО. Подразделения АВС должны быть укомплектованы персоналом в соответствии со штатным расписанием. Персонал подразделений АВС должен знать специфику и расположение закрепленных за ним объектов, их расположение относительно соседних трубопроводов, сооружений, линий электропередач, 15 связи и т.д., а также знать правила ведения работ в охранной зоне трубопроводов, кабелей, воздушных линий и других сооружений и коммуникаций, расположенных в зоне прохождения обслуживаемого трубопровода. 3.1.3. Пожарная безопасность при ликвидации аварий должна обеспечиваться силами вневедомственной пожарной охраны УВД, отрядами ведомственной военизированной охраны и добровольными пожарными дружинами. 3.1.4. На период аварийно-восстановительных работ на месте их проведения может быть организовано дежурство медперсонала. 3.1.5. Временная связь с местом проведения аварийно-восстановительных работ организуется и обеспечивается работниками АО «Телекомнефтепродукт». 3.1.6. Трасса магистральных трубопроводов должна быть разбита на участки, закрепляемые приказом для аварийно-восстановительного ремонта и технического обслуживания за подразделениями АВС. Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым подразделением АВС, должна составлять 200 - 250 км в однониточном исполнении в обычных и пустынных условиях. На болотистых и горных трассах протяженность закрепляемого за АВС участка составляет 100 - 150 км. 3.1.7. На каждом участке трассы трубопровода должен быть создан аварийный запас труб в объеме 0,1 % от общей протяженности. Эта норма должна быть увеличена до 0,3 % для трасс трубопроводов в горах, в заболоченных районах и солончаковых почв. Складирование аварийного запаса труб должно предусматриваться на площадках ПС или усадьбах линейных обходчиков. 3.1.8. АВС должны выполнять следующие функции: оперативная ликвидация аварий и повреждений; содержание в постоянной готовности к АВР всех технических средств; повышение уровня профессиональной подготовки ремонтного персонала путем обучения, тренировок, учений и т.д.; содержание всех объектов линейной части в состоянии, отвечающем требованиям «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» /1/ и «Правил охраны магистральных трубопроводов» /2/; осуществление контроля за состоянием трассы путем регулярного патрулирования; проведение плановых мероприятий на своем участке трубопровода с целью недопущения и предотвращения аварий (участие и надзор за всеми работами, выполняемыми другими службами и организациями в охранной зоне, проведение мероприятий технического обслуживания и ремонта согласно графику); своевременное пополнение запасов ГСМ, запчастей и материалов. 3.1.9. АВС должны быть оснащены в соответствии с «Табелем технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов» /17/. 3.1.10. Ремонтная техника и технические средства АВС используются только при ликвидации аварий и выполнении плановых мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов. Все табельные и используемые при 16 ликвидации аварий и их последствий технические средства должны иметь в комплекте соответствующие инструкции по эксплуатации: персонал АВС должен хорошо знать эти инструкции и применять технические средства в строгом соответствии с их назначением. Запрещается использовать персонал, аварийную технику и технические средства для работ, не связанных с техническим обслуживанием и ремонтом (ТОР) магистральных трубопроводов. 3.1.11. При возникновении аварии на линейной части трубопровода АВС действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, разработанным заранее для закрепленного за ЛВС участка трассы. 3.1.12. С целью повышения оперативности и отработки технологии АВР в целом и ее отдельных операций в каждом АО, ПО АО и АВП должны проводиться учения и учебно-тренировочные занятия. Программы учений должны быть направлены на выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий. Количество занятий (учений) и их содержание определяются руководством АО и ПО АО в зависимости от квалификации ремонтного персонала, сложности обслуживаемого участка, трассы, природноклиматических условий и т.п. 3.1.13. Учения и учебно-тренировочные занятия должны проводиться с периодичностью: в АВП - не реже 1 раза в месяц; в ОАВП - не реже 1 раза в квартал. Разрешается не проводить очередные учения и учебно-тренировочные занятия в тех из перечисленных выше подразделений АВС, которые были использованы на ликвидации аварий или производстве врезок на обслуживаемых участках трубопроводов. 3.1.14. Учения по обмену передовым опытом организации, новейшими техническими средствами и методами производства аварийновосстановительных работ в масштабах АК организуются и проводятся по специальной программе с частотой один раз в 3 - 5 лет. 22. План ликвидации возможных аварий План ликвидации возможных аварий должен содержать: 1. Оперативную часть; 2. Техническую часть; 3. Порядок взаимоотношений и взаимодействия с другими организациями в соответствии с «Правилами охраны…», «Инструкцией по производству строительных работ...», «Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре». В оперативной части Плана ликвидации возможных аварий должны быть отражены следующие вопросы: 1. Распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия; 2. Списки, адреса, телефоны должностных лиц, которые должны быть извещены об аварии; эти списки и адреса должны находиться у диспетчера ПОМН и РУМН; 3. Действия группы патрулирования (контрольной группы) АВС в начальный период после обнаружения аварии; 17 4. Перечень организаций, предприятий и хозяйств, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившегося при аварии продукта и о границах взрыво- и пожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, объектов народного хозяйства и по защите окружающей среды; 5. Маршруты следования; 6. Мероприятия по спасению и защите людей; 7. Мероприятия по спасению (сохранению) материальных ценностей; 8. Правила и сроки оформления установленной документации. Техническая часть плана должна содержать: 1. Оперативный журнал ликвидации аварии; 2. Перечень необходимой технической документации для организации работ по ликвидации аварии на МН; 3. План и профиль участка трубопровода с указанием глубины залегания всех подземных коммуникаций; 4. Виды возможных аварий; 5. Методы ликвидации аварий; 6. Перечень технических средств в зависимости от характера аварии и природно-климатических условий; 7. Примерный график выполнения работ по ликвидации аварий; 8. Объем предполагаемого стока продукта в зависимости от рельефа местности, предполагаемый характер растекания, опасность попадания в водоемы и т.д.; 9. Мероприятия по предотвращению разлива и загорания продукта; 10. Мероприятия по охране природных богатств; 11. Мероприятия по обследованию состояния трубопровода после ликвидации аварий; порядок закрытия и открытия линейных задвижек; 12. Мероприятия по сбору и утилизации разлитого продукта, а также по ликвидации последствий разлива нефти и нефтепродуктов. 23. Организация производства РВР и АВР К ремонтно-восстановительным работам (РВР) на трубопроводах относятся: плановый капитальный ремонт, плановые и аварийные замены арматуры или участков трубопроводов, технологические врезки, ремонт сварных стыков. С момента получения сигнала об аварии должно быть организовано выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий, которые осуществляются в три этапа. Этап 1. Поиск места аварии и определение ее характера. Организует и отвечает за его выполнение начальник ЛПДС или руководитель подразделения, за которым закреплена трасса. Этап 2. Сбор, выезд и доставка персонала с технических средств АВС к месту производства восстановительных работ. Ответственным исполнителем является начальник ABC. Этап 3. Организация и выполнение аварийно-восстановительных работ на трубопроводе. Ответственный - назначенный распоряжением по ПОМН из числа руководителей ПОМН, РУМН, АВС, ЛПДС и др. До начала аварийно-восстановительных работ их руководителем должны быть 18 уточнены и доведены со сведения каждого работника конкретные обязанности, объемы и сроки предстоящих работ, меры техники безопасности и пожарной безопасности, а также действия на случай возможных обвалов, осыпей, селей и др. опасных явлений. При необходимости назначается ответственное лицо за выполнение работ по локализации и сбору нефти. 24. Подготовительные мероприятия и проведение АВР Аварийно-восстановительные работы необходимо обеспечить выполнением подготовительных мероприятий: 1. Уточнение места аварии и задержание нефти (продукта); 2. Доставка ремонтных средств и персонала к месту аварии; 3. Размещение технических средств в районе аварии; 4. Подготовка ремонтной площадки; 5. Организация водоотлива и водоотвода; 6. Обеспечение безопасности соседних коммуникаций и объектов народного хозяйства. Все мероприятия выполняются в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, требованиями техники безопасности, инструкциями по эксплуатации используемых технических средств. С момента получения сигнала об аварии должно быть организовано выполнение мероприятий плана ликвидации возможных аварий, которые осуществляются в три этапа. Этап 1. Поиск места аварии и определение ее характера. Организует и отвечает за его выполнение начальник ЛПДС или руководитель подразделения, за которым закреплена трасса. Этап 2. Сбор, выезд и доставка персонала с технических средств АВС к месту производства восстановительных работ. Ответственным исполнителем является начальник ABC. Этап 3. Организация и выполнение аварийно-восстановительных работ на трубопроводе. Ответственный - назначенный распоряжением по ПОМН из числа руководителей ПОМН, РУМН, АВС, ЛПДС и др. До начала аварийно-восстановительных работ их руководителем должны быть уточнены и доведены со сведения каждого работника конкретные обязанности, объемы и сроки предстоящих работ, меры техники безопасности и пожарной безопасности, а также действия на случай возможных обвалов, осыпей, селей и др. опасных явлений. При необходимости назначается ответственное лицо за выполнение работ по локализации и сбору нефти. 25. Современные способы и оборудование для проведения герметизации внутренней полости трубопровода при ликвидации аварий и повреждений 4.5.1. С целью предотвращения возгорания поступающих из трубопровода перекачиваемого продукта и газов, а также недопущения загазованности места производства АВР необходимо надежно герметизировать внутреннюю полость трубопровода - изолировать ее специальными средствами от внешней среды на весь период производства сварочно-монтажных работ. 4.5.2. Герметизация производится с помощью тампонов или механических перекрывающих устройств. В качестве материалов для создания тампонов могут применяться глина и быстросхватывающиеся композиционные материалы, создаваемые из таких распространенных армирующих материалов, как 19 стекловолокно и стеклопластик, обладающих высокой механической прочностью, коррозионной стойкостью, небольшой плотностью (1,6 - 1,8 г/см3) и т.д. 4.5.3. В зависимости от принятой технологии АВР могут быть использованы два метода герметизации: с открытого торца; через специальные «окна» или патрубки с задвижками. 4.5.4. В тех случаях, когда вырезка дефектного участка возможна с помощью УКЗ, труборезов типа «Файн», «МР» и т.д., то есть возможно создание открытых торцов до перекрытия внутренней полости трубопровода, целесообразнее применить метод герметизации с открытого торца. После вырезки дефектного участка и опорожнения от продукта с торца трубопровода устанавливается механический тампон-герметизатор, например, конструкции ПОМН «Дружба» (рис. 10), допущенный к применению в установленном порядке, либо создаются тампоны из глины или композиционных материалов. 4.5.5. Тампон из глины создается послойной укладкой и трамбованием на длину не менее двух диаметров трубопровода. 4.5.6. Герметизация через «окна» может применяться при невозможности вырезки дефектного участка безогневым способом или с использованием энергии взрыва, а также при использовании в качестве герметизатора быстросхватывающихся материалов, не требующих предварительного опорожнения трубопровода от перекачиваемого продукта. 4.5.7. При использовании тампонов на основе глины необходимо организовать контроль состояния тампона на герметичность путем осмотра его торцевой части на наличие трещин и усадки по верхней образующей, а также отбором и анализом проб воздуха на наличие газов через каждые полчаса. При необходимости производится дополнительная утрамбовка тампона и донабивка свежей глины. При отрицательной температуре воздуха необходимо принять меры по теплоизоляции тампона снаружи трубопровода. Во избежание потери герметичности тампона не допускаются удары по трубе и ее вибрация от работающих механизмов. 4.5.8. Герметизация внутренней полости трубопровода с использованием быстросхватывающихся материалов должна производиться в соответствии с инструкцией по применению этих материалов при ликвидации аварий на трубопроводах. 4.5.9. Для обеспечения контроля за состоянием внутренней полости освобожденного трубопровода (уровнем перекачиваемого нефтепродукта и сбросом избыточного давления газа) высверливаются с двух сторон за тампонами контрольные отверстия диаметром 8 - 12 мм, достаточным для стравливания избыточного давления в трубопроводе. Расстояние от тампонов до отверстий должно быть не менее 30 м. При невозможности соблюдения указанного требования необходимо организовать отвод газов из трубопровода на безопасное расстояние, исключающее их возгорание от искр при производстве сварочно-монтажных работ. После завершения восстановительных работ отверстия должны быть устранены забивкой металлических пробок (см. п. 4.6.4.29). 4.5.10. В случае обнаружения через контрольное отверстие повышения уровня нефтепродукта в трубопроводе до тампона необходимо принять меры по его сбросу путем сверления отверстий или врезки задвижки необходимого диаметра в нижней 20 части трубы. С целью ускорения сброса нефтепродукта могут быть подключены откачивающие насосы. Для этого в нижней части трубы выполняют приварку бобышек, форма и размеры которых должны соответствовать рис. 11 и табл. 4. Приварка бобышек производится угловым равносторонним швом в два слоя. После приварки бобышки выполняют просверливание стенки трубопровода с помощью специального приспособления. По окончании ремонта бобышка должна быть заглушена соответствующим винтом и обварена по верху резьбового соединения. 26. Технология ликвидации аварий и повреждений К технологии ликвидации аварий предъявляются следующие требования: 1. Надежное восстановление герметичности трубопровода; 2. Обеспечение проектного уровня прочности и несущей способности ремонтируемого участка трубопровода; 3. Обеспечение нормативного времени простоя трубопровода при ремонте; 4. Наименьшее воздействие на окружающую среду, соседние коммуникации и объекты народного хозяйства; 5. Сохранение проектных размеров внутренней полости трубопровода с целью обеспечения возможности пропуска очистных и диагностических средств. Аварийно-восстановительные работы включают: 1. Подготовительные мероприятия; 2. Локализацию и сбор перекачиваемого продукта; 3. Земляные работы; 4. Герметизацию внутренней полости; 5. Сварочно-монтажные работы; 6. Контроль сварных соединений; 7. Изоляцию трубопровода; 8. Ликвидацию последствий аварий; 9. Другие работы. Указанный перечень работ не является обязательным для всех видов аварий и зависит от конкретных условий, характера и места дефекта на трубопроводе. В каждом конкретном случае в зависимости от характера и места аварии, а также в зависимости от напряженности работы трубопровода и других обстоятельств должен быть выбран соответствующий способ ремонта, а именно: Устранение течи в результате образования свищей на теле трубы выполняется путем установки пробок или хомутов. Пробки в виде заглушек устанавливаются на одиночных свищах. На семейство свищей и участок питтинговой коррозии накладывается хомут, либо заплата с прижимным устройством. Свищи и трещины на сварных швах ликвидируют путем наложения и приварки специальных галтельных муфт (хомутов). Трещины по телу трубы длиной менее 50 мм ликвидируют методом наложения заплаты или установки хомута. Трещины по телу трубы длиной более 50 мм, разрывы и поврежденные коррозией участки трубопровода на длине, большей диаметра трубы, должны ремонтироваться путем замены дефектного участка трубопровода новым. Аварии, происшедшие в результате заклинивания пропускаемых внутри трубопровода устройств, ликвидируются после определения места нахождения этих 21 устройств и пробок путем замены участка трубопровода. Аварии на линейной арматуре ликвидируются: 1. Сальниковых устройствах (донабивкой сальниковых камер) без остановки перекачки с помощью специальных приспособлений; 2. Во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом, на байпасах) - с остановкой перекачки, заменой прокладок; 3. При разгерметизации корпуса задвижки либо потере работоспособности запорного устройства - путем вырезки целиком задвижки и замены ее на новую. При авариях на соединительных элементах трубопровода (тройники, переходники, отводы) восстановление должно проводиться путем замены дефектной детали, соответствующей по параметрам новой. Установка заглушек, заплат и плоских хомутов при ликвидации аварий на трубопроводе производится как временное средство и устраняется при проведении капитального ремонта на данном участке трубопровода или в случае создания в результате таких ремонтов препятствий для пропуска очистных устройств. Способы ликвидации повреждений устанавливаются в каждом конкретном случае в зависимости от характера и размеров дефекта. Работы должны выполняться в плановом порядке либо одновременно с ликвидацией аварии на данном трубопроводе. 27. Виды несанкционированных врезок, методы их обнаружения По своему виду и конструкции криминальные врезки классифицируются на неквалифицированные и квалифицированные. Неквалифицированная врезка представляет собой отверстие в теле трубопровода или его оборудования, не снабженное специальным приспособлением для кражи нефтепродукта. Квалифицированная врезка представляет собой отверстие в теле трубопровода или его оборудования с присоединенным приспособлением для кражи нефтепродукта патрубком, снабженным запорным устройством, а также со шлейфом или без него, или возможностью подключения шлейфа. На сегодняшний день существуют две категории методов обнаружения несанкционированных врезок: методы периодического и постоянного контроля. К методам постоянного контроля относятся: 1. Модифицированный метод материального баланса, который основан на фиксации расхода и давления перекачиваемого сырья на конце участка магистрального трубопровода. Измеренные показатели сравниваются с изменением массы сырья на участке. Расхождения являются признаком утечки или врезки. 2. Сравнение расходов дает возможность учитывать объем перекачиваемого сырья в конечной и начальной точке всей системы. 3. Модифицированный метод гидравлической локации основан на установке датчиков давления в определенных точка магистрального трубопровода. Утечки и врезки фиксируются при помощи контроля изменения гидравлического уклона во времени на определенно участке. 4. Метод скользящей установки основан на фиксации перепадов давления на разных промежутках трубопровода. Автоматически рассчитанные показатели давления сравниваются с фактическими показаниями датчиков. 5. Метод гидравлической локации основан на анализе данных гидравлических показателей трубопровода. 22 6. Метод линейного баланса основывается на том, что объем перекачиваемого сырья в начальных и конечных точках должен быть одинаковым и в случае несоответствия, модно говорить о предполагаемой утечке или незаконной врезке. 7. Метод ударных волн Жуковского подразумевает проведение замеров давления в конечной точке магистрального трубопровода. В этом случае скорость распространение ударной волны дает возможность определить место утечки. 8. Метод акустической эмиссии основан на использовании пьезоэлектрических элементов ы составе трубопровода для регистрации нарушения целостности системы. 9. Метод отрицательных ударных волн дает возможность фиксировать утечки или врезки за счет изменения фронта волны давления. Предполагаемое место утечки определяется по временному интервалу прохождения фронта волны. 10. Корреляционный метод предполагает использование датчиков, которые измеряют виброакустические сигналы, создаваемые утечкой. 11. Сравнение скоростей расходов в конечной и начальной точках магистрального трубопровода. К методам периодического контроля утечек и несанкционированной врезки относятся: 1. Тепловой метод. Данный метод основан на фиксации изменения температуры, который может возникать при вытекании перекачиваемого сырья в окружающую среду. 2. Метод обработки кривой падения давления. Данный метод основан на отслеживании падения давления, которое является признаком незаконной врезки или утечки. 3. Метод перепада давления. Данный метод заключается в разделении участка трубопровода на две зоны при помощи зонда, по обе стороны которого замеряют перепад давления. 4. Акустический метод. Данный метод основан на регистрации акустических сигналов, которые возникают при истечении перекачиваемого сырья из трубопровода. 5. Радиолокационный метод. Данный метод подразумевает фиксирование утечек и врезок при помощи радиоактивного излучения, которое возникает в случае попадания перекачиваемого сырья в окружающую среду. 6. Метод дифференциального давления. данный метод подразумевает мониторинг изменения перепада давлений на двух участках отключенной части трубопровода. 7. Магнитный метод. Данный метод подразумевает использование дефектоскопов с индукционными и феррозондовыми датчиками. 8. Визуальный метод. Данный метод предполагает обход участков трубопровода с целью выявления повреждений, которые могу быть причиной утечки и несанкционированных врезок. 9. Ультразвуковой метод. Данный метод предполагает регистрацию ультразвуковых волн, которые возникают в случае утечек перекачиваемого сырья. 10. Комбинированный электромагнитный метод. Данный метод основан на способности намагничивания стенок трубопровода. В случае повреждения будет меняться коэффициент магнитной проницаемости. 11. Анализ статистического давления. Данный метод осуществляют при 23 гидравлическом испытании трубопровода. Производится замер скорости падения давления на участке трубопровода между двумя отключающими устройствами. Перепад давления является признаком возможной утечки или врезки. 12. Лазерный газоаналитический метод. Данный метод основан на способности газов, поглощать энергию источника инфракрасного излучения. 13. Метод вихревых токов. Данный метод предполагает использование вихретокового преобразователя, помещаемого внутрь трубопровода. Регистратор фиксирует перепады магнитного поля. 14. Метод трассирующих газов. Данный метод основан на газоанализе утечек, которые регистрируют количественный и качественный состав газов в перекачиваемом сырье. 28. Технология ликвидации несанкционированных врезок При размере повреждения, нанесенного криминальной врезкой, до 8-12 мм, в образовавшееся отверстие забивается металлическая пробка-заглушка (чоп), поверх которой приваривается заплата или хомут. Размеры заплат и муфт должны быть такими, чтобы перекрывать место дефекта не менее чем на 40 мм от края. Заплата должна иметь эллипсовидную форму. Муфты необходимо использовать в случае, если поврежденный участок больше допустимых размеров заплат, определяемых диаметром трубы. Установка заглушек, заплат и хомутов ослабляет несущую способность трубопровода и применяется как временное средство, устраняемое при проведении капитального ремонта. Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий (свищей) диаметром до 12 мм устраняются забивкой металлическая пробок «чопиков» и обваркой. Врезки с отводящими патрубками чаще всего ремонтируют посредством установки на них патрубков с эллиптическим днищем, посредством сварки. При размере повреждения, нанесенного криминальной врезкой, более 8-12 мм, дефектный участок трубы вырезается и заменяется новым (катушкой). Длина устанавливаемой катушки должна составлять не менее 0,5 м. При повреждении, нанесенном врезкой запорному устройству или соединительному элементу трубопровода (тройнику, переходнику и т.п.), восстановление производится путем замены дефектной детали на новую. 29. Технология проведения АВР на участках МТ, расположенных на болотах I, II и III типов При ликвидации аварий на болотах, отключение аварийного участка, освобождение нефтепровода от нефти, герметизация внутренней полости нефтепровода, вырезка дефектного участка, монтаж и сварка катушки, ремонт дефектных мест без замены катушки, организация пуска нефтепровода выполняются в соответствии с требованиями для обычных условий. ABC, обслуживающие болотистые участки трассы, должны оснащаться дополнительными техническими средствами, предназначенными для работы на болотистой местности. Поиск места аварии, а также доставка технических средств, материалов и ремонтного персонала к месту ведения АВР осуществляется с использованием воздушного и наземного транспорта высокой проходимости. В качестве наземного транспорта могут быть использованы: колесный транспорт на тороидных шинах с регулируемым давлением воздуха, трейлеры, гусеничные машины высокой проходимости, болотоходные транспортные средства 24 с малым удельным давлением на грунт; водный транспорт - катера, мотолодки, баржи; воздушный транспорт - вертолеты. Для выполнения работ по ликвидации аварии на участках МН, расположенных на болотах, необходимо обеспечить возможность базирования и маневрирования технических средств, которое осуществляется повышением несущей способности почвы. Для повышения несущей способности поверхности болот, в зависимости от его характеристики, могут быть использованы: 1. Настилы из деревянных железнодорожных шпал и выстилка металлическая; 2. Сборно-разборные клеефанерные дорожные покрытия (СРДП). На болотах с устойчивыми торфами, то есть для 1 и 2 типа устраиваются лежневые дороги путем поперечной укладки бревен диаметром 12-20 см на продольные лежни или лежневые дороги из инвентарных щитов. При глубине торфа 0,8 м и более или неустойчивом подстилающем грунте, а также на травяных болотах с ровной поверхностью без кочек и пней, применяются инвентарные слани из лесоматериалов или настилы из шпал. Ремонтный котлован на болотах I и II типа может быть сооружен с креплением и без крепления стенок, комбинированным методом - с креплением стенок и применением ремонтной герметичной камеры. В состав работ по сбору разлития нефти входят: 1. Ограждение места разлитой нефти; 2. Подготовка земляных обвалований, котлованов, резинотканевых резервуаров и других емкостей; 3. Прокладка сборно-разборных нефтепроводов или создание дренажных траншей; 4. Откачка нефти в подготовленные емкости. Очистка поверхности болота от остатков нефти может быть осуществлена путем: 1. Смыва нефти с поверхности болота; 2. Выжигания. Метод смыва нефти заключается в следующем: гидромонитором, мотопомпой или насосами пожарных автомобилей вода под давлением из ближайшего источника подается к месту аварии или повреждения. Вода с нефтью собирается в приямке, устроенном на границе разлития нефти, откуда водонефтяная смесь откачивается в нефтесборный котлован или обвалование. Выжигание остатков нефти допускается как исключение при невозможности сбора нефти другими способами и проводится после согласования с местным комитетом экологии и органами пожарной охраны. После восстановления аварийного участка нефтепровода нефть, собранная с поверхности болота и откаченная из дефектного участка нефтепровода, должна быть закачана насосными агрегатами в восстановленный или параллельно проложенный нефтепровод. 30. Локализация и ликвидация разливов на подводных переходах МТ (схема на судоходных и несудоходных реках, оборудование для ликвидации, повреждения трубопроводов на подводных переходах) Способ ремонта трубопровода подводного перехода магистрального нефтепровода (ППМН) выбирается в зависимости от вида и характера повреждения. 25 Ремонт свищей и трещин на поперечных швах нефтепровода, может осуществляться применением временного метода с установкой обжимной, или галтельной муфт. При разрушении металла трубы, сварного шва, ремонт трубопровода должен проводиться с заменой дефектного участка. Для ликвидации аварий на ППМН, с разгерметизацией нефтепровода и выходом нефти, необходимо: 1. Остановить перекачку нефти; 2. Закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок нефтепровода; 3. Установить ограждения, препятствующие распространению нефти в водном объекте и организовать сбор разлившейся нефти; 4. Определить место и характер повреждения ППМН; 5. Определить объемы ожидаемой утечки; 6. Организовать доставку людей и технических средств к месту аварии; 7. Организовать ремонт поврежденного (разрушенного) участка ППМН одним из способов, указанных ПЛА; 8. Испытать отремонтированный участок нефтепровода. Задержание и сбор нефти на малых реках и водоемах может осуществляться созданием временных или постоянных запруд, или дамб с водоспускными трубами. Локализации нефти на поверхности водных объектов осуществляются установкой боновых заграждений. Боновые заграждения могут устанавливаться в несколько рядов в зависимости от объема и интенсивности выхода нефти, по возможности, они должны полностью перекрывать русло реки, если река не судоходная. С поверхности воды нефть следует собирать нефтесборщиками или откачивать её насосами (в смеси с водой) в специальные емкости (земляные амбары, резинотканевые емкости), устраиваемые на берегу, с целью последующей её утилизации. В качестве оборудования используют передвижные насосные агрегаты ПНУ и ПНА, вантузы. 31. Причины аварий на магистральных трубопроводах Причинами происхождения аварий на магистральных трубопроводах являются: 1. Дефекты материала (труб, фасонных изделий, арматуры и др.); 2. Коррозия; 3. Брак строительно-монтажных работ; 4. Механические повреждения при производстве работ вблизи трубопровода; 5. Ошибка эксплуатационного персонала; 6. Стихийные явления (землетрясения, наводнения, оползни и т.п.) 32. Локализация нефтяных загрязнений на почве При получении сигнала об аварии диспетчером РУМН (ПОМН) должны быть приняты все меры по сокращению объема вытекающего продукта: 1. Остановка перекачки по поврежденному участку трубопровода; 2. Определение места аварии; 26 3. Перекрытие линейных задвижек на поврежденном трубопроводе. Команду на закрытие линейных задвижек дает ответственный руководитель или руководитель ЛПДС (АВС) после согласования с диспетчером. Порядок отключения задвижек зависит от профиля трассы трубопровода. Прежде всего закрывается линейная задвижка со стороны более высокой отметки по отношению к месту утечки. После восстановлении поврежденного участка трубопровода перекачиваемый продукт из ям-накопителей (земляного амбара, обвалования или других емкостей) должен быть закачан в отремонтированный или другой параллельно проложенный трубопровод. Параллельно с откачкой продукта из ям-накопителей производятся работы по уменьшению количества продукта, впитывающегося в почву. Для этого на зеркало продукта, остающегося на поверхности после откачки насосами, наносится сорбент (торф, солома и т.д.) из расчета 0,5 м3 сорбента нa 10 м2 нефтяного пятна. После пропитывания сорбента продуктом его собирают, не нарушая верхний слой почвы, и вывозят на специальные пункты, где сорбент готовится к утилизации. Если сорбент не впитал с поверхности почвы весь продукт, операцию повторяют. Для локализации перекачиваемого продукта к ямамнакопителям и дренажным канавам дополнительно сооружают систему приточных канав. 33. Сбор нефтяных загрязнений с почвы После восстановлении поврежденного участка трубопровода перекачиваемый продукт из ям-накопителей (земляного амбара, обвалования или других емкостей) должен быть закачан в отремонтированный или другой параллельно проложенный трубопровод. Параллельно с откачкой продукта из ям-накопителей производятся работы по уменьшению количества продукта, впитывающегося в почву. Для этого на зеркало продукта, остающегося на поверхности после откачки насосами, наносится сорбент (торф, солома и т.д.) из расчета 0,5 м3 сорбента нa 10 м2 нефтяного пятна. После пропитывания сорбента продуктом его собирают, не нарушая верхний слой почвы, и вывозят на специальные пункты, где сорбент готовится к утилизации. Если сорбент не впитал с поверхности почвы весь продукт, операцию повторяют. Для локализации перекачиваемого продукта к ямамнакопителям и дренажным канавам дополнительно сооружают систему приточных канав.
