Отчет по практике в ООО «Балтнефтепровод»

- результаты патрулирования заносить в журнал учета замечаний при    воздушном патрулировании трасс нефтепроводов;

-   в случае оповещения об аварии, должен прибыть к месту сбора аварийной бригады и в дальнейшем действовать по указанию начальника ОЭН;

-   при производственной необходимости бортоператор может привлекаться к разовым работам не соответствующим должностным обязанностям.

Полеты осуществляются в западном и восточном направлении и контролируются все нефтепроводы, эксплуатируемые управлением. Полет ведется над охранной зоной нефтепровода.

Для обеспечения безопасной эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов и исключения возможности повреждения нефтепровода установлены охранные зоны:

-   вдоль трассы нефтепровода – в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 м от оси трубопровода с каждой стороны;

- вдоль трасс многониточных нефтепроводов в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

-  вдоль подводных переходов нефтепроводов – в виде участка от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями,

-   отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны;

-   вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти – в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 50 м во все стороны;

-   вокруг головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефти, наливных и сливных эстакад и причалов, пунктов подогрева нефти – в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м;

-  вокруг устройств электрохимической защиты, выходящих за пределы охранной зоны линейной части магистральных трубопроводов – в виде участка земли шириной 5 метров от ограждения.

В охранных зонах МН запрещается проводить действия, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов, либо привести к их повреждению:

- перемещать, засыпать и ломать опознавательные и сигнальные знаки, контрольно-измерительные пункты;

- без необходимости открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать задвижки, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;

-   устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;

- разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие трубопроводы от разрушения, а прилегающую территорию и окружающую местность – от аварийного разлива нефти;

-  бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

- разводить огонь и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня [4].

7 Ремонт дефектов магистрального нефтепровода

 

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

-   шлифовка;

-   заварка;

-   установка ремонтной конструкции;

-   вырезка [5].

 

7.1 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.

Шлифовка используется для ремонта во вмятинах дополнительных дефектов – рисок, потерь металла, трещин, расслоений с выходом на поверхность.

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 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 [5].

 

7.2 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.

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 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 [5].

 7.3 Установка ремонтных муфт

 

Приварные муфты должны быть изготовлены в заводских условиях.

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

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

Установка муфт:

- Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты. В целях правильности выбора ремонтной конструкции необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением акта проведения дефектоскопического контроля.

Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее, чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины ремонтируемого дефекта.

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

         - Композитная муфта П1 устанавливается по композитно-муфтовой технологии;

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

         - Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 Мпа;

         -    Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы и околошовные зоны поверхности основного металла должны пройти контроль [5].

 

7.4 Вырезка дефекта (замена «катушки»)

 

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 [5].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Трубопроводный транспорт нефти остается на сегодняшний день важнейшей составляющей частью системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем.

Нефтеперекачивающая станция «Палкино» оснащена новейшим оборудованием и обеспечивает надежную и экологически безопасную эксплуатацию магистральных нефтепроводов, несмотря на трудности связанные, в частности, с их большой протяженностью.

Коллектив НПС «Палкино» - это высококвалифицированные сотрудники, своевременно выполняющие обязанности по эксплуатации нефтеперекачивающей станции и магистрального нефтепровода.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1 Коршак, А.А. Нефтеперекачивающие станции: Учебное пособие /А. А. Коршак, Л. П. Новосёлова – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. – 384 с.

2 Коршак, А.А. Нефтебазы и АЗС: Учебное пособие /А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, Е.М. Муфтахов. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. – 416 с.

3 Оноприюк, В.П. Точка слияния /В.П. Оноприюк // Трубопроводный транспорт нефти. – 2009. – №7. – С. 22-25.

4 РД 39-016-90. Положение о воздушном патрулировании магистральных нефтепроводов. – Взамен РД 39-30-743-82; Введ. 1.07.90 до 1.07.95. – Уфа: Издательство ВНИИСПТнефти, 1990. – 33 с.

5 РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. – Уфа: ИПТЭР, 1998. – 194 с.

6 ОАО «Балтнефтепровод» [Электронный ресурс]: офиц. сайт. – СПБ, 2011.- Режим доступа к сайту.. http://www.baltneft.com/

7 Мышкинский муниципальный район [Электронный ресурс]: офиц. портал. – Ярославль, 2007.- Режим доступа к сайту.. http://myshkinmr.ru/