Нефтепроводы «Дружба»

Для производства работ использовать герметизатор ПЗУ 5МР. Перед установкой герметизатора, необходимо проверить  на комплектность и соответствие документацию: паспорт, руководство  по эксплуатации завода изготовителя (г.Омск), разрешение Ростехнадзора  России.

Герметизаторы ПЗУ 5МР оборудовать  устройством для контроля и регулирования  давления (УКРДВ). После окончания  сварочных работ и при наличии  положительных результатов дефектоскопического  контроля сварных стыков воздух из ПЗУ 3МР спустить, давление снизить  и УКРДВ демонтировать. Отверстие  в трубопроводе для установки  устройства заглушить металлическим  «чопом» и обварить, провести УЗК, согласно требованиям РД 153-39.4-114-01 «Правила ликвидации аварий и повреждений  на МН».

Герметизаторы установить в  трубопровод в соответствии с  инструкциями по их эксплуатации и  применению. Для предотвращения повреждения  ПЗУ 3МР и шланга подачи воздуха при  проведении огневых работ перед  ними на расстоянии 50 мм со стороны ввариваемой катушки установить защитный экран. Перед началом работ сварочных работ защитный экран удалить из полости трубопровода.

Контроль за избыточным давлением  газов или вакуумом в трубопроводе и уровнем нефти перед тампонами  организовывать через просверленное отверстие диаметром 8...12 мм в верхней образующей трубопровода и на расстоянии не менее 30 м до герметизаторов. При невозможности соблюдения расстояния в 30 м, отверстие просверлить на максимально возможном удалении с установкой шланга, конец которого следует отводить на расстояние не менее 30 м.

 

3.2.3 Герметизация полости трубопровода с установкой герметизаторов «КАЙМАН».

Для производства работ использовать герметизаторы «КАЙМАН-1000». Перед  установкой герметизатора, необходимо проверить на комплектность и  соответствие следующей документации:

• Паспорт,
• Руководства по эксплуатации завода-изготовителя,
• Разрешения ростехнадхора
• Инструкцию по эксплуатации и применению, утверждению главным инженером ОАО.

Осуществлять контроль за давлением газов и уровнем  нефти перед герметизатором «КАЙМАН-1000»  выполнить через отверстия диаметром 8…12 мм, на расстоянии не менее 30 метров от герметизатора. При невозможности соблюдения расстояния в 30 метров отверстие сверлится на максимальном возможном удалении, на отверстие установить шланг, конец которого отводится на расстояние не менее 30 метров.

Запрещается использование  герметизаторов «КАЙМАН-1000» на участках магистральных нефтепроводов (от камеры пуска до камеры приема СОД), имеющих  проходное сечение трубопровода менее 80%.

С целью определения местоположения «КАЙМАНА-1000» после заполнения участка  нефтью, необходимо перед установкой герметизатора в трубопровод, установить трансмиттер.

После принятия герметизатора  «КАЙМАН-1000» в камеру приема СОД на НПС «Кижеватово», необходимо проверить исправность и комплектность герметизатора. По результатам проверки составит акт приема герметизатора с указанием:

• Расстояний, величины «пробега (от места закладки до камеры приема)»
• Обнаружение внешних дефектов устройства
• Предложения о дальнейшей эксплуатации герметизатора
• Количество и тип отсутствующих деталей.

 

3.3. Основные работы

Перед началом технологических  переключений необходимо проверить  радиосвязь с МДП и РДП.

Остановить перекачку  нефти на участке «Лопатино - Клин»  магистрального нефтепровода «Дружба 1» Æ1020 мм.

Произвести технологические  переключения для полного отсечения  участка: задвижки №70 (ЛПДС «Лопатино»), №9 (0 км), №13 (0 км), №709 (0 км), №711 (0 км), №713 (0 км), №15 (17 км), №15а (39 км), №17 (46 км), №32б (62 км), №32д (62 км)  – закрыть. Задвижку №32с (62 км) – открыть.

Начальник ЛЭС проверяет  полноту закрытия всех задвижек  (с ручным приводом, с электроприводом, с местным управлением, с управлением  телемеханикой) и по результатам  проверки представляет письменное сообщение (или по устному сообщению)  диспетчеру РДП о закрытие задвижек с указанием  их номеров. 

После закрытия задвижек отключить автоматические выключатели питания электроприводов, отключить концы питающих кабелей электроприводов на магнитных пускателях, с созданием видимого разрыва. Отключенные концы закоротить и заземлить, снять или механически заблокировать штурвалы, вывесить плакаты  «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ!»

Осуществить откачку нефти  из нефтепровода «Дружба 1» Ø1020 мм из отключенного участка между задвижками №15 (17 км), 15А (39 км) в 215 км нефтепровод «Бугуруслан - СНПЗ» Ø 720 мм ПМН.

Вантуза на 34 км и 38 км оставить открытым до окончания сварочных работ (выставить наблюдательный пост из трех человек на вантузе).

Если в точках откачки  давление в опорожняемом нефтепроводе будет превышать  допустимое давление на входе подпорного насоса, то откачку  производить основным агрегатом (подпорный  насос исключить из работы секущими задвижками). Применять подпорные  агрегаты при наличии в откачиваемом участке избыточного давления более 0,3 МПа – ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

В местах вырезки катушек  установить шунтирующие перемычки  из медного многожильного кабеля, с сечением 16 мм² (или из стального прутка с сечением не менее 25 мм² ) одним из следующих способов :

• гибкими стальными лентами, навитыми с натяжкой на очищенную до металлического блеска поверхность трубы;
• стальными болтами с резьбой М12-М16, ввинчиваемыми в глухие отверстия, с оставленной толщиной стенки трубы не менее 3мм;

сваркой соединительных наконечников с  телом трубопровода .

Осуществить вырезку «коррозионной  секции» №36620, труборезными машинками МРТ (ФАЙН).

Демонтаж автокраном грузоподъемностью  не менее 16 тонн, вырезанных участков.

Зачистка рабочих котлованов, подготовка рабочих мест сварщиков на двух котлованах.

Через открытые торцы труб зачистить внутреннюю поверхность  трубопровода от парафиновых отложений  и грязи на длину не менее двух диаметров плюс один метр. Произвести установку тампонов герметизаторов (расстояние от торца трубы до герметизаторов должно быть не менее 1000 мм). Организовать контроль за состоянием воздушной среды через отверстия, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 100…150 мм от тампона у каждого стыка.

Размагничивание стыкуемых  торцов труб перед сваркой.

Стыковка и подгонка переходных «катушек» к торцам существующего  трубопровода Æ1020 мм, стыковка и подгонка замыкающих катушек, попеременная сварка стыков Æ1020 мм.

Дефектоскопия сварных швов (радиографическим и ультразвуковым  методами) и выдача письменных  заключений на вновь вводимые сварные соединения.

Заварка технологических  отверстий. Дефектоскопический контроль сварных швов чопиков. Произвести изоляцию вновь врезанных «катушек» на 36 км.

После заполнения опорожненного  нефтепровода Ø1020 мм, ликвидировать  вновь врезанные вантуза Д_у100 на 34 км и 38 км. Вантуза ликвидировать приспособлением «ПАКЕР». При производстве работ по ликвидации вантузов руководствоваться РД-91.200.00-КТН-107-06

Пуск и вывод нефтепровода «Дружба 1» на  установленный режим.

Обеспечить визуальный контроль вновь заваренных стыков в течение 12 часов после вывода  магистрального нефтепровода «Лопатино-Клин» Ø1020 мм на установленный режим.

 

 

Продольный профиль откачки  на 36 км нефтепровода «Дружба-1»

 

 

 

Схема обвязки  откачивающих средств на 36 км нефтепровода «Дружба 1» Ø1020 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3.1 Расчеты, необходимые для проведения откачки нефти

Расчет определения  мест и количества точек откачки  нефти ПНУ

Места откачки нефти:

• перевальная точка профиля 33 км;
• статическое давление в месте откачки (не менее 0,025Мпа) 37 км;
• место производства работ 37км.

Рис. А Графический метод расчета  количества и точек откачки нефти  ПНУ.

Расчет производится на профиле  участка с высотными отметками:

 оси Z – через 1 метр

оси Х – через 100 метров

Количество и расположение точек  откачки нефти рассчитывается графическим  способом:

1.Ниже точки места производства  работ на  2Dу проводится горизонтальная линия.

2. Рассчитывается координата точки  откачки нефти - точка 1__145,8 м.

3. Рассчитываются геодезические  отметки точек откачки:

 точки 2_______130,5__________м

4. Рассчитывается статическое давление  в точке 2 и 3 по формуле:

Нст_37км=Z1-Z2= 145,8-130,5 =15,3 м

 

где Z₃ и Z₂ – геодезические отметки соответственно точек 3 и 2.

5. Проверяется условие:

=0,153 МПа(соответствует условию) 

Расчет протяженности  участка и производительности освобождения самотеком в резервуар

Протяженность участка определяется графическим методом с использованием профиля технологического участка  МН следующим образом:

1. Рассчитывается производительность сброса нефти самотеком в резервуар в следующем порядке:

От точки К в месте  расположения резервуара, подготовленного  для сброса нефти откладывается  точка Р (рис. А), с учетом высоты взлива в резервуаре (на 2м выше геодезической  отметки днища резервуара) и потери напора в технологических трубопроводах (hп.т≈5…10м):

КР = Zдн.р +2м + hп.т.=138+2+10=150 м

Высотная отметка место  производства работ и перевальной  точки меньше КР

2. Если геодезическая  отметка резервуара выше геодезической  отметки освобождаемого участка,  то L_Р = 0

 

 

 

 

 

 

Расчёт объёма нефти, подлежащего  освобождению

Объем нефти V,  в зависимости от существующих методов освобождения, рассчитывается по формуле:

V = Vн + Vр + Vп=2765м³ 

где Vн=0 объем нефти, откачиваемый насосами НПС;

V_Р= 0   объем нефти, подлежащий освобождению сбросом нефти самотеком в резервуар;

Vп= … объем нефти, откачиваемый ПНУ.

Объем нефти по участкам, подлежащим освобождению, рассчитывается по формуле:

• Объём (V_п150) участков МН освобождаемых ПНУ с производительностью 150 м ³ /ч :                                                      

V_п150=V1+V5= (L_п150*3,14(1,02-2*0,012)² )/4 = 2600*0,779=2025м ³

• Объём (V_п120) участков МН освобождаемых ПНУ с производительностью 120 м ³ /ч :                                                      

V_п120= (L_п120*3,14(1,02-2*0,012)² )/4 = 0… м ³

• Объём (V_п80) участков МН освобождаемых ПНУ с производительностью 80 м ³ /ч :                                                      

V_п80= V2+V3 +V4= (L_п80*3,14(1,02-2*0,012)² )/4 =950*0,779=740 м ³

• Общий объём (V_п,общ) участков МН освобождаемых ПНУ:

V_п,общ=V_п150+V_п120 + V_п80=2025+0+740=2765 м ³

где D_нi =1020– наружный диаметр освобождаемого участка нефтепровода;

δ_i = … – толщина стенки i-того участка нефтепровода протяженностью L_i;

L_i =… – протяженность участков, подлежащих освобождению в зависимости от расчетной схемы:

Lн_i - протяженность участков, подлежащих освобождению насосами НПС (согласно расчёта по приложению 3.2.);

Lр_i -  протяженность участков, подлежащих освобождению самотеком в резервуар (согласно расчёта по приложению 3.3.);

Lп_i - протяженность участков, подлежащих освобождению ПНУ (согласно расчёта по приложению 3.4.).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3.2. Технология  сварочных сварочных работ

Геометрические  параметры сварных швов

Величина зазоров в  стыках сварочных деталей  . . . . . . . . . .  2,5 ÷ 3,5 мм

Величина притупления  кромок свариваемых деталей . . . .  1,8  ± 0,8 мм

Величина угла раскрытия  кромок  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .   25º ÷ 30º

Угол нутрения толстостенных  деталей (деталей трубопроводов, запорной арматуры...................................................................................20º ÷ 30º

Схема монтажа при производстве работ по вырезке дефектов ПОР  на 36 км магистрального нефтепровода «Дружба 1» Ø 1020 мм, участок Лопатино-Клин.