Капитальный ремонт дефектов первоочередного ремонта участков НПС "Клин" - НПС "Кижеватово"

дипломная работа

* 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 надписями- указателями), 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 №300312, №300314 на 242 км нефтепровода "Дружба 1" 720 мм (участок Клин - Кижеватово)

Останавливается участок "Клин - Кузнецк" 720 мм, путем закрытия задвижек №105а, №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), №7113б (254 км), №7115 (269 км) - закрываются.

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

После откачки нефти задвижки №7107, 103а-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 №300312, №300314, 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 720х9 мм.

Производится сварка одного стыка 720х9 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 720х9 мм;

Свариваются два стыка 720х9 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 №300515, №300518 на 252 км нефтепровода "Дружба 1" 720 мм (участок Клин - Кижеватово)

Останавливается участок "Клин - Кузнецк" 720 мм, путем закрытия задвижек №105а, №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), №7113б (254 км), №7115 (269 км) - закрываются, задвижки №7107, №103а, №7113а (254 км) - открываются. После откачки нефти задвижки №7107, 103а-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 №300515, №300518 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 720х9 мм. Осуществляется сварка одного стыка 720х9 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 720х9 мм. Осуществляется сварка двух стыков 720х9 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 Ду150 на 240 км и Ду100 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 №300312, №300314, №300515, №300518 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 Ду150 на 254 км (В708) нефтепровода "Дружба 1" Ш720 мм - вантуз для откачки; Ду150 на 254 км (В85) нефтепровода "Дружба 1" Ш1020 мм - вантуз для закачки; Ду100 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 1,0х1,0 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 720х9 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.

Делись добром ;)