Капитальный ремонт участка подводного перехода магистрального нефтепровода «Ухта-Ярославль» (основная нитка), проходящего через реку Ухту, 45 км

1 КЛАССИФИКАЦИЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ 5
1.1 Классификация подводных переходов 6
1.2 Состав подводного перехода 9
2 СПОСОБЫ ОСВОБОЖДЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА ОТ НЕФТИ 11
2.1 Способы освобождения трубопровода от нефти 12
2.2 Вантузы нефтепровода 15
2.3 Передвижная насосная установка 16
3.2 Планово-предупредительный ремонт 20
3.3 Аварийно-восстановительный ремонт 21
3.4 Капитальный ремонт 22
4 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ РЕМОНТИРУЕМОГО УЧЧАСТКА 24
4.1 Краткая характеристика местоположения ремонтируемого участка. 25
4.2 Местоположение площадки строительства 25
4.3 Климат 27
4.4 Гидрогеологические условия 28
5 ЭТАПЫ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ППМН 30
5.1 Работы подготовительного этапа 31
5.2 Работы основного этапа 36
5.3 Работы заключительного этапа 49
6 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 57
6.1 Расчет земляных работ 58
3.1.2 Расчет толщины стенки подводного перехода. 59
3.2 Проверка прочности и устойчивости трубопровода 60
3.3 Расчет балластирующей способности 64
7 ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ПРОТАСКИВАНИИ ТРУБОПРОВОДА ПРОВЕРКА ПО ТРАНШЕИ 68
8 КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ РАБОТ 73
8.1 Меры безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ 74
8.2 Меры безопасности при проведении огневых работ. 82
8.3 Организационные мероприятия по экологической безопасности и охране окружающей среды. 89

Весь текст будет доступен после покупки

Капитальный ремонт подводного перехода магистрального нефтепровод «Ухта-Ярославль» через реку «Ухта» на 45,1-45,5 км., протяженность заменяемого участка 408,8 м., проводится в соответствии с планом технического перевооружения и развития объектов АО «Транснефть-Север», а так же исходя из данных, полученных в ходе проведения внутритрубной и электрометрической диагностики , а именно:
• дефекты изоляции (неудовлетворительная адгезия, порывы, отсутствие изоляции и т. д.);
• дефекты коррозии (утонение стенки, влияние стресс-коррозии, ручейковой коррозии и т. д.);
• дефекты сварных стыков (вследствие износа и брака при проведении строительно-монтажных работ);
• дефекты геометрии трубопровода (вмятины, гофры, овальность более 3% и т. д.);
• отклонения от проектного положения, на данном участке присутствует зона с подводной укладкой трубопровода по дну озера, при которой не допустимо провисание трубопровода имеющее место на данном участке. Также имеются зоны с выходом трубопровода на дневную поверхность, что также не допускается нормативными документами.

Весь текст будет доступен после покупки

Подводный переход магистрального нефтепровода (ППМН) – это линейная часть нефтепровода со всеми сооружениями , проходящие через водные преграды.
Существует два варианта преодоления магистрального трубопровода через водное препятствие:
-воздушные;
-подземные.
К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.
Границами подводного перехода, определяющей общую длину перехода:
• Для однонитоного перехода границей является участок ограниченный горизонтом высоких вод , не ниже отметок 10%-ой обеспеченности;
• Для многониточных переходов границей будет являться участок ограниченный арматурой, установленной на берегах.
Трубопроводы основной и резервной ниток в границах подводного перехода и на участке от подводного перехода до К ППСОД, независимо от диаметра и способа прокладки, должны проектироваться в соответствии с категорией «В» СНиП 2.05.06-85*.
Классификация и категория магистрального газопровода и его участков в соответствии с СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы» разделяют на 4 класса и 4 категории соответственно.
ППМН могут значительно отличаться по своей сложности в зависимости от того, какие именно водные преграды придется преодолевать.
Одним из основных критериев сложности является ширина и глубина водной преграды, в связи с чем выделяют:
• малые переходы – шириной в межень до 30 м. и глубиной до 1,5 м. ;
• средние переходы – ширина водного зеркала у которых в межень варьируется от 30 до 70 м. ;
• большие переходы – ширина водного зеркала которых превышает 75 м. и глубиной более 1,5 м. в межень.
При этом учитывается внешние границы подводного перехода определяется уровнем воды, который достигается во время паводка до 10 раз в течении 100 лет. В ряде случаев проектировщики могут запросить у гидрологов данные по еще более строгой обеспеченности , например 1 раз в 100 лет.
Существует классификация переходов через реки , где учитывается особенности процессов переноса грунта , виды грунта , слагающего русло реки , характер поведения реки , ее сток , скорость течения , глубину и ширину. Эта классификация делит все реки на четыре категории , из которых четвертая категория, это реки , через которые прокладка подводного перехода либо вообще невозможна, либо не рекомендуется. Прежде всего – это горные реки. Так же это реки, русло которых отличается крайне слабым постоянством , а глубина переработки дна превышает 2 метра в течении одного сезона. Таким образом в большинстве случаев проектировщики либо отказываются от маршрута , прокладываемого через участки 4 категории , либо рассматривают возможность строительства надводного перехода.
Полной противоположностью 4 категории является соответственно 1 категория. Это малые и средние подводные переходы , в местах , где разница между уровнем воды в паводок и межень незначительная , скорость течения не высокая , берега устойчивые и опасность размыва трубопровода исключается даже при глубине заложения трубы менее 1 метра и врезки в берег около 5 метров. Однако подобные , простые в проектировании и удобные для строительства участки , встречаются далеко не всегда.
Более частые в работе проектировщиков участки 2 категории рек , где деформации дна реки на глубину до 2 метров , а на берегах до 10 метров. Это характерно для переходов через средние и крупные реки , которые , не имеют выраженной тенденции к изменению расположения русла реки.
Участки 3 категории отягощены значительной переработкой берега – до 100 м. в каждую сторону. Это характерно для рек , которые имеют развитую сеть рукавов , активно меандрируют , то есть имеют развивающиеся излучины. Для этих участков сложно определить максимальную глубину переформирования дна , так как водные потоки активно переносят донные отложения , формируя временные фарветеры и отмели. Обнаженные участки трубопровода в таком случае могут быть повреждены как техногенный путем , например , якорями от кораблей ,так и в результате природных процессов , прежде всего ледохода.
На практике проектировщикам магистральных трубопроводов приходится сталкиваться с дополнительными явлениями. Например , особое влияние уделяется поведению донных грунтов в сейсмически опасных районах , где в результате циклических нагрузок возможно разжижение песчаных грунтов и критические деформации трубопроводов. Все эти явления детально изучаются и принимаются решения по началу проектирования и строительства перехода на данном участке, либо поиск другого участка.
Подводные переходы, в том числе все переходы построенные методами ННБ и МТ через водные преграды шириной по зеркалу более 75 м в межень должны быть оборудованы резервными нитками.
Подводные переходы подразделяются:
• на одно- и многониточные;
• по способу строительства - траншейным способом, методом микротоннелирования (МТ), наклонно-направленного бурения (ННБ), «труба в трубе».
Подводные переходы, построенные методом микротоннелирования (МТ) подразделяются на: - переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполнено инертным газом под избыточным давлением (тип 1); - переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполнено жидкостью с антикоррозионными свойствами под избыточным давлением (тип 2).
1.1 Состав подводного перехода

В состав перехода МН через водные преграды входят следующие сооружения:
• участок магистрального нефтепровода в границах ПМН;
• узлы береговых задвижек и камер пуска-приема средств очистки и диагностики;
• берегоукрепительные и дноукрепительные сооружения, предназначенные для предотвращения размыва береговой и русловой части перехода;
• информационные знаки ограждения охранной предел зоны заполнять перехода наряды на судоходных котлован и сплавных приёма водных точностью путях, камеру указательные заглушки знаки перехода оси креплений трубопроводов нефти на береговых вахтовом участках, очистных стационарные замеры реперы ухта- и знаки карабинов закрепления порядке геодезической строповка сети;
• пункт наблюдения (блок-пост обходчика);
• вдольтрассовая работ линия помощью электропередачи (ЛЭП) в скрутками границах креплений ПМН;
• средства временных электрохимзащит собой ы (ЭХЗ) в ухта- границах после ПМН;
• трансформаторная задвижки подстанция крана для частей обеспечения открытие электроэнергией работах электроприводных озера задвижек нефтью и средств градусы ЭХЗ, засыпке линейной ведутся телемеханики, работ освещения нижние и др.;
• средства вантузе и оборудование лампу телемеханики;
• стационарные возможное маркерные нефти пункты ремонтных для жидкого выполнения землей работ телефон по внутритрубной детали диагностике; - датчики уровня отбора группу давления, приводит манометрические траншею узлы, откосов сигнализаторы водной прохождения преграды очистных полости устройств, грузов системы хомутов обнаружения корпус утечек (СОУ), установки вантузы менее , системы местах контроля началом межтрубного линейных пространства испытание перехода, применяют выполненного приёма методом выполнены микротоннелирования крана или «труба должны в трубе»;
• опорные деревни сооружения выкидной воздушных камере переходов.












2 СПОСОБЫ ОСВОБОЖДЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА ОТ НЕФТИ
2.1 Способы освобождения трубопровода от нефти

Освобождение от нефти эксплуатируемых МН (участка МН) должно выполняться при выполнении плановых ремонтных работ с разгерметизацией нефтепровода.
В зависимости от организации приема нефти освобождение эксплуатируемых МН (участка МН) должно выполняться по следующим схемам:
• в резервуары НПС;
• в нефтепровод, проходящий в одном техническом коридоре при параллельном следовании или взаимном пересечении, лупинг, резервную нитку (далее в параллельный МН);
• во временные (резинотканевые резервуары) или передвижные емкости.
Освобождение эксплуатируемых МН (участков МН) от нефти во временные амбары при плановых и аварийных работах запрещается.
В зависимости от схем и применяемого оборудования освобождение от нефти эксплуатируемых МН (участка МН) должно выполняться по следующим технологиям:
1- самотеком;
2- откачкой нефти насосными агрегатами НПС;
3- откачкой нефти с применением передвижных насосных установок (далее ПНУ);
4- вытеснением нефти путем подачи инертной газовой смеси (далее ИГС) во внутреннюю полость нефтепровода;
5- путем одновременной подачи ИГС.
Количество необходимых мобильных компрессорных азотных установок (далее МКАУ) для подачи ИГС, объема и количества емкостей для жидкого азота в зависимости от диаметра нефтепровода и перепада высот на участке должно выбираться в соответствии с параметрами процесса вытеснения нефти ИГС.
При выборе схемы и технологии освобождения участков МН для проведения плановых работ должны рассматриваться варианты комбинаций схем и технологий и выбираться вариант, обеспечивающий минимальное время освобождения участка МН.
1)Технологии освобождения эксплуатируемых МН (участка МН) с приемом нефти в резервуары НПС.

Рисунок 1 - Технологии освобождения участка МН с приемом нефти в резервуары НПС
2)Технологии освобождения эксплуатируемых МН (участка МН) с приемом нефти в параллельный нефтепровод.
Освобождение участка МН с приемом нефти в параллельный нефтепровод допускается проводить при условии сохранения показателей качества нефти в параллельном нефтепроводе.
При освобождении участка МН с приемом нефти в параллельный нефтепровод не допускается превышение допустимого рабочего давления в параллельном нефтепроводе.

Рисунок 2 - Технологии освобождения нефтепровода с приемом нефти в параллельный нефтепровод.
3)Технологии освобождения эксплуатируемых МН (участка МН) с приемом нефти во временные и передвижные емкости.

Рисунок 3 - Технологии освобождения нефтепровода с приемом нефти во временные и передвижные емкости
Освобождение участка МН во временные емкости должно применяться при невозможности применения способов освобождения с приемом нефти в резервуары или параллельный нефтепровод.
Освобождение участка МН самотеком с приемом нефти в резинотканевые резервуары должно применяться при условии, что геодезическая отметка временной емкости ниже освобождаемого участка.
Освобождение участка МН с откачкой нефти основным и подпорным насосом ПНУ должно применяться при условии, что разность геодезических отметок резинотканевого резервуара и места откачки превышает значение номинального напора подпорного насоса с учетом потерь напора по длине временного трубопровода.
Откачка нефти в месте производства работ c применением передвижных емкостей с вакуум насосом должна применяться при невозможности откачки нефти ПНУ с применением приспособления для откачки нефти с нижней образующей нефтепровода.
2.2 Вантузы нефтепровода

Вантуз нефтепровода — это автоматический клапан, представляющий собой специальный технологический отвод от основной трубы нефтепровода, оснащенный задвижкой и предназначенный как для закачки, так и для экстренного выпуска нефти, воздуха или воды.
Вантузы нефтепроводов предназначены:
• для впуска воздуха при освобождении и выпуска при заполнении нефтепровода нефтью,
• подключения насосных агрегатов,
• обеспечения откачки (закачки) нефти в период выполнения плановых, ремонтных работ на линейной части магистрального нефтепровода.


Рисунок 4 – Общий вид вантуза в сборе, состоящий из:
1- вантузный тройник;
2- герметизирующая пробка;
3- заглушка с контрольным шаровым краном;
4- фланцевое уплотнение;
5- узел фиксации пробки;
6- комплект крепежных деталей.
2.3 Передвижная насосная установка

Для проведения работ по откаке и закачке нефти в нефтепроводах используют специализированную технику - передвижную насосную установку, позволяющую выполнять следующий комплекс работ. Она имеет прекрасную возможность:
• откачивать нефть, освобождать для ремонта внутреннее пространство, а также производить откачку не только подборным, но и подборным плюс основным насосами;
• собирать нефтепродукты, которые разлиты вне нефтепровода в открытый амбар;
• после окончания ремонта закачивать нефть в магистральный нефтепровод;
• с помощью подборного насоса ведется закачка тогда, когда участок нефтепровода отключен, а если же на нем ведутся нефтеперерабатывающие работы, то тогда задействуются подборный и основный насосы;
• такая передвижная установка способна заполнять водой участки нефтепровода во время подготовки его к гидравлическим испытаниям.
Передвижная насосная установка ПНУ-2: комплексные работы на нефтепроводах
Наиболее распространенной передвижной насосной установкой, применяемой на ОАО «Транссибнефть» является ПНУ-2.
Грамотно продуманная и безупречная в техническом отношении конструкция ПНУ-2 позволяет производит целый комплекс работ:
• откачивать нефть, освобождая внутренне пространство нефтепровода для ремонта, капитального или текущего; откачка производится как только подпорным, так и подпорным + основным насосами;
• осуществлять сбор нефти и нефтепродуктов, разлитых вне нефтепровода, в амбар (открытый);
• закачивать нефть в магистральный нефтепровод после окончания проведения ремонта. Если участок нефтепровода отключен, закачка может быть выполнена с помощью подпорного насоса, если же работы ведутся на действующем участке, задействуются основной и подпорный насосы;
• во время подготовки к гидравлическим испытаниям, заполнять водой из открытых водоемов участки магистрального нефтепровода.
Также установка используется как нефтеперекачивающая станция временного характера на любом участке магистрального нефтепровода. Конструктивные особенности позволяют проводить работы по различным схемам, как типовым (рекомендованным изготовителем), так и самостоятельной разработки пользователя.
ПНУ-2 рекомендована к эксплуатации во взрывоопасных зонах (каковыми являются все нефтепроводы), на открытом воздухе, практически в любых климатических условиях. Монтаж на отечественном шасси КАМАЗ повышает надежность и проходимость ПНУ-2. Пользователи передвижной насосной установки в полной мере оценили ее большой ресурс, повышенную пожаробезопасность, и современное техническое оснащение.













3 Виды ремонтных работ, применяемых на подводном переходе

3.1 Классификация ремонтных работ

Подводный переход является объектом повышенной ответственности, в следствии чего он находится в постоянном контроле, в виде системы технического обслуживания, которое включает :
• Контроль технического состояния
• Наблюдение
• Планово-предупредительный ремонт
• Аварийно-восстановительный ремонт
• Капитальный ремонт

Рис 5-Виды ремонтных работ.

3.2 Планово-предупредительный ремонт

Планово-предупредительный и текущий ремонты не связаны непосредственно с нарушением целостности трубопровода, их выполняют в целях предупреждения опасности размыва либо деформации дна и береговых участков перехода, нарушения целостности берегоукрепительных и других сооружений на переходе.
К планово-предупредительному и текущему ремонтам относятся следующие работы:
• отвод поверхностных, паводковых и ливневых вод от створов перехода с расчисткой старых и устройством новых водоотводных канав, дренажа;
• ежегодная (перед весенним паводком) очистка от снега водоотводных канав и водопропускных отверстий;
• ремонт и замена створных и информационных знаков на берегах, реперов и указателей, пришедших в негодность;
• засыпка грунтом образовавшихся на пойме и берегах промоин и других эрозионных форм, несущих опасность оврагообразования;
• ремонт надводных участков крепления берегов.
Планово-предупредительный и текущий ремонты обычно выполняют без снижения давления на переходе.
В объем работ по текущему ремонту включают работы, не предусмотренные в планах капитального ремонта газопровода.
Работы по текущему ремонту переходов через водоемы глубиной до 1,5 м (в межень) выполняют силами ЛЭС.
Способы, объем и сроки проведенных планово-предупредительных и текущих ремонтов вносятся в журнал ремонта перехода.

3.3 Аварийно-восстановительный ремонт

Аварийно-восстановительный ремонт подводного перехода газопровода выполняют для быстрого устранения отказов, восстановления его работоспособности и обеспечения бесперебойного транспортирования газа до начала капитального ремонта.
Необходимость аварийно-восстановительного ремонта возникает в случаях:
• незначительных местных повреждений, вызывающих утечку нефти;
• незначительных повреждений нефтепровода и его изоляции от удара судовым якорем-волокушей проходящего судна;
• вибрации нефтепровода на провисающем участке, длина которого равна критической или близка к ней;
• отказа нефтепровода на переходе.
На период аварийно-восстановительных работ подача нефти по ремонтируемому нефтепроводу должна быть отключена.
Аварийно-восстановительный ремонт выполняется силами ПТГ с использованием при необходимости специализированных предприятий.
После выполнения аварийно-восстановительного ремонта составляют акт сдачи нефтипровода в эксплуатацию, в котором указывают способ и объем выполненных работ. К акту сдачи прикладывают акты испытаний трубопровода и водолазного обследования, исполнительный чертеж выполненного аварийно-восстановительного ремонта.

3.4 Капитальный ремонт

Капитальный ремонт подводного перехода выполняют при неисправном или предельном техническом состоянии, установленном обследованием.
Сроки осуществления ремонтных работ на русловом участке перехода должны быть согласованы предприятием - производителем работ с соответствующими организациями речного флота и рыбнадзора.

Весь текст будет доступен после покупки

1. ОДМ 218.3.001-2010. Рекомендации по диагностике активной коррозии арматуры в железобетонных конструкциях мостовых сооружений на автомобильных дорогах методом потенциалов полуэлемента [Электронный ресурс]. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200083001
2. ГОСТ 9.602-2016. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии, [Электронный ресурс]. 2016. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200140210
3. ГОСТ 12.0.004-90 Организация обучения безопасности труда. Общие положения. [Электронный ресурс]. 2018. URL: https://docs.cntd.ru/document/5200170
4. ГОСТ 17792-72* электрод сравнения хлорсеребряный насыщенный образцовый 2-го разряда: [Электронный ресурс]
URL: https://docs.cntd.ru/document/1200024056#7D20K3
5. ГОСТ 12.4.172-87 Комплект индивидуальный экранирующий для защиты от электрических полей промышленной частоты: [Электронный ресурс]. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200012775

Весь текст будет доступен после покупки