Аварийно-восстановительный ремонт нефтепроводов

Лекция 8

Аварией на магистральном трубопроводе считается истечение нефти в результате полного разрушения или повреждения нефтепровода или его элементов, сопровождаемые одним из следующих событий:

смертельным травматизмом людей;

травмированием людей с потерей трудоспособности;

воспламенением нефти или взрывом ее паров;

загрязнением рек, водоемов и водотоков сверх пределов, установленных стандартом на качество воды;

утечками нефти объемом 10 м³ и более.

Инцидентом на объектах МН является отказ или повреждение оборудования, отклонения от режима технологического процесса, нарушения законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов, устанавливающих правила веде­ния работ на объектах МН, которые могут сопровождаться утечками нефти объемом менее 10 м³ без воспламенения нефти или взрыва ее паров, без загрязнения водотоков.

При эксплуатации МН имеют место два основных вида повреждений линейной части:

сквозные коррозионные повреждения (свищи);

трещины и разрывы в стенке трубопровода и сварных стыках.

Эти повреждения вызываются следующими причинами:

- коррозией металла из-за некачественной изоляции, нали­чия блуждающих токов, неудовлетворительной работой элек­трозащиты и т.д.;

- скрытыми дефектами труб, дефектами сварки при монта­же трубопроводов, нарушением технологии монтажа;

- нарушением правил эксплуатации;

- внешними воздействиями (повреждение посторонними лицами, наезд тяжелого транспорта, оползни и др.).

Быстрое обнаружение нарушений герметичности и ее оперативное устранение позволяют существенно снизить ущерб от повреждений трубопровода.

Объем выхода нефти в окружающую среду при потере герметичности зависит от диаметра трубопровода, расстояния между задвижками, рельефа местности, времени его обнару­жения и устранения. Количество вытекшей нефти может оказаться значительным даже при относительно небольшом повреждении, если оно считается незамеченным в течение длительного времени.

С учетом указанных факторов проверка герметичности является основной целью контроля технического состояния собственно трубопровода.

Ликвидация аварий, аварийных утечек нефти и их последствий на объектах магистральных нефтепроводов должна выполняться силами и средствами центральной ремонтной службы (ЦРС) с привлечением, при необходимости, сил и средств сторонних организаций.

ЦРС является структурным подразделением районного нефтепровода управления (РНУ). В состав этой службы вхо­дят:

Участок аварийно-восстановительных работ (УАВР);

Участок откачки нефти из трубопроводов (УОН);

Участки устранения дефектов на линейной части магист­ральных нефтепроводов и технологических трубопроводах НПС (УУД).

Границы обслуживания ЦРС рекомендуется устанавливать в пределах протяженности нефтепроводов, эксплуатируемых РНУ.

В обязанности ремонтной службы входят следующие функции:

- локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкцио­нированных врезок;

- откачка нефти из трубопроводов при проведении плано­вых и аварийно-восстановительных работ;

- проведение плановых работ на линейной части магист­ральных нефтепроводов и технологических трубопроводов НПС по выборочному ремонту дефектов, замене дефектных участков, запорной арматуры и фасонных изделий;

- выполнение основных видов работ, направленных на пре­дупреждение аварий по заявкам ЛПДС (НПС) и служб РНУ, заданиям, графикам и распоряжениям ОАО МН;

- обеспечение постоянной готовности автотракторной и специальной техники, оборудования к проведению и выпол­нению возложенных на ЦРС задач;

- планирование работ и отчетность по выполненным рабо­там, оформление и ведение технической документации;

- экспериментальная отработка и внедрение новых техноло­гий и технических средств, предназначенных для предупреж­дения и ликвидации аварий;

- организация проведения обучения и аттестация работни­ков ЦРС;

- организация работ по охране труда и пожарной безопас­ности;

- содержание неснижаемого запаса ГСМ, резерва запчастей и материалов;

- организация и внедрение мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды при выполнении плановых и ава­рийных работ.

Функции Участков заключаются в следующем:

1.Участок аварийно-восстановительных работ:

- локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкцио­нированных врезок;

- выполнение различных работ на территории НПС базиро­вания;

- проведение учебно-тренировочных занятий; техническое обслуживание закрепленной спецтехники, оборудования и приспособлений.

2. Участок откачки нефти из трубопроводов:

- откачка нефти из трубопроводов при проведении плано­вых и аварийно-восстановительных работ;

- гидроиспытание запорной арматуры, трубных узлов, труб перед монтажом, выполняемым Участком аварийно-восстано­вительных работ и Участком устранения дефектов;

- вытеснение нефти из отключенных и выведенных из экс­плуатации участков МН и подводных переходов путем закач­ки воды при плановых и аварийных работах;

- пропарка оборудования, используемого при откачке нефти и очистке внутренней полости трубопроводов;

- техническое обслуживание закрепленной спецтехники и оборудования.

3. Участок устранения дефектов на линейной части маги­стральных нефтепроводов и технологических трубопроводов НПС:

- устранение дефектов на линейной части МН;

- вытеснение опрессовочной жидкости после гидроиспыта­ний участков;

- вырезка «катушек» и монтаж заглушек для отключения участков МН для замены трубы при капитальном ремонте;

- подключение участков к действующим МН после выпол­нения строительно-монтажных работ по их замене или ре­монту;

- вырезка и замена задвижек и нестандартных соединитель­ных элементов на линейной части МН и технологических трубопроводов НПС;

- заполнение нефтью участков после проведения плановых работ совместно с линейно эксплуатационной службой (АЭС);

- ревизия, сборка запорной арматуры и фасонных изделий в виде «катушки» перед установкой; изготовление вантузов;

- техническое обслуживание закрепленной спецтехники, оборудования и приспособлений.

Для объектов МН, в том числе участков нефтепроводов на подводных переходах через судоходные реки, НПС и перева­лочных нефтебаз МН, в соответствии с Постановлением Пра­вительства Российской Федерации от 21 августа 2000 г. № 613 в РНУ должны быть разработаны Планы ликвидации воз­можных аварий (ПЛА).

ПЛА для нефтепроводов должны быть разработаны для максимального объема разлившейся нефти, величина которо­го принимается следующей:

- при разрыве нефтепровода — сумма 25 % максимально­го объема перекачки в течение 6 ч и объема нефти между запорными задвижками на поврежденном участке нефтепро­вода;

- при повреждении стенки трубопровода — 2 %максималь­ного объема перекачки в течение 14 дней.

Планы ликвидации возможных аварий определяют дейст­вия должностных лиц ОАО МН и РНУ, ремонтного персонала ABC по проведению аварийно-восстановительных работ и ликвидации последствий аварий.

План ликвидации возможных аварий должен содержать оперативную и техническую части.

Оперативная часть Плана должна отражать сле­дующие вопросы:

- распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

- организация управления, связи и оповещения должност­ных лиц, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов и домашних адресов;

- порядок действия группы патрулирования в начальный пе­риод после обнаружения аварии;

- перечень мероприятий по спасению людей и оказанию им медицинской помощи;

- перечень сторонних организаций, предприятий, землевла­дельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении раз­лившейся нефти для принятия совместных мер по обеспече­нию безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов;

- маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала ABC к месту аварии;

- порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

Техническая часть Плана должна содержать:

- расчет объема предполагаемого стока и площадь растека­ния нефти, методы задержания и способы сбора нефти, ха­рактеристики водоемов или водотоков;

- расчет сил и средств для ликвидации аварии из условия, что время ее ликвидации в акватории должно быть не более 4 ч, а при разливе на почве — не более 6 ч;

- график выполнения работ по ликвидации аварии;

- перечень технической документации, необходимой для ор­ганизации и выполнения работ по ликвидации аварии;

- план и профиль участка нефтепровода с указанием всех подземных и наземных коммуникаций в техническом кори­доре;

- схему расположения вдольтрассовой ЛЭП и линейных по­требителей;

- описание методов ликвидации аварии на объекте МН;

- перечень мероприятий по обследованию состояния нефте­провода после ликвидации аварии, порядок закрытия и от­крытия линейных задвижек;

- перечень мероприятий по сбору и утилизации разлитой нефти, ликвидации последствий аварии;

- перечень мероприятий по охране окружающей среды;

- перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

- обоснование времени доставки персонала и средств к мес­ту аварии;

- транспортную инфраструктуру в районе возможного раз­лива нефти.

С учетом конкретных факторов (диаметр трубопровода, погодно-климатические условия, профиль трассы и др.) рас­четная продолжительность работ по ликвидации аварий не должна превышать 80 ч в обычных условиях и может быть больше на 30 — 50 % при ликвидации аварий на болотах.

План ликвидации возможных аварий должен находиться у главного инженера РНУ, диспетчера РНУ, начальника ЛПДС (НПС), начальника ЦРС (СУПЛАВ- специализированное управление по предотвращению и ликвидации аварий) и оператора ЛПДС (НПС).

При получении сообщения об аварии на нефтепроводе оператор ЛПДС (НПС) должен сообщить об этом диспетчеру районного диспетчерского пункта (РДП) и начальнику ЛПДС (НПС).

Руководитель ЛПДС, на участке которого произошла ава­рия, после получения сообщения об аварии, обязан доложить о случившемся руководству РНУ и принять на себя руково­дство по ликвидации аварии до прибытия на место аварии руководителя работ от РНУ или ОАО МН.

Диспетчер РДП, получив сообщение об аварии, обязан:

- остановить перекачку нефти по аварийному участку неф­тепровода и отключить аварийный участок в режиме теле­управления;

- немедленно известить об аварии руководство РНУ, начальника ЦРС (СУПЛАВ), диспетчера ОАО МН диспетчера производственного технологического управления связи (ПТУС);

- организовать контроль за выездом аварийно-восстанови­тельной бригады и патрульной группы.

Диспетчер ОАО МН, получив известие об аварии, обязан:

- немедленно сообщить о возникновении аварии должност­ным лицам в соответствии со схемой оповещения по ПЛА;

- контролировать ход выполнения мероприятий по ликвида­ции аварии.

При поступлении сообщения об аварии для определения места повреждения трубопровода начальник ЛПДС (НПС) должен оперативно выслать на трассу нефтепровода патруль­ную (поисковую) группу для уточнения местоположения по­вреждения и закрытия линейных задвижек с целью локали­зации поврежденного участка, если их невозможно закрыть в режиме телеуправления с районного диспетчерского пункта.

Время на сбор патрульной группы устанавливается сле­дующим: в рабочее время — 0,5 ч, в нерабочее время — 2 ч. Время на обследование участка нефтепровода не должно превышать: в светлое время — 3 ч, в ночное время — 4 ч.

При обнаружении места выхода нефти на поверхность земли, водоема, водотока патрульная группа должна немед­ленно сообщить об этом начальнику ЛПДС, диспетчеру РДП, указав точное место аварии, обстановку на местности, харак­тер истечения и разлива нефти, наличие вблизи места аварии населенных пунктов, предприятий, водоемов, автомобильных и железных дорог и угрозы им от растекания нефти, состоя­ние подъездных дорог и проездов.

Кроме того, патрульная группа должна принять меры по предотвращению пожара, закрыть задвижки по команде дис­петчера РНУ, обозначить места выхода нефти, принять меры по локализации растекания нефти.

Выбор метода ликвидации повреждения зависит от вида дефекта. К аварийным дефектам обычно относят сквозные трещины в сварных швах и основном металле трубы, сквоз­ные коррозионные повреждения (свищи) и разрывы кольце­вых монтажных швов, продольных или спиральных сварных швов и по металлу трубы.

Одиночные дефекты в виде сквозных отверстий диамет­ром до 12 мм могут быть устранены забивкой стальных про­бок («чопиков») с последующей их обваркой. Для обеспече­ния плотности «чопики» изготавливают диаметром до 12 мм конической формы с уклоном поверхности не более 1:10. Отверстие для установки «чопика» формируется заранее по его диаметру с помощью сверла. «Чопик» не должен препятство­вать прохождению очистных и внутриинспекционных снаря­дов и выступать внутрь трубы более чем на 5 мм.

«Чопик» забивают до полного устранения течи, после чего наружную выступающую часть обваривают электросваркой с формированием на поверхности трубы усиления высотой не более 3 мм с шириной обварки 4 — 5 мм по периметру «чопи­ка». Не допускается устанавливать более одного «чопика» по периметру поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между «чопиками» по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.

При ремонте дефектов с небольшими утечками нефти разрешается использовать временные методы ремонта. В ча­стности, для прекращения течи нефти из нефтепровода могут применяться накладные элементы с уплотняющей проклад­кой, прижатой к поверхности трубы при помощи наружных центраторов, прижимных хомутов, струбцин или домкратов с последующей обваркой накладных элементов и установкой на них муфт временного ремонта.

Повреждения типа сквозных коррозионных свищей или несанкционированные врезки могут ремонтироваться при­варкой патрубков с заглушками.

Аварии и аварийные утечки на линейных задвижках лик­видируются в зависимости от вида неисправности следую­щим образом:

- в сальниковых устройствах — донабивкой уплотнений сальниковых камер с помощью специальных приспособлений после остановки перекачки при отсутствии избыточного дав­ления в нефтепроводе;

- во фланцевых соединениях (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) — заменой прокладок, с остановкой перекачки нефти и, при необходимости, с опорожнением участка нефтепровода;

- при разгерметизации корпуса задвижки либо потере рабо­тоспособности запорного устройства — заменой задвижки на новую путем остановки перекачки нефти по нефтепроводу, опорожнением участка нефтепровода от нефти, вырезки де­фектной и монтажом новой задвижки. Поврежденную арма­туру вырезают таким же образом, как и поврежденный уча­сток трубопровода. Арматура соединяется с трубопроводом с переходниками заводского изготовления или «катушками» из труб с промежуточной толщиной стенки и длиной не менее 250 мм.

Согласно существующей НТД аварийно-восстановитель­ные работы на магистральных нефтепроводах с вырезкой дефектного участка проводятся в следующей организацион­но-технологической последовательности:

- сооружение земляного амбара и сбор в него нефти;

- подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

- вскрытие аварийного участка нефтепровода и сооружение ремонтного котлована;

- освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;

- вырезка дефектного участка нефтепровода;

- монтаж и вварка «катушки»;

- заварка контрольных отверстий и отверстий для отвода нефти;

- контроль качества сварных швов;

- пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный режим;

- изоляция отремонтированного участка,

- засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ

Все технические средства, которые использу­ются при аварийном и капитальном ремонтах, для удобства изучения можно разделить на несколько групп:

- транспортные средства аварийных служб;

- землеройные машины и механизмы;

- грузоподъемные машины и приспособления;

- средства откачки нефти;

- специальные средства и приспособления.

Для производства аварийно-восстановительных работ на трассу нефтепровода необходимо доставлять людей, материа­лы, оборудование и приспособления независимо от времени года и местности, где произошла авария. В связи с этим в аварийных службах в основном применяется специализиро­ванный наземный транспорт высокой проходимости - это ав­томобили со всеми ведущими мостами, гусеничные машины с малыми удельным давлением на грунт, болотоходы.

Для перевозки персонала аварийно-восстановительных бригад к месту производства работ используются автобусы на шасси автомобилей КАМАЗ-4310, УРАЛ-4320. Салоны этих автомобилей рассчитаны на 20 - 30 человек, имеют автоном­ное отопление. Для перевозки мобильных групп применяются автомобили УАЗ различных модификаций с колесной форму­лой 4x4. Для работы в условиях болот хорошо зарекомендо­вали себя болотоходы серии ТТМ-3902 и ТТМ-4901 (пассажирские, со специальным и сварочным обору­дованием, пожарные).

Для транспортировки тяжелого оборудования: тракторов, бульдозеров, кранов-трубоукладчиков по шоссейным и про­филированным дорогам используются прицепы и полуприце­пы типа ЧМЗАП-83991 грузоподъемностью 58 т, ЧМЗАП-99865 грузоподъемностью 39 т, на пневмоколесном ходу с ав­томобилями-тягачами типа КрАЗ-6443, КЗКТ.

Для перевозки специального оборудования, приспособлений и материалов применяется современная техника с обо­рудованными кузовами в зависимости от перевозимых грузов на шасси автомашин повышенной проходимости КАМАЗ-4310, Урал-4320, МАЗ-642505, трубоплетевозы на шасси Урал-43204 с роспуском 8973-10.

Для обеспечения проживания персонала в полевых усло­виях используются передвижные вагоны-домики. Комплект­ность этих домов на колесах обеспечивает нахождение ре­монтных бригад в комфортных условиях. В оснащении бри­гад имеются вагоны-столовые, жилые вагоны для 4 — 8 чело­век, вагон-сауна, штабной вагон.

В условиях бездорожья иногда единственным транспорт­ным средством для доставки ремонтного персонала, оборудо­вания и материалов оказывается авиация. Для патрулирова­ния используют вертолеты Ми-2 и Ка-26, для перевозки бри­гад — вертолеты Ми-6 и Ми-8. Для перевозки крупногаба­ритных грузов (труб) на внешней подвеске с успехом приме­няют вертолет Ми-10К («летающий кран»).

Земляные работы, выполняемые при аварийном ремонте нефтепровода, весьма трудоемки. Они начинаются с локали­зации места повреждения, сооружения земляного амбара и рабочего котлована и заканчиваются рекультивацией земли. От того, насколько механизированы земляные работы, зави­сят степень влияния аварии на окружающую среду и быстро­та ее ликвидации.

Для выполнения земляных работ при ликвидации аварий применяются экскаваторы и бульдозеры. Экскаваторы на ко­лесном ходу мобильны, используются при ликвидации аварии в начальной стадии для возведения защитных сооружений, отыскания места повреждения трубопровода, вскрытия не­больших участков нефтепровода. Хорошо зарекомендовали себя одноковшовые экскаваторы УДС-114 на шасси автома­шины Татра-815, отечественные аналоги на шасси автомоби­лей-вездеходов.

Для выполнения значительных объемов земляных работ по вскрытию протяженных участков нефтепроводов, разработке котлованов больших объемов и возведении защитных соору­жений применяют экскаваторы на гусеничном ходу с объе­мом ковша до 1,6 м³ и бульдозеры. Для разра­ботки замерзшего грунта бульдозеры оборудуются рыхлите­лями.

Прошел эксплуатационные испытания и хорошо зареко­мендовал себя плавающий экскаватор ТТМ-6901Э с экскава­торной установкой Мотовилихинского завода. Эта машина способна самостоятельно передвигаться по боло­там и работать на слабонесущих грунтах.

Для проведения аварийно-восстановительных работ на нефтепроводах используются различные грузоподъемные машины и приспособления. При аварийном ремонте линей­ной части нефтепровода чаще всего используются автокраны грузоподъемностью до 25 т, смонтированные на шасси автомобилей повышенной проходимости.

При работах на трубопроводах больших диаметров, мон­таже протяженных участков используются краны-трубоукладчики, в том числе со стрелами-опорами.

При капитальном и аварийном ремонте возникает необхо­димость откачки нефти из нефтепровода, перекачки нефти в параллельный трубопровод, земляной амбар, резинотканевые или сборно-разборные емкости, автоцистерны. После окон­чания ремонтных работ проводят сбор нефти из открытых нефтяных амбаров и обратную закачку собранной нефти в отремонтированный трубопровод.

Для выполнения указанных операций, а также для запол­нения водой магистральных нефтепроводов из открытых во­доемов при подготовке к гидравлическим испытаниям, для работы в качестве временной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода применяют различные перека­чивающие агрегаты. В нефтепроводном транспорте основным таким средством является передвижная насосная установка в комплекте с насосно-транспортной машиной. В комплексе этих машин входят следующие технические средства: основ­ной и подпорный насосы, пакет быстроразборного полевого трубопровода, необходимую запорную арматуру, источник энергоснабжения, кран-манипулятор, средства освещения и пожаротушения. Энергетическое оборудование установлено во взрывозащищенном исполнении, силовые установки обо­рудованы искрогасителями.

Передвижные насосные установки ПНУ-1М состоят из двух машин: основной и вспомогательной, тех­нические характеристики представлены ниже.

Техническая характеристика насосной установки ПНУ-1

Дата добавления: 2014-01-14