Мероприятия по обеспечению безаварийной работы па трассе нефтепровода в период весеннего половодья и в осенне-зимний период.

💸 Как сделать бизнес проще, а карман толще?

Тот, кто работает в сфере услуг, знает — без ведения записи клиентов никуда. Мало того, что нужно видеть свое раписание, но и напоминать клиентам о визитах тоже. Проблема в том, что средняя цена по рынку за такой сервис — 800 руб/мес или почти 15 000 руб за год. И это минимальный функционал. Нашли самый бюджетный и оптимальный вариант: сервис VisitTime.
⚡️ Для новых пользователей первый месяц бесплатно. А далее 290 руб/мес, это в 3 раза дешевле аналогов. За эту цену доступен весь функционал: напоминание о визитах, чаевые, предоплаты, общение с клиентами, переносы записей и так далее.
✅ Уйма гибких настроек, которые помогут вам зарабатывать больше и забыть про чувство «что-то мне нужно было сделать».
Сомневаетесь? нажмите на текст, запустите чат-бота и убедитесь во всем сами!

Для обеспечения эффективной и надежной эксплуатации нефтепроводов в осенне-зимний и весенний паводковый периоды службами подразделений ОАО МН и его филиалов должен быть выполнен комплекс мероприятий по разработанному и утвержденному плану.

В плане подготовки к эксплуатации МН в зимних условиях должны быть предусмотрены:

-ревизия и ремонт запорной арматуры со сменой летней смазки на зимнюю, проверка арматуры
на полное закрытие и открытие;

-создание необходимого запаса материалов и инструментов на складах и труднодоступных
местах трассы;

-перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной техники;

-промывка нефтью тупиковых и непроточных участков и арматуры;

-установка указателей и вешек у колодцев и вантузов на случай заноса их снегом;

-заливка незамерзающей жидкости в разделительные сосуды и импульсные линии на узлах.

В плане мероприятий по подготовке объектов и сооружений линейной части МН к весенним паводкам должны быть предусмотрены:

-проверка запорной арматуры с опробованием на полное открытие и закрытие в местном и
дистанционном режимах;

- создание временных опорных пунктов в труднодоступных местах трассы нефтепровода,
оснащенных необходимой техникой, материалами и инструментами;

-создание необходимых запасов горючесмазочных материалов;

-проверка и, при необходимости, устройство водоотводов и во до пропусков;

-очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов снега и льда;

-восстановление защитных сооружений и проведение противопожарных мероприятий;

-восстановление нагорных водоотводных каналов и водопропускных устройств;

-проверка и ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда;

-обрубка льда в урезах рек над подводными переходами (при необходимости);

-подготовка средств передвижения по воде и средств сбора нефти с водной поверхности;

- размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевременного
обнаружения угрозы повреждения нефтепровода и его сооружений, организация связи и другие
мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы нефтепровода во время
паводка;

организация взаимодействия с районными, областными и республиканскими противопаводковыми комиссиями.

3.3. Устройство холодной врезки «Пиранья». Конструкция и принцип работы. Технические характеристики. Принцип работы. Технология врезки отверстий. Ограничения.

Назначение - для комплектации врезных устройств типа" АКВ-101, «Малютка» и АКВ-103
«Пиранья», применяемых для высверливания отверстий в нефтепроводах и трубопроводах, в том
числе при наличии жидкости под давлением в производственных и полевых условиях.
Удержание высверленного диска возможно с помощью сверла-метчика, применяемого в
комплекте со сверлом кольцевым.

Оптимальные геометрические параметры режущей части, качественно выполненная заточка и термообработка, определяют стабильную стойкость сверла, надежность и работоспособность. Материал - быстрорежущая сталь Р6М5К5.

-сверла сплошного сверления цельные или ступенчатые;

-кольцевые фрезы цельные или комбинированные с механическим креплением резцов;

-переходник Ду15О-Ду1ОО для УХВ-150: Ду300-Ду200 для УХВ-300;
-специальный ключ.

- 3.4. Материалы и газы для резки труб. Их классификация

Раскрой металла осуществляется методами холодной и термической обработки (резки). Их выбор определяется физико-химическими свойствами металла и технико-экономическими показателями.

Термическая резка - способ удаления металла с поверхности тела (проката) или разделения металлического предмета на части путем его проплавления по заданной линии или объему.

В аппаратостроении для сталей различных классов используются следующие виды
термической резки: кислородная, кислородно-флюсовая и плазменная.

Термическую резку делят на поверхностную строжку и разделительную (объемную) резку.

Кислородная резка основана на том, что разрезаемый металл, подогретый до высокой температуры, окисляется в струе технически чистого кислорода. В качестве горючих газов используют ацетилен, газы природные и попутные нефтедобычи (метан), газы нефтепереработки

(пропан, пропаи-бутановые смеси). Кислородная резка в основном применяется для углеродистых сталей.

Кислородно-флюсовая резка включает процесс подачи порошка в зону ядра пламени и его сгорание. Такой вид резки применяется для нержавеющих сталей и листов больших толщин.

Следующий вид термической резки - плазменная. Для данного процесса используют
электрическую дугу и получаемую в ней струю плазмы рабочего газа, температура которого
составляет 4-5 тысяч градусов. Это позволяет обрабатывать не только конструкционные
материалы, но ' и практически любые сплавы.

Еще одной из широко используемых: операций является воздушно-дуговая строжка металлов. Это наиболее производительный способ удаления дефектных мест сварных соединений, прорубка корня шва, аккуратного удаления заходных планок, скоб прихваток. За счет тепла электрической дуги, горящей между изделием и электродом, металл расплавляется и затем удаляется воздушной струей, которую подают из сопловых отверстий в резаке вдоль образующей электрода.

Среди различных способов термической резки довольно широкое распространение
получила кислородная резка. Процесс кислородной резки заключается в локальном нагреве
металла до красна и последующем окислении струей технически чистого кислорода. Струя
воздуха выделяет расплавленный металл. В качестве горючих газов используют ацетилен, реже
газы природные и попутные нефтедобычи (метан), газы нефтепереработки (пропан,
пропанобутановые смеси).

Пламя состоит из двух зон: ядро (зона полного сгорания газа) и факел (зона неполного
сгорания). Температура достигает 3200-3 8000С.

Когда нагретый участок металла становится красным, открывают струю кислорода. Очень
важно контролировать скорость резки.

В процессе резки происходит диффузия некоторых элементов в кромку реза (никель и
углерод) и образование зоны термического влияния. Поэтому этот слой материала необходимо
снять механическим способом.

Область применения кислородной резки включает в основном углеродистые стали.

Кислородно-флюсовая резка включает процесс подачи порошка в зону ядра пламени и его сгорание. Такой резке подвергают высоколегированную сталь, чугун, сплавы меди и алюминия, зашлакованный металл. В качестве флюсов применяют порошки определенного состава. Так, например, для резки хромистых и хромоникелевых сталей могут быть использованы флюсы следующего состава: железный порошок, кварцевый песок, доломитизированный известняк, двууглекислый натрий, фосфористый кальций.

Среди всех видов плазменной обработки материалов плазменная резка получила
наибольшее распространение, так как в современном машиностроении все шире применяются
специальные сплавы, нержавеющие стали, цветные металлы и сплавы на их основе, для которых
газокислородная или другие виды резки практически малопригодны. Плазменная резка
обеспечивает более высокую производительность по сравнению с кислородной и при резке
черных металлов и сплавов.

Сущность процесса плазменной разделительной резки заключается в локальном интенсивном расплавлении металла в обьемс полости реза теплотой, генерируемой сжатой дугой, и удалении жидкого металла из зоны реза высокоскоростным плазменным потоком, вытекающим

Генерируемая плазмотроном сжатая режущая дуга служит преобразователем электрической энергии в тепловую. Поэтому она как элемент электрической цепи характеризуется электрическими параметрами (током, напряжением), а как источник теплоты - тепловыми (температурой, теплосодержанием). Напряжение сжатой дуги зависит от конструктивных размеров плазмотрона (диаметра и длины канала сопла), от тока, состава и расхода плазмообразующего газа и расстояния от торца сопла до поверхности разрезаемого материала. Температура плазмы является исходным тепловым параметром плазмотрона. Она изменяется как по сечению столба дуги, так и вдоль ее оси. Температура, так же как и напряжение, зависит от многих параметров режима. Определяющими из них являются ток, состав и расход плазмообразующего газа, диаметр столба плазменной дуги (степень сжатия дуги).

3.5.Способы локализации разлива нефти на водной поверхности

Работы по ликвидации последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на водной
поверхности подразделяются на три этапа: обнаружение разлива, локализация разлива и сбор и
(или) ликвидация разлившихся нефтепродуктов.

Основная задача при ликвидации последствий аварийных разливов нефтепродуктов на водной поверхности - ни при каких обстоятельствах не допустить загрязнения береговой полосы, так как в этом случае затраты на ликвидацию последствий аварии возрастают многократно.

Для ликвидации нефтяных разливов и предотвращения их выбросов на берег или береговые
сооружения используются механические (боновые заграждения) и физико-химические
(поверхностно-инактивные вещества) собиратели нефти.

При наличии соответствующих возможностей оптимальным является одновременное
применение обоих методов. Так, например, при попадании нефти в реку с талыми водами
механические боны, перегораживая реку, препятствуют продвижению нефти вниз по течению. В
то же время сплошная нефтяная пленка будет беспрепятственно накапливаться и распространяться
вверх по течению, если не применять химический собиратель нефти типа Shell Herder. Такой
химический собиратель при расходе его в 50 литров на 1 квадратный километр загрязненной
поверхности за счет резкого роста поверхностного натяжения способен увеличивать толщину
нефтяной пленки на поверхности воды до 3 миллиметров. В результате многократно уменьшается
площадь загрязнения поверхности реки и упрощается процедура сбора нефти, так как при
толщине нефтяной пленки свыше 3 мм оказываются высокоэффективны большинство
конструкций скиммеров, выпускаемых в настоящее время.

В условиях мирового океана при аварийных разливах большого объема, когда нефтяной пленкой толщиной менее 1 мм покрывается поверхность моря площадью в десятки и сотни квадратных километров, использование боновых заграждений не эффективно. Применение же химических собирателей нефти целесообразно в любых условиях.

На сегодняшний день в зависимости от конкретных условий более или менее успешно применяются следующие методы сбора нефти и нефтепродуктов с водной поверхности: механические нефтесборщики с сепарацией собранной водонефтяной эмульсии на месте аварии или в стационарных условиях; обработка нефти сорбентами с удельным весом > 1 с последующим осаждением нефтенасыщенного сорбента на дно водоема и с удельным весом < 1 с последующим сбором с поверхности; обработка водонефтяной смеси химическими диспергаторами (эмульгаторами), обеспечивающими рассеяние и ускоренное биохимическое окисление (разложение) нефтепродуктов в воде; сжигание нефти непосредственно на поверхности воды. За исключением механических нефтесборщиков и легких сорбентов все вышеперечисленные средства вносят вторичное загрязнение в окружающую среду и применимы только в специальных случаях.

Применяемые в настоящее время сепараторы неустойчивых эмульсий на основе коалесцирутощих фильтров широко применяются в различных технологических процессах, но, прежде всего, для водонефтяных эмульсий в области охраны окружающей среды. В качестве фильтрующего материала в таких сепараторах используются твердые пористые гидрофобные (олеофильные) вещества, типа гранулированного полиэтилена высокого давления или очищенного кварцевого песка.

4.1.Способы прокладки МН. Достоинства и недостатки отдельных способов прокладки.

В России основной объем нефти добывается на северных месторождениях Западной Сибири, Ямало - Ненецкого автономного округа, Республики Коми, обширные территории которых заболочены. Магистральные нефтепроводы, поставляя нефть в центральные районы страны и на экспорт, пересекают болота различной протяженности и мощности торфа. Проектирование, строительство и капитальный ремонт магистральных нефтепроводов в условиях болот в северной климатической зоне представляют повышенную сложность по причине специфических особенностей органических грунтов.

Согласно нормативным документам, магистральные трубопроводы на болотах прокладывают, как правило, подземно. Однако методология расчета подземных; магистральных трубопроводов на болотах на прочность, дефор-мативность и общую устойчивость в продольном направлении с учетом неравномерной осадки трубы в торфе пока не получила широкого применения в проектных институтах. По этой причине подземные магистральные нефтепроводы на болотах прокладываются без необходимого расчетного обоснования.

Строительные нормы и правила России разрешают прокладку трубопроводов на болотах иаземно в насыпи, как исключение при соответствующем технико-экономическом обосновании. Тем не менее надежность и безопасность подземного и наземного нефтепроводов на одном и том же переходе через болоте в безлюдной местности являются практически одинаковыми, а экономические показатели строительства последнего значительно выше. Способы прокладки и расчеты наземных в насыпи трубопроводов на болотах также требуют своего развития и совершенствования.

Предметом настоящего исследования являются магистральные нефтепроводы на болотах, прокладываемые в северной климатической зоне и эксплуатируемые, в основном, ОАО " Северные магистральные нефтепроводы" ОАО " АК " Транснефть".

Чаще всего магистральные трубопроводы сооружают подземными. Глубина их заложения в зависимости от диаметра труб составляет 0, 8—1 м. При этом учитываются климатические условия и свойства перекачиваемой жидкости. Трубопровод укладывают на такую" глубину, чтобы сезонные и суточные колебания температуры не влияли на изменение вязкости жидкости.

Наземный способ прокладки трубопроводов применяется при пересечении болот и обводненных участков трассы. Метод ведения строительных работ зависит от несущей способности торфяного и покровного слоев. Трубопровод может прокладываться непосредственно по торфяному основанию, искусственному основанию, дюкером, по эстакадам и сваям.

Прокладка трубопроводов над землей осуществляется при пересечении горных рек, железных и шоссейных дорог, оврагов и балок с крутыми бортами, в районах многолетней мерзлоты. Для этой цели используются мостовые переходы различных конструкций.

При пересечении крупных водоемов (с шириной зеркала воды в межень 75 м и более) сооружают подводные переходы; это наиболее ответственные и трудоемкие сооружения. Для надежности работы трубопроводов на всех участках трассы при пересечении се с водными

преградами сооружают лупинги (как минимум два), располагаемые параллельно основному трубопроводу на расстоянии 30—50 м друг от друга.

В местах пересечения трубопроводов с железными -или автомобильными дорогами устройство переходов осуществляется методом продавливания труб через основание дороги или искусственной насыпи либо бурением горизонтальных скважин при особо прочных грунтах.

4.2.Пассивная защита нефтепровода от коррозии. Изоляционные материалы и требования к ним.

Для того, чтобы защитное покрытие эффективно выполняло свои функции, оно должно удовлетворять целому ряду требований, основными из которых являются: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характеристики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к УФ и тепловому старению. Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.

Битумно-мастичное покрытие являлось основным типом наружного защитного покрытия отечественных трубопроводов. К преимуществам битумно-мастичных покрытий следует отнести их дешевизну, большой опыт применения, достаточно простую технологию нанесения в заводских и трассовых условиях.

Общие требования к защите от коррозии" конструкция битумно-мастичного покрытия состоит из слоя битумной или битумно-полимерной грунтовки.(раствор битума в бензине), двух или трех слоев битумной мастики, между которыми находится ар-мирующий материал (стеклохолст или стеклосетка) и наружного слоя из защитной обертки. В качестве защитной обертки ранее использовались оберточные материалы на битумно-каучуковой основе типа " бризол", " гидроизол" и др. или крафт-бумага. В настоящее время применяют преимущественно полимерные защитные покрытия толщиной не менее 0, 5 мм, грунтовку битумную или битумно-полимерную, слой мастики битумной или битумно-полимерной, слой армирующего материала (стеклохолст или стеклосетка), второй слой изоляционной мастики, второй слой армирующего материала, наружный слой защитной полимерной обертки. Общая толщина битумно-мастичного покрытия усиленного типа составляет не менее 6, 0 мм, а для по-крытия трассового нанесения нормального типа - не менее 4, 0 мм.

В системе полимерного ленточного покрытия функции изоляционной ленты и защитной обертки различные. Изоляционная лента обеспечивает адгезию покрытия к стали (не менее 2 кг/см ширины), стойкость к катодному отслаиванию, выполняет функции защитного барьера, препятствующего проникновению к поверхности труб воды, почвенного электролита, кислорода, т.е. коррозионноактивных агентов. Защитная обертка служит в основном для повышения механической, ударной прочности покрытия. Она предохраняет ленточное покрытие от повреждений при укладке трубопровода в траншею и засыпке его грунтом, а также при усадке грунта и технологических подвижках трубопровода.

К преимуществам ленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие " диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения.

У российских нефтяников большой популярностью пользуется комбинированное мастично-ленточное покрытие типа " Пластобит". Конструктивно покрытие состоит из слоя адгезионного праймера, слоя изоляционной мастики на основе битума или асфальтосмолистых соединений, слоя изоляционной полимерной ленты толщиной не менее 0, 4 мм и слоя полимерной защитной обертки толщиной не менее 0, 5 мм. Общая толщина комбинированного мастично-ленточного покрытия составляет не менее 4, 0 мм.

При нанесении изоляционной битумной мастики в зимнее время ее, как правило, пластифицируют, вводят добавки специальных масел, которые предотвращают охрупчивание мастики при отрицательных температурах окружающей среды. Битумная мастика, наносимая по праймеру, обеспечивает адгезию покрытия к стали, и является основным изоляционным слоем покрытия. Полимерная лента и защитная обертка повышают механические характеристики и ударную прочность покрытия, обеспечивают равномерное распределение изоляционного мастичного слоя по периметру и длине трубопровода.

Для наружной изоляции трубопроводов наиболее часто применяются следующие типы заводских покрытий:

г) заводское комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие.

4.3. Машина для безогневой резки труб «Волжанка», «Фаин». Конструкция и принцип работы. Технология резки нефтеперовода. Ограничения.

Машина для безогневой резки труб (далее по тексту Машина) предназначена для резки труб диаметром от 219 до 820 мм лезвийным режущим инструментом с одновременной разделкой кромок под сварку. Применяется для выполнения работ по вырезке дефектных участков трубопроводов и линейной арматуры при истечении нефти без избыточного давления и предварительного опорожнения трубы. Машина выпускается как с электрическим, так и с пневматическим приводом. Управление работой машин осуществляется с помощью дистанционного пульта управления.

Машина эксплуатируется во взрывоопасных зонах В-1Г, в условиях умеренного климата категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Машина сертифицирована в системе сертификации ГОСТ и разрешена к применению Госгортехнадзором Росии. Высокая надежность и безопасность работы МРТ достигается за счет применения:

-пневмодвигателей мощностью 1, 6 кВт или электродвигателей трёхфазного тока во
взрывозащищённом исполнении - мощностью 1, 5 кВт;

Соблюдением заданного направления перемещения и точности резания за счёт системы натяжения с двумя крепёжными цепями и пружинными амортизаторами, а также применения направляющего устройства для колёс машины.

4.2.Пассивная защита нефтепровода от коррозии. Изоляционные материалы и требования к ним.

К преимуществам ленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие*диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения.

Труборез FEIN, орбитальной холодной резки может применяться во время укладки труб и ремонта трубопровода. Труборез FEIN способен резать трубы диаметром от 250 до 3000 мм и толщиной стенки до 68 мм.

Труборезы с хомутными защёлками (от 32мм до 356мм)

Труборезы этой серии предназначены для резки стальных труб, диаметром от 32 мм до 356 мм. Четыре ролика с легкостью режут сталь, нержавеющую сталь, литую и кованную сталь, при повороте ручки только на 90 - 110. Для работы необходимо только 125 мм пространства вокруг трубы. Мощные направляющие пальцы гарантируют отличное выравнивание режущих роликов и четкий рез. Благодаря закрытой 360 градусов раме вся энергия направляется на отрезку трубы с наибольшей эффективностью.