Разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции №5 до установки подготовки нефти "Ельниковка" через реку Кама Ельниковского месторождения нефти предприятия "Удмуртнефть"

Работа из раздела: «Геология, гидрология и геодезия»

НОУ ВПО «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

Факультет «Нефтегазовые и строительные технологии»

Кафедра: «Нефтегазовые технологии»

Разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции №5 до установки подготовки нефти «Ельниковка» через реку Кама Ельниковского месторождения нефти предприятия «Удмуртнефть»

Расчетно-пояснительная записка к дипломному проекту

Руководитель проекта зам. начальника отдела эксплуатации трубопроводов

ОАО «Удмуртнефть» М.А. Гладких

Дипломник студент гр. ДНД - 610 Я.В. Кирьянова

Консультант по разделу «Безопасность и экологичность проекта», ст. преподаватель О.В. Катышева

Консультант по разделу «Экономика и организация производства», ст. преподаватель Е.И. Свиридова

Нормоконтроль, канд. тех. наук, доцент С.С. Макаров

Дипломный проект защищен с оценкой

Секретарь ГАК Ф.Ш. Нуриева

Ижевск, 2011г.

Реферат

Пояснительная записка 118 с., 19 рис., 16 табл., 37 источников, 3 прил.

Внутритрубная диагностика, геометрический поршень EGP 10”1.5V01.04, дефектоскоп MFL с типом поршня СDP 10”3V05.21, дожимная насосная станция, напорный нефтепровод, упрочняющая композиционная муфта трубопровода, установка подготовки нефти

Объектом дипломного проектирования является - напорный нефтепровод на участке ДНС №5 - УПН «Ельниковка» нефтегазодобывающего управления «Сарапул» предприятия «Удмуртнефть».

Цель дипломного проектирования - разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции №5 до установки подготовки нефти «Ельниковка» через реку Кама, связанных с проведением сравнительного анализа от внедрения нового метода ремонта на участке напорного нефтепровода ДНС-5 - УПН «Ельниковка» по итогам проведения внутритрубной диагностики.

Описана географическая характеристика Ельниковского месторождения нефти. Произведено описание поверхностных почв на основе проектно изыскательской работы «Реконструкция КНС-7 Ельниковского месторождения нефти» проведенного ООО НПП «Изыскатель» в 2008 году.

Рассмотрено внедрение нового метода внутритрубной диагностики, проводимого с помощью дефектоскопа MFL с типом поршня CDP 10”3V 05.21. На основе анализа дефектов предлагается внедрение нового метода ремонта (упрочняющая композиционная муфта трубопровода).

Проведён расчёт экономической эффективности от внедрения нового метода ремонта (УКМТ), имеющего ряд существенных преимуществ в отличие от метода замены катушки таких как: экономия трудовых ресурсов 30%; экономия фонда оплаты труда на 33,4%; экономия транспортных расходов на 25,5%; экономия накладных расходов 65%; экономия прочих расходов 100%.

Содержание

Основные сокращения и обозначения

Список таблиц

Список рисунков

Введение

1 Географическая характеристика Ельниковского месторождения

1.1 Общие сведения о Ельниковском месторождении

1.2 Характеристика геологического строения месторождения

1.3 Инженерно-геологические изыскания

1.4 Физико-географические, климатические, инженерно-геологические и гидрологические условия района работ

2 Технологический раздел

2.1 Общая часть

2.2 Характеристика транспортируемой продукции, её физико-химические и теплофизические свойства

2.3 Аварийность трубопроводного транспорта

2.4 Фактические сроки службы промысловых трубопроводов по регионам отрасли

2.5 Новые требования Федерального закона к экспертизе опасных производственных объектов

2.6 Программа работ по экспертизе промышленной безопасности напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка»

2.6.1 Объем и содержание работы

2.6.2 Подготовка нефтепровода к обследованию (очистка и калибровка)

2.6.3 Обследование нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка» бесконтактным электронным геометрическим поршнем EGP 10”1.5V01.04

2.6.4 Обследование напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка» с помощью магнитного инспекционного снаряда (дефектоскопа MFL с типом поршня CDP 10”3V05.21)

2.6.5 Результаты обследования напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка»

2.6.6 Проверочные расчеты на прочность по минимальной вероятной толщине стенки

2.6.6.1 Пример определения расчетной и отбраковочной толщины стенок труб

2.6.6.2 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенок труб

2.6.6.3 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода с учетом общего коррозионно-эрозийного износа стенок

2.6.6.4 Пример расчета прогнозирования остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов

2.6.7 Анализ результатов технического диагностирования

2.6.8 Выдача заключения

2.7 Методы ремонта УКМТ

2.7.1 Испытание УКМТ

2.7.2 Технические характеристики УКМТ

2.8 Классификация ремонтов трубопроводов

2.9 Капитальный ремонт и как наиболее часто используемый метод вырезка дефекта (замена катушки)

3 Безопасность и экологичность проекта

3.1 Общие требования к эксплуатации опасных производственных объектов

3.2 Требования промышленной безопасности к эксплуатации промысловых трубопроводов

3.3 Требования охраны окружающей среды

3.4 Требования охраны труда

3.5 Пожарная безопасность

4 Экономика и организация производства

4.1 Затраты на внедрения мероприятия

4.1.1 Заработная плата

4.2 Затраты на материалы

4.3 Транспортные расходы

4.4 Накладные расходы

4.5 Калькуляция себестоимости на проведение одного ремонта

4.6 Расчет экономической эффективности от выбора метода ремонта

Заключение

Список используемых источников

Приложения

Приложение А - Химический состав поверхностных вод

Приложение Б - Сертификат соответствия технической документации муфт

Приложение В - Сравнительная диаграмма

Основные сокращения и обозначения

Сокращения

ДНС - дожимная насосная станция;

УПН - установка подготовки нефти;

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;

MFL - магнитный дефектоскоп;

CDP 10”3V 05.21 - инспекционный снаряд определения потери металла;

EGP 10”1.5V01.04-бесконтактный электронный геометрический поршень;

УКМТ - упрочняющая композиционная муфта трубопровода;

ММ - магнитный маркер;

КПШ - камера пуска (приёма) шара;

ВТД - внутритрубная диагностика;

НТД - нормативная документация;

ПОР - первоочередной ремонт.

Обозначения

Q - параметр;

Sd - квадратическое отклонение относительного износа;

S0 - квадратическое отклонение технологического допуска;

дср - средний относительный износ;

Dн - диаметр наружный, м;

Sд - среднее квадратическое отклонение относительного утонения;

Uг - квантиль;

дк - значение относительного износа;

N - число замеров;

tk - значение замеренной толщины;

tn - номинальная толщина стенки;

Sк - припуск на коррозию;

Sт - технологический припуск;

фост - остаточный ресурс трубопровода;

Гц - герц;

Pраб - рабочее давление;

Pразр - давление разрыва дефекта;

Dу - диаметр условный;

д - среднеквадратическое отклонение замеряемой толщины;

Vср - средняя скорость коррозии;

R - отбраковочная толщина стенки;

tmin - вероятная минимальная толщина стенки трубопровода;

tср - среднее значение замеренной толщины;

гm - коэффициент надежности по материалу;

гс - коэффициент условий работы трубопровода III категории;

гn - коэффициент надежности по назначению трубопровода;

t - толщина стенки трубопровода;

T - остаточный ресурс трубопровода;

Д эк - сравнительная экономия от внедрения нового метода ремонта;

Зст.м. - затраты на проведение старого метода ремонта (замена катушки);

Зн.м - затраты на проведение нового метода ремонта УКМТ;

n - количество проведенных ремонтов.

Подстрочные индексы

н - нефть;

г - газ;

в - вода;

э - эмульсия.

Список таблиц

Таблица 1.3.1 - Виды и объемы работ

Таблица 1.3.2 - Коррозионная агрессивность грунта

Таблица 2.1 - Физико-химические свойства нефти

Таблица 2.2 - Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

Таблица 2.3 - Толщины стенок труб по результатам диагностики

Таблица 2.4 - Методы ремонта дефектных участков резервной нитки подводного перехода нефтепровода

Таблица 2.5 - Результаты испытаний

Таблица 3.1 - Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом

Таблица 3.2 - Зоны безопасности при гидравлических испытаниях

Таблица 3.3 - Безопасное расстояние приближения трубоукладчика к бровке траншеи

Таблица 4.1 - Расчет сметы затрат по заработной плате1

Таблица 4.2 - Расшифровка затрат на материалы1

Таблица 4.3 - Транспортные расходы1

Таблица 4.4 - Накладные расходы1

Таблица 4.5 - Калькуляция затрат на замену аварийного участка трубопровода

Таблица 4.6 - Расчет экономической эффективности

Список рисунков

Рисунок 1 - Схема размещения месторождений Удмуртии

Рисунок 2 - Электронный геометрический поршень EGP 10”1.5V01.04

Рисунок 3 - Схема камер пуска и приема геометрического поршня

Рисунок 4 - Инспекционный снаряд определения потери металла

Рисунок 5 - Схема камер пуска и приема инспекционного снаряда

Рисунок 6 - Муфты УКМТ

Рисунок 7 - Муфта УКМТ

Рисунок 8 - Испытание муфт УКМТ

Рисунок 9 - Трещины в трубах

Рисунок 10 - Демонтированная муфта после проведения испытаний

Рисунок 11 - Разгерметизация сквозного дефекта

Рисунок 12 - Отслоение герметизирующего вкладыша

Рисунок 13 - Разгерметизация наружного дефекта

Рисунок 14 - Закрепление муфты болтами

Рисунок 15 - Полуоболочки муфты

Рисунок 16 - Применение клея при ремонте внутреннего дефекта

Рисунок 17 - Виды ремонтных работ

Рисунок 18 - Капитальный ремонт трубопровода

Рисунок 19 - Схема производства земляных работ при ремонте с заменой труб

Введение

В течение последних лет, в результате значительной выработки запасов продуктивных пластов, происходит ухудшение качественного состояния сырьевой базы Удмуртской Республики. Вместе с нефтью из скважин поступает пластовая вода, попутный газ, твердые частицы механических примесей (горные породы, затвердевший цемент).

Ежегодно по промысловым трубопроводам отрасли перекачиваются сотни миллионов кубометров нефти, газа и технологических жидкостей, содержащих в больших количествах такие коррозионно-активные компоненты, как сероводород, двуокись углерода, ионы хлора и т.д.

Из-за высокой агрессивности транспортируемых сред сроки службы промысловых трубопроводов и оборудования значительно ниже нормативных и составляют от 2 до 8 лет. Нефтегазодобывающие управления за период эксплуатации месторождений производят многократную замену промысловых трубопроводов и оборудования, что в свою очередь несет огромное количество финансовых средств.

Система нефтепроводов складывалась на протяжении длительного времени, начиная с появления первых предприятий по переработке нефти. Она не является завершенным объектом, а находится в состоянии постоянного изменения и развития. В системе нефтепроводов получила отражение практически вся история промышленного развития страны. Поэтому безопасность системы нефтепроводов во многом определяется и объясняется историей развития нефтяной промышленности. Объекты, построенные много лет назад и вобравшие в себя особенности технического уровня развития того времени, до сих пор находятся в эксплуатации. Технические несовершенства в период строительства дают о себе знать, создают и будут создавать определенную напряженность, пока эти объекты находятся в эксплуатации. Поэтому, чтобы лучше понять проблемы промышленной безопасности системы магистральных нефтепроводов, этот вопрос следует рассматривать параллельно с историей ее создания и развития в целом.

С принятием Федерального закона о промышленной безопасности опасных производственных объектов (№ 166-ФЗ от 21.07.97) в стране развернулась Система промышленной безопасности при Госгортехнадзоре России и начались работы по экспертизе безопасности определенных опасных производственных объектов, к которым относятся магистральные нефтепроводы. Разработаны и продолжают разрабатываться различные нормативные положения, определяющие порядок проведения экспертизы безопасности, объекты экспертизы, требования к заключениям, порядок аккредитации экспертов и экспертных организаций, и другие документы. Эти документы регламентируют действия организации и экспертов с точки зрения регламентно-правовых вопросов.

Остаются неопределенными вопросы, касающиеся методики экспертизы безопасности, поиска и анализа источников опасности, оценки безопасности количественными параметрами, методов обеспечения безопасности производственных объектов, прослуживших длительный срок и исчерпавших свой установленный ресурс. Хотя система магистральных нефтепроводов страны является одной из передовых отраслей техники, сказанное выше и ниже относится в полной мере и к ней.

Система экспертизы безопасности в настоящее время предусматривает четыре направления деятельности экспертов: экспертиза проектно-технической документации, экспертиза технических устройств, экспертиза зданий и сооружений, экспертиза деклараций безопасности. Наиболее важной из этих направлений необходимо признать экспертизу безопасности непосредственно объектов - технических устройств, зданий и сооружений (документы, несомненно, важны, но они только подтверждают свойства объектов). В то же время наименее обеспеченной в научно-методическом плане является именно экспертиза безопасности технических устройств в силу разнообразия их конструкций и условий эксплуатации.

Вопрос осложняется еще и тем, что, как правило, требуется провести экспертизу безопасности устаревших технических устройств, которые уже исчерпали свой проектный или амортизационный ресурс, не соответствуют современным нормативным требованиям, содержат дефекты, но эти объекты никак невозможно остановить и демонтировать, поскольку нет замены и нельзя остановить большое производство. Таких примеров много и в системе магистральных нефтепроводов.

Например, как показывают результаты диагностики, ни один трубопровод не соответствует всем современным требованиям. Все они имеют дефекты типа расслоение металла недопустимых размеров. Нефтепроводы на территории нефтебаз содержат секционные сварные отводы и лепестковые переходы, которые сейчас запрещены к использованию. Но немедленно их заменить - практически нереальная задача. В таких случаях приходится или отказаться от экспертизы (так как по нормам не положено дальше их эксплуатировать), или продлевать срок эксплуатации, рекомендуя при этом дополнительные меры безопасности.

Таких конкретных примеров можно привести много. Это говорит о том, что вопросы оценки безопасности магистральных нефтепроводов нуждаются в мощной научно - методической поддержке. Это очень большая и важная задача, если учитывать большие протяженности магистральных нефтепроводов, их важность для экономики страны, разнообразие климатических условий, возрастной состав, ущербы от разрушений.

Поэтому предприятиям отрасли для поддержания объектов транспорта нефти и газа в работоспособном состоянии необходимо использовать не только современные материалы и оборудование в коррозионно-стойком исполнении, но и новые методы диагностики и ремонта, что в свою очередь позволит продлить их срок эксплуатации.

В связи с этим особое значение приобретают вопросы, связанные с увеличением сроков эксплуатации линейной части трубопроводов за счет создания новых технологий, позволяющих на ранних сроках выявлять развивающиеся дефекты и своевременно без излишних затрат устранять их.

Важная роль в этом отводится разработке новых прогрессивных методов внутритрубной диагностики, а также применению новых методов ремонта трубопроводов без их остановки. Одним из таких методов диагностики является обследование с помощью магнитного инспекционного снаряда (дефектоскопа MFL с типом поршня CDP 10”3V05.21)

Сущность метода заключается в следующем, перед запуском дефектоскопа производится очистка нефтепровода от АСПО, инородных предметов очистными устройствами, выполняется калибровка (определение проходного сечения) напорного нефтепровода с помощью бесконтактного электронного геометрического поршня EGP. После обследования внутренней геометрии, поводят обследование на потерю металла, с помощью магнитного дефектоскопа - в котором используется метод утечки магнитного потока (MFL) с высоким разрешением. На данном этапе работы выявляются дефекты производственного и строительного происхождения, коррозионно-эрозионные дефекты, возникшие в процессе эксплуатации и обнаружение поперечных трещин в сварных стыках и теле трубы с высоким разрешением, с использованием поршней третьего поколения и новейшей сенсорной технологии.

В результате обследования выдается заключение. В нем в виде отчета, описание дефектов, их классификация, остаточная толщина стенки (мм). Даны точные координаты расположения дефектов, относительно заранее разбитых по номерам секций, участка трубопровода. В отчете поставлены сроки устранения и рекомендации фирмы ROSEN EUROPA B.V. по устранению дефектов, новым методом ремонта, с применением упрочняющих композиционных муфт трубопровода (УКМТ).

В работе рассмотрен новый метод ремонта укрепляющими композиционными муфтами трубопровода (УКМТ).

Метод УКМТ заключается в монтаже усиливающей композиционной муфты на дефектный участок нефтепровода, при этом происходит компенсация внутреннего давления в трубопроводе за счет создания контактного давления снаружи при значительной величине момента затяжки болтовых соединений, что позволяет проводить монтаж на рабочих давлениях с гарантированным качеством, в отличие от муфт, устанавливаемых без создания предварительного напряжения.

Достоинство разработанного метода, в отличие от всех существующих на сегодняшний день типов ремонтных муфт, это простота монтажа, а как следствие высокая скорость проведения ремонта и малый объем земляных работ. Для ее установки достаточно вручную выкопать небольшой шурф и за 15-20 минут отремонтировать дефектный участок, что имеет большое значение, если, например, в это время приходится еще и откачивать грунтовые воды, тогда и размер шурфа и время проведения ремонта выходят на первый план.

В данной работе произведен анализ технико-экономической эффективности нового метода ремонта напорного нефтепровода ДНС-5-УПН «Ельниковка». Метод выгодно отличается от ранее используемого метода вырезки дефекта с заменой катушки и позволяет проводить ремонтные работы без остановки перекачки, что существенно снижает затраты на их проведение.

1 Географическая характеристика Ельниковского месторождения

1.1 Общие сведения о Ельниковском месторождении

Ельниковское месторождение (рис.1) расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики в 100 км от Ижевска. Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог, в пределах месторождения, представлена асфальтовым шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское и Вятское месторождения. По территории месторождения протекает судоходная река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. Речные пристани расположены в Сарапуле и Камбарке.

С действующим Вятским нефтепромыслом месторождение связано нефтепроводом. Электроснабжение обеспечивается ЛЭП - 110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП - 35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.

К наиболее крупным населенным пунктам относятся деревни: Мазунино, Соколовка, Тарасово, Северное, в 40 км от центра площади расположен город Сарапул, являющийся районным центром, крупной железнодорожной станцией и важным речным портом. Здесь же расположены производственные базы Сарапульского НГДУ объединения “Удмуртнефть”.

В орогидрографическом отношении Ельниковское месторождение расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмас (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров.

Рисунок 1 - Схема размещения месторождений Удмуртии

В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентального климата со среднегодовой температурой +20С. Период отрицательных температур (до минус 450С) начинается с октября и заканчивается в первой половине апреля. В течение года выпадает 500-600 мм. осадков, две трети которых приходятся на период с мая по октябрь.

В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято примерно 70% его территории.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемого для дорожного строительства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд.

1.2 Характеристика геологического строения месторождения

Геологический разрез месторождения представлен осадочными породами каменноугольной, пермской и четвертичной систем. По тектоническому строению Ельниковское месторождение является типичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения и прилегающей территории наиболее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м. Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м. В структурном плане на месторождении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельниковское, Апалихинское. Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.

Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на три зоны.

В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.

Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.

1.3 Инженерно - геологические изыскания

Изыскания Ельниковского месторождения нефти выполнены ООО «Изыскатель» на основании договора и технического задания Филиала ВНИПИ нефть Пермь. Изыскания выполнены для стадии проектирования. В данном разделе отчета приведены материалы инженерно-геологических изысканий внеплощадочных трасс на Ельниковском нефтяном месторождении. Сведения о местоположении участка работ приведены в главе настоящего отчета. Инженерно-геологические изыскания проводились с целью определения геологического строения трасс, проектируемых внеплощадочных коммуникаций, литологического состава, физико-механических свойств грунтов, гидрогеологических условий, химического состава и степени агрессивности подземных и поверхностных вод, выявления неблагоприятных инженерно-геологических процессов и явлений. Виды и объемы работ, выполненных в соответствии с техническими требованиями, с учетом II категории сложности, приведены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1 - Виды и объемы работ

№ п/п	Виды работ	Единицы. изм.	Объемы работ
1	Инженерно-геологическая реконгцинировка	км	31,8
2	Механическое колонковое бурение скважин диаметром до 160 мм, глубиной 5,0 м (установкой УКБ-12/25)	Кол-во скв. п.м.	127 635
3	Отбор проб грунтов ненарушенной структуры	монолит	130
4	Отбор проб грунтов нарушенной структуры	проба	70
5	Отбор проб подземных и поверхностных вод на химический анализ	проба	5
6	Определение удельного электрического сопротивления грунтов	опред.	275
7	Камеральная обработка выработок по параллельно проходящим трассам	Кол-во скв. п.м.	28 140

Виды работ

Полевые инженерно-геологические работы выполнены в октябре-декабре 2007 г. под руководством геолога Тимкина А.В. Бурение скважин производилось механическим колонковым способом буровой установкой УКБ-12/25, диаметр бурения до 160 мм, глубиной 5,0 м.

Разведочные выработки пройдены по осям трасс. Количество выработок определялось характером рельефа сменой литологического состава грунтов. На ровных участках при однородном геолого-литологическом разрезе выработки проходились через 200-350 метров. На участках переходов через автодороги и поверхностные водостоки было пройдено по три выработки глубиной 5,0 м с расстоянием между ними 20-30 м. В процессе бурения скважин велось порейсное описание всех встреченных литологических разновидностей грунтов с отражением их структурных и текстурных особенностей, отмечались все водопроявления. В соответствии Рекомендациями выполнена инженерно геологическая рекогносцировка местности по трассам Ельниковского нефтяного месторождения и площадкам кустов нефтяных скважин. С целью исследования материалов, характеризующих инженерно-геологические условия трассы, наличия поверхностных проявлений физико-геологических процессов. Обвалы, осыпи, оползни способны отрицательно повлиять на эксплуатацию проектируемой трассы. Общая протяженность маршрутов составила 31,8 км.

Во время рекогносцировочного обследования физико-геологические процессы опасные для проектирования и эксплуатации трасс, проектируемых в над площадочных коммуникаций в пределах полосы обследования, визуально не обнаружены. Из скважин отобраны пробы грунтов ненарушенной структуры для определения физических свойств из всех литологических разновидностей грунтов с интервальностью 0,3-1,0 м. Монолиты грунтов отобраны грунтоносом вдавливаемого типа. Отбор проб грунтов и воды и их транспортировка выполнены в соответствии с ГОСТ 12071-2000 и ГОСТ 4979-49-84-24.

После окончания полевых работ все выработки ликвидированы путем обратной засыпки, выбуренным грунтом с послойной трамбовкой.

Плановая привязка выработок на местности произведена к существующей ситуации и к пикетам трасс мерной лентой методом линейных засечек. Состав и объем исследований грунтов назначен с целью получения данных для выбора оптимальных решений при проектировании. Лабораторные исследования грунтов выполнены в соответствии с нормативными документами ГОСТ 3,6-9, 24,26. Показатели физико-механических свойств грунтов обработаны методом матстатистики на ПЭВМ согласно ГОСТ.

Агрессивность подземных и поверхностных вод определялась согласно табл. 5-7 СНиП14. Степень морозоопастности грунтов, нормативная глубина сезонного промерзания грунтов определена согласно. 2.124-2.127 «Пособие…»

Номенклатура грунтов по трассам определялась в соответствии с ГОСТ. Группы грунтов по трудности разработки определялись согласно табл. 1-1 ГЭСН. Лабораторные исследования проб грунтов и воды выполнены по действующим нормативным документам грунтовой лабораторией предприятия инженерами - Ромащенко Т.А., Чебатковой Л.В., Поповой Н.А., Григорьевой Д.А. под руководством начальника лаборатории Зиганшиной Н.В.

Определения удельного электрического сопротивления грунтов по трассам проектируемых трубопроводов выполнены прибором М-416 в соответствии с приложением ГОСТ 9.602.-2005*

Измерения выполнялись в период отсутствия промерзания грунтов на глубине заложения подземного сооружения. Коррозионная агрессивность грунта по отношению к стали оценивалась по удельному электрическому сопротивлению грунта определяемому в полевых условиях согласно таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2 - Коррозионная агрессивность грунта

Коррозионная агрессивность грунта

Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом . м

Низкая

Средняя

Высокая

Св.50

От 20 до 50

До 20

Изученность инженерно-геологических условий района работ 2007 г. ООО НПП «Изыскатель» проводились инженерные изыскания на объектах Ельниковского месторождения нефти контракт 13929-04-04.

В процессе работ были изучены: геологическое строение, гидрогеологические условия до глубины 3,0-4,0 м, физические свойства грунтов до глубины 1,0 - 4,0 м.

Местоположение и удаленность выработок прошлых лет от проектируемых вне площадочных коммуникаций показана на топо-планах масштаба 1:500 и карте фактического материала масштаба 1: 500000.

При составлении отчета использованы результаты лабораторных исследований грунтов физические свойства по скважинам 61, 62, 64, 66, 67, 134, 138, 140.

1.4 Физико-географические, климатические, инженерно-геологические и гидрогеологические условия района работ

Физико-географические условия

Район изысканий расположен в южной части Сарапульской возвышенности и характеризуется соответствующими особенностями - холмистая местность, разветвленная водная сеть, крутые высокие склоны долин, значительные уклоны земной и водной поверхности.

Заселенность местности незначительная; открытые участки заняты сельскохозяйственными угодьями (пашни, сенокосы).

На территории работ довольно широкое распространение имеет овражно-балочная сеть. Лога отличаются от оврагов тем, что они достигли выработанного продольного профиля и больше не растут, дно и склоны их задернованы. Обычно, дно лога и склоны положе. Овраги - форма действующая растущая. Талые и ливневые воды сначала в виде отдельных маленьких струек протекают по незакрепленному растительностью грунту и размывают в них углубления, промоины. Овраги ежегодно растут в длину и глубину особенно весной и во время летних ливней. Поперечный профиль оврагов имеет, обычно, S - образною форму, склоны крутые незадернованные, часто усложняются оползнями, обвалами, осыпями.

Длина современных оврагов меньше, чем балок. Если балка имеет длину 2-3 м, то овраги редко превышают 2 м.

Довольно часто на территории работ можно наблюдать сочетание балок и оврагов в днищах старых задернованных балок и по их склонам закладываются и растут молодые овраги. В административном отношении участки изысканий находятся в Сарапульском, Каракулинском районах Удмуртской республики. Транспортная сеть в районе изысканий большей частью представлена автодорогами с асфальтовым покрытием общего пользования, а также гравийными и грунтовыми дорогами. На территории нефтяных месторождений имеются ведомственные автодороги ОАО «Удмуртнефть».

В геоморфологическом отношении район изысканий расположен в южной части Сарапульской возвышенности, осложненной склонами и водоразделами р. Кырымкас, Калмашка, Рынок и системой их притоков. Рельеф холмистый расчлененный долинами рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа в районе изысканий составляет 126-213 м.

Климатические условия

Район изысканий относится к строительно-климатической зоне. Климат района изысканий умеренно-континентальный с продолжительной холодной зимой имеет ярко выраженную сезонность времен года - зиму, весну, осень. Наиболее подробное климатическое описание и характеристики района изысканий приведены в разделе Инженерно-гидрометеорологические изыскания в технических отчетах по инженерно-экологическим изысканиям: «Реконструкция инженерных сетей при КРС и ТРС НГДУ Сарапул», контракт 13929-04-03. Реконструкция системы сбора транспорта и поддержания пластового давления Ельниковского месторождения нефти», контракт 13929-04-05.

Геологическое строение

В гео-структурном отношении описываемая территория работ расположена на восточной части Русской платформы в области Верхнекамской впадины. Фундамент на описываемой площади представлен кристаллическими и метаморфизованными породами архейского и нижнепротерозойского возраста. На территории работ наибольшее распространения получили отложения нижнепермской системы представленные породами уфимского, казанского и татарского ярусов. Современные четвертичные отложения представлены аллювиальным, в поймах рек делювиальные пологие склоны водоразделов речных долин и балок - эоловыми незакрепленные растительным покровом поверхности.

В геологическом строении участка изысканий до глубины 4,0-6,0 м по данным бурения инженерно-геологических скважин принимают участие четвертичные техногенные (tQav), аллювиально-делювиальные (adQ) и элювиально-делювиальные (edQ) грунты и отложения верхнего отдела пермской системы (P2).

Гидрогеологические условия

По гидрогеологическому районированию территории работ относится к Камскому гидрогеологическому району, расположенному на северо-востоке Волго-Камского артезианского бассейна в среднем течении р. Кама.

Здесь развиты воды татарского, казанского и уфимского водоносных комплексов. Местности, выполненные аллювиальными отложениями большой мощности, содержат значительные запасы пресных вод этого горизонта.

Водные ресурсы представлены речным стоком, водами искусственных водоемов, подземными водами.

Поверхностные воды

Территория района полностью относится к бассейну реки Кама. Она покрыта густой гидрографической сетью включающей реки, ручьи, родники. Характер питания поверхностных водных объектов преимущественно снегового типа с четко выраженными фазами уровневого режима весеннего половодья, летней межени, летне-осеннего дождевого паводка и зимней межени. Речная сеть достаточно хорошо развита: коэффициент развития речной сети 0,43-0,53 кмкм2. Находясь в зоне достаточного или избыточного увлажнения, большинство рек характеризуется значительной величиной стока. Модуль стока колеблется в пределах от 7-8 лсек с 1 км2 - в северных районах, до 5-4,5 лсек с 1 км2 - в южных. По гидрохимическому составу реки района относятся к гидрокарбонатным водам с малой минерализацией. Степень минерализации колеблется от 200-500 мгл. Мутность речных вод, загрязненных промстоками, не превышает 100-250 гм3.

Водостоки со слаборазвитыми долинами, слабо заболоченными поймами поросшими влаголюбивой растительностью (осока, камыши, ива) по берегам много заливов. Река Рынок - правый приток р. Калмашки. Русло реки извилистое глубиной около 0,2 м. Дно глинистое заиловано, течение практически отсутствует. Склоны долины высокие 10-24 м. крутые ассиметричные. Берега задернованы участками поросли редким кустарником. На участке пересечения с трассой ручей образует пруд глубиной 1,5-2,1 м., шириной по зеркалу воды до 20 м. Берега крутые высотой до 6 м., задернованные частично поросли редким кустарником. Дно глинистое заилованное. Течение практически отсутствует. На некоторых участках р. Рынок и ручьев без имени имеются небольшие пруды, образовавшиеся при строительстве плотин различного назначения. Для определения химического состава поверхностных вод было отобрано по пробе воды из р. Рынок и ручьев без имени. Воды по химическому составу гидрокарбонатно кальциевые пресноватые с общей минерализацией 0,5-0,8 г литр. Поверхностные воды неагрессивные к бетону нормальной проницаемости (маркиW4) и к арматуре железобетонных конструкций при периодическом смачивании. Химический состав поверхностных вод приведен в приложении А. Подземные воды на территории приурочены к отложениям всего разреза осадочной толщи. Режим их тесно связан с метеорологическими факторами и явлениями конденсации, кроме того, на режим подземных вод во многих случаях оказывают влияние, так называемые, искусственные факторы, обусловленные деятельностью человека. Колебания уровня вдали от рек достигают 1-1,5 м. Подземные воды в большей части незащищены или недостаточно защищены от поверхностного загрязнения и на их загрязнение сказывается влияние хозяйственной деятельности.

В геологическом строении трассы нефтепровода принимают участие четвертичные техногенные (tQiv) и элювиально-делювиальные (edQ) грунты.

С поверхности по трассе водовода практически повсеместно развит почвенно-растительный слой мощностью 0,1-0,2 м.

Геолого-литологический разрез по трассе следующий (сверху вниз):

Четвертичные отложения - Q

Техногенные отложения - tQiv

Техногенные отложения представлены насыпными грунтами, распространенными на участке перехода через асфальтовую дорогу.

Насыпной грунт: гравий и галька кварцево-кремнистого состава встречен на участке пересечения с асфальтовой дорогой ДНС-2-Калмаши ДНС-1, куст в пределах насыпи 4+98,5-5+19,5 с глубины 0,1 м поверхности. Мощность насыпных грунтов 0,2 м.

Насыпной грунт суглинок коричневый: тугопластичный. Встречен на участке пересечения с асфальтовой дорогой ДНС-2-Калмаши ДНС-1, в пределах насыпи 4+98,5-5+19,5 с глубины 0,3 м от поверхности. Мощность насыпных грунтов 0,6 м. Насыпные грунты отсыпаны сухим способом уплотненные слежавшиеся с давностью отсыпки 5 лет. Элювиально-делювиальные отложения.

Суглинок коричневый: полутвердой и мягко пластичной консистенции. Встречен повсеместно с глубины 0,1-1,0 м от поверхности. Вскрытая мощность 2,0-4,8 м.

Глина коричневая: полутвердая тугопластичная с единичным включением дресвы алевролита. Встречена на участке пк 0+10-4+81 и пк 7+39,55 с глубины 0,2 м от поверхности. Мощность слоя 1,2-2,7м.

Пермская система - P

Верхний отдел - P2

Алевролит коричневый: очень низкой прочности сильно выветренный сильно трещиноватый размягчаемый. Встречен на участке пк 4+55 пк 7+39,55 с глубины 1,4-1,8 м Вскрытая мощность 3,2-3,6 м.

Условия залегания геолого-литологических разновидностей грунтов представлены на продольном и укрупненном профилях трассы водовода.

Подземные воды по трассе проектируемого водовода до глубины 5,0 м не встречены. Однако в периоды интенсивного снеготаяния обильных затяжных дождей при нарушении поверхностного стока возможно формирование горизонта подземных вод типа верховодка на глубине 0,5-1,0 м. На основании гидрогеологического обследования участок изысканий согласно приложению ИСП 20 относится к району III - не подтопляемые по подтопляемости территории.

2 Технологический раздел проекта

2.1 Общая часть

Нефтепровод «ДНС №5 - УПН «Ельниковка» ОАО «Удмуртнефть».

Наименование - нефтепровод «ДНС №5 - УПН «Ельниковка»;

Категория трубопровода - 3;

Схема прокладки - подземная;

Сооружен по проекту - ТатНИПИнефть, Гипроречтранс;

Общая протяженность нефтепровода - 18850 м;

Протяженность подводного перехода нефтепровода - 4300 м;

Диаметр/ толщина стенки труб подводного перехода нефтепровода - 2739,0 мм;

Год ввода в эксплуатацию - декабрь 1986 г.

Завод изготовитель труб - информация отсутствует;

Генеральная подрядная организация по сооружению нефтепровода - СМУ 34;

Глубина заложения: по проекту 1,6 м.

Транспортируемый продукт: пластовая жидкость, температура t = +8°С;

Проектное рабочее давление - 4,0 МПа;

Количество и тип линейных задвижек: Ду 250х40 - 2 шт.

Раскладка труб по трассе: Ш 273х9 мм - 4300 м.

Материал труб: трубы изготовлены по ГОСТ 1050-74 (Ст20);

Соединения труб: сварные, сварка ручная электродуговая, электрод типа УОНИ 13/55 4 УД по ГОСТ 9467-75;

Защитное покрытие трубопровода: битумное, битумное усиленное пленкой;

Данные о сертификатах: на трубы - имеются, на ленту и защитную обертку - имеются, на сварочные материалы - имеются.

Сведения об испытаниях - информация отсутствует;

Сведения об обследованиях и ревизиях трубопровода - информация отсутствует;

Документы о ремонтах, авариях, внештатных ситуациях - имеется не в полном объеме;

Сведения о представленной на рассмотрение документации:

1. Паспорт нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка»;

2. Заключение экспертизы промышленной безопасности подводного перехода межпромыслового нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка»;

3. Заключительный отчет по проведению экспертизы промышленной безопасности подводного перехода межпромыслового нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка».

2.2 Характеристика транспортируемой продукции, ее физико-химические и теплофизические свойства

Таблица 2.1 - Физико-химические свойства нефти

№ п/п	Наименование показателей	Един. Измерения	Результат анализа	Методика выполнения измерения
1	Плотность при 20°С	Г/см3	0,880-0,895	ГОСТ 3900-85
2	Вязкость кинематическая При 20°С При 35°С	Мм/с Мм/с	39 22	ГОСТ 33-2000 ГОСТ 33-2000
3	Содержание механических примесей	% по массе	0,026	ГОСТ 6770-83
4	Содержание воды	%	До 1.0	ГОСТ 2477-65
5	Содержание серы	%	До 3.0	ASTMD 4294
6	Содержание сероводорода	Мг/дм3	9,9	РД-1-1193-84
7	Температура застывания	Гр/сек	-22	ГОСТ-20287-85
8	Содержание асфальтенов -смол селикагелевых - парафина	%	21 43	ГОСТ 2177-82 ГОСТ 2177-82
9	Содержание хлористых солей	Мг/дм3	До 600
10	Давление насыщенных паров При 20°С При 35°С	Мм.рт.Ст.	275 330	ГОСТ 1756-2000
11	Теплота сгорания	Ккал./кг	10090
12	Температура кипения	°С	80

2.3 Аварийность трубопроводного транспорта

Большую часть нефтепромыслового оборудования месторождений ОАО «Удмуртнефть» составляют трубопроводы различного назначения, в связи, с чем им уделяется особое внимание. Нефтепромысловые трубопроводы относятся к числу ответственных сварных конструкций, работающих в сложных эксплуатационных условиях.

Коррозионные процессы, развивающиеся на внутренней и наружной поверхности труб с течением времени приводят к значительному утонению металла стенки, и, как следствие, к снижению прочности конструкции.

Наличие большого количества соединений (сварных, фланцевых) труб, деталей трубопроводов уменьшает возможность перераспределения внутренних механических напряжений, приводит к возникновению зон концентрации механических напряжений, что еще более усугубляет неравномерность напряженного состояния.

В зонах концентрации напряжений проявляется тенденция к развитию начальных дефектов при сравнительно низком уровне общего напряженного состояния, когда средние напряжения в конструкции не превышают расчетных (допустимых) значений.

На сегодняшний день первоочередной является задача достоверной оценки фактического состояния трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительное время. Длительная эксплуатация трубопроводов сопровождается процессами старения металла, ухудшением его физико-химических свойств. Эти и ряд других причин приводят к появлению различного вида дефектов, которые способствуют снижению эксплуатационной надежности трубопроводов. Особое внимание должно уделяться трубопроводам, для которых отсутствуют, сведения о марке стали и механических свойствах металла, а качество металла не отвечает современным требованиям, предъявляемым к трубным сталям.

Отказы и аварии трубопроводов приводят к значительному материальному и экологическому ущербу. Непредсказуемые последствия отказов, обязывают постоянно следить за состоянием элементов трубопроводов и стремиться своевременно, устанавливать начало возникновения условий для образования предельного напряженно-деформированного состояния конструкций.

Диагностика - это комплекс мероприятий по получению и обработке информации, установлению технического состояния и принятию обоснованных решений по дальнейшей безопасной эксплуатации трубопроводных систем.

В современных экономических условиях приоритетное значение приобретают методы контроля, позволяющие проводить техническое диагностирование трубопроводов, резервуаров, механоэнергетического оборудования насосных и компрессорных станций и других объектов без вывода из эксплуатации. Это обеспечивает значительное снижение материальных, трудовых и временных затрат на проведение обследования.

Аварийность трубопроводного транспорта приводит к прямым и косвенным потерям, которые несет нефтегазодобывающее предприятие. К прямым потерям относятся потери нефти в результате разливов и из-за простоя нефтегазодобывающего оборудования, а также те затраты, которые требуются для устранения аварий. К косвенным потерям можно отнести затраты на экологические мероприятия (в том числе, штрафы), которые необходимо проводить для ликвидации экологических последствий аварийных ситуаций. Причем в некоторых случаях косвенные потери могут во много раз превышать прямые.

Многие трубопроводы эксплуатируются длительный период, сроки службы многих из них превышают нормативные. Согласно РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту нефтепромысловых трубопроводов», пункт 1.6. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов отрасли, приведен в таблице 2.2.

2.4 Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

по регионам отрасли

Таблица 2.2 - Фактические сроки службы промысловых трубопроводов по регионам отрасли

#G0Назначение трубопровода, транспортируемая среда	Фактические сроки службы по регионам добычи, годы
	Урал - Поволжье	Зап.Сибирь	южные районы	другие районы
Нефтегазосборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин до центральных пунктов сбора и дожимных насосных станций (выкидные линии, нефтегазосборные коллекторы, газопроводы, внутриплощадочные трубопроводы) при содержании сероводорода до 300 Па.	10	10	8	12
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода в продукции скважин свыше 300 Па.	5	5	4	6
Трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод при содержании сероводорода до 300 Па.	6	7	5	8
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода свыше 300 Па.	3	4	3	6
Трубопроводы пресных вод.	15	15	15	15
Нефтепроводы, газопроводы для транспортирования товарной нефти и газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта, газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи, газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.	20	20	20	20

Рассматриваемый нами напорный нефтепровод «ДНС-5 - УПН «Ельниковка» предназначен для транспорта продукции нефтяных скважин с дожимных насосных станций до центральных пунктов сбора, при содержании сероводорода до 300 Па и по Урало-Поволжскому региону добычи его срок службы составляет 10 лет.

2.5 Новые требования Федерального закона к экспертизе опасных производственных объектов

С принятием Федерального закона о промышленной безопасности опасных производственных объектов (№ 166-ФЗ от 21.07.97) в стране развернулась Система промышленной безопасности при Госгортехнадзоре России, и начались работы по экспертизе безопасности определенных опасных производственных объектов, под эти объекты попадает напорный нефтепровод «ДНС-5 - УПН «Ельниковка». Данный объект введен в эксплуатацию 1986 году, прослужил длительный срок и исчерпал свой проектный и амортизационный ресурс, не соответствует современным нормативным требованиям, содержит дефекты. Но этот объекты никак нельзя остановить и демонтировать, поскольку замена нефтепровода протяженностью 18850 метров, при нынешних ценах на металл, потребует капитальных вложений. Получается очень дорогой и долго окупаемый проект. Другая большая проблема связанна с тем, что нельзя остановить большое производство на длительный срок. Система нефтесбора вся связана между собой. Остановился один объект, следом остановится другой и так по цепочке.

Например, как показывают результаты диагностики, ни один трубопровод не соответствует всем современным требованиям. Все они имеют дефекты типа расслоение металла недопустимых размеров. В таких случаях приходится или отказаться от экспертизы (так как по нормам не положено дальше их эксплуатировать), или продлевать срок эксплуатации, рекомендуя при этом дополнительные меры безопасности.

В результате в качестве эксперта в области промышленной безопасности опасных производственных объектов был выбран Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет и заключен договор № 14415/741у-07 от 06.08.2007 г. между ОАО «Удмуртнефть» и УГНТУ.

Согласно подписанного договора была разработана программа работ по экспертизе промышленной безопасности напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка».

2.6 Программа работ по экспертизе промышленной безопасности напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка»

Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (№116-ФЗ) нефтепромысловые трубопроводы ОАО «Удмуртнефть» относятся к опасным производственным объектам, для которых необходимо проведение регулярных ревизий, диагностики, испытаний и освидетельствований эксплуатируемого оборудования.

2.6.1 Объем и содержание работы

Комплекс работ по диагностированию нефтепромысловых трубопроводов в эксплуатационных условиях включает в себя следующие основные этапы работ:

Сбор информации об объектах контроля

На данном этапе проводится сбор, изучение и анализ проектной, исполнительной, технической, эксплуатационной документации по трубопроводам, результатов предыдущих диагностических обследований для уточнения объема, сроков, методики обследования, а также получения исходных данных для экспертно-инженерной оценки параметров, определяющих техническое состояние трубопроводов и проведения расчетов остаточного ресурса безопасной эксплуатации.

Заказчик предоставляет Исполнителю всю имеющуюся техническую документацию на трубопровод (в том числе: перечень и координаты тупиковых и застойных зон, перечень участков с толщинами стенок трубопроводов, не соответствующими проекту, перечень трубопроводов, на которых имеются ненормативные соединительные детали и приварные элементы (вантузы, патрубки и др.), перечень трубопроводов, на которых имеются временные ремонтные конструкции, перечень и координаты мест трубопроводов, имевших отказы с выходом нефти) и гарантирует достоверность представляемых данных.

Исполнитель - УГНТУ.

2.6.2 Подготовка нефтепровода к обследованию (очистка и калибровка)

На данном этапе проводится разбивка трассы напорного нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка» для определения мест контроля прохождения скребков при проведении очистных работ и внутритрубных инспекционных снарядов при внутритрубной диагностике. После очистки нефтепровода от АСПО, инородных предметов очистными устройствами, выполняется калибровка (определение проходного сечения) напорного нефтепровода с помощью скребка-калибра.

Исполнители - УГНТУ, НГДУ “Сарапул” ОАО “Удмуртнефть”.

2.6.3 Обследование нефтепровода «ДНС-5 - УПН «Ельниковка» бесконтактным электронным геометрическим поршнем EGP

Обследование внутреннего диаметра напорного нефтепровода выполняется c использованием 48-канального бесконтактного электронного геометрического поршня EGP (тип EGP 10”1.5V01.04). Поршень EGP пропускается по нефтепроводу для обнаружения, измерения и определения местонахождения всех геометрических деформаций трубопровода, овальностей, а также для подтверждения возможности беспрепятственного прохождения внутритрубного инспекционного поршня для определения потери металла.

Вид электронного геометрического поршня представлен на рисунке 2.

Направление потока

Рисунок 2 - Электронный геометрический поршень EGP 10”1.5V01.04

Технические характеристики поршня EGP:

Максимальная протяженность обследования - 170 км;

Максимальная продолжительность работы - 120 ч;

Рабочий диапазон скорости - 0,1-3,0 м/с;

Максимальное рабочее давление - 13,5 МПа;

Максимальное рабочее давление (газ) - 1,7 МПа;

Температура транспортируемого продукта - 0-700С.

Конструктивные характеристики поршня EGP:

Длина снаряда (Т) - 1350 мм;

Минимальная длина пусковой камеры (S) - 1230 мм;

Измерительная часть снаряда (R) - 730 мм;

Эксплуатационный вес - 60 кг;

Транспортировочный вес - 96 кг.

Схема камер пуска и приема представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Схема камер пуска и приема электронного геометрического поршня EGP 10”1.5V01.04

Характеристики (размеры) камер пуска и приема:

Камера пуска Камера приема

A - 1350 мм; A - 1350 мм;

B - 400 мм; B - 502 мм;

C - 152 мм; C - 152 мм;

D - 302 мм; D - 1350 мм;

E - 12 дюймов; E - 12 дюймов;

H - 2350 мм; H - 2350 мм;

L - 2350 мм. L - 2350 мм.

При необходимости может быть выполнен контрольный пропуск электронного геометрического поршня по нефтепроводу, а также устранение недопустимых дефектов геометрии на напорном нефтепроводе «ДНС-5 - УПН «Ельниковка».

Электронный геометрический поршень EGP используется для обследования трубопроводов с геометрическими характеристиками:

- минимальный радиус поворота - 1,5D;

- минимальный внутренний диаметр прямой трубы - 220 мм;

- минимальный внутренний диаметр поворота 1,5D - 218 мм.

Исполнители - фирма ROSEN Europa B.V., УГНТУ.

На данном этапе работы выполняется обследование нефтепровода на потерю металла (дефекты производственного и строительного происхождения, коррозионно-эрозионные дефекты, возникшие в процессе эксплуатации) и обнаружение поперечных трещин в сварных стыках и теле трубы с высоким разрешением, с использованием поршней третьего поколения и новейшей сенсорной технологии.

Основной принцип обследования на потерю металла с помощью магнитного дефектоскопа - метод утечки магнитного потока (MFL) с высоким разрешением. При отсутствии дефектов магнитный поток, не рассеиваясь, проходит по трубопроводу. При наличии внутренней или внешней потери металла, происходит так называемая утечка магнитного потока, что фиксируется датчиком Холла. Мощные постоянные магниты намагничивают стенку трубы в продольном направлении. Высокий уровень намагничивания (более 10 кА/м) позволяет отличить сигналы, соответствующие коррозии, от прочих особенностей трубопровода, таких как зоны термического воздействия или участки напряжения, а также минимизирует эффект остаточной намагниченности.

Новый усовершенствованный магнитный инспекционный поршень МFL, в котором используется цифровая сенсорная технология Холла, повышенная частота сканирования (2000 Гц), и непрерывная запись уровня намагничивания, способен обнаруживать и измерять перечисленные ниже дефекты:

- дефекты потери металла (внутренняя и наружная коррозия);

- дефекты потери металла, возникшие при изготовлении (производственные дефекты);

- механические повреждения (строительные дефекты), например, царапины, вмятины, задиры и т.п.

- дефекты в кольцевых и спиральных швах, включая трещины, непровары, несплавления, поры и т.д.;

- точечные дефекты в продольных швах;

- металлические объекты, приближенные к поверхности трубы или соприкасающиеся с ней, влияющие на состояние электрохимической защиты;

- металлические муфты, кожухи и т.д.;

- вмятины, в том числе сопровождаемые эрозией, царапиной или поперечной трещиной;

- приварные соединения и трубопроводная арматура.

Вид инспекционного снаряда определения потери металла с высоким разрешением типа CDP представлен на рисунке 4.

Рисунок 4 - Инспекционный снаряд определения потери металла с высоким разрешением CDP 10”3V05.21

Технические характеристики снаряда:

Максимальная протяженность обследования - 225 км;

Максимальная продолжительность работ - 78 ч;

Рабочий диапазон скорости - 0,5-3,0 м/с;

Максимальное рабочее давление - 9,0 МПа;

Максимальное рабочее давление (газ) - 3,5 МПа;

Температура транспортируемого продукта - 0-700С.

Конструктивные характеристики снаряда:

Длина снаряда (Т) - 3338 мм;

Минимальная длина пусковой камеры (S) - 3231 мм;

Измерительная часть снаряда (R) - 2710 мм;

Эксплуатационный вес - 100 кг;

Транспортировочный вес - 490 кг.

Характеристики сенсоров:

- обследуемая толщина стенки 3,0 - 13,6 мм;

- уровень намагничивания 10 - 30 кА/м.

Характеристики трубопровода:

- минимальный радиус поворота - 3D;

- минимальный внутренний диаметр прямой трубы - 219 мм;

- минимальный внутренний диаметр поворота 3D - 233 мм;

- максимальное пошаговое изменение внутреннего диаметра - 10 мм.

Схема камер пуска и приема представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Схема камер пуска и приема инспекционного снаряда определения потери металла с высоким разрешением CDP 10”3V05.21

Характеристики (размеры) камер пуска и приема.

Камера пуска Камера приема

A - 3338 мм; A - 3338 мм;

B - 400 мм; B - 510 мм;

C - 178 мм; C - 178 мм;

D - 310 мм; D - 3338 мм;

E - 12 дюймов; E - 12 дюймов;

H - 4338 мм; H - 4338 мм;

L - 4338 мм. L - 4338 мм.

При необходимости может быть выполнен контрольный пропуск профилемера по нефтепроводу, а также устранение недопустимых дефектов геометрии на напорном нефтепроводе «ДНС-5 - УПН «Ельниковка».

Исполнители - фирма ROSEN Europa B.V., УГНТУ.

2.6.5 Результаты обследования напорного нефтепровода «ДНС - 5 - УПН «Ельниковка»

По результатам обследования формируются отчеты следующих видов и содержания:

- отчет о геометрии и механических повреждениях трубопровода, включающий информацию о действиях на объекте, данные трубопровода, описание оборудования, информацию о дефектах, информацию о трубопроводе (графики скорости и температуры);

- отчет об обследовании трубопровода, содержащий список дефектов потери металла, глубина которых превышает 50% потери толщины стенки, вывод об их распределении по длине трубопровода, заключение об аномалиях трубопровода или других моментах, заслуживающих внимания;

- описание отдельно выбранных дефектов потери металла, включающие паспорта дефектов с указанием степени опасности, типа, размера и местонахождения соответствующего дефекта (или выявленных производственных дефектах);

- отчет об обследовании с привязкой к давлению, содержащий заключение о трубопроводе и рекомендации.

Исполнители - фирма ROSEN Europa B.V., УГНТУ.

2.6.6 Проверочные расчеты на прочность по минимальной вероятной толщине стенки

Расчеты значений отбраковочной толщины стенки труб и остаточного ресурса по критерию допустимого коррозионного износа проводятся с учетом механических характеристик металла труб и режимов эксплуатации трубопровода.

2.6.6.1 Пример определения расчетной и отбраковочной толщины стенок труб

В 2007 г. проведено техническое диагностирование напорного нефтепровода, транспортирующего водонефтяную эмульсию, с наружным диаметром 273 мм, номинальной толщиной стенки 10 мм и рабочим давлением 4 МПа. Напорная часть трубопровода смонтирована из труб по ГОСТу 8731, из стали 20, по ГОСТу 1050. Трубопровод находился в эксплуатации с 1986г. Механические свойства стали труб, определенные через твердость, имеют значения не ниже требований ГОСТ 8731. Проверочный расчет толщины стенки t осуществляют при значении коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов ; условий работы трубопровода категории III 0,9; надежности по материалу =1,55; надежности по нагрузке =1,15.

Для стали = 471 МПа, =256 МПа, следовательно

R= min =min = min 273.5; 265=265 МПа

t = = =0,0057 м.

Номинальную толщину стенки определяют по формуле:

tn = tR + ST + SK

где ST - технологический припуск; SK - припуск на коррозию.

Примем ST + SK= 4,3 мм. Тогда

tn=5,7+4,3 = 10 мм.

Отбраковочную толщину стенок труб определяют по формуле:

= = 0,625.

= 0,625< 0,75, поэтому расчет ведут по формуле:

Tотб = = = 0,00654 м

2.6.6.2 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенок труб

Исходные данные по примеру № 1. Замеры толщины стенок труб по результатам диагностики представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Толщины стенок труб по результатам диагностики

Номер замеряемого места по схеме	Толщина стенки, мм	Диаметр трубы, мм
	Фактическая tk	Номинальная tnk
1	7,5	7,5	7,6	7,7	10	273
2	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273
3	7,3	7,2	7,4	7,3	10	273
4	7,4	7,4	7,5	7,4	10	273
5	9,3	9,3	9,4	9,4	10	273
6	9,1	9,0	9,0	9,0	10	273
7	7,8	7,7	7,8	7,7	10	273
8	8,8	8,7	8,7	8,8	10	273
9	7,9	7,9	8,0	8,0	10	273
10	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273

Расчет

Расчет вероятной минимальной толщины стенок труб диаметром 273 мм.

Среднеквадратическое отклонение замеряемой толщины:

= = 0,7113,

где tср = = = 8,065; N - число замеров; tk - значение замеренной толщины; tср - среднее значение замеренной толщины.

Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода:

tmin = tср - 2= 6,6424 мм

tmin> tотб; 6,6424>6,54.

Следовательно, допускается дальнейшая эксплуатация трубопровода.

Средняя скорость коррозии:

Vср ===0,28 мм/год.

Остаточный ресурс трубопровода:

== 0,366 лет.

2.6.6.3 Пример расчета остаточного ресурса трубопровода с учетом общего коррозионно-эрозийного износа стенок

Исходные данные по примеру № 1, 2.

Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95 %. Принимаем значение регламентированной надежности г = 0,95 % и односторонней доверительной вероятности, равной 0,95. Принимается линейная модель износа m = 1.

Расчетная толщина стенки (см. пример №1):

t = = = 0,0057 м.

По приведенным в таблице примера № 2 данным подсчитывается значение относительного износа для каждого замера:

дк = .

Затем подсчитываются:

1. Средний относительный износ:

дср = = = 0,1935.

2. Среднее квадратическое отклонение относительного утонения:

Sд = = = 0,0702.

3. Полагая среднее квадратическое отклонение технологического допуска S0 = 0,05, находим среднее квадратическое отклонение относительно износа:

Sd = = =0,0493.

4. Верхнее интервальное значение среднего относительного износа:

дср = дср + Ud = 0,1935+1,65= 0,2067

5. Верхнее интервальное значение среднеквадратического отклонения относительного износа:

Sd = Sd = 0,0493 = 0,0589.

6. Средний допускаемый относительный износ:

= = = 0,43.

7. Квантиль функции Лапласа:

= = 2,9.

8. По таблице находим значение функции Лапласа при величине квантиля 2,9 будет 0,998.

9. Подставляя это значение в формулу, находим значение % вероятности:

0,998 х 0,95 = 0,948.

10. По таблице % вероятности 0,948 соответствует Uг - квантиль, равный 1,63.

Параметр Q = ,

Q= =1,34.

11. Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%:

T=(Q - 1)ф = (1,18 - 1) х 12= 2,8 года.

2.6.6.4 Пример расчета прогнозирования остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов

Исходные данные по примеру №1.

Если данные об износе элементов трубопровода имеются не в полном объеме, но имеются данные по отказам и информация о величине общего износа на момент диагностирования, то можно провести приближенный расчет остаточного ресурса трубопровода по отказам его элементов.

Пусть длина трубопровода равна 1200 м, среднее расстояние между элементами трубопровода равно 6 м. За время эксплуатации трубопровода ни одной течи, связанной с износом стенок труб, не было. Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95%.

Число элементов трубопровода равно 200.

1-б =1 - = 0,995; величина 0,01г = 0,95;

0,01г(1-б) = 0,99 х0,95 = 0,945.

Квантили нормального распределения, соответствующие вероятностям 0,995 и 0,945, берем из таблицы.

U1-б = 2,58 Uг (1-б) = 1,60.

Значения среднего допускаемого относительного износа и значения верхнего интервального значения среднего относительного износа берем из примера № 3.

[дср ]= 0,43; дср = 0,2067.

Остаточный ресурс подсчитываем по формуле:

фост = фd = ,

ф = 12 х = 2,9 года.

Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95% равен 2,9 года.

2.6.7 Анализ результатов технического диагностирования

По результатам проведенного обследования проводятся прочностные и поверочные расчеты трубопроводов, определяется остаточный ресурс трубопровода, при заданной вероятности прогноза. Производится экспертная оценка фактического технического состояния трубопровода по совокупности диагностируемых параметров с целью определения соответствия объекта требованиям промышленной безопасности и выработки рекомендаций о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации, сроках и уровнях последующих обследований, необходимости проведения ремонта или исключения трубопровода из эксплуатации.

2.6.8 Выдача заключения

Результаты обследования технического состояния трубопровода оформляются Исполнителем работ в виде заключения экспертизы промышленной безопасности, согласовываются с Ростехнадзором и предоставляются Заказчику (ОАО «Удмуртнефть»).

В результате обследования было выдано заключение. В нем в виде отчета, описание дефектов, их классификация, остаточная толщина стенки (мм). Даны точные координаты расположения дефектов, относительно заранее разбитых по номерам секций, участка трубопровода. В отчете поставлены сроки устранения и рекомендации фирмы ROSEN EUROPA B.V. по устранению дефектов, новым методом ремонта, с применением упрочняющих композиционных муфт трубопровода (УКМТ).

Ниже для примера выводы и рекомендации с формой отчета.

Рекомендуется:

· восстановить проектную и исполнительную документацию;

· разработать регламент по эксплуатации нефтепровода;

· восстановить ремонтную документацию о проведенных ремонтах напорного нефтепровода в соответствии с действующей НТД;

· провести проверку результатов ВТД в местах расположения дефектов, требующих ПОР;

· незамедлительно произвести ремонт дефектных участков нефтепровода на участке до подводного перехода, требующих ПОР, а также дефектных участков, остаточный ресурс которых составляет менее 3-х лет;

· отремонтировать дефектные участки нефтепровода на участке до подводного перехода, подлежащие ремонту, согласно графику проведения ремонтных работ, составленному с учетом коэффициентов ремонта и прогнозируемого остаточного ресурса. Выбор методов ремонта производить в соответствии с заключительным техническим отчетом фирмы ROSEN Europa B.V.;

· при проведении ремонтных работ руководствоваться требованиями РД 39-132-94 с обязательным выполнением неразрушающего контроля стыковых сварных соединений;

· эксплуатировать нефтепровод на участке до подводного перехода при давлении, не превышающем максимальное допустимое давление для данного участка нефтепровода Р0=1,31 МПа;

· провести исследования механических свойств основного металла нефтепровода на соответствие требованиям, предъявляемым к стали Ст20 ГОСТ 1050-80;

· разработать и согласовать мероприятия по устранению опасных и критических дефектов, необходимые для завершения экспертизы и подтвердить подписью, что мероприятия будут выполнены;

· устранить опасные дефекты согласно разработанных мероприятий, направить в адрес УГНТУ письменное подтверждение с подписью уполномоченного представителя ОАО «Удмуртнефть», что мероприятия выполнены.

Дальнейшая эксплуатация нефтепровода на участке «ДНС-5 - подводный переход через реку Кама» до устранения опасных дефектов не допускается.

Очередной срок проведения ВТД и экспертизы промышленной безопасности не позднее декабря 2010 г.

Таблица 2.4 - Методы ремонта дефектных участков резервной нитки подводного перехода нефтепровода (рекомендации фирмы ROSEN EUROPA B.V.)

№ п/п	Измеренное расстояние, м	Номер секции	Ном. толщина стенки, мм	Описание дефекта	Классификация дефекта	Толщина стенки, мм	Коэф ремонта	Остаточный ресурс, г	Метод ремонта
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	13,48	20	6	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	4,7	0	1,6	Композитная муфта
2	46,27	60	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	2,7	2,02	0,4	Композитная муфта
3	108,03	130	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	3,4	1,08	1,3	Композитная муфта
4	315,2	370	8	кластер	обширная аномалия	1,8	1,79	0,3	Композитная муфта
5	315,23	370	8	кластер	продольная канавка	6,2	1	0,3	Композитная муфта
6	315,53	370	8	потеря металла - коррозия	язва	4,8	1	2,1	Композитная муфта
7	829,05	930	8	аномалия продольного шва - несплошность плоскостного типа	язва	5	0	2,1	Композитная муфта
8	856,99	950	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	4,9	0	1,9	Композитная муфта
9	1924,4	2060	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,1	1,08	2,5	Композитная муфта
10	2095,6	2240	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,2	1	2,7	Композитная муфта
11	2099,3	2240	8	потеря металла - заводская аномалия	язва	5	1	2,1	Композитная муфта
12	2150,2	2290	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	6,2	1	3,9	Композитная муфта
13	2734,6	2900	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,4	0	2,9	Композитная муфта
14	2753,5	2910	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,2	0	2,5	Композитная муфта
15	2895,4	3060	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,4	0	2,9	Композитная муфта
16	2905,5	3080	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	5,6	1,04	3,6	Композитная муфта
17	3136,5	3330	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,6	1	4,1	Композитная муфта
18	3639,2	3870	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	6,4	0	2,6	Композитная муфта
19	3799,04	4030	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	5,1	1,12	2,1	Композитная муфта
20	4296,8	4560	8	потеря металла - заводская аномалия	обширная аномалия	4,3	1,17	0,2	Композитная муфта
21	4296,89*	4560	8	потеря металла - заводская аномалия	поперечная канавка	2,9	0	0,2	Композитная муфта
22	4712,2	5010	6	потеря металла - коррозия	язва	4,7	1	4,2	Композитная муфта
23	4712,2	5010	6	потеря металла - коррозия	язва	4,7	1	3,7	Композитная муфта
24	4849,3	5160	6	потеря металла - коррозия	поперечная канавка	3,4	1	0,4	Композитная муфта
25	4898,2	5210	8	расслоение с выходом на поверхность	поперечная канавка	3	1	0,8	Композитная муфта
26	4898,9	5210	8	расслоение с выходом на поверхность	обширная аномалия	4,1	1	2,5	Композитная муфта
27	4910,9	5220	8	аномалия кольцевого шва - несплошность плоскостного типа	поперечный шлиц	5,1	0	2,3	Композитная муфта

2.7 Метод ремонта УКМТ

Фирма ROSEN EUROPA B.V. предложила для ремонта промысловых и магистральных трубопроводов усиливающую композиционную муфту трубопровода - УКМТ. Муфта выпускается двух модификаций: УКМТ - для ремонта наружных и внутренних дефектов с потерей металла до 100 % и УКМТ - для проведения аварийных ремонтов сквозных дефектов. В комплект поставки входит магнитный маркер, позволяющий видеть отремонтированный участок внутритрубным инспекционным снарядом и электромагнитный маркер для обнаружения муфты с поверхности без вскрытия земляного покрова. Таким образом, муфта является еще и жестким маркерным пунктом, не подверженным внешним влияниям, на весь срок службы трубопровода.

Муфта прошла экспертизу промышленной безопасности во ВНИИ сертификация и методы ремонта с ее применением отнесены к постоянным методам ремонта и получена рекомендация на серийный выпуск муфт УКМТ.

Срок службы муфты 30 лет.

Рисунок 6 - Муфты УКМТ

ООО «ПСО «Нефтегазодиагностика» является производителем муфт и прошло сертификацию в системе ГОСТ Р на соответствие их технической документации (приложение Б).

Рисунок 7 - Муфта УКМТ

2.7.1 Испытание УКМТ

Рисунок 8 - Испытание муфт УКМТ

При испытании муфт все дефекты на трубы наносились в наиболее опасной околошовной зоне. Во всех случаях разгерметизация произошла без выхода трещин за пределы муфт, муфты сохранили свою целостность и могли быть повторно использованы.

Рисунок 9 - Трещины в трубах

Рисунок 10 - Демонтированная муфта после проведения испытаний

Таблица 2.5 - Результаты испытаний

В результате проведения испытаний получены следующие показатели:

Характер дефекта	Рразр. МПа
Продольный надрез на наружной поверхности ширина 6 мм, длина 250 мм, глубина 80 % стенки трубопровода	13.6
Продольный надрез на внутренней поверхности ширина 6 мм, длина 100 мм, глубина 80 % стенки трубопровода	16.2
Сквозной надрез ширина 6 мм, длина 50 мм	16.3

Рисунок 11 - Разгерметизация сквозного дефекта

Так выглядела разгерметизация сквозного дефекта длиной 50 мм в зоне кольцевого шва при поднятии давления до 163,8 атм.

Рисунок 12 - Отслоение герметизирующего вкладыша

После демонтажа муфты обнаружилось незначительное отслоение герметизирующего вкладыша. Такие результаты позволяют делать выводы, что возможен ремонт внутренних дефектов с перспективой их развития до сквозных.

Разгерметизация наружного дефекта глубиной 80 % толщины стенки трубы.

Рисунок 13 - Разгерметизация наружного дефекта

Раскрытие внутреннего дефекта глубиной 80% толщины стенки трубы произошло на давлении 162 атм и это говорит о том, что при ремонте муфтами УКМТ происходит усиление достаточное для компенсации внутреннего давления без заполнения полости дефекта ремонтным составом.

Рисунок 14 - Закрепление муфты болтами

2.7.2 Технические характеристики УКМТ

Принцип работы муфты - это компенсация внутреннего давления в трубопроводе за счет создания контактного давления снаружи при значительной величине момента затяжки болтовых соединений, что позволяет проводить монтаж на рабочих давлениях с гарантированным качеством, в отличие от муфт устанавливаемых без создания предварительного напряжения.

Рисунок 15 - Полуоболочки муфты

Муфта состоит из двух полуоболочек соединенных между собой с одной стороны - шарниром, а с другой - четырьмя болтовыми разъемами. Для стягивания муфты используются серийно выпускаемые болты по ГОСТ 11738-78.

Ее отличие от всех существующих на сегодняшний день типов ремонтных муфт это простота монтажа, а как следствие высокая скорость проведения ремонта и малый объем земляных работ. Для ее установки достаточно вручную выкопать небольшой шурф и за 15 - 20 минут отремонтировать дефектный участок, что имеет большое значение, если, например, в это время приходится еще и откачивать грунтовые воды, тогда и размер шурфа и время проведения ремонта выходят на первый план.

Рисунок 16 - Применение клея при ремонте внутренних дефектов

Клеевой состав применяется только при ремонте внутренних дефектов с большой потерей металла, в таком случае труба остается работоспособной даже при их развитии до сквозных. Применяемый клей полимеризуется при влажности до 100 % и температуре стенки трубы до минус 7 градусов.

Муфта полностью изготовлена в цеховых условиях, а значит, качество ремонта с ее применением не зависит от добросовестности оператора. Металлические детали выполнены из нержавеющей стали и не подвержены коррозии. После проведения ремонта технологические пазухи и отверстия заполняются специальным материалом, и муфта становится монолитным стеклопластиком, армированным закладными деталями из нержавеющей стали.

Модификация УКМТ - позволяет ликвидировать аварийные сквозные отверстия путем вдавливания в дефект свинцовой пробки по принципу резьбового пресса.

Муфты этой конструкции, фирма ROSEN EUROPA B.V. с успехом устанавливала в Саудовской Аравии в нефтяной компании Сауди Арамко на магистральный нефтепровод 1420 мм. Сауди Арамко одна из крупнейших нефтяных компаний мира и к вопросам ремонта в ней подходят с полной ответственностью.

До недавнего времени они ремонтировали трубопроводы по технологии «Бритиш газ», затем попробовали «Клок спринг», вышеизложенные методы их не устроили и вот теперь мы доказываем на практике, что на сегодняшний день наши муфты наилучшие и аналогов в мире нет.

Объемы ремонтных работ на промысловых трубопроводах и сроки их выполнения определяются по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, а также по прогнозируемым режимам транспортировки нефти и газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности.

В настоящее время ремонт промысловых трубопроводов по объему и характеру выполняемых работ подразделяют на следующие основные виды: аварийный, текущий, и капитальный. При выборочном капитальном ремонте магистральных трубопроводов ремонтируют, в основном, участки только некачественным изоляционным покрытием. Ранее выделяли как отдельные виды ремонта трубопроводов -- осмотровый и средний. Сейчас эти виды ремонта включают в состав текущего ремонта.

2.8 Классификация ремонтов трубопроводов

На рисунке 17 представлена классификация видов ремонтных работ промысловых трубопроводов с указанием мероприятий, направленных на поддержание и восстановление эксплуатационных характеристик.

Рисунок 17 - Виды ремонтных работ

К аварийному ремонту относят работы, связанные с ликвидацией аварий, возникающих в результате воздействия на трубопровод подземной коррозии; разрывов сварных стыков или трубопровода по телу трубы; закупорок трубопровода, приводящих к полной частичной его остановке; неисправностей в линейной арматуре -- кранах, задвижках, камерах приема и пуска скребка и др.

Текущий ремонт -- минимальный по объему и содержанию

плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации

заключающийся в систематически и своевременно проводимых

работах по предупреждению от преждевременного износа линейных сооружений, а также по устранению мелких повреждений

неисправностей.

Текущий ремонт подразделяют на:

профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению;

непредвиденный, выявленный в процессе эксплуатации и выполненный в срочном порядке.

К текущему ремонту относятся:

· работы, выполняемые при техническом обслуживании;

· ликвидация мелких повреждений земляного покрова над трубопроводом, устройство и очистка водоотводных канав, вырубка кустарников;

· очистка внутренней полости трубопроводов от парафина, грязи, воды и воздуха проверка состояния и ремонт изоляции промысловых трубопроводов шурфованием;

· ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой сальника и ремонт колодцев, ограждений, береговых укреплений, переходов трубопроводов через водные преграды;

· проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных колец, осмотр компенсаторов;

· замер толщины стенок промысловых трубопроводов ультразвуковым толщиномером;

· подготовка линейных объектов промысловых трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка и устранение мелких повреждений, причиненных весенним паводком;

· окраска линейных сооружений.

Мероприятия по техническому обслуживанию и текущему ремонту промысловых трубопроводов проводят в основном остановки перекачки.

2.9 Капитальный ремонт и как наиболее часто используемый метод вырезка дефекта (замена катушки)

-- наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводят при достижении предельных значений износа в линейных сооружениях и связан с полной

разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.

К капитальному ремонту линейной части относятся:

· все работы, выполняемые при текущем ремонте;

· вскрытие траншей, подземных промысловых трубопроводов, осмотр и частичная замена изоляции;

· ремонт или замена дефектных участков трубопровода и запорной арматуры их переиспытание и электрификация арматуры;

· замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов с последующим креплением трубопроводов к ним;

· просвечивание сварных швов;

· продувка или промывка, испытание промысловых трубопроводов на прочность и плотность;

· краска надземных промысловых трубопроводов;

· ремонт колодцев и ограждений;

· берегоукрепительные и дноукрепительные работы на переходах промысловых трубопроводов через водные преграды;

· сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными шоссейными дорогами; ремонт и сооружение новых защитных противопожарных сооружений.

Разработана классификация капитального ремонта трубопроводов по характеру выполняемых работ, с указанием методов производства ремонта для отдельных видов работ (рис. 18).

Рисунок 18 - Капитальный ремонт трубопроводов

Технологический набор работ при капитальном ремонте промысловых трубопроводов примерно соответствует набору работ по их сооружению. Однако с точки зрения технологии, организации и управления он значительно сложнее, имеет свои специфические особенности. В организации проведения работ эти особенности заключаются в следующем: операции по вскрытию, подъему, очистке от старой изоляции, сварочно-восстановительные, изоляционно-укладочные работы и работы по засыпке трубопровода не могут быть совмещены в специализированном потоке, но должны выполняться в строгой технологической последовательности.

Особенности в технике и технологии проведения работ следующие: специфичность подготовительных работ, заключающаяся в определении положения трубопровода; наличие комплекса демонтажных работ, предшествующих выполнению всех остальных ремонтно-строительных операций; меньший удельный вес монтажных работ и больший - подъемно-укладочных операций; наличие специфических операций при ремонте стенки трубы, усилении стыков при частичной в случае полной замены трубы, секции или плети на отдельных участках трубопровода; сложность и трудоемкость производства вскрышных работ там, где требуется высокая квалификация машиниста для предотвращения повреждений стенки трубы ковшом или (ротором) экскаватора, а также значительная доля ручного труда; сложность и трудоемкость предварительной очистки трубопровода от старой изоляции и продуктов коррозии, существенное конструктивное отличие специальных ремонтно-строительных машин от тех же машин, применяемых при строительстве трубопроводов.

При производстве капитального ремонта линейной части промысловых трубопроводов выполняются следующие основные технологические работы: подготовительные, погрузочно-разгрузочные, транспортные, земляные, подъемно-очистные, сварочно-восстановительные, изоляционно-укладочные и контроль качества работ.

Технология подготовительных работ при капитальном ремонте трубопроводов заключается в следующем: трассоискатели определяют положение трубопровода, результаты измерений глубины заложения трубопровода наносят на вешки, забиваемые строго по оси трубопровода через каждые 25 или 50 м, затем бульдозерами производят планировку полосы ремонтируемого трубопровода.

При земляных работах организуют поточное выполнение всех работ и максимальное совмещение их с подъемно-очистными и изоляционно-укладочными работами.

Тип землеройных машин для вскрытия трубопровода зависит от его диаметра, местных грунтовых и топографических условий. Применяются отечественные и зарубежные одноковшовые экскаваторы, оборудованные в основном ковшами с уменьшенной шириной режущей кромки.

Наиболее целесообразно при благоприятных условиях применять трехроторные специальные вскрышные экскаваторы с автоматическими устройствами, позволяющими вскрывать трубопровод без повреждений.

Когда нет необходимости восстанавливать стенку трубы, подъемно-очистные работы при капитальном ремонте трубопроводов производятся механизированным линейным комплексным потоком совместно с изоляционно-укладочными работами.

При частичной замене участков трубопровода или восстановлении стенок трубы подъемно-очистные работы включают в себя: подъем вскрытого участка трубопровода, насадку очистной машины, очистку трубы от старой изоляции, визуальный ее осмотр и укладку трубопровода на лежки.

Для подъема трубопровода используются отечественные и зарубежные трубоукладчики различной грузоподъемности.

В ИПТЭР разработан комплекс машин и механизмов и технологии ремонта с подъемом трубопровода на бровку траншеи и без подъема трубопровода (рис. 19)

1 - бульдозер; 2 - отвал почвенно-растительного грунта; 3 -- отвал минерального грунта; 4 -- экскаватор; 5 -- ось траншеи; 6 - ось трубопровода; 7 - полоса снятия почвенно-растительного слоя; А --зона рекультивации; Б-- зона обратной засыпки; В -- зона вскрытия трубопровода; Г-- зона срезки почвенно-растительного слоя грунта; Rраб. -- рабочий радиус экскаватора; а -- при вскрытии заменяемого участка трубопровода; б -- при разработке новой траншеи; >-- рабочий ход бульдозера; << -- холостой ход бульдозера.

Рисунок 19 - Схема производства земляных работ при ремонте с заменой труб путем укладки в отдельную траншею

3 Безопасность и экологичность проекта

3.1 Общие требования к эксплуатации опасных производственных объектов

Общие положения

Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:

· выполнять требования промышленной безопасности, установленные к эксплуатации объектов нормативными техническими документами;

· допускать к работе на опасном производственном объекте работников соответствующей квалификации и не имеющих медицинских противопоказаний к указанной работе;

· иметь в наличии и обеспечить функционирование необходимых приборов и систем контроля производственных процессов;

· обеспечивать проведение экспертизы промышленной безопасности, проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке;

· организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности;

· создавать и поддерживать в надлежащем состоянии системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии;

· осуществлять другие действия и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные #M12291 9046058Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ 'О промышленной безопасности опасных производственных объектов'#S и настоящими Правилами.

Содержание вредных веществ в воздухе, уровни шума, вибраций, других вредных факторов на рабочих местах опасного производственного объекта не должны превышать установленных пределов и норм.

Аттестация рабочих мест по условиям труда и последующая сертификация работ по охране труда должна осуществляться в установленном порядке.

В закрытых помещениях, где возможно выделение в воздух паров, газов и пыли, а также в случаях изменений технологических процессов необходимо осуществлять постоянный контроль воздушной среды.

Данные о состоянии воздушной среды должны фиксироваться на рабочем месте и передаваться на диспетчерский пункт одновременно с передачей основных технологических параметров работы объекта.

Замеры уровня освещенности помещений, рабочих мест следует проводить перед вводом опасного производственного объекта в эксплуатацию, а также после реконструкции помещений или систем освещения.

На производственных объектах по установленным нормам должны быть оборудованы санитарно-бытовые помещения (комнаты отдыха, санитарные посты и т.п.), а также должны быть установлены аппараты (устройства) для обеспечения работников питьевой водой.

В организации должен быть назначен специальный ответственный работник (из числа руководства организации), отвечающий в том числе и за функционирование системы управления промышленной безопасностью.

Технологическое оборудование и трубопроводы должны удовлетворять требованиям безопасности, прочности, коррозионной стойкости и надежности с учетом условий эксплуатации.

Система контроля и защиты стационарных установок должна иметь выход на пункт управления.

Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяется не реже одного раза в месяц.

Во взрывоопасных зонах должно быть установлено оборудование во взрывозащищенном исполнении.

На нагнетательной линии поршневого насоса до запорного устройства должен быть установлен обратный и предохранительный клапаны, а на нагнетательной линии центробежного насоса - обратный клапан.

Для перекачки легковоспламеняющихся и вредных жидкостей необходимо применять насосы, исключающие пропуск продукта.

На пульте управления насосной станции должны быть установлены приборы, позволяющие контролировать давление, расход, температуру подшипников насосных установок и состояние воздушной среды в помещении.

Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывобезопасном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией и системой освещения.

Мобильные насосные установки, предназначенные для ведения работ на скважинах, должны снабжаться запорными и предохранительными устройствами, иметь приборы, контролирующие основные параметры технологического процесса, выведенные на пульт управления.

Эксплуатация средств контроля и автоматики должна проводиться в установленном порядке.

Ревизия и поверка контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, а также блокировочных и сигнализирующих систем должны производиться по графикам, согласованным с территориальным органом Госстандарта России, службой метрологии организации и утвержденным техническим руководителем организации.

Запрещается установка и пользование контрольно-измерительными приборами:

- не имеющими клейма или с просроченным клеймом;

- без свидетельств и аттестатов;

- отработавшими установленный срок эксплуатации;

- поврежденными и нуждающимися в ремонте и внеочередной поверке.

Манометры должны выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На циферблате манометров должна быть нанесена красная черта или укреплена красная пластинка на стекле манометра через деление шкалы, соответствующее разрешенному рабочему давлению. Манометр, установленный на высоте от 2 до 5 м от уровня площадки для наблюдения за ним, должен быть диаметром не менее 160 мм.

Воздух, подаваемый в систему автоматики, должен быть предварительно осушен.

Система сжатого воздуха должна иметь ресивер, обеспечивающий запас сжатого воздуха для работы контрольно-измерительных приборов и средств автоматики в течение не менее 1 ч.

Все контрольно-измерительные приборы и щиты управления подлежат заземлению независимо от применяемого напряжения.

Расположенные на щитах управления диспетчерского пункта, а также отдельных технологических процессов и оборудования контрольно-измерительные приборы должны иметь надписи с указанием определяемых параметров.

Все мероприятия по утеплению производственных помещений, аппаратуры, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИПиА должны быть выполнены до наступления зимы.

Мероприятия по подготовке к зиме должны обеспечивать нормальную работу установки и возможность контроля за технологическим процессом в зимний период.

При эксплуатации установок, резервуарных парков и сливоналивных эстакад должны быть приняты меры по предотвращению замерзания влаги в трубопроводах и арматуре.

На трубопроводах должна быть проверена теплоизоляция, все выявленные случаи нарушения ее устранены, дренажные трубопроводы и вентили утеплены.

Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами не допускается.

Все водяные стояки, в том числе и пожарные, должны быть утеплены.

Калориферы вентиляционных систем и отопление всех помещений должны быть своевременно проверены и находиться в исправном состоянии.

При эксплуатации установок с застывающими нефтями по подготовке с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов должны предусматриваться мероприятия по:

· недопущению снижения температуры нефти в трубопроводах и аппаратуре;

· постоянному обогреву трубопроводов;

· непрерывной перекачке нефти.

По окончании перекачки трубопроводы с высоковязкой или парафинистой нефтью должны быть промыты путем прокачки маловязкого незастывающего нефтепродукта.

При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден;

отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки.

Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

Запрещается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.

3.2 Требования промышленной безопасности к эксплуатации промысловых трубопроводов

Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должны осуществляться в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

Трубопроводы, транспортирующие коррозионно-агрессивные агенты, должны быть в коррозионно-стойком исполнении.

Допускается применение неметаллических трубопроводов по согласованию с территориальными органами Ростехнадзора.

Металлические трубы нефтегазоконденсатопроводов должны соединяться сваркой.

Фланцевые и резьбовые соединения допускаются лишь в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления и другой аппаратуры, а также контрольно-измерительных приборов.

В начале и конце каждого трубопровода следует устанавливать запорные устройства для экстренного вывода трубопроводов из эксплуатации. Запорные устройства должны также устанавливаться на опасных участках.

К сварке стыков трубопроводов допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в соответствии с требованиями #M12293 0 901728051 584910322 1306730516 1631191178 4 4101445858 2103419664 2440337608 101Правил аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, утвержденных #M12291 901728051постановлением Госгортехнадзора России от 30.10.98 N 63#S, зарегистрированным Минюстом России 04.03.99 г., рег. N 1721.

Контроль качества сварных соединений трубопроводов проводится в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Трубопроводы, имеющие участки, относящиеся к особо опасным (пересечение с водными преградами, автомобильными и железными дорогами, технологическими коммуникациями), должны быть подвергнуты предпусковой внутритрубной приборной диагностике.

Участки трубопроводов в местах пересечения с авто- и железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб, оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов.

Прокладка наземных и подземных нефтегазоконденсатопроводов через населенные пункты не допускается.

Профиль прокладки должен быть самокомпенсирующимся либо трубопроводы оборудуются компенсаторами, число и тип которых определяются расчетом и указываются в проекте.

В районах, где могут возникнуть перемещения земляных масс под воздействием природно-климатических особенностей, необходимо предусмотреть меры по защите трубопроводов от этого явления.

При почвах с недостаточной несущей способностью компенсирующие мероприятия должны предотвратить повреждения трубопровода от оседания или поднятия.

При скалистой почве должна быть предусмотрена соответствующая оболочка (обшивка) либо укладка балластных слоев, при этом в случае резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть прокладку трубопроводов в лотках для максимальной утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижения техногенного воздействия на окружающую среду.

Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара.

На всей запорной арматуре трубопроводов, в том числе имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: 'Открыто', 'Закрыто'. Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме.

Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов (задвижки, краны и т.п.), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия-закрытия ее без спуска человека в колодец.

Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащей продукции, должна быть установлена на поверхности.

Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со скважинами, должны быть оборудованы запорными устройствами, перекрывающими поток жидкости из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.

Допускается применение дистанционно управляемых запорных устройств, если параметры работы скважины контролируются дистанционно и запорные устройства могут быть закрыты с пульта управления.

Перед вводом в эксплуатацию участок трубопровода или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и испытаниям на прочность и герметичность.

Эти операции проводятся после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов (от скважин до дожимных насосных установок или до центрального пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом.

Способы испытания и очистки полости трубопроводов устанавливаются проектной организацией в рабочем проекте, проекте производства работ.

Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или воздухом должны быть определены и обозначены знаками опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ (табл. 3.1).

Таблица 3.1 - Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом

#G0Условный диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м	Радиус опасной зоны при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, м	Радиус опасной зоны при испытании в обе стороны от трубопровода, м
До 300	40	600	100

При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопроводов после испытаний должны быть установлены опасные зоны (табл. 3.2) и обозначены на местности предупредительными знаками.

Таблица 3.2 - Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов

#G0Диаметр трубопровода, мм	Радиус опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания 82,5 кгс/см в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см в обе стороны от оси трубопровода, м	Радиус опасной зоны при давлении испытания свыше 82,5 кгс/см в направлении возможного отрыва заглушки от торца трубопровода, м
100-300	75	600	100	900

При проведении испытаний должны быть предусмотрены места для безопасного удаления жидкости из трубопровода и ее утилизации.

При продувке трубопровода минимальные расстояния от места выпуска газа до сооружений, железных и шоссейных дорог, линий электропередачи, населенных пунктов следует принимать по таблице 3.2 настоящих Правил.

Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются.

Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом, пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды - инертным газом.

Для наблюдения за состоянием трубопровода во время продувки или испытания должны выделяться обходчики, обеспеченные двусторонней связью с руководителем работ, которые обязаны:

вести наблюдение за закрепленным за ними участком трубопровода;

не допускать нахождение людей, животных и движение транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных или подземных трубопроводов. Размеры опасной зоны, указанные в таблицах 3.1 и 3.2, должны быть увеличены в 1,5 раза;

немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих угрозу для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи трубопровод.

Подвод инертного газа или пара к трубопроводам для продувки должен проводиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов, с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка: по окончании продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки.

На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допускается устройство канализационных колодцев и других заглублений, не предусмотренных проектом, за исключением углублений, выполняемых при ремонте или реконструкции по плану производства работ.

Периодичность испытания трубопроводов устанавливается нефтегазодобывающей организацией с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов.

Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.

Изменения в технологический процесс, регламент могут вноситься только при наличии проектно-сметной документации, утвержденной техническим руководителем организации.

Запрещается эксплуатация трубопроводов, предназначенных для перекачки взрыво-, пожароопасных и агрессивных газов и продуктов при наличии хомутов и других устройств, применяемых для герметизации трубопроводов в полевых условиях. Допускается временная установка хомутов на трубопроводах для предотвращения растекания жидкости до начала ремонта.

При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливаются администрацией организации и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже чем через один год после начала эксплуатации.

Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководством организации.

Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится существующими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем организации.

Запрещается заделка сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений технологических трубопроводов в стены, перекрытия, фундаменты.

Места прохода трубопроводов через внутренние стены помещений должны иметь патроны и уплотнительные устройства.

На технологических трубопроводах не должно быть тупиковых участков, уклонов и изгибов.

Трубопроводы для влагосодержащих газов и сырья должны быть защищены от замерзания тепловой изоляцией, а при необходимости оборудованы обогревом.

При обнаружении участков изоляции, пропитанной горючим веществом, необходимо принять меры по предотвращению ее самовоспламенения (снять пропитанную изоляцию, подвести водяной пар).

Неработающие (выключенные из технологической схемы) трубопроводы должны быть отглушены.

За состоянием трубопроводов, проложенных над землей, их подвесок и опор должен быть обеспечен технический надзор. Неисправности в состоянии трубопроводов, их подвесок и опор должны быть немедленно устранены.

Запорную арматуру на наполнительном и расходном трубопроводах следует устанавливать непосредственно у емкостей.

3.3 Требования охраны окружающей среды

Предприятие на месторождение имеет согласованные проекты нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу, предельно допустимых сбросов (ПДС), проект нормативов образования отходов и лимитов на их размещение. Все выбрасываемые и сбрасываемые вещества предложены в качестве нормативов ПДВ, ПДС. Также получены лимиты на размещение отходов производства и потребления.

Поверхностные воды: воздействие на поверхностные воды может иметь место, в основном, при попадании в них загрязняющих веществ в случае аварийной ситуации. После приема загрязненных стоков происходит ухудшение физических свойств воды (замутнение, изменение цвета, вкуса, запаха). Осаждение нефтепродуктов и солей на дно водоемов вызывает загрязнение донных отложений.

При аварийных ситуациях миграция загрязненных стоков в поверхностные водотоки возможна по поверхности земли только при разрушении обваловок площадок, а также аварий на трубопроводах. При возникновении аварийной ситуации, учитывая расчетное время продвижения загрязняющих веществ, необходимо принять меры по сокращению распространения фронта сточных потоков.

Подземные воды: загрязнение подземных вод возможно при разливе нефти и минерализованных вод в результате инфильтрации загрязненных стоков через зону аэрации в водоносные горизонты. Нефтяное загрязнение относится к «умеренно опасным». В подземных водах под влиянием биогенного разложения и химического окисления нефть разрушается, при этом образуются нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, карбонильные соединения.

Почвенно-растительный слой: загрязнение почв напрямую связано с возможными аварийными ситуациями. При аварийных ситуациях на площадке скважин загрязнения участков почвенно-растительного покрова нефтью имеет достаточно локальный и временный характер. Прогнозировать масштаб загрязнения практически невозможно, так как оно носит эпизодический характер и связано, в основном, с аварийными ситуациями, предотвращение или минимизация которых гарантируются принятыми проектными решениями. Воздействие на почвенный покров при штатном режиме функционирования в значительной мере связано с загрязнением выхлопами автотранспорта и выбросами загрязняющих веществ, возможными эрозионными процессами, связанными как с природными, так и с антропогенными факторами.

С целью охраны окружающей среды при проектировании, строительстве и эксплуатации промысловых трубопроводов необходимо:

- соблюдать действующие стандарты, нормы и правила в области охраны окружающей среды;

- рационально использовать природные ресурсы;

- систематически контролировать степень загрязнения водных акваторий, атмосферы и почвы вредными веществами (нефть, нефтепродукты, соленые воды, поверхностно-активные вещества и др.);

- своевременно ликвидировать последствия загрязнения окружающей среды;

- разрабатывать и планомерно осуществлять на всех уровнях управления производством мероприятия по охране окружающей среды и сокращению потерь нефти.

Все мероприятия по охране окружающей среды при строительстве промысловых трубопроводов должны быть выполнены в соответствии с рабочим проектом.

При выполнении мероприятий по охране окружающей среды должны соблюдаться требования действующих законодательств о недрах, земле, лесе, об охране вод, леса, атмосферного воздуха, животного мира, памятников истории и культуры, а также требования местных властей по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов.

В проектах обустройства месторождений необходимо предусматривать мероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов и последующей их эксплуатации. Решения по охране окружающей среды следует включать в проект отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.

Для сохранения окружающей среды необходимо использовать в комплексе технологические, конструктивные и строительные методы уменьшения воздействия трубопроводов на окружающую среду, сочетание которых принимается в зависимости от геологических (геолого-криологических) условий района строительства, способа прокладки трубопровода, технологии и организации выполнения строительных работ.

Прокладка трубопроводов должна осуществляться, по возможности, на малоценных или непригодных для сельскохозяйственного использования землях, в коридорах с минимально необходимыми расстояниями между трубопроводами с привязкой к существующим трассам.

До начала прокладки трубопроводов следует предусматривать устройство сети промысловых автомобильных дорог (в районах распространения вечномерзлых грунтов, подверженных водной и ветровой эрозии, грунтов с твердым покрытием). Такие дороги должны обеспечивать минимальные по площади нарушения естественных почв и растительности при транспортировке к сооружаемым объектам строительных материалов и техники.

Выбор трассы трубопровода, подъездных и вдоль трассовых дорог, а также мест складирования строительных материалов следует осуществлять по инженерно-геологической (инженерно-геокриологической) карте, составленной в летнее время на основе предварительной схемы ландшафтного районирования.

Вопросы защиты окружающей среды должны прорабатываться и осуществляться на стадиях изысканий и проектирования трубопроводов. Изыскательские и подготовительные работы на участках вечномерзлых грунтов должны проводиться без нарушения почвенно-растительного слоя. При проектировании насыпей необходимо предусматривать отсыпку грунта с возведенной насыпи. Для возведения насыпи следует применять уплотняемые грунты, хорошо фильтрующие воду.

На переходах трубопроводов через водные преграды для предотвращения гибели ихтиофауны и в целях охраны окружающей среды необходимо установить на обоих берегах отключающие задвижки для уменьшения попадания нефти в водоемы в случае прорыва трубопровода.

При проектировании трубопроводов на участках вечномерзлых грунтов или при возможной активизации водной и ветровой эрозии следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие максимальную сохранность естественных почв и растительности, а также проводить инженерную и биологическую рекультивацию, предотвращающую указанные процессы.

На участках, где возможно развитие водной эрозии и сползание грунтов вне зоны распространения вечномерзлых пород, следует предусматривать осуществление противоэрозионных мероприятий, сооружение нагорных канав, глиняных замков в траншеях, лотков-быстротоков, противооползневых мероприятий.

Для наиболее ответственных трубопроводов, возводимых в сложных мерзлотно-грунтовых условиях с использованием новых конструктивных, технологических решений, обязательным является выполнение мероприятий по мерзлотному надзору (контролю за многолетнемерзлыми, промерзающими и оттаивающими грунтами). На стадии проектирования эти мероприятия должны в себя включать сбор и анализ данных о геокриологических условиях трассы, прогноз влияния этих условий на конструктивные и технологические проектные решения, прогноз изменения геокриологических условий в результате строительства и эксплуатации нефтепровода, разработку проекта мероприятий по мерзлотному надзору. Последний включает в себя выбор участков трассы трубопроводов, на которых производится мерзлотный надзор, выбор методов и средств для осуществления мерзлотного надзора (измеряемых параметров, периодичность замеров, аппаратура, приспособления, инвентарь и т.д.), составление сметы затрат на проведение мерзлотного надзора, обоснование этих мероприятий, в том числе с экономической стороны, включение мероприятий по мерзлотному надзору в проектно-сметную документацию.

При размещении, проектировании, строительстве и вводе в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов, а также внедрении новых технологий, отрицательно влияющих на состояние земель, должны предусматриваться и осуществляться мероприятия по охране земель.

В соответствии с '#M12291 9004881Земельным кодексом Российской Федерации#S' оценка отрицательного влияния на состояние земель и эффективность предусмотренных защитных мероприятий производятся по результатам государственной санитарно-гигиенической и экологической экспертизы, без положительного заключения которых запрещается внедрение новой техники и технологий, строительство и реконструкция объектов.

При выполнении строительных работ должны приниматься меры по охране природы, рациональному использованию природных ресурсов, рекультивации земель, благоустройству территории и оздоровлению окружающей природной среды.

Нарушение требований закона влечет за собой приостановление строительных работ до устранения отмеченных недостатков по предписанию специально уполномоченных на то государственных органов РФ с одновременным прекращением финансирования этих работ.

Эксплуатация промысловых трубопроводов допускается только после окончания строительства всех, предусмотренных проектом объектов, обеспечивающих охрану окружающей среды.

При сдаче трубопровода в эксплуатацию заказчик представляет землепользователю картографический материал по данным исполнительной съемки с указанием на нем истинного нахождения трубопровода, вдоль трассовых дорог, границ охранных зон, вертолетных площадок, переездов, подъездов к пожарным водоемам, мест нахождения противопожарного инвентаря и оборудования.

В соответствии с #'#M12291 9004881Земельным кодексом Российской Федерации#S' и '#M12291 9014361Водным кодексом Российской Федерации#S' предприятия, эксплуатирующие промысловые трубопроводы, обязаны вести наблюдения (мониторинг) за состоянием окружающей природной среды для своевременного выявления изменений, их оценки, предупреждения и устранения последствий отрицательного влияния объектов трубопроводов.

Необходимо осуществлять систематический контроль воды, воздуха и почвы с целью определения степени загрязнения и своевременного принятия мер по устранению причин и последствий загрязнения.

Организация контроля за соблюдением нормируемого воздействия объекта (предприятия) на окружающую среду производится в соответствии с

РД 39-0147098-015-90, РД 39-0147098-017-90, РД 39-0147098-025-91.

В соответствии с этими документами на местах аварийных разливов нефти контроль за состоянием почв путем отбора их образцов проводят два раза в год: весной - после оттаивания почвы и осенью. Контроль за состоянием воздуха и воды ведется в местах и в сроки, установленные РД 39-0147098-014-89, РД 39-0147098-025-91.

Наибольшая концентрация каждого вредного вещества в приземном слое атмосферы не должна превышать максимальной разовой предельно допустимой концентрации (ПДК) данного вредного вещества в атмосферном воздухе, установленной 'Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий'.

Предприятия добычи и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды (ДНС, КСП, ЦПС, ЦДНГ, ремонтные службы и т.д.), имеющие выбросы вредных веществ в атмосферу, разрабатывают нормативы предельно допустимых выбросов (ПДВ) и утверждают их в установленном порядке.

Для предотвращения утечек транспортируемых продуктов в атмосферу следует следить за максимальной герметизацией оборудования трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры.

Для предотвращения утечек транспортируемых жидких продуктов ответвления, предназначенные для аварийных сбросов, должны заканчиваться герметичными фланцевыми заглушками.

Для предотвращения загрязнения атмосферы транспортируемыми продуктами, содержащими токсичные вещества, следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие сжигание аварийных выбросов в местах, где их распространение не может представлять угрозу для жизни и здоровья населения.

При неблагоприятных метеорологических условиях в кратковременный период загрязнения атмосферы, опасного для здоровья населения, предприятия должны обеспечить снижение выбросов вредных веществ, вплоть до частичной или полной остановки предприятия.

При размещении, проектировании, строительстве и вводе в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов промысловых трубопроводов, а также при внедрении новых технологических процессов, влияющих на состояние вод, в соответствии с '#M12291 9014361Водным кодексом Российской Федерации#S' должно обеспечиваться рациональное использование вод при условии первоочередного удовлетворения питьевых и бытовых нужд населения.

Водопользователи, расположенные на объектах промысловых трубопроводов (установки предварительного сброса воды, промысловые водоводы, кустовые насосные станции и т.д.), обязаны соблюдать установленные планы, технологические нормы и правила водопользования, а также принимать меры по сокращению расхода воды и прекращению сброса сточных вод путем совершенствования технологии производства и схем водоснабжения.

Водопользователи обязаны:

- рационально использовать водные объекты, заботиться об экономичном расходовании воды, восстановлении и улучшении качества вод;

- принимать меры для полного прекращения сброса в водные объекты сточных вод, содержащих загрязняющие вещества;

- не допускать нарушения прав, предоставленных другим водопользователям, а также нанесения ущерба хозяйственным и природным объектам;

- содержать в исправном состоянии очистные и другие водохозяйственные сооружения и технические устройства, влияющие на состояние вод, улучшать их эксплуатационные качества, вести в установленных случаях учет пользования водами.

Сброс в водные объекты промышленных, коммунально-бытовых, дренажных и других сточных вод может производиться только с разрешения органов по регулированию использования и охраны вод и после согласования с органами, осуществляющими государственный санитарный надзор, охрану рыбных запасов, и другими заинтересованными организациями.

Очистные сооружения должны обеспечивать качество очистки согласно требованиям 'Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами'.

Надлежит разрабатывать комплекс мероприятий (сооружение амбаров, отстойников, защитных дамб обваловки трубопроводов) в местах, где аварийный выброс содержащих токсичные вещества жидких транспортируемых продуктов может привести к загрязнению природных вод (наземных, подземных, водоемов всех типов), а также сельскохозяйственных земель, территорий населенных пунктов, мест отдыха населения.

На линиях вероятного стока нефти при авариях на промысловых трубопроводах (ложбины, лощины) должны быть созданы запасы сыпучих материалов (грунт, гравий) для создания нефтеловушек с учетом объема потенциального стока.

На переходах через водные объекты следует поддерживать в исправном состоянии водопропускные сооружения и неизменность существующего до начала строительства природного стока, а также не допускать активизации русловых и береговых процессов рельефообразования.

На случай аварийных ситуаций на подводных переходах через судоходные реки ниже по течению на расстоянии двухчасового стока необходимо создать запас средств по локализации и сбору нефти с поверхности.

Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть должна быть локализована, собрана техническими средствами и способами, безвредными для обитателей водоема и не оказывающими вредного влияния на условия санитарно-бытового водоснабжения, и отправлена на очистные сооружения.

Выжигание разлитой на поверхности воды нефти допускается как исключение с применением соответствующих методов и средств безопасности при невозможности сбора нефти.

Сельскохозяйственные земли и лесные угодья, нарушенные или загрязненные нефтью, должны быть приведены в пригодное (по назначению) состояние.

Рекультивацию нарушенных земель необходимо проводить согласно РД 39-30-925-83. Рекультивация земель, загрязненных нефтью, проводится в соответствии с РД 39-0147103-365-86.

Запрещается сжигание разлившейся нефти непосредственно на поверхности пахотной почвы, а также засыпка загрязненных нефтью пахотных земель песком или другими минеральными материалами.

Представленные нефтегазодобывающему управлению во временное пользование сельскохозяйственные и лесные угодья и рекультивационные площади должны быть возвращены землепользователям в состоянии, пригодном для использования по назначению в соответствии с 'Положением о порядке передачи рекультивированных земель землепользователям предприятиями, организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых и торфа, проводящими геологоразведочные, изыскательские, строительные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова'.

В зоне распространения вечномерзлых грунтов необходимо осуществлять мероприятия по теплоизоляции грунтов с нарушенными почвами и растительностью, по предотвращению ливневого стока, приводящего к оврагообразованию, залужение нарушенных участков, поддерживать на должном уровне дренаж и сток воды.

Необходимо осуществлять мероприятия по мерзлотному надзору, проводимому с целью прогноза изменения пространственного положения трубопроводов, вызванного тепловым и механическим взаимодействием их с окружающими вечномерзлыми грунтами, оценки и своевременного обеспечения эксплуатационной надежности трубопроводов, определения степени техногенного воздействия на окружающую среду.

Мерзлотному надзору подлежат участки трассы с наиболее сложными мерзлотными инженерно-геологическими и технологическими условиями, к которым относятся:

· участки, сложенные грунтами с относительной осадкой при оттаивании более 0,4 и пучинистыми грунтами;

· участки, расположенные в зоне перехода от талых грунтов к вечномерзлым или наоборот;

· участки трассы с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками;

· экспериментальные участки.

Нефтегазодобывающие предприятия и их работники обязаны соблюдать правила хранения, транспортировки и применения химических веществ, используемых в процессах сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды (ПАВ, ингибиторы коррозии и т.д.) в соответствии со списком химических препаратов, разрешенных к применению Государственным комитетом санитарно-эпидемиологического надзора при Президенте Российской Федерации.

Применение новых химических веществ, способных оказать прямое или косвенное влияние на здоровье человека, допускается только с разрешения этого комитета.

Производственные объединения и нефтегазодобывающие управления должны осуществлять ведомственный контроль за состоянием окружающей среды на территории, которая входит в зону их деятельности, предусматривающий: соблюдение требований законодательных и нормативных документов по охране окружающей среды; выполнение природоохранных мероприятий в соответствии с годовыми (перспективными) планами предприятий по охране окружающей среды; своевременное выявление и оценку источников загрязнения, разработку мероприятий по их устранению и ликвидации последствий загрязнения окружающей среды, систематическое наблюдение (отбор проб, проведение анализов) за качеством сточных вод и соблюдением норм предельно допустимых сбросов, а также за качеством атмосферного воздуха.

Должностные лица и иные виновные работники несут дисциплинарную, материальную или уголовную ответственность за невыполнение правил, планов и мероприятий по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов, за нарушение нормативов качества окружающей природной среды и требований природоохранительного законодательства.

3.4 Требования охраны труда

Среди постоянно проводимых мероприятий являются замена трубопроводов на трубы с внутренним полиэтиленовым покрытием, строительство и восстановление обваловок, поддержание чистоты и порядка, ликвидация замазученности, утилизация попутного газа, строительство ливневой канализации, установка пакеров, поведение геофизических исследований на скважинах и утилизация нефтешламов, снижение аварийности.

Полная программа экологического мониторинга предусматривает организацию наблюдений за источниками и факторами техногенного воздействия, изменениями природных компонентов и комплексов. Для контроля за состоянием основных компонентов природной среды (атмосферы, гидросферы, растительного и почвенного покрова, донных отложений) сформирована система ведомственного экологического мониторинга. Основными методами контроля в процессе эксплуатации месторождения является визуальный и инструментальный (физико-химические, гидрохимические) методы анализа.

Визуальный метод контроля заключается в осмотре территории месторождения и регистрации места нарушения и загрязнения. Эти работы выполняются службами, на которые возложены функции технической эксплуатации месторождения.

Инструментальный метод контроля проводится группой мониторинга и химико-аналитической лабораторией ОАО «Удмуртнефть».

В качестве контролирующих параметров рассматривается общая минерализация, ионный состав воды, содержание нефтепродуктов, взвешенных веществ.

Гидрохимические показатели, определяемые при наблюдении за подземными водами, следует принять следующие: рН, жесткость, сухой остаток, минерализация, Сl- , SO42-, НСОз-, Са2+, Na+ + K+, Mg2+, СО3-, нефтепродукты.

Почвенный мониторинг включает в себя контроль за нефтяным загрязнением почв и его последствиями и должен осуществляться вблизи наиболее вероятных мест загрязнения. Для ранней диагностики развития неблагоприятных изменений свойств почв будет производиться отбор их образцов 1 раз в год на потенциально опасных местах - вблизи производственных площадок, трасс коммуникаций. Отбор проб почв фоновый, с участков подлежащих рекультивации и в потенциально-опасных местах на содержание рН, органического вещества, Hr, S, V, P2O5, K2O, плотного осадка, хлоридов, нефтепродуктов.

Важным элементом функционирования любого производственного комплекса является постоянный контроль за параметрами технологического процесса и производимым влиянием его на элементы природного комплекса. Порядок организации работ, регламентация обязанностей и ответственности административно-технического персонала по охране труда и технике безопасности на объектах систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды определяются следующими документами: 'Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности', 'Правилами безопасности при сборе, подготовке и транспортировании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности' и 'Единой системой работ по созданию безопасных условий труда'.

Основным направлением работ по охране труда должно быть планомерное осуществление комплекса организационных и технических мероприятий, обеспечивающих создание здоровых и безопасных условий труда и поддержание порядка на производстве.

Общее руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии в целом по ПО возлагаются на генерального директора и главного инженера объединения, а в НГДУ - на начальника и главного инженера управления.

Во всех службах, занимающихся эксплуатацией и ремонтом трубопроводов, руководство работой по охране труда и ответственность за состояние техники безопасности и производственной санитарии возлагаются на руководителей этих подразделений.

Начальники служб и подразделений в пределах вверенных им участков должны обеспечить выполнение организационных и технических мероприятий для создания безопасных условий труда, проводить инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы, а также контролировать выполнение правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, обеспечение рабочих по профессиям и видам работ инструкциями, а рабочие места - необходимыми плакатами.

Инструкции по безопасным методам ведения работ должны пересматриваться и переутверждаться один раз в три года, а также при введении новых правил и норм, типовых инструкций, новых технологических процессов, установок, машин и аппаратов.

Пересмотренные и дополненные инструкции должны быть своевременно доведены до сведения работников, которые обязаны их знать и выполнять.

Организация работ по охране труда и контроль за состоянием трубопроводов осуществляются работниками службы охраны труда и техники безопасности НГДУ.

При организации и производстве работ на объектах системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды должна учитываться специфика производства, определяемая опасными свойствами транспортируемых компонентов: токсичностью, испаряемостью, способностью электризоваться, взрывоопасностью, пожароопасностью, коррозионной активностью и т.д.

Все работники систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды обязаны твердо знать и строго выполнять в объеме возложенных на них обязанностей правила техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

Каждый рабочий и инженерно-технический работник обязан немедленно докладывать своему непосредственному руководству о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений и инструмента, утечках нефти, газа и воды, нарушениях правил техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности.

Работники цехов и участков должны быть обеспечены, согласно установленным перечням и нормам, средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецпитанием, мылом и другими средствами; ответственность за обеспечение работников указанными видами довольствия и контроль за их использованием возлагаются на одного из заместителей руководителя ПО, управления, а также на руководителей объектов, цехов и участков.

Защитные средства и предохранительные приспособления перед выдачей рабочим и ИТР подвергаются осмотру и испытанию в соответствии с установленными требованиями. Пользоваться неисправными защитными средствами и предохранительными приспособлениями категорически запрещается.

В каждом цехе, на каждом рабочем месте должна находиться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязочных материалов по установленному перечню.

Весь производственный персонал должен быть обучен способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

Рабочие, принимаемые на работу по обслуживанию сооружений и оборудования систем сбора нефти, газа и воды, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование или пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.

Обучение рабочих на производстве проводится в соответствии с 'Типовым положением о профессиональном обучении рабочих на производстве в нефтяной промышленности' по разработанным и утвержденным программам. Программы должны периодически, не реже одного раза в 3 года, пересматриваться и заново утверждаться.

По окончании производственного обучения в объеме утвержденной программы, перед допуском к работе знания вновь поступившего или переведенного рабочего или ИТР должны быть проверены квалификационной комиссией, назначенной приказом по объединению или управлению.

Результаты проверки знаний должны оформляться протоколом. Каждому работнику, выдержавшему испытание, выдается удостоверение за подписью председателя комиссии, подтверждающее право на эксплуатацию сооружений и оборудования и устанавливающее квалификационную группу работника.

Периодическая проверка знаний рабочих проводится ежегодно в том же порядке, как при проведении первичной проверки знаний.

Внеочередная проверка знаний у рабочих проводится:

- при изменении производственного (технологического) процесса, внедрении нового вида оборудования и механизмов;

- при введении в действие новых правил и норм безопасности, инструкций по безопасному ведению работ;

- в случае выявления нарушений требований правил безопасности и инструкций, которые могли привести или привели к травме или аварии (по усмотрению начальника цеха);

- по приказу или распоряжению руководства предприятия, по указанию вышестоящих органов;

- по требованию органов государственного надзора и технических инспекторов труда профсоюзов в случае обнаружения недостаточных знаний;

- при переводе па другую работу или перерыве в работе более 6 месяцев.

Общее руководство и ответственность за правильную организацию и проведение обучения работников безопасным методам работы возлагаются на руководителя предприятия.

Контроль за своевременным и качественным обучением рабочих и инженерно-технических работников безопасным методам работы возлагается на соответствующие службы охраны труда и техники безопасности.

Работники, обслуживающие промысловые трубопроводы, должны пройти инструктажи по правилам безопасности в соответствии с 'Единой системой управления охраной труда в нефтяной промышленности':

а) вводный инструктаж, проводимый со всеми поступающими на предприятие рабочими и служащими независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности, а также с работниками, командированными для работы на данном предприятии, учащимися, студентами и другими лицами, допускаемыми на территорию предприятия или в производственные цеха для проведения работ;

б) инструктажи на рабочем месте:

первичный для рабочих и мастеров с практическим обучением - перед допуском к самостоятельной работе или при переводе с одной работы на другую;

периодический (повторный) проводится руководителем работ непосредственно на рабочем месте для рабочих по программе первичного инструктажа не реже чем через полгода, а для профессий с повышенными требованиями безопасности - через 3 месяца, для ИТР - не реже чем через 2 года;

внеочередной (внеплановый), вызванный производственной необходимостью - при изменении производственного процесса, замене одного вида оборудования на другой и в подобных случаях, когда изменяются условия труда; если в цехе, на участке, в бригаде произошел несчастный случай или отказ; при необходимости доведения до сведения работающих дополнительных требований, вызванных введением новых правил и инструкций по безопасному ведению работ; если выявлены случаи нарушения правил и инструкций, производственной дисциплины независимо от принятых мер воздействия;

разовый (текущий) инструктаж по приказу или распоряжению вышестоящих организаций и контролирующих органов - перед выполнением особо опасных работ (по установленному перечню).

Для рассмотрения вопросов охраны труда, осуществления плановых проверок состояния условий труда на объектах, в цехах, предприятиях создаются постоянно действующие комиссии (ПДК) по безопасности труда.

ПДК предприятия организуется приказом по предприятию под председательством главного инженера. В состав комиссии включаются заместители начальника, главные специалисты, начальники отделов, служб, председатель профсоюзного комитета, председатель комиссии охраны труда.

Руководители предприятия, возглавляя ПДК по безопасности труда, не реже одного раза в квартал осуществляют выборочную проверку состояния условий труда.

Результаты проверок оформляются актом. При необходимости по результатам проверок издается приказ.

Порядок организации и содержание работы ПДК по безопасности труда предприятий должны соответствовать требованиям 'Положения о постоянно действующих комиссиях по безопасности труда'.

За состоянием условий труда на объектах промыслового сбора и транспорта нефти, газа и воды должен быть организован ведомственный контроль, осуществляемый непосредственными руководителями работ и организаторами производства согласно 'Положению о ведомственном (оперативном) контроле за состоянием условий труда'.

На предприятии по каждому объекту должен быть разработан перечень работ повышенной опасности, в котором раздельно должны быть указаны работы, выполняемые с оформлением наряда-допуска и без оформления наряда-допуска, но с регистрацией последних перед их началом в специальном журнале, что вызвано необходимостью ликвидации аварийных ситуаций и аварий.

Перечень работ разрабатывается начальниками цехов, установок, согласовывается со службами эксплуатации главного механика и техники безопасности и утверждается главным инженером предприятия.

Перечень должен периодически не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

На выполнение работ повышенной опасности оформляется наряд-допуск в двух экземплярах и хранится в течение одного года у руководителя работ и руководителя, разрешившего работы.

На производство огневых работ оформляется разрешение по форме, утвержденной вышестоящей организацией; наряд-допуск не оформляется.

Список руководителей, имеющих право выдачи нарядов-допусков и разрешений на производство работ, оформляется приказом по предприятию.

На месте проведения ремонтных работ обязателен контроль за состоянием воздушной среды, который должен осуществляться согласно 'Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности' ИБТВ 1-087-81.

Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и траншеях должно контролироваться ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора.

Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не выше предельно допустимых концентраций (ПДК) по санитарным нормам.

При проведении сварочных работ на трубопроводе по санитарным нормам ПДК углеводородов С-С в пересчете на углерод равна 300 мг/м, а сероводорода в смеси с углеводородами С-С- 3 мг/м.

Если в процессе работы возле рабочего места обнаружена утечка газа или нефти, необходимо прекратить работу и сообщить об этом руководителю.

При работе в колодцах, траншеях следует применять шланговый противогаз (конец шланга должен находиться на поверхности земли с наветренной стороны от колодца, котлована) и спасательный пояс с крестообразными лямками и сигнально-спасательной веревкой, конец ее должен держать рабочий, находящийся на поверхности земли. Длина шланга противогаза не должна превышать 20 м. Если радиус загазованной зоны превышает 20 м, следует применять шланговые противогазы с принудительной подачей воздуха.

На поверхности земли должны находиться не менее двух человек для постоянного наблюдения за действиями спустившегося в колодец.

Срок единовременного пребывания в шланговом противогазе не должен превышать 15 мин с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

Котлованы при вскрытии трубопровода для ремонта должны быть открытыми и иметь размеры, позволяющие свободно работать в них двум рабочим. В котловане или траншее, где проводят ремонтные работы, для спуска и подъема рабочих должно быть не менее двух устройств, расположенных с противоположных сторон.

При разработке траншей землекопы должны находиться друг от друга на расстоянии не менее 1,8-2 м.

В случае появления продольных трещин в стенках траншеи (котлована) землекоп во избежание травм должен покинуть ее и сообщить об этом мастеру или бригадиру.

При спуске (подъеме) в траншею следует пользоваться стремянкой шириной 0,6 м с перилами и лестницей, а при переходе через траншею - мостиками шириной не менее 0,6 м с перильным ограждением высотой не менее 1,0 м.

Запрещается находиться от крана-трубоукладчика, экскаватора и других подъемных механизмов во время их работы на расстоянии ближе, чем расстояние, равное длине стрелы плюс 5 м.

При рубке металла, зачистке кромок после сварки, очистке трубопровода от старой изоляции, ржавчины, нанесении новой изоляции работающий должен пользоваться защитными очками и рукавицами.

Одновременная (совместная) работа газорезчика и электросварщика в котловане запрещается.

При совместной работе трубопроводчика с электросварщиком и газосварщиком необходимо пользоваться защитными очками, щитком или шлемом-маской.

Брюки необходимо носить навыпуск.

При работе с горячим битумом ведро с разогретым битумом нужно опускать на дно траншеи или котлована с помощью карабина, стоя на переходном мостике.

Передача ведра с горячим битумом из рук в руки запрещается.

При движении кранов-трубоукладчиков, экскаваторов, бульдозеров, тягачей в темное время суток, при густом тумане и сильном снегопаде машинисты должны включать осветительные приборы как при движении, так и на стоянках.

При вынужденной остановке на дороге ограждать машины днем красным флажком, ночью - фонарями с красным светом.

При установке, передвижении и работе кранов-трубоукладчиков у траншеи машинист во избежание обрушения грунта обязан выдерживать расстояние от бровки траншеи с вертикальными стенками до ближайшей опоры гусеницы крана-трубоукладчика в соответствии с данными, приведенными в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Безопасное расстояние приближения трубоукладчика к бровке траншеи

#G0Глубина траншеи, м	Расстояние от бровки до ближней гусеницы крана-трубоукладчика для грунтов, м
	песчаного	супесчаного	суглинистого	глинистого	лесового, сухого
1	1,5	1,25	1,00	1,00	1,00
2	3,0	2,40	2,00	1,50	2,0
3	4,0	3,6	3,25	1,75	2,5
4	5,0	4,4	4,0	2,0	3,0
5	6,0	5,3	4,75	2,25	3,5

При невозможности соблюдения этих расстояний стенка или откос должны быть укреплены.

Для траншей с откосами расстояния уменьшаются на величину заложения откоса.

Не допускается курение и разведение огня в вырытых траншеях и котлованах.

Запрещается пребывание людей в кузовах автомобилей, на площадках прицепов и саней, нагруженных негабаритными грузами, трубами, бревнами, пылящими, ядовитыми и горючими материалами, а также на грузах, транспортируемых волоком.

Персонал, участвующий в гидравлических и пневматических испытаниях трубопроводов, должен находиться в безопасных местах на случай разрыва швов, пробоя прокладок, отрыва заглушек и других аварийных ситуаций.

Осмотр трубопровода разрешается производить только после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей - после полного снятия его.

Задвижки, краны и вентили должны открываться и закрываться плавно. Не допускается применение для их открытия и закрытия ломов, труб и других предметов.

3.5 Пожарная безопасность

Руководители объединений, предприятий и организаций обязаны:

- обеспечивать выполнение действующих законов, постановлений и распоряжений руководящих органов, предписаний Государственного пожарного надзора (ГПН);

- организовать на подведомственных объектах изучение и выполнение настоящих Правил всеми работниками предприятий;

- организовать на объектах обучение и инструктаж рабочих, инженерно-технических работников и служащих по вопросам пожарной безопасности;

- предусматривать необходимые ассигнования на выполнение противопожарных мероприятий и приобретение средств пожаротушения;

- решать в установленном порядке вопросы организации ведомственной или вневедомственной пожарной охраны объектов;

- назначать приказом по предприятию с записью в должностных инструкциях ответственных лиц за пожарную безопасность конкретных объектов, содержание и эксплуатацию средств противопожарной защиты, средств аварийной и пожарной сигнализации;

- разрабатывать (по согласованию с ГПН) и обеспечивать выполнение годовых и перспективных планов внедрения средств пожаротушения и противопожарных мероприятий, комплектования объектов средствами пожарной и охранно-пожарной сигнализации;

- обеспечивать согласно утвержденным графикам профилактическое обслуживание, ремонт и испытание средств пожаротушения и пожарной автоматики, а также обеспечивать их надлежащую эксплуатацию;

- периодически проверять состояние пожарной безопасности объекта, наличие и исправность средств противопожарной защиты и боеготовность объектовых пожарных частей и добровольных пожарных дружин;

- обеспечивать разработку планов или карточек пожаротушения на объекты магистральных нефтепродуктопроводов, организовывать плановые тренировки и учения по их отработке;

- обеспечивать своевременное выполнение всех противопожарных мероприятий.

На каждом предприятии и подведомственных объектах, независимо от наличия ведомственной или вневедомственной пожарной охраны, должны быть организованы добровольные пожарные дружины (ДПД) из числа рабочих, ИТР и служащих. Состав ДПД назначается приказом руководителя предприятия.

Деятельность ДПД осуществляется в соответствии с настоящими Правилами и Положением о добровольных пожарных дружинах на промышленных предприятиях и других объектах министерств и ведомств.

На каждом предприятии для осуществления контроля и проведения пожарно-профилактической работы должна быть создана пожарно-техническая комиссия (ПТК).

Комиссия назначается приказом руководителя предприятия в составе главного инженера (председателя), начальника пожарной охраны или ДПД, технолога, энергетика, механика, инженера по технике безопасности, других специалистов, а также представителей общественных организаций.

В своей деятельности ПТК руководствуется настоящими Правилами, Положением о ПТК на промышленных предприятиях, ГОСТ и отраслевыми правилами пожарной безопасности.

Руководители структурных подразделений и отдельных объектов обязаны:

- знать пожарную опасность технологического процесса производства и обеспечивать выполнение правил пожарной безопасности на объекте;

- обеспечивать на территории объекта строгий противопожарный режим, оборудовать места для курения, обеспечивать четкий порядок проведения ремонтных и огневых работ;

- назначать ответственных лиц за пожарную безопасность на производственном участке. Таблички с указанием ответственного за пожарную безопасность должны быть вывешены на видных местах;

- следить за строгим выполнением обслуживающим персоналом установленных требований пожарной безопасности;

- не допускать работ с применением открытого огня (огневых работ) на пожаровзрывоопасных объектах без письменного разрешения, оформленного в установленном порядке;

- обеспечивать исправное состояние и постоянную готовность к действию имеющихся средств пожаротушения, пожарной связи и сигнализации;

- обеспечивать рабочие места инструкциями и плакатами по технике безопасности;

- вызывать немедленно пожарную охрану и ДПД в случае возникновения пожара или опасной ситуации, создавшейся вследствие аварии или других причин, одновременно приступив к эвакуации людей и ликвидации пожара или аварии имеющимися в наличии силами и средствами.

Руководители предприятий на основе настоящих Правил и других действующих положений обязаны организовать разработку, согласование с местной пожарной охраной и утверждение инструкций о мерах пожарной безопасности. Инструкции изучаются в системе производственного обучения, при проведении противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, вывешиваются на видные места.

В инструкциях по пожарной безопасности должны быть отражены:

- требования к содержанию территории, дорог и проездов к производству;

- порядок допуска на территорию объекта транспорта и спецтехники;

- требования пожарной безопасности при нахождении работников на территории объекта;

- порядок выполнения ремонтных и огневых работ на объектах;

- требования к хранению пожароопасных веществ и материалов в складах, производственных и вспомогательных помещениях, лабораториях и других участках;

- требования к содержанию производственного оборудования и к особо пожароопасным участкам производства;

- порядок осмотра помещений, уборки пролитых продуктов, хранения промасленных обтирочных материалов и спецодежды;

- порядок применения средств пожаротушения и вызова пожарной охраны при обнаружении пожара;

- действия обслуживающего персонала объекта при пожаре;

- порядок эвакуации людей, горючих веществ и материальных ценностей;

- вопросы устройства и расположения мест курения.

Общеобъектовые и цеховые инструкции о мерах пожарной безопасности на объектах подлежат пересмотру не реже одного раза в три года, а также при изменении технологического процесса и условий работы, при изменении руководящих документов, положенных в основу инструкций и на основании анализа происшедших на объекте аварий, взрывов и пожаров.

Каждый работник предприятия обязан четко знать и выполнять утвержденные правила и инструкции по пожарной безопасности, содержать в исправном состоянии закрепленные за рабочим местом или участком средства пожаротушения.

При обнаружении нарушения противопожарного режима, неисправностей оборудования или некомплектности противопожарных средств работник обязан принять меры к их устранению в соответствии со своими должностными обязанностями.

На каждом объекте магистральных нефтепроводов должны быть планы ликвидации возможных аварий и пожаров, а также графики проведения тренировок обслуживающего персонала объекта по отработке этих планов.

Все рабочие, инженерно-технические работники (ИТР) и служащие предприятий магистральных нефтепроводов должны проходить специальную подготовку по пожарной безопасности, состоящую из противопожарных инструктажей (первичного и вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму.

На каждом предприятии с учетом требований ГОСТ 12.0.004--79 приказом руководителя устанавливаются:

- порядок и сроки проведения противопожарного инструктажа и пожарно-технического минимума;

- перечень объектов и профессий, работники которых должны проходить обучение по пожарно-техническому минимуму;

- перечень должностных лиц, на которых возлагается проведение противопожарных инструктажей (первичного и вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму;

- место проведения инструктажей и занятий по пожарно-техническому минимуму;

- перечень инструкций и правил, подлежащих изучению.

Первичный инструктаж по пожарной безопасности проводят со всеми вновь принимаемыми на работу рабочими, ИТР и служащими, независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, а также с командированными и прибывшими на предприятие для прохождения практики или выполнения временных работ.

Лица, не прошедшие первичный и вторичный инструктажи, к самостоятельной работе не допускаются.

Первичный инструктаж проводится с целью ознакомления инструктируемых с действующими на предприятии правилами и инструкциями по пожарной безопасности, с наиболее пожаровзрывоопасными объектами, возможными причинами пожаров и взрывов, практическими действиями в случае возникновения пожара, приемами пользования первичными средствами пожаротушения.

Программа первичного инструктажа разрабатывается с учетом особенностей производства, согласовывается с местной пожарной охраной и утверждается руководителем предприятия.

Первичный инструктаж следует проводить в специальном помещении, оборудованном наглядными пособиями по пожарной безопасности (плакатами, инструкциями, макетами) и образцами первичных средств пожаротушения, схемами стационарных установок пожаротушения, пожарной связи и сигнализации, имеющимися на объектах.

Вторичный инструктаж по пожарной безопасности проводят на рабочем месте со всеми вновь принятыми на предприятие, переводимыми с одного объекта (цеха, участка) на другой, а также с командированными и прибывшими на предприятие для прохождения практики или выполнения временных работ. Вторичный инструктаж проводит лицо, ответственное за пожарную безопасность объекта (участка), индивидуально с каждым работником.

Занятия по пожарно-техническому минимуму проводятся с рабочими, служащими и ИТР, с целью более глубокого изучения мер пожарной безопасности на объекте и рабочем месте, особенностей технологического процесса, а также детального ознакомления с противопожарным оборудованием и средствами пожаротушения, приемами их использования, действиями работников при аварии и пожаре.

Занятия по пожарно-техническому минимуму должны проводиться непосредственно на объекте не реже одного раза в год по утвержденным программам. Группы обучающихся комплектуются с учетом категории специалистов (газоэлектросварщики, электрики, операторы и др.). К проведению занятий по пожарно-техническому минимуму следует привлекать специалистов предприятия и работников пожарной охраны.

По окончании обучения по программе пожарно-технического минимума ИТР, рабочие и служащие должны сдать зачеты. Результаты зачетов оформляются соответствующим документом (протоколом, ведомостью) с указанием оценки по изученным темам.

Зачет принимает комиссия, назначенная приказом руководителя предприятия, под председательством главного инженера или руководителя объекта.

Ответственность за обеспечение пожарной безопасности предприятия в целом возлагается персонально на руководителя предприятия.

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов несут руководители этих объектов или лица, исполняющие их обязанности согласно приказу, а на рабочем месте -- руководители и исполнители работ.

Руководители подразделений (отдельных объектов), и лица, ответственные за пожарную безопасность участков (цехов), несут персональную ответственность за своевременное выполнение мероприятий, обеспечивающих безопасность людей при возможных пожарах на них.

4 Экономика и организация производства

ельниковский месторождение нефть подводный напорный трубопровод

В декабре 2007 года на напорном трубопроводе ДНС-5 - УПН «Ельниковка» проведена внутритрубная диагностика. Для продления срока эксплуатации данного трубопровода, экспертной организацией (УГНТУ г. Уфа) было предложено, провести ремонт усиливающими композиционными муфтами (УКМТ). На основании составленного отчета по обследованию, ООО «Нефтетрубопроводсервис» провел ремонт выявленных дефектов. На основной нитке (наземная часть) было проведено 3 ремонта, на резервной (наземная часть) 14 ремонтов.

Данный ремонт проводился без остановки трубопровода и не потребовал больших расходов в отличие от обычно используемого метода вырезка дефекта (замена катушки). После проведения ремонта экспертная организация продлила срок эксплуатации трубопровода на 2 года.

Ниже приведен сравнительный расчет затрат на замену аварийного участка трубопровода методом вырезки дефекта (замена катушки) и методом УМКТ.

4.1 Затраты на внедрение мероприятия

4.1.1 Заработная плата

Для проведения ремонта составляем сравнительную смету затрат по заработной плате и рассмотрим два метода ремонта (замена катушки) и УКМТ.

Метод замены катушки.

Всего, в ходе проведения операции задействовано звено из трех человек следующего состава: электро-газосварщик 5 разряда - 1 человек и слесарь-ремонтник 4 разряда - 2 человека.

Метод УКМТ.

Всего в ходе проведения операции задействовано звено из двух человек следующего состава: слесарь-ремонтник 4 разряда - 2 человека.

На этом сравнительном этапе видно, что метод УКМТ более прост при монтажных работах, достаточно вручную выкопать небольшой шурф и за 15 - 20 минут отремонтировать дефектный участок. Для этого достаточно двух слесарей 4 разряда, потребность в электро-газосварщике отпадает. Налицо экономия трудовых ресурсов и отчислений в фонд заработной платы, за метод замены катушки отчисления на 33,4% выше, чем при методе УКМТ.

Расчет сметы затрат по заработной плате представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет сметы затрат по заработной плате

Метод вырезка дефекта (замена катушки)	Метод УКМТ
Статьи затрат	Единица измерения	Сумма затрат	Единица измерения	Сумма затрат
1.Фонд оплаты труда	руб.	4719	руб.	3073
1.1.Разрядность работ 4,5 для укладки	чел.	3	чел.	2
Часовая тарифная ставка	руб./час.	84,41	руб./час.	84,41
Время на работу	час.	18,20	час.	18,20
Итого	руб.	4608,79	руб.	3072,52
1.2.Разрядность работ 4,5 для гидроиспытаний.	чел.	1	чел.	0
Часовая тарифная ставка	руб./час.	84,41	руб./час.	0,00
Время на работу	час.	1,3	час.	0
Итого	руб.	109,73	руб.	0,00
2.Отчисления на соц.нужды	руб.	1245,69	руб.	811,15
% отчислений	%	26,4	%	26,4
Фонд оплаты труда	руб.	4719	руб.	3073

Отчисления в фонд социальной защиты составляют 26,4 % от фонда заработной платы:

Метод замены катушки 4608,79*0,264=1245,69

Метод УКМТ 3072,52*0,264=811,15

4.2 Затраты на материалы

Для проведения ремонта методом (замена катушки) используется следующие основные материалы: электроды УОНИ 13/55, кислород и пропан; труба с полной изоляцией 273х9, отводы; дизтопливо для сварочного агрегата; битум для изоляции сварных швов, бензин для подручных работ.

Объем расхода материалов принимается на основании соответствующих расчетов. Расшифровка затрат на материалы представлена в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Расшифровка затрат на материалы

Метод вырезка дефекта (замена катушки)	Метод УКМТ
4.Материалы	руб.	8163	руб.	25000
4.1 Электрод УОНИ 13/55
Количество	кг	3,89	кг	3,89
Цена за единицу	руб.	55,08	руб.	0,00
Затраты	руб.	214,25	руб.	0,00
4.2. Труба с полной изоляцией 273х9				УКМТ
Количество, тонн	тонн	0,1	тонн	0
Цена за единицу/ тонн	руб.	60000,00	руб.	0,00
Затраты	руб.	7200,00	руб.	25000,00
4.5. Кислород
Количество	м3	0,386	м3	0
Цена за единицу	руб.	32,56	руб.	0,00
Затраты	руб.	12,57	руб.	0,00
4.6. Пропан
Количество	кг	0,082	кг	0
Цена за единицу	руб.	20,00	руб.	0,00
Затраты	руб.	1,64	руб.	0,00
4.7. Бензин АИ-92
Количество	л	3,5	л	0
Цена за единицу	руб.	16,16	руб.	0,00
Затраты	руб.	56,56	руб.	0,00
4.8. Дизтопливо для сварочного агрегата
Количество	л	40	л	0
Цена за единицу	руб.	16,94	руб.	0,00
Затраты	руб.	677,60	руб.	0,00
4.9. Отводы
Количество	шт.		шт.	0
Цена за единицу	руб.		руб.	0,00
Затраты	руб.		руб.	0,00
4.10. Битум
Количество	кг	5	кг	5
Цена за единицу	руб.	0,00	руб.	0,00
Затраты	руб.	0,00	руб.	0,00

4.3 Транспортные расходы

В таблице 4.3 представлена расшифровка затрат на транспорт и спецтехнику, используемых при проведении сравниваемых ремонтов трубопровода.

Таблица 4.3 - Транспортные расходы

Метод вырезка дефекта (замена катушки)	Метод УКМТ
3.Транспортные расходы	руб.	36108	руб.	9221
3.1.ЗИЛ борт		1		1
Время работы	час.	18,50	час.	3,00
Стоимость 1 маш.часа	руб.	365,21	руб.	250,00
Затраты	руб.	6756,31	руб.	750,03
3.2. Бульдозер Т-170		1		1
Время работы	час.	8	час.	8
Стоимость 1 маш.часа	руб.	606,12	руб.	606,12
Затраты	руб.	4848,96	руб.	4848,96
3.3.Урал-Автокран		1,00		0,00
Время работы	час.	17,200	час.	0,000
Стоимость 1 маш.часа	руб.	555,27	руб.	0,00
Затраты	руб.	9550,64	руб.	0,00
3.4. Экскаватор МТЗ ковш 0,33		1		1
Время работы	час.	6	час.	6
Перебозировка	час.	2	час.	2
Стоимость 1 маш.часа	руб.	452,77	руб.	452,77
Затраты	руб.	3622,16	руб.	3622,16
3.5. ЦА		1,00		1,00
Время работы	час.	6,20	час.	6,20
Стоимость 1 маш.часа	руб.	849,09	руб.	0,00
Затраты	руб.	5264,36	руб.	0,00
3.6. АЦН 8		1,00		1,00
Время работы	час.	6,20	час.	6,20
Стоимость 1 маш.часа	руб.	571,50	руб.	0,00
Затраты	руб.	3543,30	руб.	0,00
3.7. ППУ		1,00		1,00
Время работы	час.	3,20	час.	3,20
Стоимость 1 маш.часа	руб.	788,22	руб.	0,00
Затраты	руб.	2522,30	руб.	0,00

4.4 Накладные расходы

Таблица 4.4 - Накладные расходы

Метод вырезка дефекта (замена катушки)	Метод УКМТ
5. Накладные расходы	руб.	11432,97	руб.	7444,72
% накладных расходов	%	242,30	%	242,30
Фонд оплаты труда	руб.	4719	руб.	3073
6. Прочие услуги	руб.	2000	руб.	0
6.1. Радиографическая съемка стыков	руб.	2000	руб.	0

4.5 Калькуляция себестоимости на проведение одного ремонта

Таблица 4.5 - Калькуляция затрат на замену аварийного участка трубопровода

КАЛЬКУЛЯЦИЯ

затрат на замену аварийного участка трубопровода

2 метра (без стоимости трубы)

Метод вырезка дефекта (замена катушки)	Метод УКМТ
Статьи затрат	Единица измерения	Сумма затрат	Единица измерения	Сумма затрат
1.Фонд оплаты труда	руб.	4718,52	руб.	3072,52
2.Отчисления на соц.нужды	руб.	1245,69	руб.	811,15
3.Транспортные расходы	руб.	36108,03	руб.	9221,15
4.Материалы	руб.	8162,62	руб.	25000,00
5. Накладные расходы	руб.	11432,97	руб.	7444,72
6. Прочие услуги	руб.	2000,00	руб.	0,00
Себестоимость	руб.	63667,83	руб.	45549,54
Рентабельность, %
1,88	руб.	1196,96	руб.	856,33
Себестоимость с рентабельностью	руб.	64864,79	руб.	46405,87

4.6 Расчет экономической эффективности от выбора метода ремонта

Таблица 4.6 - Расчет экономической эффективности

Сравнение экономической эффективности от применения методов ремонта УКМТ или заменой катушки на примере напорного нефтепровода ДНС-5-УПН 'Ельниковка'
№ п/п	Кол-во выполненных ремонтов	Классификация дефекта	Толщина стенки, (мм)	Методы ремонта трубы	Сравнительная экономия от внедрения нового метода УКМТ, (руб.)
				Себестоимость с рентабельностью УКМТ, (руб.)	Себестоимость с рентабельностью замены катушки, (руб.)
1	1	поперечный шлиц	4,7	46405,87	64864,79	18458,92
2	1	обширная аномалия	2,7	46405,87	64864,79	18458,92
3	1	обширная аномалия	3,4	46405,87	64864,79	18458,92
4	1	обширная аномалия	1,8	46405,87	64864,79	18458,92
5	1	продольная канавка	6,2	46405,87	64864,79	18458,92
6	1	язва	4,8	46405,87	64864,79	18458,92
7	1	язва	5	46405,87	64864,79	18458,92
8	1	поперечный шлиц	4,9	46405,87	64864,79	18458,92
9	1	обширная аномалия	4,1	46405,87	64864,79	18458,92
10	1	обширная аномалия	4,2	46405,87	64864,79	18458,92
11	1	язва	5	46405,87	64864,79	18458,92
12	1	обширная аномалия	5,1	46405,87	64864,79	18458,92
13	1	обширная аномалия	4,3	46405,87	64864,79	18458,92
14	1	поперечная канавка	2,9	46405,87	64864,79	18458,92
15	1	поперечная канавка	3,4	46405,87	64864,79	18458,92
16	1	поперечная канавка	3	46405,87	64864,79	18458,92
17	1	обширная аномалия	4,1	46405,87	64864,79	18458,92
Суммарные показатели проведения 17 ремонтов	788899,79	1102701,43	313801,64

Сравнение экономической эффективности от применения методов УКМТ или замены катушки показаны на диаграмме (приложение В). Ниже произведен расчет сравнительной экономической эффективности от выбора нового метода ремонта на напорном трубопроводе ДНС-5 - УПН «Ельниковка».

Д эк = Зст.м *n - Зн.м * n

Д эк - сравнительная экономия от внедрения нового метода ремонта

Зст.м. - затраты на проведение старого метода ремонта (замена катушки)

Зн.м - затраты на проведение нового метода ремонта УКМТ

n - количество проведенных ремонтов

Д эк = 64864,79 * 17 - 46405,86 * 17 = 313801,64 руб. экономия от внедрения нового метода ремонта.

Исходя из выше перечисленных расчетов видно, что, внедряя новый метод ремонта УКМТ на участке напорного трубопровода ДНС-5 - УПН «Ельниковка» получаем экономию 313,8 тыс. рублей, что в среднем на выполнение одного ремонта составляет 18,5 тыс. рублей.

Экономии на ремонте в значительной мере способствовало внедрение нового высокотехнологичного метода внутритрубной диагностики проводимого с помощью магнитного инспекционного снаряда (дефектоскопа MFL c типом поршня CDP 10”3V05.21). Который способен распознавать дефекты производственного и строительного происхождения, коррозионно-эрозионные дефекты, возникшие в процессе эксплуатации и обнаружение поперечных трещин в сварных стыках и теле трубы с высоким разрешением, с использованием поршней третьего поколения и новейшей сенсорной технологии.

Напорный нефтепровод ДНС-5 - УПН «Ельниковка» обеспечивает перекачку скважинной продукции с Прикамского участка через водный переход р. Кама и дальше транспортирует продукцию по Ельниковскому нефтяному месторождению до УПН. В таких условиях немало важно подобрать современный метод диагностики и ремонта при которых можно проводить работы без остановки перекачки.

Заключение

В заключение анализа эффективности мероприятий по внедрению нового метода диагностики и ремонта хотелось бы отметить преимущества данных методов.

В первую очередь внедрение нового высокотехнологичного метода внутритрубной диагностики проводимого с помощью магнитного инспекционного снаряда (дефектоскопа MFL c типом поршня CDP 10”3V05.21). Который способен распознавать дефекты производственного и строительного происхождения, коррозионно-эрозионные дефекты, возникшие в процессе эксплуатации и обнаружение поперечных трещин в сварных стыках и теле трубы с высоким разрешением, с использованием поршней третьего поколения и новейшей сенсорной технологии.

Внедрение нового метода ремонта трубопровода УКМТ предложенного фирмой ROSEN EUROPA B.V. имеющего ряд существенных преимуществ от метода замены катушки, таких как: экономия трудовых ресурсов 30%; экономия фонда оплаты труда на 33,4%; экономия транспортных расходов на 25,5%; экономия накладных расходов 65%; экономия прочих расходов 100%;

Существенное отличие композиционных муфт от всех существующих на сегодняшний день типов ремонтных муфт это простота монтажа, а как следствие высокая скорость проведения ремонта и малый объем земляных работ. Для ее установки достаточно вручную выкопать небольшой шурф и за 15 - 20 минут отремонтировать дефектный участок, что имеет большое значение, если, например, в это время приходится еще и откачивать грунтовые воды, тогда и размер шурфа и время проведения ремонта выходят на первый план.

Срок службы муфты составляет 30 лет. Муфта полностью изготовлена в цеховых условиях, а значит, качество ремонта с ее применением не зависит от добросовестности оператора.

Металлические детали выполнены из нержавеющей стали и не подвержены коррозии. После проведения ремонта технологические пазухи и отверстия заполняются специальным материалом, и муфта становится монолитным стеклопластиком, армированным закладными деталями из нержавеющей стали.

Любой трубопровод имеет наиболее уязвимые участки. В таких местах труба наиболее подвержена воздействию внешних агрессивных факторов и появлению дефектов. Чаще всего различным видам дефектов подвержены участки: сварных стыков труб, переходы через естественные и искусственные препятствия. При пересечении трубопровода с искусственными препятствиями, часто происходят наводки от блуждающих электрических токов на участок трубы. В результате ремонт трубы с заменой катушки может производиться в таких местах несколько раз в год. В данном случае установка композиционной муфты может значительно продлить межремонтный период таких проблемных участков, так как монолит стеклопластика, армированный закладными деталями из нержавеющей стали неподвержен действию коррозии.

Магнитный маркер, входящий в комплект поставки, позволит увидеть отремонтированный участок внутритрубным инспекционным снарядом при следующей диагностике. Также электромагнитный маркер позволит обнаружить муфту с поверхности без вскрытия земляного покрова. Таким образом, муфта, являясь жестким маркерным пунктом, может помочь с ведением статистических данных по ремонту проблемных участков, на весь срок службы трубопровода.

Исходя из проведенного сравнительного анализа видно, что, внедряя новый метод ремонта УКМТ на участке напорного трубопровода ДНС №5 - УПН «Ельниковка» по сравнению со старым методом, получаем увеличение межремонтного периода отремонтированного участка и экономию 313,8 тыс. рублей, что в среднем на выполнение одного ремонта составляет 18,5 тыс. рублей.

Список используемых источников

1. Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Гумеров А.Г. «Промысловые трубопроводы и оборудование». Москва, «Недра», 2004 г.

2. Гумеров А.Г. Гумеров Р.С. Гумеров К.М «Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов». Москва, ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 г.

3. Бухаленко В.И., Абдуллаев Ю.Г. «Монтаж, обслуживание, ремонт нефтепромыслового оборудования». Москва, «Недра», 1985 г.

4. РД 39-132-94 Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту нефтепромысловых трубопроводов. - Уфа: изд. ИПТЭР, 1994 г.

5. Паспорт напорного нефтепровода ДНС-5 - УПН.

6. Проект заключения экспертизы промышленной безопасности на нефтепровод «ДНС-5-УПН «Ельниковка» (участок от ДНС - 5 до подводного перехода через р. Кама).

7. СП 105-34-96 «Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений» Москва изд. РАО 'Газпром', АО 'Роснефтегазстрой', ВНИИСТом, ВНИИгазом, Институтом электросварки им. Е.О.Патона, ПО 'Спецнефтегаз' при участии фирмы 'CRC-EVANS' (США).

8. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Разработаны в соответствии с #M12291 9046058Федеральным законом от 21.07.97 N 116-ФЗ 'О промышленной безопасности опасных производственных объектов'#S (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588; 2000, N 33, ст.3348).

9. ФЗ-116 от 21.07.97г. 'О промышленной безопасности опасных производственных объектов'#S

10. РД 39-0147103-358-86. Руководство по техническому контролю объектов линейной части магистральных нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть.

11. РД 39-0147103-334-86. Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть.

12. РД 39-30-925-83. Методические указания по биологической рекультивации земель, нарушенных при сборе, подготовке и транспорте нефти. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

13. РД 39-30-297-79. Магистральные нефтепроводы. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть.

14. РД 38.13.004-86. Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см). - М.: Химия, 1988.

15. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1979.

16. Положение об организации работ по охране труда и технике безопасности в системе Министерства нефтяной промышленности. - М.: Миннефтегазпром, 1976.

17. #M12291 1200007117ГОСТ 16149-70#S. Защита подземных сооружений от коррозии блуждающим током поляризованными протекторами. Технические требования.

18. ВСН 2-112-79. Правила производства капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов.

19. РД 39-30-297-79. Магистральные нефтепроводы. Правила капитального ремонта подземных трубопроводов. - Уфа: ВНИИСПТнефть.

20. М.А. Солодухин, И.В. Архангельский. Справочник техника-геолога по инженерно-геологическим и гидрогеологическим работам. М. «Недра», 1982г.

21. Летуновская Л.П., Овчинникова А.И. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Организация, планирование и управление предприятием» для специальности 0501, 0636 на тему «Расчет основных показателей техпромфинплана цеха, выпускающего заданную продукцию». - Курган: Кург.гор.тип., 1997.-40с.

22. Раздаточный материал по курсу «Экономика предприятия»/для студентов специальности 11.08, 12.01, 12.05, 15.04, 17.09, 21.03/Сост. Б.И.Кулабухов, Н.Ф.Ревенко, Л.Д.Якименко. - Краматорск: КИИ, 1992.-84с.

23. Экономика предприятия и отрасли промышленности / Под ред. А.С. Пелих. - Ростов-на-Дону: Феникс, 1999. - 608 с.

24. Регламент допуска проектных и изыскательских организаций в охранную зону магистрального нефтепровода (для выполнения изыскательских работ и авторского надзора). ОАО АК «Транснефть» М 2004 г.

25. ГОСТ 17.4.4.02-84. Охрана природы. Почвы. Общие требования к охране почв.

26. ГОСТ 17.5.3.06-85 Требования к определению норм снятия плодородного слоя почвы при производстве земляных работ.

27. ГОСТ 17.4.3.01-83 Охрана природы. Почвы. Общие требования к отбору проб.

28. ГОСТ 17.4.4.02-84 Охрана природы. Почвы. Методы отбора и подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического анализа

29. ГОСТ 28168-89 Почвы. Отбор проб.

30. ГОСТ 17.1.5.04-81. Охрана природы. Гидросфера. Приборы и устройства для отбора, первичной обработки и хранения проб природных вод. Общие технические требования.

31. Охрана окружающей среды// Пособие к СНиП 11-01-95 по разработке раздела проектной документации. ГП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», М., 2000 г.

32. Об утверждении «Перечня нормативных документов, рекомендованных к использованию при проведении государственной экологической экспертизы, а также при составлении экологического обоснования хозяйственной и иной деятельности»// Приказ Госкомэкологии РФ от 25 сентября 1997 г. №397.

33. Методические рекомендации по выявлению, обследованию, паспортизации и оценке экологической опасности очагов загрязнения геологической среды нефтепродуктами.-ГИДЭК, 2002 г.

34. Порядок определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами.- Письмо Минприроды РФ № 04-25.

35. Требования по предотвращению гибели объектов животного мира при осуществлении производственных процессов, а также эксплуатации транспортных магистралей, трубопроводов, линий связи и электропередач// Приложение к постановлению Правительства РФ от 13 августа 1996 г. №997.

33. Гольдберг В.М. Методические рекомендации по выявлению и оценке загрязнения подземных вод, М., ВСЕГИНГЕО, 1988 г.

34. Технологии восстановления почв, загрязненных нефтью и нефтепродуктами. Справочник.-М.: РЭФИА, НИА-Природа, 2003.-258 с.

35. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. М., Транспресс, 1996 г.

36. Дончева А.В. Экологическое проектирование и экологическая экспертиза, М, 2002 г.

37. Государственный доклад “О состоянии окружающей природной среды Республики Удмуртия в 2005 году”// Главное управление природных ресурсов по Республике Удмуртия, Ижевск, 2005 г.

Приложения

Приложение А

Химический состав поверхностных вод

Приложение Б

Сертификат соответствия технической документации муфт

Приложение В

Сравнительная диаграмма

- Себестоимость с рентабельностью (замены катушки), руб.

- Себестоимость с рентабельностью (УКМТ), руб.

- Сравнительная экономия от внедрения нового метода УКМТ, руб.