Капитальный ремонт с вырезкой коррозионной катушки технологичного участка "Бугуруслан-Ерзовка" МН "Нижневартовск-Курган-Куйбышев"

- при обнаружении негерметичности элементов обвязки насосного агрегата необходимо устранить течь в соединительных узлах, произвести переопрессовку обвязки агрегатов, вышедшая нефть должна быть немедленно убрана;

- для предупреждения загрязнения места проведения работ, необходимо использовать специальные емкости для сбора нефти;

- прокладываются питающие кабели от щитов генераторов к электродвигателям подпорных насосных агрегатов, и выполняется соединение их через специальные разъемы;

- кабели укладываются на инвентарные подставки над уровнем земли не менее 1 метра и расстоянием между подставками 5-6 метров, в ночное время кабельная линия должна быть освещена;

- о прохождении кабеля проводится инструктаж с работниками, занятыми работами;

- удаляются технические средства, оборудование, материалы, не используемые для операций по откачке и закачке нефти на 100 м от места производства работ, обвязка вантуза откачки и закачки изображена на рис 3.6 и 3.7;

- выставляется противопожарный пост (не менее одного пожарного автомобиля);

- проверяется готовность вспомогательных трубопроводов для откачки к приему нефти и оформляется разрешение диспетчера ОАО МН на закачку.



Рис. 3.6 Схема обвязки вантуза откачки

При давлении в опорожняемом нефтепроводе, превышающем допустимое давление на входе подпорного насоса, откачка производится основными агрегатами. Подпорные агрегаты должны быть отключены отсекающими задвижками.

При снижении давления в опорожняемом нефтепроводе до допустимого давления на входе подпорного насоса, останавливается перекачка нефти, закрываются приемная и выкидная задвижки и производится переключение откачки нефти с подключением подпорных насосов.

Подпорные насосы должны быть обвязаны непосредственно на “всасывающий” вантуз или через устройства для дооткачки нефти. После включения в схему откачки подпорных насосов и проверки соединений на герметичность возобновляется откачка нефти.



Рис. 3.7 Схема обвязки вантуза закачки

Для предупреждения работы насосных агрегатов в кавитационном режиме, по мере снижения давления и уровня нефти в нефтепроводе, насосные агрегаты следует последовательно выводить из работы;

- остановку агрегатов необходимо проводить в порядке, установленном инструкцией по эксплуатации насосных агрегатов;

- постоянный контроль за показаниями контрольно-измерительных приборов насосного агрегата, соблюдением правил эксплуатации насосных агрегатов, не допуская отклонения параметров работы от установленных заводом-изготовителем;

- не допускать присутствия на месте производства работ лиц, не участвующих в операциях по откачке-закачке нефти;

- не допускать загрязнения рабочей зоны нефтью - при появлении течи в соединениях и узлах обвязки насосных агрегатов, откачка и закачка нефти останавливается, выявленные не плотности устраняются, убирается разлитая нефть и загрязненный грунт, после чего откачка нефти возобновляется.

Во время откачки-закачки нефти контроль производится:

- контролем показаний манометров, установленных на выходе насосных агрегатов и в местах откачки-закачки нефти, величин давлений для соблюдения заданного режима работы нефтепровода и откачивающих агрегатов;

- обеспечением работы насосных агрегатов и предотвращение образования вакуума, открытием вантузов для подачи воздуха в опорожняемый участок нефтепровода;

- при открытии вантуза впуска воздуха должны соблюдаться правила безопасности, приведенные в разделе по охране труда;

- учетом количества откачиваемой нефти по расходомерам, установленным на ПНУ или, при отсутствии расходомеров, расчетным методом по давлению в опорожняемом от нефти трубопроводе;

- диспетчерской службой по количеству нефти, поступившей в приемные резервуары НПС «Бугурусланская»;

После завершения откачки - закачки нефти и остановки насосных агрегатов необходимо:

- закрыть задвижки на вантузах для откачки и закачки нефти;

- опорожнить от нефти трубопроводы обвязки насосных агрегатов;

- демонтировать обратные клапаны (на вантузе закачки) и коллекторы на выкидной и приемной линиях насосных агрегатов, разобрать всасывающие и напорные трубопроводы, оставшуюся в насосах и трубопроводах нефть слить в специально для этого предназначенную емкость;

- отсоединить токоподводящие кабели и намотать их на катушку;

- уложить разобранный трубопровод в пакеты, закрыть патрубки насосов заглушками, погрузить на платформу автомобиля подпорные насосы и закрепить их, погрузить на платформу всасывающие и напорные рукава;

- произвести очистку насосной установки, очистить место производства работ от остатков нефти и загрязненного грунта.

Все работы по уборке остатков нефти и загрязненного грунта выполнить в полном объеме до начала огневых работ (подгонка, сварка и др.) и производить как в период производства работ по откачке нефти, так и после ее завершения.

Вантузы №№ 2125-1 и 2140-1 для подачи воздуха в нефтепровод остаются открытыми до окончания сварочных работ для предотвращения создания избыточного давления воздуха в трубопроводе. При открытых вантузах выставляется наблюдательный пост не менее чем из 2-х человек для наблюдения за уровнем нефти и для предотвращения доступа посторонних лиц.

После окончания работ по откачке-закачке выполнить обустройство вантуза закачки на 160 км нефтепровода «Бавлы-Куйбышев».

Перед началом работ по вырезке дефектного участка необходимо:

- выделить один самосвал под песок для производства работ по зачистке внутренней полости трубопровода и зачистке котлована;

- выделить один бензовоз для организации заправки техники, которая участвует в производстве работ;

- всю спецтехнику (с ДВС), участвующую в производстве работ, оснастить искрогасителями, предварительно проверив их эффективность на форсированных режимах в темное время суток;

- подготовить необходимую аппаратуру для производства дефектоскопического контроля сварных швов в период основных работ;

- обеспечить график работы персонала, занятого на проведении основных работ в ночное время, продолжительностью не более 7 часов;

- обеспечить место производства работ подписанными Технологическими картами сварки.

3.5 Демонтаж катушки

В местах вырезки катушки установить шунтирующие перемычки из медного многожильного кабеля с сечением 16 мм² путём сварки соединительных наконечников с телом трубы. После этого - осуществить вырезку катушки двумя труборезными машинками МРТ, рис.3.8, освободив, предварительно, от изоляционного покрытия участки на расстоянии 600 мм от мест реза. Демонтаж вырезанного участка осуществить автокраном грузоподъемностью не менее 16 тонн.

Рис. 3.8. Схема вырезки участка нефтепровода

3.6 Сварочно-монтажные работы

3.6.1 Установка герметизаторов

Для установки герметезаторов в полость трубопровода9рис 3.9) необходимо:

- через открытые торцы концов трубопровода зачистить внутреннюю поверхность концов трубопровода от парафиновых отложений, песка и грязи на длину не менее 3,5 м;

- произвести установку герметизаторов (рис. 3.9) и смонтировать на них устройства контроля и регулирования давления, (УКРДВ);



Рис. 3.9. Схема установки герметизаторов

- проверить исправность герметизаторов и соответствие норме давления в них - при выявлении неисправностей герметизаторы должны быть заменены;

- выполнить сверления отверстий диаметром 12 мм для контроля состояния внутренней полости освобождённого от нефти трубопровода согласно рис. 3.9.

3.6.2 Технология сварочных работ

В связи с использованием для диагностики трубопроводов магнитных дефектоскопов производственники столкнулись с таким явлением, как остаточная намагниченность труб. При средней и высокой остаточной намагниченности труб сварка стыков трубопроводов сопровождается появлением эффекта «магнитного дутья», что отрицательно сказывается на качестве сварных швов. Для нейтрализации эффекта «магнитного дутья» проводится размагничивание концов труб с помощью прибора ПКНТ, рис. 3.10.

1 - трубопровод; 2, 3, 4 - кабели; 5 - компенсирующий модуль

Рис. 3.10. Схема размагничивания концов труб

После подготовки вновь врезаемой катушки она устанавливается по месту и закрепляется с помощью звенных центраторов.

Перед началом сварочных работ торцы труб необходимо просушить. Сушку производить нагревом до температуры 30 -- 50 °С при температуре воздуха ниже +5 "С и при наличии следов влаги на кромках.

Геометрические размеры сборки свариваемых деталей:

- величина зазоров между свариваемыми деталями, мм . . . . 2,5 ч 3,5;

- величина притупления кромок свариваемых деталей, мм . .. 1,8 ± 0,8;

- величина угла раскрытия кромок, є . . . . . . . . .. . . . . . . .. …. 25 ч 30

Качество сварных швов зависит от правильного выбора основных параметров ведения сварочных работ: величины зазора, марки и диаметра электродов и параметров режима сварки (сила тока, напряжение, полярность). Ручную дуговую сварку следует выполнять электродами с основным покрытием. Сварку нефтепровода производить в соответствии с требованиями [12] по разработанной Технологической карте сварки согласно аттестованной технологии сварки с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности.

При всех видах сварочных работ обязательно проведение следующих мероприятий:

- оформление наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности;

ведение журнала сварочных работ;

оснащённость оборудованием для сварки, сварочными материалами, приборами контроля и средствами пожаротушения.

Производство земляных, очистных и изоляционных работ во время сварки запрещено.

Последовательность операций по подготовке к сварке и в её процессе:

- внутреннюю и наружную неизолированную поверхности труб очистить от земли и других загрязнений;

- осмотреть поверхность и кромки труб;

- устранить шлифованием на наружной поверхности неизолированных торцов труб царапины, риски, задиры глубиной до 3% от нормативной толщины стенки (0,75 мм), но не более минусового допуска на толщину стенки по ТУ или ГОСТ ;

- забоины и задиры фасок глубиной до 5 мм ремонтировать электродами с основным видом покрытия типа Э50А (E7016) Ш 2,5 мм с предварительным подогревом до 100^{+30 0}С;

- зачистить отремонтированные поверхности кромок труб шлифованием, при этом должна быть восстановлена заводская разделка кромок, а толщина стенки трубы не должна быть выведена за пределы минусового допуска;

- вмятины на концах труб глубиной до 36 мм выправить безударным разжимным устройством с обязательным местным подогревом изнутри трубы до 100 - 150 ⁰С независимо от температуры окружающего воздуха;

- в случае повреждения изоляционного покрытия оно должно быть отремонтировано;

- концы труб с забоинами и задирами фасок глубиной более 5 мм или вмятинами с размерами более 36 мм следует обрезать, а образовавшуюся кромку обработать шлифмашинкой с восстановлением заводской формы разделки кромок;

- зачистить до чистого металла прилегающие к кромкам внутреннюю и наружную поверхности трубы на ширину не менее 15мм;

- осуществить сборку труб и катушки на наружных центраторах;

- смещение кромок должно быть равномерно распределено по периметру стыка, максимальная величина распределенного смещения «С» не должна превышать 20% от нормативной толщины стенки , т.е. С= 2,4 мм - для труб с толщиной стенки 12,0 мм;

- величина зазора между стыкуемыми кромками труб должна составлять 2,5 - 3,5 мм - в случае применения электродов Ш3,0 / 3,2 мм;

- осуществить предварительный подогрев до температуры 100^{+30 0}С при температуре окружающего воздуха ниже минус 20 ⁰С;

- в случае сварки с прихватками их следует выполнить равномерно по периметру стыка;

- зачистить прихватки и обработать шлифовальным кругом начальный и конечный участки;

- выполнить сварку корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия;

- тщательно зашлифовать абразивным кругом корневой слой шва;

- осуществить визуальный контроль корневого слоя шва изнутри трубы;

- при необходимости выполнить подварку изнутри трубы;

- выполнить сварку заполняющих и облицовочного слоев шва;

- производить послойную зачистку слоев от шлака и брызг;

- выровнять шлифмашинкой или напильником видимые грубые участки поверхности облицовочного слоя шва и зачистить прилегающую поверхность трубы.



Рис. 3.11. Монтажная схема производства сварочных работ

Далее необходимо выполнить:

- стыковку и подгонку катушки к левому и правому торцам существующего трубопровода;

- сварку стыков Ст.1 и Ст. 2 1220х12 мм (рис 3.12);

Рис. 3.12 Сварка стыка СТ.1 Ду 1200 на 2130,9 км МН «НКК»

- дефектоскопию сварных стыков и выдача письменных Заключений;

- заварку технологических отверстий «чопиками»;

- дефектоскопию сварных швов «чопиков» и выдача письменных Заключений.

На месте проведения сварочных работ и в полости ремонтируемого участка нефтепровода концентрация газов и паров не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию 2100 мг/м³. При обнаружении наличия концентрации газов, превышающей допустимую, огневые и сварочные работы немедленно прекратить.

После проведения сварочных работ все кольцевые стыковые сварные швы и околошовные зоны шириной 50 мм подлежат 100%-ному контролю визуальным, ультразвуковым и радиографическим методами. Ультразвуковым и радиографическим - согласно требованиям табл.4 [6] - вследствие того, что данные стыки являются гарантийными из-за отсутствия гидравлических испытаний после проведения сварочных работ. При положительных результатах контроля выдается письменное Заключение на вновь вводимые сварные соединения.

Далее - изоляция очищенных от изоляции участков трубопровода перед вырезкой участка нефтепровода.

3.6.4 Изоляция сварных стыков

Произвести очистку сваренных стыков и их изоляцию термоусаживающими манжетами типа «ТИАЛ-М» , состоящими из термоусаживающейся полиэтиленовой основы, со слоем термоплавкого двухкомпонентного клея на внутренней стороне, рис 3.13,



Рис. 3.12. Термоусаживаемая полиэтиленовая основа

Работы по проведению изоляции термоусаживающимися материалами сварных стыков стальных трубопроводов с заводским полиэтиленовым покрытием включают в себя следующие операции:

- подготовка необходимого оборудования и приспособлений - зачистная шлифмашинка или пескоструйная установка, прикатывающие валики, ветошь, газовая горелка с газовых баллоном с пропаном;

- очистка зон сварных стыков;

- нагрева зон сварных стыков;

- нанесения праймера;

- нанесение и усадка манжеты;

- центровка и термоусадка муфты с прикаткой ее к изолируемой поверхности;

- контроль качества покрытия в зоне сварных стыков.

Усадку муфты начинают с её середины, нагревая муфту пламенем газовой горелки или разъемными подогревателями. Нагрев ведут с двух диаметрально расположенных сторон трубопровода. Длина пламени горелок должна быть 50-60 см. Пламя горелки должно равномерно подогревать вначале среднюю часть муфты. Для этого горелку нужно держать на расстоянии не ближе 15 см от муфты и, не останавливаясь на одном месте, перемещать ее возвратно-поступательными движениями по периметру муфты до тех пор, пока она не прижмется своей серединой к поверхности сварного шва.

После усадки средней части муфты этот процесс следует продолжать от середины к краям.

Если на муфте образуются гофры, необходимо прекратить нагрев этих мест, а нагревать ровные соседние участки. Для ускорения выравнивания поверхности муфт следует применять прикатывающие ролики из фторопласта. Правильная усадка муфты должна обеспечивать равномерное и плотное обжатие поверхности сварного соединения.

Перед засыпкой трубопровода необходимо проверить сплошность изоляционного покрытия всего ремонтиуемого участка с использованием холидей-детектера ISOTEST 4S,рис.3.13 .Принцип работы прибора основан на электрическом пробое воздушных промежутков между электродом, подключенным к одному из полюсов источника высокого напряжения, и самим трубопроводом, подключенным к другому полюсу, в местах дефектов изоляции. При проверке на сплошность напряжение на электроде устанавливается из условия: на 1 мм сплошности изоляционного покрытия 10кВ напряжения на электроде. Результаты проверки оформляются виде Акта о контроле спошности изоляционного покрытия. При отсутствии дефектов и удолетворительной сплошности разрешается засыпка трубопровода.

Рис. 3.13. Холидей-детектер ISOTEST 4S

3.7 Засыпка трубопровода

Произвести обратное перемещение минерального и плодородного слоёв почвы методами, исключающими снижение его качественных показателей, а также его потерю при перемещении. Осуществить предварительную (грубую) планировку грунта.

По окончании ремонтных работ и проведения рекультивации нарушенных земель направить письменное извещение землепользователю о завершении работ, после чего произвести передачу отведенного участка землепользователю с оформлением Акта сдачи-приёмки земель.

3.8 Пуск и вывод МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» на установленный режим

Перед заполнением опорожненного нефтепровода - ликвидировать вновь врезанный вантуз на 160 км нефтепровода «Бавлы-Куйбышев» приспособлением «ПАКЕР» согласно. Провести технологические переключения вдоль остановленного участка для заполнения нефтью опорожненный участок нефтепровода. В процессе заполнения нефтепровода обеспечить контроль персоналом из двух человек на всех воздушных вантузах участка. После заполнения нефтепровода - заварка технологических отверстий чопиками, пуск и вывод нефтепровода на установленный режим.

Обеспечить визуальный контроль вновь заваренных стыков в течение 12 часов после вывода магистрального нефтепровода на установленный режим. Подключить систему электрохимзащиты на отремонтированном участке.

3.9 Контроль качества и приемка работ

Контроль качество ремонтных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполненных работ требованиям проекта, как в процессе производства работ, так и после их окончания в соответствии [6] и соответствующими пунктами [12] и [31] Входной контроль оборудования, изделий и материалов осуществляется осмотром и проверкой комплектности и соответствия сопроводительной документации.

Операционный и приемочный контроль основных видов строительно-монтажных работ осуществляется следующими методами:

- земляные сооружения - измерительным и визуальным методами;

- сварные соединения - визуальным осмотром, неразрушающими методами контроля сплошности шва: радиографическим и ультразвуковым - 100% всех стыковых сварных швов, ультразвуковым - 100% всех сварных швов приварки вантузов и заварки чопиков;

- защита трубопровода от коррозии - изоляционные работы - визуальным осмотром.

Контроль качества работ осуществляется Заказчиком или независимой организацией, имеющей лицензию Ростехнадзора, независимо от выполнения контроля качества силами монтажной организации.

3.10 Перечень необходимой техники, оборудования и материалов

Количество воды и электроэнергии для производства работ

Для проведения работ по вырезке коррозионной секции необходимы следующие оборудование, техника и материалы, табл. 3.3.

Таблица 3.3 Материалы и техника для кап.ремонта

№	Наименование техники, оборудования, материалов	Кол-во, шт.
1	2	3
	Труба 1220х12 мм	1
	Сферическая заглушка 1220 мм для гидравлических испытаний	2.
	Вантуза Ду150 Ру63 с паспортом	2
	Вантуза Ду 200 Ру63 с паспортом	1
	Герметизатор ГРК-1200	2
	Песок для зачистки трубопровода	40 мі
	Экскаватор УДС 214	1
	Трал с тягачом	1
	Откачивающие агрегаты ПНУ	3
	Бульдозер Б 170	1
	Автокран	1
	Сварочный пост на а/м «КАМАЗ»	1
	Труборез МРТ 325-1420 «Волжанка-2»	2
	Электростанция QAS 14	2
	Водоотливные устройства ГНОМ	2
	Электрическая шлифовальная машинка	1
	Приспособления для подгонки катушек	1
	Комплект для размагничивания ПКНТ	1
	Приспособления для холодной резки	1
	Самосвал	1
	Бензовоз	1
	Трубовоз	1
	Вакуумный нефтесборщик АКН 10	1
	Автобус вахтовый ЗИЛ 131	2
	Прибор для анализа газовоздушной смеси	1
	Пожарная машина	1
	Поддоны для нефти	4
	Жилые вагоны	3

3 10.1 Расчет потребности в воде для нужд капитального ремонта

Суммарный секундный расход воды определяется по формуле:

Q_общ=1,2(Q_пр + Q_хоз)+Q_пож; (л/сек).

Расход воды на производственные нужды:

Таблица 3.4 - расход воды на производственные нужды.

№ п/п	Потребители	Ед. изм.	Всего кол-во	Расход воды литр/час
				на ед.	всего
1	Кран грузоподъёмный	шт.	1	18	18
2	Бульдозер, трактор	шт.	5	20	100
4	Автотранспорт, строймеханизмы	шт.	10	40	400
5	Компрессор	шт.	2	20	40
	Итого:				558

q_n - удельный расход воды на производственные нужды;

К₁= 1,6 - коэффициент неравномерности потребления воды в смену.

Расход воды на хозяйственно-бытовые нужды

Вода на хозяйственно-бытовые нужды расходуется на приготовление пищи, сан. Устройства, питьевые потребности:

N_max- наибольшее число рабочих в см.;

n₁= 20-25 л - норма потребления воды на 1чел/ см;

п₂ = 30л - норма потребления воды для мытья одного человека под душем;

К₁ = 2, К₂ = 1 - коэффициенты неравномерности потребления воды.

Расход воды на противопожарные нужды

Расход воды на противопожарные нужды, принимаем исходя из трехчасовой продолжительности одного пожара. Минимальный расход воды определяется из расчета одновременного действия двух струй из пожарных и по 5л/сек на каждую струю. Расход воды определяется:

Q_пож =5·2 = 10 л/сек.

Суммарный расход воды на составляет (с неучтёнными расходами К=1,2):

Q = 1,2·(Q_пр + Q_хоз) = 1,2(0,037 + 0,3) = 0,4 л/сек;

Всего с противопожарными нуждами: Q_общ =0,4 + 10= 10,4 л/сек.

Диаметр труб временного водопровода составит:

v - скорость течения воды по трубам (для больших D v=1,5-2 м/с). Принимаем диаметр трубы, равный 80 мм.

3. 10.2 Расчет потребности в электроэнергии

Электроснабжение - от передвижной дизельной электростанции ПЭС-100.

1. Суммарная потребность в электроэнергии определяется:

Р_м - общая потребность мощности, кВт;

1,1 - коэффициент, учитывающий потери мощности в сетях;

К₁,К₂К₃, - коэффициенты одновременности, зависящие от вида и числа

потребителей; принимаются 0,6 - 1;

Р_с - силовая мощность, потребляемая строительными машинами, инструментами, механизмами, кВт;

Р_м - потребляемая мощность на технологические нужды, кВт;

Р_он - потребляемая мощность для наружного освещения дорог, проездов, фронта работ, кВт;

cosц- коэффициент мощности, в среднем равный 0,75.

Вывод: Для производства работ требуется 94 кВт энергии ,на противопожарные нужды необходим временный трубопровод, диаметром не менее 82 мм, необходимое количество воды на бытовые нужды 8,64 м³ , на технические нужды 1,07 м³ .

3.11 Отбор проб воздушной среды

Контроль воздушной среды при проведении огневых, газоопасных работ (рис 3.14.)

Запрещается пользоваться газоанализаторами, не прошедшими государственную поверку или с просроченным сроком поверки, не имеющими паспорта и сертификаты.

Рис. 3.14. Схема выполнения измерений концентрации газа в рабочем котловане

К наряду-допуску должна быть приложена схему с указанием мест отбора проб воздушной среды.

Воздушную среду контролировать непосредственно перед началом работ, после каждого перерыва в работе и в течение всего времени выполнения работ с периодичностью, указанной в наряде-допуске, но не реже чем через один час работы, а также по первому требованию работающих.

Первичный контроль воздушной среды провести в присутствии лиц, ответственных за подготовку и проведение работ, текущие замеры - в присутствии ответственного за проведение работ.

При выборе точек контроля учесть место и характер проведения работ, а также метеорологические условия (температуру воздуха, направление и скорость ветра).

Результаты анализа газовоздушной среды сообщить ответственным лицам и занести в наряд-допуск.

Контроль воздушной среды в котловане провести только после очистки траншеи и поверхности трубопровода от остатков нефти и горючих материалов. Воздушную среду контролировать не менее чем в 3-х точках по всей длине котлована плюс 1 точка на каждые 10 м увеличения длины котлована.

Точки контроля воздушной среды в траншее должны находиться не выше 0,5 м от дна и как можно ближе к возможным источникам выделения паров и газов или мест их скопления.

Газоопасные работы в котловане при безогневой резке трубы машинами «МРТ» проводить, если концентрация паров и газов в котловане не превышает ПДВК (2100 мг/м3).

Работы в котловане без СИЗ ОД проводить, если концентрация не превышает ПДК (300 мг/м³).

При проведении огневых работ по вырезке дополнительно проконтролировать воздушную среду по периметру герметизирующего устройства до тех пор, пока участок трубопровода не будет “закрыт” “катушкой”.

Контроль воздушной среды в трубопроводах проводить только после их опорожнения и сброса давления до атмосферного. Воздух во внутренней полости трубопровода проконтролировать у нижней образующей трубы через просверленные отверстия с помощью воздухозаборной трубки, при этом необходимо исключить подсос свежего воздуха закрытием всех непредусмотренных отверстий.

Перед допуском работников к зачистке поверхности трубопровода от остатков нефти и парафина в местах установки тампонов прибором АНТ-2М с использованием штатной удлиненной заборной трубки прибора провести замер концентрации нефтяных паров в полости трубопровода.

Контроль состояния воздушной среды в полости нефтепровода производить у каждого стыка:

- при подгонке деталей - каждые 30 мин.;

- при сварке деталей - после прохода каждого слоя шва, но не реже одного раза в час;

- после каждого перерыва в работе.

Контроль воздушной среды в колодце проводить не ранее чем через 15 мин после открытия крышки и проветривания. Воздух проконтролировать на высоте не выше 0,5 м от дна колодца или поверхности жидкости, находящейся в колодце, способом опускания прибора на веревке или с помощью удлинительной воздухозаборной трубки.

Контроль воздушной среды при газоопасных и огневых работах выполнять работникам, прошедшим специальную подготовку, получившим допуск к выполнению данного вида работ, знающим устройство и правила пользования средствами индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД) и допущенным к работе в противогазах по состоянию здоровья, а также знающим характер действия вредных веществ на организм человека и умеющим оказывать первую доврачебную помощь.

Лицо, проводящее анализ воздушной среды должно быть в спецодежде, удовлетворяющей требованиям взрывобезопасности, и иметь при себе фильтрующий противогаз.

Для контроля воздушной среды в газоопасных местах использовать только взрывозащищенные приборы. Включать и выключать приборы следует за пределами опасной зоны.

Контроль воздушной среды в особо опасных зонах (емкостях, колодцах, траншеях и др.) необходимо проводить в СИЗОД изолирующего типа в присутствии наблюдающего (дублера).

При необходимости контроля воздушной среды в темное время суток, неблагоприятных погодных условиях, ухудшающих рассеивание паров и газов, а также в условиях недостаточной видимости (туман, снегопад, сильный дождь и др.) лицо, проводящее анализ воздуха, должно иметь при себе взрывобезопасный ручной светильник напряжением, не более 12 В и работать с наблюдающим (дублером).

В процессе выполнения работ по установке герметизаторов в нефтепровод не реже, чем через каждый час необходимо контролировать уровень загазованности воздушной среды в ремонтном котловане. Содержание паров нефти и газа не должно превышать ПДК (300 мг/м³). При уровне концентрации паров углеводородов нефти свыше 300 мг/м³ работы необходимо выполнять в шланговых противогазах (ПШ-1, ПШ-2). Анализ воздушной среды проводить также после каждого перерыва и в случае, если у работающего возникнет подозрение на появление газов и паров нефти на рабочем месте.

В случае превышения содержания паров углеводородов нефти в рабочей зоне величины 2100 мг/м³ (ПДВК), работы прекратить и персонал вывести из котлована, работы возобновить только после устранения опасных условий. Ремонтный котлован проветрить или провентилировать переносным вентилятором во взрывозащищенном исполнении, а затем взять пробу воздуха. До установления и устранения причин загазованности ремонтный персонал обязан покинуть опасную зону - котлован.

После установки герметизаторов в трубопроводе провести анализ воздуха на содержание горючих газов и паров.

При обнаружении утечки газов и паров нефти необходимо:

- ремонтному персоналу до установления и устранения причин загазованности немедленно покинуть опасную зону;

- приостановить все работы;

- известить непосредственного руководителя о возникновении пожароопасной ситуации;

- обозначить загазованную зону знаками безопасности с учетом направления ветра;

- выставить посты вокруг зоны утечки газов, паров нефти;

- принять меры по устранению загазованности.

Ремонтные работы могут быть возобновлены только после устранения причин загазованности и утечки.

Запрещается применение герметизаторов «КАЙМАН» и ГРК, не оборудованных выводом из трубопровода штуцера с манометром для контроля давления

Примечание: данное количество техники является ориентировочным и может меняться в зависимости от реальной обстановки.

4. Экономическое обоснование проекта по капитальному ремонту трубопровода

4.1 Обоснование экономической целесообразности капитального МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» Ду1200 по вырезке дефектов на 2130,9 км

Надежность, экономичность и экологичность объектов магистральных трубопроводов напрямую зависят от состояния основных производственных фондов системы, поэтому на современном этапе весьма актуальны работы по их модернизации (реконструкции) и капитальному ремонту.

В отличие от ремонта реконструкция (для зданий) или модернизация (для остальных объектов основных средств) -- это всегда изменение или улучшение качества объекта, расширение или изменение возможностей его использования. Модернизация представляет собой техническое усовершенствование основных фондов с целью устранения морального износа и повышения технико-экономических показателей до уровня новейшего оборудования. По степени обновления различают частичную и комплексную модернизацию (коренная переделка).

По способам и задачам проведения различают модернизацию типовую и целевую. Типовая модернизация -- это массовые однотипные изменения в серийных конструкциях; целевая -- усовершенствования, связанные с потребностями конкретного производства.

О проведении модернизации можно говорить в том случае, если в объекте основных средств , например, произведена замена исправных комплектующих на более мощные, совершенные. То есть изначально отсутствует дефект объекта, наличием которого вызвана необходимость проведения тех или иных работ. Именно поэтому модернизация (реконструкция) объекта основных средств рассматривается в налоговом учете Российской Федерации как капитальные вложения в основной капитал предприятия, которые изменяют его первоначальную (восстановительную) стоимость. (Статья 257 Налогового Кодекса Российской Федерации (НК РФ). 2. Первоначальная стоимость [объектов основных средств]... изменяется в случаях... реконструкции, модернизации... К работам по... модернизации относятся работы, вызванные изменением технологического или служебного назначения [объектов основных средств... повышенными нагрузками и (или) другими новыми качествами. ...к реконструкции относится переустройство существующих объектов [основных средств]... связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей...).

На предприятиях ТЭК РФ различают три вида ремонта- восстановительный, текущий и капитальный:

Восстановительный ремонт -- это особый вид ремонта, вызываемый различными обстоятельствами: стихийными бедствиями (наводнение, пожар, землетрясение), военными разрушениями , длительным бездействием основных фондов. Восстановительный ремонт осуществляется за счет специальных средств государства.

Текущий ремонт -- это мелкий ремонт, он производится в процессе функционирования объектов основных фондов, как правило, без длительного перерыва процесса производства. При текущем ремонте заменяются отдельные детали и узлы, осуществляются определенные работы и другие мероприятия.

Капитальный ремонт -- это существенный ремонт объектов основных производственных фондов, он связан с полной разборкой оборудования, заменой всех изношенных деталей и узлов. После капитального ремонта технические параметры оборудования должны приблизиться к первоначальным.

При этом расходы на ремонт основных средств, если налогоплательщиком не создавался соответствующий резерв, рассматриваются как прочие расходы и учитываются в текущем периоде. (Статья 260 НК РФ . 1. Расходы на ремонт [объектов основных средств]... рассматриваются как прочие расходы и признаются... в том отчетном (налоговом) периоде, в котором они были осуществлены, в размере фактических затрат).

При этом организации достаточно часто не могут определить, как именно квалифицировать те или иные проведенные работы: как ремонт или как модернизацию основных средств. На этот вопрос поможет ответить такой документ, как дефектная ведомость. Кстати, составление такого документа предусмотрено, например, для принятия решения о создании резерва расходов на ремонт объектов основных средств для целей бухгалтерского учета. (Статья 324 НК РФ. 2. ...если налогоплательщик создает резерв предстоящих расходов на ремонт [объектов основных средств]... сумма фактически осуществленных затрат на проведение ремонта списывается за счет средств указанного резерва.

Методические указания по бухгалтерскому учету основных средств, утв. Приказом Минфина России от 13.10.2003 № 91н . 69. Для принятия решения об образовании резерва расходов на ремонт [объектов основных средств].., используются документы, подтверждающие правильность определения ежемесячных отчислений, как, например, дефектные ведомости (обосновывающие необходимость проведения ремонтных работ).

Дефектная ведомость составляется перед любым ремонтом основных средств. В ней указывается, какие дефекты выявлены при осмотре объекта основных средств и какие работы должны быть проведены для устранения этих дефектов. Именно дефектная ведомость подтверждает факт проведения ремонта, а не модернизации. Если организацией была составлена дефектная ведомость, в которой указано, что произошла определенная поломка, то замена неисправных деталей будет рассматриваться как ремонт.

В этом случае в дефектной ведомости указывается, что при осмотре объекта основного капитала выявлена неисправность определенной детали. А к дефектной ведомости прикладывается документ (например, служебная записка), доказывающий, что детали с идентичными характеристиками больше не производятся, поэтому для восстановления исправности объекта основных средств будет произведена установка аналогичной детали, но с лучшими эксплуатационными характеристиками. Унифицированная форма дефектной ведомости не утверждалась. Поэтому этот документ создается организацией самостоятельно. При модернизации дефектная ведомость не составляется, так как нет неисправности объекта, есть нормально функционирующий объект, просто его эксплуатационные характеристики не устраивают организацию.

Таким образом, все расходы, связанные с ремонтом основных производственных фондов (кроме восстановительного), включаются в состав текущих (эксплуатационных) затрат на производство и реализацию продукции (работ, услуг). При образовании резерва расходов на ремонт основных средств в затраты на производство включается сумма отчислений, исчисленная исходя из годовой сметной стоимости ремонта. Ремонт и содержание объектов основных фондов непроизводственного назначения осуществляются за счет чистой прибыли предприятия (прибыли после налогообложения).

Прежде чем приступать к капитальному ремонту, необходимо тщательно проанализировать в экономическом плане, что более выгодно -- капитальный ремонт или приобретение новой техники. Известно, что затраты на капитальный ремонт очень значительны и сопоставимы с затратами на приобретение новой техники, а иногда и больше. Естественно, в этом случае необходимо отдавать предпочтение новой технике. Особенно экономически невыгодно проводить второй и третий капитальный ремонт.

Капитальный ремонт не устраняет моральный износ, поэтому экономически целесообразно капитальный ремонт проводить совместно с модернизацией. Но и здесь необходимо просчитать, что более выгодно для предприятия -- капитальный ремонт совместно с модернизацией или приобретение новой техники. Система планово-предупредительных ремонтов (ППР) линейной части магистральных газо, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов включает техническое обслуживание и плановые ремонты. В свою очередь, в техническое обслуживание входят технические осмотры и собственно технического обслуживания линейной части магистральных газо, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

Технические осмотры линейной части магистральных газо, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов включают:

- патрулирование трассы, т.е. визуальное наблюдение с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности магистральных газо, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов или безопасности окружающей среды;

- регулярные осмотры и обследования всех сооружений с применением технических средств, с целью определения их технического состояния.

В зависимости от особенностей эксплуатируемого трубопровода, степени повреждений трассы и объектов на линейной части, износа трубопроводных систем и трудоемкости ремонтных работ различают следующие виды плановых ремонтов: текущий и капитальный.

Текущий ремонт выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений системы магистральных трубопроводов и представляет собой замену и (или) восстановление отдельных частей его оборудования.

Капитальный ремонт выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса линейной части, оборудования и сооружений с заменой или восстановлением любых составных его частей, включая базовые. Текущий ремонт сооружений линейной части выполняется, как правило, совместно с техническим обслуживанием по утвержденному графику .

Капитальный ремонт является плановым ремонтом и должен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разработанным проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию. Кроме того, организация, выполняющая ремонт, разрабатывает проект производства работ, который утверждается руководством эксплуатирующей организации . Техническое задание на ремонт объектов магистральных трубопроводов должно предусматривать достижение тех же показателей, которые были у вновь построенного трубопровода (рабочее давление, пропуская способность и т.д.).

Капитальный ремонт нефтепроводов по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды:

- с заменой трубы ;

- с заменой изоляционного покрытия ;

- выборочный.

Ремонт с заменой трубы производится следующими способами:

1) путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего;

2) путем укладки в отдельную траншею, в пределах существующего технического коридора коммуникаций, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем заменяемого;

3) путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.

Содержание, последовательность и технология выполнения работ при капитальном ремонте с заменой трубы во многом совпадают с технологией выполнения работ при сооружении трубопровода.

Ремонт с устранением дефектов трубы, сварных швов и заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт с заменой изоляции) может производится без остановки перекачки нефти при давлении не более 2,5 МПа следующими способами:

1) с подъемом трубопровода в траншее для нефтепроводов диаметрами от 219 до 720 мм;

2) с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки в траншее для нефтепроводов диаметрами от 219 до 720 мм;

3) без подъема трубопровода с сохранением его положения для нефтепроводов диаметром от 820 до 1220 мм.

Таким образом регламентами проведения капитальных ремонтов объектов магистрального трубопроводного транспорта в основном предусматривается последовательность и технология выполнения работ как и при сооружении новых трубопровода. Техническое задание на ремонт объектов магистральных трубопроводов должно предусматривать достижение тех же показателей, которые были у вновь построенного трубопровода (диаметр, толщина стенки трубы, рабочее давление, пропуская способность и т.д.).

Поэтому с целью проведения количественной оценки эффективности проекта капитального ремонта объектов системы магистральных трубопроводов необходимо исходить из того, что вероятность появления аварийных ситуаций на капитально отремонтированном объекте снижается. Ожидаемая эффективность может быть получена за счет снижения вероятности возникновения аварии и ущерба наносимого в результате аварии и кроме того будут сокращены потери от снижения упущенной выгоды (потери доходов от временной приостановки транспортировки нефти, нефтепродуктов, газа ).

Структура ущерба от аварии на опасных производственных объектах системы магистральных трубопроводов, как правило, включает:

- прямые финансовые потери компании (организации), эксплуатирующей опасный производственный объект (потери основных фондов; потери товарно-материальных ценностей; потери имущества третьих лиц) ;

- расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии ;

- социально-экономические потери (потери от гибели персонала; потери от травмирования персонала; потери от гибели третьих лиц; потери от травмирования третьих лиц);

- косвенный ущерб (заработная плата и условно-постоянные расходы за время простоя; недополученная прибыль в результате простоя; убытки от уплаты штрафов, пени и т.п.; недополученная прибыль третьих лиц)

- экологический ущерб (ущерб от загрязнения атмосферы; ущерб от загрязнения водных ресурсов; ущерб от загрязнения почвы; ущерб от загрязнения территории обломками; ущерб от уничтожения биологических ресурсов).

Предлагается в дополнении к обоснованию общей величине возможного ущерба от аварии на данном объекте рассчитывать условный период возмещения затрат проекта капитальный ремонта объекта, исходя из того, что вероятность появления аварийных ситуаций на капитально отремонтированном объекте снижается и ожидаемая эффективность может быть получена за счет снижения потенциального ущерба наносимого в результате аварии.

По результатам проведенного исследования сделаны следующие выводы:

- проведенный анализ позволил получить общеизвестную и весьма удручающую картину критического технического состояния значительной части объектов системы магистральных трубопроводов - идет быстрый процесс старения объектов основных производственных средств ;

- надежность, безопасность, экологичность и прибыльность функционирования системы магистральных нефтепроводов напрямую зависят от состояния основных фондов , поэтому на современном этапе весьма актуальны работы по их модернизации (реконструкции) и капитальному ремонту ;

- затраты на модернизацию (реконструкцию) объекта основных средств рассматривается в налоговом учете РФ как капитальные вложения в основной капитал предприятия, которые изменяют его первоначальную стоимость, увеличивают налогооблагаемую базу на имущество компании. Технико-экономическое обоснование таких тем дипломных проектов должны проводится с использование динамических методов оценки коммерческой эффективности инвестиционных проектов на основе принципов методологии ЮНИДО ООН ;

- при модернизации (реконструкции) дефектная ведомость не составляется, так как нет неисправности объекта, есть нормально функционирующий объект, просто его эксплуатационные характеристики не устраивают организацию. Данный фактор может служить критерием отличия проекта модернизации (реконструкции) от капитального ремонта. Именно дефектная ведомость подтверждает факт проведения ремонта, а не модернизации. Если организацией была составлена дефектная ведомость, в которой указано, что произошла определенная поломка, то замена неисправных деталей будет рассматриваться как ремонт ;

- в условиях ограниченности реальных инвестиций компании увеличивают работы по проведению капитальных ремонтов объектов основных производственных фондов ;

- ремонт и содержание объектов основных фондов непроизводственного назначения осуществляются за счет чистой прибыли предприятия (прибыли после налогообложения). Все расходы, связанные с ремонтом основных производственных фондов (кроме восстановительного), включаются в состав текущих (эксплуатационных) затрат на производство и реализацию продукции (выполнения работ, оказания услуг) ;

- капитальный ремонт объектов системы магистральных трубопроводов является плановым ремонтом и должен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разработанным проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию. Кроме того, организация, выполняющая ремонт, разрабатывает проект производства работ, который утверждается руководством эксплуатирующей организации. Техническое задание на ремонт должно предусматривать достижение тех же показателей, которые были у вновь построенного трубопровода (рабочее давление, пропуская способность и т.д.);

- по результатам проведенного исследования предложено рассчитывать условный период возмещения затрат проекта капитальный ремонта объекта, исходя из того, что вероятность появления аварийных ситуаций на капитально отремонтированном объекте снижается. Ожидаемая эффективность может быть получена за счет снижения потенциального ущерба наносимого в результате аварии и кроме того будут сокращены потери от снижения упущенной выгоды (потери прибыли от временной приостановки транспортировки нефти, нефтепродуктов, газа ) ;

- для проведения оценки технико-экономической целесообразности дипломного проекта капитального ремонта объекта магистрального трубопроводного транспорта нефти с учетом особенностей налогового законодательства РФ рекомендованы следующие расчетные этапы:

1. Обоснование сметных проектных затрат на проведение капитального ремонта объекта;

2. Расчет возможной величины общего ущерба от аварии на проектном объекте;

3. Обоснование среднегодовой величины эффективности (величины среднегодового сокращения потенциального (возможного) ущерба ) проекта капитального ремонта объекта;

4. Расчет условной величины периода возмещения сметных затрат на проведение капитального ремонта объекта.

В экономической части данной квалификационной работы «Капитальный ремонт с вырезкой дефекта на 2130,9 км участка МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев проведен анализ количественной оценки косвенной эффективности капитального ремонта магистрального нефтепровода. Вероятность появления аварийных ситуаций на капитально отремонтированном участке снижается. Ожидаемая эффективность может быть получена за счет снижения ущерба, наносимого в результате аварии, кроме того, будут сокращаться потери от снижения упущенной выгоды (потеря доходов от временной приостановки транспортировки нефти).

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода, газопровода) - это комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого нефтепровода до проектных характеристик с учётом требований действующих нормативных документов. Капитальный ремонт нефтепроводов, как правило, должен производиться после устранения выявленных в результате диагностики опасных дефектов. Потенциально опасные дефекты устраняются в процессе капитального ремонта.

Капитально отремонтированные объекты трубопроводной сети обладают повышенной эксплуатационной надёжностью, что снижает вероятность возникновения аварийных ситуаций. В дипломном проекте рассмотрены мероприятия по вырезке дефектов с рискам , проведением капитального ремонта с заменой дефектной секции МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» Ду1200.

Цель работ по капитальному ремонту - увеличение надёжности эксплуатации нефтепровода. Нефтепроводы МН «Нижневартовск-Курган-Куйбышев», качества. Кроме того, имеющиеся на пути нефтепроводов пересечения с линиями введенные в эксплуатацию до 1970 года, строились, в основном, без активной защиты от коррозии, а пассивная защита представляла собой битумную изоляцию низкого электропередач и электрофицированными железными дорогами приводят к воздействию на наружную поверхность трубопроводов блуждающих токов, уносящих с неё значительную часть металла. Кроме того, в процессе строительства из-за нарушения технологии производства работ было внесено значительное количество поверхностных дефектов, которые выявляются при пропусках по нефтепроводу внутритрубных инспекционных снарядов. Так при пропуске магнитного дефектоскопа типа MFL на данном участке было выявлен дефект , который являются концентраторами напряжения и способствуют образованию трещин в стенке трубы. Это уменьшает эксплуатационную надёжность нефтепровода на данном участке и, следовательно, вопрос капитального ремонта магистрального нефтепровода.

...