Технология капитального ремонта подводного перехода нефтепровода «Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск» на участке 1289 км-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работа

технология капитального ремонта подводного перехода нефтепровода «Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск» на участке 1289 км-Оборудование транспорта и хранения нефти и газа-Курсовая работа-Дипломная работа
ВВЕДЕНИЕ

Проблема обеспечения эффектной и бесперебойной работы трубопроводного транспорта является постоянно актуальной задачей. На магистральных нефтепроводах России впервые в мире проблему с дефектами пришлось решать на стадии эксплуатации, на действующих нефтепроводах, причем, решать в сжатые сроки и, не снижая объемов перекачки. Эта проблема была решена в результате широкомасштабного внедрения внутритрубной диагностики, перехода от сплошного капитального ремонта с заменой труб к выборочному ремонту по фактическому техническому состоянию.
В настоящее время возраст более половины магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (от их общей протяженности) превышает 25 лет. В процессе длительной эксплуатации в металле труб и сварных швах происходит накопление коррозионных и усталостных повреждений, также присутствуют недопустимые конструктивные элементы, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*. Для обеспечения надежной работы нефтепроводов необходимо восстановление несущей способности дефектных участков путем проведения своевременного ремонта с использованием методов выборочного ремонта дефектов на основе постоянных ремонтных конструкций, восстанавливающих прочность дефектного участка до уровня бездефектной трубы на срок не менее 30 лет.
Немаловажная роль в решении проблемы эффективности устранения дефектов выборочным ремонтом принадлежит усовершенствованию существующих и созданию новых высокопроизводительных, надежных и безопасных методов производства работ при выборочном ремонте дефектов магистральных нефтепроводов, позволяющих выполнить виды работ без остановки перекачки нефтепродукта.
В настоящее время состояние различных участков трубопроводов допускает проводить только капитальный ремонт, вследствие большой протяженности дефектных участков.
В данном дипломном проекте рассматривается технология капитального ремонта подводного перехода нефтепровода «Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск» на участке 1289 км. Проектом предусматривается сооружение нового трубопровода диаметром 1220 мм на участке подводного перехода нефтепровода УБКУА взамен старого нефтепровода в связи с наличием дефектов металла труб. Также рассмотрены типовые технологии выборочного ремонта подводных переходов магистральных нефтепроводов, выбор метода ремонта.
В разделе контрольно - измерительные приборы и автоматика рассмотрены приборы: газоанализатор «СТХ-5А»; дефектоскоп «РАП-160-6П У2»; устройства контроля степени и качества очистки «УКСО-1» и «ОКО».
В разделе безопасность и экологичность дан анализ опасным и вредным производственным факторам, возникающим, при производстве работ и изложены требования безопасности.
В экономической части составлен расчёт платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и за размещение отходов, оценка величины экологического ущерба.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Основание для проектирования

Данный раздел дипломного проекта выполнен на основании:
• проектных решений и рабочих чертежей;
• действующей нормативно-технической документации;
• исходных данных, предоставленных Челябинским НУ;
• технических условий главного управления дорожного хозяйства Челябинской области;
• отчёт по топографо-геодезическим изысканиям 4662669-02-063 «Капитальный ремонт подводного перехода нефтепровода УБКУА через р. Куваш на 1289 км», том I, «Башгипроводхоз», 2002;
• отчёт по гидрологическим изысканиям 4662669-02026 «Капитальный ремонт подводного перехода нефтепровода УБКУА через р. Куваш на 1289 км», том II, «Башгипроводхоз», 2002;
• технический отчет по геологическим изысканиям 29138-01-У-И «Капитальный ремонт подводного перехода нефтепровода УБКУА через р. Куваш на 1289 км», «Уфагипротрубопровод», 2002.







1.2 Краткая характеристика объекта и условия производства
работ

В административном отношении рассматриваемый участок расположен в Саткинском районе Челябинской области в 1 км северо-восточнее с. Куваши. Участок нефтепровода эксплуатируется Челябинским НУ ОАО «Уралсибнефтепровод».
Проектируемая трасса замены нефтепровода расположена в долине реки Куваш (несудоходной и несплавной, является притоком р. Ай), у которой продольный профиль с относительно равномерным уклоном русла. Поперечный профиль долины характеризуется пологим левобережным заболоченным склоном и крутым правобережным.
Пойма реки заболочена и покрыта влаголюбивой растительностью. Ширина поймы около 300 м, русла около 25 м (ширина зеркала воды в проектном створе перехода 18 м) глубина реки в среднем 0,5 м, высота поймы над урезом около 0,8-1,4 м. Абсолютные отметки поверхности изменяются в пределах от 363,6 до 364,5 м в русле реки, в пределах поймы 366,9 - 368 м и до 391 - 393 м на склонах.
В геологическом отношении участок работ сложен торфом средне и сильно разложившимся, суглинком мягко и тугопластичным, щебенисто - дресвяным грунтом (полотно автодороги), доломит и сланец (крутой склон) и гравийно-галечниковый грунт (русло реки). Почвенно-растительный слой развит западнее автодороги мощностью 0,2 м.
Подземные воды вскрыты повсеместно в пределах поймы и водораздельных склонов долины реки Куваш. Глубина залегания зеркала грунтовых вод на пойме и пологом склоне от 0,2 до 3 м (заболоченные участки), а на крутом правобережном склоне - 12 м и более. В период весенних паводков пойма долины затапливается полностью, в связи, с чем уровень грунтовых вод поднимается до поверхности и сливается с уровнем поверхностных вод реки Куваш [5].
Трасса существующего нефтепровода УБКУА расположена в существующем техническом коридоре магистральных нефтепроводов ТОН - I (Ду 500 мм), ТОН - II (Ду 700мм), НКК (Ду 1200 мм), и проложена из труб диаметром 1220х12 мм. Рабочее давление в трубопроводе на выкиде НПС «Ленинск» - 4,5 МПа. Минимальная температура эксплуатации - плюс 4°С, максимальная - плюс 21°С.
Общая протяженность проектируемого участка составляет 995 м, демонтируемого - 992 м.
Особенностью условий производства работ на данном участке является следующее:
• сооружение перехода через автодорогу Куваш - Тундуш закрытым способом - горизонтальным бурением;
• наличие заболоченных участков со слабой несущей способностью грунта, требующих разработку траншей со сланей и прокладку лежневых дорог;
• балластировка нефтепровода против всплытия на переходах через заболоченные участки и реку Куваш;
• наличие пересечений с подземными (1шт.) и надземными коммуникациями (1шт.);
• наличие твердых грунтов разрабатываемых с предварительным механическим рыхлением при помощи навесного оборудования экскаваторов [7].



1.3 Краткая характеристика природных условий района
расположения объекта
1.3.1 Климатическая характеристика

Территория работ расположена в зоне континентального климата с ветреной и малоснежной морозной зимой и сравнительно жарким летом. Основные климатические характеристики определяются влиянием общих и местных факторов: солнечной радиации, циркуляции атмосферы, подстилающей поверхности.
Ветровой режим. В течение всего года в данном районе преобладают западные и юго-западные ветры. Средняя годовая скорость ветра составляет 1,8 м/с. Средние месячные скорости ветра изменяются в пределах 1,4 - 2,2 м/с. Наименьшие скорости ветра наблюдаются в августе.
Температура воздуха. Средняя годовая температура воздуха составляет 0,3оС. Наиболее холодным месяцем в году является январь со среднемесячной температурой воздуха минус 16,1оС. В отдельные годы температура воздуха зимой может понижаться до минус 49оС. Средняя месячная температура июля, самого теплого месяца, составляет 16,1оС. Самая высокая из наблюдаемых температур в июле составила 38оС.
Устойчивый переход среднесуточной температуры через 0оС осенью происходит 20 октября, весной – 9 апреля. Безморозный период составляет в среднем 81 день.
Температура почвы. Температура почвы связана с температурой воздуха. Средняя годовая температура поверхности почвы равна 2оС. Наименьшая в году температура на поверхности почвы наблюдается в январе (минус 18оС), наибольшая - в июле (21оС).
Осадки и снежный покров. Многолетняя средняя сумма осадков составляет 635 мм. Распределение их в течение года неравномерно. На теплый период года приходится 78 % годовой суммы осадков, на холодный период - 22 %.
Снежный покров обычно появляется в начале второй декады октября. Устойчивый снежный покров образуется в среднем в конце первой пятидневки ноября, а разрушается - в конце первой пятидневки апреля. Устойчивый снежный покров наблюдается обычно 164 дня. Максимальная высота снежного покрова составляет 77 см, средняя - 59 см, минимальная - 33 см.
Климатическая характеристика района работ составлена по данным многолетних наблюдений на метеостанциях Златоуст, Тундуш, Бердяуш, Челябинск, Миассов Кордон [5].

1.3.2 Геоморфологическая характеристика

Территория проектируемой трассы расположена в северной части Южного Урала в межгорной впадине хребтов Магнитный и Жука-Тау.
В геоморфологическом отношении проектируемая трасса замены нефтепровода расположена в долине горной реки Куваш, притока реки Ай бассейна р. Уфы. Река Куваш в месте пересечения ее трассой протекает в северо-восточном направлении. Поперечный профиль долины характеризуется асимметричной формой с левобережным пологим, заболоченным склоном и крутым правобережным.
Долина реки на участке нефтепровода трапециидальной формы, шириной порядка 1,2 км. Склоны долины крутые, сложены преимущественно скальными породами, перекрытыми сверху продуктами выветривания. В верхней части склоны долины залесены (сосна, береза), в нижней части преобладают открытые участки, заросшие луговой растительностью.
Пойма реки в районе перехода нефтепровода двухсторонняя, шириной около 500 м, сложена черным среднеразложившимся торфом, залегающим на гравийно-галечниковых отложениях с включениями крупной гальки и валунов. Правобережная пойма преимущественно луговая, левобережная – заросшая ольхой, местами заболочена.
Берега реки в районе перехода невысокие, пологие, заросшие до меженного уреза ольхой. Исключением является правобережный склон в районе существующей нитки, который покрыт луговой растительностью. Береговые склоны сложены среднеразложившимся торфом и глиной заторфованной, которые залегают на гравийно-галечниковых отложениях.
В створе нефтепровода следов деформации береговых склонов не наблюдается. Лишь в 250 м выше существующей нитки нефтепровода отмечено незначительное обрушение меженного правого берега.
Дно реки сложено крупнообломочным материалом различной степени окатанности (галька, гравий) с примесью крупнозернистого песка. Местами встречаются крупные валуны. Преимущественно донные отложения р. Куваш представлены галькой диаметром 40 мм.
Русло реки в прибрежной части на отдельных участках засорено корягами, ветками.
Примерно в 800 м выше по течению от перехода нефтепровода расположен автомобильный двухпролетный железобетонный мост [5].


1.3.3 Геологическое строение и гидрогеологические условия

В геологическом строении участка принимают участие отложения четвертичной системы и протерозоя.
Сводный геолого-литологический разрез (сверху – вниз) следующий:
• насыпной слой - щебенисто-дресвяный грунт материнских пород, с глинистым заполнителем до 20%. Мощность 0,5 м - 1,5 м;
• почвенно-растительный слой, встречен в западной части участка. Мощность слоя 0,2 м;
• торф – черный, средне и сильно разложившийся, насыщенный водой, вскрыт в пределах поймы р. Куваш и левобережном пологом склоне ее долины, мощность торфов составляет 0,4 - 2,8 м;
• суглинок (глина) - серый, темно-серый, мягко- текучепластичный, илистый, с включением растительных остатков до 10 %, иногда с прослоями песка, включением редкого гравия и гальки. Вскрыт в основном на левом пологом склоне долины р. Куваш и частично, в ее пойме под торфами. Мощность заиленных глинистых грунтов составляет 0,4 - 1,7 м в пойме реки и до 5,3 м на склоне;
• гравийно-галечниковые аллювиальные отложения - серые, зеленовато-серые, различного состава, слабо окатанные, насыщенные водой. Гранулометрический состав: галька средняя- 40 - 45 %, валуны мелкие - до 10 %, песчано-глинистый заполнитель - 25 - 45 %. Встречаются отдельные прослои и линзы песка. Залегают в пойме р. Куваш относительно выдержанным слоем мощностью 2,6 - 5,2 м, а в русле реки и на отдельных участках поймы залегают с поверхности;
• суглинок (глина) - коричневый, твердой, полутвердой и тугопластичной консистенции, местами с включением дресвы и щебня до 30 %. Вскрывается в пределах поймы р. Куваш и на ее левом берегу, на глубине 3,0 - 7,2 м, вскрытая мощность составила 1,0 - 7,9 м;
• песок - серый, зеленовато-серый, кварцевый, средней крупности, плотный, насыщенный водой. Вскрыт на левобережной части поймы, вскрытая мощность составляет 4,0 - 6,2 м;
• доломит - серый, темно-серый, слоистый, с падением слоев на юго-восток, очень крепкий, окремненный, интенсивно трещиноватый, с кварцевыми прожилками. Слагает доломит правый (восточный) крутой склон долины р. Куваш, имеет частые скальные выходы на поверхность вдоль склона. Максимальная вскрытая мощность составляет 15 м;
• сланец - хлорито-серицитовый, зеленовато-серый до темно-серого, тонкослоистый, очень крепкий, интенсивно трещиноватый, крутопадающий на юго-восток. Вскрыт сланец в пределах поймы р. Куваш и пологого левого склона ее долины. Максимальная вскрытая мощность составляет 12,5 - 16,5 м.
Подземные воды на участке вскрыты повсеместно в пределах поймы и водораздельных склонов долины р. Куваш. В период весенних паводков пойма долины затапливается полностью, в связи, с чем уровень грунтовых вод поднимается до поверхности и сливается с уровнем поверхностных вод р. Куваш.
По химическому составу грунтовые воды гидрокарбонатные кальциевые, магниево-кальциевые, кальциево-магниевые, кальциево-натриево-магниевые с минерализацией менее 0.5 г/л.
Коррозионная активность грунтов по отношению к черным металлам высокая [5].