Введение 7
1 Обоснования для проведения технического перевооружения перехода
магистрального нефтепровода 9
2 Общая характеристика участка производства работ 10
2.1 Гидрометеорологические условия, геологическая характеристика 10
2.1.1 Климатическая характеристика 10
2.1.2 Инженерно-геологическая характеристика 13
2.1.3 Специфические грунты 14
2.2 Гидрологическая характеристика 15
2.3 Участок производства работ 16
2.3.1 Опасные геологические процессы 16
3 Основные сведения о линейном объекте 19
3.1 Характеристика строений и сооружений, проектируемых в составе
линейного объекта 19
3.2 Сведения о размерах земельных участков, временно отводимых на
период капитального ремонта 20
3.2.1 Постоянный и временный отвод земельных участков 20
3.2.2 Устройство временных переездов и объездов 21
3.3 Сведения о местах размещения баз материально-технического
обеспечения 22
3.3.1 Сведения о местах расположения баз материально-технического
обеспечения (МТО) 22
3.3.2 Сведения о местах вывоза отходов строительства 23
3.3.3 Место проживания персонала, участвующего в строительстве 23
3.3.4 Организация связи на период строительства 23
3.4 Обоснование потребности в основных строительных машинах,
механизмах, транспортных средств, воде, горюче-смазочные материалы (ГСМ) и временных зданиях и сооружениях 24
3.4.1 Потребность в основных строительных машинах и механизмах 24
3.4.2 Потребность в электроэнергии 29
3.4.3 Водопотребление на хозяйственно-питьевые нужды, бытовое
водоотведение 30
3.4.4 Потребность в ГСМ 32
4 Технологическая часть 33
4.1 Порядок производства и виды работ 33
4.2 Земляные работы 34
4.3 Сварочные и монтажные работы 38
4.3.1 Перечень и последовательность операций сборки и сварки 43
4.4 Укладка участков нефтепровода 48
4.5 Изоляционные работы и балластировка трубопровода 52
4.5.1 Изоляция сварных стыков, деталей трубопровода 52
4.5.2 Балластировка трубопровода 54
4.6 Ликвидация технологических разрывов 55
4.7 Электрохимическая защита от коррозии 57
4.8 Очистка полости, гидравлическое испытание 58
4.9 Приемка и ввод в эксплуатацию трубопровода 69
5 Расчетная часть 72
5.1 Проверка прочности и деформации нефтепровода 72
5.2 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном
направлении 74
5.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе 79
6 Безопасность и экологичность 87
6.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных
факторов при проведении работ 87
6.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению
безопасности работ 88
6.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудования 89
6.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 90
6.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 91
6.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 92
6.7 Экологичность проекта 94
7 Экономический расчет 96
Заключение 103
Список использованных источников 104
ОАО «Транссибнефть» и входящее в его состав КРНУ (Красноярское нефтепроводное управление) является наряду с иными дочерними акционерными обществами функциональной подсистемой АК «Транснефть».
Основные виды деятельности Компании:
- транспортировка нефти по магистральным трубопроводам;
- эксплуатация магистрального трубопроводного транспорта;
- хранение нефти.
Компания осуществляет функции управления (прогнозирование, планирование, нормативное регулирование, методическое руководство, учет, контроль и т.д.) деятельностью ОАО в области рационального природопользования, охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при транспортировке, хранении и перекачке нефти.
Красноярское районное нефтепроводное управление эксплуатирует два магистральных нефтепровода «Омск - Иркутск» (диаметром 720 мм) и «Анжеро-Судженск - Красноярск» (диаметром 1020 мм), общей протяженностью 533 км, и граничит с западной стороны с Новосибирским РНУ в Ачинском районе около ж/д станции «Зерцалы» и с восточной - с Иркутской областью на переходе через ручей Верблюд. Последняя нефтеперекачивающая станция расположена в д. Старая Пойма Нижнеингашского района, далее нефтепровод обслуживается уже ООО «Востокнефтепровод».
Перекачку нефти по магистральному нефтепроводу «Омск - Иркутск» и «Анжеро-Судженск- Красноярск» обеспечивают НПС («Вознесенка», «Кемчуг», «Пойма») и ЛПДС («Рыбинская», «Ачинская»).
Магистральные нефтепроводы предназначены для транспортировки с места добычи до нефтеперерабатывающих комплексов. Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.
При транспортировке больших объемов нефти, высоких давлениях необходимо обеспечивать надежность магистральных нефтепроводов и предупреждении отказов, аварий. Из-за естественного старения магистральных нефтепроводов необходимо значительное повышение требований к их экологической безопасности.
Эти моменты и определяют основные направления совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли.
В дочерних акционерных обществах АК «Транснефть» к этим направлениям относят следующие:
- оснащение специализированных аварийно-восстановительных пунктов современным оборудованием и техническими средствами для ликвидации аварий и устранение дефектов нефтепроводов, в том числе на подводных переходах;
- внедрение систем мониторинга технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов;
- развитие системы и технологий планирования ремонта и предотвращения отказов магистральных нефтепроводов, в основе которых лежит оценка степени опасности выявленных дефектов, их ранжирование и устранение в первую очередь наиболее опасных;
-развитие информационных технологий комплексного анализа технического состояния магистральных нефтепроводов и их объектов на основе сопоставления данных внутритрубной инспекции, данных о состоянии электрохимической защиты от коррозии, данных о русловых процессах на подводных переходах, данных об отказах, авариях и ситуационных измерениях в зоне трассы трубопроводов;
Замена участка МН «Анжеро-Судженск - Красноярск», выполняется с целью повышения надежности нефтепровода при дальнейшей его эксплуатации и снижения вероятности возникновения аварийной ситуации.
Границы замены участка нефтепровода «Анжеро-Судженск - Красноярск» ПК5346+67 - ПК5347+24.5 (по проектируемому нефтепроводу).
Проектом предусмотрена подземная прокладка проектируемого нефтепровода в створе параллельно существующему.
Выбранный вариант прохождения проектируемого объекта обусловлен:
- производством работ в условиях действующего производства;
- расположением участка нефтепровода в одном техническом коридоре с уже существующими коммуникациями с учетом минимизации пересечений существующих коммуникаций, углов поворота трассы.
По экономическим расчетам на замену участка трубы через ручей 535 км магистрального нефтепровода «Анжеро-Судженск - Красноярск» необходимо 10048586,3 руб. единовременных затрат.
Известно, что предприятие АО «Транснефть - Западная Сибирь» эксплуатирует более 3665 км магистральных нефтепроводов (в однониточном исчислении): «Омск - Иркутск», «Красноярск - Иркутск», «Омск - Павлодар», «ТОН-2» (до границы с Республикой Казахстан), и в том числе - «Анжеро- Судженск - Красноярск». В целом, протяженность магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) - 1017 км. АО «Транснефть - Западная Сибирь» обслуживает 67,3 км подводных переходов, в том числе через реки Иртыш, Обь, Енисей. Перекачку нефти осуществляют 19 магистральных нефтеперекачивающих станций, перекачку нефтепродуктов - нефтепродуктоперекачивающих станций. Общая емкость резервуарного парка предприятия составляет 2061 тыс. м .
В данном проекте рассматривается техническое перевооружение перехода магистрального нефтепровода «Анжеро-Судженск - Красноярск» через ручей протяженностью 50 м, который заключается в демонтировании старого и строительстве нового трубопровода диаметром 1020 мм.
Детально были рассмотрены следующие работы:
- снятие растительного грунта над демонтируемым участком и перемещение го во временный отвал;
- разработка траншеи;
- сварка и монтаж береговых участков, а также русловой части трубопровода на бровке траншеи;
- изоляция сварочных стыков береговых участков, русловой части трубопровода и укладка в траншею;
- изоляция сварочных стыков трубопровода;
- балластировка;
- укладка трубопровода в траншею;
- повторное гидравлическое испытание уложенного в подводную траншею трубопровода;
- засыпка траншеи на береговых участках и в русловой части;
- устройство берегоукрепления.
Производимое техническое перевооружение позволит исключить аварийность на данном участке трубопровода.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
