Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 [ 100 ] 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172

Глава 5

Организация и выполнение капитального ремонта магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов практически начались с 1956 г. в связи с электрификацией Транссибирской железной дороги. Несмотря на то, что магистральные трубопроводы существовали уже около десяти лет, предприятия трубопроводного транспорта не имели необходимой техники для осуществления ремонта этих трубопроводов. Единственным техническим средством для обслуживания промышленных и жилищно-бытовых объектов был трактор С-80 мощностью 80 л.с. Эти тракторы были срочно переоборудованы в бульдозеры и закреплены бригадами по ремонту линейной части магистральных трубопроводов. Естественно, при наличии такой вскрышной техники с последующей ручной доработкой грунта вокруг трубопровода и при отсутствии грузоподъемных механизмов объем выполняемых работ в год составлял всего 2 - 3 км по территориальному управлению (УМН). В дальнейшем по мере оснащения необходимой техникой и создания специальных ремонтных колонн объем ремонтных работ постепенно возрастал, но все же значительно отставал даже от объема ежегодного прироста строительства новых трубопроводов в несколько раз.

Стремление любой ценой увеличить объем капитального ремонта трубопроводов привело к установлению директивно-плановых заданий УМН, когда требовалось обеспечить не только выполнение определенного километража ремонта, но и ежегодный плановый, а иногда и сверхплановый прирост его. Это привело к тому, что ремонтная колонна проходила ремонтируемый участок, не останавливаясь для ремонта трубопроводов в тех местах, где предстояло выполнять большой объем ручных, малопроизводительных работ, а также работ, связанных с остановкой перекачки, ее сокращением и т.д. К таким местам относились участки трубопроводов на перехо-

дах через железные автомобильные дороги, возле узлов линейной арматуры, на пересечениях с другими коммуникациями, требующие замены линейной арматуры, труб и соединительных деталей. При этом на ремонтируемых участках попадались перегоны, иногда значительной протяженности, где как само тело трубы, так и изоляция находились в хорошем состоянии или в состоянии, когда ремонт можно было произвести значительно позже.

В связи с ухудшением экономического положения в стране и в отрасли объем капитального ремонта к началу девяностых годов начал резко падать, хотя актуальность проблемы обеспечения надежности и работоспособности нефтепроводов возросла.

Проблема могла быть решена только при изменении технической политики и обеспечении предремонтной диагностики магистральных нефтепроводов, направленной на определение сплошности и дефектов изоляции, а также выявление дефектов на стенках трубы.

В последнее десятилетие техническая политика акционерных компаний по транспорту нефти и нефтепродуктов связана со стратегической установкой на сохранение долговременного потенциала действующих систем магистральных трубопроводов. Ремонтное обслуживание подчинено требованиям экономии затрат и кардинально изменено прежде всего за счет комплексного диагностирования трубопроводов методом внутритрубной диагностики с использованием данных о состоянии трубопроводов, полученных при техническом обслуживании и ремонте магистральных нефтепроводов.

Проведенные обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными диагностическими снарядами (приборами) выявили наличие значительного количества дефектов на стенках труб. Специалистами с учетом разных факторов, влияющих на состояние нефтепровода, оценивается степень опасности и определяется очередность устранения выявленных дефектов по компьютерным программам и методикам, согласованным с Госгортехнадзором России. Результаты диагностирования выдаются соответствующим акционерным обществам.

Для ликвидации дефектов в акционерных обществах создаются постоянные и временные комплексные ремонтные бригады, которые проводят работу от начала до конца, т.е. от вскрытия дефектного места до его ликвидации. Таким образом удается за короткое время при относительно небольших затратах обеспечить необходимую работоспособ-

ность нефтепроводов значительной протяженности. Этот способ ремонта нашел широкое применение и получил название выборочного ремонта.

5.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Выборочный ремонт - это ремонт участков нефтепровода с опасными и потенциально опасными дефектами стенки труб, а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями, участков, примыкающих к узлам линейной арматуры). Места пересечений с железными и автомобильными дорогами не рассматриваются, так как способы выполнения этих работ общеизвестны.

Выборочный ремонт производится без подъема нефтепровода и включает в себя следующие технологические схемы ремонта:

ремонт участков нефтепроводов, прилегающих к узлам линейной арматуры;

ремонт участков нефтепроводов длиной до 20Оу, диаметром 530- 1220 мм (Оу - условный диаметр);

ремонт протяженных участков нефтепровода (длиной более 20Ду) методом последовательных захватов или с использованием грунтовых опор;

ремонт участков нефтепроводов с заменой "катушки" трубы, соединительных деталей, узлов линейной арматуры;

ремонт участков нефтепровода в местах пересечений с коммуникациями.

Длина ремонтируемых участков нефтепроводов 200у определена по методике расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 21 9- 1 220 мм и составляет максимально допустимую длину дефектного участка, вскрытого с подкопом грунта под трубой.

Технологические операции при выполнении выборочного ремонта без замены элементов нефтепровода производятся в следующей последовательности:

уточнение положения нефтепровода, соединительных деталей;

уточнение положения границ ремонтного участка; снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

вскрытие нефтепровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы и соединительных деталей;