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

товляются с углами изгиба, кратными 3 и 1°. Монтаж кривых поворота производят без обрезки прямых концов у гнутых отводов.

Прихватку и сварку стыкуемых концов труб и "катушек" осуществляют традиционно после их центровки с применением наружных центраторов.

Контроль качества сварных стыков выполняют визуально в процессе работы, по завершении сварки каждого стыка и радиографическим методом после завершения всех сварочных работ.

После выполнения сварочных работ все технологические отверстия заглушают металлическими пробками, которые обваривают после заполнения трубопровода нефтью.

До заполнения трубопровода нефтью необходимо установить на арматуре привод, проверить его работоспособность на различных режимах и оставить арматуру в открытом положении, затем выполнить заземление и подключение линейной арматуры к системе постоянного электропитания.

Вытеснение из нефтепровода воздушно-газовой пробки осуществляют ранее описанными методами.

При наличии нефти в земляных амбарах или резинотканевых резервуарах производят ее закачку в трубу, желательно до возобновления перекачки по нефтепроводу. Если перекачка будет возобновлена до закачки нефти, то обвязка откачивающего агрегата должна быть выполнена из трубопровода (трубы, арматура, соединительные детали, обратные и предохранительные клапаны) соответствующей прочности и опрессована на давление не менее 1,25рраб (проектного) на головном участке магистрального трубопровода и не менее 1,25р максимально возможного на горных участках.

После заполнения опорожненного участка нефтепровода нефтью с разрешения диспетчера райуправления открываются все линейные задвижки и возобновляется перекачка. Выход на заданный режим желательно осуществлять с постепенным повышением давления и периодическим осмотром мест подключения, герметичности сварных швов и узла линейной арматуры.

После выхода на установленный технологический режим перекачки контроль за состоянием замененного узла арматуры продолжается не менее 6 ч, после чего, если не будут выявлены дефекты, производят окончательную очистку арматуры и прилегающих к ней вновь смонтированных и вскрытых участков концов нефтепровода от грязи, ржавчины и старой

изоляции. Очистка может выполняться вручную и очистным устройством или только вручную, в зависимости от объема и разновидности работ. На очищенную поверхность нефтепровода наносят изоляционное покрытие. При бесколодезной установке арматуру поверх окраски изолируют битумной мастикой на высоту выше верхней отметки земли на 1 0-20 см. Верхнюю часть арматуры при необходимости окрашивают краской по металлу

Вскрытие и засыпку участков нефтепровода, примыкающих к арматуре, следует начинать от жесткого основания узла линейной арматуры. При этом необходимо обратить особое внимание на качество подсыпки и подбивки грунта под нефтепровод. Чем качественнее выполнена эта работа на первых участках, тем меньше будет дополнительное напряжение на корпус арматуры и стыки, соединяющие арматуру и нефтепровод. С этой целью целесообразно подсыпку под первый участок чуть ниже низа нефтепровода выполнить из песчано-гравийной смеси, а выше - из мягкого или гидро-фобизированного грунта, последующей подбивкой под трубу.

Засыпка нефтепровода ведется в следующем порядке:

присыпка мягким грунтом не менее чем на 20 см выше верхней отметки нефтепровода, окончательная засыпка минеральным грунтом и рекультивация плодородного слоя;

засыпка узла арматуры после затвердевания бетонного раствора, подлитого на фундаментную плиту для установки подкладок под арматуру.

После завершения всех работ по ремонту узла арматуры, благоустройству и восстановлению нарушенных линейных сооружений составляется исполнительный приемо-сдаточный акт.

5.7. РЕМОНТ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА, ПРИЛЕГАЮЩИХ К УЗЛАМ ЛИНЕЙНОЙ АРМАТУРЫ

Данная схема может быть использована при выборочном ремонте участков нефтепровода, прилегающих к узлам линейной арматуры и имеющих дефекты стенки трубы, сварных стыков или изоляционного покрытия.

Для предотвращения наложения дополнительных напряжении на линейную арматуру и стыки нефтепровода, прилегающие к ней, начало и конец приподнимаемого участка нефте-

провода при капитальном ремонте должны находиться от линейных задвижек (или других мест защемления) на расстоянии не менее: для трубопроводов диаметром до 500 мм - 30 м, 500 - 700 мм - 40 м, более 700 мм - 50 м.

Таким образом, если не считать наличия возле линейной арматуры каких-либо линейных сооружений (трансформаторных пунктов, станций катодной защиты, блок-боксов системы телемеханики и т.д.), так или иначе мешающих прохождению ремонтной колонны, длина неподнимаемого участка нефтепровода до и после арматуры в сумме составит

60- 1 00 м.

Работы на этих участках могут проводиться как по рабочей документации, подготовленной согласно данным внутри-трубной дефектоскопии, проверки состояния изоляции прибором УКИ-1, так и входить в состав проекта капитального ремонта нефтепровода.

Работе! по месту начинают с определения границ ремонтируемого участка нефтепровода, установки опознавательных знаков (вешек) с указанием на них глубины заложения нефтепровода. Вешки устанавливают и на других коммуникациях, входящих в полосу отвода земель, необходимых для производства работ по схеме выборочного ремонта.

Плодородный слой снимают бульдозером или одноковшовым экскаватором в зависимости от местных условий (наличия других наземных сооружений, наземных, надземных и подземных коммуникаций, глубины плодородного слоя, условий согласования с владельцами или эксплуатирующими организациями и т.д.). В стесненных условиях наиболее целесообразен одноковшовый экскаватор.

Вскрытие нефтепровода и ремонтные работы следует начинать от жесткого основания узла линейной арматуры.

Технологическая схема размещения машин и механизмов приведена на рис. 5.9.

Следует обратить внимание на то, что максимально допустимая длина первого подкопанного участка, прилегающего к узлам линейной арматуры, значительно меньше допустимой длины между лежками и земляными опорами, между трубоукладчиками и подъемно-поддерживающими механизмами на участках, удаленных от линейной арматуры. Это позволяет уменьшить нагрузки на линейную арматуру и сварные стыки, соединяющие линейную арматуру с трубопроводом, которые имеют значительные остаточные напряжения и работают в этих условиях на излом. Да и сама линейная арматура под воздействием значительных дополнительных нагрузок может