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

Рис. 5.9. Технологическая схема ремонта участка нефтепровода, примыкающего к линейной арматуре:

1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - устройство подкопа нефтепровода; 4 - устройство очистки; 5 - лестница; 6 - устройство изоляции; 7 - устройство уплотнения грунта; 8 - задвижка; - максимально допустимая длина вскрытого участка нефтепровода с подкопом

разрушиться или деформироваться настолько, что не сможет в полной мере выполнять свои функции (например, начнется или увеличится протечка нефти через затвор линейной задвижки).

Ремонт участков нефтепровода возле линейной арматуры производят последовательно: сначала с одной стороны и лишь после завершения ремонта этого участка - с другой стороны.

Для вскрытия нефтепровода используют одноковшовый экскаватор. Начальный забой выполняют на расстоянии 3 - 5 м от арматуры, чтобы предотвратить ее случайное повреждение. В любом случае это расстояние надо определять по месту. Оно должно быть не менее 2-3 м от ковша до арматуры при максимальном вылете стрелы экскаватора.

Вскрытие производится с подкопом грунта под трубой с таким расчетом, чтобы расстояние от стенок и дна траншеи в итоге составляло не менее 0,5 м для возможности работы ремонтной техники. Подкоп может осуществляться вручную, подкапывающей машиной или одноковшовым экскаватором с поворотным ковшом.

Вскрытие участка от линейной арматуры до участка, вскрытого экскаватором, осуществляется вручную.

После вскрытия нефтепровода производят предварительный осмотр места работ на отсутствие выхода нефти. Очищают вручную и тщательно осматривают стык, соединяющий арматуру и нефтепровод, так как здесь сосредоточены напряжения, обусловленные разным качеством свариваемых металлов изделий, многообразием их конструкций, низким качеством сварных стыков (в первый период строительства трубопроводов сварочно-монтажные работы велись с нарушениями нормативных технологических требований).

В соответствии со СНиП III-42 - 80* непосредственно соединение труб с запорной и распределительной арматурой разрешается при условии, что толщина свариваемой кромки патрубка арматуры не превышает 1 ,5 толщины стенки стыкуемой с ней трубы в случае специальной подготовки кромок патрубка в заводских условиях.

Во всех случаях, когда специальная разделка кромок патрубка арматуры выполнена не в заводских условиях, а также когда толщина свариваемой кромки патрубка превышает 1 ,5 толщины стенки стыкуемой с ней трубы, необходимо выполнить ремонт их соединения путем вварки между стыкуемой трубой и арматурой специального переходника или переходного кольца, с соблюдением необходимых температурных

режимов и применением соответствующих по качеству металла переходников и электродов.

При удовлетворительном состоянии стыков возле линейной арматуры, отсутствии выхода нефти на вскрытом участке и дефектов, препятствующих монтажу и работе ремонтных машин и механизмов, на ремонтируемый нефтепровод монтируют очистное устройство.

После очистки вскрытого участка производят осмотр тела трубы, обследуют дефектные места, уточняют соответствие дефектов данным внутритрубной дефектоскопии, определяют необходимость дополнительного дефектоскопического контроля.

По результатам осмотра нефтепровода и обследования дефектных мест выбирают способ восстановления (ремонта) стенки труб.

На участке возможны отдельные дефекты или их совокупности, для ликвидации которых могут потребоваться различные виды ремонта вплоть до удаления дефекта вырезкой "катушки" или целой трубы способами, рассмотренными ранее.

Однако при ремонте нефтепроводов возле узла линейной арматуры необходимо обратить внимание на следующие особенности.

1. Ремонт дефекта должен осуществляться по композитно-муфтовой технологии (КМТ), но из-за близости к арматуре установка композитной муфты невозможна или КМТ отсутствует и в ближайшее время ее поставка не ожидается.

В таком случае дефектный участок вырезают и устанавливают "катушку" из новой трубы.

В зависимости от состояния нефтепровода, максимального рабочего давления на участке при установленном технологическом режиме, неготовности к остановке нефтепровода поставщиков и потребителей нефти и т.д. в качестве временной меры можно установить муфту с технологическими кольцами или заплату с технологическими сегментами.

Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показал, что муфты и заплаты, подготовленные, установленные и заваренные с соблюдением необходимой технологии, достаточно надежны и прослужили уже несколько десятилетий без повреждения.

2. При вырезке "катушки" вблизи арматуры конец разрезанного трубопровода может "увести" в сторону. Не исключена возможность того, что и арматура может сместиться с ме-