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

При подъеме нефтепровода с укладкой на лежки расстояние от монтажного полотенца до сварного стыка должно быть не менее 3,0 м. Лежки также должны быть расположены на расстоянии не менее 3,0 м от сварных стыков.

В качестве лежек применяют деревянные бруски или бревна сечением 200 - 250 мм. Расстояние между лежками не должно превышать 20 м.

Очистку наружной поверхности нефтепровода от остатков земли, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии выполняют ремонтными очистными машинами. На участках, где имеются заплаты, вантузы, хомуты, очистку производят вручную, скребками или другим инструментом таким образом, чтобы не повредить стенку трубы.

Для защиты нефтепроводов от коррозии в полевых условиях рекомендуются покрытия на битумной основе в соответствии с положениями ГОСТ "Трубопроводы стальные магистральные".

При ремонте магистральных нефтепроводов в зимнее время следует применять усиленный тип защитных покрытий.

В комбинированных изоляционных покрытиях типа "Пластобит" в качестве полимерной части используется лента из поливинилхлорида по ТУ 6-19-240 - 84. В зависимости от морозостойкости лент применяют следующие марки: тип Л - морозостойкость до -30 °С; тип Б - морозостойкость до - 20 °С; тип В - морозостойкость до -10 °С.

В трассовых условиях рекомендуются покрытия на основе мастики типа МБР или Изобитэп, армированные стеклохол-стом, или покрытия типа Пластобит. Критерием, определяющим возможность их применения в зимнее время, является температура стеклования битума или битумной мастики (температура, при которой появляется хладоломкость).

Основные физические характеристики битумов и битумных мастик выражаются через ряд юстированных показателей: температуру размягчения (в единицах КИШ), растяжимость и глубину проникания иглы.

Для получения необходимой пластичности битумов добавляют пластификаторы, снижающие температуру размягчения (табл. 6.5).

Для битумов различных марок температура хрупкости (при которой пенетрация около нуля) неодинакова. При выполнении изоляционных работ в осенне-зимнее время наиболее пригоден битум с температурой размягчения 70 °С и глубиной проникания иглы не менее 3 - 4 мм. Для зимних изоляционных работ следует применять только пластичные биту-

Зависимость снижения КИШ от пластификаторов

Таблица 6.6

Зависимость значения КИШ от температуры нанесения мастики

мы с повышенной пенетрацией или пластифицировать "жесткие" битумы (табл. 6.6).

При подборе мастик для проведения работ в осенне-зимнее время необходимо исходить из соответствия характеристик битумов и мастик температуре перекачиваемого продукта и воздуха при выполнении изоляционных работ

(табл. 6.7).

Допускается применение ручной изоляции в случаях, предусмотренных технологией капитального ремонта нефтепровода, и в зонах, где имеются препятствия, не позволяющие наносить изоляционное покрытие механизированным способом.

Ручная изоляция может применяться в следующих зонах: до и после запорной арматуры, тройниковых соединений, отводов и т.д. на расстоянии от места защемления не менее

40 м;

вставки кривых искусственного гнутья в вертикальной плоскости и на прилегающих участках длиной не менее 40 м от начала и конца кривой;

на прилегающих участках пересечения нефтепровода с искусственными и естественными препятствиями, когда не-

Зависимость характеристик битума и мастики от температуры перекачиваемого продукта

Примечание. Температура воздуха при выполнении работ от -25 до + 5 °С.

возможен подъем нефтепровода, на расстоянии не менее 40 м в обе стороны.

Капитальный ремонт с заменой наружного изоляционного покрытия нефтепроводов большого диаметра (800 - 1200 мм), который на сегодняшний день осуществляется без подъема нефтепровода, с подкопом под него, в зимних условиях возможен только в начале зимы, когда глубина промерзания небольшая и можно проводить вскрышные работы. Весь цикл работ - от вскрытия до засыпки - в зависимости от температуры наружного воздуха должен быть проведен в течение 1 -2 дней. Это во многом схоже с выборочным ремонтом участков протяженностью более 20 Оу, поэтому схема ремонта нефтепроводов Оу = 800- 1200 мм в зимний период не рассматривается.

После завершения всех работ по ремонту нефтепроводов, включая рекультивацию земель и согласования с владельцами коммуникаций, входящих в зону действия ремонтной колонны, исполнители работ подготавливают отремонтированные участки к сдаче в эксплуатацию.

Завершение работ оформляется актом приемки в эксплуатацию или исполнительным приемо-сдаточным актом с привлечением к участию в работе приемочной комиссии всех заинтересованных лиц.

Приемочная комиссия назначается приказом в установленном порядке.