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

части поршня-разделителя монтируется на фланцевом соединении цельная или лепестковая диафрагма из листовой стали диаметром, обеспечивающим проход снарядов-дефектоскопов, и толщиной, зависящей от диаметра нефтепровода, скорости потока и т.д., т.е. такой, при которой диафрагма при ударе о препятствия свободно прогибалась бы и поршень мог проходить дальше. Тем самым определяется наличие препятствия, но не устанавливается их количество и месторасположение. При наличии препятствий следующим пропускают поршень-калибр с жесткой диафрагмой и индикацией месторасположения. В местах остановки поршня-калибра трубопровод вскрывают, вырезают дефектный участок, а поршень-калибр пропускают дальше. По выбору заказчика ( эксплуатирующей организации) может быть сразу осуществлен пропуск поршня-калибра с индикацией месторасположения без предварительного пропуска проходящего поршня-калибра.

Выполнение указанной работы уже на стадии строительства позволит обеспечить в дальнейшем беспрепятственный пропуск очистных, инспекционных и других специальных устройств.

Выполнение внутритрубной диагностики нефтепроводов еще до ввода их в эксплуатацию должно быть приоритетным, а после создания или приобретения многоцелевых инспекционных снарядов - обязательным.

Для проведения внутритрубной диагностики компанией "Транснефть" создан и с 1991 г. работает Центр технической диагностики (ЦТД), оснащенный диагностическими приборами высокой разрешающей способности на все диаметры магистральных нефтепроводов типа "Калипер" для выявления имеющихся сужений (гофры, вмятины) и типа "Ультраскан" для определения дефектов тела трубы (коррозионные язвы, вырывы, выбоины, царапины). В перспективе в ближайшие год1 планируется ввод в эксплуатацию новых магнитных снарядов, которые кроме дефектов типа потери металла способны обнаружить дефекты и в кольцевых сварных швах, а также ультразвуковых снарядов для определения продольных трещин в нефтепроводах, в том числе трещин и трещинопо-добных дефектов в продольных сварных швах. Применение всех этих снарядов-дефектоскопов позволит обнаружить основные типы явных дефектов, встречающихся в трубопроводах на строящемся участке нефтепровода.

Связанные с этим сложности заключаются в необходимости строительства временных камер приема и пуска диагнос-

тических снарядов и многократной прокачки воды на диагностируемом участке. При наличии многоцелевого инспекционного снаряда необходимость в кратности прокачки воды резко сократится.

Выявленные дефекты, как правило, устраняют удалением дефектных мест. В зависимости от степени опасности, которую представляют те или иные дефекты, в отдельных случаях может быть принято решение о ремонте дефектных мест путем наложения муфт, шлифовки или даже их сохранения после идентификации дефектов, определения степени их опасности, необходимого ресурса и времени эксплуатации нефтепроводов. Определить степень опасности по выявленным дефектам и получить рекомендации по их устранению можно по методике и компьютерным программам, разработанным институтом ИПТЭР и ОАО "Центр технической диагностики (ЦТД) "Диаскан".

Испытание нефтепроводов

Испытание отремонтированных с заменой труб участков магистральных нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность проводят после полной готовности участка (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Испытание участков нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность следует осуществлять гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) и как исключение - пневматическим (воздухом) способом.

Гидравлическое испытание нефтепроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания [21].

Нефтепровод, как правило, испытывают гидравлическим способом (рис. 3.9).

Гидравлический способ испытаний имеет ряд преимуществ:

1 ) при заполнении нефтепровода водой или другой жидкостью уже до испытания формируется в какой-то степени ложе трубопровода за счет веса трубы с водой и оттаивания мерзлого грунта (если имеется такой грунт). В нефтепроводе создаются напряжения, близкие к тем, которые возникнут в процессе эксплуатации, а их предельность в какой-то степени выявится при испытании:

Рис. 3.9. Схема гидравлического испытания участка нефтепровода:

1 - существующий нефтепровод; 2 - прокладываемый участок нефтепровода; 3 - опрессовочный агрегат; 4 - манометр (вторичный прибор); 5 - воздухоспускной кран (вантуз); 6 - линейная арматура; 7 - амбар для сброса воды; 8 - датчик давления; А - опасная зона (150 - 200 м)