ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Глава № 4

Навигация

Аннотация-Введение-Оглавление-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

fOi f ё а ё Ka ii

AQAe а а с ё -

Qe ё ё iAf ё Qa. Юа ii?e Кё

ёОа ё f iA fOi fOe её Qe Ne Q

4.1. iAeAa fOeaeia aA A?Aea a 5 ё Её ёба eg ?А 561 Юё её ?ё Ne ?

Аварийный ремонт нефтепроводов - особый вид работ, характеризующийся повышенными требованиями к соблюдению мер техники безопасности и противопожарной безопасности, выполняемый в большинстве случаев с остановкой перекачки по нефтепроводу на все время ликвидации повреждения. Отсюда и ограниченные сроки работ в условиях необходимого обеспечения высокого качества ремонта, отвечающего нормативным требованиям. Аварийные работы приходится вести в любое время года и суток, в сложных климатических и географических условиях (снег, дождь, мороз, горы, болота и т.д.).

К ситуациям, требующим аварийно-восстановительного ремонта нефтепровода, относятся:

а) разрывы стенок трубопровода и запорной арматуры, сварных стыков, приводящие к прекращению работы нефтепровода и представляющие большую опасность для близлежащих населенных пунктов, окружающей среды;

б) небольшие нарушения герметичности или механические повреждения, не влияющие на процесс перекачки, но снижающие безопасность и представляющие потенциальную угрозу;

в) небольшие нарушения герметичности и прочности трубопровода, не сказывающиеся на режиме перекачки, не перерастающие в аварию и не представляющие серьезной опасности для жизни людей и природной среды.

Информация о повреждениях на нефтепроводе поступает в результате любых проверок на герметичность и непосредственных наблюдений по трассе. Следствием повреждений является резкое падение давления в напорной линии насосной станции, а также срабатывание аварийной защиты следующей по потоку станции.

64

4

На технологию и организацию АВР большое влияние оказывают как характер аварии, так и ее последствия, трассовые и климатические условия, место расположения повреждения на трубопроводе и т.д.

По месту расположения повреждения на трубопроводе аварии распределяются следующим образом:

а) по основному металлу;

б) в сварных соединениях (продольные или поперечные швы);

в) на запорной арматуре.

По условиям трассы и климата аварии подразделяются на происшедшие на обычных, болотистых, горных и пустынных участках трассы, участках вечной мерзлоты, переходах трубопроводов через дороги и реки.

К технологии ликвидации аварий предъявляются следующие требования:

снижение до минимума вредного воздействия на окружающую среду, соседние коммуникации и объекты народного хозяйства;

надежное восстановление герметичности трубопровода;

обеспечение проектного уровня несущей способности трубопровода;

обеспечение минимального ущерба и времени простоя трубопровода при ремонте.

В каждом конкретном случае в зависимости от характера и места аварии должен быть выбран соответствующий способ ремонта.

Организация и производство аварийно-восстановительных работ на магистральных нефте- и продуктопроводах должны соответствовать требованиям "Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" и других нормативных документов по видам работ.

Перед началом работ по ликвидации аварий весь привлекаемый к ним персонал должен быть дополнительно проинструктирован ответственным производителем работ по безопасным методам и приемам ведения АВР, а также по правилам поведения во взрыво- и пожароопасной обстановке, других опасных условиях и обстоятельствах данной аварии.

Персонал, выполняющий работы по ликвидации аварий и их последствий, должет быть одет в спецодежду и спецобувь согласно "Нормам бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты" и "Нормативу-табелю технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефте- и продуктопроводов".

65

Выхлопные трубы от двигателей внутреннего сгорания машин и механизмов должны быть выполнены с соблюдением противопожарных требований и оборудованы глушителями-искрогасителями, полностью исключающими возможность попадания искр от работающего двигателя в атмосферу.

До начала ремонтных работ необходимо установить наличие и обозначить знаками расположение всех коммуникаций в радиусе работ. Организационный порядок ведения работ и взаимодействие с другими организациями следует выполнять в соответствии с "Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре".

На слабых грунтах и в топких местах необходимо устроить настилы из бревен, брусьев, инвентарных щитов или еланей.

Общая нагрузка технических средств на настил не должна превышать расчетной величины, а для инвентарных покрытий - паспортных данных. Устойчивость работающих на настилах (покрытиях) механизмов при необходимости должна обеспечиваться заякориванием либо оборудованием контргрузов.

Огневые работы должны выполняться в соответствии с "Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов", "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов", "Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных объектах нефтяной промышленности" и "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продукто-проводов под давлением".

На проведение огневых работ необходимо оформить письменное разрешение по специальной форме. Перед началом огневых работ для исполнителей работ должен быть проведен инструктаж по соблюдению мер безопасности.

Работы по противокоррозионной изоляции трубопроводов при ликвидации аварий также относятся к разряду огнеопасных и требуют соблюдения соответствующих требований "Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов" и нормативных документов по хранению и использованию применяемых изоляционных материалов.

Транспортные средства, землеройные и грузоподъемные механизмы при производстве аварийно-восстановительных работ должны использоваться в строгом соответствии с их

66

назначением, инструкциями по их эксплуатации и "Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов".

4.2. iO'ig ё а ё Ёа u a a a^a NAn a a А?Аёа a

Технология ликвидации аварии включает следующие операции:

локализацию и сбор перекачиваемого продукта;

земляные работы;

герметизацию внутренней полости;

сварочно-монтажные работы;

контроль сварных соединений;

изоляцию трубопроводов;

ликвидацию последствий аварий.

Аварийно-восстановительные работы необходимо обеспечить выполнением подготовительных мероприятий:

уточнением места аварии и задержанием нефти (продукта);

доставкой ремонтных средств и персонала к месту аварии;

размещением технических средств в районе аварии;

подготовкой ремонтной площадки;

организацией водоотлива и водоотвода;

обеспечением безопасности соседних коммуникаций и объектов народного хозяйства.

Все мероприятия выполняются в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, требованиями техники безопасности, инструкциями по эксплуатации используемых технических средств.

Уточнение места аварии предполагает изучение аварийного участка трубопровода (повреждение трубы, арматуры, перехода или чего-либо другого, рельеф, условия пролегания, характер разлива продукта, наличие поверхностных вод, зале-сенность, возможность подъезда и т.д.) с целью уточнения потребности в технических средствах и рабочей силе, конкретизации всех мероприятий по выполнению аварийно-восстановительного ремонта. При этом в первую очередь определяют и обозначают границы территории, загрязненной нефтью (следует учитывать скрытность растекания ее под снегом), и принимают срочные меры по задержанию вытекшего продукта.

Доставка ремонтных средств и персонала в район аварии осуществляется, как правило, наземным (колесным, гусеничным) транспортом, имеющимся в распоряжении АВП, РУМН,

67

ПОМН. В зависимости от конкретных обстоятельств могут быть использованы воздушные, водные и железнодорожные транспортные средства, применение которых было предусмотрено заранее (план ликвидации возможных аварий) либо целесообразно с точки зрения руководства ПОМН. При применении перечисленных нетрадиционных транспортных средств необходимо выполнение всех технических и организационных требований, оговоренных в специальном соглашении между ПОМН и транспортной организацией.

Подготовка ремонтной площадки выполняется в зависимости от технологии ликвидации данной аварии, привлекаемых для этого технических средств, природно-климатических и погодных условий, а также в соответствии с требованиями техники безопасности и пожарной безопасности.

Сварочные агрегаты, насосные установки, компрессоры и другие несамоходные механизмы должны устанавливаться на спланированные горизонтальные площадки, которые либо подбирают на местности, либо подготавливают специально.

Размеры площадок определяются габаритами механизма, запасом устойчивости площадки на уклоне, условиями обслуживания и т.д. таким образом, чтобы во всех случаях от крайних габаритных точек до конца площадки со всех сторон было не менее 1 м.

Если устроить горизонтальные площадки в горных условиях невозможно, необходимо обеспечить устойчивость механизмов путем закрепления их упорами, якорением за деревья, скалы или тракторы.

Одновременно с производством подготовительных работ следует обеспечить сохранность и работоспособность соседних коммуникаций в соответствии с требованиями "Положения о взаимоотношении ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре", а также принять все меры, предусмотренные в плане ликвидации возможных аварий, по безопасности близко расположенных объектов народного хозяйства и защите окружающей среды.

При получении сигнала об аварии диспетчером РУМН (ПОМН) принимаются меры по сокращению объема вытекающего продукта: остановка перекачки по поврежденному участку трубопровода; определение места аварии; перекрытие линейных задвижек на поврежденном трубопроводе.

Команду на закрытие линейных задвижек дает ответственный руководитель или руководитель ЛПДС (ABC) после согласования с диспетчером. Порядок отключения задвижек зависит от профиля трассы трубопровода. Прежде всего за-

68

Рис. 4.1. Запруда для улавливания нефти на водотоке:

1 - решетка- 2 - трубка- 3 - насыпь- 4 - стальная приварная пластина- 5

- бетонированный лоток

крывают линейную задвижку со стороны наиболее высокой отметки по отношению к месту утечки.

Если на пути движения разлитого продукта заблаговременно созданы запруды на водотоках или амбары для продукта, руководитель аварийной службы организует дежурство на них с целью своевременного принятия мер по предотвращению перелива перекачиваемого продукта и регулирования сброса воды. В тех местах, где отсутствуют сооружения для задержания продукта, устраиваются' временные запруды (рис. 4.1 и 4.2).

Для исключения воронкообразования концы сбросных труб, опускаемых в воду временных запруд, оснащаются спецголовками (рис. 4.3).

69

Рис. 4.2. Амбар для нефти с регулируемым сбросом (A - с задвижкой, A - с хлопушкой):

1 - бетонированный приямок; 2 — решетка; 3 — насыпь; 4 — труба; 5 — фланец; 6 - стальные пластины; 7 - бетонированный лоток; 8 - задвижка; 9 — хлопушка; 10 — трос; 11 — ручная лебедка; 12 — блок

Обвалования земляных амбаров должны устраиваться, начиная с пониженных мест со стороны жилых поселков, водоемов, рек, дорог, лесных массивов. Амбар для продукта должен быть устроен не далее 50 м от места производства ремонтных работ. Высота земляного вала - не более 1,5 м при ширине по верху не менее 0,5 м и крутизне откосов не более 45°.

Чтобы не допустить перелива амбара при его наполнении, необходимо посыпкой грунта или регулированием водотока обеспечить разность отметок уровня продукта и верха обвалования не менее 0,5 м. При попадании в амбар воды следует устроить дренаж для ее сброса.

Места устройства заграждений на водотоках определяются руководителем АВР заблаговременно в каждом конкретном

70

Рис. 4.3. Запруда для улавливания нефти на водотоке: 1 — оголовок; 2 — труба; 3 — насыпь; 4 — стальные приварные пластины; 5 - бетонированный лоток; 6 - ребра жесткости; 7 - заглушка; 8 - монтажные лапы; 9 — шпилька

случае с таким расчетом, чтобы к подходу нефтяного потока были закончены работы по сооружению заграждений.

По прибытии на место аварии старший патрульный груп-

71

пы (руководитель работ или руководитель РУМН) докладывает диспетчеру о ситуации и принимает срочные меры по обеспечению безопасности населения, объектов народного хозяйства, транспортных средств.

С этой целью необходимо:

ограничить растекание нефти (продукта) на местности;

остановить движение транспортных средств на участках шоссе, железных дорог или рек, находящихся в опасной близости к разлившейся нефти (продукту);

оповестить (при необходимости) население близлежащих поселков об опасности и мерах предосторожности (вплоть до эвакуации).

Диспетчер ПОМН (РУМН) через местные органы власти (чрезвычайная комиссия, штабы ГО и т.п.) предупреждает население и владельцев объектов народного хозяйства о возможной угрозе попадания перекачиваемого продукта в населенные пункты и на объекты народного хозяйства согласно заранее разработанной системе оповещения.

В зависимости от характера аварии и местных условий для сбора разлитого и освобожденного из трубопровода продукта могут быть использованы следующие сооружения и емкости:

резервуарные парки нефтеперекачивающих станций;

неповрежденные учатки аварийного трубопровода или параллельно проложенные трубопроводы;

земляные амбары, котлованы, обвалования или ямы-накопители;

емкости существующих защитных противопожарных сооружений или естественные складки местности;

система заранее подготовленных (например, мелиоративных) каналов, траншей;

мягкие резинотканевые резервуары или другие емкости.

Объемы используемых емкостей должны обеспечивать прием разлитого и откачиваемого (или сливаемого самотеком) из аварийного участка трубопровода продукта.

Задержанный продукт должет быть собран, закачан в трубопровод или вывезен на ближайшую НПС.

Земляные работы по ликвидации аварии на трубопроводе включают:

устройство земляного амбара, сооружение запруд или обвалований для сбора и улавливания разлитого продукта, траншей для отвода перекачиваемого продукта;

подготовку площадки для производства АВР, вспомогательных площадок, устройство проездов, переездов и т.п.;

72

создание ремонтного котлована и его засыпку.

Для того, чтобы предотвратить возгорание поступающих из трубопровода перекачиваемого продукта и газов, а также не допустить загазованности места производства АВР, необходимо наделено герметизировать внутреннюю полость трубопровода — изолировать ее специальными средствами от внешней среды на весь период производства сварочно-монтажных работ.

Герметизация производится с помощью тампонов или механических перекрывающих устройств. В качестве материала для создания тампонов могут применяться глина, необожженный кирпич и быстросхватывающиеся композиционные материалы.

В зависимости от принятой технологии АВР используются два метода герметизации:

с открытого торца;

через специальные "окна" или патрубки с задвижками.

В тех случаях, когда вырезка дефектного участка возможна с помощью УКЗ, труборезов типа "Фаин", "МР" и т.д., т.е. возможно создание открытых торцов до перекрытия внутренней полости трубопровода, целесообразно применение метода герметизации с открытого торца.

После вырезки дефектного участка и опорожнения от продукта с торца трубопровода устанавливают механический тампон-герметизатор либо создают тампоны из композиционных материалов.

Вслед за перекрытием внутренней полости нефтепровода приступают к сварочно-монтажным работам. До начала этих работ по исполнительной документации должны быть определены толщина стенки и материал поврежденного участка трубопровода, которые уточняются на месте производства АВР.

Контроль качества сварочно-монтажных работ при ремонте трубопровода организуется ответственным руководителем работ и выполняется:

пооперационным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки стыков;

визуальным осмотром и обмером геометрических параметров сварных швов;

проверкой сплошности наплавленного металла неразру-шающими методами контроля.

Для противокоррозионной защиты отремонтированного участка трубопровода должна применяться усиленная изоляция. Изоляция должна наноситься на очищенную

73

поверхность трубопровода. Очистка выполняется в два этапа:

предварительный - после вскрытия трубопровода и создания ремонтного котлована;

окончательный — после окончания сварочно-монтажных работ.

Очистку производят пневматическими или механическими щетками, скребками с последующей протиркой ветошью. Острые выступы, заусеницы и брызги металла срубают зубилом и зачищают специальным инструментом.

На сухую, чистую поверхность трубопровода и на 500 мм старой изоляции с обеих сторон отремонтированного участка ровным слоем без подтеков, сгустков и пропусков с помощью брезентового полотенца наносят грунтовку. На старую изоляцию грунтовка можен наноситься кистью.

В качестве грунтовок используются:

раствор битума в бензине в отношении 1:3 (по объему);

клей № 88, разбавленный бензином (Б-70 или "Калоша") в отношении 1:1, вязкостью не более 30 с по ВЗ-4.

Качество грунтовки проверяют внешним осмотром. На высохшую грунтовку должна наматываться изоляционная лента в 3 — 4 слоя с нахлестом не менее 20 мм. Нахлест конца каждого слоя новой ленты на предыдущий составляет 300 мм и на старую изоляцию — 500 мм с обеих сторон от отремонтированного участка.

Ленту наносят вручную двое рабочих, стоящих по обе стороны трубопровода и передающих друг другу рулон ленты по мере ее намотки. Концы ленты должны быть залиты битумной мастикой для улучшения герметизации заизолирован-ного участка.

Качество изолированного покрытия контролируют внешним осмотром, проверкой на прилипаемость и сплошность. Внешний осмотр изолированного покрытия производится в процессе наложения слоя изоляции. В изоляционном покрытии не должно быть пузырей, складок, зазоров между витками, разрывов и морщин.

Проверка прилипаемости изоляционного покрытия к трубопроводу заключается в следующем: в покрытии делают два надреза ножом под углом 60°, и, если слои сами не отслаиваются, а поднимаются ножом с некоторым усилием, то прилипаемость считается удовлетворительной.

Контроль изоляционного покрытия на сплошность выполняют искровым дефектоскопом. При выявлении дефекта ремонт изоляции производят, вырезая поврежденный участок

74

(пузырь, складки, морщины) и наклеивая 3-слойную заплату из той же изоляционной ленты, из которой выполнено изоляционное покрытие. Заплата должна перекрывать вырезанный участок изоляции по периметру не менее чем на 100 мм. Во всех случаях, когда имеется опасность нарушения изоляции (при засыпке ремонтного котлована или при протаскивании отремонтированного участка трубопровода в сложных условиях), необходимо защищать ее футеровкой.

После восстановления поврежденного участка трубопровода перекачиваемый продукт из ям-накопителей (земляного амбара, обвалования или других емкостей) закачивают в отремонтированный или другой параллельно проложенный трубопровод передвижными насосными агрегатами ПНА-1, ПНА-2 или другими высоконапорными агрегатами либо перевозят в специальных емкостях на ближайшую НПС.

Закачку продукта в трубопровод производят через специально подготовленную обвязку с задвижкой и обратным клапаном. Обвязка должна быть предварительно опрессована на рабочее (проектное) давление трубопрвода. После закачки задвижка должна быть демонтирована по специальной технологии. Разрешается оставлять задвижку, но в этом случае она должна быть заглушена, заключена в колодец (или ограждение), у которого выставляют постоянный предупредительный знак.

Параллельно с откачкой продукта из ям-накопителей проводятся работы по восстановлению загрязненного нефтью грунта.

4.3. ёёёёёАб ?б ё ё а ? 6^ а и аба а и д б i ёААё ? ё ёа А?Аёа Цёа ёба ё д Ю

Земляные работы, выполняемые при аварийном ремонте нефтепровода, достаточно трудоемки. Они начинаются с создания обвалования для ограничения зоны растекания нефти и заканчиваются рекультивацией земли. От того, насколько механизированы земляные работы, зависят быстрота ликвидации аварии и влияние аварии на окружающую среду. Ручной труд при производстве земляных работ допускается только в местах, где работа механизмов затруднена (в горных районах; на участках, непроходимых для механизмов; на поворотах трассы; вблизи линейных задвижек; при пересечении места аварии другими трубопроводами).

75

По прибытии аварийной бригады на место аварии в первую очередь принимают меры по локализации зоны растекания нефти, исключающие попадание ее в опасные в пожарном и экологическом отношении места, и по обеспечению нормальной жизнедеятельности населения. Для создания обвалований, отводных канав, земляных амбаров, ремонтного котлована используют в основном одноковшовые экскаваторы и бульдозеры.

После принятия всех необходимых мер предосторожности в соответствии со специальной инструкцией по технике безопасности и противопожарным мероприятиям при ликвидации утечек из магистральных нефтепроводов аварийная бригада приступает к рытью котлована в месте повреждения нефтепровода. Если это место окажется залитым нефтью, то ее предварительно откачивают в специально открытый котлован или обвалование. Если нефть будет продолжать поступать из трубы, ее необходимо откачивать одновременно с рытьем котлована до полного удаления из поврежденного участка.

Одна из основных задач при аварийных ремонтах на нефтепроводе — выявление и вскрытие поврежденного участка, а затем устройство ремонтного котлована, обеспечивающего возможность свободной работы членам аварийной бригады. Чтобы свести к минимуму объем земляных работ, необходимо точно определить местонахождение нефтепровода. Для этого при необходимости используют различные типы тру-боискателей или другие методы обнаружения, а затем разбивают границы ремонтного котлована.

Вскрывают поврежденный участок нефтепровода и устраивают ремонтный котлован с помощью имеющейся в наличии землеройной техники. При вскрытии следует обратить особое внимание на недопустимость ударов о трубопровод рабочего органа землеройного механизма. Размеры котлована должны обеспечивать производство таких работ, как центровка концов труб, сварка потолочных швов, изоляция трубопровода и т.д., и возможность работы трубоукладчика или крана с допустимым вылетом стрелы. Глубина котлована должна быть не менее чем на 0,6 м ниже нижней образующей трубы. При разработке мерзлого грунта применяется рыхление механическим или взрывным способами. При сильном притоке грунтовых вод используются откачивающие средства (водоотливная установка АВ-701, передвижные насосные агрегаты ПНА-1, ПНА-2, самовсасывающий насос С-569 и др.) или водопонижающие установки типа ЛИУ-5,

76

ЛИУ-6. В болотистых и переувлажненных грунтах, где невозможно создать котлован обычными способами, применяется укрепление стенок с помощью шпунтов и свай.

При авариях на нефтепроводах, проложенных в болотистой местности, районах вечной мерзлоты, горах, создание земляных емкостей способом взрыва отличается большей оперативностью, характеризуется быстротой и несложностью образования емкости любого размера, исключает необходимость доставки тихоходной землеройной техники. Разработка котлованов с помощью энергии взрыва широко используется в различных отраслях промышленности. Однако при этом существует опасность повреждения самого нефтепровода. Для того чтобы этого не случилось, были проведены исследования по определению воздействия взрыва на подземные трубопроводы в зависимости от расстояния. По результатам исследований установлены безопасные расстояния.

Использование удлиненных шнуровых зарядов позволяет создавать траншеи и обвалования для локализации и сбора нефтяных разливов. Выбор взрывчатых веществ и массы заряда, заглубление, расположение зарядов в плане, а также все расчеты, связанные с проведением буровзрывных работ, должны выполняться в соответствии с действующими рекомендациями. Земляные работы, проведенные с помощью взрыва, значительно сокращают время восстановления нефтепровода и снижают ущерб от разлива нефти. Размеры амбаров зависят от диаметра нефтепровода, расстояния между отсекающими задвижками и профиля трассы.

На горных участках с поперечным уклоном от 8 до 12° площадки должны устраиваться в виде полунасыпи-полувыемки, от 12 до 18° — с уступами в виде насыпи, более 18° — в виде чистой выемки.

Земляные работы на участках с поперечным уклоном не более 8° и продольным уклоном до 15° выполняются механизмами на гусеничном и колесном ходу обычными методами. На косогорах с поперечным уклоном более 8° и продольным более 15° необходимо обеспечивать устойчивость работающих механизмов путем устройства полок и анкеровкой. С этой целью необходимо закреплять работающий механизм стальным канатом (тросом) за находящиеся на вершине склона (или выше про склону) лебедки, тракторы и другие механизмы, выполняющие роль якоря. Примерная схема закрепления представлена на рис. 4.4 (лебедка может быть заменена каким-либо гусеничным механизмом, обеспечивающим надежную анкеровку трубоукладчика). Лебедку устанав-

77

Рис. 4.4. Схема анкеровки трубоукладчика при помощи лебедки:

1 - трубоукладчик; 2 - трос; 3 - лебедка; 4 - транспортируемый груз

(труба); 5 - анкер

ливают на заранее подготовленный фундамент либо на площадку с обязательным надежным ее закреплением.

Стальные тросы (канаты) для заякоривания работающих на склоне механизмов должны выбираться на основании предварительных расчетов. В тех случаях, когда по расчету необходимо применение троса диаметром более 26-28ммг рекомендуется использовать вместо одного два каната меньшего диаметра. При этом каждый канат крепится к отдельному якорю и к разным точкам работающего механизма. Длина троса должна обеспечивать якорящему механизму возможность располагаться на горизонтальной площади или на более высоком участке косогора.

При уклонах более 15° необходимо закреплять экскаватор тросами за расположенные выше по склону тракторы, бульдозеры, лебедки и т.п. Способ закрепления, число, марка удерживающих механизмов, выбор каната (троса) должны определяться расчетом. При этом в зависимости от условий возможны два варианта выполнения работ:

78

Рис. 4.5. Схема крепления экскаватора на уклоне:

1, 2 — бульдозер; 3 — трос; 4 — экскаватор; 5 — отвал; 6 — котлован; 7 —

трубопровод

а) при небольшой (до 50 м) протяженности склона удерживающие механизмы располагаются на его вершине на горизонтальной площадке. По мере разработки грунта трос разматывается на длину передвижки экскаватора;

б) на склонах большой протяженности экскаватор удерживается несколькими тракторами или бульдозерами, расположенными на склоне. Каждый трос крепится к отдельному якорю (трактору) и тумбе экскаватора или балкам его ходовой части (рис. 4.5). При перемещении тракторов по мере разработки котлована экскаватор заякоривается ковшом в грунт и продолжает работу только после постановки тракторов на тормоз и плавного натяжения канатов опусканием экскаватора вниз по склону. При использовании в качестве подвижного якоря бульдозера его устанавливают отвалом в сторону спуска, для большой устойчивости заглубляя отвал.

79

Рис. 4.6. Схема разработки ремонтного котлована бульдозером на

уклоне:

1 - трубопровод; 2 - ремонтный котлован; 3 — бульдозер; 4 — трос

На продольных уклонах 36° и более работа экскаватора далее при его надежном закреплении недопустима. На полках и участках трассы с продольным уклоном до 15° работа по сооружению ремонтного котлована выполняется обычными методами с помощью экскаватора, оборудованного обратной лопатой, в направлении сверху — вниз по склону.

На продольных уклонах свыше 36° разработку грунта ведут лотковым способом с помощью бульдозера сверху-вниз последовательными слоями толщиной 0,2 — 0,6 м. При этом обязательна анкеровка бульдозера одним или двумя тракто-

80

рами (бульдозерами), которые находятся вверху на склоне и вытаскивают бульдозер на исходную позицию (рис. 4.6).

Разработку ремонтного котлована на уклонах более 45° ведут вручную с применением средств малой механизации, отбойных молотков и т.д.

Работы по засыпке траншей и ремонтных котлованов на уклонах могут выполняться бульдозерами или экскаваторами при обеспечении их устойчивости.

После окончания всех ремонтных работ трубопровод должен быть засыпан грунтом. Для сохранности изоляции трубопровода засыпку необходимо вначале производить рыхлым грунтом на толщину 10 —20 см, а затем оставшейся частью отвала. Для того чтобы механизировать процесс присыпки под вывешенный при ремонте в траншее трубопровод, во избежание пазухов под трубой используют устройство для подбивки грунта под трубопровод. По верху засыпанного котлована устраивают валик с учетом последующей осадки грунта. По ширине валик должен перекрывать котлован не менее чем на 0,5 м в каждую сторону.

Нарушенные и загрязненные плодородные земли в результате проведения ремонтных работ должны быть восстановлены. Восстановление загрязненных нефтью земель выполняется поэтапно, в соответствии с инструкцией по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварийном и капитальном ремонтах магистральных нефтепроводов. Производство земляных работ в грунтах, пропитанных горючим продуктом, с помощью механизмов, оборудованных двигателями в невзрывозащищенном исполнении, запрещается.

Правильная организация земляных работ позволяет существенно уменьшить ущерб от аварий, снизить загрязнение окружающей среды.

4.4. ёба ё ^ i NO! 6а ?ё ? leiA а ё ?Аё? б i о ?ё ?

Ряд дефектов труб и сварных швов ремонтируют без вырезки дефектного участка. Коррозионные язвы могут завариваться при ремонте нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 3,5 МПа.

Повреждения стенки трубопровода глубиной до 5 % от толщины трубы (царапины, язвы, задиры, забоины) ликвидируют шлифованием. При этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска труб.

81

Коррозионные повреждения глубиной более 5 % от толщины стенки труб могут быть отремонтированы в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением". При наличии сплошной коррозии ремонт нефтепровода производят путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт).

Технология заварки коррозионных повреждений состоит из двух этапов: подготовительной работы (зачистка поверхности) и непосредственно заварки. Место заварки зачищают до металлического блеска в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров). Зачистку поверхности можно проводить вручную с использованием пескоструйных аппаратов. Возможно применение других методов очистки (например, химического) для полного удаления продуктов коррозии.

Перед началом заварки выбирают режим сварки. Первый (корневой) шов выполняется электродами диаметром 3 мм на токах не более 100 А, а последующие слои разрешается выполнять электродами диаметром 4 мм на токах не более 140 А. Перед наложением каждого валика поверхность наплавленного металла необходимо очистить от шлака и брызг. После зачистки каждый валик или слой следует просмотреть вначале невооруженным глазом, а потом с помощью лупы 4-10-кратного увеличения.

Ручную электродуговую сварку следует выполнять на возможно более короткой дуге. Перед гашением дуги сварщик должен заполнить кратер путем постепенного отвода электрода и вывода дуги назад на 15 —20 мм на только что наложенный шов. Последующее зажигание дуги производят на металле шва на расстоянии 12—15мм от кратера. Заварку коррозионной язвы разрешается вести ниточными швами (без поперечных колебаний электрода). В этом случае швы накладывают по периметру навстречу друг другу. Центральную часть повреждения заваривают в последнюю очередь. При заварке незначительных коррозионных повреждений (З...6мм по диаметру) электрод должен оставаться на одной точке не более 7 с во избежание прожога стенки. Затем следует прервать заварку, выводя кратер на наплавленный металл. Последующий шов можно накладывать после остывания наплавленного металла шва и удаления шлака.

Некачественные сварные соединения разрешается ремонтировать, если в них имеются любые недопустимые дефекты (кроме трещин длиной более 50 мм), при условии, что сум-

82

марная длина участков ремонта не превышает 1/6 периметра стыка. Стыки, имеющие трещины длиной более 50 мм или суммарную протяженность участков дефектов более 1/6 периметра стыка, необходимо вырезать. Дефекты сварных соединений должны быть полностью удалены с помощью абразивных кругов или газовой резки с последующей зачисткой разделки до металлического блеска.

При ремонте стыка с трещиной длиной до 50 мм засвер-ливают два отверстия на расстоянии не менее 30 мм от краев трещины с каждой стороны. Дефектный участок вышлифовывают полностью и заваривают вновь. Сварные швы после устранения всех дефектов подвергают неразрушающим методам контроля в объеме 100 %.

Повторный ремонт сварных соединений не допускается.

В случае обнаружения вмятин глубиной до Зр5 % от диаметра трубопровода разрешается выправлять их с помощью безударных устройств.

Повреждения трубопровода в виде свищей и трещин длиной до 50 мм ремонтируют без опорожнения от перекачиваемого продукта приваркой накладных элементов заплат, хомутов, муфт (рис. 4.7-4.9).

Рис. 4.7. Аварийный хомут

Рис. 4.8. Прижимное устройство:

1 - скобы; 2 - прокладка; 3, 8 — планки; 4 — гайка; 5 — маховичок; 6 — червяк; 7 — пята; 9 - сварной шов; 10 трубопровод; 11 - шар-нир

83

Рис. 4.9. Галтельная муфта: 1 - трубопровод; 2 - муфта

Размеры накладных элементов и муфт должны перекрывать место дефекта не менее чем на 40 мм от его краев. Заплата должна иметь эллипсовидную форму. Допустимые размеры заплат и муфт представлены в табл. 4.1, в которой принято: a — размер элемента в направлении оси трубопровода (большая ось эллипса); b - ширина заплаты (рис. 4.10). Муфты необходимо использовать в случае, если дефектный участок больше допустимых размеров заплат. Длина муфты без технологических колец должна быть в пределах 150 — 300 мм. При длине муфты более 300 мм должны быть использованы технологические кольца. 1лина технологического кольца должна быть не менее 65; 80; ПО; 150; 120; 180 мм соответственно аая трубопроводов диаметром 426; 530; 720; 820; 1020; 1220 мм.

Таблица 4.1

Допустимые размеры заплат и муфт

Диаметр
Заплата
Муфта

трубы
a< b
без колец
с кольцами

D мм
a, мм
b, мм
a, мм
b, мм

219
150
150
150-200

245
150
150
150-200

273
150
150
150-250

325
150-200
150-200
150-300

350
150-200
150-200
150-300

377
150-200
150-200
150-300

426
150-250
150-250
150-300
300-400

530
150-300
150-300
150-300
300-500

720
150-400
150-400
150-300
300-700

820
150-400
150-400
150-300
300-800

1020
150-500
150-500
150-300
300-1000

1220
150-600
150-600
150-800
300-1200

84

Рис. 4.10. Размещение заплат:

1 - дефект; 2 - продольный шов трубы

Для трубопроводов диаметром 219-377 мм следует использовать муфты без технологических колец.

Заплаты, муфты и технологические кольца должны быть изготовлены из трубг механические свойства, химический состав и толщина стенок которых такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода. Муфты и кольца изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты или кольца должен быть равномерным по всему продольному направлению и составлять 1 —3,5 мм. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты или кольца допускается приваривать сборочные скобы.

Продольные кромки половин муфты и колец должны быть обработаны под стандартную V-образную разделку с углом скоса кромок 30±5° и выборкой под металлическую прокладку. При выполнении сварного шва вдоль боковой образующей трубопровода скос нижней кромки следует уменьшить до 10±2°. Поперечные кромки муфты и технологических колец должны быть обработаны под углом 20-25° без притупления. Кольца обрабатывают с одной стороны. Муфта и кольца должны плотно прилегать к наружной поверхности трубы. При наличии утечки между трубой и накладным элементом помещают прокладку из уплотняющего материала (резины или свинца).

Прижатие латок к очищенному трубопроводу должно обеспечивать необходимую плотность и устойчивость прилегания по всей площади соединения. С этой целью следует применять специальные устройства (наружные центраторы, прижимные хомуты струбцины домкраты и т п) Может быть рекомендовано приспособление (рис. 4.11), которое

85

Рис. 4.11. Прижимное устройство:

1 - трубопровод; 2 - заплата; 3 - трос; 4 - опора; 5 - винт; 6 - гайка; 7 - стержень; 8, 9 - зажимы; 10 - винт установочный

позволяет двум рабочим проводить прижатие латок на трубопроводах диаметром от 300 до 1200 мм с минимальными затратами времени. Оно состоит из специальной гайки с винтом, опоры, стержня-ручки, троса диаметром 12,5 мм, установочного винта и двух зажимов заводского изготовления марки К-055. Винт изготавливается из металлического стержня диаметром 42 мм с отверстием диаметром 25 мм для стержня-ручки, канавкой для фиксации опоры. Опора изготавливается из металлического стержня диаметром 65 мм с сетчатой накаткой и отверстием для установочного винта. Трос крепится одним концом жестко к гайке, второй конец закрепляется зажимом при установке приспособления на трубопроводе.

Технология монтажа:

установка опоры и винта на латку;

запасовка троса в ушко специальной гайкой и закрепление зажимов;

вращение рукоятки винта — прижатие латки;

приварка латки.

Непосредственно перед сваркой кромки заплат и муфт на ширину не менее 10 мм должны быть зачищены до металлического блеска. Участки поверхности трубы, примыкающие

86

к кромкам заплат и муфт, шириной не менее четырех толщин стенки трубопровода также должны быть зачищены до металлического блеска. Участки поверхности трубы под заплатой и муфтой очищают от ржавчины, грязи, масел. Места, подверженные коррозии, должны быть заполнены материалом, предотвращающим дальнейшее распространение местного коррозионного процесса. Муфту следует собирать на поврежденном участке трубопровода, стягивать полумуфты между собой при помощи сборочных скоб или наружного центратора до получения минимально допустимого зазора, а затем продольные кромки фиксировать прихватками. Полумуфты с приваренными сборочными скобами стягивают болтами или шпильками, пропущенными в отверстие скоб. Технологические кольца следует собирать по обе стороны от муфты, а скопленная кромка кольца должна быть обращена к муфте. Продольные швы муфты, технологического кольца и трубопровода должны быть смещены относительно друг друга на величину не менее 100 мм. Приварка продольных швов и колец к стенке трубопровода запрещена. Для этого в местах сборки продольных швов на поверхность трубопровода следует наклеить (с помощью жидкого стекла) полоску стеклоткани или асбеста либо металлическую пластину толщиной 1,5-2 мм, шириной 200 мм.

Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами показана на рис. 4.12.

Заплаты и муфты следует располагать на расстоянии не менее 100 мм друг от друга, от заводских и строительно-монтажных швов. При несоблюдении этого условия дефектный участок следует заменить катушкой.

После прихватки двух половин муфты и колец необходимо удалить все технологические элементы их сборки, а также скобы, временно приваренные к сборочным элементам, и зачистить электрошлифмашинкой поверхность металла. Затем проводят сварку продольных швов.

После заварки продольных швов муфты и колец должны быть заварены поперечные швы с обязательным оплавлением всех трех элементов — стенки трубопровода, кромок муфты и колец. Необработанные поперечные кромки колец не должны завариваться.

Разрешается одновременная сварка продольных или поперечных швов двумя сварщиками.

При повреждениях трубопровода в виде гофр, вмятин, овальности и т.п. без нарушения герметичности, а также при небольших трещинах и свищах, закрытых временными сред-

87

Рис. 4.12. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами:

1 - стенка трубы* 2 - стенка нижней полумусЬтьг 3 - нефтепровод* 4 6 -технологическое кольцо- 5 - полум9та 6 - поперечный строительный шов- 8 - продольный заводской шов- - стенка верхней полумуфты- 10 -асбестовая прокладка толщи-ной 1 -2 мм

ствами (чопикиг накладки и т.д.)г восстановление трубопровода может быть выполнено с помощью специальных муфт.

Муфты заблаговременно изготавливают для всех диаметров обслуживаемых аварийно-восстановительными пунктами магистральных трубопроводов. Размеры муфт и их деталей приведены в табл. 4.2 и рис. 4.13.

Центральную цилиндрическую часть длиной L вырезают из трубы следующего большего по номинальному ряду диаметра D. В качестве конической части муфты используют соответствующий переходник заводского изготовления.

88

Таблица 4.2

Размеры муфты для ремонта

Размеры трубы, мм
Р
азмеры муфты, S1
мм

d
S
D
L, не менее

530
7
720
10
350

530
10
720
12
350

530
12
720
14
350

530
10
630
10
300

530
12
630
12
300

720
7
820
10
400

720
10
820
12
400

720
12
820
14
400

720
14
820
16
450

720
16
820
18
450

820
10
1020
12
500

820
12
1020
14
500

820
14
1020
16
500

820
16
1020
18
550

1020
10
1220
14
600

1020
12
1220
16
600

1020
14
1220
18
650

1020
16
1220
20
650

1220
10
1420
14
700

1220
14
1420
16
700

1220
16
1420
18
850

1220
18
1420
22
750

1420
10
1620
14
800

1420
14
1620
16
800

1420
16
1620
20
900

1420
10
1620
24
900

1420
20
1620
28
900

Примечание. Для всех размеров труб 1 > d, l1 = 12 > 0,1d, i3 a > 0,5d, К = 0,2d.

Цилиндрические части муфты длиной 13 изготавливают из двух полуобечаек, вырезанных из трубы диаметром D. Из той же трубы готовят и кольца "К". Все детали муфты (кроме технологических колец) с помощью прихваток собирают на шаблоне и приваривают корень всех кольцевых швов. Затем муфту разрезают вдоль продольной оси на две половинки так, чтобы рез был продолжением незаверенных пазов конической части муфты. Обе половинки снимают с шаблона, абразивным кругом расчищают корень всех швов и приваривают их изнутри. Усиление подварочных швов, соединяющих коническую часть муфты с цилиндрической длиной 13, снимают абразивным кругом заподлицо с основным металлом.

Ремонт по данной технологии возможен без удаления перекачиваемого продукта из трубопровода при остаточном давлении не более 2,0 МПа.

89

Рис. 4.13. Муфта для ремонта трубопроводов:

1 - пробка; 2 - бобышка

Полумуфты собирают на поврежденном участке трубопровода, стягивают их между собой до получения минимального зазора, а затем сваривают продольные швы.

При этом бобышка должна находиться в верхней точке муфты.

После заварки продольных швов муфты устанавливают технологические кольца "К" и сваривают их продольные швы.

Продольные швы муфты и продольные швы колец должны быть смещены относительно друг друга на величину не менее 100 мм, а зазор между муфтой и кольцом должен быть 6-8 мм.

Сварка выполняется с полным проваром.

После сварки продольных швов муфту кольцевыми швами приваривают к трубе и технологическим кольцам.

Через бобышку заливают нагретую антикоррозионную жидкость так, чтобы в полости между наружной стенкой трубы и внутренней стенкой муфты не осталось воздушных пузырьков.

После заполнения полости в бобышку вставляют пробку и обваривают ее по периметру.

В качестве антикоррозионной жидкости могут использоваться трансформаторное масло, нефть.

После окончания сварочных работ со швов тщательно удаляют шлак и на отремонтированный участок наносят изоляцию.

90

Перед наложением аварийных хомутов, состоящих из двух половин (см. рис. 4.7) с прокладкой из резины или свинца, а также с лапами и болтовыми стяжками (прокладка перекрывает дефекты не менее чем на 40 мм в каждую сторону), необходимо определить границы дефекта (трещины). С этой целью участок трубопровода по 20 мм в каждую сторону от дефекта тщательно очищают от перекачиваемого продукта, изоляции и ржавчины, протирают ветошью, смоченной в керосине, и просушивают.

После этого с помощью специальных приборов (ультразвуковых либо оптических) следует установить границы дефекта. Концы трещин засверливают на расстоянии не менее 30 мм от краев; эти глухие отверстия забивают металлическими пробками и обваривают.

Половины хомута шириной 200-300 мм устанавливают на поврежденное место и стягивают болтами. Зазор между трубой и хомутом не должен превышать 1,5 —2,0 мм.

Прихватками закрепляют половину хомута, закрывающую дефектное место трубопровода. Затем выворачивают болты, обрезают лапы и приваривают к трубопроводу прихваченную половину хомута.

Аварии при трещинах длиной до 50 мм на продольных стыках ликвидируют также с помощью аварийных хомутов, но при условии предварительного сошлифовывания сварного шва заподлицо с трубой. Сквозные трещины поперечных сварных стыков длиной до 50 мм должны ликвидироваться с помощью специальных галтельных хомутов, имеющих желоб. При монтаже в желоб помещается дефектный стык с прокладкой из бензостойкой резины или свинца. Прокладка должна перекрывать трещину на 50 — 70 мм с каждой стороны.

При отсутствии заводских галтельных хомутов разрешается применять хомуты, изготовленные собственными силами в управлениях магистральными нефтепроводами, технология изготовления которых заключается в следующем (рис. 4.14 и 4.15):

вырезают три кольца из трубы соответствующего диаметра (1020 или 1220 мм) с толщиной стенки 12-15 мм: шириной 260 мм — два кольца и 300 мм — одно кольцо;

кольца разрезают на две части вдоль продольных заводских швов; швы сдувают полностью газорезкой со снятием фасок под углом 30° и притуплением кромок на 1,5 — 2 мм;

кольцо 03 накладывают на кольца 01 и 02, при этом между кольцами 01 и 02 образуется желоб шириной 100 мм;

91

Рис. 4.14. Эскиз сварного галтельного хомута для нефтепровода диаметром 1020-1220 мм:

1 - вставка 05; 2 - сварные швы сплошные; 3 - сварной шов сплошной; 4 - место приварки хомута к трубе (шов сплошной вьгсотой 14,4 мм)

кольцо 03 прихватывают к кольцам 01 и 02 в шести точках сначала изнутри, затем снаружи;

приваривают кольцо 03 к кольцам 01 и 02 электродами типа УОНИ 13/55 или Тарант" с внутренней стороны нормальным швом, а потом снаружи усиленным швом согласно ГОСТ 16037-80;

приваривают лапы из металла толщиной 10 мм с усиливающими ребрами;

на стенде из труб соответствующего диаметра устанавливают половинки хомута и определяют длину вставки 05, которую изготавливают по той же технологии, что и сами половинки;

на стенде имитируют установку хомута, проверяют необходимые зазоры, работу стяжных болтов, соответствие вставки и т.п.

Монтаж (установка) галтельного хомута должен выполняться в следующем порядке*

устанавливают половинки хомута на поврежденном месте трубопровода;

92

Рис. 4.15. Сварной галтельный хомут:

1 - труба; 2 - шов усиленный; 3 - хомут; 4 - шов нормальный

болтами (шпильками) стягивают хомут таким образом, чтобы сплошной шов 06 имел зазор 2...3 мм, а внутреннюю поверхность хомута подгоняют к поверхности трубопровода;

приваривают половинки хомута между собой усиленным швом 06 согласно ГОСТ 16037-80;

приваривают хомут к трубопроводу усиленными кольцевыми швами (сначала одну сторону, потом — другую);

окончательно подгоняют вставку 05 по месту и приваривают усиленными швами. При этом не допускается приваривание хомута к трубе — на месте всех продольных швов между хомутом и трубопроводом накладывается асбестовый лист толщиной 3 мм;

после окончания приварки хомута к трубопроводу лапы приваренных половин обрезают заподлицо и производят визуальный контроль сварных швов на наличие дефектов.

93

Рис. 4.16. Забивка обварка чопика:

1 - стенка трубы; 2 -чопик; 3 — отверстие

Количество слоев сварного шва при приварке хомутов, заплат, муфт зависит от толщины их материала: при толщине 7 — 9 мм выполняют 3 слоя, при толщине более 9 мм — 4 слоя.

Отдельные сквозные отверстия (свищи) диаметром до 8 мм могут быть устранены забивкой стальных пробок (чопиков) (рис. 4.16). Для обеспечения плотности чопик выполняется конической формы. Чопик забивают до полного перекрытия течи. Затем выступающую часть чопика срезают электросваркой и формируют на поверхности трубы усиление высотой не более Змм. Наплавкой должно быть захвачено тело трубы на 4 — 5 мм по периметру отверстия.

На нефтепроводах, частично заполненных нефтью, сварочные работы проводить запрещается. Следует выполнять систематический контроль процесса сварочных работ. В него входят; проверка правильности выбора и исправности применяемого оборудования и инструмента, качества подготовки ремонтируемых объектов, соответствия режимов сварки требованиям "Инструкции по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением", визуальный осмотр и обмер геометрических параметров сварных швов, проверка сплошности наплавленного металла методами неразрушающего контроля (радиографический магнитографический, ультразвуковой). Контроль качества

И

94

сварных швов должны выполнять специалисты по радиографической, магнитографической и ультразвуковой дефектоскопии в соответствии с действующими нормативными документами.

4.5. РЕМОНТ УЗЛОВ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

При авариях трубопроводов из-за дефектов тройников (отводов) следует вырезать тройниковый узел целиком и заменить его новым. В этом случае работы производятся аналогично вырезке и замене участка трубопровода (катушки).

Демонтаж (вырезку) тройника выполняют одновременно (при применении энергии взрыва) по трем сторонам узла либо (при механических труборезах) сначала отрезают соединение со стороны отвода, затем из основной магистрали вырезают тройник (как катушку). Монтаж нового тройника начинается со вставки его в основную магистраль (как катушки), затем соединяют отвод с соответствующим трубопроводом (при необходимости - через катушку).

В тех случаях, когда дефект сварного стыка тройникового соединения (для тройников не заводского изготовления) незначителен (трещина до 50 мм или слабый свищ), а замена тройника новым невозможна (не позволяет режим перекачки или отсутствует новый тройник), производят ремонт тройникового узла.

Течь устраняется без применения накладных элементов (например, для свища — чопиком, трещины — заваркой); затем на тройнике собирают усиливающие элементы.

Работы по изготовлению, подгонке, сборке и прихватке деталей усиления выполняют на месте монтажа без остановки перекачки.

Схема ремонта показана на рис. 4.17, а конструктивные размеры тройников и элементов усиления приведены в табл. 4.3.

Из трубы диаметром, равным диаметру трубопровода, вырезают технологическое кольцо, катушку под корыто, другое технологическое кольцо и маркируют в той же последовательности. Разделку кромок производят под углом 30° без притупления.

На катушке вырезают отверстие под усиливающий воротник ремонтируемого тройника с разделкой кромок под прямым углом. Место отверстия должно быть определено с учетом последующей разрезки катушки на два корыта. Резы

95

Рис. 4.17. Схема усиления тройника

выполняют по заводским продольным швам, один из которых должен располагаться по центру отверстия под отвод. Кольцевой зазор между основаниями шва воротника и корытом не должен превышать 3 мм. Продольные заводские швы катушки и технологические кольца вырезают с разделкой кромок под углом 30° и притуплением их на 3 — 4 мм. К каждому корыту привариваются грузозахватные петли.

Участок тройника, на котором будут монтироваться усиливающие детали, необходимо очистить от изоляции и загрязнений. После удаления грата, окалины и обеспечения плотного прилегания корыта к телу трубопровода производят подгонку и прихватку нижнего корыта в 4 — 5 местах по кольцевому шву. Длина каждой прихватки должна быть не менее 50 мм. В такой же последовательности выполняют подгонку и прихватку верхнего корыта. Зазор между корытами

96

Таблица 4.3

Основные размеры тройников и деталей

Размеры трубы,
мм
Толщина обечайки S1 мм
Высота патрубка,
мм
Строительная
длина обечайки, мм
Ширина

основной
патрубка
Ст 17ГС
ВСт.З
Н1г I
слой
(стакан)
Я2, II слой (гильза)
кольца "К",
мм

530x10 530x10 530x10 530x10 530x10 530x10 530x12
237x7 325x7 377x7 377x7 426x10 530x10 530x12
10 10 10 7 12 12 14
12 12 12 12 14 14 16
Н1 = Н-
- 100
Я2 = 0,6H1
71 = ЗЯ, но не более 1500
120

720x10
720x10 720x14 720x10
325x9
377x7 426x7 426x7
12
12 14 14
12
14 16 14
н1 = н -
- 100
Я, = (0,5
_
-0,8)Н1
71 = ЗЯ,
но не более 2000
150

720x12 720x14 720x14 720x16 820x12
530x10 530x12 720x14 620x10 426x7
16 16 16 18 12
16 18 18 20 14



820x12
820x12 820x14 1020x12 1020x12 1020x12
530x10
720x12 820x14 325x9 426x10 530x10
14
14 16 12 12 12
16
18 20 12 14 16 18
20 20 20 20 22 22 14
н1 = я -
- 100
Я, = (0,5
_
-0,8)^
71 = ЗЯ,
но не более 2500
180

1020x12
1020x12 1020x12 1020x12 1020x16 1020x16 1020x16 1220x14
720x12
820x12 820x14 530x10 720x12 820x12 1020x16 325x9
14
14 16 16 16 18 18 14
н1 = н -
-100
Я, = (0,5
_
-0,8)^
71= ЗЯ,
но не более 3000
200

1220x14
1220x14 1220x14 1220x14 1220x16 1220x18 1220x18 1220x18 1220x20
426x10
530x10 720x12 820x12 530x10 720x10 820x12 1020x16 1220x20
14
14 14 16 16 10 20 22 24
14
18
20 20 20 22 22 24 26
н1 = н -
- 100
Я, = (0,5
_
-0,8)Я1
71 = ЗЯ,
но не более 3500
250

со стороны отвода должен быть в пределах 2 — 3 мм ("нижнее" и "верхнее" корыта названы так при горизонтальном отводе). В противоположной отводу стороне между двумя корытами вставляют металлическую полоску шириной

97

150 — 250 мм с зазором 2 —Змм. Разделку кромок производят аналогично кромкам корыт.

На отводе монтируют подкрепляющий стакан из двух половин трубы соответствующего диаметра с вырезами под укрепляющие накладки. Продольные швы стакана не должны совпадать с продольным швом отвода и не должны привариваться к телу трубопровода; с этой целью под продольные швы приклеивают полоску стеклоткани или асбеста. Продольные кромки разделывают под углом 30° с притуплением 3 —4мм и зазором 2 —Змм, а кольцевые — под прямым углом. После плотной стяжки половинки стакана прихватывают между собой в 4 местах и обваривают. На подкрепляющий стакан подгоняют гильзу из двух половин трубы соответствующего диаметра. Продольные швы гильзы не должны совпадать с продольными швами стакана. Смещение должно составлять не менее 100 мм. Продольные кромки разделывают под углом 30° с притуплением 3 мм. Прихватку половинок гильзы производят после сварки продольных швов подкрепляющего стакана при остановленной перекачке продукта по трубопроводу. По обе стороны от собранной обечайки тройника устанавливают кольца. Скошенная кромка кольца должна быть обращена к обечайке тройника. Зазор между кольцом и обечайкой тройника должен составлять 6-8 мм. Сварочные работы проводят после тщательной проверки качества сборки деталей усиления при остановленной перекачке по трубопроводу или без остановки, при рабочем давлении не более 2 МПа. Швы приварки укрепляющих накладок и усиливающего кольца зачищают стальными щетками до металлического блеска. Сварку обечайки тройника следует начинать с продольных швов электродами типа УОНИ 13/45 или УОНИ 13/55 диаметром Змм от середины к краям. Допускается одновременная сварка двух продольных швов двумя или четырьмя сварщиками. Сварка корневых продольных швов должна производиться на режимах, исключающих расплавление трубы. После сварки продольных корневых швов разделку заполнить электродами диаметром 4 мм. Также заваривают продольные швы на обоих кольцах.

После заварки продольных швов усиливающую обечайку приваривают к усиливающему кольцу. Сварку продольных швов подкрепляющего стакана следует выполнять электродами УОНИ 13/45 или УОНИ 13/55. Усиление швов удаляют абразивным кругом. По приведенной выше технологии на стакане монтируют гильзу, стягивают ее половинки и заварива-

98

ют продольные швы. Нижнюю часть гильзы приваривают к усиливающей обечайке тройника угловым швом, катет которого соответствует толщине стенки отвода (гильзы). Верхнюю часть гильзы приваривают к стакану кольцевым швом в два прохода (не менее). Готовят и монтируют на тройнике новый усиливающий воротник из двух половин. Необходимым условием является перекрытие новым воротником периферийного шва старого воротника не менее чем на 100 мм. В последнюю очередь с помощью установленных технологических колец шириной a (см. табл. 4.3) усиливающую обечайку кольцевыми швами приваривают к обечайке тройника. Сварку корневых кольцевых швов между обечайкой тройника, трубой и кольцом выполняют снизу вверх электродами типа УОНИ 13 диаметром 3 мм с обязательным сплавлением всех трех элементов. После заварки всех швов, необходимых для усиления тройника, следует удалить все технологические элементы, временно приваренные к сборочным элементам, и зачистить абразивным кругом поверхность металла.

На усиленный тройник необходимо нанести антикоррозионное покрытие.

Для ускорения опорожнения трубопровода от перекачиваемого продукта, сооружения и подключения обводной линии, подключения резервной нитки и т.д. при выполнении аварийно-восстановительного ремонта может быть принято решение о врезке отвода в основную магистраль.

В зависимости от диаметра врезаемого отвода выбирают соответствующую технологию врезки.

Рассмотрим технологические требования для присоединения отводов при соотношении d/D < 0,5 (d — диаметр отвода, D - диаметр магистрали).

При врезке отводов диаметром до 150 мм может быть применена технология врезки патрубков с соблюдением следующих требований:

врезаемый патрубок с задвижкой по прочностным характеристикам должен соответствовать основному трубопроводу;

высоту патрубка (отвода) необходимо определять технологически, исходя из конструкции применяемого прибора для врезки;

обязательна установка усиливающего воротника (рис. 4.18) при врезке отвода диаметром 100 мм и более, а сам воротник должен изготавливаться из трубы диаметром, равным диаметру магистрали, с большей или равной толщиной стенки; ширина воротника C должна быть равна 0,4d (d — диаметр отвода), но не менее 100 мм.

99

Рис. 4.18. Схема сборки тройника:

1 - стенка верхней полумусЬтьг 2 - стенка нижней полумусЬтьг 3 - стенка трубы; 4 - прокладка ' '

100

Рис. 4.19. Присоединение патрубка (отвода):

1 - продольный шов трубы; 2 - продольный шов воротника; 3 - продольный шов патрубка; 4 - сварной шов; S0 - толщина стенки патрубка

Схема разделки кромок свариваемых деталей показана на рис. 4.19; по всему периметру соединения отвода с магистралью должна быть выполнена внутренняя подварка.

Врезка отводов диаметром 200 мм и более должна выполняться путем присоединения к трубопроводу составного тройника заводского изготовления (тройник состоит из двух полуобечаек, одна из которых имеет отвод и усиливающие полукольца).

Подготовка к монтажным работам включает следующие операции:

101

очистку места присоединения от изоляции;

определение местоположения продольных и поперечных сварных швов;

определение толщины стенки трубы и ее качества (ультразвуковым методом контролируется пояс шириной 40-60 мм под предполагаемые кольцевые швы; стенка трубы не должна иметь дефектов и отклонений толщины, более допускаемых по СНиП);

зачистку до металлического блеска с помощью шлифма-шинки, напильников, щеток мест под сварку;

очистку от грязи и ржавчины кромок свариваемых деталей тройника.

Работы по присоединению тройников разрешается выполнять на опорожненных и заполненных перекачиваемым продуктом трубопроводах при внутреннем давлении до 2,0 МПа. Тройник следует собирать на трубопроводе с помощью технологических скоб или наружных центраторов, добиваясь плотного прилегания полуобечаек к стенке трубы и обеспечения зазора между их кромками в 2 —5 мм.

Наружные центраторы и другие сборочные технологические элементы снимают только после сварки корневого слоя продольных швов как тройника, так и силовых элементов.

Сварка продольных кромок полуобечаек тройника, особенно первых двух проходов, должна выполняться от середины к краям обратно-ступенчатым методом. Допускается одновременная сварка двух продольных швов двумя или четырьмя сварщиками.

После сварки продольных швов силовых элементов и тройника должны выполняться кольцевые швы способом сварки "на подъем" с обязательным оплавлением всех составных элементов - стенки трубопровода, кромок тройника и силовых элементов.

4.6. ЛИКВИДАЦИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ НА ЛИНЕЙНОЙ АРМАТУРЕ

При повреждении корпуса задвижки (обратного клапана) необходимо вырезать задвижку из трубопровода и вставить на ее место новую. Поврежденную арматуру вырезают таким же образом, как и поврежденный участок трубопровода; соединение арматуры с трубопроводом должно производиться с помощью переходников заводского изготовления или кату-

102

шек из труб с промежуточной толщиной стенки и длиной не менее 250 мм. Работы выполняются с соблюдением требований завода — изготовителя задвижки.

В исключительных случаях (отсутствие арматуры на замену или невозможность длительной остановки трубопроводов), при утечках в корпусе в виде отпотин, допускается ремонт путем зачистки дефектного места с последующей его заваркой либо приваркой заплаты.

При утечках во фланцевых соединениях, а также неисправности в деталях арматуры аварию ликвидируют после освобождения ремонтируемого участка от перекачиваемого продукта до уровня ремонтируемого разъема.

Набивку сальников задвижек производят после остановки перекачки при отсутствии избыточного давления в трубопроводе. Допускается набивка сальниковых уплотнений без остановки перекачки, которая должна выполняться по специальной инструкции.

Используются также следующие способ и технология набивки сальниковой камеры. В качестве набивки применяется крошка маслобензостойкой резины (может быть получена из бывших в употреблении шаровых разделителей или манжет скребков; размеры зерен крошки должны быть в пределах от 10x10x0,5 до 5x5x0,2 мм). Смоченная в масле (машинном, трансформаторном, автоле и т.д.) крошка нагнетается в сальниковую камеру через специально подготовленное отверстие с помощью приспособления для набивки сальника (рис. 4.20).

Технологическая последовательность выполнения операций:

сверление отверстия под резьбу диаметром 22 мм на глубину (В-5), мм, где В - толщина стенок сальниковой камеры;

нарезка резьбы М24;

вворачивание приспособления для сверления под давлением, состоящего из пробкового крана высокого давления и камеры уплотнения;

после сверления — закрытие крана и отвинчивание уплот-нительной камеры сверла;

монтаж нагнетателя вместо снятой уплотнительной камеры;

открытие крана;

ослабление грундбуксы;

нагнетание набивки до появления масла в щели между штоком задвижки и грундбуксой;

проверка легкости вращения или хода штока задвижки;

перекрытие крана и демонтаж: нагнетателя.

103

Рис. 4.20. Набивка сальника под давлением:

а - засверливание- 1 - сверло- 2 - дрель- 3 - грундбукса- 4 - шток- 5 -сальниковая набивка; б - нарезка резьбы 1 - грундбукса 2 - стенка камеры-б - монтаж устройства и досверливание- 1- сверло' 2 - кран- 3 -камера управления; 4 - дрель; г- нагнетание набивки: 1 - нагнетатель; 2 - спрессованная стружка

Нагнетание наполнителя в сальниковую камеру производится гидротрансформатором (нагнетателем), который приводится в действие с помощью ручного насоса, соединяемого шлангом высокого давления с цилиндром низкого давления нагнетателя. Этот цилиндр и манжеты могут быть взяты от главного цилиндра экскаватора ЭО-2621.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Глава № 4

Навигация

Аннотация-Введение-Оглавление-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта