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)

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.

анекдоты

программы

истории

aAa Of A

ё ё QeOU NOf f б i 16 Аё fa ё Q

a AKa ё feAa щ б i

fOi Юё её Qe Ne Q

5.1. i6'i 5 ё а ё Ёа u aAa 65 б её ?eEU NOc 5 ё Её id Аё fa A 561 Юё её ?eNA

Ремонт поврежденного участка трубопровода путем его замены производят при обнаружении (наличии):

трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы;

разрыва кольцевого (монтажного) шва;

разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы;

вмятины глубиной, превышающей 3,5 % диаметра трубы;

царапины глубиной более 30 % толщины стенки и длиной 50 мм и более.

В зависимости от принятой технологии ведения работ замена участка трубы может осуществляться: с остановкой перекачки нефти по трубопроводу на весь период восстановительных работ, при этом аварийный участок может полностью или частично освобождаться от нефти;

с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоединения.

Технология замены поврежденного участка с остановкой перекачки широко применяется при ремонте отечественных нефтепроводов. По этой технологии после остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками. При авариях на нефтепроводах с системой телемеханизации происходит автоматическое отключение насосных агрегатов и локализация поврежденного участка линейными задвижками.

По прибытии бригады на место аварии в первую очередь принимаются меры по ограничению зоны растекания нефти, исключающие попадание ее в опасные в пожарном отношении места и водоемы, а также по обеспечению нормальной жизнедеятельности населения. Устанавливается связь с де-

105

Рис. 5.1. Технология замены поврежденного участка нефтепровода

без прокладки обводной линии:

‡ — обнаружение места аварии; · — вскрытие места аварии и откачка неф-

ти; ‚ — вырезка и удаление поврежденного участка; „ — пе‰екрытие полости трубопровода тампоном из карбамидной композиции; - подгонка и вварка новой катушки, пуск нефтепровода; A - засыпка трубы; 1 - прибор для обнаружения места аварии; 2 - нефтепровод; 3 - место разрыва трубы; 4 — вырезанная катушка; 5 — передвижная установка для заливки карбамидной композиции; 6 — подающий шланг; 7 — тампон; 8 — вваренная катушка; 9 — земляной валик

журным диспетчером, ведется подготовка к вскрытию участка нефтепровода и разработке земляной емкости для сбора вытекающего нефтепродукта. Порядок организации работ для случая замены поврежденного участка нефтепровода без прокладки обводной линии (рис. 5.1) следующий:

определяют место аварии;

вскрывают участок с одновременной откачкой вытекающей нефти;

вырезают безогневым методом окна в трубопроводе и производят откачку нефти из трубы;

перекрывают внутреннюю полость трубопровода и вырезают дефектный участок;

размечают новую катушку;

производят центровку и вварку новой катушки;

106

осуществляют контроль качества сварных швов;

изолируют отремонтированный участок и засыпают грунтом.

Сущность способа замены поврежденного участка с прокладкой обводной линии состоит в том, что в аварийном порядке производят перекрытие поврежденного участка трубопровода, врезку и прокладку обводной линии для возобновления перекачки. Основные же восстановительные работы по замене участка трубы выполняются в обычном ритме, что способствует повышению качества монтажно-сварочных работ.

Схема производства работ при замене дефектного участка трубы с применением обводной линии показана на рис. 5.2. Одновременно с началом аварийно-восстановительных работ по вскрытию участка трубопровода, сбору и откачке вытекающего нефтепродукта с обеих сторон удаляемой секции трубопровода (без его опорожнения) устанавливают перекрывающие устройства для отсечения поврежденного участка от основной магистрали.

При производстве этих работ выполняются два вида сложных и ответственных операций: вырезка отверстий в трубопроводе и ввод через них перекрывающих устройств. Для этого в месте ввода перекрывающих устройств к трубопроводу привариваются два патрубка или разрезные тройники. Во фланце тройника имеются специальные пазы для установки заглушек после окончания ремонтных работ. К патрубкам присоединяют специальную запорную арматуру, к которой монтируют механизм для вырезки отверстия. Конструкция механизма позволяет вырезать отверстия в трубопроводе, находящемся под давлением перекачиваемого нефтепродукта.

После вырезки отверстий механизм демонтируют, арматуру закрывают и на его место устанавливают приспособление для ввода перекрывающих устройств. Перекрывающее устройство представляет собой заглушку в форме ребристого конуса, смонтированную на тягах. Заглушка в трубопроводе располагается основанием конуса в сторону повышенного давления жидкости в целях обеспечения плотного прилегания краев неопреоновой чашки к стенкам трубопровода.

Конструкция заглушек позволяет удерживать рабочее давление жидкости в трубопроводе. Сверление отверстий производят цилиндрической трубчатой фрезой с торцевой рабочей частью. Фрезу устанавливают точно по оси предполагаемого отверстия, а раму крепят к фланцу. Фрезерный шпиндель

107

Рис. 5.2. Схема производства работ с применением обводной линии:

$ — установка перекрывающих устройств для отсечения поврежденного участка от основной магистрали; • — установка обводной линии; , — удаление поврежденного участка и замена новым; „ — демонтаж: перекрывающих участков и ввод в действие трубопровода

снабжен специальным устройством, которое удерживает вырезанный кусок металла и позволяет его извлечь. Вращательное движение фрезы и ее подача обеспечиваются встроенным в рамку пневмо- или гидроприводом. После вырезки отверстий в трубопроводе и демонтажа сверлильного устройства к запорной арматуре подсоединяют обводной трубопровод, по которому и направляется поток перекачиваемого продукта. Поврежденный участок удаляют и заменяют новым.

После выполнения этих операций перекрывающие устрой-

108

ства демонтируют, патрубки заглушают специальными сегментными заглушками, запорную арматуру на обводной линии перекрывают, и поток нефтепродукта направляется по основному трубопроводу.

При замене поврежденного участка наиболее ответственными являются работы по вырезке дефектного участка трубопровода и вварке новой “катушки”. Эти работы должны выполняться с соблюдением определенных требований.

Длина вырезанного дефектного участка трубопровода должна быть больше длины самого дефекта не менее чем на 100 мм с каждой стороны.

Способ вырезки дефектного участка трубопровода должен назначаться в зависимости от конкретных условий, наличия соответствующих технических средств и примененной технологии АВР. Могут быть использованы:

холодная резка (с помощью специальных машинок для резки труб во взрывоопасном исполнении типа МРТ, “Фаин”);

газовая резка (резка пламенем от сгорания пропано-кислородной смеси);

резка с применением энергии взрыва.

При выборе способа вырезки необходимо иметь в виду следующее:

холодная резка требует обеспечения свободного вращения вокруг трубопровода двигателя с редуктором, т.е. соответствующей подготовки котлована, а также охлаждения рабочего органа (фрезы) смазочно-охлаждающей жидкостью для обеспечения пожарной безопасности;

газовая резка возможна только при условии выполнения всех противопожарных требований, предъявляемых к ведению огневых работ во взрывоопасных условиях (т.е. трубопровод должен быть опорожнен и загерметизирован);

вырезка дефектного участка трубопровода с помощью энергии взрыва применяется на заполненных перекачиваемым продуктом или опорожненных трубопроводах в соответствии с действующим руководством по их применению.

Подготовка концов трубопровода под монтаж и сварку необходима для правильного формирования сварного шва и соответствия размеров вставки размерам вырезанной части трубопровода. С этой целью рекомендуется применять специальные приспособления для разметки, которые позволяют переносить размеры вставки на конец трубопровода или наоборот - размеры вырезанной части трубопровода на вставку. В этом случае концы трубопровода отрезаются по

109

тем лее размерам, что и новая вставка, с учетом зазоров и притупления кромок, благодаря чему обеспечиваются качество и быстрота выполнения монтажных работ.

Минимальная длина катушки должна составлять для труб диаметром до 530 мм не менее 0,5 м; для труб диаметром 530 мм и более - быть равной диаметру трубопровода, а толщина стенки ввариваемой трубы должна быть равна толщине стенки магистрали. Катушку необходимо изготавливать из предварительно опрессованной трубы. Давление опрессов-ки должно соответствовать 0,95 от(от — предел текучести металла трубы), а время с момента опрессовки до ремонта не должно превышать полгода.

Монтаж: катушки производят с помощью специальных приспособлений (домкрата, струбцины, наружного центратора и т.п.) и грузоподъемных механизмов (автокрана, крана-трубоукладчика) и т.д.

Расстояние между швами приварки катушки и кольцевыми стыками на основном трубопроводе должно быть не менее диаметра трубы. В исключительных случаях допускается уменьшение этого расстояния до 250 мм, но при этом старый сварной стык на трубопроводе должен быть подварен изнутри и просвечен.

При сборке труб под сварку смещение кромок при одинаковой толщине стенок допускается до 20 % толщины стенки трубы, но не более 3 мм на 1/3 окружности стыка. Смещение кромок на нижней (потолочной) части стыка недопустимо.

Соединение разностенных труб, труб с деталями трубопроводов или труб с запорной арматурой допускается при следующем соответствии (табл. 5.1).

При значениях разностенности, больше указанных в табл. 5.1, между стыкуемыми элементами должны быть вмонтированы переходник заводского изготовления или вставка из труб промежуточной толщины длиной не менее 250 мм. Допускается соединение разностенных труб при разностенности до 1,5 толщины стенки путем специальной обработки кромок, а при разностенности более 1,5 толщины стенки —

Таблица 5.1

Допускаемая разностенность свариваемых труб

Наибольшая толщина стенки, мм
Разность толщин стыкуемых элементов, мм

Не более 12,0 Более 12,0
Не более 2,5 Не более 3,0

110

обработкой кромок с двух сторон. Сборка труб с заводским продольным швом, сваренным с одной стороны, производится таким образом, чтобы продольные швы обеих труб имели смещение не менее 100 мм. При сборке труб, у которых заводской шов выполнен с внутренним подваром, смещение продольных швов необязательно. Допускается правка плавных вмятин на торцах труб глубиной до 3,5 % диаметра труб и деформированных концов труб безударными разжимными устройствами. При этом на трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кгс/мм2) допускается правка вмятин и деформационных концов труб при положительных температурах без подогрева. При отрицательных температурах окружающего воздуха необходим подогрев на 100- 150 "С. На трубах из сталей с нормативным временным сопротивлением 539 МПа (55 кгс/мм2) и выше — с местным подогревом на 150 —200 °С при любых температурах окружающего воздуха.

Стыкуемые трубы фиксируются при помощи прихваток, которые располагаются равномерно по периметру стыка; длина прихваток зависит от диаметра труб и должна соответствовать значениям, представленным в табл. 5.2.

Наложение шва поверх прихваток допускается только после их тщательной очистки от шлака. Неудовлетворительно выполненные прихватки должны быть полностью удалены.

Допускается производить сварку стыка двумя сварщиками при диаметре трубопровода 529-1220 мм, а при длине вставляемой катушки более 3 м разрешается сварка одновременно двух стыков.

Если после вырезки дефектного участка наблюдается значительное нарушение соосности и "уход" концов трубопровода, то для облегчения центровки катушки и восстановления соосности трубопровода необходимо концы трубопровода освободить от грунта на расстоянии 15 — 20 м в обе стороны от дефектного участка. Если же вскрытие трубопровода не обеспечивает выполнение центровки, то следует применить кривые вставки холодного гнутья.

Таблица 5.2

Количество и длина прихваток

Показатели

Диаметр, мм

до 400
400-1000
1000-1400

Количество прихваток, не менее Длина прихваток, мм
2 30-50
3 60-100
4 100-200

111

Аварийно-восстановительные работы с заменой дефектного участка трубопровода, проложенного в ущельях, труднодоступных для технических средств, производятся путем демонтажа участка трубопровода с его извлечением из ущелья с помощью лебедок. Восстановительная работа выполняется вне ущелья, после чего трубопровод протаскивают по опорам с постепенным нарушением и укладывают вновь в ущелье.

Контроль качества сварочно-монтажных работ при ремонте трубопроводов организуется ответственным руководителем работ и осуществляется в форме пооперационного контроля в процессе сборки и сварки стыков; визуального осмотра и обмера геометрических параметров сварных швов; проверки сплошности наплавленного металла неразрушаю-щими методами контроля.

По результатам контроля оценивается качество работ и дается заключение о готовности трубопровода к пуску.

Некачественные сварные соединения разрешается ремонтировать, если в них имеются любые недопустимые дефекты (кроме трещин длиной более 50 мм) при условии, что суммарная 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. Сварные швы после устранения всех дефектов подвергают контролю неразрушающими методами в объеме 100 %.

Повторный ремонт сварных соединений не допускается.

5.2. ОСВОБОЖДЕНИЕ АВАРИЙНОГО УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА ОТ НЕФТИ И ОБРАТНАЯ ЗАКАЧКА НЕФТИ В НЕФТЕПРОВОД

Выполнение работ по замене поврежденного участка магистральных нефтепроводов без байпасной линии связано с остановкой перекачки, отсечением участка от основной магистрали и опорожнением его от нефти. Опорожнение локали-

112

зованного участка является в большинстве случаев самой длительной операцией и занимает больше половины общего времени восстановления. Время опорожнения зависит от ряда факторов: рельефа местности, по которой проходит трасса нефтепровода, расстояния между задвижками, места расположения повреждения на трубе и т.д.

Для ускорения опорожнения применяется откачка нефти насосами в проложенный вблизи нефтепровод, а если такого нет, то в земляной котлован. Насосы должны иметь высокую всасывающую способность и большую подачу. Использование различных конструкций герметизирующих тампонов, выдерживающих статическое давление в нефтепроводе, дает возможность намного сократить объемы откачиваемой из трубопровода нефти. Но даже принудительная откачка не позволяет значительно ускорить процесс опорожнения. Многое зависит от скорости притока нефти к месту приема насоса. Для ускорения подтекания нефти к месту откачки в повышенных местах нефтепровода проделывают отверстия для того, чтобы не создавалось разрежение, или подгоняют нефть различными разделителями (поршнями) с помощью компрессорных установок.

Если нефть выходит из нефтепровода самотеком в большом объеме, то ее откачивают насосом из ремонтного котлована в котлован для нефти. В случае, когда нефть слабо выходит из трубы или совсем не выходит, в трубопроводе вырезают окна и через них производят откачку нефти насосами. После окончания ремонта собранную нефть обратно закачивают в трубопровод. Эффект от использования насосной установки будет более высоким, если применять ее для откачки и закачки нефти. К таким установкам относятся передвижные насосные агрегаты ПНА-1 и ПНА-2. Агрегат ПНА-2 имеет по сравнению с ПНА-1 большую подачу как на режиме опорожнения, так и на режиме закачки, благодаря чему сокращается время простоя нефтепровода. Передвижной насосный агрегат ПНА-2 монтируется на шасси трехосного грузового автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1. Он имеет основной центробежный насос НПС 200-700 и вспомогательный подпорный центробежный самовсасывающий насос С-569М. Наибольшая подача насоса НПС 200-700 при откачке нефти - 250 м3/ч.

Откачка и закачка нефти с применением агрегата ПНА-2 производится следующим образом (рис. 5.3). Если котлован для сбора нефти удален от нефтепровода более чем на 50 м, в работе участвуют оба насоса - основной и подпорный.

113

Рис. 5.3. Схема откачки нефти из трубопровода с применением агрегата ПНА-2:

1 - агрегат ПНА-2; 2 - насос подпорный; 3 - рукав всасывающий; 4 - трубопровод; 5 - рукав напо,ный; 6 - муфта соединительная; 7 - быстроразборный трубопровод; 8 - кабель; 9 - магистральный нефтепровод; 10 11 - манометры; 12 - насос основной; 13, 14 - котлованы; 15 - котлован ремонтный; 16 — электродвигатель; 17 — силовая установка

Подпорный насос 2 забирает нефть из ремонтного котлована 15 или нефтепровода 9 и подает ее по трубопроводу 4 на основной насос 12, а от него нефть по трубопроводу 7 откачивается в котлован 13 для сбора.

При опорожнении нефтепровода, когда котлован находится на расстоянии не более 50 м, откачка ведется только подпорным насосом 2 по трубопроводу 4, заканчивающемуся гибким напорным рукавом 5, опущенным в котлован 14 для сбора нефти. После окончания ремонтных работ собранная в котловане 13 или 14 нефть закачивается обратно в нефтепровод 9. Для этого в нефтепровод врезают штуцер с фланцем, к которому подсоединяют напорный трубопровод 7, а подпорный насос 2 устанавливают у котлована с собранной нефтью. Всасывающий рукав 3 подпорного насоса на конце должен иметь фильтр.

5.3. Ёбё a 6ia aAn a u Qg iieO^ д 6а ё ё а ё ё ?а 5 О! Юё её ?ё NA

Герметизация внутренней полости нефтепровода относится к подготовительным операциям, выполняемым для соблюдения требований техники безопасности и противопожарных норм при проведении монтажных работ.

Одним из широко известных и до сих пор применяемых методов герметизации внутренней полости трубопровода является создание глиняной пробки. Глиняная пробка набивается для ограждения места ведения огневых работ от основной магистрали, заполненной взрывоопасными и горючими парами нефтепродукта. Необходимая длина пробки зависит от характера местности, качества глины, времени года, диаметра трубопровода и т.д., но должна составлять не менее двух диаметров трубы и гарантировать безопасность огневых работ, выполняемых вручную.

Набивку и трамбование глиняной пробки обычно производят вручную. Глину предварительно тщательно перемешивают до густого тестообразного состояния. В зимнее время глину предварительно оттаивают и добавляют солидол для предотвращения смерзания. Затем глину набивают в полость труб через окна, которые вырезают одним из безогневых способов.

Для герметизации внутренней полости трубопровода кроме глиняных пробок, создание которых является весьма тру-

115

доемкой и малопроизводительной операцией, применяют и другие способы, принцип действия которых основан на введении внутрь трубопровода различных шаров, пробок, скребков и иных механических разделителей, используемых при замене участков нефтепроводов в плановом порядке.

Одним из таких способов перекрытия является установка резинового разделителя, выпускаемого американской фирмой International Pipeline Equpment. Перекрывающая пробка состоит из мягкого надувного цилиндра и металлической направляющей конструкции. В том месте, где должна быть установлена перекрывающая пробка, приваривают два патрубка с фланцами под углом 90 ° к оси трубопровода и к ним монтируют запорную арматуру высокого давления. Арматура служит для пропуска улавливающих штифтов специальной конструкции, позволяющих закачивать через них жидкость в полость пробки под высоким давлением. Пробка вводится в трубопровод в ближайшей камере пуска скребков и течением перекачивающей жидкости перемещается к улавливающим штифтам.

Конструкция направляющей головки пробки позволяет штифтам входить в контакт с пружинным клапаном, расположенным в ее металлической части. Жидкость насосами закачивается через штифты и пружинный клапан в надувную часть пробки, которая, расширяясь, герметично прижимается к стенкам трубопровода.

Этот способ герметизации заслуживает особого внимания при плановых ремонтных работах с заменой участка, так как отпадает необходимость сброса большого количества перекачиваемого нефтепродукта, находящегося между перекрытыми задвижками.

Американская фирма Regent Jack Mfg Co разработала способ и изготавливает оборудование для перекрытия сечения трубопровода путем обжатия (сплющивания) стенок трубы. Сплющивание производится прессом массой 630 т.

Для восстановления сечения трубы губки пресса поворачивают на 90 °, и пережатый участок выравнивается до первоначальной формы. Данное оборудование может быть использовано только на участках трубопроводов малых диаметров, изготовленных из наиболее вязких сталей и работающих под давлением до 1,4 МПа.

Необходимо отметить, что перечисленные способы перекрытия сечения трубопровода, разработанные за рубежом, на практике находят ограниченное применение из-за технических и организационных трудностей.

116

Рис. 5.4. Тампон-герметизатор:

1 - скоба; 2 - манжета; 3 - патрубок; 4 - автомобильная резиновая камера; 5 - скоба; 6 - труба диаметром 219x8;

7 - манжета; 8 - серьга; 9 - труба; 10 - стыковочный узел

Из отечественных механических перекрывающих устройств представляет интерес тампон-герметизатор (рис. 5.4), состоящий из двух одинаковых частей, соединенных между собой стыковочным узлом 10. Каждая часть включает манжету 7, катушку и уплотняющий элемент, состоящий из трубы 6 соответствующего диаметра, автомобильной резиновой камеры 4 и манжеты-покрышки 2, изготавливаемой на специальной пресс-форме.

После опорожнения нефтепровода, вырезки дефектного участка, очистки концов труб от остатков нефти и парафина приступают к запасовке тампона-герметизатора. Обе части тампона запасовываются в открытые торцы нефтепровода таким образом, чтобы после монтажа, сварки катушки и пуска перекачки, перемещаясь с потоком нефти, эти части соединились в единое целое. С этой целью части тампона устанавливают в открытые торцы нефтепровода в следующем порядке (по ходу перекачки): вначале часть тампона со стыковочной осью, а в противоположном торце — часть тампона с раструбом-ловушкой.

Перед установкой тампона-герметизатора в трубопровод из его уплотнительных элементов стравливают воздух до давления 0,001^-0,005 МПа.

После установки обеих частей тампона в трубопровод в уплотняющих элементах создается давление воздуха 0,2-ь 0,01 МПа.

Проверяют герметичность уплотняющих элементов, после чего приступают к подгонке концов труб и врезке “катушки". После врезки “катушки” и вывода нефтепровода на режим тампон принимается в ближайшей по ходу перекачки нефти камере приема-пуска скребка.

Другим герметизирующим устройством служит так называемая пробка-герметизатор для нефтепровода диаметром 720 мм (рис. 5.5.). Она состоит из баллона с намотанным на него кожухом, предназначенным для создания уплотнения и повышения силы трения между стенкой трубопровода и пробкой, удерживающей ее в рабочем положении; брезентового кожуха, служащего для создания жесткости пробки; резинового кожуха, предназначенного для уплотнения пробки по всему сечению трубопровода, и пояса из листовой сырой резины, служащего мягкой прокладкой между стенкой трубопровода и пробкой.

Пробка герметизации собирается следующим образом. Баллон, накачанный до размера 680 мм по наружному диаметру, монтируют в брезентовый кожух. В подгиб лепестков

118

Рис. 5.5. Пробка-герметизатор:

1 - полоса сырой резины; 2 - баллон; 3 - шнур капроновый; 4 - флиппер; 5 - кожух брезентовый; 6 - кожух резиновый

брезентового кожуха вставляют капроновый шнур диаметром 10 мм и лепестки кожуха стягивают при помощи этого шнура. Затем баллон с брезентовым кожухом помещают в резиновый. При установке пробки герметизации внутрь трубопровода на ее наружный диаметр накладывают пояс из листовой сырой резины шириной 250 мм. Пробку устанавливают перпендикулярно оси трубопровода и в ней создают давление 0,2...0,3 МПа.

Для перекрытия внутренней полости трубопровода при ликвидации аварии применяется также резиновый запорный шар. Используется он совместно с глиняными тампонами. Резиновый запорный шар (рис. 5.6) представляет собой камеру типа футбольного мяча диаметром 500... 1220 мм, изготовленную из бензостойкой резины толщиной 2 мм. Шар заводят во внутреннюю полость нефтепровода через вырезанное в его стенке окно и с помощью шланга длиной 20 м соединяют с выхлопной трубой автомобиля. Не полностью накачанный шар проталкивают по нефтепроводу на 750-800 мм от окна, удерживают в таком положении и накачивают выхлопными газами до давления 0,04 МПа. Далее производят набивку глиняного тампона на длину 600 — 700 мм, не доходя до окна 150 мм. Шланг отсоединяют от ниппеля шара, ниппель перегибают и стягивают проволокой. Аналогично выполняется операция по установке шара со стороны второго окна. После очистки полости между тампонами и соответствующего контроля концентрации паров приступают к огневым работам.

Созданы тампоны-герметизаторы из резинокордной оболочки. Тампон-герметизатор (рис. 5.7) состоит из оболочки 2, имеющей ребристую поверхность для плотного контакта с

119

Рис. 5.6. Резиновый запорный шар:

1 - шар из бензостойкой резины; 2 - шланг резиновый; 3 - место закачки отработанных газов автомобиля или инертного газа; 4 - окно для заправки шара и набивки тампона; 5 - дефектный участок трубопровода; 6 — тампон из глины

внутренней поверхностью трубы, ушек 1 и ниппеля 3 для закачки воздуха.

Тампоны устанавливают с открытого торца трубопровода и применяют при температуре окружающего воздуха от минус 4 до плюс 25 °С.

На рис. 5.8 показана схема перекрытия нефтепровода с помощью тампонов-герметизаторов из резинокордной оболочки.

К трубопроводу 1 для откачки нефти на расстоянии 30 м от намеченного места среза дефектного участка приваривают отвод с задвижкой. Исходя из допустимого значения гидростатического давления в трубопроводе, удерживаемый тампоном уклон ремонтируемого участка не должен превышать 22 град.

Использование тампонов для перекрытия трубопроводов с уклоном ремонтируемого участка более 22 град, не допускается.

Для контроля давления в трубопроводе к отводу приваривают штуцер с манометром.

120

Рис. 5.7. Тампон-герметизатор из резинокордной оболочки:

1 - ушко; 2 - оболочка; 3 -ниппель

Рис. 5.8. Схема перекрытия трубопровода с помощью тампона-герметизатора из резинокордной оболочки:

1 - трубопровод; 2, 5 -манометры с клапаном; 3 — шланг; 4 — катушка; 6 — компрессор; 7 — тампон; 8 — штуцер; 9 — отвод для откачки нефти

К отводу с задвижкой присоединяют передвижной насосный агрегат, который должен располагаться на расстоянии не менее 30 м от ремонтируемого участка трубопровода.

121

После остановки перекачки и закрытия ближайших линейных задвижек ремонтируемый участок трубопровода опорожняют от нефти. На трубопроводе вырезают дефектный участок длиной, позволяющей установить тампоны в трубу.

Тампон вводят в трубопровод; к отводу, вмонтированному в оболочку тампона, присоединяют резинотканевый шланг 3 длиной не менее 2 м с инвентарным выносным клапаном и манометром 2.

Расстояние между торцом трубы и тампоном должно быть не менее 700 мм. При подгонке и резке концов труб огневым методом на торец тампона устанавливается временный защитный экран из картона, паронита и т.п. диаметром, равным внутреннему диаметру трубопровода.

Выносной клапан при помощи гибкого резинотканевого шланга 3 присоединяют к компрессору 6.

Включают компрессор и производят заполнение тампона воздухом. Проверяют плотность прилегания тампона к стенке трубы и герметичность перекрытия трубопровода. Подводящий шланг отсоединяют от выносного клапана. Клапан вместе со шлангом (длиной 2 м) остается внутри трубопровода.

После завершения ремонтно-восстановительных работ штуцер 7 должен быть демонтирован, отверстия заглушены металлическими пробками и обварены, а задвижка заглушена.

Отремонтированный участок трубопровода в установленном порядке заполняют нефтью и возобновляют перекачку. Тампоны потоком нефти выталкиваются в камеру приема-пуска очистных устройств.

Разработана технология создания тампонов из карбамид-ной композиции для перекрытия нефтепроводов диаметром до 1220 мм, опорожненных от нефти, путем закачки смеси внутрь трубопровода с открытого торца при замене дефектного участка.

Технологический процесс перекрытия внутренней полости нефтепроводов с использованием карбамидной композиции состоит из следующих операций:

приготовление компонентов в специальном блоке, имеющемся на установке;

создание герметизирующих тампонов на месте производства аварийных работ.

Для получения карбамидной композиции применяются дешевые, легкодоступные материалы, выпускаемые отечественной промышленностью. Это технический карбамид (ГОСТ

122

2081-75), дизельное топливо летнее (ГОСТ 305-82), жидкие парафины (н-парафины), выделенные из дизельной фракции нефти карбамидным методом. К этим компонентам добавляется техническая вода.

Компоненты карбамидной композиции готовятся в двух емкостях, оборудованных мешалкой, обогревателем и указателем уровня. Одна емкость заправляется дизельным топливом, к которому добавляют жидкие парафины в количестве 18 — 25 %. Полученную смесь тщательно перемешивают, поддерживая температуру в пределах 25 — 35 °С в зависимости от температуры насыщения. Во второй емкости готовится вод-но-карбамидная суспензия.

Порядок приготовления водно-карбамидной суспензии следующий. В емкость наливают воду, включают обогрев и перемешивание, загружают карбамид, добавляют жидкие парафины и перемешивают до образования белой сметанооб-разной массы. Температуру доводят до температуры заливки. Подготовленные компоненты перемешивают с помощью винтовой мешалки, и смесь подают в трубопровод с открытого торца.

Ремонтные работы производятся не ранее чем через 1 -2 ч после окончания заливки. По окончании ремонтных работ тампон удаляется давлением перекачиваемой жидкости или разогревом до температуры растворения (не ниже 80 °С).

Институтом ИПТЭР предложен способ перекрытия трубопровода с нефтью путем его охлаждения до замерзания нефти и образования отсекающей ледяной пробки. Данный способ отличается от известных тем, что с целью сокращения времени образования отсекающей пробки при одновременном снижении расхода хладагента перед охлаждением трубопровода повышают температуру замерзания нефти путем удаления из нее легких фракций. На рис. 5.9 дана схема, поясняющая способ.

Нефть из трубопровода 1 насосом 2 подается в емкость 3, где при пониженном давлении (с целью интенсификации процесса и снижения энергозатрат) подвергается нагреву. Легкие фракции нефти, выделяющиеся в процессе нагрева, удаляются из емкости 3, а оставшаяся нефть насосом 4 по магистрали 5 возвращается на участок трубопровода, охлаждаемый испарителем 6 (в виде кольцевой рубашки) холодильной машины (на чертеже не показана). Замораживание нефти до образования отсекающей ледяной пробки производится путем охлаждения трубопровода за счет циркуляции хлад-

123

Рис. 5.9. Способ перекрытия нефтепровода с помощью хладагента: 1 — нефтепровод; 2 — насос; 3 — емкость; 4 — насос; 5 — магистраль; 6 — испаритель

агента через кольцевую рубашку, длина которой выбирается несколько больше расчетной длины отсекающей пробки.

Намороженную пробку после окончания ремонтных работ расплавляют путем закачки в трубопровод подогретой нефти.

5.4. аАа Oq А ё ё ?eOU NO? ? ё Не ioAeiaA ё а ё ё ё a liae QAq a Oa ixq ОёНа а ?аёб ?А

При замене поврежденного участка могут быть использованы удлиненные кумулятивные заряды (УКЗ). Они успешно применяются для резки труб и других аналогичных изделий. Действие УКЗ основано на использовании явления кумуляции, сущность которой состоит в том, что при подрыве заряда, имеющего кумулятивную выемку, газообразные продукты взрыва движутся к оси заряда и собираются в один мощный концентрированный поток, называемый кумулятивной струей. Если выемку облицевать металлом, то струя будет состоять из частиц металла облицовки. При прохождении плоской детонационной волны по заряду элементы облицовки кумулятивной выемки, обжимаясь, движутся к центру. При их соударении вследствие интенсивного течения внутренних слоев металла облицовки образуется кумулятивная струя, имеющая высокую температуру и скорость. Эта струя, взаимодействуя с преградой, создает давление около 30 000 МПа, в результате чего и происходит разрушение преграды путем вытеснения

124

ее в сторону свободной поверхности. Для образования высокоскоростной струи используются мощные бризантные (взрывчатые) вещества, обладающие высокой скоростью детонации. Для резки металлов применяются удлиненные (линейные) заряды с полуцилиндрической или конической кумулятивной выемкой. При прохождении детонационной волны вдоль заряда из металлической облицовки кумулятивной выемки образуется линейная кумулятивная струя, участвующая в пробивании преграды.

Параметры удлиненных кумулятивных зарядов определены из условия обеспечения оптимальной режущей способности и кумулятивной струи.

Взрывной способ резки трубопроводов можно применять на трубах различных диаметров, как пустых, так и заполненных нефтью и нефтепродуктами. Изменение диаметра пустых труб при резке их взрывом составляет не более 25 % толщины стенки трубы, что соответствует технологическим требованиям подготовки кромок труб под сварку. Диаметр заполненных жидкостью труб практически не изменяется.

Определены такие режимы резки труб, которые обеспечивают соответствующие качества среза и зоны вблизи него, необходимые для последующей дуговой электросварки.

Способ является более эффективным по сравнению с остальными, так как позволяет значительно сократить время производства работ, не требует проведения подготовительных операций (вырезки окон, набивки глиняных пробок, дегазации котлована и т.д.).

Данный способ нашел широкое применение при замене поврежденных участков во время проведения капитального и аварийно-восстановительного ремонтов магистральных нефтепроводов. Порядок производства работ по замене участка при этом следующий.

После остановки перекачки и обнаружения места повреждения по обе стороны от него за зоной растекающегося продукта вскрывают два шурфа до верхней образующей нефтепровода. Через шурфы к нефтепроводу монтируют устройство для пробивки взрывом отверстия диаметром 50 — 75 мм, к которому присоединяют передвижную установку для получения герметизирующих тампонов из карбамидной композиции. Приготовленные в реакторах компоненты проходят через смесительное устройство, и смесь насосом закачивается в нефтепровод, где происходит образование тампона. Обладая меньшим удельным весом, чем перекачиваемый продукт, еще не затвердевший тампон с потоком жидкости продвигается к

125

месту повреждения и забивает его, частично выходя из повреждения вместе с нефтью в грунт, где продолжает твердеть, создавая дополнительную изоляцию повреждения. Выход нефти прекращается. При дальнейшей подаче в трубопровод реакционной смеси происходит заполнение герметизирующим тампоном участка нефтепровода на требуемую длину, т.е. локализация поврежденного участка от основной магистрали, заполненной нефтью. Длина создаваемого тампона должна быть такой, чтобы он смог выдержать гидростатическое давление жидкости и обеспечить соблюдение требований техники безопасности и пожаробезопасности при ведении огневых работ. Поврежденный участок полностью вскрывают и создают ремонтный котлован. Вырезку дефектного участка осуществляют по двум плоскостям отсечения с помощью кумулятивных труборезов. Труборезы устанавливают на наружной поверхности нефтепровода в требуемых местах реза, соединяют в одну электровзрывную сеть, котлован заполняют воздушно-механической пеной и затем заряды одновременно подрывают. При подрыве удлиненных кумулятивных зарядов образуются, как было сказано выше, кумулятивные струи, которые перерезают стенку нефтепровода вместе с тампоном в плоскостях установки труборезов. Дефектный участок удаляют, а вместо него вваривают новую катушку. Оставшийся по обеим сторонам нефтепровода тампон предохраняет зону сварочных работ от попадания взрывоопасных газов. Монтаж: и сварку катушки выполняют одним из методов, применяемых аварийными бригадами.

Описанный способ замены дефектных мест может быть использован только на прямолинейных участках нефтепровода или на участках, расположенных в низинах, где поток жидкости с обеих сторон от места повреждения устремляется к нему, увлекая за собой герметизирующие тампоны. На возвышенных участках этот способ не дает желаемого результата. Если повреждение произошло на верхней точке возвышенного участка, то после остановки перекачки и закрытия линейных задвижек сброс нефти обычно прекращается до прибытия аварийной бригады с необходимой техникой. Нефть будет находиться в трубопроводе на склонах с обеих сторон от места повреждения. В зависимости от характера повреждения и места его расположения трубопровод будет пустым (при полном разрыве трубы или повреждении в нижней образующей трубопровода), частично заполненным (при расположении повреждения в середине трубопровода) и пол-

126

Рис. 5.10. Схема производства работ при замене поврежденного участка с помощью энергии взрыва и герметизирующих тампонов:

1 — трубопровод; 2 — место повреждения; 3 — шурф; 4 — установка для заливки карбамидной композиции; 5 — тампон; 6 — насос; 7 — дефектный участок; 8 — пеногенератор; 9 — пеновоздушная смесь; 10 — вырезанная катушка; 11 — вваренная катушка

ностью заполненным (при повреждении трубопровода в самой верхней точке). В этих случаях следует применять другой способ замены дефектного участка, заключающийся в следующем (рис. 5.10).

После определения места повреждения одновременно со вскрытием дефектного участка с помощью взрыва или экскаватора (бульдозера) разрабатывают земляную емкость для сбора вытекающей самотеком нефти.

Поврежденный участок вскрывают ниже нижней образующей на 0,6 м, устанавливают кумулятивные труборезы в местах среза и производят вырезку дефектного участка с соблюдением правил пожарной безопасности.

Через образовавшиеся открытые торцы нефтепровода с помощью передвижной установки заливают компоненты карбамидной композиции для создания герметизирующих тампонов в полости трубопровода после его опорожнения. Затем в обычном порядке проводят сварочные работы по вварке катушки.

Описанные приемы и технические средства замены поврежденных участков с использованием энергии взрыва и композиционных материалов позволяют значительно сократить время простоя нефтепровода. Например, создание земляной емкости для сбора нефти с помощью взрыва занимает не более 2 ч, вырезка дефектного участка с помощью взрыва — не более 10 мин, создание герметизирующих тампонов из карбамидной композиции - не более 1 ч.

Значительно снижается трудоемкость операции, сокращается доля ручного труда (за исключением сварочных работ). Процессы взрыва и заливки компонентов карбамидной композиции производятся дистанционно, благодаря чему снижается пожароопасность, повышаются производительность и культура производства.

5.5. СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ ПРИ ЗАМЕНЕ ПОВРЕЖДЕННОГО УЧАСТКА

К сварочно-монтажным работам при замене поврежденного участка нефтепровода относятся разметка, вырезка дефектного участка, центровка и вварка новой катушки.

Перед началом огневых работ поврежденный участок изолируют от газов и паров нефти с помощью герметизирующих тампонов и приспособлений, обеспечивающих герметизацию и безопасность огневых работ.

128

Сварочно-монтажные работы должны выполняться с соблюдением соответствующих правил. При производстве сварочных работ на опорожненном нефтепроводе во избежание взрыва допустимая концентрация углеводородов C1 —С10 в пересчете на углерод не должна превышать 300 мг/м3, а сероводорода в смеси с углеродами С1 —С5 — 3 мг/м3.

До начала сварочных работ и во время сварки необходимо постоянно контролировать газоанализатором концентрацию паров в трубопроводе и котловане. При концентрации паров нефти, близкой к предельной, необходимо прекратить сварочные работы и принять меры к ее уменьшению. Это достигается непрерывным заполнением внутренней полости нефтепровода пеной, инертными газами или отработанными газами двигателей внутреннего сгорания.

Особенно ответственными и трудоемкими являются работы по замене дефектного участка на нефтепроводах больших диаметров (1020-1220 мм) и при смещении осей трубопроводов после вырезки дефектного участка. Совмещение осей катушки и трубопровода производят обычно трубоукладчиками. На криволинейных участках и при ремонте трубопроводов больших диаметров необходимое суммарное усилие для центровки достигает сотен тонн. Направление данного усилия может быть любым. Из-за конструктивных особенностей трубоукладчиков создание ими необходимого усилия в любом направлении в области центровки труб весьма затруднено. Поэтому при врезке катушки большого диаметра одновременно используют до десяти трубоукладчиков.

Несмотря на это, данная работа занимает много времени, а качество ее выполнения недостаточно высокое. Следовательно, трубоукладчики не полностью отвечают требованиям, предъявляемым к механизмам для центровки трубопроводов. Механизм для центровки трубопроводов должен обеспечивать создание необходимого усилия в любом направлении и жесткую фиксацию концов труб в любом положении в области центровки трубопроводов.

Таким устройством является, например, подъемное устройство типа КР, представляющее собой самоходный автономный гидравлический агрегат с энергопитанием от передвижной электростанции.

Существуют и другие специальные устройства для подъема и центровки трубопроводов больших диаметров, так называемые крепи. Их внедрение позволяет усовершенствовать технологию проведения ремонтных работ, повысить качество и ускорить ремонт магистральных нефтепроводов.

129

Рис. 5.11. Приспособление для разметки катушки:

1 - штанга центральная; 2 - стойка; 3 - указатель-отметчик; 4 - трубопровод; 5 — телескопическая труба с винтами; 6 — штанга регулировочная

Важное значение при замене поврежденного участка имеют работы по разметке, резке и подгонке поврежденных участков и катушек. От точности и быстроты этих операций зависят продолжительность и качество ремонта. Существует ряд конструкций устройств для разметки поврежденных участков и катушек.

Например, приспособление, показанное на рис. 5.11, состоит из алюминиевой центральной штанги 1, на которой закреплены регулировочные штанги 6 с установленными в них телескопическими трубами и винтами 5. На концах центральной штанги свободно вращаются две стойки 2 с указателями-отметчиками 3, которые регулируются по высоте в зависимости от диаметра трубопровода 4. Разметка катушек производится следующим образом. Внутрь трубы-заготовки под будущую катушку через торец устанавливают приспособление и фиксируют по внутреннему диаметру трубы. Стойки с указателями-отметчиками, вращаясь, описывают круговой

130

контур на поверхности трубы. Затем приспособление демонтируют, стойки с указателями-отметчиками закрепляют между регулировочными штангами на расстоянии, равном принятой длине катушки. После вырезки дефектного участка нефтепровода приспособление устанавливают в открытые торцы и операцию разметки повторяют.

Основной метод сварки неповоротных стыков при авариях на магистральных нефтепроводах — это ручная электродуговая сварка штучными электродами. Основными факторами, определяющими выбор электродов дуговой сварки, являются тип и прочностной класс трубной стали, назначение трубопровода, ожидаемые минимальные температуры воздуха при сварке и эксплуатации трубопровода, а также тип технологической операции, для которой предназначены эти электроды.

Для сварки нефтепроводов в основном применяют электроды с целлюлозным или основным покрытием. Электроды с рутиловым покрытием используют лишь для сталей с небольшой прочностью, так как это покрытие образует плохо раскисленную ванну, дает металл шва с высоким содержанием окисных неметаллических включений и соответственно с низкой ударной вязкостью. Применение электродов с целлюлозным или основным покрытием меняет технологию сварки, организацию сварочных работ, служебные характеристики сварных соединений. Важная особенность электродов с целлюлозным покрытием — наличие в атмосфере дуги повышенного содержания водорода, охлаждающее действие которого сжимает столб дуги, повышая градиент потенциала столба и уменьшая напряжение в приэлектродных областях. Повышенное содержание в сварном шве силикатных включений ограничивает применение электродов с целлюлозным покрытием при отрицательных температурах. Поэтому стойкость соединений, выполненных электродами с основным покрытием, значительно выше, чем сварных соединений, выполненных электродами с целлюлозным покрытием. Несмотря на существенные технологические различия электродов с целлюлозным и основным покрытиями, те и другие пригодны для сварки неповоротных стыков труб как самостоятельно, так и в сочетании друг с другом.

Специализированные электроды для сварки корневых швов стыков труб АНО-Т и универсальные АНО-27 позволяют сваривать заполняющие и облицовочные слои швов, а также заваривать коррозионные каверны. При сварке неповоротных стыков трубопроводов в трассовых условиях элек-

131

троды АНО-Т и АНО-27 обеспечивают требуемые механические характеристики, высокое качество наплавленного металла и полностью удовлетворяют существующим требованиям. Эти электроды обладают довольно высокой производительностью и дают незначительное разбрызгивание металла. Металл шва электродов АНО-Т и АНО-27 отличается высокой пластичностью и ударной вязкостью.

Электроды марки АНО-Д с двухслойным покрытием для монтажной сварки стыков труб обеспечивают хорошее формирование корня шва и высокую производительность сварки.

В районах Крайнего Севера и Сибири ручная электродуговая сварка неповоротных стыков при строительстве и ремонте нефтепроводов, выполненных из сталей 09Г2С, ЮхСНД, 17ГСФД и др., производится, как правило, импортными электродами Foxev-50 (Австрия), Шварц-ЗК (ФРГ), Гарант (ФРГ), LB-52 (Япония). Из отечественных электродов, предназначенных для сварки низколегированных хладостойких сталей, применяются марки ВП-4, ВП-6, УОНИ-13/1 OHM, ВСН-3 и др. Для сварки промысловых и магистральных нефтепроводов, изготовленных из высококачественных сталей и предназначенных для транспортировки агрессивных серово-дородсодержащих сред, разработаны электроды марки ОЗС/ВНИИСТ-26, которые увеличивают стойкость металла шва к сероводородному коррозионному растрескиванию в 1,5 раза по сравнению с импортными и отечественными электродами других марок.

До начала сварочно-монтажных работ должны быть определены толщина стенки и материал поврежденного участка. Края труб после резки должны иметь скосы кромок, суммарный угол которых составляет 60 — 70 град., и зачищаться

Таблица 5.3

Зазор между кромками при сборке труб

Диаметр
Величина зазора при толщине стенки

Электроды
электрода,
мм
до 8
трубы, мм 8-10

11 и свыше

Фтористо-кальцие-
3,0-3,25
2,0-3,0
2,5-3,5
3,0-3,5

вые типа УОНИ-

13/55, ВСФ-65 и др.,

им подобные

Органические типа
4,0
1,5-2,0
1,5-2,5
1,5-2,5

ВСЦ-4, ВСЦ-4А и

др., им подобные

132

до металлического блеска на ширину не менее 10 мм. Зачистку следует производить шлифовальными машинками, напильниками или металлическими щетками.

Типы и марки применяемых электродов по своим механическим свойствам, назначению должны соответствовать маркам сталей свариваемых труб и обеспечивать свойства сварного соединения не ниже свойств основного металла.

Сборочные зазоры стыков устанавливаются в зависимости от методов сварки, толщины стенок труб и применяемых электродов. Зазор между кромками должен быть равномерным по всему периметру стыка. Допустимые зазоры в зависимости от толщины стенок труб и применяемых электродов приведены в табл. 5.3.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)