- •1. Классификация видов ремонтных работ на магистральных трубопроводах
- •2. Особенности капитального ремонта, текущего ремонта и выборочного ремонта магистральных трубопроводов.
- •6. Классификация дефектов труб мт
- •10.Классификация дефектов сварных соединений труб мтп
- •11.Виды и способы капитального ремонта нефтепроводов.
- •12. Капремонт нефтепровода с заменой изоляционного покрытия.
- •13.Методы ремонта дефектов тела трубы при капитальном ремонте нефтепровода.
- •14. Расчет ндс тр-да при кап ремонте
- •15.Особенности капитального ремонта тп в сложных условиях:
- •16. Особенности капитального ремонта переходов через естественные и искусственные препятствия. Обследование подводных переходов
- •17. Обеспечение безопасности опасного производственного объекта
- •18. Основные причины и виды разрушения мтп
- •19. Дополнительный дефектоскопический контроль по результатам внутритрубной диагностики.
- •20. Ликвидация аварий на действующих газонефтепроводах
- •21. Герметизация внутренней полости трубопровода
- •22. Переходы под железной и автодорогой
- •23. Методы сооружения переходов тп под железными и автодорогами
- •24. Бестраншейные способы строительства переходов под ж/д и авто дорогами
- •25. Конструкции балочных переходов мт. Смр балочных переходов
- •26. Конструкция и монтаж вантовых и гибких висячих переходов
- •27. Гибкий висячий переход
- •28. Арочные переходы магистральных трубопроводов (конструкция, расчетная схема, монтаж)
- •29. Самонесущие висячие переходы магистральных трубопроводов (конструкция, расчетная схема, монтаж)
- •31.Укладка трубопровода протаскиванием свободным погружением с поверхности воды и непрерывном наращиванием.
- •32. Прокладка подводных переходов методом ннб.
- •33. Микротоннелирование
- •Сравнение бестраншейных методов сооружения трубопроводов
- •34. Проверка устойчивости техники при строительстве тп на продольных участках.
- •35. Расчет напряженного состояния тп при монтаже на продольных участках методом «сверху-вниз».
- •36. Расчет напряженного состояния тп при оползневых подвижках грунта на продольных уклонах.
- •37. Характеристики горных условий. Особенности организации строительства мтп в горах
- •38. Земляные работы на продольных уклонах при строительстве магистральных трубопроводов в горах
- •39.Конструкции строительных полок на косогорных участках трасы.
- •40.Монтажные работы на продольных склонах при строительстве трубопроводов в горах.
- •41.Изоляционно-укладочные работы при строительстве тп в горах.
- •42. Классификация и типы болот, выбор конструктивной схемы прокладки.
- •43. Инженерная характеристика болот. Особенности организации строительства магистральных трубопроводов на болотах.
- •44.Разработка траншеи при строит-ве т/пр на болотах.
- •47. Особенности организации строительства, конструктивные схемы прокладки трубопроводов на многолетнее мерзлых грунтах.
- •48.Пассивные методы уменьшения теплового взаимодействия тп на ос. Требования к теплоизоляц. Матер.
- •49. Активные методы уменьшения теплового воздействия тп на ммг. Охлаждение перекачиваемого продукта и грунта.
- •50. Земляные работы в многолетнемерзлых грунтах
- •51. Задачи охраны окружающей среды при строительстве и эксплуатации мтп
- •52. Нарушение почвенно-растительного покровапри строительстве мтп
- •53. Берегоукрепление в створовых участках подводных переходов
- •54. Загрязнение почвенно-растительного покрова при авариях и отказах на мтп
- •55. Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах.
12. Капремонт нефтепровода с заменой изоляционного покрытия.
Ремонт нефтепродукта с заменой изоляционного покрытия может выполняться с подъёмом для трубопроводов диаметром 219-720мм. или без подъёма для трубопроводов диаметром 820-1220мм. без остановки перекачки. Допустимое давление при этом определяется расчётом на прочность, но не должно превышать 2,5МПа.
После снятия плодородного слоя и перемещения его в отвал приступают к вскрышным работам. Размеры вскрываемой траншеи устанавливаются проектом в зависимости от диаметра нефтепровода, глубины его заложения, характеристик грунтов, гидрогеологических условий, применяемой вскрышной техники, способа вскрытия траншеи. Минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом работающего экскаватора должно быть 0,15-0,2м. При ремонте с подъёмом нефтепровода трубопровод вскрывается до нижней образующей вскрышным многоковшовым или одноковшовым экскаватором. При ремонте без подъёма нефтепровода трубопровод должен вскрываться ниже нижней образующей примерно на 1м.
Вскрытие нефтепровода может осуществляться двумя экскаваторами (первый вскрывает с одной стоны, второй — над трубопроводом и с другой стороны) или одним экскаватором сначала с одной стороны, а затем с другой. Для подкопа под нефтепровод диаметром 720-1220мм разработаны специальные подкапывающие машины. Засыпка и рекультивация выполняется аналогично строительству новых МТП.
13.Методы ремонта дефектов тела трубы при капитальном ремонте нефтепровода.
Методы ремонта дефектов:
- Шлифовка.
Используется для ремонта дефектов типа «потеря металла» и «расслоение с выходом на поверхность» при максимальной глубине дефекта не более 10% от номинальной толщины стенки трубы.
- Заварка дефектов (наплавка металла).
Используется для ремонта дефектов типа «потеря металла» при остаточной толщине стенки не менее 5 мм, расстояние между смежными поверхностями не менее 4 δн, расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов не менее 4 δн. Заварка выполняется на полностью заполненном нефтепроводе. Зачищаются участки, прилегающие к кратеру на ширину не менее 15мм. Число наплавляемых слоев не менее 2. После заварки наплавленный металл шлифуют, величина усиления не более 1мм.
Ремонту сваркой не подлежат:
— коррозионные каверны, раковины, расположенные на деталях трубопроводов и запорной арматуры;
— дефекты, расположенные на расстоянии менее 100мм от сварных швов (продольных, кольцевых);
— дефекты имеющие трещины или визуально определяемое расслоение металла.
- Установка ремонтных муфт.
При ремонте нефтепровода используются неприварные муфты композитно-муфтовой технологии (КМТ), которые предназначены для устранения непротекающих дефектов. Муфта монтируется из двух свариваемых между собой полумуфт. Труба не подвергается воздействию сварки. Между муфтой и трубой остаётся кольцевой зазор до 40мм, края которого герметизируются, и зазор заполняется специальным композитным составом.
Если одна муфта не перекрывает всей зоны дефекта, а также при наличии кривизны ремонтируемого участка нефтепровода применяются многосекционные (составные) муфты, секции которой свариваются между собой. Толщина стенки муфты: hм= δн...1,35 δн., где δн— номинальная толщина стенки трубы.
Усилительные элементы типа муфт (приварные муфты) должны привариваться с технологическими кольцами. Минимальная длина муфты 150мм. Муфты длиной менее 300мм могут привариваться без технологических колец. Расстояние от сварных швов муфты до кольцевого шва нефтепровода должно быть не менее 100мм.
Усилительные элементы типа заплат должны быть круглыми и вытянутыми по окружности трубы. мм. Размеры заплат и муфт должны быть такими, чтобы перекрыть место повреждения стенки не менее чем на 50мм по всему периметру. Расстояние до поперечных и продольных сварных швов — не менее 100 Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливают из двух половин.
- Вырезка дефекта и замена катушки
Используется в случае обнаружения недопустимого сужения проходного сечения нефтепровода, невозможности или экономической нецелесообразности установки муфты. На заменяемом участке необходимо приварить патрубок с задвижкой и вырезать отверстие с помощью приспособления для холодной врезки. Затем выполняется остановка перекачки и максимальное опорожнение демонтируемого участка нефтепровода. Резку труб выполняют взрывом или механическим способом. Отрезанную катушку убирают из траншеи и производят герметизацию открытых концов нефтепровода на длине (3-4)Dh глиняными тампонами, гелевыми пробками, резинокордовыми оболочками и т.д. Затем дно ремонтного котлована очищают от пропитанного нефтью грунта и производят анализ проб воздуха, при отсутствии взрывоопасных концентраций приступают к монтажу катушки.