книги / Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

контроля и автоматического управления процессов очистки. Узлы пуска и приема очистных поршней располагаются на КС. На го­ ловных КС предусматривается установка только пусковых камер, на конечных НПС и КС — только приемных камер, на промежу­ точных КС — и приемные, и пусковые, обычно совмещенные.

На рис. 10.3 показан вид одной из конструкций пусковой камеры со средствами малой механизации — с кран-балкой и ручной талью.

Узел пуска поршней состоит из обечайки с приваренными опорами 75, патрубков 2 диаметром 500 и 500 мм, концевого за­ твора 3 с заслонкой и устройством для ввода поршня; контроль­ ной рейки 5. Узел пуска поршней оборудован средствами малой механизации: для подъема поршней устанавливается ручная или электрическая таль с монорельсом; для перемещения поршней на рельсовом пути устанавливается тележка. Тележка перемещается посредством талевой системы ручной или электрической лебед­ кой. Узел приема поршней аналогичен по конструкции камере пуска, но в отличие от нее имеет амортизатор.

Ответственным узлом камер является концевой затвор, ко­ торый должен обеспечивать герметичность и обладать высокой прочностью, чтобы выдержать рабочее давление в трубопроводе—

б 7

Рис. 10.3. Схемаузла пуска очистныхустройств:

1 —узел пуска; 2—патрубокдиаметром 500 мм; 3 —концевой затвор; 4—ша­ ровыеопорытележек; 5—контрольная рейка; 6—монорельс; 7— ручная таль; 8—блок; 9—трос; 10—рельсовая дорожка; // — тележки; 12,13,14—тяговая лебедка с опорой и барабаном; 15—бетонные опоры камеры

402

7,5 МПа (75 кг/см2). Затвор представляет собой массивную крыш­ ку, поворачивающуюся на шарнире и закрывающуюся с помощью специальных зажимов с гидравлическим приводом.

Для обеспечения беспрепятственной очистки трубопровода от загрязнений при его строительстве должны быть выполнены следующие условия:

—диаметр трубопровода должен быть по всей длине оди­ наковым;

—внутренняя поверхность труб не должна иметь высту­ пающих деталей, кроме сигнализаторов, рычаг которых должен утопать при проходе очистного устройства;

—запорная линейная арматура должна быть равнопроход­ ной, то есть диаметры ее проходных сечений должны быть равны внутреннему диаметру труб трубопровода;

—на фитингах (в тройниках, на отводах, компенсаторах, расширительных камерах), если их диаметр более 30 % диаметра трубопровода, должна предусматриваться установка направляю­ щих планок и плавные радиусы закруглений для предотвращения заклинивания очистного поршня;

—переходы через естественные и искусственные препят­ ствия должны выполняться с учетом дополнительных нагрузок от массы поршня и газоконденсатной смеси.

На рис. 10.4 показан совмещенный узел пуска и приема поршней и скребков с технологической обвязкой трубопроводов. Такие узлы устанавливаются на общей бетонной площадке, на которой друг против друга устанавливаются приемная и пусковая камеры.

Очистные поршни запускают в следующем порядке. Закры­ ваются краны 2, 3, 5, 7 (краны 8 и 10— закрыты, а 9, 11 — откры­ ты) и открываются краны 4, 6 для выпуска газа из узла пуска в атмосферу. После освобождения узла пуска от газа открывается концевой затвор, и тележка с заслонкой отводится до тех пор, пока из узла не выйдет каретка (поддон), на которую с помощью подъемного устройства загружается поршень. Затем тележка вместе с заслонкой и кареткой подводится узлу пуска до полного закрытия заслонки, и ручным насосом в гидросистеме создают избыточное давление для закрытия концевого затвора. Затем затвор фиксируется фиксаторами и зажимными штурвалами. После этого поршень толкателем вводят в газопровод. Далее узел продувается через открытые краны 4 и 6 путем открытия кра­ нов 3 и 5. После продувки и закрытия кранов 4 и 6 выравнивается давление по обе стороны поршня, затем открываются краны 2, 7, 8, закрывается кран 11, после чего поршень начинает двигаться

403

Контроль за прохождением очистных устройств по газопро­ воду осуществляется с помощью сигнализаторов, которые уста­ навливаются по трассе трубопровода. По принципу действия они бывают механическими, гидравлическими и электрическими. По способу установки на газопроводе их можно разделить на два типа: установка с нарушением герметичности трубы и установка без нарушения герметичности.

10.3.3. Проведениеремонтныхработ

Ремонтные работы бывают плановые в соответствии с гра­ фиками ППР (ППР — планово-предупредительный ремонт) и внеплановые, как правило, при аварийных ситуациях. Ремонтные работы проводятся в соответствии с Руководящими докумен­ тами (РД), Техническими условиями (ТУ) или Методическими указаниями и рекомендациями, которые разрабатываются и утверждаются нефтяными компаниями. Вэтих же рекомендациях устанавливаются виды работтекущего и капитального характера, сроки их проведения.

Поскольку магистральные нефтепроводы, продуктопроводы и газопроводы являются опасными производственными объек­ тами техногенного характера, на всех участках трубопровода должны быть установлены перечни газоопасных мест и газоопас­ ных работ и определены методики по их проведению. В газоопас­ ных местах должен быть обеспечен газовый контроль. Также по участкам трубопровода должен быть разработан перечень воз­ можных аварийных ситуаций с указанием их причин, возможных последствий и действий обслуживающего персонала по их преду­ преждению. Ликвидация аварий и их последствий должна выпол­ няться в соответствии с «Планом ликвидаций аварий» и «Планом локализации и сбора разлитой нефти (нефтепродуктов)».

Перечни работтекущего или капитального характера и сро­ ки их проведения указываются в РД по производству ремонтных работ. Основными задачами плановых ремонтов являются:

—обеспечение максимальной длительности работы трубо­ провода без остановок;

—обеспечение безаварийной работы трубопровода;

—пополнение резерва труб, материалов и запасных частей.

Вперечень работ капитального характера входят: рытье конт­ рольных шурфов по трассе трубопровода и проведение электро­ метрических измерений; вскрытие и осмотр подлежащих ремонту участков трубопровода, замена бракованных труб; нанесение

405

нового изоляционного покрытия; внутренняя очистка трубо­ провода от коррозии, парафина и других различных отложений; замена изношенной арматуры; проведение берегоукрепительных работ в районе водных переходов; восстановительные работы, вызванные размывами грунта по трассе трубопровода; ремонт магистральных колодцев; ремонт станций катодной защиты; ре­ монт автомобильных дорог и систем связи и управления и другие работы.

В состав капитальных ремонтов на насосных и компрес­ сорных станциях входят работы: ремонт конструкций зданий и сооружений; ремонт и замена технологического оборудования; ремонт резервуаров; ремонт трансформаторных подстанций и электротехнического оборудования; ремонт котельных устано­ вок; ремонт дорожно-строительной техники и автотранспорт­ ных средств; ремонт систем АСУ ТП; ремонт инженерных сетей и другие работы.

Капитальный ремонт производится по заранее разработан­ ному графику в соответствии с годовым планом. Продолжитель­ ность капитального ремонта устанавливается в зависимости от объема работ и возможности перерыва в работе нефтепровода, продуктопровода или газопровода.

В состав плановых текущих ремонтов входят работы, выпол­ няемые в короткие сроки, при использовании очередной останов­ ки участка трубопровода, а также работы по мелкому ремонту, выполняемые без остановки работы трубопровода.

Годовой план ремонтных работ по линейной части трубо­ провода должен быть увязан с аналогичным планом ремонтов оборудования, зданий и сооружений насосных и компрессорных станций. На основании годового плана составляются месячные планы капитальных и текущих ремонтов.

Объем и содержание внеплановых ремонтных или аварийных работ определяется видом работ, которые можно разделить на две группы.

Работы 1-й группы — при разрушении конструкции и нару­ шении герметичности трубопровода. К ним относятся: образо­ вание свищей, трещин и других неплотностей в сварных стыках, стенках труб, выводах к контрольно-измерительным приборам и их датчикам; разрыв.

К авариям2-й группы относятся в основном работы, свя­ занные с нарушением технологического режима перекачки. На­ пример, на газопроводе — это частичное или полное перекрытие сечения трубопровода конденсатом; гидратными соединениями;

406

посторонними твердыми предметами. На нефтепроводе — это снижение проходного сечения труб парафиновыми отложения­ ми; механическими примесями; самопроизвольное перекрытие плашками задвижек, увеличение вязкости и снижение текучести нефти, то есть «замораживание» трубопровода и т. д.

Примеры выполнения отдельных видовремонтныхработ

Ниже в качестве примера приводится порядок выполнения отдельных видов ремонтных работ, проводимых на газопроводах [10]. Ремонтные работы на нефтепроводах по характеру анало­ гичны, но главное отличие в том, что огневые работы на газопро­ водах проводятся без полного освобождения от газа аварийных участков с остаточным давлением газа. На нефтепроводах и продуктопроводах огневые работы можно проводить только после полного освобождения аварийных участков от остатков нефти или нефтепродукта и их дегазации. В отдельных случаях возмож­ но проведение огневых работ без дегазации трубопровода, но при этом должны прорубаться безогневым способом в трубопроводе специальные окна, через которые по обе стороны окна должны быть установлены герметичные пробки. Обычно в этом случае применяется кляп с глиняной пробкой. После этого проводятся работы по разрезанию трубы или варке катушек или наложении заплаток и т. д.

В таблице 10.1 приведены виды работ по ремонту линейной части газопроводов с толщиной стенки от 6 до 10 мм и рабочим давлением от 0,2 до 0,5 КПа (20—50 кг/см2). Проведение дефекто­ скопии изоляции и толщины стенок газопроводов и нефтепрово­ дов и устранение дефектов примерно одинаковы.

407

Вскрытие траншей нефтепроводов и газопроводов. Перед началом земляных работ по вскрытию траншеи должно быть уточнено положение и заглубление трубопровода на трассе при помощи трубоискателя, стального щупа или рытья шурфов, затем по оси трубопровода забиваются пикеты, на которых указывается глубина заложения труб в данном месте. Рытье траншей неболь­ шой длины при ремонте трубопровода рекомендуется произво­ дить одноковшовыми экскаваторами, а при ремонте участков длиной более 100 м и укладке параллельных ниток — роторным экскаватором.

При вскрытии траншеи экскаватором над верхом трубо­ провода должен оставаться слой грунта не менее 0,4 м, который далее разрабатывается вручную. Вынимаемый грунт необходимо складывать с одной стороны траншеи не ближе 0,5 м от бровки, другую сторону траншеи необходимо оставлять свободной для производства ремонтных работ: поднятия и укладки трубы; ра­ боты строительных механизмов; производства сварочных и изо­ ляционных работ и так далее.

Определение состояния изоляции. Состояние изоляции трубо­ провода определяется поданным электрометрических измерений

408

и осмотров в контрольных шурфах. Способ производства ремонт­ ных работ принимается после составления дефектной ведомости. На проведение работ составляется Проект организации работ (ПОР). В ПОР указывается участок трубопровода, дефекты, сро­ ки ремонта, объемы ремонтных работ и последовательность их проведения, применяемые механизмы, а также профиль трассы, уровень грунтовых вод и другие параметры.

Работы по ремонту выполняются, как правило, следующими способами.

На участках протяжением до 100 м ремонт производится обычно в траншее. При этом трубопровод вскрывается участками по 10 м. Через каждые 10 м оставляются опорные грунтовые пере­ мычки длиной 3 м и высотой 0,4 м от верхатрубы. Ремонт изоляции

вместах грунтовых перемычек производится после окончания ремонта и засыпки десятиметровых участков. Однако этот способ широко применять не рекомендуется, так как нарушается постель под трубопроводом и ее практически невозможно восстановить в прежнем виде даже при тщательной трамбовке грунта. А это озна­ чает, что в дальнейшем возможна просадка трубопровода.

На участках протяжением более 100 м ремонт производится как в траншее, так и с подъемом газопровода из траншеи.

При проведении ремонтныхработ в траншее, грунт, в зависимо­ сти от его прочности, вынимается на полную глубинутраншеи или до половины диаметра трубы. После освобождения трубопровода от грунта его поднимают належки трубоукладчиком. Расстояние

всвету между дном траншеи и трубопроводом должно быть при­ мерно 25—30 см.

При проведении ремонтных работ на бровке траншеи участок трубопровода вскрывается до половины диаметра трубы, затем вырезается газовой резкой и поднимается на поверхность земли и укладывается належках на бровке траншеи. Концы вырезанного участка трубопровода заглушаются временными заглушками для предотвращения попадания в него грунта и посторонних пред­ метов. На оставшиеся в грунте концы газопровода наваривают заглушки, рассчитанные на максимальное давление, которое не­ обходимо при стравливаниии газа на данном участке

Параллельная укладка новых труб. Участок газопровода, рав­ ный намеченному к ремонту, сваривается, изолируется и испы­ тывается на поверхности земли. Затем на расстоянии 4—5 м от действующего газопровода новый участок укладывается в новую параллельную траншею. После выпуска газа из газопровода за­ меняемый участок вырезают, а к концам выреза подсоединяются концы нового участка газопровода.

409

Подъемучастка очищенного от грунта трубопровода из тран­ шеи выполняется одним или несколькими трубоукладчиками. При подъеме трубопровода из траншеи сначала поднимается один его конец и под него подкладываются поперек траншеи усилен­ ные лежки из бревен диаметром не менее 20 см. Затем постепенно таким же образом поднимается и укладывается належки весь ре­ монтируемый участок. Расстояние междулежками обычно прини­ мается от 5до 10 м в зависимости от ширины траншеи, прочности грунта и диаметра трубопровода. Концы лежек должны выходить за края траншеи не менее чем на 0,75 м с каждой стороны. После того как трубопровод поднят належки, его сдвигают в сторону на 2 м от кромки траншеи и укладывают на ремонтные лежки дли­ ной 1—1,5 м, на которых в дальнейшем производятся ремонтные работы трубы и изоляции.

Чистка труб от старой изоляции. После вскрытия участка тру­ бопровода и освобождения его от грунта с трубы необходимо как можно быстрее снять старую изоляцию, не допуская ее нагрева солнцем. Удаление изоляции производится групповыми скреб­ ками при помощи троса и небольшой лебедки, закрепляемой на трубе, атакже ручными скребками. Однако скребками битум уда­ лить полностью невозможно, поэтому остатки битума смываются техническим керосином с последующей протиркой поверхности трубы ветошью. Расход технического керосина составляет при­ мерно 350—360 г на 1 м2 поверхности трубы.

Требования при ремонте трубопроводов к квалификации сварщиков, к качеству сварных швов, марке электродов, металлу катушек и труб, изоляции предъявляются такие же, как и при строительстве трубопроводов. Толщина стенок навариваемых муфт и заплат и хомутов должна быть близкой к толщине стенок ремонтируемых труб. Перед наваркой заплат наиболее глубокие групповые каверны должны обязательно заплавляться электро­ сваркой. Края заплат и муфт должны выходить за пределы каверн на 30—35 мм.

Установка хомутов. Металлические хомуты устанавливают­ ся на поврежденные места в качестве временной меры в целях уско-рения работ. К таким дефектам относятся свищи, одиноч­ ные каверны и небольшие непрогрессирующие трещины в целях ускорения работ, уменьшения потерь газа или нефти, а также в случаях, когда их устранению с применением электросварки ме­ шают грунтовые или поверхностные воды. Хомуты применяются двух видов — с галтелью посредине для накладки на сварные швы и плоские.

410

Первые ставят для перекрытия свищей и трещин на сварных сты­ ках, вторые — на свищи и трещины на гладкой поверхности трубы. Для создания герметичности между стенкой трубы и хомутом на де­ фектное место под хомут ставится прокладка. Обычно применяются прокладки из листового свинца, из красной меди или паронита. Если свищи образовались во вмятинах, то рекомендуется накладывать сна­ чала мягкие прокладки по форме впадины до полного ее заполнения, после чего перекрывать их мягкой

прокладкой большего размера и зажимать хомутом. Во время очередного планового ремонта хомуты должны сниматься, а де­ фектные места завариваться.

Заварка свищей и трещин. Если установка хомута по характеру свища или трещины невозможна или имеется достаточно времени для проведения сварочных работ, то свищ или трещина завари­ вается. Перед сваркой дефектное место должно быть вырублено с разделкой фаски. Если вокруг свища стенка трубы ослаблена коррозией, то дефектное место можно с помощью электросварки заплавить и наварить сверху заплату. Ослабленные коррозией участки трубы вырезаются и в это место вваривают катушку. Ес­ ли коррозия поражает до 20 % поверхности по периметру трубо­ провода, то допускается на этом месте устанавливать усиленную муфту.

Ввариваниекатушек. Кроме указанных выше случаев, катушки

втрубопровод ввариваются также: при полном разрыве стыков и расхождении концов трубы более 1,5 мм; при разрыве стыков; нарушении соосности трубы; при разрыве стыков с повреждени­ ем основного металла трубы; при разрывах продольных сварных стыков; при разрывах труб в местах, ослабленных снаружи по­ чвенной коррозией или внутренней коррозией, и других случаях. Длина катушекдолжна быть не менее 0,8диаметра трубы. Обычно катушки изготавливаются в цеховых условиях и их запас хранится

времонтных бригадах и усадьбах обходчиков.

Чистка трубперед нанесением грунтовки. После заварки каверн, наварки заплат, муфт и замены бракованных участков произво­ дится очистка поверхности газопровода. Наилучшим способом очистки труб при ремонте является пескоструйный, который

411