ЛЕКЦИЯ ПО ЭМН 1
.pdf
Схема откачки нефти из ремонтируемого нефтепровода в амбар
1 - освобождаемый от нефти участок нефтепровода; 2 - задвижка Ду 150, Ру 6,3 МПа; 3 - узел соединения с задвижками Ду 150, Ру 2,5 МПа; 4 - гибкий металлорукав Ду 150,Ру 2,5-6,3 МПа; 5 - подпорные насосы ЦНС 150-50; 6 - переходник 100-150 с узлом соединения; 7 - трубы
ПМТ Ду 150 Ру - 6,3 МПа; 8 - металлорукав Ду 150, Ру 2,5 МПа; 9 - задвижка Ду-150, Ру-2,5 МПа; 10 - трубы Ду 150, полустационарные; 11 - приямок; 12 - амбар с нефтью; 13 - источники питания электродвигателей подпорных насосов
ВЫРЕЗКА ДЕФЕКТНЫХ ТРУБ, «КАТУШЕК», ЗАДВИЖЕК, СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ
Вырезка дефектного участка должна осуществляться:
- либо безогневым методом с применением труборезных машин (труборезов); - либо с использованием энергии взрыва - с
применением удлиненных кумулятивных зарядов.
Длина вырезаемого участка трубопровода (детали) должна быть больше дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не меньше диаметра трубопровода.
До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки, в зависимости от способа выполнения операции, должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм - при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм - для труборезных машин
Безогневая вырезка
Перед вырезкой «катушки» (детали) на нефтепроводе должна быть установлена
шунтирующая перемычка из медного многожильного кабеля, с сечением не менее 16
мм2 , или из стального прутка, (полосы)
сечением не менее 25 мм2. При ремонте нефтепровода на участках с наличием блуждающих токов электрифицированных железных дорог, сечение перемычки должно быть рассчитано на максимальны й ток дренажа, но не менее 50 мм2. Вырезаемая «катушка» (деталь) также шунтируется с трубопроводом.
При вырезке соединительного элемента (тройника) между собой шунтируются все подходящие трубопроводы и вырезаемый элемент. Концы шунтирующих перемычек и заземляющих проводников должны быть оконцованы медными кабельными наконечниками. Крепление перемычек к трубопроводу (хомутам) и заземляющих проводников к трубопроводу (хомутам) и заземлителю должно выполняться болтовым соединением.
Схема вырезки участка нефтепровода
1 - рабочий котлован; 2 - трубопровод; 3 - труборезы; 4 - пульт управления труборезом; 5 - провода заземления машинок труборезов со штырями; 6 - шунтирующая перемычка
Схема вырезки задвижки
1 - рабочий котлован; 2 - трубопровод; 3 - труборез; 4 - провода заземления труборезов со штырями; 5 - пульт управления трубореза; 6 - шунтирующая перемычка; 7 - фундамент задвижки; 8 - задвижка
1 - рабочий котлован; 2 - трубопровод; 3 - труборез; 4 - пульт труборезом; 5 - провода заземления труборезов; 6 - шунтирующая перемычка
Вырезка дефектного участка с применением энергии взрыва
Вырезка дефектного участка с применением энергии взрыва должна проводиться в соответствии с Едиными правилами безопасности при взрывных работах
До начала взрывных работ необходимо отметить границы опасной зоны: для шнуровых кумулятивных зарядов (ШК З) - 50 м, удлиненных кумулятивных зарядов прокатанных (УК З-
П) - 300 м
При использовании энергии взрыва
запрещается:
применение |
|
допуск рабочих к |
|
при монтаже |
|
подача |
|
проводить |
технологий и |
|
месту демонтажа |
|
зарядов держать в |
|
предупрежда |
|
осмотр места |
оборудования, не |
|
после взрыва до |
|
руках |
|
ющих |
|
взрыва ранее, |
имеющих |
|
осмотра места |
|
электродетонаторы |
|
сигналов |
|
чем через 10 |
разрешения |
|
взрыва |
|
|
|
голосом |
|
мин после |
|
|
|
|
|
||||
Госгортехнадзора |
|
взрывником |
|
|
|
|
|
взрыва |
|
|
|
|
|
|
|||
России |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Зачистка ремонтного котлована
Зачистку производят механизированным способом с применением откачивающих средств, экскаваторов и вывозкой замазученного грунта.
При невозможности использования механизированного способа зачистка котлована производится вручную.
При зачистке котлована необходимо откачать остатки нефти, со стенок и дна котлована срезать и удалить слой пропитанного нефтью грунта, затем дно котлована засыпать слоем свежего грунта, выровнять его.
Схема строповки демонтируемых элементов трубопровода
ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ПОЛОСТИ ТРУБ НЕФТЕПРОВОДА
Внутренняя полость магистральных нефтепроводов должна перекрываться тампонами-герметизаторами:
-пневматическими тампонами-герметизаторами из резинокордной оболочки;
-тампонами из глины, необожженного кирпича.
В ОАО МН должен быть организован входной контроль и пневматические испытания герметизаторов в следующем объеме:
-проверка технической документации;
-проверка комплектности;
-проверка внешнего вида;
-проверка маркировки;
-проверка размеров;
-проверка массы;
-проверка герметичности на специальном стенде в течении 5 ч на давление 0,3 МПа указанное в паспорте.
В зависимости от принятой технологии ремонтных работ применяются методы герметизации полости нефтепровода:
-с открытого торца трубопровода;
-через специальные «окна», вырезанные в стенке трубопровода;
-через патрубки с задвижками.
Расстояние от торца трубы до герметизатора или глиняного тампона должно соответствовать требованиям инструкции для каждого конкретного типа герметизатора, но не менее 400 мм.
Контроль герметичности тампонов
Контроль герметичности герметизаторов и глиняных тампонов осуществляется следующим образом:
-для тампонов-герметизаторов - по падению давления на манометре;
-для тампонов из глины - осмотром торцовых частей на наличие трещин и усадки в верхней части;
-отбором и анализом проб воздуха для определения концентрации паров, газов.
Отбор проб для анализа газовоздушной среды при подгонке, сварке деталей и ремонте стыков должен осуществляться согласно схемы
ПОДГОТОВКА И ПРОИЗВОДСТВО СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ
Длина ввариваемой «катушки» должна быть не меньше наружного диаметра ремонтируемого трубопровода .
Ввариваемая «катушка» должна быть изготовлена из труб того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса прочности трубе ремонтируемого участка и иметь сертификат на трубу, из которой она изготовлена .
По результатам положительных гидравлических испытаний, дефектоскопического контроля и осмотра, на трубы, предназначенные для изготовления катушек, оформляется паспорт (приложение В.2), наносится маркировка несмываемой краской буквой «К», на трубы, предназначенные для изготовления катушек на подводные переходы буквами «КВ», указывается дата, соответствующая дате проведения гидравлических испытаний, диаметр и толщина стенки. Маркировка наносится с отступлением от края трубы равным 0,25 м и равномерно по всей поверхности трубы с шагом равным:
-диаметру трубы - для диаметров 1000 -1 200 мм;
-одному метру - для труб диаметром 800 мм и менее.
Образец маркировки
Соединительные детали (отводы гнутые, тройники, переходники) должны:
-соответствовать проекту по рабочему давлению, диаметру и толщине;
-иметь заводские паспорта (сертификаты);
-иметь маркировку с заводским номером детали.
Соединительные детали и арматура с дефектами на их поверхностях к установке в нефтепровод не допускаются. К таким дефектам относятся:
-царапины, риски, задиры, трещины;
-гофры, вмятины, расслоения;
-коррозионные повреждения.
СТЫКОВКА (ПОДГОНКА) ТРУБОПРОВОДОВ
После вырезки дефектного участка трубопровода оси соединяемых трубопроводов должны быть выставлены в единую продольную линию на расстоянии не менее половины длины вскрываемого участка.
Плоскости торцовых поверхностей стыкуемых трубопроводов должны быть перпендикулярны осям этих трубопроводов и параллельны друг другу. Указанное требование достигается путем вскрытия и освобождения трубопроводов от грунта с последующим их перемещением с целью достижения единой продольной оси стыкуемых трубопроводов.
Перемещение участков трубопроводов для достижения их соосности осуществляется трубоукладчиками с применением «мягких» полотенец. Мягкое полотенце должно быть расположено не ближе 2 -3 м от тампона с целью недопущения его повреждения при подъеме трубы. Запрещается подъем трубопровода с применением строп-удавок и тросовых полотенец.
При подготовке планируемых ремонтных работ к соединительным деталям и запорной арматуре должны быть приварены переходные «катушки» с проведением неразрушающего контроля сварных швов и гидравлического испытания.
ПОДГОТОВКА И ПРОИЗВОДСТВО СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ
При сборке стыков труб с одинаковой нормативной толщиной стенки должны соблюдаться требования: - внутреннее смещение кромок бесшовных труб не должно превышать 2 мм. Допускаются местные внутренние смещения кромок труб, не превышающие 3 мм по длине окружности не более
100 мм;
- смещение кромок электросварных труб с толщиной стенки 10 мм и более не должно превышать 20 % от нормативной толщины стенки, но не более 3 мм. Для труб с толщиной стенки до 10 мм допускается смещение кромок до 40 % от нормативной толщины стенки, но не более 2 мм.
Схема замера соосности труб при врезке
После центровки, регулировки зазора между концами труб и «катушки» выполнить прихватки.
Длина и количество прихваток указана в табл.
Диаметр стыка, |
Ориентировочное |
Длина |
||
кол-во прихваток, |
прихваток, не |
|||
мм |
|
не менее |
менее, мм |
|
|
|
|||
До 159 |
2 |
30 |
-4 0 |
|
Свыше 15 9 |
до 426 |
3 |
40 |
- 50 |
Свыше 426 |
до 720 |
3 |
60 -1 00 |
|
Свыше 720 до 1020 |
4 |
100 -15 0 |
||
Свыше 1220 |
4 |
150 |
-2 00 |
|
При сборке сварных стыков запрещается:
-нагрев свыше 250 °С стенки трубы для последующей гибки кромок труб или исправления вмятин;
-гибка кромок труб ударами кувалды.
перед сваркой требуется размагничивание стыкуемых труб