30. Расчет технологических параметров ремонтных колон при ремонте трубопровода с подъемом

Основными технологическими параметрами подъема и укладки нефтепровода являются высота его подъема трубоукладчиками, общая длина приподнятого участка, число трубоукладчиков, расстояние между ними и усилия на крюках трубоукладчиков.

Число трубоукладчиков выбирают в зависимости от диаметра нефтепровода, выполняемых операций ремонта и грузоподъемности трубоукладчиков. Минимальное число трубоукладчиков, необходимое для подъема и укладки нефтепроводов диаметрами 530-1220мм, должно быть не менее двух.

Для дальнейших расчетов задают технологическую высоту подъема трубопровода крайними трубоукладчиками h_Т, исходя из размеров ремонтных машин, а высоты подъема средними трубоукладчиками h₂, h₃, h₄ определяют с соблюдением соотношений по таблице.

Согласно действующем РД высота подъема нефтепровода крайними трубоукладчиками не должна превышать 0,65м. Расстановку и загрузку трубоукладчиков производят из условия симметричности относительно середины приподнятого участка и обеспечения минимальных напряжений в опасных сечениях приподнятого участка нефтепровода.

Расстояние между трубоукладчиками определяют по формуле l = m · L,

где L – длина приподнятого участка, см; m – коэффициент, зависящий от числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода, выбирается по таблице.

Длина приподнятого участка определяется по формуле ,

где h₁ – высота подъема крайними трубоукладчиками, см; η – коэффициент, зависящий от числа трубоукладчиков, выбирается по таблице; А – коэффициент, зависящий от геометрических и прочностных характеристик трубы.

Усилия на крюках трубоукладчиков определяют ,

где f – коэффициент усилия при подъеме нефтепровода трубоукладчиками.

Напряжения в ремонтируемом трубопроводе определяют ,

где φ – коэффициент, зависящий от числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода, выбирается по таблице.

Технологические параметры подъема и укладки считаются выбранными правильно, если напряжение изгиба в поднимаемом нефтепроводе < 0,45 предела текучести металла трубы(σ_Т)

31. Последовательность и технология выполнения ремонтных работ при капитальном ремонте лч мн (снятие старой изоляции, восстановление стенки трубы, вырезка «катушки»)

Методы очистки трубопровода от старой изоляции можно разделить на следующие группы: механические, гидравлические, химические и термические. В основном применяются только первые два.

Механические методы можно разделить на два вида: 1)срезание старой изоляции с помощью ножей, цепей, металлических щеток или тросов (используются специальные очистные машины ОМ-Э оборудованные роторами с резцами и металлическими щетками); 2) очистка путем динамического воздействия на изоляцию – пескоструйный, дробеструйный или дробементный способы очистки (при пескоструйном и дробеструйном способе абразив подается компрессором на поверхность трубы под давлением 0,5-0,7МПа, при дробементном способе нагнетание дроби производится специальными роторами, приводимыми во вращение индивидуальными электродвигателями).

Гидравлический способ очистки основан на подаче воды под высоким давлением (до 140МПа) через специальные форсунки. Такой способ очистки очищает трубу от коррозионных продуктов и области с глубокой точечной коррозией становятся доступными для визуального контроля.

Восстановление стенки трубы. Все дефекты делятся на следующие группы: дефекты геометрии трубы (гофры, овальности, вмятины); дефекты стенки трубы (потери металла, риски, расслоения, царапины, несквозные трещины); дефекты сварного шва (непровары, трещины, подрезы, кратеры)

Методы ремонта: 1)шлифовка – этим методом ремонтируют царапины, риски, небольшие коррозионные повреждения. Выполняется шлиф-машинкой, при этом удаляется слой металла. Глубина зашлифовки не должна превышать 20% от толщины стенки трубы.

2)заплатка – коррозионные повреждения завариваются (заплавляются). Остаточная толщина стенки не менее 5мм.

3)наложение накладных элементов или муфт. Требование чтобы продольный сварной шов не касался стенки трубы.

4)вырезка катушки «катушки»