Эксплуатация и ремонт магистральных газонефтепроводов, хранилищ газа и нефти (стр. 4 )

б) перекачиванием сжиженных газов специальными насосами;

в) самотеком, когда наполняемые резервуары расположены
ниже железнодорожной цистерны (например, подземные резер­
вуары).

Категорически запрещается создавать перепад давления между цистерной и резервуаром путем выпуска в атмосферу паровой фазы газа из наполняемого резервуара.

Давление паровой фазы, нагнетаемой компрессором в железнодорожную цистерну при сливе, не должно превышать рабочего давления, указанного на табличке цистерны.

При повышении давления в железнодорожной цистерне выше рабочего компрессор должен быть немедленно остановлен.

Во избежание больших потерь сжиженного газа в виде «возврата» следует отсасывать пары из железнодорожных цистерн при их разгрузке до давления 0,5—0,7 кгс/см2.

Следует иметь в виду, что во время отсоса паров из цистерны происходит испарение неслитого сжиженного газа (находящегося ниже уровня сливных труб) и жидкость охлаждается до температуры точки кипения при данном давлении в цистерне, при этом давление падает.

Запрещается подтягивать соединения гибких, шлан­гов сливо-наливной эстакады, находящихся под давлением, от­соединять шланги разрешается только убедившись, что цистерна отключена и давление в шлангах полностью сброшено.

По окончании слива угловые и контрольные вентили на железнодорожной цистерне должны быть заглушены пробками проверены на герметичность мыльной эмульсией.

Отсоединять цистерну от заземляющего устройства разрешается только по окончании слива (или налива) и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерны.

Трубопроводы слива газа из железнодорожных ци­стерн, имеющие участки из резинотканевых рукавов, должны быть оборудованы обратными, клапанами, установленными в не­посредственной близости от рукавов.

Вопросы для самоконтроля

1.  Способы поставки сжиженного газа на БСГ

2.  Оборудование цистерн для перевозки сжиженного газа

3.  Методы слива сжиженного газа из цистерн

4.  Меры безопасности при производстве сливо-наливных операций

Тема 2.5. Эксплуатация станции подземного хранения газа

Студент д о л ж е н:

з н а т ь: правила эксплуатации оборудования станций подземного хране­ния газа (СПХГ).

Правила технической эксплуатации оборудования станций подземного хранения газа: компрессорного цеха, установки очистки, осушки газа, промы­словой части.

Методические указания

Подземное хранение газа и жидкостей проектируется в естест­венных пористых и проницаемых коллекторах, а также в непо­ристых и непроницаемых горных породах.

Подземные хранилища газа обеспечивают в основном сле­дующее:

1.  Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время.

2.  Уменьшение капитальных вложений в магистральный га­зопровод и компрессорные станции.

3.  Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистральных газопроводов

4.  Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны.

5.  Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при. временной невоз­можности его использования.

6.  Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефте­добывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.

Общий объем газа в подземном хранилище делится на две ча­сти: активный (рабочий) и буферный (остаточный). Актив­ный газ — объем, ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ. Буферный газ — объем, который постоянно нахо­дится в ПХГ во время его эксплуатации.

Буферный газ предназначен для создания в хранилище оп­ределенного давления в конце отбора, при котором обеспечива­ется необходимый дебит газа, получаемого из хранилища. Чем больше объем буферного газа, тем больше давление в хранилище и дебит отдельных скважин, меньше общее число скважин для отбора газа из хранилища и степень сжатия газа на КС подземного хранилища при подаче его потребителю.

Объем буферного газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища, технологического режима эксплуатации скважин и давления газа на головке скважин в конце периода отбора газа.

Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Затраты на буферный газ и его закачку в ПХГ эквива­лентны капитальным вложениям при сооружении ПХГ. Объем буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны.

Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается комп­рессорами до необходимого давления. В процессе сжатия газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла.

Сконденсированные на забое скважины пары масла обвола­кивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фа­зовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою оче­редь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давления нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения допол­нительных температурных напряжений в фонтанной арматуре, обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания от­рыва цементного камня от колонны и образования трещин в нем, т. е. для сохранения герметичности скважин.

В процессе хранения газ обогащается парами воды. При от­боре с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случаях извле­каемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осу­шается от влаги.

К поверхностному оборудованию ПХГ предъявляются сле­дующие требования: 1) обработка отбираемого из ПХ газа до товарных кондиций в течение полного цикла отбора газа и по­дачи его в магистральный газопровод; 2) использование давле­ния газа для получения товарных кондиций отбираемого газа из хранилища; 3) дистанционное управление и контроль (экс­плуатация без участия обслуживающего персонала); 4) отве­чать требованиям законов об охране окружающей среды.

Для замера количества газа, за­качиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора по­строены газораспределительные пункты, на которых установ­лены на открытой площадке сепараторы, отключающая арма­тура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расхо­домеры для каждой скважины.

Закачка газа. По газопроводу-отводу диаметром 500 мм под давлением 2,5—3,6 МПа газ, предварительно очищенный от взвешенных твердых частиц и капельной влаги в вертикальных масляных пылеуловителях, направляется на прием газомотор­ных компрессоров типа 10ГК для компримирования в две сту­пени Затем он поступает на установку очистки от компрес­сорного масла, где последовательно проходит через четыре ступени очистки - циклонные сепараторы (горячий газ); цик­лонные сепараторы (охлажденный газ); угольные адсорберы и керамические фильтры.

В сепараторах улавливаются крупные частицы масла (20— 30 мкм), а более мелкие — в угольных адсорберах. Сорбентом служит активированный уголь в форме цилиндриков диамет­ром 3—4 мм и высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент ре­генерируют при помощи пара.

Самая тонкая очистка от мелкодисперсных масляных частиц осуществляется в керамических фильтрах, имеющих определен­ные коэффициенты проницаемости и пористости. Керамический фильтр состоит из трубок, изготовленных из фильтрующего материала, один конец которых наглухо закрыт. Трубки поме­щены группами в прочный корпус. Показатель загрязнения трубок — увеличение перепада давления на входе и выходе фильтра свыше 0,027 МПа. Регенерацию фильтрующих трубок осуществляют путем обратной продувки, промывки растворите­лями твердых и жидких частиц..

Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору на ГРП, где его по­ток разделяется по скважинам и замеряется количество газа, закачиваемого в каждую скважину.

Отбор газа. При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из хранилища, может выноситься песок даже при очень неболь­ших депрессиях (0,03—0,04 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину забой ее оборудуют специальными фильтрами или призабойную зону укрепляют вяжущими веще­ствами.

Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости.

Далее по газосборному коллектору газ поступает на уста­новку осушки, откуда при точке росы —2° попадает в маги­стральный газопровод. Для осушки газа используют диэтилен-гликоль (ДЭГ).

Очистку газа осуществляют в газовых сепараторах, которые устанавливают на открытых пло­щадках.

Вопросы для самоконтроля

1.  Задачи возлагаемые на подземные хранилища газа

2.  Понятие о буферном объеме газа

3.  Подготовка газа перед закачкой в пласт

4.  Подготовка газа перед закачкой в магистральный газопровод

Тема 2.6. Эксплуатация установок дня снабжения сжатым природным га­зом транспортных двигателей

Студент д о л ж е н:

знать: правила технической эксплуатации установок для снабжения сжатым природным газом транспортных двигателей, меры безопасности;

у м е т ь: выполнять несложные расчеты по работе АГНКС, АГЗС.

Правила технической эксплуатации АГНКС, АГЗС. Основные неис­правности и их устранение. Меры безопасности при эксплуатации АГНКС, АГЗС

Методические указания

В настоящее время в качестве моторного топлива все чаще используется природный газ. Он превосходит бензин по экономическим, экологическим показателям и антидетонационным свойствам, т. е. по октановому числу. Однако при использовании газа имеются и трудности. Наиболее существенные из них - заправка и хранение газа в автомобиле. Имеется два способа хранения газа в автомобиле: 1) в сжиженном состоянии при температуре -162°С; 2) в сжатом состоянии при давлении 20 МПа в специальных баллонах. Сжиженный газ занимает примерно в три раза меньше объема, чем сжатый до давления 20 МПа и не требует тяжелых баллонов для хранения. Однако затраты на сжижение газа в два-три раза больше, чем на его сжатие. Поэтому в настоящее время более широко применяют сжатый газ, а применение сжиженного газа является перспективным для дальнейшей разработки экономичных технологий при снижении его давления на газораспределительных станциях. Для осуществления заправки сжатым газом создается сеть АГНКС. Стационарные АГНКС оборудуют компрессорными установ­ками производительностью м3/ч, и заправка любого ав­томобиля происходит не более чем за 10 мин. Гаражные АГНКС предназначены для медленной, в течение нескольких часов (т. е. за время нахождения в гараже) заправки группы автомобилей (50-100 автомашин).

Параметры компримирования определяются условиями на всасывании и требуемым давлением нагнетания. Анализ давления в сетях газоснабжения и магистральных газопроводах показывает, что давление на всасывании колеблется от 0,4 до 0,5 МПа, а давле­ние нагнетания должно составлять 24,7 МПа (максимальное дав­ление в аккумуляторах — избыточное). Следовательно, степень сжатия компрессора необходимо регулировать в пределах 5-64, что, конечно, в одной модификации машины неосуществимо. Для обеспечения всего диапазона давления всасывания необходимо создавать несколько модификаций компрессора со следующими условиями всасывания: 0,4-0,6 МПа; 1-1,2 МПа; 2,5-3,5 МПа.

Природный газ, используемый как моторное топливо, следует тщательно очищать от механических примесей, осушать до такой степени, при которой исключается замерзание топливных комму­никаций и выпадение гидратов в них. Поэтому в состав АГНКС входят фильтрующее и сепарационное оборудование, осушительные устройства и система стабилизации давления (аккумуляторы). АГНКС оснащают устройствами замера поступающего и отпускае­мого газа.

Транспортное средство для осуществления заправки заезжает в один из свободных боксов, покрытый навесом.

К баллону автомобиля подключается соответствующий шланг заправочного поста. Путем открытия соответствующего запорно-переключающего крана заправочного шланга осуществляется заправка транспорта газом из аккумулятора. При недостаточности давления газа в аккумуляторе, заправка осуществляется работающим компрессором. Пуск и остановка компрессора может осуществляться как вручную, так и автоматически в зависимости от давления газа в аккумуляторе. Во время заправки двигатель транспорта должен быть выключен. После окончания заправки вначале закрывается вентиль баллона автомобиля, затем запорно-переключающий кран заправочного шланга. При закрытии запорно-переключающего крана автоматически происходит сброс давления газа из заправочного шланга. После отсоединения заправочного шланга транспорт выезжает из территории АГНКС.

Вопросы для самоконтроля

1.  Способы хранения газа в автомобилях

2.  Параметры компримирования природного газа

3.  Подготовка газа перед заправкой автомобиля

4.  Порядок заправки автомобилей

Тема 2.7. Эксплуатация оборудования газораспределительных станций и газораспределительных пунктов

Студент должен:

з н а т ь: правила и формы обслуживания различных газораспределитель­ных станций (ГРС) и газораспределительных пунктов (ГРП);

у м е т ь: производить расчеты, необходимые для эксплуатации ГРС.

Правила технической эксплуатации газораспределительных станций и га­зораспределительных пунктов. Обслуживание ГРС различных типов.

Бригада объездного обслуживания, ее состав и оснащение Типичные неисправности в работе ГРС, ГРП, их устранение. Расчет количества одоранта, газа на собствен­ные нужды ГРС

Методические указания

При эксплуатации ГРС предусматриваются следующие формы обслуживания:

1. Если пропускная способность ГРС не превышает 15000 нм3/час, то её обслуживание осуществляется централизованно один раз в неделю персоналом линейной эксплуатационной службы ЛПУМГ. Кроме того, ГРС должна быть снабжена системами:

-  автоматики, поддерживающей установленный режим подачи газа без вмешательства персонала;

-  телемеханики, аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в диспетчерский пункт;

- по предупреждению образований гидратов в коммуникациях и оборудовании;

- автоматического удаления конденсата и влаги из узла очистки газа;

-  многосуточной (не менее 7 суток) регистрации расхода газа;

2. При пропускной способности не более 30000 нм3/час
осуществляется периодическое обслуживание ГРС.

Оно проводится в одну смену одним оператором, периодически посещающим ГРС для выполнения необходимых работ согласно утвержденному графику.

3. При пропускной способности не более 150000 нм3/час осуществляется надомное обслуживание ГРС. Оно проводится операторами, работающими на ГРС согласно утвержденному графику. При надомном обслуживании ГРС должна быть снабжена системами:

- телемеханики, аварийной, охранной и пожарной
сигнализации с подачей предупредительного сигнала в дом
оператора и диспетчерский пункт;

- по предупреждению образований гидратов в
коммуникациях и оборудовании;

-  удаления конденсата и механических примесей из узла очистки газа;

4. При пропускной способности ГРС свыше 150000 нм3/час
или при количестве выходных коллекторов более двух
осуществляется вахтенное обслуживание станции с
круглосуточным дежурством персонала посменно в соответствии
с утвержденным графиком. При вахтенном обслуживании ГРС
должна быть снабжена системами:

-  аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в помещение операторной, а при наличии системы телемеханики - на диспетчерский пункт;

-  по предупреждению образований гидратов в коммуни­кациях и оборудовании;

-  удаления конденсата и механических примесей из узла очистки газа;

-  устройств подготовки импульсного газа для систем регулирования, защиты, управления.

Эксплуатация ГРС

После приема ГРС в эксплуатацию осуществляется её предпусковой осмотр и пуск.

Осмотр необходимо проводить в следующем порядке и при осмотре следует проверить:

- состояние оборудования, обратив внимание на
неисправности типа пропусков в сальниковых уплотнениях,
фланцевых и резьбовых соединениях;

-  наличие одоранта в одоризационной установке;

-  исправность контрольно-измерительных приборов;

-  срабатывание кранов от системы защитной автоматики;

-  положение запорной арматуры;

-  наличие масла в пылеуловителях;

-  наличие импульсного газа для перестановки кранов;

-  наличие метанола в установке подачи метанола;

-  работу систем подогрева газа;

-  исправность средств телемеханики;

-  состояние изолирующих фланцев на входе и выходе ГРС.

Если до пуска станции из трубопроводов, сосудов и аппаратов был выпущен газ, то вначале технологическую систему ГРС продувают газом с давлением не выше 0,1 МПа, а затем давление газа поднимают до рабочего. Заполнение технологической системы газом необходимо осуществить плавно, открывая запорную арматуру обводных линий входного крана и осуществляя контроль давления по манометру. При достижении перепада давлений на входном кране ниже допустимого значения разрешается его открытие. После установления заданного давления на выходном газопроводе ГРС, путем открытия запорной арматуры обводных линий выходного крана и его самого, аналогично входной линии, осуществляется подача газа на выходную магистраль станции.

ГРС должна обеспечивать автоматическое поддержание выходного давления газа, подаваемого потребителю, с относительной погрешностью не более 10% от установленного рабочего давления.

Пределы срабатывания аварийной сигнализации - не более 8%, защитной автоматики перехода на резервную линию редуцирования - (+10%), предохранительных клапанов - (+12%), клапанов-отсекателей или автоматического закрытия входного крана - (+15%>) от рабочего давления газа на выходе ГРС. Время срабатывания + 10 с от момента превышения (понижения) заданного давления.

При аварийной ситуации оператор производит необходимые переключения элементов ГРС с последующим уведомлением диспетчера ЛПУМГ и потребителей газа

Для обеспечения нормальной работы ГРС должна периодически подвергаться профилактическим осмотрам с целью своевременного выявления повреждений.

Для оборудования и систем ГРС устанавливаются следующие виды обслуживания и ремонта:

1) периодическое техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования через установленные в эксплуатационной документации интервалы времени;

2) текущий ремонт - вид ремонта, при котором обеспечивается нормальная эксплуатация оборудования до очередного планового ремонта. Во время текущего ремонта устранение неисправности и восстановление работоспособности оборудования осуществляется путем замены или восстановления отдельных деталей, сборочных единиц и узлов. При текущем ремонте обязательно проверяется техническое состояние остальных составных частей с устранением обнаруженных неисправностей и выполнением регулировочных работ.
3) капитальный ремонт. Он проводится в зависимости от технического состояния ГРС и связан с заменой основных узлов и деталей, в том числе и оборудования. Работы, связанные с комплексной заменой блоков и узлов ГРС или полной заменой ГРС, аналогичной пропускной способности, следует отнести к
капитальному ремонту.

При ремонте запорных кранов на линиях редуцирования и другого оборудования подача газа потребителям производится по обводной линии в соответствии с инструкцией ЛПУМГ.

Для проведения профилактических и ремонтных работ один раз в год осуществляется остановка ГРС. Ремонтные работы, связанные с отключением ГРС, должны проводиться в период наименее интенсивного отбора газа и должны быть согласованы потребителем. В случае возникновения предаварийных и аварийных ситуаций ГРС останавливается немедленно с обязательным последующим уведомлением потребителя.

Необходимость пополнения рабочей емкости одорантом следует определить по указателю уровня. Наполнение рабочей емкости одорантом производится из резервной подземной емкости путем создания в ней избыточного давления согласно инструкции.

Один раз в два месяца необходимо производить профилактический осмотр под руководством инженерно-технического работника, ответственного за газовое хозяйство и за соблюдение мер безопасности.

При этом должны производиться следующие работы:

1)  проверка герметичности стыков и соединений, устранение утечек путем набивки сальников, подтяжкой гаек, сменой прокладок и т. д. Негерметичность стыков и соединений определяется путем покрытия мест возможной утечки газа мыльным раствором.

2)  проверка наличия смазки в мультипликаторах кранов с пневмоприводом и дополнения его при необходимости. Для заполнения следует применять только специальную смазку, которая предназначена для смазки трущихся поверхностей пробок кранов при температуре от минус 40 °С до плюс 70 °С;

3) проверка засоренности фильтра путем открытия
продувочного вентиля и очистка фильтрующего элемента в случае
необходимости;

4)  проверка настройки предохранительных клапанов;

5)  проверка показаний приборов КИП.

Независимо от результатов профилактических осмотров, не реже одного раза в год, производить проверку точности работы, полную ревизию запорной, регулирующей, защитной арматуры и фильтров. При этом арматура и фильтры должны быть разобраны, а их детали тщательно очищены и промыты уайт-спиритом. Затворы арматуры необходимо тщательно осмотреть. При необходимости заменить седла, затворы и резиновые уплотнительные кольца. Произвести полную замену сальниковых набивок, смазки и уплотняющих прокладок. После сборки арматуры провести проверку её ходовой части на плавность и легкость перемещений. После сборки арматуры и коммуникаций на участках, работающих под давлением, проверить герметичность стыков и соединений. Обнаруженные дефекты необходимо устранить.

Вопросы для самоконтроля

1.  Формы обслуживания ГРС

2.  Виды обслуживания и ремонта ГРС

3.  Виды работ, проводимые при профилактическом осмотре ГРС

Раздел 3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИС­ТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

Тема 3.1. Организация ремонтно-технического обслуживания магист­ральных газонефтепроводов

Студент должен:

знать: структуру ремонтной службы, порядок вывода трубопровода в ремонт, виды ремонтов и их периодичность;

уметь: составлять график ремонтных работ магистрального трубопро­вода, обосновывать способ ремонта.

Структура ремонтной службы на магистральном трубопроводе. Обосно­вание ремонта линейного участка трубопровода, нормативная и правовая доку­ментация на производство ремонтных работ на линейной части трубопровода. Порядок вывода участка трубопровода в ремонт.

Проект ремонтно – восстановительных работ, его содержание.

Виды ремонтов и их периодичность. Подрядные и субподрядные органи­зации по ремонту ремонтной части магистральных трубопроводов, их ремонт­ные базы и механические мастерские. Права и обязанности договаривающихся сторон на капитальный ремонт трубопровода. Ремонт трубопровода без оста­новки перекачки.

Методические указания

Система планово-предупредительных ремон­тов (ППР) линейной части магистральных нефтепроводов включает техническое обслуживание и плановые ремонты. В свою очередь, в техническое обслуживание входят техниче­ские осмотры и собственно ТО линейной части МН.

Технические осмотры линейной части МН включают:

патрулирование трассы, т. е. визуальное наблюдение с це­лью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угро­жающих целостности и безопасности МН или безопасности окружающей среды;

регулярные осмотры и обследования всех сооружений с применением технических средств, с целью определения их технического состояния.

В зависимости от особенностей эксплуатируемого трубо­провода, степени повреждений трассы и объектов на линей­ной части, износа трубопроводных систем и трудоемкости ремонтных работ различают следующие виды плановых ре­монтов: текущий и капитальный.

Текущий ремонт выполняется для обеспечения или вос­становления работоспособности оборудования и сооружений МН и представляет собой замену и (или) восстановление от­дельных частей его оборудования.

Капитальный ремонт выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановле­ния ресурса линейной части, оборудования и сооружений МН с заменой или восстановлением любых составных его частей, включая базовые.

Текущий ремонт сооружений линейной части МН выполняется, как правило, совместно с техническим обслуживани­ем по утвержденному графику.

Капитальный ремонт является плановым ремонтом и дол­жен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разра­ботанным проектной организацией, имеющей соответствую­щую лицензию. Кроме того, организация, выполняющая ре­монт, разрабатывает проект производства работ, который ут­верждается руководством эксплуатирующей организации (). Техническое задание на ремонт МН должно пре­дусматривать достижение тех же показателей, которые были у вновь построенного трубопровода (рабочее давление, про­пуская способность и т. д.).

Капитальный ремонт нефтепроводов по характеру и тех­нологии проведения работ подразделяют на следующие виды:

с заменой трубы;

с заменой изоляционного покрытия;

выборочный.

Ремонт с заменой трубы производится следующими спо­собами:

1)  путем укладки в совмещенную траншею вновь прокла­дываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с по­следующим демонтажом последнего;

2)  путем укладки в отдельную траншею, в пределах суще­ствующего технического коридора коммуникаций, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажом заменяемого;

3)  путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.

Содержание, последовательность и технология выполнения работ при капитальном ремонте с заменой трубы во многом совпадают с технологией выполнения работ при сооружении трубопровода, поэтому этот вид ремонта не рассматривается.

Ремонт с устранением дефектов трубы, сварных швов и заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт с заме­ной изоляции) может производится без остановки перекачки нефти при давлении не более 2,5 Мпа следующими способами:

1) с подъемом трубопровода в траншее для нефтепроводов диаметрами от 219 до 720 мм;

2)  с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки в траншее для нефтепроводов диаметрами от 219 до 720 мм;

3)  без подъема трубопровода с сохранением его положе­ния для нефтепроводов диаметром от 820 до 1220 мм.

Выборочный ремонт — это локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на огра­ниченном участке нефтепровода. Выборочный ремонт без остановки перекачки может выполняться при давлении не более 2,5 Мпа без подъема трубопровода с сохранением его положения в траншее согласно требованиям действующих нормативных документов для конкретного метода ремонта.

Выборочный ремонт включает:

-  ремонт участков длиной до 20 Dy;

-  ремонт протяженных участков методом последовательных захваток или с использованием грунтовых опор;

-  ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арма­туры;

-  ремонт участков трубы с гофрами, с заменой «катушки», узлов линейной арматуры и т. п.

Вопросы для самоконтроля

1.  Виды работ, выполняемых при техническом осмотре линейной части МН

2.  Виды плановых ремонтов линейной части

3.  Виды капитальных ремонтов линейной части

4.  Способы ремонта с устранением дефектов трубы

5.  Что включает в себя выборочный ремонт трубопровода

Тема 3.2. Подготовка линейной части газонефтепроводов к ремонту

Студент должен:

знать: подготовительные работы линейной части (ЛЧ) газонефтепрово­дов к ремонту;

уметь: производить расчет необходимого количества людей, материа­лов, техники для капитального ремонта участка ЛЧ.

Разработка плана-графика подготовительных работ, расчет времени на производство капитального ремонта участка трубопровода. Определение по­требности в машинах, механизмах, трубах, изоляционных материалах, запорной арматуре, строительных материалах, трудовых ресурсах.

Методические указания

Большинство основных операций, выполняе­мых при капитальном ремонте являются общими, поэтому ниже рассматривается последова­тельность работ только по одной из них — ремонт с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки

При ремонте с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки технологиче­ские операции выполняются в следующем порядке:

уточнение положения трубопровода;

планировка полосы отвода в зоне движения машин, снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;

разработка траншеи до нижней образующей трубопро­вода;

проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необхо­димости;

подъем трубопровода;

очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

укладка трубопровода на лежки (опоры-крепи);

восстановление стенки трубы;

нанесение нового изоляционного покрытия;

контроль качества изоляционного покрытия;

укладка трубопровода с подбивкой грунта под ним;

присыпка трубопровода и окончательная засыпка тран­шеи;

рекультивация плодородного слоя почвы.

При значительной длине ремонтируемого участка трубо­провода работы, как правило, выполняются поточным мето­дом.

До производства работ во избежание повреждения трубо­провода при его вскрытии ковшом экскаватора определяют его положение с помощью специальных приборов — трассоискателей.

Работы по снятию плодородного слоя почвы в зоне веде­ния ремонтных работ вдоль трассы трубопровода должны производиться в соответствии с проектом рекультивации зе­мель, входящим в состав рабочего проекта.

Минимальная ширина полосы, с которой снимается пло­дородный слой почвы, должна равняться ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону. Для сохранения плодо­родного слоя рекомендуется увеличивать ширину полосы, с которой снимается плодородный слой, включая 0,5 м с одной стороны траншеи, зону разработки траншеи и отвала ми­нерального грунта и зону работы бульдозера.

Для снятия и транспортировки грунта в отвал используют бульдозеры, скреперы или экскаваторы При ремонте вскрытие трубопровода производится по двум схемам:

1) при ремонте с подъемом он вскрывается до нижней
образующей (рис. 4.3, а);

2) при ремонте без подъема (с подкопом) трубопровод дол­
жен быть вскрыт ниже нижней образующей на глубину не
менее 1 м (рис. 4.3, б).

При механизированном способе выполнения ремонтных работ размеры траншеи должны быть достаточными для сво­бодного перемещения по трубе очистных и изоляционных машин. Ширина траншеи по низу должна быть не менее D„ + 1,0 м.

Рис. 2. Поперечный профиль траншеи трубопровода:

а - при ремонте с подъемом; б - при ремонте без подъема (с подкопом)

Вопросы для самоконтроля

1.  Порядок выполнения технологических операций при ремонте с подъемом трубопровода

2.  Подготовка трассы в зоне проведения ремонтных работ

Тема 3.3 Капитальный ремонт магистральных трубопроводов в обычных условиях

Студент д о л ж е н:

знать: состав и сущность всех ремонтных работ па линейной части магистрального трубопровода;

у м е т ь: проводить анализ диагностических исследований трубы и выби­рать способ ремонта.

Подготовка к ремонту, вывод трубопровода в ремонт Анализ диагностиче­ских исследований трубы. Способы выполнения капитального ремонта, обос­нование принятого. Состав работ при капитальном ремонте ЛЧ: подготовитель­ные на трассе, изоляционно-укладочные, продувка. Контроль качества ремонт­ных работ Сдача отремонтированного участка магистрали в эксплуатацию

Методические указания

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

Определение технологических параметров начинают с вы­бора числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефте­провода, и назначения технологической высоты подъема край­ними трубоукладчиками, необходимой для работы ремонтных машин. 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— 1220 мм, должно быть не менее двух.

Подъем нефтепровода производится одновременно всеми участвую­щими в подъеме трубоукладчиками плавно, без рывков и резких ослаблений с соблюдением соотношений высот подъ­ема и расстояний, полученных при расчете.

В процессе производства ремонтных работ трубопровод необходимо очистить от старой изоляции. В общем случае все методы очистки трубопроводов можно разделить на че­тыре группы: механические, гидравлические, химические и термические методы.

Однако применение химических и термических методов при выполнении ремонтных работ на действующих нефте­проводах правилами капитального ремонта запрещено. Та­ким образом, в практике ремонта трубопроводов и в нашей стране и за рубежом применяют только механические и гид­равлические методы очистки.

В свою очередь, механические методы можно условно раз­делить на два вида:

1)  срезание старой изоляции (с помощью резцов ножей, цепей, металлических щеток или тросов);

2)  очистка путем динамического воздействия на изоля­цию — пескоструйный, дробеструйный или дробеметный способы очистки;

При производстве ремонтных работ наибольшее примене­ние нашли очистные машины типа ОМ-Э. Эти машины пред­назначены для подготовки наружной поверхности магист­ральных трубопроводов под новые изоляционные покрытия при капитальном ремонте с заменой изоляции и при ремонте с заменой труб.

Машины имеют два ротора, передний из которых оснащен резцами на гибких связях, а задний — либо резцами, либо металлическими щетками.

Машины этого типа могут работать без поджимных колес и с поджимными колесами. Максимальный угол преодолевае­мого продольного подъема при работе с поджимными колеса­ми достигает 30°. Общий вид машины приведен на рис. 4.V.

За рубежом разработаны машины для очистки трубопро­водов от старой изоляции, в которой в качестве режущего органа использованы специальные цепи. Машина приводится в действие гидроприводом и имеет двухосную конструкцию. Приводные валы (оси) расположены над трубой и под ней, что обеспечивает полный охват трубы цепями. Привод цепей обеспечивается с помощью специальных дисков, закреплен­ных на валах. Одной цепи хватает на очистку 8047 м трубы.

Для повышения степени очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции используется устройство пескост­руйной очистки.

Гидравлический способ очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции основан на подаче воды под высо­ким давлением (до 140 МПа) через специальные форсунки. Такой способ очистки оставляет поверхность трубы, а также продольные и поперечные сварные швы чистыми и готовыми к проведению визуальной инспекции. Коррозионные продук­ты полностью вымываются, и области с глубокой точечной коррозией становятся доступными для визуального контроля.