Извлеченный из котлована грунт находится на расстоянии не менее 1 м от края котлована, а валуны, камни и прочие негабаритные включения удаляются за пределы рабочей площадки.
Перед началом производства работ в котловане следует провести контроль крутизны откосов с применением измерительных средств.
2.1.2.2. Определение размеров ремонтного котлована
Длина котлована L, м, определяется по формуле:
L = l + 2.4,
где l = 3 м - длина вырезаемой «катушки». Длина L учитывает длину участка снятия и нанесения изоляции.
L=3+2.4=5,4 м
Расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцевой стенки котлована должно быть 1 м.
Ширина котлована по дну - 1 м, по верху - 2 м. При определении ширины учитывается размещение в котловане устройства холодной врезки для установки вантуза на вырезаемой «катушке».
Глубина котлована от нижней образующей трубы до дна котлованаH =1 м.
При разработке котлована обеспечивается крутизна откосов, как показано на рисунке 1 в соответствии с таблицами 2.1 и 2.2.
Ремонтный котлован должен быть обозначен в соответствии со схемой, приведенной на рисунке 2.
Рисунок 1 – Расчет крутизны откоса котлована (tga=Н/b)
точка А – бровка котлована;
точка Б – край основания котлована;
точка В – точка на дне основания котлована;
a – угол откоса стенки котлована;
H – глубина котлована;
b – расстояние по горизонтали от края основания котлована до бровки котлована;
Таблица2.1– Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована
Вид грунта | Минимальное расстояние по горизонтали от края основания котлована до бровки котлована b, м. | |||||||||||||||
Нормативный угол откоса | Глубина котлована Н, м | Нормативный угол откоса при Н от 1,5 до 3,0 | Глубина котлована Н, м | Нормативный угол откоса при Н от 3,0 до 5,0 | Глубина котлована Н, м | |||||||||||
0,75 | 1 | 1,25 | 1,5 | 1,75 | 2 | 2,25 | 2,5 | 2,75 | 3 | 3,25 | 3,5 | 3,75 | ||||
Суглинок | 76є | 0,19 | 0,25 | 0,31 | 63є | 0,76 | 0,89 | 1,02 | 1,15 | 1,27 | 1,40 | 53є | 2,26 | 2,45 | 2,64 | 2,83 |
Общая глубина котлована H=3,25 м. Из таблицы 2.1. следует, что b=2,45, тогда tga=3,25/2,45 = 1,33.
Рисунок 2 – Схема обозначения ремонтного котлована
1 – рабочий котлован; 2 – информационный знак с указанием наименования нефтепровода и фактической глубины его заложения; 3 – предупредительный знак «Огнеопасно, проход, проезд и въезд запрещен»; 4 – ограждение котлована из синтетической сигнальной ленты
2.2 Врезка вантузов в нефтепровод
Врезка вантузов в нефтепровод выполняется в соответствии с [8] и с требованиями [9].
В процессе ремонтных работ осуществляется приварка вантузов и прорезка технологических отверстий в нефтепровод «Куйбышев – Унеча – Мозырь – 1» Ш 1020 мм. Осуществляется врезка вантузов:
- Ду150 № 000-02 на 168 км - для откачки нефти - на вырезаемой «катушке»; Ду 150 № 000-03 на 172,2 км - до задвижки №93; Ду150 № 000-04 на 172,2 км - после задвижки №93, для закачки нефти в нефтепровод.
Вантузы монтируется в верхнюю образующую трубы. Вантуз на вырезаемой «катушке» монтируется в соответствии со схемой, показанной на рисунке 3, и с соблюдением размеров.
Рисунок 3 – Схема монтажа вантузов на нефтепроводе на вырезаемой катушке
1 – вантузная задвижка; 2 – патрубок; 3 – усиливающая накладка; 4 – нефтепровод; 5 – продольный сварной шов; 6 – поперечный сварной шов; 7 – фланец.
Конструктивные размеры:
b – ширина усиливающей накладки = 100 мм;
d –диаметр вантуза (патрубка) = 170 мм ;
D – диаметр нефтепровода = 1020 мм
h – высота патрубка вантуза (определяется техническими параметрами приспособления применяемого для вырезки отверстия в нефтепроводе).
Технологические отверстия сверлятся на расстоянии 40 м от герметизаторов с двух сторон ремонтируемого участка для снятия избыточного давления газа и контролем за уровнем нефти.
Прорезка отверстий производится после получения положительных результатов дефектоскопии, при давлении в нефтепроводе не более 2МПа. Контроль за давлением осуществляется по стационарным манометрам установленным у задвижек №93 на 172,2 км, №97а на 152 км. Давление в МН «Куйбышев – Унеча – Мозырь – 1» в верхней точке врезки вантузов - 0,3 МПа.
Расстояние между сварными швами трубопровода и привариваемых элементов должно быть не менее 100 мм.
2.3 Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности
До проведения основных работ по врезке необходимо подготовить линейные задвижки и провести работы по проверке герметичности их затворов.
Для освобождения внутренней полости шиберной задвижки и посадочного паза затвора клиновой задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи проводится промывка задвижек.
Промывка посадочного паза затвора клиновых задвижек производится за счет увеличения скорости потока перекачиваемой нефти при уменьшении площади проходного сечения и создании перепада давления до и после затвора задвижки путем ее прикрытия.
Перед организацией мероприятий по промывке задвижек необходимо установить манометры до задвижек №91а - на 153 км и №93 - на 172 км.
Рисунок 4 – Схема установки манометров при промывке линейных задвижек
ЛЗ1, ЛЗ2 - линейные задвижки; Р1, Р2 - давление на выходе предыдущей НПС и давление на приеме последующей НПС; 1, 2, 3, 4, 5, 6, - манометры.
Затвор задвижки с помощью электропривода прикрывается на 50 %. По истечении 3 минут после остановки электропривода необходимо зафиксировать величину изменения давления по манометрам и записать показания в журнал. Затем произвести ступенчатое прикрытие задвижки с помощью электропривода с шагом 5 % величины перемещения запорного органа на закрытие при постоянном контроле и фиксации изменения перепада давления. После выполнения прикрытия задвижки на 60 % дальнейшую операцию проводить вручную до 80% прикрытия задвижки. При этом давление на выходе насосной станции «Сызрань» после закрытия затвора должно быть не менее чем на 0,5 МПа ниже максимального допустимого давления в трубопроводе и не менее чем на 0,3 МПа выше минимально допустимого давления на приеме насосной станции «Клин».
Промывка полости задвижки осуществляется при достижении перепада до и после клина ДР=0,2 МПа в течение не менее 30 мин. при постоянном контроле показаний манометров. По истечении указанного времени задвижку следует открыть и приступить к промывке паза другой задвижки.
После остановки нефтепровода и закрытия отсекающих задвижек №91а на 153 км и №93 на 172 км проводятся мероприятия по снижению статического давления на отсеченном участке.
Проверка герметичности задвижек осуществляется путем изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки и контроля его величины.
Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор с применением акустических приборов (течеискателей), свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки.
В случае отрицательного результата разработать мероприятия по восстановлению герметичности задвижки (проведение среднего ремонта, замена).
2.4 Откачка нефти из отключенного участка
Откачка нефти из отключенного участка нефтепровода производится из вновь врезаемого вантуза №33-01 Ду150 на 168 км МН «Куйбышев – Унеча – Мозырь – 1», двумя насосными агрегатами ПНУ. Подача воздуха при освобождении производится через существующий вантуз № 000 на 165 км.
Объем откачиваемой нефти 1162,3 м3. Время освобождения – 6 часов.
2.4.1 Расчет объема откачки нефти из отключенного участка
Исходные данные:
Продольный профиль технологического участка нефтепровода от НПС «Сызрань» до НПС «Клин»; Участок МН 152-172 км (Рисунок 2.5.) дi=12 мм Dн = 1020 мм L1= 416,6 м L2= 1076,9 мДля определения объема нефти, подлежащей освобождению насосными установками, необходимо знать общую протяженность участка:
L = L1+L2 = 416,6 +1076,9 = 1493,5 м
Рисунок 5 - Определение длины участка и объёма откачки
Затем расчетный объем нефти, освобождаемой из участков нефтепровода с применением насосов ПНУ определяется по формуле:
,
где Dн - наружный диаметр освобождаемого участка нефтепровода;
дi - толщина стенки участка нефтепровода протяженностью L ;
L - протяженность участков, подлежащих освобождению насосными установками
Количество передвижных насосных установок определяется в зависимости от объема освобождаемой нефти. Согласно таблице 2.3 для откачки 1162,3 м3 нефти необходимо 2 ПНУ.
Таблица 2.3 – Расчет количества передвижных насосных установок
№ п/п | Объем освобождаемой нефти, м3 | Количество передвижных насосных установок, шт. |
1 | 0 – 2000 | 1 |
2 | 2 000 – 5 000 | 2 |
3 | 5 000 – 10 000 | 3 |
4 | 10 000 – 15 000 | 4 |
5 | 15 000 – 20 000 | 5 |
6 | 20 000 – 26 000 | 6 |
Расчёт производительности освобождения ПНУ выполняется с учётом:
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 |
