Файл: Дайте определение головной и промежуточной перекачивающей станции.docx

Заварка (наплавка) – это ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов стенки трубы типа потеря металла (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа аномалии поперечного сварного шва (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, недостаточное или отсутствующее усиление, недостаточная ширина шва) на сварных швах в соответствии со специальными таблицами.

Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 100 мм. Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в том числе до спиральных, должно быть не менее 100 мм.

Заварку разрешается проводить при наличии в трубопроводе избыточного давления не менее 0,1 МПа и максимальном допустимом давлении, определяемом в расчете.

Разрешается заварка коррозионных или механических повреждений трубопроводов с толщиной стенки менее 7 мм, при этом допустимое давление не должно превышать 2,0 МПа.

Выполнение заварки на освобожденном или частично заполненном трубопроводе нефти и нефтепродуктов запрещено.

Ремонт дефекта стенки трубы методом заварки проводится в следующей последовательности:

- определяется местоположение дефекта по данным внутритрубной диагностики;

- проводится дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) дефекта с оформлением акта;

- утверждается метод ремонта;

- проводится разработка ремонтного котлована;

- подготавливается выборка под заварку

- проводится подогрев и заварка выборки

- производится обработка заварки шлифовальным кругом;

- производится неразрушающий контроль качества сварного соединения;

- производится нанесение изоляционного покрытия и контроль качества нанесенного покрытия;

- производится обратная засыпка ремонтного котлована.

34. 
    Опишите технологический процесс ремонта дефекта трубопровода методом установки обжимной приварной муфты П-2 и перечислите технические требования к разделке кромок муфты, величине притупления, технологическим зазорам, смещению стыкуемых кромок деталей муфты, расстоянию между сварными швами, величине перекрытия дефекта.
    

Конструкция П2

Обжимная приварная муфта с технологическими кольцами применяется для ремонта дефектов : стенки трубы, продольных и спиральных сварных швов, вмятин, комбинированных дефектов типа вмятина с расслоением.

---

Муфты изготавливаются в заводских условиях из листового проката или прямошовных труб. Для изготовления применяют сталь 09Г2С или ее аналоги. Она должна иметь маркировку, паспорт и сертификат качества на материалы.

Основные размеры

Длина муфты: Lм=от Dн.,Lмах=3000мм. (Муфта должна перекрывать дефект на 100 мм.в каждую сторону).

Толщина муты: Тм > толщ. Стенки НП, но не более чем на 20%.

Ширина тех.кольца: Атк=20%Дн

Внутренний диаметр муфты: Dм=Dнп.

*На одной секции может быть установлено не более 2-х М. Длина между муфтами не менее D.

Технология установки

Провести ДДК дефекта

Очистить от изоляции участок Т перекрывающий по длине границы муфты на 200 мм.в каждую сторону

Отметить маркером границы и центр дефекта на Т, границы муфты симметрично относительно центра дефекта

Провести ВИК уч-ка Т, выходящего за границы муфты на 100мм в каждую стор

На теле Т произвести разметку кольцевых угловых швов муфта-труба

Произвести НК методами ПВК и УЗК через 50 мм в обе стороны от линии сваркина расстоянии 50 мм

Подготовить М к установке : очистить от ржавчины., проверить толщ. М., провести очистку кромок на длину не менее 20 мм.

Сошлифовать усиления заводских продольников на трубе до величины 0,5-1 мм под всю М + по 40 мм от торцов М

Установить на трубе верхнюю полумуфту и обжать ее центраторами

Подготовить нижнюю полумуфту к монтажу ( обрезать, прихватить подкладные пластины)

Установить на трубе нижнюю полумуфту, произв сборку полумуфт и их фиксацию на трубе

Произвести предварительный подогрев продольных кромок М на ширине не менее 100 мм

Произвести прихватку стыков М. запрашиваем разрешение в УМН на приварку М

Удалить выступающие части подкладных пластин пластин

Произвести предварительный подогрев кромок, прихватку М к трубе и сварку корня

Обработать угловые сварные швы муфта-труба с помощью шлиф-машинки

Смонтировать технологические кольца 2-4 мм от сварного шва

Произвести предварительный подогрев кромок муфты и сварку угловых швов

Произвести зачистку швов.

Произвести НК сварных швов.

81. Расскажите последовательность технологических операций при ремонте дефекта трубопровода методом вырезки и врезки «катушки» (подготовительные, основные и заключительные работы).

---

Вырезка – это метод ремонта, заключающийся в вырезке из трубопровода секции или участка секции с дефектом (катушка) и замене бездефектной катушкой.

«Катушкой» называется - отрезок трубы, подготавливаемый для вварки в трубопровод, длиной не менее одного диаметра, изготовленный из трубы того же диаметра, номинальной толщины стенки и аналогичного класса прочности, а также имеющий торцы, обработанные механическим способом или путем газовой резки с последующей обработкой металлорежущим инструментом (по ГОСТ Р 57512).

Вырезка катушки осуществляется на остановленном и освобожденном от нефти участке трубопровода.

Последовательность выполнения работ

Ремонтные работы по вырезке и врезке «катушки» выполняются в три этапа, в следующей последовательности:

Подготовительные работы:

1)промывка и проверка герметичности задвижек;

2)отвод земли под ремонтные котлованы, полевой городок, трассы временных коммуникаций;

3)согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре;

4)разработка схем подъездных путей для движения транспорта;

5)разбивка трассы трубопровода, обозначение вешками всех коммуникаций, следующих в одном техническом коридоре и пересекающих МТ в зоне производства работ;

6)обустройство временных переездов, полевого городка;

7)земляные работы;

8)проведение дополнительного дефектоскопического контроля в местах сверловки технологических отверстий и врезки вантузных тройников на наличие дефектов металла (внутренняя и внешняя коррозия, расслоение металла и т. д.);

9)врезка вантузов или установка вантузных задвижек и извлечение герметизирующих пробок;

10)промывка и проверка герметичности затвора запорной арматуры.

Основные работы:

1)остановка перекачки нефти/нефтепродукта по трубопроводам путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке ППМТ или лупингу, ремонтируемый участок МТ отключают закрытием задвижек, установленных на ЛЧ МТ;

2)при необходимости, остановка приема нефти от нефтедобывающих компаний (нефтепродуктов от нефтезаводов);

3)проверка наличия видимого разрыва электрических цепей на задвижках, отсекающих участок МТ, на котором проводят работы;

---

4)освобождение от нефти/нефтепродукта ремонтируемого участка трубопровода;

5)сверление контрольных отверстий для контроля уровня нефти/нефтепродукта;

6)вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с применением энергии взрыва, демонтаж вырезаемой катушки;

7)подготовка (зачистка) ремонтных котлованов;

8)сверление отверстий для контроля давления в трубопроводе;

9)зачистка внутренней полости трубы и ремонтного котлована, сверление технологических отверстий для установки герметизаторов и герметизация внутренней полости трубопровода;

10)сверление отверстий для контроля ГВС в участке трубопровода;

11)сварочно-монтажные работы по врезке новой катушки (детали) или подключению участка трубопровода методом захлеста и контроль качества сварных соединений;

12)нанесение изоляционного покрытия на сварные стыки;

13)заварка контрольных и технологических отверстий с контролем качества сварных соединений;

14)открытие задвижек, выпуск ГВС и заполнение трубопровода нефтью/нефтепродуктом;

15)вывод участка МТ на режим работы обеспечивается включением на НПС насосных агрегатов в последовательности, определяемой картой технологических режимов заполнения для достижения требуемой пропускной способности;

16)контроль герметичности мест заварки контрольных и технологических отверстий;

17)нанесение изоляционного покрытия на места заварки контрольных и технологических отверстий.

Завершающие работы:

1)обратная закачка нефти/нефтепродукта из мобильных емкостей для хранения нефти/нефтепродуктов в трубопровод при их использовании;

2)ликвидация временных вантузов с помощью приспособлений для герметизации патрубков или установка герметизирующих пробок и демонтаж вантузных задвижек;

3)восстановление изоляционного покрытия участка МТ в местах ликвидации временных вантузов;

4)обратная засыпка участка МТ и выполнение рекультивации;

5)демонтаж временных переездов и полевого городка.

82. 
    Перечислите основные причины разрушения нефтепроводов.
    

Возникновение и рост дефектов

Внешнее воздействие на НП (молния, смерчь, землетрясение)

Нарушение правил эксплуатации МН

Ошибочные действия персонала

Заводской брак

Брак допущенный при строительстве и ремонте

---

Незаконные врезки

82. 
    Перечислите способы обнаружения разрывов на МТ и дайте характеристику каждому методу.
    

Для обнаружения места аварий и аварийных утечек нефти на магистральном нефтепроводе могут применяться методы: визуальный, контроля давления, графоаналитический, балансового учета нефти, анализа изменения нагрузки электродвигателей, приборной диагностики (ультразвуковой и акустический), параметрического контроля расхода и давления.

Основными признаками аварии или аварийной утечки при их визуальном обнаружении являются: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление радужной пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персоналом при проведении работ в охранной зоне нефтепровода, а также посторонними лицами.

Обнаружение аварий и повреждений методом контроля за давлением в нефтепроводе осуществляется по показаниям манометров, установленных на НПС и трассе нефтепровода. Снижение давления на выкиде или на приеме НПС более, чем на 0,15 МПа (1,5 кг/см2) от установленной технологическими картами или режимами перекачки величины ("установившегося режима"), указывает на наличие аварийной утечки или повреждение нефтепровода. Изменение давления должно сопровождаться звуковым и световыми сигналами в операторной НПС и районном диспетчерском пункте.

Метод позволяет определить только наличие утечек на нефтепроводе и не указывает места повреждения на трассе нефтепровода.

Графоаналитический метод обнаружения утечки на ЛЧ МН основан на построении линий гидравлического уклона трубопровода на участке нарушения герметичности. Метод определяет место повреждения нефтепровода.

Погрешность определения места утечки графоаналитическим методом составляет около 10 % от длины нефтепровода между соседними работающими НПС.

При обнаружении аварии на основе метода балансового учета нефти проводится сравнение количества откачанной и поступившей нефти на пункты контроля.

---