Нефтепроводы «Дружба»

Рис. 3.1 Схема монтажа

В связи с использованием для диагностики трубопроводов  магнитных дефектоскопов производственники  столкнулись с таким явлением, как остаточная намагниченность  труб. При средней и высокой  остаточной намагниченности труб сварка стыков трубопроводов сопровождается появлением эффекта «магнитного  дутья», что отрицательно сказывается  на качестве сварных швов. Для нейтрализации   эффекта «магнитного дутья» проводится размагничивание концов труб с помощью  прибора ВД-306.

После подготовки вновь врезаемых  катушек и тройника они устанавливаются  по месту и закрепляются с помощью  звенных центраторов.

Перед началом сварочных  работ торцы труб необходимо просушить. Сушку производить нагревом до температуры 20 — 50 °С при температуре воздуха  ниже +5 "С и при наличии следов влаги на кромках.

Качество сварных швов зависит от правильного выбора основных параметров ведения сварочных работ: величины зазора, марки и диаметра электродов и параметров режима сварки (сила тока, напряжение, полярность). Ручную дуговую сварку следует выполнять  электродами с основным покрытием. Сварку нефтепровода производить в  соответствии с требованиями [12] по разработанной Технологической  карте сварки согласно аттестованной  технологии сварки с соблюдением  правил техники безопасности и пожарной безопасности. При всех видах сварочных  работ обязательно проведение следующих  мероприятий:

- оформление наряда-допуска на выполнение работ повышенной опасности;

• ведение журнала сварочных работ;
• оснащённость оборудованием для сварки, сварочными материалами, приборами контроля и средствами пожаротушения.

Производство земляных, очистных и изоляционных работ во время  сварки запрещено.

Последовательность операций по подготовке к сварке и в её процессе:

- внутреннюю и наружную  неизолированную поверхности труб  очистить от земли и других    загрязнений; 

- осмотреть поверхность  и кромки труб;

- устранить шлифованием  на наружной поверхности неизолированных  торцов труб царапины, риски, задиры  глубиной до 5% от нормативной  толщины стенки (0,75 мм), но не более  минусового допуска на толщину  стенки по ТУ или ГОСТ ;

- забоины и задиры фасок  глубиной до 5 мм ремонтировать электродами с основным видом покрытия типа Э50А (E7016) Ø 2,5 мм с предварительным подогревом до 100^{+30 0}С;

- зачистить отремонтированные  поверхности  кромок  труб  шлифованием,  при этом  должна  быть восстановлена заводская  разделка кромок, а толщина стенки  трубы не должна быть выведена  за пределы минусового допуска;

- вмятины на концах  труб глубиной до 36 мм  выправить  безударным   разжимным  устройством   с  обязательным  местным   подогревом  изнутри трубы до 100 – 150 ⁰С независимо от температуры окружающего воздуха;

-  в случае повреждения  изоляционного покрытия оно должно  быть отремонтировано;

- концы труб с забоинами  и задирами фасок глубиной  более 5 мм  или вмятинами с размерами более 36 мм следует обрезать, а образовавшуюся кромку обработать шлифмашинкой с восстановлением заводской формы разделки кромок;

- зачистить до чистого  металла прилегающие к кромкам  внутреннюю и наружную поверхности  трубы на ширину не менее  10 мм; 

- осуществить сборку труб  на наружном центраторе;

- смещение кромок должно  быть равномерно распределено  по периметру стыка, максимальная  величина распределенного смещения  «С» не должна  превышать 20% от нормативной толщины стенки , т.е. С= 3 мм - для труб с толщиной  стенки 15 мм;

- величина зазора между  стыкуемыми кромками труб должна  составлять 2,5 - 3,5 мм  - в случае применения электродов Ø3,0 / 3,2 мм; 

- осуществить  предварительный   подогрев   до температуры 100^{+30 0}С при температуре окружающего воздуха ниже минус 20 ⁰С;

- в случае  сварки с прихватками их следует  выполнить равномерно по периметру  стыка;

- зачистить прихватки  и обработать шлифовальным кругом  начальный и конечный участки; 

- выполнить сварку  корневого слоя шва электродами  с основным видом покрытия;

- тщательно зашлифовать  абразивным кругом корневой слой  шва;

- осуществить визуальный  контроль корневого слоя шва  изнутри трубы;

- при необходимости выполнить  подварку изнутри трубы; 

- выполнить сварку заполняющих  и облицовочного слоев шва;

- производить послойную  зачистку слоев от шлака и  брызг; 

- выровнять шлифмашинкой  или напильником видимые грубые  участки поверхности облицовочного  слоя шва и зачистить  прилегающую  поверхность трубы.

            Рис. 3.2. Монтажная схема производства сварочных работ

 

Далее выполняется:

- стыковка и подгонка  удлиняющей катушки  к левому  торцу существующего трубопровода;

- сварка одного стыка  (1) Æ 1220;

- стыковка и подгонка  «замыкающей катушки» трубопровода  к торцу удлиняющей катушки  и правому торцу существующего  трубопровода;

- сварка двух стыков  (2 и 3) «замыкающей катушки» трубопровода;

- дефектоскопия сварных  стыков;

- заварка технологических  отверстий «чопиками»;

- дефектоскопия сварных  швов «чопиков».

На месте проведения сварочных  работ и в полости ремонтируемого участка нефтепровода концентрация газов и паров не должна превышать  предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию 2100 мг/м³. При обнаружении наличия концентрации газов, превышающей допустимую, огневые и сварочные работы немедленно прекратить.

После проведения сварочных  работ все кольцевые стыковые сварные швы и околошовные  зоны шириной 50 мм подлежат 100%-ному контролю визуальным, ультразвуковым и радиографическим методами. Ультразвуковым и радиографическим - согласно требованиям табл.4 [6]  – вследствие того, что данные стыки  являются гарантийными из-за отсутствия гидравлических испытаний после  проведения сварочных работ. При  положительных результатах контроля выдается письменное  Заключение на вновь вводимые сварные соединения.

Далее – изоляция очищенных  от изоляции участков трубопровода перед  вырезкой участка нефтепровода.

 

3.3.3  Изоляция  сварных стыков

Произвести очистку сваренных  стыков и их изоляцию термоусаживающими  манжетами типа «ТИАЛ-М», состоящими из термоусаживающейся полиэтиленовой основы со слоем термоплавкого клея на внутренней стороне.  Работы по проведению изоляции термоусаживающимися материалами сварных стыков стальных трубопроводов с заводским полиэтиленовым покрытием включают в себя следующие операции:

- подготовка необходимого  оборудования и приспособлений - зачистная шлифмашинка или пескоструйная  установка, прикатывающие валики, ветошь, газовая горелка с газовых  баллоном с пропаном;

- очистка зон сварных  стыков;

- нагрева зон сварных  стыков;

- нанесения праймера;

- нанесение и усадка  манжеты;

- центровка и термоусадка  муфты с прикаткой ее к изолируемой  поверхности;

- контроль качества покрытия  в зоне сварных стыков.

Усадку муфты начинают с её середины, нагревая муфту пламенем газовой горелки или разъемными подогревателями. Нагрев ведут с  двух диаметрально расположенных сторон трубопровода. Длина пламени горелок  должна быть 50-60 см. Пламя горелки  должно равномерно подогревать вначале  среднюю часть муфты. Для этого  горелку нужно держать на расстоянии не ближе 15 см от муфты и, не останавливаясь на одном месте, перемещать ее возвратно-поступательными  движениями по периметру муфты до тех пор, пока она не прижмется  своей серединой  к поверхности  сварного шва.

После усадки средней части  муфты этот процесс следует продолжать от середины к краям.

Если на муфте образуются гофры, необходимо прекратить нагрев этих мест, а нагревать ровные соседние участки. Для ускорения выравнивания поверхности муфт следует применять  прикатывающие ролики из фторопласта. Правильная усадка муфты должна обеспечивать равномерное и плотное обжатие  поверхности сварного соединения.

 

3.3.4  Электрохимзащита

Разрушение металла от воздействия  на него окружающей среды называется коррозией. Процесс коррозии может  протекать двумя путями: прямым химическим взаимодействием и в результате электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением электрического тока между  участками поверхности металла.

Различают следующие основные виды коррозии подземных металлических  сооружений: почвенную (электрохимическую), блуждающими токами и межкристаллитную. В условиях эксплуатации могут действовать  одновременно все три вида.

Для защиты газопровода от коррозии устанавливаются станции катодной защиты (СКЗ) типа ВОПЕ - МЗ с мощностью 3 кВт, на расстоянии 8 - 10 км друг от друга.

Станции обеспечивают защитный потенциал  на газопроводе в пределах от минус 0,9 до минус 2,5 В. На ремонтируемом участке  установлено 3 СКЗ, обеспечивающие необходимый  защитный потенциал.

Работы при капитальном ремонте  МН по электрохимической защите предусматривают:

      - установка контрольно - измерительных пунктов с датчиками

контроля  ЭХЗ;

• подключение и прокладка кабелей ЭХЗ.

Для контроля величины защитного потенциала, скорости коррозии и тока в нефтепроводе в точках дренажа взамен демонтируемого контрольно-измерительного пункта (КИП), устанавливаются КИП типа СКИП-1-12-0-2,0-УХЛ1, оборудованные неполяризующимися медно-сульфатными электродами сравнения типа ЭНЕС-1МС-2 с датчиками электрохимического потенциала и блоком  пластин- индикаторов скорости коррозии типа БПИ-2.

В данном дипломном проекте дополнительными  мерами по защите от электрохимической  коррозии является оборудование трубопровода установками протекторной защиты.

Рис. 3.3. Установка протекторной защиты представлена на рисунке

 

3.3.5  Засыпка трубопровода

Произвести обратное перемещение  минерального и плодородного слоёв  почвы методами, исключающими снижение его качественных показателей, а  также его потерю при перемещении. Осуществить предварительную (грубую) планировку грунта.

По окончании ремонтных  работ и проведения рекультивации  нарушенных земель направить письменное извещение землепользователю о  завершении работ, после чего произвести передачу отведенного участка землепользователю  с оформлением Акта сдачи-приёмки  земель.

 

3.3.6  Пуск и вывод МН «Дружба-1» на установленный режим

Переключение  линейных и станционных задвижек осуществляется только после окончание  СМР на 3 км, 36 км, 81 км, 141 км, 145 км и 149 км (время плановой остановки 58,5 часа). Перед заполнением нефтепровода необходимо подготовить:

• камеру приема СОД на  114 км к приему с 3 км, 36 км, 81 км (3-х герметизаторов «КАЙМАН» и 5-и герметизаторов ПЗУ 5МР).

• камеру приема СОД на  НПС «Кижеватово» к приему со 141 км, 145 км, 149 км (2-х герметизаторов «КАЙМАН» и 8-и герметизаторов ПЗУ 5МР).

Герметизаторы «Кайман-1000» на 3 км, 36 км, 81 км, 141 км и 149 км, необходимо оснастить трансмиттером. Работы по заполнению нефтепровода «Дружба 1» производить по разрешению диспетчера РДП, при устойчивой радиосвязи с докладом о времени начала и окончания работ.

Перед началом  работ по заполнению дать письменную готовность диспетчеру РДП и МДП об окончании СМР.

Работы по пропуску «КАЙМАНОВ» и ПЗУ 5МР осуществлять согласно инструкций по пропуску СОД по нефтепроводам Куйбышевского районного управления ОАО МН «Дружба».

Для контроля прохождения герметизаторов по нефтепроводу определить контрольные пункты –  линейные задвижки, переходы через  автомобильные и железные дороги, по которым зафиксировать время прохождения и фактическую скорость.

На работы по заполнению нефтепровода нефтью, оформить наряд  – допуск на газоопасные работы.

Дать телефонограмму в  РДП (факс 3693) и ОТЭ МН и РП (3696) об окончании сварочно – монтажных работ на всех точках и готовности к заполнению опорожненных участков нефтью, за подписью ответственного за организацию и безопасное производства работ, согласно приказу Куйбышевского районного управления ОАО МН «Дружба». Работы по открытию линейных задвижек и заполнению опорожненных участков, начинать только после получения письменного разрешения от главного инженера ОАО МН «Дружба» Богомолова О. П.

Для заполнения опорожненного  участка нефтепровода, произвести технологические  переключения линейных задвижек:

• открыть задвижки №157, №711, №15, №17, №19, №32б, №25б, №43, №96, №79, №79а, №81, №91;
• завести прием нефти с участка «Лопатино-Клин» в РП «Клин»: задвижки № 203, №205 - открыть; задвижку № 206 – закрыть.