Монтаж магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Особенности монтажа запорной арматуры на магистральном нефтепроводе

2. Монтаж отводов, переходов и тройников на магистральных трубопроводах

3. Монтаж захлестов. Контроль качества работ. Предварительное испытание

4. Очистка поверхности труб перед нанесением изоляционного покрытия. Приготовление битумной изоляции

5. Нанесение битумной изоляции. Изоляция в трассовых условиях полимерными лентами

Список литературы

1. Особенности монтажа запорной арматуры на магистральном нефтепроводе

Особенности запорной арматуры определяются направлением перемещения запорного органа относительно седла. Различают следующие типы запорной арматуры согласно ГОСТ 24856-81 «Арматура трубопроводная промышленная. Термины и определения».

Задвижка - «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно перпендикулярно оси потока рабочей среды». Задвижки характеризуются небольшим гидравлическим сопротивлением и незначительным коэффициентом трения, который может быть снижен еще более с помощью различных смазок. Смазка не только уменьшает коэффициент трения, а, следовательно, и требуемые усилия для открытия (закрытия) арматуры, но и герметизирует затвор.

Кран - «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган имеет форму тела вращения или части его, который проворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной к направлению потока рабочей среды». Характерная особенность запорного устройства этого вида - постоянный контакт запорного органа с седлом. Это обусловливает относительно высокий коэффициент трения, который можно снизить с помощью уплотнительных смазок. К этой арматуре относятся шаровые краны, цилиндрические краны, конусные краны, распределительные краны.

Клапан (или по вышеуказанному стандарту недопустимый к применению термин «вентиль», далее обозначается буквами «Ндп» и слово «вентиль» - курсивом) - это «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока рабочей среды». Клапаны (Ндп. вентили) имеют незначительный коэффициент трения и требуют приводов небольшой мощности, однако изменение направления потока создает в них повышенное гидравлическое сопротивление. К ним относится запорный клапан - «клапан, предназначенный для перекрытия потока среды»;

Обратный клапан - «клапан, предназначенный для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды».

Затвор - «промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган поворачивается вокруг оси, не являющейся его собственной осью». Запорные устройства этого вида широко применяют в обратных затворах, (которые недопустимо, называются термином «обратный клапан» (ГОСТ 24856-81).

Обратный затвор (Ндп обратный клапан) - «затвор, предназначенный для предотвращения обратного потока рабочей среды».

К основным параметрам запорной арматуры относятся: номинальный (условный) проход DN, номинальное (условное) давление PN (МПа), температура рабочей среды К (°С), тип присоединения к трубопроводу, масса (кг).

2. Монтаж отводов, переходов и тройников на магистральных трубопроводах

Монтаж криволинейных участков является сложной технологической операцией и может выполняться по двум схемам: монтаж, опережающий основной линейный поток, и монтаж последовательным наращиванием. Первая схема применяется при скоростям строительстве в нормальных условиях, когда число криволинейных участков невелико. При второй схеме темп работ намного медленнее, однако этот метод оправдывает себя в условиях сильно пересеченной местности при большом числе криволинейных участие. Звено по монтажу криволинейных участков состоит из восьми человек (два сварщика, бригадир, газорезчик, машинисты двух типов-трубоукладчиков и два машиниста сварочной установки и бульдозера).

При монтаже запорной арматуры выполняют следующие работы: отрыва-ют котлован; возводят фундамент в котловане, закрепляют на фундаменте кран или задвижку, предварительно приваренную в полустационарных условиях к присоединительным, патрубкам с помощью переходных колец; заваривают захлесты или вваривают катушки; контролируют стыки трубопровода; очищают и изолируют трубопровод; засыпают котлован.

После монтажа запорной арматуры, сооружения трубопровода производят предварительные испытания смонтированных узлов. Окончательные испытания производится при испытании трубопровода в целом.

3. Монтаж захлёстов. Контроль качества работ. Предварительное испытание

Особенности монтажа крановых узлов на магистральном газопроводе. Особенности монтажа запорной арматуры на магистральном нефтепроводе. Монтаж отводов, переходов и тройников на трубопроводах. Монтаж захлестов. Контроль качества работ. Предварительное испытание. Оформление документации.

Монтаж криволинейных участков является сложной технологической операцией и может выполняться по двум схемам: монтаж, опережающий основной линейный поток, и монтаж последовательным наращиванием. Первая схема применяется при скоростям строительстве в нормальных условиях, когда число криволинейных участков невелико. При второй схеме темп работ намного медленнее, однако этот метод оправдывает себя в условиях сильно пересеченной местности при большом числе криволинейных участие. Звено по монтажу криволинейных участков состоит из восьми человек (два сварщика, бригадир, газорезчик, машинисты двух типов-трубоукладчиков и два машиниста сварочной установки и бульдозера).

При монтаже запорной арматуры выполняют следующие работы: отрыва-ют котлован; возводят фундамент в котловане, закрепляют на фундаменте кран или задвижку, предварительно приваренную в полустационарных условиях к присоединительным, патрубкам с помощью переходных колец; заваривают захлесты или вваривают катушки; контролируют стыки трубопровода; очищают и изолируют трубопровод; засыпают котлован.

После монтажа запорной арматуры, сооружения трубопровода производят предварительные испытания смонтированных узлов. Окончательные испытания производится при испытании трубопровода в целом.

4. Очистка поверхности труб перед нанесением изоляционного покрытия. Приготовление битумной изоляции

Комплексный процесс изоляции труб состоит из таких рабочих процессов: приготовления материалов для устройства изоляционного покрытия (мастик, сборных элементов, армирующих сеток, рулонов); доставки материалов к рабочему месту; подготовки (очистки) поверхности изолируемых труб; грунтовки и нанесения изоляционного покрытия; контроля качества изоляции.

Методы выполнения этих процессов зависят от типа изоляционного покрытия и принятой организационно-технологической схемы производства работ.

Трубопроводы собирают из отдельных монтажных элементов (звеньев труб длиной до 40 м) или звеньев, соединяемых в бесконечные плети труб.

В первом случае на строительную площадку поступают отдельные заизолированные звенья труб и узлы, у которых не покрыты изоляцией только концы (на 25 см от обоих краев), предназначенные для устройства стыков. Степи изолируют вручную на бровке траншей и каналов при укрупнительной сборке или на дне траншеи, в специальных приямках, после укладки и соединения труб.

Во втором случае в полевых условиях -- при работе с бесконечной плетью, в которую звенья соединяют на трассе -- изоляционное покрытие наносят на трубы механизированным способом, оставляя неизолированными захлесты и фасонные части (отводы, тройники и т. п.). Их изолируют на дне траншей, в приямках, после укладки и испытания трубопровода.

В обоих случаях объем этих работ составляет 0,2-0,3 % объема работ на изоляционное покрытие всего трубопровода.

Плети изолируют совмещенным или раздельным методом.

При работе совмещенным методом в одном технологическом потоке производят очистку, изоляцию и укладку труб. При этом кран-трубоукладчик, идущий впереди колонны, поднимает на троллеях, подвешенных к его стреле, трубопровод, предварительно выложенный вдоль траншеи.

Удерживая его на высоте 0,75-1,5 м от земли, кран передвигается вдоль фронта работ и, опуская стрелу до максимального вылета, пододвигает трубопровод к траншее. За ним располагают первую очистительную машину (выполняет грубую очистку труб). Второй кран-трубоукладчик, двигающийся за этой машиной, копирует движения первого крана и пододвигает трубопровод еще ближе к оси траншеи, удерживая его на той же высоте. Вылет стрелы этого крана соответственно больше. Идущая за ним вторая очистительная машина очищает трубу до металлического блеска и огрунтовывает ее. Два крана-трубоукладчика, двигающиеся за ней, удерживают и центруют по оси траншеи трубопровод вместе с перемещающейся по нему и замыкающей колонну изоляционной машиной на заданной высоте и строго по оси траншеи. Закодированный трубопровод волной ложится на дно траншеи.

При раздельном методе организуют два потока: один по очистке и изоляции труб, другой -- по их укладке. В первом потоке работает тот же комплект машин, что и при совмещенном методе (за вычетом одного трубоукладчика). Заизолированная плеть остается при этом на берме траншеи. Во втором потоке плеть укладывают в траншею тремя трубоукладчиками. Таким образом, при совмещенном методе работают четыре трубоукладчика, а при раздельном -- шесть.

Гидроизоляционные покрытия делают из битумных и битумно-резиновых материалов и полимерных пленок, а также из армоцемента. Они обеспечивают надежную эксплуатацию стальных трубопроводов в течение 15-25 лет.

Обычно применяют битумные мастики, которые готовят на стационарных заводах.

Битумно-резиновую мастику готовят с примесью резиновой крошки крупностью до 1 мм (7- 10 % общей массы битума).

Готовую мастику привозят на строительные площадки в бумажных мешках и плавят в котлах, перемещаемых вдоль трассы тракторными тягачами. Расплавленную мастику перекачивают из котла непосредственно в битумоприемную ванну изоляционной машины.

Для приготовления мастики в полевых условиях вдоль трассы трубопровода через 20-30 км размещают полустационарные (временные) битумоплавильные установки. Производительность полустационарных баз -- 6,5-20 т битумной мастики в смену.

В качестве усиливающей обертки применяют рулонные гидроизоляционные материалы: бризол, стеклоткань, стеклорогожку и полимерные пленки.

Бризол готовят из смеси резиновой крошки, нефтебитума БН-IV или рубракса, озокерита (пластификатора) и асбеста № 7.

Стеклоткань и стекло рогожка -- минеральные материалы, обладающие высокими гидроизоляционными и диэлектрическими свойствами и большой прочностью. Их недостаток -- повышенная адсорбционная способность, для устранения которой ленты шириной 30-50 см пропитывают перед применением нефтебитумом, растворенным в бензине (1 : 3).

Весьма эффективны полихлорвиниловая и полиэтиленовая липкие ленты, покрытые клеящим слоем полиизобутилена. Их наклеивают на поверхность труб без нанесения мастик.

Очистку от окалины, масел и грязи и огрунтовку труб перед изоляцией осуществляют чаще механическим способом.

Механическую очистку с одновременной грунтовкой труб применяют на стационарных заготовительных заводах (в городских условиях), полустационарных базах и на трассе (в полевых условиях).

В полевых условиях трубы очищают самоходными трубоочистительными машинами со скоростью от 0,108 до 0,858 км/ч. Машина имеет два рабочих органа -- два ротора, которыми она насаживается на трубу. Передний ротор оснащен скребками и щетками, задний -- огрунтовочным приспособлением (брезентовыми ковриками и травяными щетками).

Битумные покрытия наносят на трубы после полного высыхания грунтовки.

При ручном устройстве нормальной изоляции (толщиной 3 мм) битумную мастику наносят в два слоя по 1,5 мм каждый, причем второй слой накладывают после остывания первого, а на него, не допуская остывания, навивают защитный слой крафт-бумаги.

Усиленное покрытие (толщиной 6 мм), выполняемое вручную, состоит из четырех последовательно наносимых слоев мастики. На второй из них, еще горячий, навивают рулонную обертку с нахлесткой 1,5-2 см. Покрытие защищают слоем крафт-бумаги.

Весьма усиленное покрытие (толщиной 9 мм) вручную делают из шести слоев мастики. Рулонные обертки навивают после второго и четвертого слоев, а шестой слой обертывают крафт-бумагой.

нефтепровод монтаж изоляция

Для механизации этих работ применяют битумно-резиновую мастику, которую наносят за один проход изоляционной машины.

Липкие полимерные ленты наклеивают на просохшую грунтовку в два слоя.

Для изоляции монтажных стыков и фасонных частей, которые оставляют неизолированными при механизированном выполнении процесса, применяют тот же тип покрытия, что и для труб. Объем этих работ невелик и рассредоточен на значительном расстоянии, зависящем от длины уложенных «бесконечных» плетей и наличия на них фасонных частей. Поэтому сварку, очистку и изоляцию выполняют вручную специально создаваемыми для этой цели комплексными бригадами.

Армоцементные покрытия, состоящие из цементно-песчаной оболочки, армированной стальной проволочной сеткой, наносят методом торкретирования. Такое покрытие часто применяют при закрытой прокладке труб и в агрессивных грунтах. Толщина его обычно составляет 3-4 см, но при подводной прокладке труб может достигать 7 см и более.

Для устройства изоляции применяют также механизированную укладку бетонной смеси в навесную опалубку, состоящую из двух полых полуцилиндров, соединяемых шарнирами и автоматическими замками.

5. Нанесение битумной изоляции. Изоляция в трассовых условиях полимерными лентами

Для нанесения битумных покрытий существующими технологическими способами исходный нефтяной битум оказывается непригодным из-за малой вязкости его в расплавленном состоянии, невысокой температуры размягчения и низкой механической прочности, поэтому.

По одному из разработанных способов при нанесении ППУ напылением поверхность трубы очищают от грязи и продуктов коррозии проволочными щетками и наносят антикоррозионное покрытие. Затем труба нагревается во вращательном устройстве для отверждения этого покрытия и создания оптимальных условий для вспенивания ППУ. Напыление ППУ происходит в распылительной камере. После отверждения ППУ на его поверхность наносят защитное покрытие, например битумный гидроизоляционный слой. Затем трубу оборачивают бумажной или полимерной пленкой.

Фирма СИФ (Франция) занимается нанесением различных изоляционных покрытий на отдельные трубы в стационарных и полустационарных условиях. Сушку и нагрев труб осуществляют открытым пламенем в проходной печи, что не может обеспечить высокого к. п. д. От грязи, ржавчины и окалины трубы очищают дробеметными установками. Необходимая степень очистки обеспечивается включением в работу нужного числа аппаратов. Грунтовку на наружную поверхность труб наносят пульверизацией. Нанесение битумного изоляционного покрытия можно проводить двумя способами поливом с обмоткой армирующим материалом, или обмоткой армирующим материалом, например стекловолокном, пропитанным расплавленной мастикой. Для уменьшения времени выдержки готовой трубы на приемных тележках покрытия охлаждают. В зависимости от материала покрытия охлаждение-осуществляют поливом воды или известкового молока, последнее эффективно применяют для охлаждения и одновременного окрашивания поверхности битумного изоляционного покрытия. В линиях нанесения изоляционного покрытия трубы идут непрерывным потоком, поэтому покрываются вся поверхность трубы, включая ее концы и торцы. В линии смонтирован пост зачистки концов труб с помощью металлических щеток, вращающихся с большой скоростью.

Неингибированные плотные смазки, битумы и битумные мастики, воски, лакокрасочные материалы и твердые смазочные покрытия нельзя применять для консервации мокрых и влажных поверхностей, так как даже растворенные в растворителях они малополярны, не обладают быстродействием и удовлетворительными водовытесняющими свойствами. Все эти продукты при нанесении их обычным для каждого вида способом при рабочих (оптимальных) толщинах пленки имеют низкие защитные свойства.

Полимерные ленточные покрытия за рубежом стали применяться в начале 60-х гг. прошлого века. В нашей стране пик применения полимерных ленточных покрытий пришелся на 70-80 гг., на период строительства целой сети протяженных магистральных газопроводов. К настоящему времени на долю полимерных ленточных покрытий на российских газопроводах приходится до 60-65% от их общей протяженности.

Конструкция полимерного ленточного покрытия трассового нанесения в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 состоит из слоя адгезионной грунтовки, 1 слоя полимерной изоляционной ленты толщиной не менее 0,6 мм и 1 слоя защитной полимерной обертки толщиной не менее 0,6 мм. Общая толщина покрытия - не менее 1,2 мм.

При заводской изоляции труб количество слоев изоляционной ленты и обертки увеличивается. При этом общая толщина покрытия должна составлять: не менее 1,2 мм - для труб диаметром до 273 мм, не менее 1,8 мм - для труб диаметром до 530 мм и не менее 2,4 мм - для труб диаметром до 820 мм включительно.

Начиная с 1 июля 1999 г., после введения в действие ГОСТа Р 51164-98, применение липких полимерных лент при трассовой изоляции газопроводов ограничено диаметрами труб не выше 820 мм и температурой эксплуатации не выше плюс 40 °С. Для нефте- и нефтепродуктопроводов допускается применять ленточные покрытия трассового нанесения при изоляции труб диаметром до 1420 мм, но при этом общая толщина покрытия должна составлять не менее 1,8 мм (наносятся 2 слоя полимерной ленты и 1 слой защитной обертки).

В системе полимерного ленточного покрытия функции изоляционной ленты и защитной обертки различные. Изоляционная лента обеспечивает адгезию покрытия к стали (не менее 2 кг/см ширины), стойкость к катодному отслаиванию, выполняет функции защитного барьера, препятствующего проникновению к поверхности труб воды, почвенного электролита, кислорода, т.е. коррозионноактивных агентов. Защитная обертка служит в основном для повышения механической, ударной прочности покрытия. Она предохраняет ленточное покрытие от повреждений при укладке трубопровода в траншею и засыпке его грунтом, а также при усадке грунта и технологических подвижках трубопровода.

Полимерные ленты, защитные обертки поставляются комплектно с адгезионной грунтовкой (праймером) заводского изготовления.

К преимуществам ленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения.

Основными недостатками полимерных ленточных покрытий являются: низкая устойчивость к сдвигу под воздействием осадки грунта, недостаточно высокая ударная прочность покрытий, экранировка ЭХЗ, низкая биостойкость адгезионного подслоя покрытия.

Опыт эксплуатации отечественных газонефтепроводов показал, что срок службы полимерных ленточных покрытий на трубопроводах диаметром 1020 мм и выше составляет от 7 до 15 лет, что в 2-4 раза меньше нормативного срока амортизации магистральных трубопроводов (не менее 33 лет). В настоящее время в ОАО "Газпром" проводятся масштабные работы по ремонту и переизоляции трубопроводов с наружными полимерными ленточными покрытиями после 20-30 лет их эксплуатации.

Список литературы

1. СНиП 2-05-06-85* Магистральные трубопроводы.

2. Кармазинов Ф.В. и др. Вода, нефть, газ и трубы в нашей жизни. М.: Наука и техника, 2005.-296 с.

3. Быков Л.И. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов/ Л.И. Быков Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, А.М. Нечваль, А.Е. Лаврентьев// Учеб.п особ.-Санкт-Петергург: Недра, 2006.-824 с., ил.

4. Кривошеин Б.Л. Магистральный трубопроводный транспорт. М.: Наука, 1985.-237 с.

5. Мазур И.И., Иванцов О.М.. Безопасность трубопроводных систем/ ИИ. Мазур, О.М. Иванцов.- М.:ИУЦ «ЕЛИМА», 2004.-1104с.

6. Телегин Л.Г., Курепин Б.Н., Березина И.В. Сооружение газопроводов. -М.: Недра, 1984.

7. Щербаков С.Г. Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. М.: Наука, 1982.-203 с.

8. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1964.

9. Строительство магистральных трубопроводов. Справочник./Чирсков И.Г. - М.: Недра, 1991.

10. Зиневич A.M., Прокофьев В.И., Ментюков В.П. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов больших диаметров. - М.: Недра, 1979.

11. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций.- М.: Недра, 1985.

12. Офенгенден Н.Е. Промышленный трубопроводный транспорт. М.: Стройиздат, 1976.-120 с.

13. Телегин Л.Г., Ким Б.И., Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. - М.: Недра, 1988.

Размещено на Allbest.ru