Ликвидация аварий на магистральных трубопроводах

Аварийные работы на газопроводах относят к огне- и газо­опасным, поэтому здесь большое внимание уделяют обеспече­нию безопасности выполнения ремонтных работ.

•При ликвидации аварий на газопроводе выполняют следую­щие работы: отключение аварийного участка газопровода н освобождение его от газа; отключение средств активной за­щиты трубопровода от коррозии; земляные работы; вырезание отверстий в газопроводе для установки резиновых шаров; уста­новка шаров для изоляции полости трубопровода на ремон-

тируемом участке; сварочные работы; проверка качества швов физическими методами контроля; извлечение запорных рези­новых шаров; заварка отверстий; вытеснение воздуха из ава­рийного участка; испытание швов отремонтированного участка под давлением 1 МПа; нанесение изоляционного покрытия; испытание трубопровода под рабочим давлением; включение средств активной защиты от коррозии.

Сварочные работы на газопроводе выполняют при избыточ­ном давлении газа, равном 200—500 Па. При меньшем дав­лении возможны быстрое опорожнение газопровода и поступ­ление в него воздуха, в результате чего образуется взрыво­опасная смесь. При больших давлениях во время проведения огневых работ образуется большое пламя.

Свищи, образовавшиеся в газопроводе, ликвидируют путем заварки, для чего края свища тщательно подготавливают под сварку.

Если на газопроводе появились трещины в сварных стыках или по целому металлу, то дефектные участки удаляют, а на их место вваривают патрубки. При этом по обе стороны от де­фекта вырезают отверстия для установки резиновых запорных шаров. В последние закачивают воздух, создавая давление 4—5 кПа, а затем приступают к вырезке аварийного участка. При проведении огневых работ внимательно следят за давле­нием газа в газопроводе. Для этого в нем сверлят отверстие диаметром 3—4 мм, в которое вставляют штуцер для подсое­динения 11-образного манометра. Сварочные работы выполняют аналогично описанным ранее.

Если в газопроводе имеется конденсат, то его перед нача­лом огневых работ удаляют.

По окончании сварочных работ новые швы проверяют фи­зическими методами контроля, а затем извлекают резиновые шары. Отверстия для шаров заваривают. Из газопровода вы­тесняют воздух, для чего отключенный участок продувают в одном направлении. Газ выпускают через свечу. При про­дувке давление газа должно быть не более 0,1 МПа. Продувку газопровода заканчивают, если количество кислорода в вы­тесняемой через свечи газовой смеси составляет не более 2 % по объему. Отремонтированный участок испытывают под ра­бочим давлением. После наложения на приваренный патрубок изоляционного покрытия отремонтированный участок засы­пают, уплотняя грунт под трубопроводом.

Огневые работы на действующих газопроводах, транспорти­рующих сырье с высоким содержанием сероводорода, реко­мендуется проводить в следующем порядке. Участок ремонти­руемого газопровода 2 (рис. 90) отключают линейными кра­нами 1. В нем давление газа снижают до 200 — 500 Па,. Избыточное давление газа контролируют жидкостными маномет­рами. При выполнении плановых огневых работ на газопро­водах, транспортирующих сырье, в котором содержание серо–246

водорода превышает й,02 г/м3, участок между линейными кранами предварительно заполняют очищенным газом.

На заменяемом участке 5 трубопровода, который размечен в котловане, вырезают технологическое отверстие 6 диаметром около 160 мм для ввода в трубопровод резиновых запорных оболочек. Если в трубопроводе содержится большое количество жидкости (воды, конденсата), то заменяемый участок предва­рительно продувают газом до полного ее удаления. Небольшое количество жидких веществ откачивают в специальные сбор­ные емкости для последующей утилизации.

После освобождения трубопровода от жидкости через тех­нологическое отверстие 6 в трубу, по обе стороны от него, вво­дят резиновые оболочки 4, которые заполняют воздухом до перекрытия проходного сечения трубопровода. Степень запол­нения запорных оболочек воздухом контролируют визуально и путем проверки их способности к перемещению по трубопро­воду под воздействием усилий в 50—60 Н.

Технологическое отверстие 6 герметизируют эластичной конической пробкой 9, в центральном отверстии которой гер­метично закреплен конец рукава 10 для подачи инертной среды, а через боковые отверстия пропущены гибкие трубки 11 дли­ной 10 м для заполнения оболочек воздухом. Затем в прост­ранство между оболочками под давлением подается газомеха-ническая пена, под действием которой резиновые оболочки 4 перемещают на безопасное расстояние от места проведения огневых работ (в положение 3), а потом их заполняют возду­хом до рабочего давления.

Для предотвращения повреждения запорных оболочек •о внутреннюю поверхность трубопровода в качестве защитных чехлов рекомендуется использовать резиновые оболочки ана­логичных размеров, поврежденные или с истекшим сроком хра­нения. В этом случае установленные в положение 3 оболочки заполняют воздухом до давления 5—6 кПа.

Если в заменяемом участке трубопровода имеется сквозное повреждение, то его на период перемещения оболочек герме­тизируют с помощью пластыря. Запорные оболочки легко пе­ремещаются по трубопроводу при избыточном давлении среды в пространстве между ними не более 0,5 кПа. При выполнении утой операции газомеханическую пену получают с помощью

специальных технических средств путем орошения пакета сеток в пеногенераторе 8 распыленным в потоке выхлопных газов пенообразующим раствором, подаваемым из емкости 12 с по­мощью распылителя 7.

После установки запорных оболочек в рабочее положение гибкие трубки 11 укладывают в полость трубопровода так, чтобы не повредить их при огневой резке трубы. Заменяемый участок вырезают. На его место устанавливают новый элемент. После вварки этого элемента приступают к заключительным операциям. По завершении работ в котловане участок газо­провода между линейными кранами с целью вытеснения из него атмосферного воздуха продувают газом через продувоч­ные свечи до остаточной объемной доли кислорода в газе не более 2 %. При выполнении этой операции запорные оболочки извлекают из трубопровода через узлы приема поршней или продувочные свечи.

ОРГАНИЗАЦИЯ И ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПРИ ВРЕЗКЕ ОТВОДОВ В ДЕЙСТВУЮЩИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

В процессе эксплуатации часто приходится выполнять врезку для подключения новых линий к действующему трубо­проводу, устройства камер приема и пуска скребка, обводных, линий, подключения лупингов. Врезка — процесс трудоемкий и пожароопасный. Применяющиеся в настоящее время безог­невые (холодные) способы врезки позволяют уменьшить сте­пень пожароопасности, сокращают объем и время проведения1 работ, которые осуществляют без остановки перекачки нефти: или газа и практически без потерь транспортируемого про­дукта.

Для врезки отводов в магистральные нефте- и нефтепродукто-проводы сконструировано устройство, позволяющее проводить, работы без остановки перекачки при рабочем давлении в тру­бопроводе до 6,4 МПа.

Установка для врезки отводов в действующие трубопроводы состоит из электродвигателя 16, редуктора 4, торцовой фрезы. 3 и корпуса 14 (рис. 91).

Червячное колесо редуктора разрезано по средней плоско­сти на две части. Нижняя половина 13 червячного колеса об­разует со шпинделем 8 пару «винт — гайка», а верхняя поло­вина 12 посажена свободно на ступицу нижней половины и-имеет кулачки, взаимодействующие с кулачковой муфтой //,. которая вместе со шпинделем образует подвижное шпоночное соединение. С помощью механизма переключения 5 кулачковая муфта сцепляется то с кулачками верхней половины 12 червяч­ного колеса, то с кулачками полумуфты 6, жестко закреплен­ной на редукторе 4. В результате этого осуществляется соот­ветственно рабочая и ускоренная подача режущего инстру­мента.

На редукторе для ограждения шпинделя 8 закреплен кожух 10 с конечным выключателем 9, служащим для отключения электродвигателя при достижении режущим инструментом крайнего положения, и кулачком 7, контролирующим подачу режущего инструмента.

Работу по врезке отвода осуществляют следующим обра­зом. После вскрытия трубопровода в месте врезки с его по­верхности очищают изоляционное покрытие. В месте врезки к трубопроводу приваривают патрубок того же диаметра, что и будущий отвод.

При проведении сварочных работ давление в трубопроводе, по которому ведется перекачка продукта, не должно превышать 2 МПа. По окончании сварочных работ оно может быть уве­личено до рабочего. К приваренному патрубку с фланцем кре­пят задвижку, под которой устанавливают временную опору. К ответному” фланцу задвижки крепят установку. Перед фре­зерованием отверстия всю полость от трубопровода до уста­новки заполняют эмульсией для охлаждения и смазки режу-

щего инструмента и с помощью насоса опрсссовывают корпус установки, задвижки и приваренный к трубопроводу патрубок (давление равно 1,5 рабочего давления в трубопроводе). Дав­ление опрессовки сохраняют в течение 5 мин. Подтекания в местах соединения и потение сварных швов не допускаются.

После этого режущий инструмент через открытую задвижку подводят к поверхности трубы и фрезеруют отверстие. По окончании операции режущий инструмент вместе с вырезанным «пятаком» отводят в исходное положение. Задвижку закры­вают, а установку демонтируют. К задвижке присоединяют отвод. На этом работа по врезке отвода заканчивается. При врезке отвода установку обслуживает один человек. Макси­мальное время вырезки отверстия составляет 25 мин. Масса установки 306 кг.

Разработана технология безогневого метода врезки отводов в действующие газопроводы под высоким давлением. Она пол­ностью исключает сварочные работы на действующем газопро­воде за счет применения стыковочного узла, присоединяемого к газопроводу с помощью специального герметика, и фрезерной установки для вырезки отверстий.

Стыковочный узел состоит из двух половин с продольными фланцами. Одна половина его имеет патрубок с запорным устройством, диаметр которого соответствует диаметру под­соединяемого газопровода. Обе половины соединяются шпиль­ками после их установки на поверхности трубопровода.

Стыковочный узел изготавливают на специальной оснастке индивидуально для каждого диаметра и герметизируют с по­верхностью трубопровода посредством уплотнительного кольца и герметика, обеспечивающих абсолютную герметизацию на давления 5,6—7,5 МПа. Герметик рассчитан на период работы газопровода 20—30 лет при температурах от +80 до —40°С.

Отверстия для отвода на действующем газопроводе выре­зают специальной фрезерной установкой. Режущий инструмент представляет собой набор коронных фрез со специальным про­филем зуба и сверла.

После определения точки подключения будущего отвода к трубопроводу отрывают котлован, наружную поверхность трубопровода очищают от изолирующих покрытий и продуктов коррозии. На зачищенную поверхность трубопровода и внут­реннюю поверхность обеих половин стыковочного узла тонким слоем наносят герметик, приготавливаемый на базе эпоксид­ных смол с добавлением необходимых наполнителей и пласти­фикаторов, которые обеспечивают надежную эксплуатацию стыковочного узла в течение всего периода работы трубопро­вода. В момент затяжки шпилечного соединения герметик за­полняет раковины и микротрещины. Надежность всего узла проверяют гидравлическим испытанием на прочность и гер­метичность. После этого к фланцу запорного устройства сты­ковочного узла монтируют фрезерную установку.

Фрезерную установку подключают к передвижной электро­станции. Электропривод через редуктор передает вращатель­ное движение режущему инструменту, который подводят к телу трубы через открытое запорное устройство. Для предотвра­щения гидроудара при врезке под давлением тело трубы сна­чала просверливают сверлом. После сверления в течение 30— 40 с выравнивают давление в трубопроводе и полости патрубка отвода, затем начинается фрезерование. Режим фрезерования регулируют штурвалом привода подачи.

Конструкция режущего инструмента обеспечивает своевре­менное изъятие стружки и вырезаемого элемента тела трубы кз рабочей зоны и исключает попадание их в газопровод. По окончании фрезерования режущий инструмент выводят в край­нее правое положение, а запорное устройство на патрубке отвода переводят в закрытое положение. Через продувочный штуцер установки газ сбрасывают из полости между рабочим органом запорного устройства и присоединительным фланцем установки до достижения атмосферного давления. К запор­ному устройству патрубка присоединяют газопровод-отвод или технологическую линию.

Слайд 1
Ликвидация последствий аварий на газо- и нефтепроводахТП 15-04Юань

В системах трубопровода возможен взрыв или воспламенение горючих веществ

окружающую среду с последующим загрязнением экологических объектов (водоемов, почвы, атмосферы), что, в свою очередь, приводит к массовой гибели растений, животных и людей. Как правило, ликвидацией последствий таких аварий занимается правительство. Задача населения – обезопасить себя (не пить воду из зараженных источников и пр.)

Слайд 3
Причины аварий на газопроводахГазопрово́д — инженерное сооружение, предназначенное

Для транспортировки газа и его продуктов с помощью трубопровода.

или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Слайд 4
Природный газ используется в России как топливо для

Электрических станций, теплоэлектроцентралей и котельных практически повсеместно, за исключением

газопроводах приводят к перебоям или прекращению подачи газа на электростанции и котельные.

Разрывы на магистральных ветках газопровода наиболее опасны, поскольку в таком случае целым регионам угрожает ограничение подачи газа. Существенный риск возникает и при разрывах на распределительных газопроводах, непосредственно ведущих к электростанции, ТЭЦ или котельной. Аварии на других участках газовой сети менее значимы, так как во многих случаях существует параллельная или резервная труба.

Слайд 5
Сложность аварии характеризуется причиненным ущербом и временем, необходимым

Для восстановления нормальной подачи газа (от нескольких часов до

К основным причинам аварий на газопроводах различных объектов газового

хозяйства относятся: дефекты в сварных стыках; разрывы сварных стыков; дефекты в трубах, допущенные на заводе-изготовителе; разрывы компенсаторов; провисание газопровода; некачественная изоляция или ее повреждение; коррозионное разрушение газопровода; повреждение газопроводов при производстве земляных работ; повреждение надземных газопроводов транспортом; повреждение от различных механических; усилий.

Слайд 6
Последствия аварий на трубопроводахАвария на объекте трубопровода –

Это вылив или истечение опасной жидкости в результате полного

сопровождаемых загрязнением рек, озёр, водохранилищ, почвы, растительности.

Слайд 7
На пути трубопроводов, особенно большой протяженности, встречается много

Препятствий естественного и искусственного происхождения

преодоления на трубопроводах делаются отводы, позволяющие повторять изгибы местности или возвышаться над препятствиями. Аварии, происходящие на трубопроводах, в этих местах имеют наиболее опасные последствия, так как в случае выброса или разлива транспортируемый продукт может покрыть собой большие площади, поразив их и вызвав вторичные последствия аварии (взрывы, пожары, нарушения экологии).

Аварийность магистральных нефтепроводов является одним из главных критериев опасности, представляющей прямую угрозу населению и окружающей природной среде.

Слайд 8
Ликвидация аварий на газопроводеЛинии газопроводов являются потенциально опасными

Объектами, поскольку аварии на них могут привести к значительным

аварий является важной частью функционирования таких объектов.Чаще всего повреждениями на газопроводах становятся переломы чугунных труб, разрывы стыков в стальных трубах, неисправности арматуры, неплотности сальниковых и фланцевых соединений.Наибольшую опасность представляют повреждение сетей жилых домов и промышленных предприятий. Обычно это приводит к возгораниям, взрывам, загазованности подвальных помещений, что осложняет работу спасателей.

Слайд 9
Ликвидация аварии на газопроводе начинается с отключения поврежденного

Участка. Затем этот участок следует перекрыть запорными устройствами, размещенными

и насосов. При крупной аварии может потребоваться остановка деятельности предприятия.Концы разрывов или срезов заделывают деревянными пробками и устанавливают специальные муфты. Правилами технической эксплуатации допускается временная заделка трещин толстым бинтом, который обмазывается глиной или заматывается листовой резиной (предварительно на место трещины следует установить хомут).

Слайд 10
В случае воспламенения газа необходимо прежде всего снизить

Давление в магистрали, после чего загасить пламя, используя подручные

засыпают его землей и поливают водой. Использование специально обученных служебных собак значительно ускоряет поиск утечек газа.

Слайд 11
Ликвидация аварий на нефтепроводахПри обнаружении выхода нефтепродукта на

Поверхность линейный обходчик немедленно сообщает об этом начальнику перекачивающей

к предотвращению пожара и несчаст­ных случаев, ограждает место выхода продукта и устанавливает знаки «Не курить», «Огнеопасно» и др.

Слайд 12
Перекачку не прекращают только при небольшом выходе нефти

Или нефтепродукта. В остальных случаях ее немедленно останавливают и

Если авария свя­зана с разрывом стенки трубы, то закрывают линейные за­движки. Для проведения сварочных работ вскрывают аварий­ный участок трубопровода и добиваются прекращения выхода нефтепродукта. (Эта работа осложняется тем, что трасса почти всегда проходит по пересеченной местности, а линейные за­движки устанавливают на расстоянии 25—35 км друг от друга.) После устранения выхода нефтепродукта из трубопровода при­ступают к ликвидации повреждения. До начала огневых работ проводят анализ воздуха в котловане для определения содер­жания в нем паров нефтепродукта. Если воздух невзрывоопа­сен, то на свищ накладывают металлическую накладку и, при­жимая ее с помощью специальной струбцины (рис. 83), при­варивают.

Слайд 13
Для ликвидации свищей часто используют свинцовые пробки, которые

Затягивают специальным болтом (рис. 84). В комплект пробки входят

всей длине резьбу, сферическую головку, а на конце прорезь для его фиксации (отверткой или другими приспособлениями) в процессе затяжки гайки. Внутренний диа­метр свинцовой втулки равен диаметру болта (с небольшим за­зором), а наружный — диаметру каверны (или меньше его). Бронзовая втулка выполняет функции предохранительного устройства от возможного образования искры между стенкой трубы и головкой болта.

Слайд 14
Порядок устранения течи с помощью пробки со свинцовой

Специальным приспособлением (рис. 85) в стенке трубы

пробки должен быть несколько меньшим диаметра отверстия после рассверловки. Пробку фиксируют от проворачивания, а гайку затягивают ключом с таким расчетом, чтобы бронзовая втулка не дохо­дила до внутренней стенки трубы на 2—3 мм. Затем по всему 240периметру к трубе приваривают шайбу, а к шайбе и болту—” гайку

Слайд 15
Для устранения неполных разрывов поперечных стыков можно использовать

Галтельный двухстворчатый хомут со свинцовой или резиновой прокладкой (рис.

по­мощью гладкого хомута. Для повышения надежности его при­варивают к трубе (неприваренный хомут может выдержать давление лишь до 3 МПа).

Слайд 16
Для остановки течи продукта из трубопровода используют коническую

Муфту или хомут, имеющие специальный отводной патрубок для постоянного

50 мм больше диаметра трубопровода. Половинки муфты устанавливают и зажимают с помощью цепей и домкратов. Поступающий неф­тепродукт выпускают через штуцер, к которому подсоединяют рукав.При полном разрыве поперечных сварных стыков, а также при разрывах продольных стыков труб поврежденные участки полностью удаляют. На их место вваривают патрубки из труб того же диаметра. Длина патрубка зависит от размеров 9Заказ № 1997 241

Слайд 17
поврежденного участка, но должна быть не менее трех

Диамет­ров трубы. Перед удалением поврежденного участка в трубо­проводе вырезают

заполненного парами нефти. Поперечное сечение трубопровода перекрывают с помощью гли­няных пробок, длина “которых зависит от диаметра трубопро­вода, характера местности, качества глины, но должна быть не менее 1,5 м (рис. 87). Чем больше диаметр трубопровода, тем длиннее должна быть глиняная пробка. Перед набивкой глину тщательно перемешивают до густого тестообразного со­стояния. В зимних условиях глину оттаивают, затем в нее до­бавляют солидол и дизельное масло во избежание замерзания и перемешивают.По окончании набивки глиняных пробок вырезают повреж­денный участок трубопровода. На его место устанавливают патрубок, который сначала прихватывают, а затем оконча­тельно приваривают. После приварки патрубка наносят изоля­ционное покрытие, стыки опрессовывают под статическим дав­лением нефтепродукта, а потом возобновляют перекачку. Разлитый при аварии нефтепродукт, собранный в земляные амбары, закачивают в трубопровод. 242

Слайд 18
Временное перекрытие трубопровода при замене повреж­денного участка может

Быть проведено и другими способами. Нередко используют устройства для

продукта в трубопроводе с по­мощью хладагентов, превращение продукта в гель и др.Интересен способ перекрытия трубопровода с помощью гер­метизирующих тампонов из вспененных пластмасс, в частности пенополиуретана. Композиция, образующаяся в результате смешивания исходных компонентов, вспенивается, многократно увеличиваясь в объеме, заполняет внутреннюю полость трубо­провода и отверждается. Возможность получения тампонов на месте их применения, простота технологии, короткий промежу­ток времени, необходимый для’формирования тампона, снижают трудоемкость герметизации внутренней полости трубопровода при проведении аварийно-восстановительных работ.

Слайд 19
Герметизирующий тампон может быть создан как в опорож­ненном,

Так и в заполненном трубопроводе. Имеющиеся на внутренней поверхности

как реакция образования пенополиуретанов экзотермическая, тем­пература на границе «тампон — труба» достигает 90—100 °С. При такой температуре парафинистые отложения оплавляются,тампон как бы включается в их слой и плотно прилегает к стенке трубы, выдерживая гидростатическое давление про­дукта. Для увеличения прочности контактного слоя создают герметизирующий тампон в «замкнутом объеме», который об­разуется в трубопроводе с помощью ограничительных упоров из того же материала, что и тампон. Ограничительные упоры 2 (рис. 88) создаются по обоим концам участка трубопровода 1, который необходимо перекрыть, с помощью смесительного устройства 3. После отверждения упоров в пространство между ними заливают композицию, которая после вспенивания и отверждения вместе с ограничительными упорами представляет собой единое целое — герметизирующий тампон.

При обнаружении выхода нефтепродукта на поверхность линейный обходчик немедленно сообщает об этом начальнику перекачивающей станции и диспетчеру. Получив от них указа­ния, он принимает меры к предотвращению пожара и несчаст­ных случаев, ограждает место выхода продукта и устанавливает знаки «Не курить», «Огнеопасно» и др.

Перекачку не прекращают только при небольшом выходе нефти или нефтепродукта. В остальных случаях ее немедленно останавливают и принимают меры к предотвращению выхода нефтепродукта и сбору разлившейся нефти. Если авария свя­зана с разрывом стенки трубы, то закрывают линейные за­движки. Для проведения сварочных работ вскрывают аварий­ный участок трубопровода и добиваются прекращения выхода нефтепродукта. (Эта работа осложняется тем, что трасса почти всегда проходит по пересеченной местности, а линейные за­движки устанавливают на расстоянии 25—35 км друг от друга.) После устранения выхода нефтепродукта из трубопровода при­ступают к ликвидации повреждения. До начала огневых работ проводят анализ воздуха в котловане для определения содер­жания в нем паров нефтепродукта. Если воздух невзрывоопа­сен, то на свищ накладывают металлическую накладку и, при­жимая ее с помощью специальной струбцины (рис. 83), при­варивают.

Для ликвидации свищей часто используют свинцовые пробки, которые затягивают специальным болтом (рис. 84). В комплект пробки входят болт, гайка, шайба, свинцовая и бронзовая втулки. Болт имеет на всей длине резьбу, сферическую головку, а на конце прорезь для его фиксации (отверткой или другими приспособлениями) в процессе затяжки гайки. Внутренний диа­метр свинцовой втулки равен диаметру болта (с небольшим за­зором), а наружный — диаметру каверны (или меньше его). Бронзовая втулка выполняет функции предохранительного устройства от возможного образования искры между стенкой трубы и головкой болта.

Порядок устранения течи с помощью пробки со свинцовой втулкой следующий: специальным приспособлением (рис. 85) в стенке трубы (в месте каверны) рассверливают отверстие, в которое вставляют пробку. Диаметр пробки должен быть несколько меньшим диаметра отверстия после рассверловки. Пробку фиксируют от проворачивания, а гайку затягивают ключом с таким расчетом, чтобы бронзовая втулка не дохо­дила до внутренней стенки трубы на 2—3 мм. Затем по всему 240

периметру к трубе приваривают шайбу, а к шайбе и болту—” гайку.

Для устранения неполных разрывов поперечных стыков можно использовать галтельный двухстворчатый хомут со свинцовой или резиновой прокладкой (рис. 86). Небольшие разрывы по основному металлу трубы можно устранять с по­мощью гладкого хомута. Для повышения надежности его при­варивают к трубе (неприваренный хомут может выдержать давление лишь до 3 МПа).

Для остановки течи продукта из трубопровода используют коническую муфту или хомут, имеющие специальный отводной патрубок для постоянного удаления поступающего продукта. Муфту изготовляют из труб, диаметр которых на 50 мм больше диаметра трубопровода. Половинки муфты устанавливают и зажимают с помощью цепей и домкратов. Поступающий неф­тепродукт выпускают через штуцер, к которому подсоединяют рукав.

9 Заказ № 1997 241

■поврежденного участка, но должна быть не менее трех диамет­ров трубы. Перед удалением поврежденного участка в трубо­проводе вырезают отверстия по обе стороны от разрыва для изоляции полости трубопровода, заполненного парами нефти. Поперечное сечение трубопровода перекрывают с помощью гли­няных пробок, длина “которых зависит от диаметра трубопро­вода, характера местности, качества глины, но должна быть не менее 1,5 м (рис. 87). Чем больше диаметр трубопровода, тем длиннее должна быть глиняная пробка. Перед набивкой глину тщательно перемешивают до густого тестообразного со­стояния. В зимних условиях глину оттаивают, затем в нее до­бавляют солидол и дизельное масло во избежание замерзания и перемешивают.

Временное перекрытие трубопровода при замене повреж­денного участка может быть проведено и другими способами. Нередко используют устройства для перекрытия с помощью эластичных камер, заполняемых разными материалами, газо-гидротампоны, замораживание продукта в трубопроводе с по­мощью хладагентов, превращение продукта в гель и др.

Герметизирующий тампон может быть создан как в опорож­ненном, так и в заполненном трубопроводе. Имеющиеся на внутренней поверхности трубопровода парафинистые отложе­ния на герметизирующие свойства тампона не влияют, так как реакция образования пенополиуретанов экзотермическая, тем­пература на границе «тампон — труба» достигает 90—100 °С. При такой температуре парафинистые отложения оплавляются,

Слайд 1
Презентация на тему

Трубопроводах и методы их ликвидации”Выполнил студент группы ЗНММ-11

Аварии в нефтяных и газовых скважинах рассматриваются как

или поломками бурового скважинного инструмента, колонны бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб; падением на забои насосных штанг, кабеля-каната, скважинных двигателей, приборов, замков, переводников и др. Анализ показывает, что подавляющее большинство аварий при эксплуатации и проводке скважин является следствием технологических нарушений и технических упущений.

Слайд 3
Основные виды аварий1. Прихваты колонны насосно-компрессорных труб при

Добыче нефти, при промывке или заливке скважин. Прихваты колонны

зарезке и бурении второго ствола.3. Поломка (падение) подъемных и промывочных (заливочных) насосно-компрессорных труб при добыче или промывочно-заливочных работах.

Слайд 4
4. Поломка бурильных труб при капитальном ремонте скважин.

Прихват пакеров. Аварии, при которых в скважинах остаются

геофизические приборы или устройства для исследования скважин, проволока, канат, кабель, в том числе кабель центробежного электронасоса, а также пакеры.

Слайд 5
Причины аварий при фонтанном способе эксплуатации1. При фонтанном,

Газлифтном (эрлифтном) способах добычи нефти аварии часто возникают вследствие

скважинах при нарушении технологического режима эксплуатации и периодических нефте-газопроявлениях.2. Для предупреждения отложения солей внутри НКТ и на забое используют промывку растворителями.3. Открытое фонтанирование. Для устранения используют отсекатели (бывают ручные и автоматические), бурение наклонного ствола в сторону фонтанирующей скважины и подрыв фонтанирующей скважины.

Слайд 6
4. Отложение парафина. Для устранения и предупреждения

Скребков, периодическое извлечение запарафиненной НКТ и очистка на поверхности,

нефти в затруб, трубы с покрытием из стекла, эмали и эпоксидных смол, применение растворителей парафинов, применение химических добавок, предотвращающих налипание парафина.5. Коррозия оборудования. При наличии сероводорода, углекислого газа, коррозионная активность среды резко повышается и подземное оборудование, а также трубы быстро подвергаются коррозионному разрушению. Сильное разъедание подъемных труб коррозионной средой вызывает их обрыв и падение в скважину. Во избежание аварий и осложнений, вызванных коррозионным разъеданием труб, необходимо в скважины периодически закачивать ингибиторы коррозии или применять трубы из коррозионно-стойких материалов.

Слайд 7
Причины аварий при механизированном способе добычи нефти1

Процессе эксплуатации скважин насосным способом (ШГН) подъемные трубы систематически

стенки труб со временем уменьшается. Нередки случаи, когда обрыв и падение колонны изношенных труб происходят в процессе работы насосной установки. Наиболее сложные аварии происходят с погружными центробежными электронасосами (ЭЦН). Падение в скважину оборудования ЭЦН и его узлов нередко происходит в процессе эксплуатации скважин. Анализ аварий с ЭЦН позволяет группировать их следующим образом:- обрыв насосно-компрессорных труб,- обрыв кабеля,- поломка соединений компенсатора,- поломка соединений насоса,- поломка соединений протектора.

Слайд 8
2. Одна из основных причин обрыва насосно-компрессорных труб

При эксплуатации скважин с ЭЦН-вибрация колонны. При этом возможны

в продукции скважины сероводорода, способствует разрушению труб. В результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб в скважину падают комплект ЭЦН, часть колонны труб и часть кабеля. Эта авария является наиболее сложной. Узлы ЭЦН соединяются между собою фланцами при помощи шпилек. Обрыв этих соединений происходит в основном по следующим причинам:- при сборке и спуске ЭЦН в скважину шпильки фланцевых соединений затягиваются недостаточно равномерно. При вибрации установки во время ее работы происходит раскрепление некоторых из них, вследствие чего вся нагрузка приходится на оставшиеся. Со временем более напряженные шпильки обрываются и узел ЭЦН попадает в скважину;- коррозионное разрушение шпилек фланцевых соединений приводит к ослаблению последних;- конструктивное несовершенство соединения.

Слайд 9
Методы ликвидации аварий на магистральных трубопроводах Ликвидация аварий на

Магистральных нефтепроводах выполняется силами аварийно-восстановительных служб с привлечением сил

управления, штабы ГО и МВД, в зависимости от тяжести аварии и возможных последствий для окружающей среды и населенных пунктов. Аварийно-восстановительная служба включает:аварийно-восстановительные пункты (АВП), создаваемые на линейных производственных диспетчерских станциях (ЛПДС) или нефтеперекачивающих станциях (НПС);центральные аварийно-ремонтные службы (ЦАРС) или опорные аварийно-восстановительные пункты (ОАВП) при районном управлении магистральных нефтепроводов (РУМН) или территориальных производственных объединениях магистральных нефтепроводов (ПОМН);специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), а также аварийно-восстановительные поезда в отдельных ПОМН.

Слайд 10
Подразделения ABC должны быть укомплектованы персоналом в полном

Соответствии со штатным расписанием. Персонал должен знать специфику и

сооружений, линий электропередачи, связи и т.д., а также знать правила ведения работ в охранной зоне трубопроводов, кабелей, воздушных линий и других сооружений и коммуникаций, расположенных в зоне прохождения обслуживаемого трубопровода. На каждом участке трассы трубопровода должен быть создан аварийный запас труб в объеме 0,1 % от его общей протяженности в обычных условиях и 0,3 % Для трубопроводов, проходящих в горах и в заболоченных районах. Учения и учебно-тренировочные занятия (УТЗ) должны проводиться с периодичностью: в АВП — не реже 1 раза в месяц; в ОАВП — не реже 1 раза в квартал; в СУПЛАВ — не реже 1 раза в полугодие.

Слайд 11
Мероприятия по ликвидации аварий на магистральных трубопроводах мероприятия

По спасению и защите людей;мероприятия по предотвращению разлива и

после ликвидации аварии; порядок закрытия и открытия линейных задвижек;мероприятия по сбору и утилизации разлитого продукта, а также по ликвидации последствий разлива нефти и нефтепродуктов.

Всех технических средств;повышение уровня профессиональной подготовки ремонтного персонала путем

состоянии, отвечающем требованиям “Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов” и “Правил охраны магистральных трубопроводов”;осуществление контроля за состоянием трассы на своем участке путем регулярного патрулирования;проведение плановых мероприятий на своем участке трубопровода с целью недопущения и предотвращения аварий (участие и надзор за всеми работами, выполняемыми другими службами и организациями в охранной зоне, проведение технического обслуживания и ремонта согласно графику);своевременное пополнение запасов горюче-смазочных материалов, запчастей и материалов.

ПРИЧИНЫ И ВИДЫ РАЗРУШЕНИЙ НА ГАЗОНЕФТЕПРОВОДАХ

Появление повреждений на трубопроводе приводит к наруше­нию режима его работы, возникновению утечек, а также создает большую опасность для людей и объектов, расположенных в не­посредственной близости от трассы, может нанести серьезный ущерб окружающей природе.

Причины разрушения трубопроводов различные, назовем основные из них.

1. Нарушение требований технологии и государственных стандартов в процессе производства труб. В результате этого снижается качество труб, ухудшаются упругие свойства ме­ талла. При калибровке и правке труб возможна вытяжка, пре­ вышающая допустимые нормы, что может привести к появле­ нию трещин и разрушению труб в процессе испытания и экс­ плуатации.

2. Отклонения от норм проектирования и строительства тру­ бопроводов. Некачественное выполнение работ при транспорти­ ровке труб и развозке их по трассе, сварке, укладке трубопро­ вода в траншею, противокоррозионной защите ведет к повреж­ дениям и различным дефектам. Во время развозки и монтажа могут появиться дефекты стенок в виде вмятин и царапин,

произойти смятие концевых участков труб при перетаскивании их волоком. Результат некачественной сварки — дефекты свар­ных швов. Низкое качество изоляции снижает эффективность электрозащиты и увеличивает опасность быстрого коррозион­ного разрушения стенок труб. Нередко трубы разрушаются из-за их перенапряжения, обусловленного отступлениями от проектных решений или их ошибочности (например, разруше­ния из-за искривления трубопровода в вертикальной и гори­зонтальной плоскостях, вплоть до образования гофр, превы­шающего предусмотренное проектом, недоучет продольных сил в трубах и продольных перемещений и т. п.).

3. Несоблюдение правил эксплуатации трубопроводов. Нару­ шение режима работы трубопровода может привести к чрез­ мерному повышению давления; неправильное перекрытие запор­ ных устройств — вызвать гидравлический удар и резко изменить давление в трубопроводе, обнажение отдельных участков тру­ бопровода в зимнее время, низкие температуры воздуха и почвы — привести к резкому охлаждению его, ведущему к раз­ рыву наиболее слабых стыков вследствие их растяжения; не­ надежная защита трубопровода от коррозии — обусловить быст­ рое разрушение стенок труб.

4. Влияние природных явлений. Сейсмические колебания почв, обвалы и оползни грунта могут вызвать разрушение тру­ бопровода.

Во время испытаний и в процессе эксплуатации трубопрово­дов большая часть разрывов и аварий происходит в результате развития микротрещин и усталостного напряжения металла. Источником появления микротрещин может послужить любая из перечисленных причин или их комбинация.

Вид повреждения зависит от характера и места его появле­ния: сквозные отверстия (свищи), трещины или щели, частич­ный или полный разрыв стенок по основному металлу или про­дольным и кольцевым сварным швам, а также по телу запорной арматуры, в прокладках, сальниках, крестовине, тройниках, отводах и переходниках. Как правило, разрушения трубопрово­дов, предназначенных для перекачки жидких продуктов (нефть, нефтепродукты, вода и т. д.), распространяются на участке протяженностью от нескольких десятков сантиметров до не­скольких десятков метров. Разрушения газопроводов могут до­стигать нескольких километров.

ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНОЙ СЛУЖБЫ

дневный осмотр трассы трубопроводов, содержание в исправ­ном состоянии машин и оборудования, участие в ремонтах ком­муникаций трубопроводов и оборудования на перекачивающих и наливных станциях, предупреждение и выявление аварий и повреждений на трубопроводе. В ее состав входят ремонтно-восстановительные бригады (РВБ), которые в основном бази­руются на перекачивающих станциях. При значительных рас­стояниях между станциями (более 100 км) организуют проме­жуточные ремонтно-восстановительные пункты (РВП), число которых зависит от рельефа местности, наличия переходов через искусственные и естественные препятствия, проезжих до;рог, а также от технического состояния трубопровода. РВП обычно располагают рядом с населенными пунктами. РВП, как пра­вило, состоят из РВБ, служб связи, катодной защиты и энерго­водоснабжения.

Состав РВБ, их оснащенность машинами и механизмами за­висят от сложности трассы, технического состояния трубопро­вода, числа параллельно уложенных ниток его.

РВБ комплектуют из наиболее квалифицированных рабо­чих. Их возглавляют опытные инженерно-технические работ­ники. В состав РВБ обычно помимо мастера входят сварщик высокой квалификации, бульдозерист, водитель, линейные сле­сари-трубопроводчики, машинист трубоукладчика. Численность бригады не превышает 10—14 чел. Каждый член бригады вла­деет 2—3 специальностями. Рабочий РВБ должен хорошо знать инструкцию по выполнению ремонтно-восстановительных работ при повреждении трубопровода, правила техники безопасности, свои конкретные обязанности при ликвидации повреждения.

Бригада обеспечивается транспортными средствами повышен­ной проходимости, необходимой техникой для быстрой ликви­дации аварии, а также средствами для проведения газорезоч­ных и слесарно-монтажных работ, трубами, электродами, про­тивопожарным инвентарем, вспомогательным оборудованием и инструментами, средствами индивидуальной защиты. В зимних условиях РВБ должны быть оснащены передвижными будками, оборудованными для обогрева, принятия пищи и отдыха.

Необходимо, чтобы ремонтно-восстановительная бригада всегда была готова к выезду на ликвидацию аварии, оборудо­вание находилось в полной исправности, а транспорт заправлен горючим и подготовлен к выезду. Использование транспортных средств РВБ для хозяйственных нужд не допускается.

На перекачивающих станциях и РВП, а также в домах об­ходчиков должны храниться неприкосновенный запас (труб, листовой стали, электродов, кислорода, карбида кальция, мате­риалов для изготовления тампонов, устройств для перекрытия трубопроводов) и средства пожаротушения.

Повседневное руководство работой РВБ осуществляет мас­тер на основании указаний начальника станции, в ведении кото­рой находится бригада, или лица, его заменяющего.

Рис. 83. Прижимная струбцина:
I — скобы; 2, 7—планки; 3 — гайки; 4 —маховик; 5 — червяк; 6 —пята; 8 — заплата; 9 — шарнир

Рис. 84. Ликвидация свища спомощью свинцовой пробки:
/—труба; 2 — шайба; 3 — болт; 4 — гайка; 5, б— втулкисоответственно бронзовая и свинцовая

В свободное от экстренных работ время РВБ осуществляют капитальный ремонт трубопровода и сооружений на закреплен­ных за ними участках трассы по плану, утвержденному началь­ником станции.

Ликвидация аварий на трубопроводах.

НЕФТЕПРОВОД. Для ликвидации аварии организуют ремонтно-восстановительные бригады. При обнаружении выхода нефтепродуктов на поверхность линейный обходчик сообщает об этом начальнику РНУ и диспетчеру. Получив от них указания он принимает меры по предотвращению пожара и несчастных случаев. При небольшом выходе перекачку можно не останавливать. Если произошел разрыв швов или стенок закрывают линейные задвижки.

Для ликвидации аварии:

— откапывают аварийный участок;

–останавливают выход нефтепродукта;

–ликвидации повреждений: в вырытом котловане определяют содержание паров нефтепродуктов. Если воздух не взрывоопасный на свищ накладывают металлическую накладку и прижимают специальными струбцинами и приваривают. Если при помощи пробки остановить течь не удаётся, то между трубопроводом и накладкой помещают прокладку из бензостойкой резины или свинца. Для ликвидации свищей используют также свинцовое пробки с затяжкой их специальными болтами.

ГАЗОПРОВОД. Эти работы относятся к огне- и газоопасным работам и связанны с обеспечением безопасности. Для ликвидации аварии:

–отключают аварийный участок на газопроводе и освобождают его от газа через свечи;

–подключают средства активной защиты;

–вырезают отверстия в газопроводе для установления резиновых шаров;

–устанавливают шары для изоляции полоски трубопровода;

–сварочные работы; контроль качества; извлечение резиновых шаров; заварка отверстия для шаров; вытеснение воздуха из аварийного участка; испытание швов под давлением 1 МПа; изоляционные работы; засыпка.

Капитальный ремонт с подкопом и применением подъемных и поддерживающих технических устройств.

–удаление грунта из-под трубы: разработаны специальные подкапывающие машины шагающего типа. Ходовой механизм таких машин шагающего типа имеет устройство фиксации на трубопроводе и создаёт напорные усилия позволяющее перемещаться от 100 до 170 погонных метров в час.

–проход очистных и изоляционных машин.

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДА БЕЗ ПОДЪЕМА С ПОДКОПОМ:

— с применением подъемных и поддерживающих устройств: опоры-крепи , трубоукладчики или пневмоподъемники;

— с оставлением земляных перемычек применяется исходя из технического состояния трубопровода и сварных стыков, не допуская его подъёма. Преимущества – этого метода является то,  что при выполнении ремонтных работ можно перекачку не останавливать, а также не снижать рабочее давление. Недостатком  этого метода является невозможность полной механизация земляных работ, очистных и изоляционных работ и необходимость длительной отбивки грунта под отремонтированный участок.

Подготовительные работы при ремонте линейной части трубопровода.

–уточнение положения трубопровода : определение его положения с применением различных приборов;

–устройство полосы отвода: в зависимости от диаметра трубопровода и зависит также от сельскохозяйственного назначения;

— снятие плодородного слоя: эти работы выполняются согласно проекта рекультивации земель.

В настоящее время для снятия грунта используют бульдозеры, скреперы или роторные экскаваторы. Чаще всего для этого используют бульдозеры, однако они имеют существенный недостаток: производительность снижается при больших диаметрах трубопроводов. Значительная часть рабочего времени уходит на маневрирование происходит перемешивание плодородной почвы с минеральным грунтом. Всех этих недостатков лишены роторные экскаваторы.

Капитальный ремонт трубопровода без подъема.

Ремонт без подъема трубопровода с сохранением его положения  рекомендуется для трубопроводов диаметром 820 мм и более при замене изоляционного покрытия с восстановлением и без восстановления стенки трубы. Можно выполнять без остановки ТП.

–уточнение положения ТП приборами, принцип действия которых основан на использовании электромагнитной индукции;

–планировка полосы отвода в зоне движения машин;

–снятие плодородного слоя и перемещение его во временный отвал бульдозерами, скреперами, роторными экскаваторами;

–разработка траншеи по нижней образующей ТП специальными вскрышными экскаваторами. Если глубина траншеи больше 2 м, вскрышные работы разрабатывают откосами. Чаще всего разработку траншеи ведут одноковшовыми экскаваторами, но на прямолинейных участках применяют специальные вскрышные экскаваторы;

— краном-трубоукладчиком монтируется подкапывающая машина, разработка грунта под трубой производится на 50 см ниже нижней образующей трубопровода, доработка ведется вручную;

–проверка технического состояния, контроль поперечных сварных стыков и усиление их;

–очистка от старой изоляции;

–выполнение сварных работ; окончательная очистка; грунтовка; нанесение нового изоляционного покрытия; контроль качества изоляционного покрытия; присыпка, засыпка, рекультивация.

Мы поможем в написании ваших работ!