Аналитика



6.1.    особенности ремонта нефтепроводов в горных районах и районах

6.1.    ОСОБЕННОСТИ РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ В ГОРНЫХ РАЙОНАХ И РАЙОНАХ

С СИЛЬНОПЕРЕСЕЧЕННЫМ РЕЛЬЕФОМ

Ремонт нефтепроводов в горных районах и районах с сильнопересеченным рельефом (горных условиях) отличается значительной сложностью по сравнению с ремонтом на равнинной и слабопересеченной местности почти на всех этапах работ, а в некоторых случаях (при расположении рядом с другими коммуникациями) требует отдельного инженерного решения или становится практически невозможным (в осенне-зимний период на крутых склонах).

Несмотря на сложность вопроса, до настоящего времени ему не уделяют должного внимания владельцы трубопроводов. Этим объясняется тот факт, что все еще не разработаны вскрышной экскаватор и ряд другой ремонтной техники, а также технология ремонта трубопроводов в горных условиях.

Так же, как и в равнинной местности, ремонт нефтепроводов в горных условиях может осуществляться с заменой и без замены труб, с подъемом труб и без подъема, а также выборочно.

Работы по ремонту начинаются с проведения проектноизыскательских работ и разработки рабочего проекта или рабочей документации.

6.1.1.    РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДОВ С ЗАМЕНОЙ ТРУБ И УКЛАДКОЙ В НОВУЮ ТРАНШЕЮ

Прокладку нефтепроводов в горных районах и районах с сильнопересеченным рельефом следует проектировать, как правило, подземной, за исключением переходов через ущелья, овраги, узкие оползневые участки и осыпи большой мощности, глубокие селевые потоки, где необходимо предусматривать надземные переходы. В особо стесненных условиях возможна прокладка в специально построенных тоннелях, трасса которых должна быть прямолинейной. Конструкция и размеры поперечного сечения тоннеля проектируются с учетом экономичности способов производства работ и условий эксплуатации нефтепровода.

При проектировании трассу нефтепровода в горах следует назначать преимущественно по долинам рек или по горным участкам вблизи водоразделов, избегая неустойчивых и крутых склонов, районов селевых потоков, оползней, осыпей снежных лавин, горных паводков и других неустойчивых участков. Мощные оползневые участки большой протяженности следует обходить выше оползневого склона или ниже участка выдавливания грунта. На участках с интенсивными селевыми потоками прокладку нефтепроводов необходимо вести вблизи водораздела либо ниже корпуса выноса селевых масс. Если при проектировании трассы в горах обойти такие участки не удается, то подземную прокладку проектируют во всех случаях с заглублением нефтепровода ниже плоскости скольжения грунтов (в грунт, не подверженный деформациям) на оползневых участках и ниже зоны возможного размыва дна и берегов русел селевых потоков.

Если на пересечении оползневых участков и селевых потоков невозможно обеспечить надежность нефтепровода без специальных мероприятий, то при проектировании таких пересечений необходимо предусматривать устройство сооружений, улавливающих, задерживающих и направляющих сели, или мероприятия, направленные на стабилизацию оползневых и соленосных участков [10].

При прохождении трассы нефтепровода в горной местности по крутым продольным уклонам должна производиться их планировка путем срезки грунта и уменьшения угла подъема. Эти работы должны выполняться по всей ширине полосы отвода бульдозерами, которые, срезая грунт, передвигаются сверху вниз и сталкивают его к подножию склона вне пределов строительной полосы. Траншея должна быть выкопана не в насыпном грунте, а в материковом. Устройство насыпи возможно только в зоне прохода транспортных машин

[26].

Землеройные, транспортные и строительные машины на гусеничном и пневмоколесном ходу с прицепным или навесным оборудованием могут работать на косогорах крутизной не более 8°.

При большей крутизне склонов необходимо предусматривать устройство рабочей полосы (полки) с поперечным уклоном не более 5°, по которой должен обеспечиваться проход строительной техники и проезд автотранспорта в процессе эксплуатации трубопроводов со съездами и въездами. Полки на косогорах следует проектировать двух типов: полувыемки-полунасыпи, когда насыпной грунт используется для прохода техники (рис. 6.1), и полки, располагаемые в выемке на материковом грунте (рис. 6.2), причем первый тип — на косогорах с уклонами до 18° (1:3), а второй — на косогорах с уклонами, превышающими 18°. При проектировании полок первого типа необходимо учитывать влажность и физико-механические свойства грунтов отсыпки полунасыпи и сезон строительства. Во всех случаях для устройства полунасыпей не следует применять жирные глины, меловые, тальковые и трепельные грунты. Отсыпка полунасыпей мелкими пылеватыми песками и глинистыми грунтами зимой допускается только при влажности их, не превышающей границы раскатывания.

Для нефтепроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном свыше 35°, следует предусматривать устройство подпорных стен.

На устойчивых косогорах крутизной до 12° (1:5) и высотой полунасыпи до 1 м необходимо срезать дерн, при большей высоте этого не требуется, но перед отсыпкой полунасыпи из глинистых грунтов следует вспахивать основание. При крутизне косогора    от    12    до    18°    (от    1:5 до    1:3)    в    пределах

основания полунасыпи должны устраиваться уступы шириной от 1 до 3 м с уклоном 1—2 % в направлении падения косогора (рис. 6.3). При высоте уступов до 1 м стенки их должны быть вертикальными, а при большой высоте — с откосом крутизной 1:0,5. На косогорах, сложенных из дренирующих грунтов (рыхлые пески, гравий, галька, дресва, обломки сла-бовыветривающихся пород и т.п.), не покрытых растительностью, устройство уступов не требуется.

При проектировании полок на косогорах необходимо назначать заложение верхового и низового откосов с таким расчетом, чтобы в процессе строительства и последующей эксплуатации обеспечивалась устойчивость откосов. Расчет устойчивости низовых откосов рекомендуется вести методом круглоцилиндрических поверхностей с учетом воздействия нагрузок от работающих машин и механизмов. При отсут-

Рис. 6.1. Полка, располагаемая в полувыемке-полунасыпи:

1 — трубопровод; 2 — траншея; 3 — полувыемка; 4 — полунасыпь


Рис. 6.2. Полка, располагаемая в выемке:

1 — трубопровод; 2 — траншея; 3 — выемка

Рис. 6.3. Схема поперечного разреза полки:

1 — полувыемка; 2 — уступы для устойчивости полунасыпи; 3 — полунасыпь; 4 — нагорная водоотводная канава; 5 — траншея для трубопровода

ствии достоверных данных о физико-механических свойствах грунтов (угол внутреннего трения, удельное сцепление) коэффициент устойчивости откоса следует принимать не менее 1,4. Расчет устойчивости верховых откосов рекомендуется вести методом Тейлора или методом Маслова. Устойчивость насыпного откоса должна проверяться на сдвиг насыпной части полки или отвала грунта по линии контакта насыпи и коренного грунта. Коэффициент запаса устойчивости на сдвиг по поверхности контакта определяется по формуле [10]

Кз = ctg a tg ф,

где a — угол наклона к горизонту откоса насыпной части полки; ф — угол внутреннего трения насыпного грунта (сцепление насыпного грунта не учитывают).

Насыпная часть полки может быть использована для проезда строительной и эксплуатационной техники при a = = 0,68ф, 0,52ф и 0,42ф (соответственно Кз= 1,5; 2,0 и 2,5). Максимальная крутизна откосов насыпей и выемок с учетом обеспечения устойчивости откосов может быть принята по табл. 6.1 и 6.2.

При проектировании нефтепроводов на полках рекомендуется располагать их в материковом грунте в пределах полу-выемки или выемки на расстоянии а (см. рис. 8.1 и 8.2) от оси нефтепровода до подошвы откоса полки, которое зависит от глубины и заложения откосов траншеи. Часть полки шириной а предназначается для устройства водоотвода. Ширина всей полки определяется из условий ведения работ, диаметра нефтепровода, габаритов машин и механизмов, принятых для строительства и эксплуатации трубопровода, необходимости разъезда автотранспорта и строительных машин, расположения траншеи под нефтепровод и требований техники безопасности. Минимальная ширина полки для трубопроводов диаметром до 720 мм — 8 м, до 1020 мм — 9 м и 1220—1420 мм — 11 м.

Для уменьшения объемов работ следует проектировать полки без учета разъезда автотранспорта и строительных машин на всем их протяжении, а на полках значительной протяженности необходимо предусматривать в пределах видимости (не реже, чем через 600 м) разъезды (уширения полок) длиной 10—15 м или съезды и въезды. Радиусы поворота полок в горизонтальной плоскости должны определяться из условия обеспечения расчетных радиусов поворотов нефтепро-

Максимальная крутизна откосов насыпей при обеспечении устойчивости (высота насыпи до 6 м)

Крутизна

откосов

1:1 —1:1,3 1:1,5

1:1,75


Скальные слабовыветривающиеся породы Каменистые (валунные), щебенистые (галечниковые), дресвяные (гравийные), пески гравелистые крупные и средней крупности, пески мелкие и пылеватые (кроме мелких одноразмерных и пылеватых в районах избыточного увлажнения), глинистые грунты, в том числе лёссы и лёссовидные суглинки Пылевые грунты в районах избыточного увлажнения и одноразмерные мелкие пески


Максимальная крутизна откосов выемок в зависимости от высоты откосов при обеспечении устойчивости


Таблица 6.2

Вид грунта

Высота откосов выемок, не более, м

Наибольшая

крутизна

откосов

Скальные слабовыветривающиеся породы

16

1:0-1:0,2

Скальные легковыветривающиеся нераз-

16

1:0,5-1:1,5

мягчаемые

Скальные легковыветривающиеся размяг-

6

1:1

чаемые

Скальные легковыветривающиеся нераз-

6-12

1:1,5

мягчаемые

Крупнообломочные

12

1:1 —1:1,5

Песчаные, глинистые, однородные твер

12

1:1,5

дой, полутвердой и тугопластичной кон

систенции

Лёссовые

12

1:0,5-1:1,5

водов. На криволинейных участках ширина полки должна быть увеличена на 1,4 — 3,0 м.

Глубину заложения нефтепровода на полках, ширину траншей по дну и крутизну их откосов следует проектировать как на равнинной местности. Для защиты полок от размывов и разрушений ливневыми, паводковыми и грунтовыми водами рекомендуется устройство водоотвода с полок в виде кюветов или железобетонных лотков, а также нагорных канав или валиков, кюветов и дренажей. Продольные уклоны водоотводных сооружений должны быть не менее 0,05, а сечение их определяется расчетом. Во избежание размывов канав и кюветов на полках значительной протяженности (150 м и более) необходимо укреплять их или устраивать водопропу-


ски через полку, а для предотвращения стока воды вдоль траншеи и ее размыва — устраивать водонепроницаемые перемычки (глиняные и каменные). При укладке на одной полке двух нефтепроводов и более расстояние между нитками может быть уменьшено (при соответствующем обосновании) до 3 м. При этом все нефтепроводы должны быть отнесены ко II категории [10], [20].

Допускается прокладка двух нефтепроводов (нефтепродук-топроводов) IV класса в одной траншее (IV класс — трубопроводы ёу < 300 мм).

При проектировании нефтепроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать срезку грунта на ширине 8—12 м с обеспечением уклона 2 % в одну или в обе стороны.

При прокладке вдоль нефтепроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.

В особо стесненных условиях горной местности допускается проектировать прокладку нефтепроводов в специально построенных туннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна быть обоснована в проекте.

Вентиляция туннелей должна предусматриваться естественной. Искусственная вентиляция допускается только при специальном обосновании в проекте [20].

Земляные работы при ремонте нефтепроводов в горных условиях следует выполнять механизированным способом в строгом соответствии с проектно-технической документацией. Производство земляных работ вручную допускается лишь в местах, где механизация работ затруднена.

Земляные работы включают:

снятие плодородного слоя;

расчистку (устройство) временных дорог и подъездов к трассе ремонтируемого нефтепровода;

устройство (расчистку) полок площадок для размещения ремонтной техники;

вскрытие траншеи по трассе ремонтируемого нефтепровода;

засыпку траншей и оформление валика, рекультивацию плодородного слоя [15].

Сдача трассы нефтепровода проводится заказчиком подрядчику (производителю работ) с оформлением акта передачи трассы до начала ремонтных работ.

При сдаче трассы заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу для строительства участка нефтепровода на заменяемом участке и не менее чем за 10 дней до начала работ передать поэтапно подрядчику техническую документацию на нее и закрепленные на полосе строительства пункты основы. Исполнители ремонтных и строительных работ могут приступать к работе только после получения разрешения и наряда-допуска, оформленных по установленной форме.

Перед началом работ во избежание повреждения существующих коммуникаций необходимо определить их положение и обозначить вешками с указанием глубины залегания. Вешки устанавливают через каждые 50 м, а при неровном рельефе — через каждые 25 м, а также в вершинах углов поворота и местах пересечения с проектным нефтепроводом.

Работы по снятию и восстановлению плодородного слоя почвы должны производиться в соответствии с проектом рекультивации земель, входящим в состав рабочего проекта (рабочей документации).

Плодородный слой почвы должен быть снят и уложен в отвал или складирован для использования его при восстановлении (рекультивации) нарушенных участков.

На участках с поперечным уклоном до 15° разработку выемок под полки в нескальных и разрыхленных скальных грунтах следует производить поперечными проходами бульдозера перпендикулярно к оси трассы (рис. 6.4). Доработку полки и ее планировку выполняют продольными проходами бульдозера с послойной разработкой грунта и перемещением его в полунасыпи [26].

Возможна также разработка выемок продольными проходами бульдозера (рис. 6.5). Бульдозер сначала производит срезку и разработку грунта у линии перехода полувыемки в полунасыпь. После срезки грунта в призме I и перемещении его в насыпную часть полки разрабатывается грунт в призме

II, а затем в призмах III и IV до получения профиля полувыемки.

При больших объемах земляных работ допускается использовать два бульдозера, разрабатывающие полки с двух сторон продольными проходами навстречу друг другу.

На участках с поперечным уклоном более 15° для разработки разрыхленного или нескального грунта при устройстве полок следует применять одноковшовые экскаваторы, оборудованные прямой лопатой. Экскаватор разрабатывает грунт в пределах полувыемки и отсыпает его в насыпную часть полки (рис. 6.6). При первоначальной разработке полки

Рис. 6.5. Схема разработки полок на склонах продольными проходами бульдозера:

его необходимо якорить бульдозером или трактором. Окончательная доработка и планировка полки производится бульдозером.

При устройстве полок и рытье траншеи в горной местности рыхление неразборной скалы можно осуществлять тракторными рыхлителями или буровзрывным способом. Рыхление скальных грунтов следует выполнять взрывами шпуровых зарядов, исключающих возможность появления трещин в породах, прилегающих к месту взрыва. Масса допустимого эквивалентного заряда одновременно взрываемой группы одиночных шпуровых зарядов должна определяться проектом производства работ.

Рис. 6.7. Схема проверки устойчивости машин на скольжение


Рис. 6.6. Схема разработки полок экскаватором


Применение массовых взрывов на выброс для образования полок не допускается.

Способы бурения шпуров и скважин, а также методы заряжания и взрывания зарядов при устройстве полок в горных районах и траншей на полках аналогичны способам, применяемым при разработке траншей в скальных грунтах на равнинной местности.

Земляные работы по разработке траншей на полках должны вестись с опережением вывозки труб на трассу.

Траншеи на полках в мягких грунтах и сильновыветриваю-щихся скальных породах должны разрабатываться одноковшовыми и роторными экскаваторами без рыхления.

На участках с плотными скальными грунтами перед разработкой траншеи грунт рыхлят взрывным способом. Рыхление скальных грунтов взрывами шпуровым методом производят одновременно под траншеи для нефтепровода и кабеля связи (при необходимости). Траншею под кабель связи разрабатывают после засыпки нефтепровода.

Крутизна откосов траншей в скальных грунтах устанавливается проектом.

При производстве взрывных работ по устройству траншей и полок для вторых ниток трубопроводов массу зарядов следует назначать с учетом сейсмического воздействия на действующий трубопровод.

Землеройные машины при разработке траншей должны перемещаться по тщательно спланированной полке, при этом одноковшовые экскаваторы, оборудованные обратной лопатой, могут перемещаться так же, как и при сооружении траншей в скальных грунтах на равнинной местности, по настилу из металлических или деревянных щитов.

Отвал грунта из траншеи должен размещаться у бровки откоса полувыемками, с правой стороны полки по ходу разработки траншеи. Если отвал грунта располагается в зоне проезда, то грунт планируют по полке и утрамбовывают бульдозерами.

При работе в скальных грунтах на продольных уклонах более 10° устойчивость экскаваторов должна проверяться на скольжение (сдвиг) (рис. 6.7). Предельное состояние, при котором начинается сдвиг экскаватора и необходима анкеров-ка, определяется по формуле

H = Q-cos a-f = Pf,

где Н — сдвигающая сила; Q — масса экскаватора; f — коэффициент трения (скольжения) металла о грунт; a — продольный уклон.

Разработку (вскрытие) траншей на участках трассы с продольным уклоном до 15°, если нет поперечных косогоров, выполняют одноковшовыми экскаваторами без специальных предварительных мероприятий. При работе на продольных уклонах от 15 до 36° должна быть осуществлена предварительная анкеровка экскаватора. Количество анкеров и метод их закрепления определяются расчетом в соответствии с проектом производства работ.

Необходимость анкеровки механизма при работе на уклоне определяется предельным продольным уклоном, при котором начинается самопроизвольный сдвиг экскаватора.

апр = arctg f,

где апр — предельный продольный уклон.

Значения предельных уклонов в зависимости от вида грунта приведены в табл. 6.3.

Анкеровка (закрепление) экскаваторов осуществляется с помощью одного или нескольких тракторов или бульдозеров. При этом экскаватор работает сверху вниз. В качестве подвижных якорей используют бульдозер либо один или два трактора. Бульдозер может быть использован для планировки грунта по ходу экскаватора; тросы (диаметром 26 — 28 мм) прикрепляют к тумбе экскаватора или к балкам его ходовой части. Чтобы обеспечить возможность выполнения всех ви-

Таблица 6.3

Значения предельных углов

Вид грунта

Коэффициент трения

«пр, град.

«пр, град., с коэффициентом запаса устойчивости К = 1,5

Суглинок, глины увлаж-

0,30

16,5

11

ненные

Суглинок, глины сухие Песчаные и гравийные

0,38 0,36 — 0,40

21 20 — 22

14 13 — 15

грунты

Скальный плотный

0,45

24

16

грунт

Скальный взорванный

0,50

26,5

18

грунт

дов ремонта нефтепроводов, включая работы в зимний период, необходимо на вершине склона и через каждые 50-100 м по склону установить стационарные якоря в виде заглубленных монолитных железобетонных фундаментов (тумб), на которых могут монтироваться или к которым могут якорить-ся тяговые лебедки. Прочность и устойчивость фундаментов (тумб) и его крепежных элементов должны быть достаточными для удержания всей группы ремонтной техники, работающей на склоне в неблагоприятных условиях.

Для страховочного крепления подвижных якорей (бульдозеров, тракторов) целесообразно выполнить стационарные якоря из труб, установленных в пробуренные скважины и заполненных бетонным раствором.

При анкеровке экскаваторов необходимо учитывать состояние поверхности грунта. На увлажненных размокших грунтах удерживающая сила должна быть увеличена. В период дождей, когда грунт насыщается водой и возрастает опасность образования оползней, следует уменьшить уклон, при этом тракторы (бульдозеры), выполняющие функции якоря, должны находиться на верху склона.

На продольных уклонах до 22° разработка грунта одноковшовым экскаватором допускается в направлении как снизу вверх, так и сверху вниз по склону [26].

На участках с уклоном более 22° допускается вести работы при прямой лопате только в направлении снизу вверх по склону ковшом вперед по ходу работ, а при обратной лопате - только сверху вниз по склону ковшом назад по ходу работ.

Разработку траншей на продольных уклонах до 36° в грунтах, не требующих рыхления, следует производить одноковшовыми или роторными экскаваторами, в предварительно разрыхленных грунтах - одноковшовыми экскаваторами.

Работа роторных экскаваторов разрешается на продольных уклонах до 36° при движении их сверху вниз. При уклонах от 36 до 45° применяется анкеровка экскаваторов.

Работа одноковшовых экскаваторов при продольном уклоне свыше 22° и роторных экскаваторов при уклоне свыше 45° должна выполняться специальными приемами согласно проекту производства работ.

Работа бульдозера разрешается на продольных участках до 36°.

При разработке траншеи в скальных грунтах габариты ее должны быть такими, чтобы при эксплуатации нефтепровода обеспечить доступ к нему со всех сторон для обследования, аварийного и капитального ремонта. Расстояние от стенок и дна траншеи должно быть не менее 0,5 м после усадки грунта подсыпки под нефтепроводом, а при диаметрах трубопроводов 820+1220 мм расстояние от дна траншеи должно быть не менее 1,0 м.

В местах сварки потолочных стыков и захлестов в траншее следует устраивать уширения в сторону верхнего откоса косогора, принимая необходимые меры против обрушения стенок траншей.

Учитывая значительные сложности при строительстве, техническом обслуживании и ремонте участков нефтепроводов, проложенных в горных условиях, необходимо уделять всестороннее внимание качеству строительства и капитального ремонта нефтепроводов на всех его этапах.

Особое значение имеют качество труб, их сборка и сварка.

Перед сборкой и сваркой труб необходимо: произвести визуальный осмотр поверхности труб (трубы не должны иметь недопустимых дефектов, регламентированных техническими условиями на поставку труб);

выправить или обрезать деформированные концы и повреждения поверхности труб;

проверить толщину стенок труб и соответствие их раскладки проектной;

очистить до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхность труб на ширину не менее 1 0 мм;

очистить внутреннюю полость труб от попавшего внутрь грунта грязи, снега.

Сборка труб диаметром 500 мм и более должна производиться на внутренних центраторах. Трубы меньшего диаметра можно собирать с использованием внутренних или наружных центраторов. Независимо от диаметра труб сборка захлестов и других стыков, где применение внутренних центраторов невозможно, производится с применением наружных центраторов.

Контроль сварных стыков нефтепроводов выполняется: систематическим операционным контролем, осуществляемым в процессе сборки и сварки трубопроводов;

визуальным осмотром и обмером сварных соединений; проверкой сварных швов неразрушающими методами контроля.

Монтажные сварные стыки ремонтируемых и строящихся участков нефтепроводов всех категорий выполняются только дуговой сваркой с последующим контролем физическими методами в объеме 100 %. Радиографический метод применяется на участках нефтепроводов:

I категории во всех районах независимо от диаметра; диаметром 1020-1220 мм в районах Западной Сибири и Крайнего Севера;

в местах надземных переходов, захлестов, ввариваемых вставок и арматуры;

прокладываемых по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям; прокладываемых на полках;

на продольных уклонах более 10° в скальных грунтах и более 15° на нескольких грунтах;

на переходах через железные и автомобильные дороги I,

II, III категорий во всех районах;

на участках пересечения с подземными коммуникациями в пределах 201 м по обе стороны от пересекаемых коммуникации.

При работах по очистке, изоляции и опусканию нефтепровода раздельным или совмещенным методом на продольных уклонах более 15° необходимо принимать меры, предотвращающие продольное смещение трубопровода, трубоукладчиков, очистных и изоляционных машин.

Количество трубоукладчиков в колонне при очистке и изоляции нефтепроводов на уклонах более 30° должно быть больше их количества при нормальных условиях производства работ не менее чем на 1 единицу.

Сборку и сварку труб и секций нефтепроводов в нитку на уклонах до 20° следует производить снизу вверх по склону, подавая трубы или секции сверху вниз, при большой крутизне - на промежуточных горизонтальных площадках или горизонтальных площадках вершины горы с последующим протаскиванием (спуском) подготовленной плети трубопровода.

Противокоррозионная защита наружной поверхности труб и секций нефтепроводов, укладываемых на продольных уклонах, осуществляется в основном полимерными лентами отечественного и импортного производства в исполнении усиленного типа.

Спуск секции (трубы) сверху вниз производится по дну траншеи после полной ее подготовки к укладке нефтепровода, включая подсыпку из мягкого грунта. Высота подсыпки должна быть такой, чтобы после вытеснения части грунта с ложа трубопровода при спуске трубы или секции по дну траншеи ее было достаточно для укладки нефтепровода в соответствии с нормативными требованиями или проектным решением.

Нефтепровод перед спуском футеруют деревянными рейками для предохранения изоляции от износа и деформации при скольжении (протаскивании) по дну траншеи. На конце спускаемой секции (трубы) устанавливают заглушку (днище) или специальную коническую заглушку с проушинами для крепления тягового и направляющего троса.

Нефтепровод с верхних или промежуточных сварочномонтажных площадок подается в траншею трубоукладчиками. При крутых склонах, когда после первоначальной подачи в траншею нефтепровод может самостоятельно скользить по ее дну, для предотвращения его неуправляемого движения в конце секции (в верхней части по склону) приваривают проушины, к которым крепят конец троса от тяговой лебедки или лебедки какого-либо устойчивого механизма достаточной мощности.

На склонах с различным продольным уклоном, когда уклон верхней части больше уклона нижней, в местах изменения уклона устраивают полку для трубоукладчика, который будет приподнимать и направлять головную часть трубной секции под нужным углом. Другим вариантом решения этой задачи, например, если невозможно устроить полки для трубоукладчиков, может быть временная отсыпка грунта в траншее, что позволит головной части секции с помощью или без помощи специально обустроенной ложи либо "санок" преодолеть места изменения уклонов.

Для уменьшения объемов работ по устройству полок на косогорах полки выполняются, как правило, без учета разъезда автотранспорта и строительных машин на всем протяжении полок, с обустройством въездов и съездов или разъездов (уширения полок) длиной, достаточной для маневра применяемой техники при аварийном и капитальном ремонте участка нефтепроводов. Поэтому технология производства строительно-монтажных работ в этом случае несколько отличается от работ на равнинной местности. Отличия состоят в следующем:

1) развозка труб по трассе участка нефтепровода осуществляется не секциями, а отдельными трубами из-за сложности (а иногда и невозможности) разгрузки плетей;

2) автокран перемещается за трубовозом, разгружая и укладывая трубы на бровку вдоль траншей под углом не более 15° к оси траншеи;

3) для разгрузки труб применяются автокраны большой грузоподъемности и с удлиненной стрелой;

4)    при отсутствии промежуточных въездов, съездов или разъездов автокран каждый раз осуществляет те же въезды и выезды, что и трубовозы;

5) сборка и сварка плетей нефтепровода производится на поперечных лежках на бровке траншеи. На участках с крутизной косогора более 18°, где использование полунасыпи для пропуска механизмов при укладке труб на бровке траншеи под углом 15° невозможно, сборка и сварка плетей нефтепровода может выполняться на поперечных лежках, уложенных над траншеей.

Противокоррозионная защита наружной поверхности участков нефтепроводов, укладываемых на полках, должна осуществляться полимерными лентами отечественного и импортного производства и усиленными покрытиями на основе битумных, изоляционных мастик.

При прокладке нефтепроводов в горных условиях контроль качества изоляции должен проводиться как в процессе выполнения изоляционных работ, так и после их окончания. В процессе работ проверяется соответствие применяемых материалов (битума, наполнителя, рулонных материалов и т.д.) действующим стандартам, а готовых составов (грунтовки и мастики) — проекту и техническим условиям

[15].

При проверке качества битумных изоляционных покрытий определяется:

отсутствие дефектов визуальным осмотром (поры, гофры, складки);

равномерность толщины покрытия (проверяется толщиномером через каждые 100 м при технологической остановке изоляционной машины не менее чем в четырех точках по окружности нефтепровода и во всех местах, вызывающих сомнение);

сплошность покрытия (контролируется перед укладкой в траншею искровым дефектоскопом). Напряжение контроля сплошности — 5 кВ на 1 мм толщины покрытия, включая обертку.

В случае пробоя защитного покрытия проводят ремонт дефектных мест. Отремонтированные участки следует повторно проконтролировать на сплошность на всей поверхности отремонтированного участка, по остальным показателям (толщине, адгезии к стальной поверхности, переходному сопротивлению) - в местах, вызывающих сомнение.

Контроль сплошности защитного покрытия на уложенном и засыпанном нефтепроводе, находящемся в незамерзшем грунте, проводят не ранее чем через две недели после засыпки искателем повреждений УКИ или другим аналогичным прибором. Все выявленные дефекты должны быть в обязательном порядке отремонтированы и после засыпки снова проконтролированы.

Адгезию защитного покрытия контролируют по методике, приведенной в ГОСТ 25812-83 (метод А - для покрытий из полимерных лент, метод Б - для покрытий на основе битумных мастик).

При несоответствии температуры покрытия 29±35 К (20±5 °С) допускается контролировать адгезию защитного покрытия трассового нанесения путем вырезания треугольника с углом около 60° и сторонами 3-5 см с последующим снятием покрытия от вершины надреза.

Адгезия пленочного покрытия считается удовлетворительной, если вырезанный треугольник самостоятельно не отслаивается, а поднимается затем с некоторым усилием, при этом на трубе должны оставаться грунтовка и часть подклеивающего слоя.

Адгезия покрытия на битумной основе считается удовлетворительной, если вырезанный треугольник не отслаивается, а при отрыве значительная часть грунтовки и мастики остается на поверхности трубы.

Переходное сопротивление защитного покрытия после его нанесения контролируют методом "мокрого" контакта по действующему ГОСТу; замеры проводят через каждые 200 м нефтепровода и в местах, вызывающих сомнение.

Законченные ремонтом участки нефтепроводов подлежат контролю по переходному сопротивлению методом катодной поляризации.

До начала засыпки уложенного нефтепровода необходимо проверить качество и провести предусмотренные проектом работы по предохранению изоляционного покрытия от механического повреждения.

При засыпке нефтепровода должны быть обеспечены сохранность труб и изоляции, а также плотное прилегание нефтепровода ко дну траншеи.

Засыпка отремонтированного нефтепровода, уложенного в траншею на полках и на продольных склонах, производится аналогично засыпке в скальных грунтах на равнинной мест-

ности, т.е. с предварительным устройством постели и присыпкой нефтепровода легким грунтом.    Если использо

вание легкого грунта для устройства постели под нефтепровод и присыпки не гарантирует целостность изоляции при строительстве и последующей эксплуатации, то нефтепровод защищают футеровкой из деревянных реек.

Метод работы землеройных машин при засыпке траншей на крутых подъемах и спусках аналогичен методам работы при вскрытии траншеи.

Если грунт для засыпки распланирован по полке, то окончательную засыпку нефтепровода скальным грунтом производят бульдозером; в том случае, когда грунт находится у бровки со стороны откоса, используют одноковшовый экскаватор. При этом работа бульдозеров возможна как поперечными проходами, так и косыми под углом к траншее (ввиду ограничения рабочей зоны). Засыпку траншей на крутых склонах и подъемах выполняют передвижением машин вдоль траншеи или под углом к ней.

После засыпки нерекультивируемых земель над нефтепроводом устраивают валик грунта в виде правильной призмы. Высота валика должна быть такой, чтобы она совпадала с величиной возможной осадки грунта в траншее.

На рекультивируемых землях траншеи сначала следует засыпать минеральным грунтом с запасом по высоте на осадку. Величина запаса зависит от вида грунта и глубины траншеи.

После искусственного или естественного уплотнения грунта в траншее наносят плодородный слой из временного отвала на полосе рекультивации.

Приведение земельных участков в пригодное состояние должно быть осуществлено в ходе работ, а при невозможности этого — не позднее, чем в течение года после завершения работ.

Для предотвращения оползней, скатывания грунта вниз по откосу, размыва ливневыми водами при защите нефтепровода мягким грунтом должны быть устроены перемычки из мешков, заполненных землей, или деревянных щитов через каждые 5—10 м [15].

Испытание участков магистральных нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка (полной засыпки обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и предъявления исполнительной документации на испытываемый объект).

Участок должен подвергаться циклическому гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность; число циклов - не менее трех. Давление при испытании на прочность должно быть в нижней точке не менее рзав, а в верхней точке - не менее 1,25рра6 для нефтепроводов I — II категорий и 1,1рра6 для нефтепроводов III — IV категорий, причем за рра6 необходимо принимать проектное рабочее давление по участку.

На тех участках, где при достижении соответственно Рисп = 1,25рра6 или 1,1рра6 в верхней точке рисп в нижней точке превышает рзав, участок необходимо разбить на ряд участочков таким образом, чтобы весь участок был испытан соответственно от рзав до 1,25рра6 или 1,1рра6. Каждый участочек, подвергаемый испытанию, ограничивается заглушками или линейной арматурой. Для заполнения водой всего участка участочки могут быть соединены между собой перемычками с задвижкой диаметром 100-150 мм.

В случае отсутствия на участке воды или другой жидкости, пригодной для опрессовки, как исключение, может быть применен пневматический способ опрессовки воздухом. В этом случае весь участок без разделения на участочки можно опрессовать с одной точки, обеспечив испытательное давление рзав по всему участку.

После завершения опрессовки вода с участков удаляется в специально сооруженные амбары самотеком или вытесняется воздухом с пропуском поршней-разделителей. Также она может быть вытеснена потоком перекачиваемой нефти до пункта сброса или приема воды с последующей переработкой или очисткой (предварительно в нефтепровод закладываются поршни-разделители на границе нефть - вода -нефть).

При строительстве участков нефтепроводов в горных условиях необходимо на протяженных участках до опрессовки труб пропустить по нефтепроводу внутритрубные испытательные снаряды (дефектоскопы), определяющие профиль сечения трубы, вынос металла, трещины в металле, сварных продольных швах и кольцевых стыках. На участках незначительной протяженности, когда состояние профиля сечения нефтепровода можно проконтролировать визуально в процессе монтажа, возможно использовать акустико-эмиссионный способ в процессе опрессовки трубопровода.

Процесс вытеснения воды и заполнения нового участка нефтью в горных условиях описан выше.

После завершения строительно-монтажных работ необходимо выполнить техническую и биологическую рекультивацию земель, обратив особое внимание на укрепление полок на откосах, особенно там, где имеется полунасыпь. Это может быть посев многолетних трав с развитым корневищем, отсыпка слоя щебня с последующей укаткой, так как состояние полок при дальнейшей эксплуатации и ремонте нефтепровода имеет решающее значение.

Въезды и съезды с полок должны быть ограждены, чтобы предотвратить проезд сторонней техники.

После завершения работ составляется акт приемки в эксплуатацию по установленной форме.

При    капитальном    ремонте    участков    нефтепроводов    в

горных    условиях с    заменой    труб при    их прокладке    в

отдельную, удаленную от остальных коммуникаций траншею целесообразно придерживаться следующих рекомендаций.

1. На косогорах, где требуется устройство полок (более

8°):

а) полки должны быть выполнены шириной, достаточной для строительства и последующего капитального и аварийного ремонта трубопроводов;

б)    качество обустройства полок должно обеспечивать их последующее использование в течение всего периода эксплуатации нефтепровода;

в)    следует избегать установки линейной арматуры. Если это невозможно, то в местах установки арматуры необходимо выполнить уширение полок, чтобы обеспечить возможность маневра применяемой техники и разместить демонтируемую и устанавливаемую арматуру. К полкам устраивают самостоятельные подъезды и съезды. При угрозе обвала грунта с верхнего склона, а также при поперечном склоне свыше 35° следует соорудить подпорные стены;

г) при стесненных условиях, невозможности выполнить полки нужной ширины и откосы нужной крутизны необходимо устраивать подпорные стенки с верхнего склона и парапеты со стороны нижнего склона.

Устойчивость полок, включая полунасыпи, должна быть достаточной для работы ремонтной техники в любую погоду и в любое время года. При необходимости поверхность полок, особенно полунасыпи, укрепляют отсыпкой и укаткой щебня, высевом многолетних трав, одерновкой.

При выборе трассы нового участка нефтепровода между существующими коммуникациями в стесненных условиях необходимо исходить из условия обязательной сохранности полок вышележащих коммуникаций.

Если при строительстве полок для нового участка нефтепровода не удается сохранить нижележащую полку, то возможны следующие решения:

между полками выполняют вертикальную стенку;

заменяемый строительством участок нефтепровода, попадающий под засыпку при вскрытии новой траншеи, в последующем оставляют без демонтажа;

попадающие под засыпку нижележащие кабели связи и телемеханики переносят на строящуюся полку;

попадающие под засыпку на небольшом участке нижележащие коммуникации заключают в защитный кожух (патрон) после предварительного ремонта соответствующего участка этих коммуникаций (при необходимости).

2. На крутых продольных склонах (более 10° на скальных грунтах и более 15° на нескальных грунтах):

а)    по всему участку необходимо обустроить проезды и подъезды к трубопроводу;

б)    следует избегать установки линейной арматуры и камер приема и пуска скребка;

в) после засыпки траншеи грунт надо уплотнить проходом по траншее мотокатков или бульдозеров;

г) для предотвращения вымыва мягкого грунта из траншеи (кроме устройства водонепроницаемых перемычек) следует соорудить ограждающие валики и водоотводы, а также провести отсыпку валика над траншеей, чтобы исключить попадание воды в траншею;

д) на скальных грунтах вместо мягкого грунта целесообразно укладывать гидрофобизированный грунт.

Для приемки в эксплуатацию завершенного ремонтом с заменой труб (строительством) участка нефтепровода приказом по акционерному обществу или РНУ создается приемочная комиссия, в работе которой участвуют все заинтересованные физические и юридические лица, а также органы Госнадзора.

Заполнение участка трубопровода нефтью и последующее комплексное опробование нефтепровода с отремонтированным участком при установленном технологическом режиме в течение 72 ч осуществляется под руководством и при непосредственном участии приемочной комиссии.

Завершение работ оформляется актом приемки в эксплуатацию, который утверждает лицо, подписавшее приказ о создании приемочной комиссии.

6.1.2. РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДОВ С ЗАМЕНОЙ НАРУЖНОГО ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

Рассматриваемый    технологический процесс предусмат

ривает ремонт пришедшего в негодность изоляционного покрытия без вывода нефтепровода из работы, с подъемом и без подъема его в траншее. В процессе ремонтных работ возможен ремонт стенок нефтепровода, приемы и технические средства для выполнения которого аналогичны применяемым в равнинных условиях.

Еще на стадии изыскательских работ, наряду с уточнением положения сооружений и коммуникаций, идущих параллельно, сближающихся и пересекающих трассу нефтепровода, а также состояния и положения самого ремонтируемого участка нефтепровода, уточняется состояние подъездных дорог к нефтепроводу, вдольтрассовых дорог, полок, откосов, стенок, бордюров, парапетов, туннелей и т.д., т.е. всего того, что было сооружено при строительстве или предыдущем ремонте участка нефтепровода.

В рабочем проекте должны быть указаны состав, содержание и методы ремонта как самого нефтепровода, так и полок, въездов и съездов, подъездных и вдольтрассовых дорог и т.п. в зависимости от их состояния и пригодности для использования современной ремонтной техники и технологии. Необходимо также учесть, что при капитальном ремонте нефтепроводов создаются условия, отличающиеся от условий строительства в горных условиях:

вес 1 м трубопровода увеличивается в 2 — 3 раза за счет дополнительного веса нефти в трубопроводе;

на продольных склонах нагрузка на грузоподъемный механизм, установленный на нижней отметке, может быть больше, чем нагрузка на верхней отметке;

неустойчиво расположенный или    незаякоренный гру

зоподъемный механизм на косогорах может опрокинуться на нефтепровод;

при вскрытии нефтепровода в скальных грунтах снизу вверх и засыпке его сверху вниз скатывающиеся скальные породы могут повредить тело нефтепровода, вплоть до пробоя стенки трубы, с вытекающими отсюда последствиями;

даже в пределах одного небольшого ремонтируемого участка могут быть самотечные участки и участки со статическим давлением, превышающим 2,5 МПа;

очистные, изолировочные и подкапывающие механизмы должны двигаться преимущественно сверху вниз в связи с тем, что очистные и изолировочные машины имеют ограниченный угол подъема, который к тому же в реальных трассовых условиях значительно меньше указанного в паспортных данных, а для подкапывающих машин не предусмотрена работа на подъем.

Поэтому в ППР необходимо проработать направление движения ремонтной колонны по участкам. Местами это движение может быть встречным.

Учитывая сложность выполнения ремонтных работ в горных условиях, наличие опыта ремонта действующих нефтепроводов, а также некоторый опыт ликвидации аварий и их последствий, при выборе исполнителей ремонтных работ предпочтение должно быть отдано ремонтно-строительным подразделениям АО и РНУ.

Ремонт нефтепроводов с заменой наружного изоляционного покрытия, с подъемом и без подъема трубопровода в горных условиях должен проводиться строго в соответствии с рабочим проектом и проектом производства работ. Ему должна предшествовать большая предпроектная работа по расчету напряженного состояния нефтепроводов, усилий на грузоподъемные механизмы, подбору механизмов для подъема или поддержания нефтепроводов с учетом рельефа местности, уклонов, грунта и т.д. При расчете расстановки грузоподъемных механизмов необходимо предусмотреть резерв по мощности и расстановке этих механизмов на случай внезапного отказа одного или нескольких из них, непредвиденного скольжения и т.д.

Таким образом, при ремонте действующих нефтепроводов в горных условиях проектные решения должны быть подготовлены на все характерные участки.

В рассматриваемом технологическом процессе могут быть предложены различные схемы ремонта. Наиболее приемлемой и часто применяемой может служить симметричная схема с подъемом ремонтируемого участка в траншее в трех точках для нефтепроводов диаметром до 700 мм включительно.

С учетом специфики работы в горных условиях предлагается использовать эту схему на участках с продольным уклоном (рис. 6.8) [15].

Для принятой технологической схемы ремонта должны контролироваться следующие расчетные параметры: высота подъема грузоподъемными механизмами; расстояние между грузоподъемными механизмами;

Рис. 6.4. Схема разработки полок на склонах поперечными проходами бульдозера


"pi


Рис. 6.8. Технологическая схема ремонта нефтепровода на участках с продольным уклоном

Рис. 6.9. Схема расстановки машин и механизмов при ремонте с подъемом трубопровода в траншее:

1 — прибор для уточнения положения трубопровода; 2 — бульдозер; 3 — вскрышной экскаватор; 4 — передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 — очистная машина; 6 — трубоукладчик; 7 — роликоканатная троллейная подвеска; 8 — передвижная электростанция; 9 — емкость для грунтовки; 10 — грунтовочная машина; 11 — изоляционная машина; 12 — битумозаправщик; 13 — прибор для контроля качества изоляционного покрытия; 14 — траншеезасыпатель

общая длина вскрытого участка;

шаг ремонтной колонны.

Технологические параметры ремонтной колонны рассчитываются для каждого участка ремонтируемого нефтепровода и приводятся в рабочем проекте.

Расстановка машин и механизмов при ремонте по данной технологической схеме показана на рис. 6.9.

Кроме машин и механизмов, непосредственно участвующих в процессе ремонта, используются машина и механизмы для стопорения, анкеровки, якорения ремонтных машин.

Работы по подъему и укладке нефтепровода разрешается производить только в присутствии ответственного лица.

Поднимать нефтепровод следует только после того, как ремонтируемый участок будет полностью вскрыт до нижней образующей.

Перед подъемом должны быть выполнены все мероприятия, предусмотренные в проекте производства работ, обеспечивающие безопасность его проведения и предотвращения аварийных ситуаций. Прежде всего осматривается нефтепровод на отсутствие выхода нефти, обследуются дефектные места, уточняется соответствие дефектов данным внутритрубной дефектоскопии, определяется необходимость дополнительного дефектоскопического контроля.

При отсутствии данных внутритрубной дефектоскопии монтажные сварные стыки очищают от изоляционного покрытия, ржавчины и загрязнений, проводят сплошной визуальный осмотр (квалифицированный дефектоскопист) и выборочный контроль физическими методами в зависимости от результатов визуального осмотра. Дефектоскопист несет ответственность за качество контроля стыков.

Осмотру подлежат также места аварий и свищей. По результатам осмотра нефтепровода и обследования дефектных мест выбирают способ восстановления (ремонта) стенки трубы (наложение КМТ, заварка, шлифовка).

Перед началом подъема нефтепровода необходимо проверить исправность ближайших задвижек и устойчивость связи с диспетчером РНУ или оператором НПС. При возникновении аварийной ситуации руководитель работ докладывает о случившемся диспетчеру или оператору и по их команде организует закрытие ближайших линейных задвижек, отключающих ремонтируемый участок, если для перекрытия задвижек не выделен и не выставлен эксплуатационный персонал соответствующей НПС.

Подъем, удержание и укладка нефтепровода, имеющего опасные дефекты, должны производиться после исправления или устранения дефектов.

Подъем нефтепровода следует осуществлять плавно, без рывков и резких колебаний. Расчетные нагрузки на крюках трубоукладчиков контролируют динамометрами.

Начало (или конец) приподнимаемого участка нефтепровода должно находиться от линейных задвижек или других мест защемления на расстоянии не менее: для трубопроводов диаметром до 500 мм - 30 м, 500-700 мм - 40 м, более 700 мм - 50 м.

При ремонте нефтепроводов без подъема, с поддержанием или без поддержания грузоподъемными механизмами, требования к подготовке машин, механизмов и других технических средств, а также осмотр и обследование нефтепровода должны быть аналогичны применяемым при ремонте нефтепроводов с подъемом. Ремонт нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм желательно производить после остановки перекачки и максимально возможного сброса давления.

Перед началом работ по вскрытию нефтепровода во избежание повреждения его ковшом экскаватора определяют положение нефтепровода через каждые 50 м, а при неровном рельефе - через каждые 25 м трассоискателем или шурфованием с установкой вешек, на которых должна быть указана глубина заложения нефтепровода. Вешки следует устанавливать также в местах изменений рельефа, в вершинах углов поворота трассы нефтепровода и местах пересечения с другими подземными коммуникациями.

Если в одном техническом коридоре с ремонтируемым нефтепроводом находятся другие коммуникации, то они также должны быть обозначены по месту вешками, установленными не реже чем через каждые 50 м и в характерных местах изменения профиля и направления коммуникаций.

Разработка траншеи в непосредственной близости от действующих подземных коммуникаций должна производиться в полном соответствии с действующими СНиПами, РД и требованиями эксплуатирующей организации, указанными в материалах согласования с ней.

Если траншея пересекает автомобильные дороги, то для проезда транспорта и других целей заранее, по разрешению владельца дорог, должно быть согласовано устройство временных объездов с установкой специальных дорожных знаков и определением начала и окончания работ по ремонту участка нефтепровода через дорогу.

Способ рытья траншеи в местах пересечения нефтепровода с шоссейными и грунтовыми дорогами подлежит согласованию с организациями, эксплуатирующими эти дороги.

Работы по снятию и восстановлению плодородного слоя почвы должны выполняться в соответствии с проектом рекультивации земель, входящим в состав рабочего проекта.

Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, должна быть равна ширине траншеи поверху плюс 0,5 м в каждую сторону.

Толщина плодородного слоя почвы и места его снятия по трассе устанавливаются на основании материалов изысканий.

При снятии, перемещении и хранении плодородного слоя почвы не допускается смешивание его с подстилающими породами, загрязнение жидкостями и материалами.

Использование плодородного слоя почвы для засыпки траншей, приямков, котлованов и т.д. запрещается.

При прохождении трассы нефтепровода по крутым продольным уклонам еще при строительстве выполняется срезка грунта и уменьшение угла подъема. Эта работа проводится по всей ширине полосы отвода земли, но с учетом наличия в техническом коридоре других коммуникаций, срезка земли над которыми практически недопустима, хотя по согласованию с владельцами коммуникаций возможна, если коммуникации заложены значительно глубже нормативной глубины. Если расчеты показывают, что крутизна уклона превышает допустимый уклон для установки трубоукладчиков (грузоподъемных механизмов) при подъеме нефтепровода, то необходимо предусмотреть обустройство полок-площадок для их установки или якорение к стационарным или передвижным якорям; в перспективе необходимо разработать якорные или стопорные устройства, индивидуальные для каждого вида механизмов.

На косогорах устойчивость полунасыпи-полки зависит от характеристики насыпного грунта, подошвы косогора, крутизны косогора, ширины насыпной части, состояния растительного покрова. Для устойчивости ее отрывают с уклоном 3-4 % в сторону косогора.

Расчетная схема устойчивости насыпи при работе на ней ремонтных машин приведена на рис. 6.10 [15].

Устойчивость насыпи проверяется по формуле

Q ¦ sinp < fQ ¦ cosp + qcl,

где Q - вес 1 м длины насыпи, Н; в - угол между плоскостью косогора и горизонтом, град.; f - коэффициент трения грунта насыпи по грунту косогора; qc — сила

Рис. 6.10. Расчетная схема устойчивости насыпи на косогорах

сцепления между грунтом насыпи и грунтом косогора, (т • с)/м2; l — ширина основания насыпи.

Принятые значения откосов выемки и насыпи также проверяются расчетом. Устойчивость откосов определяется коэффициентом устойчивости

M

K =


M


где Муд — момент удерживающих сил; Мсдв — момент сдвигающих сил.

Момент сдвигающих сил определяется как сумма моментов сил, действующих по вертикальным плоскостям, т.е. моментов от веса отдельных элементов грунтового массива.

Минимальную ширину полки можно определить по фо р-муле

В — (С + 0,5) + (2hn + d) + + 0,7),

где В — ширина полки; С — ширина бровки для размещения отвала грунта из траншеи; h — глубина траншеи; n — заложение откосов траншеи; d — ширина траншеи по дну; Л — ширина гусеничного трубоукладчика.

Для устойчивости и надежной работы машин и механизмов полоса трассы перед проходом ремонтной техники должна быть спланирована.

Поперечный профиль и размеры разрабатываемой траншеи зависят от принятого способа ремонта, диаметра ремонтируемого нефтепровода, габаритов ремонтных машин и механизмов и устанавливаются рабочим проектом.

Нефтепровод должен вскрываться до нижней образующей.

Минимальная ширина траншеи понизу где D — диаметр трубопровода; к — ширина режущей кромки рабочего органа.

Во избежание повреждения нефтепровода минимальное расстояние между стеной трубы и ковшом работающего экскаватора 6 должно быть равно 0,15 — 0,20.

Наибольшую крутизну откосов траншеи, устраиваемых без крепления в грунтах, находящихся выше уровня грунтовых вод, следует принимать в соответствии с данными табл. 6.4.

В твердых грунтах IV—IX категорий и скальных грунтах VI —IX категорий крутизну откосов следует принимать в индивидуальном порядке с учетом требований механизированного способа производства работ.

Ширина полосы отвода назначается из условия производства работ, ширины полки размещения, направления ремонтной колонны, размещения отвалов грунта.

Схема размещения отвалов грунта выбирается в зависимости от возможного направления движения ремонтной колонны с учетом местных условий и других факторов.

Грунт, вынутый из траншеи, как правило, укладывают в отвал с одной (левой по направлению работ) стороны тран-

Таблица 6.4

Допустимая крутизна откосов

Глубина выемки, м

до

1,5

1,5+3

3-

-5

угол

угол

угол

между

отно-

между

отно-

между

отно-

Грунт

направ

шение

направ

шение

направ-

шение

лением

высоты

лением

высоты

лением

высоты

откоса

откоса

откоса

откоса

откоса

откоса

и гори-

к его

и гори-

к его

и гори-

к его

зонтом,

зало

зонтом,

зало

зонтом,

зало

град.

жению

град.

жению

град.

жению

Песчаный и

63

1:0,50

45

1:1

45

1:1

гравийный

влажный, но

насыщенный

Глинистые:

супесь

76

1:0,25

56

1:0,67

50

1:0,85

суглинок

90

1:0

63

1:0,50

53

1:0,75

глина

90

1:0

76

1:0,25

63

1:0,50

лёссы и лёссо

90

1:0

63

1:0,50

63

1:0,50

видные сухие

моренные

76

1 :0,25

60

1:0,57

53

1:0,75

песчаные,

супес-

чаные

суглинистые

78

1:0,2

63

1:0,5

57

1:0,65

шеи, оставляя другую сторону свободной для передвижения транспорта и производства прочих работ.

Во избежание обвала вынутого грунта в траншею, а также обрушения стенок основание отвала следует располагать с учетом состояния грунта и погодных условий, но не ближе

0,5 м от края траншеи.

При сильном притоке грунтовых вод необходимо предусмотреть искусственное водопонижение, а при илистых оплывающих грунтах или возможном выносе частиц грунта - применять шпунтовые крепления.

Режим водоотлива должен быть таким, чтобы постоянно поддерживать уровень воды ниже нижней образующей трубы до окончания ремонтных работ (засыпки отремонтированного нефтепровода).

Водоотлив должен осуществляться механизированным способом с помощью центробежных насосов и водоотливных агрегатов.

При разработке траншеи ее необходимо защитить от затопления и размыва поверхностными водами путем размещения отвалов грунта с нагорной стороны, соответствующей планировкой примыкающей территории, в некоторых случаях - устройством водоотводных канав и другими способами.

Если увлажнение грунта в откосах произошло после полного или частичного отрыва траншеи, то перед началом каждой смены откосы необходимо осмотреть. В случае, если у бровки траншеи образовались трещины и возникла опасность обвала, работы прекращают. На участках, где выполняются неотложные работы, уменьшают крутизну откосов.

Выбор типа землеройного механизма для разработки траншей при капитальном ремонте нефтепровода на отдельных участках трассы зависит от принятого способа ремонта и темпа работ, диаметра нефтепровода, времени года и других условий.

В грунтах с крупными каменистыми включениями, сыпучих и обводненных грунтах траншеи разрабатывают одноковшовым экскаватором. Эти экскаваторы применяются также в местах резких поворотов трассы и на участках, где глубина залегания нефтепровода часто меняется и превышает предельную глубину копания специальных вскрышных экскаваторов.

Во избежание повреждения нефтепровода минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом работающего экскаватора должно быть 10-15 см; кроме того, экскаватор оборудуется устройством для безопасного вскрытия трубопроводов, разработанного во ВНИИСПТнефти (ИПТЭР).

При работе в скальных грунтах на продольных уклонах более 10° устойчивость экскаваторов, как и в случае разработки новой траншеи, должна проверяться на скольжение (сдвиг).

При работе на продольных уклонах от 15 до 36° должна быть осуществлена предварительная анкеровка экскаватора. Количество анкеров и метод их закрепления определяются расчетом в соответствии с проектом производства работ.

Анкеровка (закрепление) экскаваторов выполняется с помощью одного или нескольких тракторов или бульдозеров. При этом экскаватор работает сверху вниз.

Основная схема вскрытия траншеи в горных условиях, особенно в скальных грунтах или при наличии в грунте отдельных валунов, — сверху вниз. Это позволяет предохранить нефтепровод от повреждения при возможном срыве вниз крупногабаритных валунов и возможном опрокидывании экскаватора на вскрытый нефтепровод.

При капитальном ремонте нефтепроводов в горных условиях очистку следует выполнять ремонтными очистными машинами марки ОМГ (разработчик — ИПТЭР), предназначенными для очистки наружной поверхности нефтепроводов от всех типов изоляционных покрытий на уклонах до 35°.

Очистка заключается в удалении с наружной поверхности нефтепровода остатков земли, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии. На участках, где имеются заплаты, вантузы, хомуты и другие препятствия, очистка выполняется вручную. С этой целью возможно использовать скребки или другой инструмент так, чтобы не повредить стенку трубы. Недопустимы царапины, риски, сколы основного материала или срезание сварных швов.

Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы, сопровождающиеся снятием металлической стружки с поверхности нефтепровода.

Очищенная поверхность нефтепровода под полимерные липкие ленты или битумные покрытия должна контролироваться визуальным осмотром и с помощью передвижной пластинки из прозрачного материала размером 25x25 мм с взаимно перпендикулярными линиями, образующими квадратики размером 2,5x2,5 мм.

Изоляционные работы при ремонте нефтепровода в горных условиях заключаются в нанесении на ремонтируемый участок нового изоляционного покрытия механизированным способом.

Нанесение нового покрытия производится изоляционной машиной типа ИМГ и МИГ (разработчики - ИПТЭР и Промтех НН, Нижний Новгород) при уклонах ремонтируемого участка более 8°.

Тип изоляционного покрытия устанавливается рабочим проектом. Изоляционное покрытие должно соответствовать требованиям действующих ГОСТов и СНиПов. Допускается применять другие конструкции покрытий, грунтовочные, защитные и оберточные материалы, не установленные в ГОСТах, но обеспечивающие их требования в соответствии с нормативно-технической документацией, утвержденной в установленном порядке.

Порядок производства ремонтных изоляционных работ должен соответствовать требованиям СНиПов, а также техническим условиям по применению материалов, входящих в состав конструкции изоляционных покрытий.

На участках, где имеются заплаты, вантузы, хомуты и другие препятствия, мешающие качественному нанесению изоляционного покрытия механизированным способом, допускается выполнение работ вручную.

Контроль качества изоляции должен осуществляться как в процессе производства изоляционных работ, так и после их окончания. В процессе работ проверяется соответствие применяемых материалов (битума, наполнителя, рулонных материалов и т.д.) действующим стандартам; готовые составы (грунтовка и мастика) должны соответствовать проекту и техническим условиям.

При проверке качества битумных изоляционных покрытий контролируется:

отсутствие дефектов визуальным осмотром (поры, гофры, складки);

равномерность толщины покрытия (определяется толщиномером через каждые 100 м и при технологической остановке изоляционной машины не менее чем в четырех точках по окружности трубопровода и во всех местах, вызывающих сомнение);

сплошность покрытия (искровым дефектоскопом). Напряжение контроля сплошности - 5 кВ на 1 мм толщины покрытия, включая обертку.

Последующие работы по проверке качества изоляции нефтепроводов, их подсыпке, присыпке и засыпке аналогичны работам по ремонту трубопроводов с заменой труб.

Особенности проведения сварочных работ в горных условиях заключаются в следующем.

1.    На перевальных точках и самотечных участках, где нефтепровод работает неполным сечением, может образоваться взрывоопасная газовоздушная смесь. Необходимо путем плавного, контролируемого прикрытия линейной задвижки ликвидировать перевальную точку и самотечные участки, и через вантузы, обычно устанавливаемые на перевальных точках, осуществить сброс газовоздушной смеси в атмосферу. Сварочные работы выполняют по принятой технологии (штатной). После завершения сварочных работ восстанавливают существующий режим работы трубопровода.

2.    Для участков со статическим давлением более 2,5 МПа необходимо составить карту исправления дефектов, в которой указать дефекты, методы их устранения (исправления) и выбранную технологию сварки. Существующие РД и предварительные проработки позволяют выполнять ремонт дефектных мест типа потери металла (коррозионные язвы, риски) при давлении до 3,5 МПа и приварку накладных элементов (заплаты, муфты) до 5,0 МПа. Многолетний опыт эксплуатации показывает, что при качественном выполнении работ обеспечивается достаточная надежность трубопровода.

3. Для предотвращения поражения или травмирования сварщика случайно скатившимися камнями или обрушившимися глыбами земли место сварки с верхних участков необходимо оградить деревянными или металлическими щитами.

После завершения всех работ по ремонту нефтепроводов с заменой изоляции ремонтно-строительное подразделение подготавливает отремонтированный участок к сдаче в эксплуатацию.

Приемочная комиссия назначается приказом по АО или РНУ в зависимости от объема и видов работ, протяженности участка и характеристики нефтепровода.

Завершение работ оформляется актом приемки в эксплуатацию или исполнительным приемо-сдаточным актом с привлечением к участию к работе комиссии всех заинтересованных физических и юридических лиц и органов Государственного надзора.

6.2. ОСОБЕННОСТИ РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ В ЗИМНЕЕ ВРЕМЯ

Ремонт магистральных нефтепроводов с заменой и без замены труб должен производиться по возможности только летом, так как при этом обеспечиваются высокие темпы и качество работ при низкой стоимости и благоприятных условиях для ремонтного персонала. Однако на практике приходится выполнять все виды ремонта (с заменой труб, заменой изоляции, подъемом трубопровода в траншее и без его подъема, выборочный ремонт) и в зимнее время в следующих случаях:

в условиях болот и заболоченной местности;

при высоком уровне грунтовых вод;

на участках значительной протяженности, где отвод земли для ремонта осуществляется только после сбора урожая и до посева;

при обнаружении опасных дефектов, например при внут-ритрубной дефектоскопии в зимнее время;

при обнаружении большого количества опасных дефектов, ликвидация которых только в летнее время затруднена из-за значительного объема работ и невозможности остановить нефтепровод или снизить давление в нем на длительное время.

Предварительно проводятся проектно-изыскательские работы и разработка рабочего проекта или рабочей документации.

Ремонт нефтепроводов в зимнее время осуществляется:

со вскрытием нефтепровода зимой и с предварительным вскрытием до промерзания грунта;

с разработкой траншеи в зимнее время при ремонте с заменой труб и укладкой в отдельную траншею.

При плановом выполнении указанных способов ремонта земляные работы начинаются со снятия плодородного слоя почвы и размещения его в отдельном отвале еще до начала промерзания грунта. До начала работ по рытью траншеи, включая снятие плодородного слоя почвы, должны быть получены:

письменное разрешение на право производства ремонтных работ от предприятия-владельца (эксплуатирующей организации) вскрываемого трубопровода и предприятий-владельцев (эксплуатирующих организаций) других коммуникаций, находящихся в полосе отвода земель для ремонта участка нефтепровода;

проект производства земляных работ;

наряд-допуск ремонтной колонне, участку, а при необходимости и отдельным экипажам вскрышных механизмов на производство работ;

план ликвидации возможных аварий на ремонтируемом участке нефтепровода.

При плановом ремонте нефтепровода с разработкой траншеи в зимнее время желательно оставлять на зиму те участки, где не требуется снимать гумусный слой. Обычно выбирают непродуваемые участки, где скорость и глубина промерзания обычно меньше по сравнению с открытыми продуваемыми участками. В лесах, ложбинах, на стерне, участках, покрытых кустарником, камышом и густой травой, снег ложится сразу и практически не выдувается. Промерзание грунта на таких участках начинается на десять дней позже, а глубина промерзания уменьшается в 1,5-2 раза. При отсутствии на участке растительного покрова вскрываемую полосу трассы желательно до промерзания пропахать и пробороновать.

При наличии гумусного слоя, подлежащего временному удалению, его начинают снимать до начала промерзания грунта, а отвал грунта осуществляют на удалении, достаточном для прохода ремонтной техники и укладки плетей труб вдоль траншеи. Отвал гумусного грунта желательно выполнить в сторону господствующих ветров для снегозадержания над разрабатываемой траншеей. Затем грунт на полосе будущей траншеи вспахивают, разравнивают и боронуют. Эти мероприятия также позволят облегчить условия последующей разработки грунта.

6.2.1. РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДОВ С ЗАМЕНОЙ ТРУБ И УКЛАДКОЙ В НОВУЮ ТРАНШЕЮ

Перед началом земляных работ в зимнее время должен быть удален снег с полосы будущей траншеи.

Во избежание заноса разрабатываемой траншеи снегом и смерзания отвала грунта при работе зимой темп разработки траншеи должен соответствовать темпу изоляционно-укладочных работ. Технологический разрыв между землеройной и изоляционно-укладочной колоннами должен быть не более двухсуточной производительности землеройной колонны.

При глубине промерзания грунта до 0,4 м разработку траншеи производят роторным или одноковшовым экскаватором, оборудованным ковшом — обратной лопатой вместимостью 0,65—1,5 м3. При глубине промерзания грунта более

0,4 м перед разработкой его одноковшовым экскаватором грунт необходимо рыхлить механическим или буровзрывным способом.

Роторными экскаваторами допускается разрабатывать траншею в грунтах с большой глубиной промерзания. Рекомендуемые марки экскаваторов приведены ниже.

Экскаватор    Глубина промерзания,

м, не более

Рыхление мерзлых грунтов буровзрывным способом при разработке траншеи должно осуществляться методом технологических захваток (рис. 6.11).

Захватки следует устанавливать с таким расчетом, чтобы весь взорванный грунт был разработан в течение одной смены. Расстояние между захватками должно обеспечивать безопасное ведение работ на каждой из них.

Бурение шпуров выполняют шнековыми мотобурами, перфораторами и самоходными буровыми машинами.

При разработке мерзлого грунта с использованием тракторных рыхлителей мощностью 250 — 300 л.с. работы по разработке траншеи должны осуществляться по следующим схемам.

Схема 1. При глубине промерзания грунта до 0,8 м стоечным рыхлителем грунт разрыхляется на всю глубину промерзания, а затем разрабатывается одноковшовым экскаватором.

Выемку разрыхленного грунта необходимо производить сразу после рыхления (рис. 6.12).

Схема 2. При глубине промерзания грунта до 1 м работы необходимо вести в следующем порядке:

рыхление грунта стоечным рыхлителем за несколько проходов, выбор разрыхленного грунта бульдозером вдоль траншеи;

разработка оставшегося грунта с глубиной промерзания менее 0,4 м одноковшовым экскаватором.

Схема 3. При глубине промерзания грунта до 1,5 м работы допускается проводить аналогично предыдущей схеме.

Рыхление грунта должно осуществляться стоечным рыхлителем, оснащенным одним или несколькими зубьями.

Рис. 6.11. Схема разработки траншеи в мерзлом грунте с предварительным рыхлением буровзрывным способом:

I — снятие снежного покрова; • — рыхление грунта буровзрывным способом; , — планировка разрыхленного грунта; „ — разработка траншеи

^-Н......Н -I.....I-+

Рис. 6.12. Схема разработки траншеи в мерзлом грунте с предварительным рыхлением

механическим рых-лителем:

t — снятие снежного покрова; • — рыхление грунта механическим рыхлителем; , — планировка разрыхленного грунта; „ — разработка траншеи экскаватором

Разработку траншей в грунтах с глубиной промерзания более 1,0 м допускается проводить проходом двух или трех роторных экскаваторов [26].

Болота большой протяженности с низкой несущей способностью торфяного покрова следует проходить только зимой. Болота небольшой протяженности, болотистые и заболоченные участки часто проходят также зимой, когда глубина промерзания грунта позволяет перемещаться ремонтной технике и воспринимать дополнительную нагрузку при производстве работ.

На участках с глубоким промерзанием торфа работы должны выполняться комбинированным способом:

разрыхление мерзлого слоя буровзрывным методом и разработка грунта до проектной отметки одноковшовым экскаватором [26].

При разработке траншей в зимний период особое внимание следует обратить на состояние дна траншеи. Дно траншеи необходимо выровнять в соответствии с проектом.

При разработке траншеи роторным экскаватором дно траншеи обычно ровное и не требует каких-либо дополнительных работ. Если между вскрытием траншеи и укладкой трубы проходит значительное время, то желательно перед укладкой трубы на дно траншеи подсыпать мягкий грунт.

Значительные неровности дна траншеи могут образовываться при разработке траншеи одноковшовым экскаватором, особенно после буровзрывных работ. Поэтому желательно разрабатывать траншею до промерзания грунта на глубину залегания нефтепровода. Тем не менее уже в ходе разработки траншеи необходимо осуществлять планировку ее дна свободным ходом ковша или подсыпкой мелкокомко-вым грунтом. Если эта цель не была достигнута в ходе разработки траншеи, то выравнивание дна возможно подработкой или подсыпкой грунта с бровки траншеи одноковшовым экскаватором. При диаметрах нефтепровода 1020 и 1220 мм выравнивание дна лучше производить бульдозером, пустив его по дну траншеи.

Для нефтепроводов указанных диаметров дно траншеи подлежит также нивелировке через каждые 50 м на прямых участках, через 10 м на вертикальных кривых упругого изгиба и через 2 м на вертикальных кривых принудительного гнутья. Для нефтепроводов диаметром менее 1020 мм нивелировка осуществляется только на сложных участках трассы (вертикальных углах поворота и при пересеченном рельефе местности), а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. Такая нивелировка предусматривает подсыпку грунта на отдельные участки дна траншеи. Поэтому необходима разработка карьеров мягкого грунта. Кроме того, глубина разработки должна быть больше проектной глубины заложения низа трубопровода на величину ожидаемой высоты подсыпки грунта при планировке, нивелировке дна траншеи и укладке трубопровода.

До начала сварочно-монтажных работ на трассе следует выполнить максимально возможный объем работ по сварке труб в секции и их изоляции в базовых условиях, изготовлению гнутых отводов и их доставке на трассу до начала разработки траншеи.

Перед сборкой и сваркой труб необходимо: произвести визуальный осмотр поверхности труб; очистить внутреннюю полость труб от попавшего внутрь грунта, грязи, снега;

выправить или обрезать деформированные концы и повреждения поверхности труб;

очистить до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхность труб на ширину не менее 1 0 мм.

Допускается правка плавных вмятин на торцах труб глубиной до 3,5 % диаметра труб и деформированных концов труб безударными разжимными устройствами. При отрицательных температурах окружающего воздуха для правки на трубах из сталей с нормативным сопротивлением разрыву до 539 МПа (55 кгс/см2) необходим подогрев на 100 — 150 °С, а при 539 МПа и более — с местным подогревом на 150 — 200 °С.

Сборка труб диаметром 500 мм и более должна производиться на внутренних центраторах. Трубы меньшего диаметра можно собирать с использованием внутренних или наружных центраторов. Независимо от диаметра труб сборка за-хлестов и других стыков, где применение внутренних центраторов невозможно, производится с применением наружных центраторов.

Допускается выполнение сварочных работ при температурах воздуха до —50 °С [21].

При скорости ветра более 10 м/с, а также при выпадении атмосферных осадков сварочные работы должны выполняться с помощью инвентарных укрытий.

Непосредственно перед прихваткой и сваркой производится просушка (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков шириной не менее 1 50 мм.

Просушка торцов труб нагревом до температуры 2050 °С обязательна:

при наличии влаги на трубах независимо от способа сварки и прочности основного металла;

при температуре окружающего воздуха ниже +5 °С в случае сварки труб с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/см2) и выше.

Предварительный подогрев выполняют перед прихваткой и ручной дуговой сваркой корневого слоя шва. Необходимость подогрева и его параметры зависят от эквивалента углерода стали, толщины стенок стыкуемых труб, температуры окружающего воздуха, вида покрытия электродов.

При сварке корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия при температуре окружающего воздуха + 5 °С и ниже температура кромок труб стыка непосредственно перед сваркой должна быть не ниже +50 °С, но не более +200 °С.

Предварительный подогрев при сварке стыков труб на трубосварочных базах следует применять только непосредственно перед прихваткой и ручной дуговой сваркой корневого слоя шва.

Температуру предварительного подогрева перед сваркой труб из различных марок сталей или разностенных труб, каждая из которых должна быть подогрета на различную температуру, устанавливают по ее максимальному значению.

Замерять температуру следует на расстоянии 10-15 мм от торца трубы, место замера необходимо предварительно зачистить металлической щеткой.

В зависимости от конкретных условий различают следующие виды технологических захлестов:

концы трубопровода свободны (не засыпаны землей) и находятся в траншее или на ее бровке;

один конец трубопровода защемлен (засыпан, подходит к узлу линейной арматуры), а другой имеет свободное перемещение;

оба соединяемых конца трубопровода защемлены (соединены с патрубками запорной арматуры и т.д.).

В первых двух случаях замыкание трубопровода можно осуществить сваркой одного кольцевого стыка - захлеста. В последнем случае необходима вварка "катушки" с выполнением двух кольцевых стыков, при необходимости с установкой гнутых отводов.

Выполнять работы по ликвидации технологических разрывов следует, как правило, в дневное время при температуре окружающего воздуха не ниже —40 °С [27].

Монтаж захлестов и "катушек" необходимо выполнять только в присутствии прораба или мастера с последующим составлением акта.

Для сварки захлестов в траншее необходимо оставлять не-засыпанным хотя бы один из примыкающих участков трубопровода на расстоянии 60 — 80 м от места предполагаемого захлесточного стыка.

"Катушку" требуемой длины изготавливают из трубы ТН той же марки стали или близкой по качеству к соединяемым трубам.

После сборки и пристыковки "катушки" к трубопроводу сваривают первый стык, сборку второго стыка выполняют после окончания сварки первого.

Сборка разнотолщинных труб при монтаже захлестов не допускается.

Для обеспечения требуемого зазора или соосности труб запрещается натягивать трубы, изгибать их силовыми механизмами или нагревать за пределами зоны сварного стыка, а также вваривать любые присадки (электрод, катанку, сегмент из трубы и т.д.).

Технология изоляционных работ в трассовых условиях включает [28]:

подготовку изолирующих материалов;

сушку или подогрев (или и то и другое) изолируемой поверхности;

очистку;

нанесение грунтовки и покрытия;

контроль качества покрытия.

Изоляционные покрытия должны наноситься, как правило, механизированным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность. Очистку и нанесение грунтовки на нефтепроводы следует производить в зависимости от диаметра трубы соответствующими самоходными машинами.

Изоляцию необходимо наносить в зависимости от диаметра трубы и вида покрытия соответствующими самоходными машинами для битумных или для ленточных покрытий.

Нанесение изоляционного покрытия на влажную поверхность труб во время тумана, гололедицы, снега и сильного ветра не разрешается.

Поверхность трубопровода перед изоляцией должна быть высушена и очищена от грязи, ржавчины, неплотно сцепленной с трубой окалины, пыли, земли и наледи, а также обезжирена от копоти и масла.

После очистки поверхность металла должна оставаться шероховатой и обеспечивать достаточное сцепление защитного покрытия с трубой.

Сушка и подогрев поверхности осуществляются с помощью сушильных печей и установок.

Очищенную поверхность трубопровода следует сразу же огрунтовать. Температура грунтовок при нанесении должна быть в пределах от +10 до +30 °С, поэтому при температуре ниже +10 °С грунтовку следует выдерживать не менее 48 ч в помещении с температурой не ниже + 15°С (но не выше + 45 °С). Слой грунтовки должен быть сплошным, ровным, не иметь сгустков, подтеков и пузырей.

Изоляционные покрытия на битумной основе наносят на очищенную поверхность нефтепровода сразу после высыхания грунтовки "до отлипа".

Толщина наносимого битумного изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень погружения армирующего стеклохолста в мастичный слой в основном зависят от вязкости мастики, которую регулируют изменением температуры в ванне изоляционной машины в зависимости от температуры окружающего воздуха. Температура мастики, необходимая для получения покрытия за один проход, приведена ниже.

Температура окружающего воздуха, °С    Температура

мастики в ванне машины, °С 145

Свыше 30 .... От 30 до 1 0 . От 10 до —5

От +5 до — 15 . От — 15 до +25 Ниже —25 ........


150-155

155-165

165-175

175-185

185-190

Изоляционно-укладочные работы по нанесению битумных покрытий допускается выполнять при температуре окружающего воздуха не ниже —30°С.

Укладка в траншею изолированного нефтепровода при раздельном способе изоляционно-укладочных работ производится при температуре не ниже —20 °С.

Покрытие "Пластобит-40" следует наносить при температуре окружающего воздуха не ниже —25 °С.

Намотка поливинилхлоридной ленты на нефтепровод должна производиться сразу после нанесения горячей мастики. Выдавливание и утончение битумного слоя при усиленном натяге ленты не допускается.

Клеевые грунтовки, изоляционные ленты и обертки необходимо наносить на трубопровод одновременно и, как правило, механизированным способом.

Для каждого типа изоляционной ленты применяют соответствующие клеевую грунтовку и обертку. Замена клеевых грунтовок различных фирм запрещается.

Изоляционные ленты следует наносить на нефтепровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке. При температуре окружающего воздуха ниже +10 °С рулоны ленты и обертки перед нанесением необходимо выдерживать не менее 48 ч в теплом помещении с температурой не ниже +15 °С (но не выше +45 °С). Температурные пределы нанесения грунтовок и покрытий из полимерных лент, а также требования к нагреву изолируемого трубопровода и ленты при нанесении должны соответствовать требованиям технических условий на данный вид ленты.

При проведении изоляционных работ в зимнее время необходимо особо тщательно проводить контроль качества применяемых материалов выполнения изоляционных работ и готового покрытия.

При нанесении на нефтепровод изоляционного покрытия проверяют сплошность, толщину, адгезию (прилипаемость), число слоев, натяжение и ширину нахлеста витков рулонных материалов.

Сплошность защитных покрытий устанавливают по отсутствию пробоя при электрическом напряжении, величина которого для различных видов покрытий регламентируется ГОСТом.

Засыпку траншеи производят сразу после опускания в нее нефтепровода. При засыпке грунтом, содержащим мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 50 мм в поперечнике, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждения присыпкой мягким грунтом на толщину 20 см над верхней образующей трубы или устройством защитных покрытий, предусмотренных проектом.

Мягкую подсыпку дна траншеи и засыпку мягким грунтом нефтепровода, уложенного в мерзлых грунтах, допускается по согласованию с проектной организацией и заказчиком заменять сплошной надежной защитой из негниющих экологически чистых материалов.

Окончательную рекультивацию земель, планировку и благоустройство трассы выполняют весной, перед началом посевных работ, если это участок сельскохозяйственного назначения, и после просыхания грунта на остальных участках.

Одной из самых сложных и ответственных работ в зимнее время является опрессовка нефтепроводов на прочность и плотность.

По требованию нормативных документов нефтепроводы подлежат испытанию гидравлическим способом (водой, незамерзающими жидкостями). Порядок, последовательность работ, выбор средств и способов опрессовки зависят от глубины промерзания грунта, диаметра трубопровода и глубины его заложения, периода укладки и засыпки трубопровода, наличия источников воды, теплоснабжения и т.д.

До начала испытания полость нефтепровода должна быть очищена от окалины и грата, а также случайно попавших при строительстве внутрь нефтепровода грунта, снега, воды и различных предметов.

Очистку внутренней полости нефтепроводов, как правило, выполняют продувкой воздухом с пропуском ерша-разделителя, особенно если глубина промерзания грунта достаточно большая, так как промывка полости с пропуском очистных поршней или поршней-разделителей приведет только к затяжке времени опрессовочных работ.

Возможны следующие способы проведения опрессовки нефтепроводов.

Вариант I. Нефтепровод уложен в талый грунт. Глубина промерзания не достигла отметки верха трубопровода. По расчетам продолжительности опрессовочно-продувочных работ глубина промерзания грунта не опустится ниже верхней отметки трубопровода.

Технология работ по опрессовке, вытеснению воды воздухом, подключению ремонтируемого участка к магистральному нефтепроводу, вытеснению воздуха нефтью и возобновлению перекачки аналогична технологии работ в летнее время. Кроме того, необходимо:

приоткрыть линейные задвижки на участке, утеплить линейную арматуру;

утеплить водонаполнительные и опрессовочные агрегаты, поместив их в утепленные временные сооружения, палатки, укрытия, на обвязке агрегатов выполнить теплоизоляцию;

при вытеснении воды воздухом и воздуха нефтью предусмотреть закладку разделителей или поршней-разделителей на их границе;

в пунктах сброса обводненной нефти обеспечить высокоскоростной поток нефти через технологическую обвязку, обеспечивающую вымывание (предотвращение оседания) воды;

обеспечить безотлагательный сброс подтоварной воды в резервуарах до подхода обводненного продукта, а в последующем - сброс опрессовочной воды из резервуаров с подачей воды на очистные сооружения или пункты переработки;

утеплить коренные задвижки и по возможности нижний пояс резервуаров (пароводяные регистры, маты из шлаковаты, отсыпка снегом и т.п.);

промыть чистой нефтью вантузы для сброса воздуха и воды на всем участке от начальной точки подключения ремонтируемого участка до пункта сброса обводненного продукта после прохождения последнего разделителя;

предусмотреть баллоны с воздухом или компрессоры необходимой производительности для вытеснения воды из нефтепровода с требуемой скоростью;

обеспечить положительную температуру нефти, подаваемой в ремонтируемый участок.

Вариант II. Нефтепровод уложен в талый грунт. Глубина промерзания достигла отметки верха нефтепровода. Согласно расчетам продолжительности опрессовочно-продувочных работ глубина промерзания грунта не опустится ниже середины нефтепровода.

В данном случае есть опасность возникновения пристенной ледяной корки с наружной и внутренней стороны верхней половины нефтепровода, что не позволит выявить ряд дефектов трубы (поры, микротрещины, мелкие сквозные отверстия в обледенелой верхней части нефтепровода).

Перечень мероприятий, выполняемых по I варианту, подлежит выполнению и во II варианте. При этом основной задачей является предотвращение обмерзания нефтепровода. Этого можно достичь путем создания вокруг нефтепровода (до опрессовки) ореола талого прогретого грунта величиной, достаточной для предотвращения обмерзания нефтепровода в течение всего периода опрессовки или, в крайнем случае, обмерзания его с внутренней стороны. Обеспечить этот ореол можно:

предварительной перекачкой воды по участку; закачкой воды, подогретой на мощности станционной котельной, специально установленных передвижных паросиловых установках и т.д.;

закачкой незамерзающей жидкости и жидкости с низкой температурой замерзания, например раствора поваренной соли.

Выбранный способ (тепловой расчет, продолжительность подготовки и проведения опрессовочных работ должны быть подробно изложены в проекте производства работ. При определении времени, необходимого для заполнения нефтепровода и его опрессовки, надо учесть время на исправление вероятных дефектов, выявленных в процессе опрессовки.

Вариант III. Нефтепровод уложен в мерзлый грунт, или глубина промерзания грунта, с учетом времени на опрессо-вочно-продувочные работы, опустится ниже середины нефтепровода, но протекание жидкости или воздуха возможно по всему участку.

В данном случае наиболее целесообразный, а возможно, и единственно верный вариант — опрессовка участка нефтепровода воздухом. Для обеспечения безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий и т.д. участок необходимо разделить на более мелкие участки (20 — 30 км), организовав круглосуточную охрану.

Окончательное решение принимается и закладывается в проект производства работ (ППР).

После опрессовки нефтепровода в зимний период, особенно при II и III вариантах, участок трассы подлежит периодическому тщательному обследованию до полного оттаивания грунта.

После завершения всех работ по ремонту нефтепровода (строительству нового участка) и контрольной 72-часовой перекачке при установленном технологическом режиме составляется акт приемочной комиссии на приемку отремонтированного (построенного) участка в эксплуатацию.

6.2.2. РЕМОНТ НЕФТЕПРОВОДОВ С ЗАМЕНОЙ НАРУЖНОГО ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

Капитальный ремонт подземных нефтепроводов с заменой изоляции в зимнее время производится [19]:

с подъемом нефтепровода в траншее (поточный метод);

с подъемом и укладкой нефтепровода на лежки в траншее;

без подъема нефтепровода.

Технологические операции с подъемом нефтепровода в траншее выполняются в три этапа (рис. 6.13).

Этап 1. Работы, выполняемые в летнее время, до промерзания грунта:

уточнение положения нефтепровода;

снятие плодородного слоя грунта, перемещение его во временный отвал по одну сторону траншеи и планировка полосы в зоне прохода ремонтной техники, разработка траншеи

1

/V// ))=(+ +) /

/// ///////// ////// ///

jl'l'l'l'l'l'l'l'NH

к w /// /// /// /// 7// /// /// /// ///

М ////// /// 1

---------------

Рис. 6.13. Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте нефтепроводов диаметром 530-720 мм в зимнее время:

а — I этап (снятие плодородного слоя и разработка траншеи); б - II этап (очистка траншеи от снега); , - II этап (очистка нефтепровода, нанесение грунтовки и нового изоляционного покр ытия);    „    -    III    этап (об ратная

засыпка траншеи и рекультивация плодородного слоя); 1 - бульдозер; 2 -экскаватор; 3 - очистная машина; 4 - трубоукладчик; 5 - электростанция; 6 - емкость с грунтовкой; 7 - изоляционная машина

до нижней образующей нефтепровода и размещение отвала грунта по другую сторону траншеи;


W......VfW/// /// /// /// /// 7///// ////// ///.......7// /// /// /// /// /// /// /// ///1F?7// ///


ручная доработка грунта вокруг нефтепровода; визуальный осмотр и обследование дефектных мест по данным внутритрубной дефектоскопии и при необходимости их срочный ремонт;

установка защитных ограждений в случаях, предусмотренных документацией на ремонтные работы.

Этап 2. Работы, выполняемые в зимнее время: очистка от снега траншеи и зоны прохода ремонтной те х-ники на суточный объем выполнения ремонтных работ;

подъем и поддержание нефтепровода;

очистка нефтепровода от старого изоляционного покрытия;

сплошной визуальный осмотр нефтепровода; нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия; нанесение защитной обертки;

контроль качества нового изоляционного покрытия; визуальный осмотр дна траншеи и уборка крупных комьев, при необходимости подсыпка мягкого грунта; укладка нефтепровода.

Этап 3. Работы, выполняемые после оттаивания отвалов грунта:

откачка воды из траншеи (при наличии);

осмотр и контроль качества изоляционного покрытия, при необходимости ремонт дефектных участков; засыпка траншеи грунтом; рекультивация плодородного слоя почвы.

Технологические операции с подъемом и укладкой трубопровода на лежки выполняются в три этапа (рис. 6.14).

Этап 1. Работы, выполняемые в летнее время, до промерзания грунта:

уточнение положения нефтепровода;

снятие плодородного слоя грунта, перемещение его во временный отвал по одну сторону траншеи и планировка полосы в зоне прохода ремонтной техники, разработка траншеи до нижней образующей нефтепровода и размещение отвала грунта по другую сторону траншеи;

ручная доработка грунта вокруг нефтепровода; визуальный осмотр и обследование дефектных мест по данным внутритрубной дефектоскопии и при необходимости их срочный ремонт;

установка защитных ограждений в случаях, предусмотренных документацией на ремонтные работы.

Этап 2. Работы, выполняемые в зимнее время: очистка от снега траншеи и зоны прохода ремонтной техники на суточный объем выполнения работ;

подъем, очистка и укладка нефтепровода на лежки; сплошной визуальный осмотр стенки нефтепровода; выполнение сварочных работ (при необходимости); подъем нефтепровода;

нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия; нанесение защитной обертки; контроль качества изоляционного покрытия; снятие лежек;

визуальный осмотр дна траншеи и уборка крупных комьев, при необходимости подсыпка мягкого грунта; укладка нефтепровода.

Этап 3. Работы, выполняемые после оттаивания отвалов грунта:

/ 7//    ///    777    77/    ///    777    777    //7    /7/    7/7....../// 777'77/


У/ /// /J?/// /// ?// ////// /// /// /// /// //А /// /77 /// ////// /// /// /// /// ///WWW )//


Рис. 6.14. Схема расстановки машин и механизмов и выполнения технологических операций при ремонте нефтепровода с укладкой на лежки в зимнее время:

а — I этап (снятие плодородного слоя, разработка траншеи, визуальный осмотр и контроль сварных швов); б — II этап (очистка траншеи от снега, подъем трубопровода, очистка его, укладка на лежки, выполнение сварных швов); ,    — II этап (нанесение грунтовки и нового изоляционного

покр Ытия); „    — III этап (засыпка траншеи грунтом и рекультивация

плодородного слоя почвы);    1    — бульдозер;    2    — экскаватор;    3    —

дефектоскопическая лаборатория;    4    — очистная машина; 5    —

трубоукладчик; 6 — сварочный агрегат; 7 — электростанция; 8 — емкость с грунтовкой; 9 — изоляционная машина


откачка воды из траншеи (при ее наличии); осмотр и контроль качества изоляционного покрытия, при необходимости ремонт дефектных участков; засыпка траншеи грунтом; рекультивация плодородного слоя почвы.

Технологические операции ремонта участка нефтепровода с вогнутыми кривыми искусственного гнутья включают три этапа (рис. 6.15).

Этап 1. Работы, выполняемые в летнее время, до промерзания грунта:

уточнение положения нефтепровода;

снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал по одну сторону траншеи и планировка полосы в зоне прохода ремонтной техники;

разработка траншеи до нижней образующей нефтепровода в необходимых случаях методом сверху вниз и размещение отвала грунта по другую сторону траншеи; ручная доработка грунта вокруг нефтепровода; визуальный осмотр и обследование дефектных мест по данным внутритрубной дефектоскопии и при необходимости их срочный ремонт;

установка защитных ограждений в случаях, предусмотренных документацией на ремонтные работы.

Этап 2. Работы, выполняемые в зимнее время: очистка от снега траншеи и зоны прохода ремонтной техники на суточный объем выполнения ремонтных работ;

подъем, очистка и укладка нефтепровода на лежки (укладка трубопровода на лежки начинается с прилегающих к кривой участков не менее чем в 40 м от ее начала и конца, затем выполняется укладка кривой на лежки);

сплошной визуальный осмотр стенки нефтепровода; выполнение сварочных работ (при необходимости); нанесение изоляционного покрытия вручную; нанесение защитной обертки; контроль качества изоляционного покрытия; снятие лежек в обратном порядке;

нанесение изоляционного покрытия в местах опирания нефтепровода на лежки;

визуальный осмотр дна траншеи и уборка крупных комьев, при необходимости подсыпка мягкого грунта; укладка нефтепровода.

Этап 3. Работы, выполняемые после оттаивания отвалов грунта:

откачка воды из траншеи (при наличии);

осмотр и контроль качества изоляционного покрытия, при необходимости ремонт дефектных участков; засыпка траншеи грунтом; рекультивация плодородного слоя почвы.

Технологические операции ремонта участка нефтепровода

Рис. 6.15. Схема выполнения технологических операций при ремонте вогнутых кривых искусственного гнутья: t — разработка грунта; • — укладка трубопровода на лежки; , — очистка; „ — снятие с лежек; 1    — экс

каватор; 2 — трубоукладчик; 3 — очистная машина

с выпуклыми кривыми искусственного гнутья выполняются также в три этапа (рис. 6.16).

Этап 1. Работы, выполняемые в летнее время, до промерзания грунта:

уточнение положения нефтепровода;

снятие плодородного слоя грунта, перемещение его во временный отвал по одну сторону траншеи и планировка полосы в зоне прохода ремонтной техники;

разработка траншеи до нижней образующей нефтепровода в необходимых случаях методом сверху вниз и размещение отвала грунта по другую сторону траншеи; ручная доработка грунта вокруг нефтепровода; визуальный осмотр, обследование дефектных мест по данным внутритрубной дефектоскопии и при необходимости их с р очн ы й р емонт;

установка защитных ограждений в случаях, предусмотренных документацией на ремонтные работы.

Этап 2. Работы, выполняемые в зимнее время: очистка от снега траншеи и зоны прохода ремонтной техники на суточный объем выполнения ремонтных работ;

подъем, очистка и укладка нефтепровода на лежки (укладка на лежки начинается с центра кривой к периферии, затем выполняется укладка на лежки примыкающих участков кривой протяженностью не менее 40 м);

сплошной визуальный осмотр состояния стенки нефтепровода;

выполнение сварочных работ (при необходимости); нанесение изоляционного покрытия вручную; нанесение защитной обертки; контроль качества изоляционного покрытия; снятие с лежек в обратном порядке;

нанесение изоляции на местах опирания нефтепровода на лежки;

визуальный осмотр дна траншеи и уборка крупных комьев, при необходимости подсыпка мягкого грунта; укладка нефтепровода.

Этап 3. Работы, выполняемые после оттаивания отвалов грунта:

осмотр и контроль качества изоляционного покрытия, при необходимости ремонт дефектных участков; засыпка траншеи грунтом; рекультивация плодородного слоя почвы.

При разработке траншей необходимо руководствоваться

Рис. 6.16. Схема выполнения технологических операций при ремонте выпуклых кривых искусственного гнутья:

а — укладка на лежки; б — очистка, ремонт стенок, изоляция; , — снятие с лежек и укладка в траншею; 1 — трубоукладчик; 2 — очистная машина; 3 — дефектоскопическая лаборатория; 4 — сварочный агрегат; 5 — лежки; Зри — зона ручной изоляции

требованиями действующих Правил капитального ремонта подземных нефтепроводов.

Максимальная глубина промерзания грунта при разработке траншеи специальными вскрышными или одноковшовыми экскаваторами не должна превышать соответственно 0,1 и 0,25 м.

Схема размещения отвалов грунта выбирается в зависимости от взаимного расположения параллельно проложенных трубопроводов и других коммуникаций, возможного направления движения ремонтной колонны и устанавливается для каждого участка в ППР.

При разработке траншеи без рекультивации почвы разрабатываемый грунт размещается в двух отвалах по обе стороны траншеи с целью предотвращения возможного наезда автотракторной техники на вскрытый нефтепровод.

На низких участках трассы для отвода грунтовых и талых вод необходимо предусмотреть отдельные котлованы.

Длина вскрытого участка устанавливается согласно расчету на продольную устойчивость. Длина перемычек между вскрытыми участками должна быть не менее 10 м.

Засыпка траншей производится после оттаивания отвалов минерального грунта.

При наличии горизонтальных кривых на нефтепроводе сначала засыпают криволинейный участок, а затем остальную часть, причем засыпку криволинейного участка начинают с середины, двигаясь поочередно к его концам.

После оттаивания отвала выполняют рекультивацию плодородного слоя почвы на полосе отвода.

Подъем и укладку нефтепровода разрешается производить только в присутствии лица, ответственного за производство этих работ.

Перед подъемом должны быть выполнены все мероприятия, предусмотренные в проекте производства работ, обеспечивающие безопасность его проведения и предотвращение аварийных ситуаций. Подъем нефтепровода следует осуществлять плавно, без рывков и резких колебаний. Расчетные нагрузки на крюках трубоукладчиков контролируют динамометрами. Начало (или конец) приподнимаемого участка трубопровода должно находиться от линейных задвижек или других мест защемления на расстоянии не менее 40 м.

Во время ремонтных работ по замене изоляционного покрытия в конце смены нефтепровод необходимо укладывать на лежки или на передвижные опоры, исключив боковые перемещения.

При подъеме нефтепровода с укладкой на лежки расстояние от монтажного полотенца до сварного стыка должно быть не менее 3,0 м. Лежки также должны быть расположены на расстоянии не менее 3,0 м от сварных стыков.

В качестве лежек применяют деревянные бруски или бревна сечением 200 — 250 мм. Расстояние между лежками не должно превышать 20 м.

Очистку наружной поверхности нефтепровода от остатков земли, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии выполняют ремонтными очистными машинами. На участках, где имеются заплаты, вантузы, хомуты, очистку производят вручную, скребками или другим инструментом таким образом, чтобы не повредить стенку трубы.

Для защиты нефтепроводов от коррозии в полевых условиях рекомендуются покрытия на битумной основе в соответствии с положениями ГОСТ "Трубопроводы стальные магистральные".

При ремонте магистральных нефтепроводов в зимнее время следует применять усиленный тип защитных покрытий.

В комбинированных изоляционных покрытиях типа "Пластобит" в качестве полимерной части используется лента из поливинилхлорида по ТУ 6-19-240 — 84. В зависимости от морозостойкости лент применяют следующие марки: тип А — морозостойкость до —30 °С; тип Б — морозостойкость до — 20 °С; тип В — морозостойкость до —10 °С.

В трассовых условиях рекомендуются покрытия на основе мастики типа МБР или Изобитэп, армированные стеклохол-стом, или покрытия типа Пластобит. Критерием, определяющим возможность их применения в зимнее время, является температура стеклования битума или битумной мастики (температура, при которой появляется хладоломкость).

Основные физические характеристики битумов и битумных мастик выражаются через ряд юстированных показателей: температуру размягчения (в единицах КИШ), растяжимость и глубину проникания иглы.

Для получения необходимой пластичности битумов добавляют пластификаторы, снижающие температуру размягчения (табл. 6.5).

Для битумов различных марок температура хрупкости (при которой пенетрация около нуля) неодинакова. При выполнении изоляционных работ в осенне-зимнее время наиболее пригоден битум с температурой размягчения 70 °С и глубиной проникания иглы не менее 3 — 4 мм. Для зимних изоляционных работ следует применять только пластичные биту-

Зависимость снижения КИШ от пластш

жкаторов

Пластификатор

Добавка, %

Снижение

КИШ

Осевое масло

1

1,4

3

7,1

5

9,1

5 %-ный раствор полиизобутилена в зеле-

1

7,1

ном масле

3

11,8

5

19,1

Дизельное топливо

3

8

5

15

7

9,3

Таблица 6.6

Зависимость значения КИШ от температуры нанесения мастики

Значение

КИШ

Рекомендуемая температура окружающего воздуха при нанесении мастики, °С

65

От +5 до -30

75

От +15 до - 15

90

От +35 до - 10

100

От +40 до -5

мы с повышенной пенетрацией или пластифицировать "жесткие" битумы (табл. 6.6).

При подборе мастик для проведения работ в осеннезимнее время необходимо исходить из соответствия характеристик битумов и мастик температуре перекачиваемого продукта и воздуха при выполнении изоляционных работ (табл. 6.7).

Допускается применение ручной изоляции в случаях, предусмотренных технологией капитального ремонта нефтепровода, и в зонах, где имеются препятствия, не позволяющие наносить изоляционное покрытие механизированным способом.

Ручная изоляция может применяться в следующих зонах:

до и после запорной арматуры, тройниковых соединений, отводов и т.д. на расстоянии от места защемления не менее 40 м;

вставки кривых искусственного гнутья в вертикальной плоскости и на прилегающих участках длиной не менее 40 м от начала и конца кривой;

на прилегающих участках пересечения нефтепровода с искусственными и естественными препятствиями, когда не-

Зависимость характеристик битума и мастики от температуры перекачиваемого продукта

Температура, °С

Растяжимость,

см

Глубина проникания иглы, мм/10,0

транспортируемого продукта

КИШ

От —25 до +25

65-75

3,0-4,6

-

От +25 до +56

89-90

2,0-3,0

25-35

От +56 до +70

86-90

2,0-3,0

20-25

Примечание. Температура воздуха при выполнении работ от —25 до + 5 °С.

возможен подъем нефтепровода, на расстоянии не менее 40 м в обе стороны.

Капитальный ремонт с заменой наружного изоляционного покрытия нефтепроводов большого диаметра (800 — 1200 мм), который на сегодняшний день осуществляется без подъема нефтепровода, с подкопом под него, в зимних условиях возможен только в начале зимы, когда глубина промерзания небольшая и можно проводить вскрышные работы. Весь цикл работ — от вскрытия до засыпки — в зависимости от температуры наружного воздуха должен быть проведен в течение 1—2 дней. Это во многом схоже с выборочным ремонтом участков протяженностью более 20 Оу, поэтому схема ремонта нефтепроводов Юу = 800— 1200 мм в зимний период не рассматривается.

После завершения всех работ по ремонту нефтепроводов, включая рекультивацию земель и согласования с владельцами коммуникаций, входящих в зону действия ремонтной колонны, исполнители работ подготавливают отремонтированные участки к сдаче в эксплуатацию.

Завершение работ оформляется актом приемки в эксплуатацию или исполнительным приемо-сдаточным актом с привлечением к участию в работе приемочной комиссии всех заинтересованных лиц.

Приемочная комиссия назначается приказом в установленном порядке.

Глава 7 безопасность труда. пожарная безопасность. охрана окружающей среды  »
Библиотека »