3. Проверка прочности трубопровода в продольном направлении и на отсутствие недопустимых пластических деформаций

Проверка на прочность в продольном направлении:

1. Определяем внутренний диаметр трубопровода

D_вн= - 2 = 530 – 2*6=518 мм

2. Рассчитываем значение кольцевых напряжений по формуле

где - коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, равный 1,15 для нефтепроводов диаметром 700 – 1200 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключения емкостей и 1,1 – в остальных случаях;

- номинальная толщина стенки трубы, м

D_вн – внутренний диаметр трубы, м

p - рабочее (проектное) давление, МПа

МПа

3. Рассчитываем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы по формуле

где - кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления

3. Проверяем прочность трубопровода в продольном направлении по условию

4. Условие выполняется.

Проверка трубопровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций

1. Находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле

МПа

2. Проверяем выполнение условие

где: - нормативное сопротивление, принимается равным минимальному значению предела текучести ;

- коэффициент условий работы трубопровода, равный 0,6 для участков трубопроводов категории «В»; 0,75 для участков категорий I и II; и 0,9 для участков категорий III и IV;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода, для нефтепроводов условным диаметром 1200 он равен 1,05, для остальных – 1,00

- условие выполняется.

3. Рассчитываем коэффициент по формуле

4. Определяем значение продольных напряжений по формуле

+ МПа

- МПа

5. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов

- в продольном направлениях проверку производим по условию:

- условие выполняется.

- в кольцевом направлении проверку производят по условию:

- условие выполняется.

3. Графическая часть

   1. Один из этапов строительства

а–сборка стыка; б–перемещение центратора; в–подготовка трубы к стыковке; 1–опора; 2–смонтированный трубопровод; 3–монтажная опора; 4–передвижная опора штанги; 5–штанга; 6–центратор; 7–трубоукладчик; 8–трубы

Рис. Монтаж плетей на опорах:

Эксплуатация нефтепровода

1. Пояснительная записка

1.1

Работа по вырезке и врезке «катушек»

Работы по вырезке, врезке «катушек» должны выполняться по ППР, разработанному на основании рабочей документации, требований настоящего документа и утвержденному главным инженером ОСТ, а также по технологическим картам, в следующей последовательности:

а) подготовительные работы:

1. согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре;

2. отвод земли, разработка схем подъездных путей для движения транспорта;

3. разбивка трассы нефтепровода, обозначение вешками всех коммуникаций следующих в одном техническом коридоре и пересекающих нефтепровод в зоне производства работ;

4. обустройство временных переездов, полевого городка;

5. земляные работы, устройство амбаров для временного хранения нефти (при необходимости);

6. врезка вантузов или установка вантузных задвижек и извлечение герметизирующих пробок;

7. промывка и проверка герметичности затвора запорной арматуры;

б) основные работы:

1. остановка перекачки нефти по нефтепроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке ППМН или лупингу, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек;

2. освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;

3. сверление контрольных отверстий для контроля уровня нефти;

4. вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с применением энергии взрыва, демонтаж вырезаемой «катушки»;

5. подготовка (зачистка) рабочих котлованов;

6. сверление отверстий для контроля давления в нефтепроводе;

7. зачистка внутренней полости трубы и котлована, сверление технологических отверстий для установки герметизаторов и герметизация внутренней полости нефтепровода;

8. сверление отверстий для контроля газовоздушной среды в нефтепроводе;

9. сварочно-монтажные работы по врезке новой «катушки» (детали) или подключению участка нефтепровода методом захлёста и контроль качества сварных соединений;

10. заварка контрольных и технологических отверстий с контролем качества сварных соединений;

11. открытие задвижек, выпуск ГВС и заполнение нефтепровода нефтью;

12. вывод нефтепровода на режим работы, обеспечивается включением на НПС насосных агрегатов в последовательности, определяемой картой технологических режимов заполнения для достижения требуемой пропускной способности;

13. нанесение изоляционного покрытия и обратная засыпка нефтепровода;

в) завершающие работы:

1) обратная закачка нефти из амбаров (резинотканевых резервуаров) в нефтепровод (при их использовании);

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

3) восстановление изоляционного покрытия нефтепровода в местах ликвидации временных вантузов;

4) обратная засыпка нефтепровода, амбаров и выполнение рекультивации;

5) демонтаж временных переездов и полевого городка.

На плановые работы по вырезке, врезке «катушки» должна быть разработана проектная и рабочая документация. Работы должны выполняться в присутствии представителя технического надзора.

В случае выполнения внеплановых работ (в т.ч. аварийно-восстановительных работ) ППР разрабатывается на основании типовых проектов и требований настоящего документа.

Земляные работы

В состав земляных работ входят:

Оформление отвода земли и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне магистрального нефтепровода и других инженерных коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре или пересекающихся с МН, подписанного представителями эксплуатирующих организаций, собственником, землепользователем, землевладельцем или арендатором земельного участка;

• обозначение опознавательными знаками (см. рисунок 6.1) трассы нефтепроводов и других подземных коммуникаций в данном техническом коридоре;

• подготовка площадки для производства ремонтных работ, вспомогательных площадок;

• устройство проездов для движения техники не ближе 10 м к оси нефтепровода;

• обустройство переездов с твердым покрытием через нефтепровод (из железобетонных дорожных плит или металлических настилов), обозначение их знаками;

• разработка и обустройство ремонтных котлованов, в т.ч. для врезки вантузов, технологических отверстий;

• планировка земли на трассе прохождения временных нефтепроводов для откачки-закачки нефти;

• устройство амбара/амбаров или подготовка существующего амбара/амбаров для размещения откачиваемой нефти из нефтепровода на ремонтируемом участке (при использовании);

• подготовка горизонтальных площадок для резинотканевых емкостей (при использовании);

• обратная засыпка (после выполнения работ) ремонтного котлована, амбара/амбаров (при необходимости);

• техническая и биологическая рекультивация земель (после выполнения работ) на месте производства ремонтных работ и сдача их землепользователям, арендаторам земельных участков или землевладельцам (далее – Землепользователь) с оформлением акта приемки-сдачи рекультивированных земель установленной формы.

Разработка и обустройство ремонтного котлована

Производство земляных работ по вскрытию нефтепровода должно выполняться по нарядам-допускам и требованиям, указанным в ППР.

Разработка котлована должна осуществляться экскаватором. Для предотвращения повреждения нефтепровода ковшом экскаватора минимальное расстояние между образующей нефтепровода и ковшом экскаватора должно быть не менее 0,2 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не допуская ударов по трубе.

Длина котлована L, м, определяется по формуле:

L =  + 2, (6. где   длина заменяемого участка нефтепровода, м.

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована по дну не менее 1 м, по верху не менее 1,5 м.

Таблица 6.1 – Максимально допустимая длина подкопанного участка в зависимости от диаметра нефтепровода

Диаметр нефтепровода на участке прямой врезки, мм	Максимально допустимая длина подкопанного участка, м
до 530 включительно	7
630-720	10
820	12
1020, 1067	13
1220	14

Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается.

При разработке котлована должна быть обеспечена крутизна откосов согласно рисунку 6.2 в соответствии с таблицей 6.2.

Перед началом производства работ в котловане следует провести контроль крутизны откосов с применением измерительных средств.

точка А – бровка котлована;

точка Б – край основания котлована;

точка В – точка на дне основания котлована;

 – угол откоса стенки котлована;

L2 – длина откоса котлована (от точки А до точки Б);

H – глубина котлована;

b – расстояние по горизонтали от края основания котлована до бровки котлована;

L1–расстояние от бровки котлована до точки на дне котлована (от точки А до точки В).

Рисунок 6.2 – Расчет крутизны откоса котлована

Измерив расстояния L1, L2, рассчитываем значение b по следующей формуле:

, (6.2)

где b/L2 = cos .

Таблица 6.2 – Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

Вид грунта	Глубина траншеи, котлована, м
	до 1,5				1,5 - 3,0			3,0 - 5,0
	угол откоса,°.	уклон	b/L2 (cos )	угол откоса,°.		уклон	b/L2 (cos )	угол откоса,°.	уклон	b/L2 (cos )
Насыпной	56	10,67	0,56	45		11,00	0,71	38	11,25	0,79
Песчаные и гравийные	63	10,50	0,45	45		11,00	0,71	45	11,00	0,71
Супесь	76	10,25	0,26	56		10,67	0,56	50	10,85	0,64
Суглинок	76	10,25	0,26	63		10,50	0,45	53	10,75	0,60
Глина	76	10,25	0,26	76		10,25	0,26	63	1:0,50	0,45
Лессовидный сухой	76	10,25	0,26	63		10,50	0,45	63	10,50	0,45
Примечание - При напластовании различных видов грунта крутизну откосов для всех пластов надлежит назначить по более слабому виду грунта.

1 – рабочий котлован; 2 – информационный знак с указанием наименования нефтепровода и фактической глубины его заложения; 3 – предупредительный знак «Огнеопасно, проход, проезд и въезд запрещен»; 4 – ограждение котлована из синтетической сигнальной ленты

Рисунок 6.3 – Схема обозначения ремонтного котлована

Врезка вантузов в нефтепровод

Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска ГВС при заполнении нефтепровода.

Места установки вантузов зависят от их назначения.

Вантузы для откачки нефти из ремонтируемого участка нефтепровода устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) «катушке» или применяются проектные в более низких точках трассы по геодезическим отметкам в соответствии с принятой технологией опорожнения нефтепровода.

Допускается врезка вантуза в вырезаемую «катушку» в нижнюю образующую трубы.

Постоянные вантузы должны устанавливаться с применением муфтовых, разрезных, разрезных штампосварных тройников или неразрезных вантузных тройников. Постоянные вантузы с момента установки на нефтепровод должны подвергаться наружной диагностике методами НК.

Количество и диаметр врезаемых для откачки нефти вантузов зависят от объема откачиваемой нефти из ремонтируемого участка нефтепровода, диаметра опорожняемого участка, профиля трассы, количества и производительности насосных агрегатов.

Определение мест впуска воздуха, количества и диаметра вантузов и технологических отверстий для впуска воздуха производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-362-09.

Определение мест выпуска ГВС, количества и диаметра вантузов для выпуска ГВС производится в соответствии РД-75.180.00-КТН-363-09.

1 – вантузная задвижка; 2 – патрубок; 3 – усиливающая накладка; 4 – нефтепровод; 5 – продольный сварной шов; 6 – поперечный сварной шов; 7 – фланец.

А – расстояние между вантузами;

b – ширина усиливающей накладки;

d –диаметр вантуза (патрубка);

D – диаметр нефтепровода;

h – высота патрубка вантуза (определяется техническими параметрами приспособления применяемого для вырезки отверстия в нефтепроводе и приспособления типа «Пакер» для последующей ликвидации вантуза);

С – минимальное расстояние между усиливающими накладками

Рисунок 7.1 – Схема монтажа вантузов на нефтепроводе на вырезаемой (удаляемой) катушке

Подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности

До проведения основных работ по врезке должны быть проведены работы по промывке внутренней полости шиберных задвижек и посадочного паза затвора клиновых задвижек, проверке герметичности их затворов. Промывка производится с целью освобождения внутренней полости шиберной задвижки и посадочного паза затвора клиновой задвижки от возможного скопления посторонних предметов и грязи.

Работы по промывке и проверке герметичности затворов должны выполняться по заранее разработанному плану мероприятий, являющегося частью ППР.

В состав плана мероприятий должно входить:

• составление порядка промывки и проверки герметичности затвора задвижек;

• определение сил и средств для выполнения работ;

• подготовка персонала и технических средств;

• подготовка и обеспечение связи между производителем работ и оператором НПС, диспетчером РДП (ТДП).

Порядок проверки герметичности задвижек

Проверка герметичности задвижек осуществляется путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки.

После остановки нефтепровода и закрытия отсекающих задвижек проводятся мероприятия по снижению статического давления на отсеченном участке.

Снижение давления осуществляется сбросом нефти в подготовленные ёмкости, откачкой в параллельный нефтепровод или за закрытую задвижку.

Для контроля герметичности затвора создается перепад давления в диапазоне от 0,1 до 0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа.

Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже класса точности 1 с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин.

Контроль герметичности затвора арматуры проводится с применением акустических приборов (акустико-эмиссионные течеискатели).

Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор с применением акустических приборов (течеискателей), установкой датчика на корпус запорной арматуры, свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой задвижки.

При выявлении негерметичности затвора проверяемой задвижки необходимо выполнить повторную промывку задвижки в порядке, определенном п.8.2 настоящего документа.

В случае отрицательного результата ОСТ разрабатывает мероприятия по восстановлению герметичности задвижки (проведение среднего ремонта, замена). Работы по восстановлению герметичности задвижки необходимо совместить с последующей плановой остановкой нефтепровода.

Остановка перекачки нефти по нефтепроводу и отключение участка

Остановка перекачки нефти по нефтепроводу осуществляется путем остановки насосных агрегатов на НПС в порядке и последовательности, определенных в инструкции ОСТ о порядке пуска и остановки нефтепроводов.

После закрытия задвижек электропитание должно быть отключено, созданы видимые разрывы путем отсоединения кабеля от силового автомата и вывешены плакаты «Не включать – работают люди!». Кроме того, должны быть приняты меры, исключающие несанкционированное открытие задвижек в ручном режиме (снятие штурвалов или блокировка их вращения, вывешивание плакатов – «Не включать – работают люди!»).

1 – магистральный нефтепровод; 2 – вантуз; 3 – устройство прорезное «Малютка»; 4 – задвижка клиновая с фланцами; 5 – фланцевое соединение ; 6 – замок ПМТ; 7 – рукав всасывающий; 8 – задвижка клиновая с патрубками ПМТ; 9 – приставная лестница, деревянного бруса; 10 – приставная лестница Рисунок 10.8 – Схема обвязки вантуза для откачки нефти

Вырезка «катушек», задвижек, соединительных деталей

Вырезка «катушки», запорной арматуры (задвижек, запорных клапанов и т.д.) и соединительных деталей (далее – «катушка») должна производиться одним из методов:

• безогневым методом;

• с применением энергии взрыва (УКЗ, ШКЗ).

За 24 часа до начала вырезки «катушки» должны быть отключены станции катодной и дренажной защиты нефтепровода на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.

Длина вырезаемой «катушки» должна превышать длину дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не менее диаметра нефтепровода.

До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки в зависимости от способа выполнения операции должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм  при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм  для МРТ. Поверхность нефтепровода в местах резки должна быть очищена от остатков клея, праймера и мастики.

МРТ и другое применяемое оборудование при вырезке «катушки» безогневым методом должны иметь паспорта, формуляры, разрешение Ростехнадзора на применение.

При вырезке «катушки» взрывом должны применяться технологии и взрывчатые материалы, устройства и аппаратура для производства взрывных работ, на которые имеются разрешения Ростехнадзора.

Вырезка «катушки» с применением машин для резки труб

Вырезка «катушки» должна производиться машинами для резки труб с электроприводом (пневмо- или гидроприводом) во взрывобезопасном исполнении с частотой вращения режущего инструмента не более 60 об/мин и подачей не более 30 мм/мин.

Вырезка «катушки» должна осуществляться одновременно двумя МРТ.

При вырезке задвижки, тройника должны одновременно устанавливаться и работать три машины для резки трубы.

1 – рабочий котлован; 2 – нефтепровод; 3 – МРТ; 4 – провод заземления МРТ со штырем; 5 – пульт управления МРТ; 6 – шунтирующая перемычка; 7 – приставная лестница; 8 – вантуз; 9 – гибкая стальная лента (хомут)

Рисунок 11.1 – Схема безогневой вырезки «катушки»

1 рабочий котлован; 2 – нефтепровод; 3 – МРТ; 4 – провод заземления МРТ со штырем;

5 – пульт управления МРТ; 6 – шунтирующая перемычка; 7 – приставная лестница;

8 – запорная арматура; 9 – фундамент; 10 – гибкая стальная лента (хомут)

Рисунок 11.2 – Схема безогневой вырезки запорной арматуры

Для избежания защемления режущего диска фрезы при резке труб, вызванного освобождением напряжений в трубе, необходимо вбивать клинья в надрез через каждые 250-300 мм на расстоянии от 50 до 60 мм от режущего инструмента. Клинья должны быть изготовлены из искробезопасного материала.

После окончания работ по вырезке «катушки» МРТ демонтируются, ремонтный котлован освобождается от вырезанной «катушки» и зачищается от замазученности.

Герметизация полости труб нефтепровода

После освобождения нефтепровода от нефти и вырезки «катушки» внутренняя полость нефтепровода должна быть загерметизирована до выполнения огневых и сварочно-монтажных работ.

Внутренняя полость нефтепровода линейной части должна перекрываться герметизаторами «Кайман» (DN от 400 до 1200) и (или) ГРК (DN от 100 до 1200) и (или) ПЗУ (DN от 100 до 1200).

При ремонте с заменой «катушки» на НПС, КПП СОД, перемычках и резервных нитках ППМН, не оборудованных КПП СОД, для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина.

Для установки герметизаторов «Кайман» и ГРК, ПЗУ длина вырезаемой «катушки» должна быть не менее 1,5·D, где D – наружный диаметр ремонтируемого нефтепровода.

Применение герметизаторов разрешается на участках МН, оборудованных КПП СОД.

При наличии промежуточных НПС их узлы подключения должны быть оборудованы КПП СОД или узлами пропуска СОД. Обвязка КПП СОД или узлами пропуска СОД должна обеспечивать пропуск герметизаторов как с остановкой, так и без остановки промежуточной НПС.

Герметизаторы транспортируется по трубопроводу после окончания ремонтных работ потоком перекачиваемой нефти до КПП СОД, которые используются для их приема. Расход нефти должен обеспечить скорость движения герметизаторов по нефтепроводу.

Для определения местоположения герметизаторов «Кайман» при их движении по нефтепроводу после завершения ремонтных работ и заполнения нефтепровода нефтью, каждый «Кайман» должен быть оснащен передатчиком для скребка (ПДС) с новыми, не бывшими в эксплуатации элементами питания.

Технология герметизации внутренней полости нефтепроводов линейной части. Общие требования кгерметизаторам, применяемым для перекрытия нефтепроводов

Внутренняя полость нефтепроводов линейной части, технологических нефтепроводов НПС для безопасного проведения огневых работ должна перекрываться герметизаторами «Кайман», ГРК, ПЗУ.

Технические характеристики герметизаторов «Кайман», ГРК и ПЗУ указаны в Приложениях.

Используемые герметизаторы должны иметь комплект необходимой документации: формуляр (паспорт) и руководство по эксплуатации предприятия-изготовителя, разрешение Ростехнадзора на применение, инструкцию по эксплуатации и применению, утвержденную главным инженером ОСТ.

Герметизаторы должны быть оборудованы пневмопроводом, который при установке должен быть выведен через отверстие в стенке нефтепровода наружу и соединен с узлом (блоком) контроля давления в герметизаторе.

После окончания сварочных работ и при наличии положительных результатов дефектоскопического контроля сварных стыков воздух из герметизатора должен быть спущен, узел (блок) контроля давления воздуха должен быть демонтирован.

Выпуск воздуха из герметизаторов должен производиться через узел (блок) контроля давления воздуха.

Отверстие в нефтепроводе для вывода пневмопровода после демонтажа узла (блока) контроля давления воздуха должно быть заглушено.

Перед применением герметизаторы должны быть проверены на комплектность, наличие маркировки и исправность и пройти визуальный контроль.

После установки в нефтепровод герметизаторы должны быть испытаны на прочность и герметичность в соответствии с методикой освидетельствования технического состояния герметизирующего элемента герметизатора «Кайман» и в соответствии с руководством по эксплуатации ГРК, ПЗУ.

		Рисунок 12.4 – Схема установки герметизаторов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума
		Рисунок 12.4.1 – Схема установки герметизаторов ПЗУ и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума
	Рисунок 12.5 – Схема установки глиняных тампонов и расположения отверстий для отбора проб ГВС, контроля уровня нефти во внутренней полости нефтепровода и наличия избыточного давления/вакуума

.

Порядок выпуска газовоздушной смеси при заполнении нефтепровода

Выпуск ГВС из вантузов должен осуществляться открытием вантузных задвижек в последовательности, определенной ППР. Перед выпуском ГВС на вантуз устанавливается отводящий патрубок.

По завершению заполнения нефтепровода нефтью ответственный за проведение работ должен доложить об окончании выпуска ГВС и закрытии задвижки управляющему диспетчеру и ответственному за организацию и безопасное производство работ. Организовать работы по демонтажу отвода для выпуска ГВС, установке заглушки на задвижку, а при необходимости - уборке замазученности.

Выпуск ГВС через приспособление (согласно приложению В) из внутренней полости при выполнении операции по заполнению трубопровода производить при 100 % открытии шарового крана и секущей вантузной задвижки до появления нефти в безнапорной емкости.

Запрещается нахождение людей внутри колодца вантуза при проведении работ по выпуску ГВС из внутренней полости трубопровода.

После окончания работ по выпуску ГВС (появление нефти в безнапорной емкости) через приспособление (согласно приложению В) необходимо закрыть шаровый кран, затем секущую вантузную задвижку, сбросить избыточное давление через шаровый кран в емкость. Закрыть шаровый кран и убедиться в герметичности секущей вантузной задвижки по отсутствию изменения показаний мановаккуметра в течение 10 минут. Доложить ответственному за организацию и безопасное производство работ, управляющему диспетчеру о закрытии вантуза, открыть шаровый кран и провести откачку нефти из приспособления с помощью АКН, с подачей воздуха через сливное отверстие на фланце. Провести демонтаж приспособления, работы по демонтажу и откачки нефти проводить с применением средств индивидуальной защиты органов дыхания изолирующего типа, страховочного пояса, при наличии не менее двух страхующих. Установить сферическую заглушку на вантуз сразу после демонтажа конструкции. Доложить ответственному за организацию и безопасное производство работ о завершении работ по выпуску ГВС на данном вантузе.

Изоляция врезанной «катушки» и вантузов, требования к применяемому оборудованию и материалам

Изоляцию места ремонта нефтепровода следует производить после получения заключения о качестве сварки, оформления разрешения на изоляцию, но не менее чем через 12 часов после заполнения нефтепровода.

Нанесение покрытия должно осуществляться в соответствии с технологической картой, разработанной с учетом требований настоящего документа, производителя (поставщика) материалов и нормативно-технической документации (ВСН 008-88, инструкции и др.).

В качестве наружных защитных покрытий «катушек» на участках нефтепровода, построенного из труб с заводским полиэтиленовым покрытием, должны применяться покрытия на основе термоусаживающихся полимерных лент (конструкция № 14 по ГОСТ Р 51164).

Для изоляции «катушек» на участках нефтепровода с битумно-мастичным или ленточным покрытиями должны применяться покрытия на основе рулонных битумно-полимерных материалов или комбинированные битумно-полимерные покрытия (конструкции № 13, 21 по ГОСТ Р 51164).

Нанесение защитного покрытия на врезанную «катушку» должно осуществляться в следующей последовательности:

• очистка изолируемой поверхности до требуемой степени очистки и шероховатости;

• предварительный нагрев;

• нанесение грунтовки на подготовленную поверхность;

• нанесение изоляционного покрытия механизированным или ручным способом, обеспечивающим проектную толщину покрытия и его сплошность;

• контроль качества нанесенного покрытия.

Очистка отремонтированного участка нефтепровода под нанесение изоляционного покрытия должна выполняться абразиво-струйным, механическим способом или вручную с помощью средств малой механизации (шлифмашинкой, механическими щетками).

Изолируемая поверхность должна быть очищена от старого изоляционного покрытия, остатков грунта, продуктов коррозии, задиров, брызг металла, шлака и пыли.

Степень очистки поверхности должна соответствовать требованиям поставщиков материалов и типу выбранного покрытия.

Изолируемая поверхность «катушки» при нанесении покрытия должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи и инея не допускается.

Изоляционные работы должны проводиться при температурах, указанных производителем (поставщиком) материала, указанных в нормативно-технической документации по нанесению защитного покрытия.

Контроль качества защитного покрытия оценивается по показателям:

• внешний вид;

• диэлектрическая сплошность;

• толщина;

• адгезия покрытия к стали и к прилегающему покрытию МН (выборочно).

Для восстановления заводского покрытия труб на участках приварки вантузов следует использовать мастичные или термоплавкие заполнители и ремонтные заплаты из термоусаживающихся полимерных лент.

После очистки и предварительного нагрева на восстанавливаемый участок первоначально наносится мастичный или термоплавкий заполнитель.

Подготовка к нанесению заполнителя сводится к вырезанию из рулонного материала острым ножом или ножницами заплаты заполнителя, размерами и формой совпадающими с размерами и формой дефектного участка. При необходимости (в случае использования мастичного заполнителя) с заплаты снимается разделительная бумага. Заполнитель прогревается пламенем газовой горелки или промышленным феном до начала размягчения и плавления. Нагретая с одной стороны заплата устанавливается на ремонтируемый участок, плотно приминается рукой к поверхности трубопровода, после чего производится нагрев заплаты горелкой до вязкотекучего состояния. Образовавшийся расплав уплотняется и разравнивается по зоне ремонта фторопластовым или подогретым металлическим шпателем.

Мастичный или термоплавкий заполнитель должен плотно прилегать к поверхности трубы, равномерным слоем заполняя всю зону «катушки», зону приварки вантуза. Толщина заполнителя должна быть равна толщине прилегающего заводского покрытия.

При использовании рулонных заполнителей толщиной меньшей, чем толщина заводского покрытия, допускается последовательное нанесение на ремонтируемый участок двух или трех слоев заполнителя.

После нанесения на восстанавливаемый участок заполнителя осуществляется его дополнительная защита ремонтируемого участка заплатой из термоусаживающейся ленты. С этой целью от рулона ленты вырезается защитная заплата таким образом, чтобы ее нахлёст на неповрежденное заводское покрытие составлял не менее 50 мм. Углы заплаты по периметру обрезаются ножом или ножницами.

Перед нанесением заплаты заводское покрытие в зоне ремонта прогревается пламенем газовой горелки до температуры от 60 С до 80С. Одновременно нагревается горелкой и внутренняя сторона заплаты (со стороны адгезионного подслоя ленты) до начала размягчения и плавления подслоя. Заплата с размягченным адгезионным подслоем устанавливается на ремонтируемый участок с нахлёстом на заводское покрытие, разглаживается вручную, а затем прикатывается к поверхности трубопровода фторопластовым или металлическим роликом.

С помощью газовой горелки или промышленного фена производится равномерный нагрев заплаты до появления из-под заплаты расплава адгезива. После этого заплата повторно прикатывается к поверхности трубы роликом, разглаживается вручную до полного удаления из-под нее воздушных пузырей. При перегреве и сквозном прожоге термоусаживающейся ленты заплата удаляется, а на ее место ставится новая заплата.

Для установки заплат (после нанесения пластичных заполнителей) рекомендуется применять специальные ремонтные термоусаживающиеся ленты, обладающие минимальной степенью усадки и высокой адгезией к заводскому полиэтиленовому покрытию труб.

После завершения работ восстановленный участок покрытия не должен иметь гофр, складок, прожогов, мест отслоения заплаты от поверхности нефтепровода. Толщина покрытия на восстановленном участке должна быть не меньше, чем толщина заводского покрытия. При проверке отремонтированного покрытия искровым дефектоскопом диэлектрическая сплошность покрытия должна быть не менее 5 кВ на 1 мм толщины покрытия.