Плановый капитальный ремонт трубопроводов

ППР трубопроводов и капитальный ремонт трубопроводов.

Система ППР – это совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту оборудования трубопроводов по заранее составленному плану.

Эта система способствует увеличению долговечности оборудования при номинальных рабочих параметрах, предупреждению аварий, повышению культуры эксплуатации и уровня организации ремонта.

В систему ППР входят следующие виды планового ремонта: технический осмотр, текущий, средний и капитальный ремонт.

Для линейной части магистральных нефтепроводов ППР предусмотрены технический осмотр, текущий и капитальный ремонты.

1. Технический осмотр – осмотр запорной арматуры, охранной зоны, работы ЭХЗ, планирование сроков ТР и КР. К осмотровому ремонту, выполняемому без прекращения перекачки, относятся работы по ликвидации течи в сальниковых задвижках, подтеков во фланцевых уплотнениях, чистке колодцев от грязи, устранению захлестов проводов связи и др.

2. Текущий ремонт – это минимальный по объему предупредительный ремонт по систематическому и своевременному предохранению от разного рода отказов. При текущем ремонте, осуществляемом также без остановки перекачки, выполняют смену сальников задвижек, обварку хомутов, ремонт колодцев, окраску линейных сооружений, подтяжку ослабевших болтовых креплений на воздушных переходах, а также работы, связанные с подготовкой трубопровода к весенне-летнему и осенне-зимнему периодам.

3. Капитальный ремонт – самый большой по объему комплекс ремонтных работ, который проводится при достижении предельной величины износа оборудования. При капитальном ремонте чинят и заменяют дефектные участки трубопровода и запорной арматуры, восстанавливают трубы и заменяют изоляцию, очищают трубопровод от парафина и грязи, ремонтируют колодцы, устройства ЭХЗ, выполняют берегоукрепительные и подводные работы.

Для линейной части магистральных газопроводов ремонт газопровода делится на текущий (мелкий и средний) и капитальный.

Во время текущего ремонта, выполняемого без прекращения подачи газа силами работников линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС), производят окраску линейных сооружений, подтяжку ослабевших болтовых креплений на воздушных переходах, ремонт колодцев и ограждений, а также подъездных дорог и проездов вдоль трассы. Кроме того, выполняют работы, связанные с подготовкой газопровода к весеннему паводку и к зимней эксплуатации.

Капитальный ремонт проводят по графику, в процессе его осуществляют замену пришедшей в негодность арматуры и отдельных участков газопровода; продувку газопровода для очистки от грязи и конденсата; ремонт устройств ЭХЗ; ремонт переходов под шоссейными и железными дорогами; берегоукрепительные и другие работы, требующие капитальных затрат и длительной остановки газопровода.

Методы капитального ремонта:

1) на бровке траншеи. Планируют трассу вскрытий; приподнимают трубопровод; очищают от старой изоляции участок трубы; укладывают на бровку траншеи; выполняют восстановительные работы, сварочные работы; изолируют и укладывают назад; засыпают.

2) с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншею. Те же работы, только трубопровод укладывают на лежки в траншее.

3) с прокладкой новой нити параллельно действующей. Прокладывают новую нитку; действующий участок трубопровода отключают; врезают в него вновь проложенную нитку; отключенный участок вынимают из траншеи и если это возможно ремонтируют.

Аварии на магистральных трубопроводах и способы их ликвидации.

РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Согласно РД, все отказы на МН делятся на аварии и инциденты.

Аварией считается внезапный вылив или истечение нефти в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, резервуаров или другого оборудования, сопровождаемое одним или несколькими следующими событиями:

1. смертельный травматизм людей;

2. травмирование с потерей трудоспособности;

3. воспламенение нефти или взрыв ее паров;

4. загрязнение рек и других водоемов сверх пределов, установленных на качество воды;

5. утечка нефти более 10м 3 .

Инцидентом на магистральном нефтепроводе считается отказ или повреждение оборудования на объектах МН, отклонение от режимов технологического процесса, нарушение законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов (устанавливающих правила ведения работ), которые могут сопровождаться утечками нефти менее 10м 3 без загрязнения водотоков. Инцидент происходит без признаков событий, описанных при аварии, но требует проведения ремонтных работ для восстановления дальнейшей безопасной эксплуатации МН.

Аварией на магистральном газопроводе считается неконтролируемый выброс газа в атмосферу или помещения КС, ГРС или автомобильных газонаполнительных станций (АГНКС), которые сопровождаются разрушением или повреждением газопровода или других его объектов, а также одним из следующих событий:

1. смертельный травматизм людей;

2. травмирование с потерей трудоспособности;

3. воспламенение газа или взрыв;

4. повреждение или разрушение объектов МГ;

5. потери газа более 10000м 3 .

Аварийной утечкой на МГ считается неконтролируемый выход транспортируемого газа в атмосферу, помещения КС, ГРС или АГНКС, без признаков событий, описанных выше, но требующий проведения ремонтных работ для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода.

1. Нарушение требований технологии и государственных стандартов в процессе производства труб.

2. Отклонения от норм проектирования и строительства трубопроводов.

3. Несоблюдение правил эксплуатации трубопроводов.

4. Влияние природных явлений.

Организационно-технические мероприятия при проведении аварийно-восстановительных работ.

Еще:  Экстренное вскрытие сейфов 7 495 5171526 Взлом и ремонт сейфовых замков в Москве и Подмосковье

Последовательность на нефтепроводах:

1. сооружение земляного амбара или другой емкости для сбора нефти;

2. подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

3. отключение средств ЭХЗ;

4. вскрытие аварийного участка и сооружение ремонтного котлована;

5. освобождение аварийного участка от нефти;

6. вырезка дефектного участка или наложение муфты;

7. герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода;

8. монтаж и вварка новой катушки;

9. заварка отверстий для отвода нефти;

10. контроль качества сварных швов;

11. пуск нефтепровода в эксплуатацию;

12. изоляция отремонтированного участка нефтепровода;

13. включение средств ЭХЗ;

14. засыпка нефтепровода и восстановление обвалования.

Для устранения неполных разрывов поперечных стыков можно использовать двухстворчатые хомуты со свинцовой или резиновой прокладкой.

При небольших разрывах по основному металлу труб можно применять гладкие хомуты, которые привариваются к трубе.

При полном разрыве поперечных стыков, а т.ж. при разрывах продольных стыков труб поврежденные участки полностью удаляют, а на их место вваривают патрубки из труб того же размера. Для вырезки поврежденных участков используют безогневые технологии.

Последовательность на газопроводах:

1. отключение аварийного участка и освобождение его от газа;

2. отключение средств ЭХЗ;

3. земляные работы по сооружению ремонтного котлована;

4. вырезка отверстий в газопроводе для установки резиновых шаров;

5. установка резиновых шаров для изоляции полости МГ на ремонтируемом участке;

Источник



Капитальный ремонт трубопроводов

Надежность работы трубопроводов должна проверяться путем периодических гидравлических испытаний на прочность и плотность.

Периодичность испытания трубопроводов приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода, и она должна составлять:

· для трубопроводов 1 категории – 1 раз в два года.

· для трубопроводов 2 категории – 1 раз в четыре года.

· для трубопроводов 3 категории – 1 раз в восемь лет.

Все трубопроводы испытывают на прочность давлением, равным 1,25 от рабочего давления. Выкидные линии скважин испытывают в течение 6 часов. Нефтесборные коллекторы и напорные нефтепроводы в течение 24 часов. При невозможности длительных остановок трубопроводов для испытания из-за наличия только одной нитки продолжительность испытаний может быть изменена по решению руководства НГДУ.

После испытания на прочность проводятся испытания на плотность давлением, равным рабочему давлению, в течение времени, которое необходимо для тщательного осмотра трубопровода, но не менее 24 часов.

Периодические испытания проводят под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию, и оформляются актом, на основании которого делается запись в паспорте трубопровода, и назначается срок следующего испытания.

Объемы ремонтных работ на промысловых трубопроводах и сроки их выполнения определяет НГДУ по результатам осмотров, диагностических обследований, ревизий, по прогнозируемым режимам транспортировки нефти и газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности, в соответствии с местными условиями и требованиями безопасности. Различают

капитальный ремонт трубопроводов.

Текущий ремонт – минимальный по объему и содержанию плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению от преждевременного износа линейных сооружений, по устранению мелких повреждений и неисправностей. Перечень работ выполняемых при текущем ремонте перечислен в п.7.5.6.3. (РД 39-132-94). Сведения о проведенных ремонтах в течение 15 дней должны быть внесены в исполнительную документацию и паспорт трубопровода.

Капитальный ремонт – наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей трубопроводов. Перечень работ проводимых при капитальном ремонте указан в п.7.5.6.4. (РД 39-132-94).

Ремонт по каждому линейному объекту производится согласно годовому графику планово-предупредительных работ, который утверждается главным инженером НГДУ, и выполняется силами и средствами ремонтно-строительных подразделений НГДУ и сторонних специализированных организаций.

Источник

Виды ремонтов промысловых трубопроводов. Что такое капитальный ремонт, какие работы к нему относятся?

Капитальный ремонт – наибольший по объему и содержанию плановый ремонт, который проводится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с полной разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений.

К капитальному ремонту линейной части относятся:

все работы выполняемые при текущем ремонте;

вскрытие траншей, подземных трубопроводов, осмотр и частичная замена изоляции;

ремонт и замена дефектных участков трубопровода и запорной арматуры, их переиспытание и электрификация арматуры;

замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов с последующим креплением трубопроводов к ним;

просвечивание сварных швов;

продувка или промывка, испытание трубопроводов на прочность и плотность;

окраска надземных трубопроводов;

реонт колодцев и ограждений;

берегоукрепительные и дноукрепительные работы на переходах трубопроводов через водные преграды;

сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными и шоссейными дорогами;

ремонт и сооружение новых защитных противопожарных сооружений.

74. Консервация трубопроводов?

При временном прекращении эксплуатации трубопроводы должны быть подвергнуты консервации.

Еще:  Зарядно пусковое устройство ника зпу север м в Москве

На период консервации должна быть обеспечена защита от коррозии как наружной, так и внутренней поверхности стенок трубопровода. Для трубопроводов, подвергнутых временной консервации, должен быть соблюден режим охранной зоны.

На период временной консервации трубопровод заполняется консервантом (подготовленной нефтью, ингибированной водой).

Для предотвращению утечек консерванта трубопровод должен быть отсечен от остальной системы трубопроводов концевыми заглушками. Часть консерванта, определяемая расчетом, из трубопровода должна быть выпущена перед установкой концевых заглушек для предотвращения разрушения его частей при термическом расширении консерванта при изменении его температуры. Секущие задвижки, установленные на трубопроводе, должны быть приоткрыты на 1/4-1/2 оборота штурвала для обеспечения выравнивания давления в различных его частях путем перетока продукта при его неравномерном нагревании в трубопроводе.

За трубопроводом, находящимся в консервации, должно быть установлено постоянное наблюдение:

в первые 10 дней после консервации необходимо ежедневно проводить осмотр состояния установленного оборудования и следить за отсутствием пропусков консерванта, в дальнейшем осмотр проводится в зависимости от состояния трубопровода, но не реже одного раза в месяц;

периодически, но не реже одного раза в месяц, следует измерять давление консерванта.

75. Обслуживание и ремонт запорной арматуры?

При применении запорной арматуры с сальниковым уплотнителем шпинделя особое внимание обращается на состояние набивочного материала – на его качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку. Набивку для сальников выбирают в соответствии с ГОСТом.

Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, используется при рабочих температурах не выше плюс 2000С. для температур выше плюс 2000С и давлений до 10 МПа можно применять прографиченную асбестовую набивку. При этом каждое кольцо должно быть пересыпано слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.

Сальниковая набивка запорной арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Заготовки колец должны быть нарезаны на оправке со скошенными концами под углом 450. в Сальниковую коробку кольца укладываются вразбежку линий среза с уплотнением каждого кольца.

Запорную арматуру для создания плотности следует закрывать с нормальным усилием. Применение рычагов при открывании арматуры не допускается.

Ревизию и ремонт запорной арматуры производят во время ревизии трубопровода.

Ревизию, ремонт, отбраковку, испытание арматуры производят в специализированных мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.

Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом.

На чугунной арматуре не допускаются исправление дефектов сваркой. На стальной арматуре допускаются исправление дефектов сваркой при положительной температуре.

После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и плотность. Опрессовка проводится при открытом запорном устройстве.

76. На какое давление испытывается трубопровод?

— 1,25 от рабочего.

77. Периодичность наружного осмотра промысловых трубопроводов?

Периодичность наружного осмотра устанавливается руководством предприятия в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы, времени года и срока эксплуатации в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером. Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения по показаниям манометров падения давления в трубопроводе, отсутствия баланса транспортируемого продукта.

78. На что следует обращать внимание при обходе трубопровода?

q Выявление возможных утечек нефти по выходу на поверхность.

q Выявление и предотвращение производства посторонних работ и нахождение посторонней техники.

Источник

Плановый капитальный ремонт трубопроводов

Система ППР – это совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту оборудования трубопроводов по заранее составленному плану.

Эта система способствует увеличению долговечности оборудования при номинальных рабочих параметрах, предупреждению аварий, повышению культуры эксплуатации и уровня организации ремонта.

В систему ППР входят следующие виды планового ремонта: технический осмотр, текущий, средний и капитальный ремонт.

Для линейной части магистральных нефтепроводов ППР предусмотрены технический осмотр, текущий и капитальный ремонты.

1. Технический осмотр – осмотр запорной арматуры, охранной зоны, работы ЭХЗ, планирование сроков ТР и КР. К осмотровому ремонту, выполняемому без прекращения перекачки, относятся работы по ликвидации течи в сальниковых задвижках, подтеков во фланцевых уплотнениях, чистке колодцев от грязи, устранению захлестов проводов связи и др.

2. Текущий ремонт – это минимальный по объему предупредительный ремонт по систематическому и своевременному предохранению от разного рода отказов. При текущем ремонте, осуществляемом также без остановки перекачки, выполняют смену сальников задвижек, обварку хомутов, ремонт колодцев, окраску линейных сооружений, подтяжку ослабевших болтовых креплений на воздушных переходах, а также работы, связанные с подготовкой трубопровода к весенне-летнему и осенне-зимнему периодам.

3. Капитальный ремонт – самый большой по объему комплекс ремонтных работ, который проводится при достижении предельной величины износа оборудования. При капитальном ремонте чинят и заменяют дефектные участки трубопровода и запорной арматуры, восстанавливают трубы и заменяют изоляцию, очищают трубопровод от парафина и грязи, ремонтируют колодцы, устройства ЭХЗ, выполняют берегоукрепительные и подводные работы.

Еще:  Вот несколько рекомендаций как не попасть в оборот к этим мошенникам

Для линейной части магистральных газопроводов ремонт газопровода делится на текущий (мелкий и средний) и капитальный.

Во время текущего ремонта, выполняемого без прекращения подачи газа силами работников линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС), производят окраску линейных сооружений, подтяжку ослабевших болтовых креплений на воздушных переходах, ремонт колодцев и ограждений, а также подъездных дорог и проездов вдоль трассы. Кроме того, выполняют работы, связанные с подготовкой газопровода к весеннему паводку и к зимней эксплуатации.

Капитальный ремонт проводят по графику, в процессе его осуществляют замену пришедшей в негодность арматуры и отдельных участков газопровода; продувку газопровода для очистки от грязи и конденсата; ремонт устройств ЭХЗ; ремонт переходов под шоссейными и железными дорогами; берегоукрепительные и другие работы, требующие капитальных затрат и длительной остановки газопровода.

Методы капитального ремонта:

1) на бровке траншеи. Планируют трассу вскрытий; приподнимают трубопровод; очищают от старой изоляции участок трубы; укладывают на бровку траншеи; выполняют восстановительные работы, сварочные работы; изолируют и укладывают назад; засыпают.

2) с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншею. Те же работы, только трубопровод укладывают на лежки в траншее.

3) с прокладкой новой нити параллельно действующей. Прокладывают новую нитку; действующий участок трубопровода отключают; врезают в него вновь проложенную нитку; отключенный участок вынимают из траншеи и если это возможно ремонтируют.

Аварии на магистральных трубопроводах и способы их ликвидации.

РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Согласно РД, все отказы на МН делятся на аварии и инциденты.

Аварией считается внезапный вылив или истечение нефти в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, резервуаров или другого оборудования, сопровождаемое одним или несколькими следующими событиями:

1. смертельный травматизм людей;

2. травмирование с потерей трудоспособности;

3. воспламенение нефти или взрыв ее паров;

4. загрязнение рек и других водоемов сверх пределов, установленных на качество воды;

5. утечка нефти более 10м 3 .

Инцидентом на магистральном нефтепроводе считается отказ или повреждение оборудования на объектах МН, отклонение от режимов технологического процесса, нарушение законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов (устанавливающих правила ведения работ), которые могут сопровождаться утечками нефти менее 10м 3 без загрязнения водотоков. Инцидент происходит без признаков событий, описанных при аварии, но требует проведения ремонтных работ для восстановления дальнейшей безопасной эксплуатации МН.

Аварией на магистральном газопроводе считается неконтролируемый выброс газа в атмосферу или помещения КС, ГРС или автомобильных газонаполнительных станций (АГНКС), которые сопровождаются разрушением или повреждением газопровода или других его объектов, а также одним из следующих событий:

1. смертельный травматизм людей;

2. травмирование с потерей трудоспособности;

3. воспламенение газа или взрыв;

4. повреждение или разрушение объектов МГ;

5. потери газа более 10000м 3 .

Аварийной утечкой на МГ считается неконтролируемый выход транспортируемого газа в атмосферу, помещения КС, ГРС или АГНКС, без признаков событий, описанных выше, но требующий проведения ремонтных работ для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода.

1. Нарушение требований технологии и государственных стандартов в процессе производства труб.

2. Отклонения от норм проектирования и строительства трубопроводов.

3. Несоблюдение правил эксплуатации трубопроводов.

4. Влияние природных явлений.

Организационно-технические мероприятия при проведении аварийно-восстановительных работ.

Последовательность на нефтепроводах:

1. сооружение земляного амбара или другой емкости для сбора нефти;

2. подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;

3. отключение средств ЭХЗ;

4. вскрытие аварийного участка и сооружение ремонтного котлована;

5. освобождение аварийного участка от нефти;

6. вырезка дефектного участка или наложение муфты;

7. герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода;

8. монтаж и вварка новой катушки;

9. заварка отверстий для отвода нефти;

10. контроль качества сварных швов;

11. пуск нефтепровода в эксплуатацию;

12. изоляция отремонтированного участка нефтепровода;

13. включение средств ЭХЗ;

14. засыпка нефтепровода и восстановление обвалования.

Для устранения неполных разрывов поперечных стыков можно использовать двухстворчатые хомуты со свинцовой или резиновой прокладкой.

При небольших разрывах по основному металлу труб можно применять гладкие хомуты, которые привариваются к трубе.

При полном разрыве поперечных стыков, а т.ж. при разрывах продольных стыков труб поврежденные участки полностью удаляют, а на их место вваривают патрубки из труб того же размера. Для вырезки поврежденных участков используют безогневые технологии.

Последовательность на газопроводах:

1. отключение аварийного участка и освобождение его от газа;

2. отключение средств ЭХЗ;

3. земляные работы по сооружению ремонтного котлована;

4. вырезка отверстий в газопроводе для установки резиновых шаров;

5. установка резиновых шаров для изоляции полости МГ на ремонтируемом участке;

Источник