Врезка линейной трубопроводной арматуры

Правила врезки или замены линейной трубопроводной арматуры в системах магистральных газо-, нефте-, нефтепродуктопроводов существенно отличаются в виду значительного отличия свойств перекачиваемого углеводородного сырья. Рассмотрим лишь основные положения, которые могут применяться на всех системах магистральных трубопроводов.

Работы по замене линейной арматуры начинаются с подготовки рабочей документации, используя результаты дефектоскопии, наружного и внутреннего обследования со вскрытием арматуры, данные о протечке продукта через систему уплотнения затвора или фланцевых соединений, проект техперевооружения или реконструкции трубопроводов.

На этапе подготовительных работ разрабатывают планы — мероприятия по замене дефектного узла, согласование с поставщиками и потребителями продукции на остановку перекачки по трубопроводу, согласование с землевладельцами на разработку котлованов и т. д. аналогично подготовительным работам по ремонту участков трубопроводов с заменой «катушки».

В стационарных или базовых условиях заранее подготавливают вновь устанавливаемую арматуру, которая должна полностью отвечать требованиям данного трубопровода по назначению, условиям работы, рабочему давлению, конструктивным особенностям, равнопроходности и иметь соответствующий привод.

Линейную арматуру опрессовывают на плотность и прочность (Р_исп = 1,5Р_раб) приваривают к её торцам две катушки из труб с промежуточной толщиной стенки или специальные переходники. К переходникам приваривают катушки, вырезанные из заранее опресованных труб длиной не менее одного диаметра. Стыки подлежат контролю физическими методами в объеме 100%. Торцы труб закрывают временными заглушками и подготавливают к отправке на трассу.

В подготовительный период производят разработку ремонтного котлована со вскрытием заменяемого узла линейной арматуры и близлежащих участков трубопровода габаритом, достаточным для выполнения демонтажа и монтажа узла линейной арматуры с обустройством земляных перемычек, при этом необходимо учесть, что новая арматура габаритам, массе и высоте может отличаться от заменяемой (рис. 4.9, 4.10).

Рис. 4.9. Схема выполнения работ по установке или замене линейной трубопроводной арматуры: 1 — самоходная сварочная установка; 2 — наружный центратор; 3 — кран-трубоукладчик; 4 — четырехветвевой строп; 5 — линейная арматура; 6 — фундаментная плита;

Врезка или замена трубопроводной арматуры и деталей выполняется по разработанным правилам производства работ, и осуществляются в следующей последовательности:

• остановка перекачки нефти или газа по трубопроводу путем отключения компрессорных и насосных агрегатов и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими кранами или задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке, параллельному трубопроводу или лупингам, ремонтируемый участок отключается закрытием линейной арматуры;
• освобождение от газа или нефти ремонтируемого участка трубопровода;
• вырезка арматуры или деталей безогневым методом или с использованием энергии взрыва;
• герметизация внутренней полости трубопровода;
• сварочно-монтажные работы по врезке новой трубопроводной арматуры или деталей и контроль качества сварных соединений;
• открытие кранов или задвижек, выпуск воздуха и заполнение трубопровода;
• вывод трубопровода на необходимый режим работы, обеспечиваемый включением компрессорных или насосных агрегатов в определенной последовательности для достижения требуемой производительности.

Остановка перекачки газа или нефти по трубопроводу проводится после завершения подготовительных мероприятий к ремонтным работам, предусмотренных планом производства работ.

Рис. 4.10. Схема организации при монтаже и сварке катушки трубопровода: 1 — отвал грунта; 2 — трубоукладчик; 3 — установка сварочная АСТ-4А; 4 — плеть трубопровода; 5 — полотенце мягкое; 6 — линия реза; 7 — центратор наружный; 8 — мостик переходной; 9 — лестница приставная; 10 — машина для газовой резки.

После остановки перекачки транспортируемого продукта закрываются секущая линейная трубопроводная арматура, и проверяется полнота их закрытия.

После закрытия арматуры отключается их электропитание, с созданием видимого разрыва, и принимаются меры, исключающие несанкционированное их открытие.

Вскрытие арматуры и трубопровода производят одноковшовым экскаватором с минимальным расстоянием между стенкой трубы, арматуры и ковшом экскаватора 0,15 — 0,20 м.

Подработку грунта вокруг арматуры и под трубопроводом осуществляют в основном вручную. Вынутый из котлована грунт удаляют от котлована на такое расстояние, чтобы к месту работы был обеспечен всесторонний доступ грузоподъемных механизмов, и имелось пространство для размещения и перемещения демонтируемой и новой арматуры.

Для улучшения условий демонтажа узла арматуры с одной или с обеих сторон арматуры в нефтепроводе вырезают «катушку». Это позволит свободно маневрировать арматурой при подъеме и удалении ее из котлована.

По мере необходимости грунт под фундаментную плиту для новой арматуры подрабатывают или подсыпают с последующей трамбовкой. Наиболее эффективен слой из песчано-гравийной смеси или щебня, имеющих незначительную просадку.

Независимо от принятой схемы откачки нефти или газа, в опорожняемый трубопровод должен быть организован впуск воздуха путем открытия имеющихся или врезки новых вантузов на участках с наиболее высокими геодезическими отметками.

Вырезка трубопроводной арматуры или дефектного участка должна осуществляться:

• безогневым методом с применением труборезных машин (труборезов);
• с использованием энергии взрыва — с применением удлиненных кумулятивных зарядов.