Е. А. Богданов Основы технической
жүктеу/скачать 6.94 Mb.
|
| Рис. 13.11. Заполнение нефтепровода водой при его испытаниях с применением геля – разъединителя (а); геля – разъединителя и растворителя (б)
Рис. 13.12. Принципиальная схема формирования гелевой разделительной пробки: 1 - задвижка; 2 - механический скребок; 3 - камера пуска скребка; 4 - пенополиуретановый поршень; 5 - вантуз Ду-50 для подачи воды в камеру пуска скребка; 6 - вантуз Ду-50 с задвижкой и фланцем дня присоединения насосных агрегатов; 7- вантуз сброса воздуха Ду-12; 8 - емкость для приготовления геля; 9 - емкость для воды; 10 - транспортный автомобиль; 11 - насосный агрегат типа ЦА-320 {2 шт.) На рис. 13.11 представлена схема применения геля-разделителя, а на рис. 13.12 — принципиальная схема формирования гелевой разделительной пробки, разработанные ИПТЭР и применяемые в ОАО «АК "Транснефть"» при испытаниях магистральных нефтепроводов. Применение такой пробки при вытеснении нефти предотвращает образование водонефтяной эмульсии и одновременно очищает внутреннюю полость нефтепровода от рыхлых грязепарафиновых отложений. Порядок образования гелевой пробки и перемещения ее в нефтепровод (см. рис. 13.12) следующий: размещается скребок 2 типа СКР-К или СКР-1 в камере пуска 3 за вантузом 6; в камере пуска до вантуза 6 размещается поролоновая пробка 4; через вантуз 6 заполняется гелем из емкости пространство между скребком и поролоновой (пенополиуретановой) пробкой с помощью агрегата ЦА-320 (до полного прекращения выхода воздуха через вантуз 7); на вантузе 6 закрывается задвижка и продавливается водой, поступающей через вантуз 5, скребок, ГРП и поролоновую пробку засекущую задвижку в нефтепровод; закрывается секущая задвижка и устанавливается в камеру пуска замыкающий скребок, размещаемый до вантуза 6; открывается секущая задвижка и через вантуз 6 закачивается в полость нефтепровода необходимое количество воды; закрывается задвижка на вантузе 6; водой, поступающей через вантуз 5, продавливается замыкающий скребок за секущую задвижку в нефтепровод. Наиболее сложными для технического диагностирования являются подземные газонефтепроводы. Особенности определения их технического состояния рассмотрим на примере стальных подземных газопроводов. Требования к техническому состоянию газопроводов установлены в утвержденных Госгортехнадзором РФ ПБ 12-368-00 «Правила безопасности в газовом хозяйстве». Предусмотрено, что оценка технического состояния осуществляется путем оперативной диагностики с периодичностью не реже одного раза в три месяца, а приборного технического обследования — не реже одного раза в пять лет. Оперативную диагностику выполняют посредством обхода обслуживающим персоналом трассы газопровода. При этом выявляют утечки газа, всплытие или нарушение подземных участков газопровода, пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами и т. д. Фиксируются визуально обнаруживаемые дефекты видимых участков (перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор), проверяется состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты. Обход проводят не реже одного раза в три месяца. При обходе подземных участков утечки газа на трассе газопровода определяются по внешним признакам и приборами - отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода. Приборное техническое диагностирование проводится с целью количественной оценки определяющих параметров газопроводов и установления их остаточного ресурса. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземных участков, что связано с трудностями доступа к ним и более интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта. Диагностирование подземных стальных трубопроводов, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей, осуществляется в соответствии с введенным 15 сентября 2001 г. руководящим техническим документом Госгортехнадзора РФ РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов». РД устанавливают требования по проведению диагностирования газопроводов для транспортировки природного газа с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженного углеводородного газа с избыточным давлением не более 1,6 МПа. Последовательность выполнения диагностических работ приведена на схеме рис. 13.13. Получить информацию о динамике изменения свойств металла и изоляционного покрытия на трассе подземных газопроводов, необходимую для оценки остаточного ресурса, можно только при наличии шурфов, что значительно повышает трудности диагностирования. Поэтому на первом этапе технического диагностирования максимум информации стремятся получить без вскрытия грунта. Программа диагностирования без вскрытия грунта включает следующие разделы: • проверка герметичности газопроводов в соответствии со СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы ». Подземный газопровод считается выдержавшим испытание на герметичность, если фактическое падение давления в период испытаний не превысит допускаемое р, определяемое по формуле где d — внутренний диаметр газопровода, мм; Т — продолжительность испытаний, Т = 24 ч; проверка эффективности электрохимической защиты от коррозии путем измерения потенциалов на защищенном участке (в точке подключения установки электрохимической защиты и на границах создаваемой ею защитной зоны); жүктеу/скачать 6.94 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|