Проект замены изоляции на подводном переходе магистрального нефтепровода Куйбышев-Тихорецк через реку Волга

Диаметр шпули

230

400

230, 460 400

230, 460 400

230, 400 400

Число шпуль, шт

1

1

1

1

Масса, кг

38

70

92

110

Научно-производственное предприятие (НПП) "Август" разработало изоляционные машины типа МИ...М. Машины имеют усиленные приводы хода и намоточного устройства [1]. Комплектуются тремя шпуледержателями современной конструкции. На машинах установлены нижние поджимные ролики, что делает машины устойчивыми на трубопроводе и увеличивает угол подъема.

Характеристики изоляционных машин НПП "Август" приведены в таблице 4.10.

Для проведения изоляционных работ при выборочном ремонте трубопровода НПП "Август" предлагает устройство ручной намотки изоляционных лент (УРН-1). Устройство предназначено для намотки изоляционных полимерных лент на трубопроводы диаметром 159...1020 мм при изоляции захлестов, стыков, "катушек", а также при ремонте изоляции.

Устройство состоит из двух рамных тележек и комплекта сменных ремней для различных диаметров труб. Первая тележка наносит пленку, вторая - обертку. Возможно использование одной тележки для намотки как пленки, так и обертки поочередно.

Таблица 4.10-Основные параметры изоляционных машин НПП "Август"

Основные параметры	Типы машин
	МИ-325М	МИ-530М	МИ-820М	МИ-1020М
Наружный диаметр изолируемого трубопровода, мм	273 325	377, 426, 529	720, 820	1020, 1220
Скорость передвижения машины по трубе, м/ч -1 передача -2 передача -3 передача	200 341 518	250 380 581	200 350 500	150 200 250
Габаритные размеры (без пульта управления), мм, не более: -длина -ширина -высота	3300 1058 1795	2510 1200 2200	2300 1450 2350	1850 2090 2750
Масса, кг	1290	1113	1800	1500
Ширина рулонного материала, мм	225	225	450	450

НПП "Август" разработало также устройство для ручной изоляции трубо-проводов малого диаметра (57...89 мм).

Устройство позволяет быстро и качественно очищать трубопровод и наносить праймер и пленочное покрытие любой конструкции. Устройство легко перестра-ивается с диаметра на диаметр и на различные конструкции изоляции. Приводит-ся оно в движение путем вращения вокруг оси трубопровода одним или двумя изолировщиками.

Грунтовочное устройство позволяет сократить до минимума расход праймера.

Ширина рулона - 225 мм. Производительность устройства - 100 погонных метров в час.

Кропоткинский машиностроительный завод выпускает ручные приспособ-ления типа ПИТ для изоляции труб малого диаметра при строительстве и ремонте трубопроводов в трассовых условиях. Устройство предназначено для нанесения изоляционных покрытий из липких полимерных лент на предвари-тельно очищенную и покрытую слоем грунтовки наружную поверхность стальных труб. Приспособления имеют плоскость разъема для установки в любом месте трубопровода. Основные параметры приспособлений приведены в таблице 4.11.

Таблица 4.11-Характеристики ручных приспособлений типа ПИТ

Параметры	Типы приспособлений
	ПИТ-1	ПИТ-2
1	2	3
Наружный диаметр изолируемых труб, мм	32…89	114…168
Максимальная рабочая скорость изоляции, м/ч	265	205
Ширина изоляционного рулонного материала, мм	90+10	150+10
Максимальный диаметр изоляционного рулонного материала, мм	260+10	260+10
Максимальное усилие натяжения изоляционного рулонного материала на 1 см ширины изоляционной ленты, кгс/см	2	2
Число шпуль, шт	2	2
Масса конструктивная, кг	19	22
Габаритные размеры, мм: длина со шпулями ширина высота	633 570 570	738 736 736
Толщина стенки изолируемых труб, мм, не менее	4	4

ОАО "Северо-Западные магистральные трубопроводы" для изоляции магистральных трубопроводов при капитальном ремонте предложена новая конструкция изоляционной машины МИА-720. Машина предназначена для нанесения на трубопровод диаметром 720 мм материалов серии "Асмол" и изоляционной ленты "Пластобит".

Новые антикоррозионные материалы серии "Асмол" имеют более высокие физико-механические свойства (пластичность, вязкость, прилипаемость и др.), а также низкую стоимость по сравнению с битумной мастикой. Вследствие этого и усовершенствованного процесса нанесения изоляции посредством движения асмольной камеры по трубопроводу происходит более качественное формирование слоя изоляции, что позволяет увеличить срок службы действующих трубопроводов (до 35 лет) и снизить себестоимость капитального ремонта. Толщина наносимого слоя изоляции 3…15мм.

Производственно-коммерческая фирма “Промтех-НН” предложила изоляционную машину для нанесения изоляционного материала на основе мастики “Асмол” для трубопроводов диаметром 820 мм (МИАД-820).

Общий вид этой машины приведен на рисунке 4.1.



Рисунок 4.1- Общий вид изоляционной машины МИАД-820:

1 - очистные щетки с активным приводом; 2 - отсек принудительного праймирования; 3 -- камера нанесения асмола; 4 - шпуледержатели со следящим механизмом.

4.5 Укладка трубопровода в траншею

Изоляционно-укладочные работы, выполняемые изоляционной и очистной машинами и колонной трубоукладчиков, осуществляют:

совмещенным способом, при котором работы по очистке, изоляции и укладке трубопровода следует производить в едином технологическом потоке узким подвижным фронтом;

раздельным способом, при котором ведение очистки и изоляции трубопровода опережает укладочные работы.

Как правило, изоляционно-укладочные работы должны выполняться совмещенным способом.

Схемы размещения механизмов в колонны при использовании очистной и изоляционной машин приведены на рисунке 4.2. Расстояния между трубоукладчиками и группами трубоукладчиков приведены в таблице 4.11.

Для поддержания нефтепровода должны использоваться троллейные подвески. При проведении работ в нормальных условиях (в летний период, когда на трубопроводе не образуйся влага) сушильная установка в состав колонны не входит.

Рисунок 4.2- Схема расстановки машин имеханизмов при совмещенном способе производства изоляционно-укладочных работ:

1-отвал минерального грунта; 2-заменяемый участок нефтепровода; 3-отвал плодородного слоя почвы; 4-очистная машина; 5-трубоукладчик; 6-резервный трубоукладчик; 7-электростанция; 8-вновь прокладываемый участок нефтепровода; 9-изоляционная машина; 10-бульдозер.

Таблица 4.11-Технологические параметры колонны при проведении изоляционно-укладочных работ совмещенным способом

Диаметр нефтепровода, мм	Расстояние между трубоукладчиками (группами трубоукладчиков), м	Максимально допустимое расстояние между очистной и изоляционной машинами, м
	L1	L2
325-530 720-820 1020 1220	15-20 20-25 20-25 25-35	10-15 15-20 15-25 20-30	35 45 50 65

Раздельный способ производства изоляционно-укладочных работ следует применять на участках с холмистым рельефом местности, а также при строительстве нефтепроводов, имеющих низкую сопротивляемость действию монтажных нагрузок.

Схемы размещения механизмов в изоляционной колонне при использовании очистной и изоляционной машин приведены на рисунке 4.3. Расстояния между трубоукладчиками и группами трубоукладчиков указаны в таблице 4.12.

Рисунок 4.2- Схема расстановки машин имеханизмов при раздельном способе производства изоляционно-укладочных работ:

1-отвал минерального грунта; 2-заменяемый участок нефтепровода; 3-вновь прокладываемый участок нефтепровода; 7-отвал плодородного слоя почвы; 4- инвентарные лежки (земляные тумбы); 5-трубоукладчик; 6- бульдозер; 7-отвал плодородного слоя почвы.

Таблица 4.12-Технологические параметры колонны при укладке в траншею раздельным способом

Диаметр нефтепровода, мм	Число трубоукладчиков, шт.	Расстояние между трубоукладчиками, м
25-530 20-820 1020 1220	3 4 4 5	20-25 25-30 30-35 35-40

При выполнении укладочных работ следует применять только такие средства малой механизации, которые исключают возможность повреждения изоляционного покрытия:троллейные подвески с катками, облицованными полиурета-ном или снабженные пневмобаллонами; мягкие монтажные полотенца; катковые полотенца. Металлические части этих приспособлений, которые могут оказаться в контакте с трубой, должны быть снабжены прокладками из эластичного материала.

Укладку изолированного нефтепровода необходимо выполнять, максимально соблюдая меры предосторожности, а также применяя оперативные методы обнаружения и ликвидации возможных повреждений изоляционного покрытия.

Укладку нефтепровода допускается вести по одной из двух схем:

I -- сваренный в плеть и полностью изолированный нефтепровод, включая стыки, следует приподнять над строительной полосой на высоту не более 0,5--0,7 м с помощью 3--5 трубоукладчиков, сместить в сторону траншеи и опустить в проектное положение. При этом работы должны вестись непрерывным способом;

II -- трубопровод с неизолированными стыками следует приподнять над строительной полосой на высоту 1,2-1,4 м (эта высота должна назначаться примерно для середины приподнятого участка нефтепровода) с помощью 4--6 трубоукладчиков, создав фронт работ для очистки и изоляции стыков; по мере готовности стыков должна производиться укладка нефтепровода. При этом укладочные работы необходимо выполнять циклично в период, который определяется временем очистки и изоляции стыков механизированным способом (в случае очистки и изоляции стыков вручную должны использоваться страховочные опоры).

Обе схемы предусматривают применение в качестве монтажных приспособлений троллейных подвесок (с эластичными катками) или мягких монтажных полотенец .

Расстояния между трубоукладчиками (группами трубоукладчиков) должны быть одинаковыми и составлять примерно 24 или 36 м, чтобы быть кратными расстоянию между стыками (-12 м).

На сложных участках трассы во избежание повреждений нефтепровода или опрокидывания трубоукладчиков в колонке должен быть предусмотрен дополнительный трубоукладчик, снабженный монтажным полотенцем для поддержания свисающей плети нефтепровода вблизи мест перегиба рельефа местности. Дополнительный трубоукладчик требуется также при укладке участков нефтепровода повышенной категории.

Если нефтепровод содержит большое количество кривых вставок или протяженность отдельных его участков невелика (например, между двумя дорогами), укладку следует производить методом последовательного наращивания, ведя его монтаж из отдельных труб или секций непосредственно в проектном положении.

Изоляционно-укладочные работы в условиях болот следует выполнять в основном в зимнее время с использованием технологических схем, которые применяют в обычных условиях.

Если в соответствии с проектом организации строительства сооружение нефтепровода на заболоченных участках выполняют в теплое время года, то следует в зависимости от местных условий применять один из следующих способов укладки нефтепроводов:

I -- укладка нефтепровода с лежневой дороги, проложенной вдоль траншеи (на болотах I и II типов);

II -- сплав трубопровода по заполненной водой траншее;

III -- протаскивание трубопровода по дну траншеи.

Раздельный способ следует использовать при укладке нефтепровода с бровки траншеи или с лежневой дороги при недостаточно высокой несущей способности грунта. При этом следует уменьшить расстояние между точками подвеса нефтепровода при традиционной расстановке на 20--30%, а число трубоукладчиков увеличить на 1--2.

В отдельных случаях при совмещенном способе производства изоляционно-укладочных работ на нефтепроводе с покрытием из полимерных лент допускается устанавливать трубоукладчик позади изоляционной машины, чтобы он поддерживал нефтепровод с помощью каткового полотенца. Необходимое число трубоукладчиков, их расстановка и высота подъема нефтепровода над землей с учетом конкретных условий должны быть уточнены с помощью поверочных расчетов на прочность и устойчивость ремонтируемого участка.

Закрепление нефтепровода необходимо производить после укладки его на проектные отметки. Соединение силовых поясов с анкерными тягами осуществляют их сваркой или с помощью самозаклинивающихся устройств.

Изоляция анкерных устройств должна выполняться в базовых или заводских условиях. В трассовых условиях следует выполнять изоляцию участков соединения анкерных тяг с силовыми поясами.

При производстве работ по установке анкерных устройств на нефтепроводе необходимо соблюдать следующие допуски:

ширина установки анкеров в грунт менее проектной не допускается, возможно перезаглубление анкеров до 20 см; увеличение расстояний между анкерными устройствами по сравнению с проектными не допускается, возможно сокращение их до 0,5 м;

относительные смещения анкеров между собой в устройстве не должны превышать 25 см;

расстояния от трубы в свету до анкерной тяги не должны превышать 50 см.

Контроль за несущей способностью анкерных устройств необходимо осуществлять путем проведения контрольных выдергиваний. Испытанию подлежит не менее 2 % анкеров от общего количества установленных на данном участке нефтепровода.

На нефтепровод под утяжеляющие железобетонные грузы или анкерные устройства необходимо укладывать футеровочные маты или защитные обертки. Конструкция футеровочных матов или тип обертки устанавливается проектом.

При групповом способе установки грузов на нефтепроводе или кустовой схеме размещения анкерных устройств расстояние между соседними группами не должно превышать 25 м.

При укладке нефтепроводов в скальных и мерзлых грунтах согласно СНиП 111-42 -- 80* следует выравнивать основания под нефтепроводы слоем мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями, однако допуск отклонения составляет всего +10 см.

Особое внимание необходимо обратить на устройство основания нефтепровода в скальных грунтах. Если в мерзлых грунтах за период просадки присыпного грунта мерзлый грунт успеет оттаять и в конце концов сформируется нормальное ложе для нефтепровода, то в скальных грунтах по мере просадки грунта первоначально начнет разрушаться изоляция, а затем на теле трубы могут появиться вмятины и эздиры. При больших выступах скальной породы образуйся вмятины с трещинообразованиями, которые впоследствии приводят к порыву нефтепровода.

Как один из вариантов решения этой задачи, можно рекомендовать для подстилающего слоя и подсыпки нефтепроводов гидрофобизированные грунты, которые находят применение при ремонте магистральных газопроводов. Наилучшими как по стоимости, так и по своим основным свойствам для гидрофобизации грунтов являются вяжущие ВМТ-Л и ВМТ-3. Гидрофобизированные грунты дают меньшую осадку трубопровода, практически не размываются, морозостойки и теплоустойчивы, коррозионная активность их уменьшается с высокой и повышенной до низкой, сохраняются защитные свойства изоляционных покрытий трубопровода. Вяжущее ВМТ-3 может, кроме того, использоваться для закрепления и гидрофобизации грунтов при берегоукреплении, ремонте размываемых склоновых участков, балластировке трубопровода и т.д.

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

Изолированный участок нефтепровода после укладки необходимо незамедлительно присыпать и засыпать грунтом. Присыпанный участок допускается оставлять незасыпанным грунтом не более 24 ч.

5. Расчет напряженного состояния трубопровода при изоляционно-укладочных работах

Совмещенный способ

Изоляция и укладка трубопровода в проектное положение на дно траншеи может осуществляться совмещенным или раздельным способами. И в том, и в другом случае принимают упругую изогнутую ось трубопровода. При совмещенном способе опорные поверхности начального и конечного участков приподнятого трубопровода находятся на разных уровнях, таким образом, расчетная схема несимметрична (рис.4.1)

Так как совмещенный способ укладки трубопровода наиболее распространен и имеет ряд преимуществ, таких как:

при укладке трубопровода раздельным способом есть вероятность повреждения изоляции;

происходит дополнительное расходование горючего на технических средствах;

дополнительный износ деталей.

В следствии чего расчет произведем для совмещенного способа.

Исходными данными к расчету являются: Е=2,1?105МПа - модуль Юнга; hт=1,62 м; - глубина траншеи, В=1,5; Dу=1,23 м - ширина траншеи по дну; Dн =820 мм, д=10 мм, Dвн=800 мм, удельный вес металла гм=78500 Н/м3, примем высоту подьема соответственно очистной и изоляционной машин - hоч=1,2 м, hиз=2,4 м, грунт - суглинок, для которого угол внутреннего трения цгр=20?, fгр=tgцгр=0,36 и сцепление грунта сгр=20 кПа.

В расчете сделано следующее допущение: изоляционная машина Gиз совмещена с первым краном-трубоукладчиком (или первой группой трубоукладчиков) К1, т.е. lиз=0, а высота подьема трубопровода первым трубоукладчиком h1 равна высоте подъема изоляционной машины hиз.



Рис.4.1. Расчетная схема несимметричного подъема трубопровода:

К1, К2, К3-усилия, развиваемые трубоукладчиками или группами трубоукладчиков; R1b, R2b-опорные вертикальные реакции; Gиз, Gоч - вес соответственно изоляционной и очистной машин; qтр - нагрузка от собственного веса трубопровода; hоч, hиз - высота подьема соответственно очистной и изоляционной машин; h1 - высота подьема трубопровода первым трубоукладчиком; l1, l2, l3, l4, lоч, lиз - расстояния.

Определим площадь сечения стенки трубы по формуле

м2,

где Dн, Dвн - соответственно наружный и внутренний диаметры.

Найдем осевой момент инерции и осевой момент сопротивления

м4

м3.

Определим расчетное сопротивление материала

МПа

где R2н=ут - предел текучести [2];

m - “II”-категория [3];

к2 - коэффициент надежности по материалу [3];

кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода [3].

Найдем вес трубы

Н/м,

где nсв - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса.

Определим значения комплексов:

комплекс I ;

комплекс II .

Соответствующие им значения коэффициентов и определим по диаграмме [2] в двух точках пересечения:

первый вариант: =1,64, =1,98;

второй вариант: =1,68, =2,45.

Дальнейший расчет производим по первому варианту. Расстояния l1, l2, l3 и l4 расчитаем по формулам

м;

м;

м;

м.

Найдем изгибающие моменты

МН·м

М1=-0,786 МН·м

Условие прочности имеет вид

МН·м.

Как видно, моменты Мх и М1 условию прочности удовлетворяют.

Усилия на крюках трубоукладчиков (или групп трубоукладчиков) определим, используя зависимости

кН;

где Gиз - вес изоляционной машины ИЛ-821 равный Gиз=37,3 кН [2];

кН;

где Gоч - вес очистной машины ОМ-1422 равный Gоч=49,6 кН [2];

кН.

Найдем реакции R1b и R2b

кН;

кН.

Определим вылет стрелы аmin и аmax

аmin=0,3+=0,3+=0,71 м,

аmax=м.

Используя для работы в изоляционно-укладочной колонне краны-трубоукладчики Т-1530В с моментом устойчивости Му=412 кН·м и максимальной грузоподьемностью 150 кН [2]. Допускаемое вертикальное усилие найдем по формуле

где Кн.ч. - коэффициент надежности по грузоподъемности, учитывающий неровный рельеф местности, Кн.ч.=0,9;

Му - номинальный момент устойчивости трубоукладчика, указываемый в паспорте, Му=412 кН;

кН.

Сопоставив величину Кдоп со значениями К1, К2 и К3, видим, что в качестве К1 и К3 необходимо использовать группу из двух кранов-трубоукладчиков. Их общее число в колонне составит 5.

6. Испытание нефтепроводов

Испытание отремонтированных с заменой труб участков магистральных нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность проводят после полной готовности участка (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Испытание участков нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность следует осуществлять гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) и как исключение -- пневматическим (воздухом) способом.

Гидравлическое испытание нефтепроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания .

Нефтепровод, как правило, испытывают гидравлическим способом (рис. 5.1).

Рис. 6.1 Схема гидравлического испытания участка нефтепровода:

1-существующий нефтепровод; 2-прокладываемый участок нефтепровода; 3-опрессовочный агрегат; 4-манометр (вторичный прибор); 5-воздухоспускной кран (вантуз); 6-линейная арматура; 7-амбар для сброса воды; 8-датчик давления; А-опасная зона (150-200м).

При испытании гидравлическим способом:

а) на прочность

В нижней точке рисп = рзав (рзав -- гарантированные заводом испытательные давления без учета осевого подпора) для участков всех категорий; в верхней точке рисп = 1,25рраб для участков I и II категорий и рисп = 1,1 рраб для участков III и IV категорий, кроме участков, построенных из цельнотянутых труб, для которых в верхней точке рисп = 1,25рраб для всех категорий. Продолжительность испытаний на прочность -- 24 ч.

Для прилегающих прибрежных участков водных преград на втором этапе испытания, т.е. после укладки, но до засыпки нефтепровода продолжительность испытания может ограничиваться 12 ч, но третий этап также должен быть не мене 24ч;

б) на герметичность

Давление при проверке на герметичность принимается равным рраб; продолжительность проверки определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 ч .

При совместном испытании на прочность участков I и ІІ категорий с участками III и IV категорий нижняя точка принимается на участке III (IV) категории, при этом испытательное давление в любой точке этих участков не должно превы- шать заводского испытательного давления.

Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность ремон-тируемый участок нефтепровода следует разделить на отдельные участки, огра-ниченные заглушками или линейной араматурой.

Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.

При пневматическом испытании заполнение ремонтируемого участка нефтепровода и подъем давления в нем до испытательного рисп должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных задвижках (кранах), а при отсутствии байпасных линий -- при прикрытых линейных задвижках (кранах) для обеспечения возможности быстрого отключения дефектного участка и предотвращения значительного разрушения нефтепровода.

Для выявления утечек воздуха в процессе закачки в трубопровод следует добавлять одорант.

При пневматическом испытании подъем давления в нефтепроводе следует производить плавно -- не более 0,3 МПа (3 кгс/см2) в час, с осмотром трассы при давлении, равном 0,3 испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см2). На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением нефтепровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных задвижках (кранах) или прикрытых задвижках (при отсутствии байпасных линий). Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и задвижки и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры давления в течение не менее 12ч.

Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки нефтепровода на герметичность.

При заполнении нефтепроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

Нефтепровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания его на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

При пневматическом испытании нефтепровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.

При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок нефтепровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

После испытания нефтепровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

Заполнение нефтепровода на участках переходов через водные преграды нефтью должно производиться таким образом, чтобы полностью исключить возможность поступления в полость трубопровода воздуха.

Удаление воды может осуществляться следующими способами:

пропуском поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха со сбросом воды в специально подготовленные котлованы, амбары, а также в амбары защитных сооружений от разлива нефти и нефтепродуктов при повреждениях нефтепроводов;

сбросом воды (самотеком или откачкой насосами) в пониженных точках рельефа местности;

пропуском поршней-разделителей под давлением перекачиваемого продукта или самим транспортируемым продуктом (прямой контакт) со сбросом воды в емкости одной из перекачивающих станций или нефтеперерабатывающих заводов, где возможен отстой воды и последующая очистка до санитарных норм.

Способ удаления воды зависит от реальной обстановки, условий на месте, объема вытесняемой воды, возможности и согласия принять опрессовочную воду на последующих перекачивающих станциях или нефтеперерабатывающих заводах.

После удаления воды концы труб заглушаются.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Душин В.А., Шаммазов А.М. Капитальный ремонт линейной части магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. - Уфа: Фонд содействия развитию научных исследований, 1999. - 159 с.

Бабин Л.А. и др. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: Учебное пособие для вузов - М.: Недра, 1995. - 246 с.

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. - М.: Стройиздат 1997. - 59 с.

ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Введен впервые 23.04.1998г.-М.: ИПК Издательство стандартов, 1998-41с.

Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1996.

Размещено на Allbest.ru