Читайте также:
|
7.1 Общие положения
7.1.1 Способ демонтажа заключается в разработке траншеи, подъеме, очистке участка нефтепровода, укладке его на бровку траншеи, резке на части и транспортировке к месту складирования.
Схема демонтажа с разработкой траншеи приведена на рисунке 1.
7.1.2 Демонтаж должен выполняться механизированной колонной, оснащенной согласно приложению В.
7.2 Уточнение положения нефтепровода
7.2.1 Перед началом работ проводится уточнение положения и величины заглубления нефтепровода и подземных коммуникаций, пересекающих нефтепровод.
7.2.2 Положение нефтепровода и величину его заглубления определяют трассоискателями (типа ТПК-1, УКИ-1М и др.) и шурфованием.
7.2.3 Результаты измерения фактической величины заглубления нефтепровода (от поверхности земли до нижней образующей трубы) наносят на вешки высотой 1,5...2,0 м, забиваемые по оси демонтируемого участка нефтепровода через каждые 50 м, а при неровном рельефе - через каждые 25 м; при наличии горизонтальных кривых естественного (упругого) изгиба через 10 м, а искусственного изгиба – через 2 м согласно СНиП III-42-80*. Вешками следует обозначить весь демонтируемый участок. Вешки следует также установить в местах изменений рельефа, в вершинах угловых поворотов трассы и в местах пересечения с другими подземными коммуникациями, на границах участков разработки грунта вручную, перед началом и концом вскрышных работ, у линейных задвижек, вантузов и другой арматуры, установленных на магистральном нефтепроводе.
7.3 Земляные работы
7.3.1 Земляные работы при демонтаже нефтепровода следует выполнять механизированным способом.
7.3.2 До начала земляных работ на демонтируемом участке следует отключить станции катодной защиты, дренажные линии, контрольные и силовые кабели питания запорной арматуры.
7.3.3 Разработка грунта в местах пересечения нефтепровода с другими подземными коммуникациями, ЛЭП, линиями связи, кабелями допускается лишь при наличии письменного разрешения и в присутствии представителя организации, эксплуатирующей эти подземные коммуникации. Вызов представителя возлагается на Подрядчика.
Организации, в ведении которых находятся подземные коммуникации, обязаны до начала производства работ обозначить на местности хорошо заметными знаками оси и границы этих коммуникаций.
7.3.4 На пересечениях нефтепровода с действующими подземными коммуникациями расположения коммуникаций предварительно уточняются в шурфах, разрабатываемых вручную. Разработка грунта на таких участках механизированным способом разрешается на расстоянии не менее 2 м от стенки коммуникаций (трубы, кабеля и др.) в соответствии с требованиями
СНиП 3.02.01. Оставшийся грунт должен дорабатываться вручную без применения ударных инструментов и с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций. Участок кабеля, пересекающий нефтепровод, следует заключить в защитный кожух.
7.3.5 Разработка траншеи в непосредственной близости от действующих коммуникаций должна проводиться под непосредственным руководством руководителя ремонтно-строительной колонны (прораба, мастера) и с учетом требований эксплуатирующей организации, указанных в материалах согласования с ней.
7.3.6 Для переезда автотранспортной и гусеничной техники через действующие подземные коммуникации следует организовать специально оборудованные переезды. Места расположения переезда согласуются с организациями, эксплуатирующими эти коммуникации.
Переезды следует устраивать из дорожных железобетонных плит. На участках, где действующие коммуникации заглублены менее 0,8 м, должны быть установлены знаки с надписями, предупреждающими об особой опасности.
7.3.7 При обнаружении на месте производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не указанных в проектной документации, земляные работы должны быть прекращены. Подрядчик должен поставить в известность Заказчика и принять меры по защите обнаруженных коммуникаций и сооружений от повреждений.
7.3.8 Земляные работы по данному способу демонтажа включают:
- снятие плодородного слоя почвы с перемещением его во временный отвал;
- разработка траншеи до верхней образующей нефтепровода или разработка траншеи до верхней образующей и с одной из сторон до нижней образующей нефтепровода;
- засыпка траншеи минеральным грунтом;
- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.
Снятие плодородного слоя почвы
7.3.9 Плодородный слой почвы должен быть снят и уложен в отвал для использования его при рекультивации.
7.3.10 Снятие плодородного слоя почвы следует выполнять бульдозером продольно-поперечными или продольными ходами. Минимальная ширина полосы снятия плодородного слоя почвы должна быть равной ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная - ширине полосы отвода земель.
7.3.11 Толщина плодородного слоя почвы и места его снятия по трассе устанавливаются на основании материалов изысканий в соответствии с требованиями ГОСТ 17.5.3.06.
Снятие плодородного слоя почвы производится на всю толщину за один проход бульдозера или послойно за несколько проходов в зависимости от толщины плодородного слоя почвы.
7.3.12 При снятии, перемещении и хранении плодородного слоя почвы не допускается смешивание его с подстилающими породами, загрязнение горюче-смазочными жидкостями и материалами. Запрещается использование плодородного слоя почвы для засыпки траншеи.
Разработка траншеи
7.3.13 После снятия плодородного слоя вешки должны быть восстановлены в тех же местах, которые указаны в 7.2.3.
7.3.14 Разработка траншеи должна проводиться роторными или одноковшовыми экскаваторами.
Выбор типа землеройной машины для разработки траншеи зависит от местных топографических и гидрологических условий, диаметра нефтепровода, времени года и других условий.
7.3.15 На прямолинейных участках трассы со спокойным рельефом местности, в грунтах I-IV категорий без крупных включений траншею рекомендуется разрабатывать роторным экскаватором.
7.3.16 На участках с крупными каменистыми включениями, в мерзлых, в сыпучих и обводненных грунтах траншею следует разрабатывать одноковшовыми экскаваторами.
7.3.17 При работе экскаватора не разрешается производить другие работы со стороны забоя и находиться в радиусе 5 м действия стрелы-экскаватора.
7.3.18 При рытье траншеи одновременно двумя одноковшовыми экскаваторами, оборудованными ковшом “обратная лопата”, расстояние между ними вдоль траншеи должно быть не менее 14 м.
7.3.19 При разработке траншеи экскаватор должен находиться за пределами призмы обрушения грунта (откоса) на расстоянии, указанном в
таблице 2.
Таблица 2 – Наименьшее допустимое расстояние от основания
откоса до ближайших опор машин
| Грунт (ненасыпной) | При глубине выемки, м | |||
| 1,00 | 2,00 | 3,00 | 4,00 | |
| Песчаный и гравийный | 1,50 | 3,00 | 4,00 | 5,00 |
| Супесчаный | 1,25 | 2,40 | 3,60 | 4,40 |
| Суглинистый | 1,00 | 2,00 | 3,25 | 4,00 |
| Глинистый | 1,00 | 1,50 | 1,75 | 3,00 |
| Лессовый сухой | 1,00 | 2,00 | 2,50 | 3,00 |
7.3.20 Поперечный профиль и размеры разрабатываемой траншеи устанавливаются в зависимости от диаметра демонтируемого нефтепровода, типа применяемой троллейной подвески, ширины режущей кромки рабочего органа землеройной машины.
7.3.21 Демонтируемый нефтепровод вскрывается до верхней образующей трубы одноковшовым или роторным экскаватором. Поперечный профиль траншеи представлен на рисунке 5.
В случае повторного использования труб по прямому назначению, нефтепровод вскрывается одноковшовым экскаватором до верхней образующей и дополнительно с одной из сторон до нижней образующей нефтепровода. Поперечный профиль траншеи представлен на рисунке 6.
Во избежание повреждения нефтепровода расстояние между стенкой нефтепровода и ковшом экскаватора должно быть 0,15…0,20 м.
В- ширина траншеи; Н – глубина траншеи; D – диаметр нефтепровода;
d - расстояние между стенкой нефтепровода и ковшом экскаватора
Рисунок 5 – Поперечный профиль траншеи при разработке
до верхней образующей нефтепровода
В1 – ширина траншеи по верху; В2 – ширина траншеи по низу;
Н1 - глубина траншеи; Н2 – глубина траншеи над нефтепроводом;
D – диаметр нефтепровода; d - расстояние между стенкой
нефтепровода и ковшом экскаватора; Вот1, Вот2 – величины
откосов траншеи
Рисунок 6 – Поперечный профиль траншеи при разработке
до верхней образующей и с одной из сторон
до нижней образующей нефтепровода
7.3.22 Ширина траншеи (В) при разработке ее до верхней образующей нефтепровода зависит от размеров применяемых троллейных подвесок, которые должны свободно перемещаться вдоль трубопровода. Ширина траншеи (В) при применении троллейных подвесок типа РПТ или ТПП (изготовитель – ЗАО “Дизель-Ремонт”, г. Брянск) указана в таблице 3.
Таблица 3 - Ширина траншеи при разработке ее до верхней образующей
нефтепровода с учетом размеров троллейной подвески
| Диаметр нефтепровода, мм | Марка троллейной подвески | Ширина траншеи, м |
| РПТ-529 РС-М | 1,0 | |
| 720 - 820 | РПТ-720 РС | 1,3 |
| РПТ-1020 РС | 1,6 | |
| РПТ-1220 РС | 2,0 | |
| 530-630 | ТПП-631 М | 1,4 |
| 720-820 | ТПП-821 М | 1,5 |
| ТПП-1021 М | 1,8 | |
| ТПП-1421 М | 2,1 |
7.3.23 Ширина траншеи по низу В2, м, при разработке ее до верхней образующей и с одной из сторон до нижней образующей нефтепровода (рисунок 6) равна ширине ковша одноковшового экскаватора. Ширина траншеи по верху в этом случае определяется по формуле
В1=D+В2+d+ВОТ 1+ВОТ 2, (1)
где D – диаметр нефтепровода, м;
В2 – ширина траншеи по низу, м;
d - расстояние между стенкой нефтепровода и ковшом экскаватора, м,
d = 0,15…0,20 м;
ВОТ 1, ВОТ 2 – величины откосов с левой и правой стороны траншеи, м.
7.3.24 Траншея с вертикальными стенками без крепления разрабатывается одноковшовым экскаватором в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на глубину, м, не более:
в насыпных песчаных и гравелистых грунтах…………1,00;
в супесях………………………………………………….1,25;
в суглинках и глинах…………………………………….1,50;
в особо плотных нескальных грунтах……………….….2,00.
7.3.25 При рытье траншеи большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения в зависимости от состава грунта при уровне грунтовых вод ниже глубины выемки согласно таблице 4.
Таблица 4 - Допустимая крутизна откосов траншеи
| Грунт | Глубина траншеи, м | |||||
| до 1,5 | 1,5…3,0 | 3,0…5,0 | ||||
| угол откоса, град. | уклон | угол откоса, град. | уклон | угол откоса, град. | уклон | |
| Насыпной | 1:0,67 | 1:1,00 | 1:1,25 | |||
| Песчаный и гравийный | 1:0,50 | 1:1,00 | 1:1,00 | |||
| Супесь | 1:0,25 | 1:0,67 | 1:0,85 | |||
| Песчаный и супесчаный | 1:0,25 | 1:0,57 | 1:0,75 | |||
| Суглинок | 1:0,00 | 1:0,50 | 1:0,75 | |||
| Глина | 1:0,00 | 1:0,25 | 1:0,50 | |||
| Лессовидный сухой | 1:0,00 | 1:0,50 | 1:0,50 | |||
| Примечания 1 При напластовании различных видов грунта крутизну откосов для всех пластов надлежит назначить по более слабому виду грунта. 2 К насыпным грунтам относятся грунты, пролежавшие в отвалах менее 6 месяцев и не подвергшиеся искусственному уплотнению (проезд, укатка и т.д.). |
7.3.26 Минеральный грунт, извлеченный из траншеи, следует укладывать в отвал.
Во избежание обвала вынутого грунта в траншею, а также обрушения стенок траншеи основание отвала вынутого грунта следует располагать в зависимости от состояния грунта, но не ближе 0,5 м от бровки траншеи в сухих и связанных грунтах и не ближе 1 м в песчаных и увлажненных грунтах.
7.3.27 Размещение отвалов минерального грунта и плодородного слоя почвы относительно оси нефтепровода может быть одностороннее или двухстороннее. Схема размещения отвалов выбирается в зависимости от взаимного расположения параллельно проложенных трубопроводов и других подземных коммуникаций, с учетом местных условий и других факторов (рисунок 7).
7.3.28 Если в процессе работы в стенках траншеи появились трещины, грозящие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть её; стенку с трещинами следует обрушить, грунт удалить и принять меры против обрушения грунта (укрепление стенок траншеи, срезание грунта для увеличения откосов и др.).
7.3.29 Отвал минерального грунта с правой стороны траншеи (по направлению работ) следует распланировать бульдозером для прохода ремонтной техники.
Засыпка траншеи
7.3.30 Засыпку траншеи следует проводить после подъема и укладки нефтепровода на бровку траншеи, резки на части и вывоза труб к месту складирования.
Допускается проводить засыпку траншеи после подъема и укладки нефтепровода на бровку траншеи при одностороннем размещении отвалов (рисунок 7, поз. б).
7.3.31 Засыпку траншеи минеральным грунтом следует осуществлять бульдозером. Допускается проводить засыпку одноковшовыми экскаваторами или другими техническими средствами.
7.3.32 Перед засыпкой траншеи ответственный за проведение работ должен убедиться в отсутствии людей в траншее.
а – двухстороннее размещение отвалов;
б, в – одностороннее размещение отвалов
1 – зона отвала плодородного слоя почвы; II – зона отвала
минерального грунта; III – зона разработки траншеи;
IV – полоса движения колонны; V -зона работы бульдозера
Рисунок 7 – Схема размещения отвала плодородного слоя
почвы и минерального грунта
7.3.33 Засыпку траншеи бульдозером выполняют прямолинейными, косопоперечными, параллельными косоперекрестными или комбинированными проходами. В местах с уменьшенной полосой отвода работы рекомендуется выполнять косопоперечными параллельными или косоперекрестными проходами бульдозера.
7.3.34 При разработке, транспортировании, планировке и уплотнении грунта двумя и более бульдозерами или другими машинами, идущими одна за другой, расстояние между ними должно быть не менее 10 м.
Техническая рекультивация земель
7.3.35 Нанесение (возвращение) плодородного слоя почвы следует выполнять бульдозерами, которые перемещают и разравнивают почву поперечными ходами. При обратном движении бульдозеры опущенным отвалом осуществляют планировку полосы рекультивации.
Толщина нанесения плодородного слоя почвы, как правило, равна глубине снятия по каждому рекультивируемому участку.
7.3.36 При проведении рекультивации следует восстановить существовавшую до начала ремонта систему местного стока расчисткой русел водостоков, ложбин временного стока от грунта, попавшего в них.
7.4 Подъем нефтепровода и укладка его на бровку траншеи
7.4.1 Подъем нефтепровода и укладка его на бровку траншеи осуществляется трубоукладчиками, оборудованными троллейными подвесками.
7.4.2 До начала работ необходимо проверить состояние канатов, блоков и тормозных устройств трубоукладчиков или других грузоподъемных механизмов и приспособлений, троллейных подвесок.
7.4.3 Трубоукладчики и другие грузоподъемные механизмы должны иметь ограничители тяги, грузоподъемности, а также надежные тормозные устройства и фиксаторы, не допускающие самопроизвольного движения груза и самого механизма.
7.4.4 На грузоподъемных машинах и механизмах должны быть обозначены регистрационные номера, дата следующего технического освидетельствования и грузоподъемность.
7.4.5 Стальные канаты, применяемые в качестве грузовых, несущих, тяговых и стропов, для оснастки грузоподъемных механизмов, должны соответствовать государственным стандартам и иметь сертификат (свидетельство) предприятия-изготовителя.
7.4.6 Трубоукладчики должны перемещаться вдоль траншеи на расстоянии, указанном в таблице 2.
7.4.7 Ориентировочные технологические параметры колонны при демонтаже с разработкой траншеи приведены в таблицах 5 и 6.
7.4.8 Число трубоукладчиков, порядок подъема и технологические параметры колонны определяются расчетом напряженно-деформированного состояния демонтируемого участка нефтепровода по РД 39-00147105-016-98 [12].
7.4.9 Подъем начального участка выполняется следующим образом. Трубоукладчики расставляются вдоль траншеи с соблюдением технологических параметров. Затем разрабатываются приямки ниже нижней образующей нефтепровода для монтажа троллейных подвесок. После монтажа троллейных подвесок начальный участок поднимается на высоту до 1 м для монтажа очистной машины.
7.4.10 После монтажа очистной машины проводится подъем нефтепровода всеми трубоукладчиками. Колонна начинает двигаться, очищая участок нефтепровода от изоляции за один проход очистной машины, смещая и укладывая нефтепровод на бровку траншеи.
7.4.11 Величины усилий на крюках трубоукладчиков контролируются динамометрами или индикаторами усилия.
7.4.12 При подъеме (опускании) нефтепровода персоналу запрещается находиться в траншее, а также стоять на нефтепроводе.
Таблица 5 – Ориентировочные технологические параметры колонны
при демонтаже с разработкой траншеи до верхней
образующей нефтепровода
| Наименование параметров | Диаметр нефтепровода, мм | |||||||
|
| |||||||
| 1 Количество трубоукладчиков | ||||||||
| 2 Расстояние между первым и вторым трубоукладчиками L1, м | 14±1 | 16±1 | 16±1 | 20±2 | 22±2 | 23±2 | 24±2 | 24±2 |
| 3 Расстояние между вторым трубоукладчиком и очистной машиной L, м | 3±1 | 3±1 | 3±1 | 4±1 | 4±1 | 4±1 | 4 ±1 | 4 ±1 |
| 4 Расстояние между вторым и третьим тру-боукладчиками L2, м | - | - | - | - | - | - | 15 ±1 | 15 ±1 |
| 5 Усилие на крюке первого трубоукладчика R1, кН, не более | ||||||||
| 6 Усилие на крюке второго трубоукладчика R2, кН, не более | ||||||||
| 7 Усилие на крюке третьего трубоукладчика R3, кН, не более | - | - | - | - | - | - | ||
| 8 Высота подъема нефтепровода, м, не более: | ||||||||
| а) первым трубоукладчиком | 1,15 | 1,2 | 1,2 | 1,65 | 1,8 | 1,95 | 1,05 | 1,15 |
| б) в месте установки очистной машины | 1,10 | 1,25 | 1,30 | 1,70 | 1,85 | 2,00 | 1,95 | 2,00 |
| в) вторым трубоукладчиком | 1,15 | 1,30 | 1,35 | 1,70 | 1,85 | 2,00 | 2,00 | 2,10 |
| г) третьим трубоукладчиком | - | - | - | - | - | - | 2,2 | 2,35 |
| 9 Максимальное напряжение изгиба в сечении демонтируемого участка нефтепровода, МПа |
Таблица 6 – Ориентировочные технологические параметры колонны
при демонтаже с разработкой траншеи до верхней
образующей и с одной из сторон до нижней образующей
нефтепровода
| Наименование параметров | Диаметр нефтепровода, мм | |||||||
|
| |||||||
| 1 Количество трубоукладчиков | ||||||||
| 2 Расстояние между первым и вторым трубоукладчиками L1, м | 14±1 | 16±1 | 16±1 | 20±2 | 22±3 | 23±2 | 24 ±2 | 24 ±2 |
| 3 Расстояние между вторым трубоукладчиком и очистной машиной L, м | 3±1 | 3±1 | 3±1 | 4±1 | 4±1 | 4±1 | 4 ±1 | 4 ±1 |
| 4 Расстояние между вторым и третьим трубоукладчиками L2, м | - | - | - | - | - | - | 15 ±1 | 15 ±1 |
| 5 Усилие на крюке первого трубоукладчика R1, кН, не более | ||||||||
| 6 Усилие на крюке второго трубоукладчика R2, кН, не более | ||||||||
| 7 Усилие на крюке третьего трубоукладчика R3, кН, не более | - | - | - | - | - | - | ||
| 8 Высота подъема нефтепровода, м, не более | ||||||||
| а) первым трубоукладчиком | 0,80 | 1,00 | 0,95 | 1,15 | 1,20 | 1,20 | 1,15 | 1,25 |
| б) в месте установки очистной машины | 1,05 | 1,30 | 1,30 | 1,70 | 1,80 | 1,95 | 1,95 | 2,05 |
| в) вторым трубоукладчиком | 1,10 | 1,35 | 1,35 | 1,70 | 1,90 | 2,00 | 2,00 | 2,20 |
| г) третьим трубоукладчиком | - | - | - | - | - | - | 2,20 | 2,40 |
| 9 Максимальное напряжение изгиба в сечении демонтируемого участка нефтепровода, МПа |
7.4.13 Во время перерыва в работе не допускается оставлять нефтепровод в поднятом состоянии.
7.5 Очистка наружной поверхности нефтепровода
7.5.1 Очистка наружной поверхности нефтепровода проводится:
- при необходимости отбраковки и восстановления труб, предназначенных для повторного использования по прямому назначению;
- по требованию потребителя труб.
В остальных случаях очистка нефтепровода не проводится.
7.5.2 Очистку наружной поверхности нефтепровода от старой изоляции и продуктов коррозии проводят очистными машинами. Очистные машины должны быть оборудованы устройствами для сбора снимаемой изоляции.
7.5.3 Перед началом работ по очистке нефтепровода необходимо:
- проверить степень загазованности в траншее;
- проверить отсутствие обрывов и целостность изоляции силовых кабелей очистной машины;
- заземлить передвижную электростанцию;
- проверить надежность контакта клеммы “Земля” на очистной машине с нулевой жилой силового кабеля;
- проверить крепление и правильность установки предохранительных щитков очистной машины.
7.5.4 При очистке трубопровода машинист очистной машины должен работать в предохранительных очках с простыми стеклами и респираторе.
7.5.5 Во время очистки нефтепровода необходимо:
- следить, чтобы силовой кабель был достаточно удален от вращающихся деталей и узлов машины и не попал в рабочий орган машины;
- во избежание нарушения целостности трубопровода тщательно следить за наружной поверхностью трубы и делать остановки в местах наложения хомутов, накладок, латок, вантузов и других препятствий на трубопроводе;
- замену резцов и прочие наладочные, ремонтные и регулировочные работы производить только после остановки и обесточивания очистной машины. На рубильнике силового щита электростанции необходимо вывесить плакат “Не включать – работают люди!”.
7.6 Резка демонтированного нефтепровода
7.6.1 Резку демонтированного нефтепровода на отдельные трубы или секции следует осуществлять механической резкой, резкой взрывом или газовой резкой.
7.6.2 Выбор способа резки зависит от достигнутой степени очистки полости нефтепровода, темпа работ по демонтажу, наличия наземных сооружений вблизи демонтируемого нефтепровода.
7.6.3 Основным и определяющим фактором при выборе способа резки является наличие или отсутствие взрывопожароопасной концентрации газовоздушной смеси в полости нефтепровода.
Предельно-допустимая взрывобезопасная концентрация (ПДВК) паров составляет 5% величины нижнего предела концентрационного предела распространения пламени (для паров нефти ПДВК - 2100 мг/м3).
7.6.4 Наиболее безопасной по степени взрывопожароопасности является механическая резка труб, затем – резка взрывом; наиболее опасной является газовая резка.
Резку демонтированного нефтепровода, освобожденного и очищенного от остатков нефти, в полости которого отсутствует газовоздушная смесь во взрывоопасной концентрации, можно осуществлять механическим, газовым способами или взрывом.
Резку нефтепровода с парафиносмолистыми отложениями на внутренних стенках или при наличии в полости нефтепровода газовоздушной смеси с воздухом во взрывоопасной концентрации, следует осуществлять механическим способом или взрывом. Газовая резка таких нефтепроводов проводится только при проведении мероприятий по дегазации места резки с целью снижения концентрации нефтяного газа ниже нижнего предела взрываемости (принудительная или естественная вентиляция полости, продувка воздухом, заполнение участка нефтепровода дымом или инертным газом).
7.6.5 Работы по резке должны проводиться с оформлением наряда-допуска на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности согласно [8]. При производстве работ должен быть организован контроль полости нефтепровода на загазованность.
7.6.6 Определение концентрации газовоздушной смеси проводится путем отбор проб воздуха из полости нефтепровода.
Отбор проб воздушной среды из трубопровода осуществляется через фланцевые, резьбовые и другие соединения или отверстия, просверленные в месте реза.
7.6.7 Для обеспечения взрывопожаробезопасности и высоких темпов работ резку нефтепровода следует проводить комбинированным способом. Сначала механической резкой или резкой взрывом нефтепровод необходимо разрезать на секции длиной по 100-150 м, затем газовой резкой – на отдельные трубы или двух-, трехтрубные секции.
7.6.8 Длина труб или секций, на которые разрезается нефтепровод, зависит от способа их транспортировки и применяемого транспорта.
Дата добавления: 2015-08-10; просмотров: 2468 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Организационно-техническая подготовка | | | Резка взрывом |