Выборочный ремонт нефтепровода с заменой дефектной "катушки" трубыы

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Состав и назначение объектов магистрального нефтепровода

1.2 Краткая классификация дефектов нефтепроводов

1.3 Основные требования к трубам, требования к наружным антикоррозионным покрытиям

1.3.1 Основные требования к трубам

1.3.2 Требования к наружным антикоррозионным покрытиям

1.4 Виды ремонта. Краткое описание

1.5 Способы выборочного ремонта нефтепроводов

1.6 Виды работ при ремонте нефтепровода с заменой “катушки”

1.6.1 Подготовительные работы

1.6.2 Земляные работы

1.6.3 Подъемно-очистные работы

1.6.4 Сварочные работы

1.6.5 Изоляционно-укладочные работы

1.7 Контроль качества и приемка работ

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выполнить подбор трубы для замены участка нефтепровода, рассчитать толщину стенки нефтепровода

2.2 Определить объем земляных работ

2.3 Определение параметров испытания

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК



ВВЕДЕНИЕ

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.

По многим показателям магистральные нефтепроводы (МН) являются уникальными сооружениями, для них установлены нормативные требования. Одно из основных требований, предъявляемых к МН, - высокая надежность, которая должна быть обеспечена экономически оправданными затратами. Уровень надежности МН зависит от качества проектирования и строительства.

Мировой и отечественный опыт эксплуатации МН показывает, что несмотря на значительные достижения в области проектирования, строительства и эксплуатации МН, полностью исключить отказы не удается.

В настоящей работе рассматривается выборочный ремонт нефтепровода с заменой дефектной “катушки” трубы. Представлены технология проведения работ, схемы расстановки оборудования, средства откачки и закачки нефти, средства малой механизации т.д.

магистральный нефтепровод антикоррозионный ремонт



1ю ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Состав и назначение объектов магистрального нефтепровода

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой нефтепровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям нефтепровода.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. На расстоянии 10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка нефтепровода и устройствами электрической защиты от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов оборудованы центробежными насосами с электроприводом. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории.

Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3 - 1,5 суточной пропускной способности нефтепровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами.

Тепловые станции устанавливаются на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопровода - резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.

1.2 Краткая классификация дефектов трубопроводов

Все дефекты МТ подразделяются:

1. отклонение оси трубы от проектного положения;

2. нарушение формы поперечных сечений труб;

3. дефекты стенки трубы и сварных соединений;

4. комбинированные дефекты (расслоение + трещина);

5. недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП (тройники, заглушки, днища);

6. дефекты изоляции (отслоение, смещение, разрушение пленок);

7. дефекты системы ЭХЗ (потенциал не по ГОСТ).

К 1 классу дефектов относятся:

- всплывшие участки (потерявшие проектное положение оси в обводненном грунте с выходом на дневную поверхность);

- арочные выбросы (потерявшие проектное положение со временем с выходом на дневную поверхность): симметричные, несимметричные, со смещением оси в вертикальной и горизонтальной плоскости с двумя и более полуволнами;

- провисы (оголенные участки трубы без операния на грунт, возникшие при карстовых явлениях);

-просадки (участки трубы на глинистых и лессовых грунтах, ось которой при повышении влажности опускается ниже проектного положения трубы).

Ко 2 классу относятся:

- овальность - дефект геометрической формы (в результате превращения кольцевого сечения трубы в эллиптическое); овальность равна отношению разности между максимальным и минимальным диаметром к номинальному диаметру;

- вмятина - местное изменение формы поверхности без утонения стенки трубы; характеризуется поверхностными размерами (вдоль трубы и в кольцевом направлении) и глубиной;

- гофры (поперечная складка на поверхности трубы), характеризуются глубиной, которая сравнивается с толщиной стенки трубы, формируется при ИУР или при холодном изгибе труб, на углах поворота трассы, при перемещении криволинейных участков в слабонесущий грунт.

К 3 классу относятся:

- дефекты стенок трубы металлургического происхождения: трещины, расслоения, закаты, плены, рванины, риски (расслоение - несплошность металла стенки трубы, ориентированная параллельно поверхности стенки трубы; закат-несплошность металла в направлении прокатки листа на значительной длине; плена - отслоение металла различной толщины и размера, вытянутой в направлении прокатки и соединенной с основным металлом одной стороной)

- линейно-протяженные дефекты характеризующиеся углом между направлением дефекта и образующей трубопровода (чем меньше угол - тем опаснее дефект)

- дефекты коррозионного происхождения: утонение стенки трубы на некоторой площади вызывается равномерной или неравномерной коррозией; локальный - дефект стенки сопоставимый с ее толщиной (но не менее 5 толщин - питтинги, язвы, каверны..); усталостные и коррозионные трещины развиваются на поверхности или в объеме стенки трубы под воздействием нагрузок и коррозионной среды (характеризуются углом между направлением дефекта и образующей трубы);

- дефекты сварных швов: трещины, непровар, несплавление (классифицируются как несплошности плоскостного типа, поры, шлаковые включения, наружные дефекты, смещение кромок).

Любое несоответствие контролируемого параметра качества материалов и изделий регламентированным нормам можно рассматривать как дефект. Дефекты труб можно классифицировать по двум видам: металлургические и чисто внешние (механические) дефекты стенки трубы. К металлургическим относятся следующие:

Дефекты металла трубы: неметаллические шлаковые, флюсовые включения; плены, закаты, коррозия (атмосферная кристаллитная, атмосферная поверхностная, газовая высокотемпературная и т.д.) ; ликвация, науглероживание, перегрев, пережог, газовые пузыри, разнотолщинность листов , внутренние разрывы, усадочные раковины, трещины (водородные, горячие, термические, усталостные и т.д.), флоксны и др.;

Дефекты стенки трубы: царапины, риски, задиры, забоины, вмятины с различными геометрическими характеристиками (глубина, радиус кривизны, длина, расположение на трубе и т.д.); эрозионные разрушения внутренней поверхности трубы; трещины, возникающие при нарушениях технологии проката; вмятины (в отличие от вмятин механического происхождения), образовавшиеся от вдавливаниями валками не удаленной окалины, металлической крошки или случайных ударов.

К механическим дефектам труб относятся риски, задиры, царапины, вмятины и т.д. Эти дефекты в большой степени связаны с транспортировкой труб от места изготовления и до места потребления и с погрузочно-разгрузочными работами.

К дефектам сварных швов относятся наплавы (натеки), непостоянные по длине, ширине и высоте швы, грубая чешуйчатость шва, подрезы, трещины, непровары, поры, шлаковые включения, прожоги и др.

Наплавы чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей в результате натекания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Причины возникновения наплавов - большая сила сварочного тока, длинная дуга, неправильное положение электрода, большой угол наклона изделия при сварке на подъем и спуск. Подрезы представляют собой углубления (канавки), образующиеся в основном металле вдоль края шва при большой силе сварочного тока и длинной дуге. Подрезы приводят к ослаблению сечения основного металла и могут явиться причиной разрушения сварного соединения.

Прожоги - это проплавление основного металла или наплавленного металла с возможным образованием сквозных отверстий. Они возникают вследствие недостаточного притупления кромок, большого зазора между ними, большой силы сварочного тока.

Газовые поры образуются в сварных швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленного металла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу.

Непровар - местное несплавление основного металла с наплавлением, а также несплавление между собой отдельных слоев шва при многослойной сварке (из-за наличия тонкой прослойки окислов и шлаков).

Повреждения магистральных нефтепроводов вызываются действием двух групп факторов. Первая группа связана со снижением несущей способности нефтепровода, вторая - с увеличением нагрузок и воздействий. Снижение несущей способности нефтепровода происходит из-за наличия дефектов в стенке труб и старения металла. Факторы второй группы появляются при эксплуатации действующего нефтепровода. В процессе эксплуатации на нефтепровод действует целый ряд силовых факторов. К их числу относятся внутреннее давление, напряжения от воздействия температур перекачиваемой нефти и окружающего трубу грунта, давление слоя грунта над трубой, различные статические и подвижные нагрузки, деформация земной поверхности на подрабатываемых территориях, сейсмические воздействия. Эти факторы формируют в трубах кольцевые и продольные напряжения, способствуют перемещениям трубопровода в продольном и поперечном направлениях.

Линейная часть магистральных нефтепроводов сооружается в основном в подземном исполнении.

Подземные стальные нефтепроводы в той или иной степени подвержены коррозии. Коррозия - это разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды. Подземные нефтепроводы могут подвергаться коррозии под воздействием почвы, блуждающих токов и переменного тока электрифицированного транспорта. Почвенная коррозия подразделяется на химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия обусловлена действием на металл различных и жидких неэлектролитов. Эти химические соединения, действуя на металл, образуют на его поверхности пленку, состоящую из продуктов коррозии. При химической коррозии толщина стенки нефтепровода уменьшается равномерно т.е. практически не возникают сквозные повреждения труб. Химической коррозии в большей степени подвергаются внутренние стенки нефтепровода. Это происходит из-за неполного заполнения трубы продуктом, при частичном опорожнении трубопровода или возникновении такого режима работы нефтепровода, при котором даже без остановки перекачки не происходит полного заполнения сечения трубы. В образовавшейся полости выделяются растворенные в нефти пары воды и сероводорода, которые являются мощными коррозионными агентами. На пониженных участках образуются застойные зоны из осажденной воды, которая вызывает строчную коррозию нижней части стенки трубы.

Электрохимическая коррозия обусловлена взаимодействием металла трубы с агрессивными растворами грунта. При этом металл выполняет роль электродов, а агрессивные растворы - электролитов. Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более, чем химическая коррозия.

Ещё более опасна электрическая коррозия. Она возникает под действием на нефтепровод электрических токов. Эти токи называют блуждающими, так как они проникают в грунт обычно из рельсов электрифицированного транспорта и попадают на нефтепровод в тех местах, где он оголен или имеет поврежденную изоляцию. Двигаясь по трубопроводу, токи выходят из него близ тяговых подстанций. Участки входа тока в нефтепровод называют катодными, а участки выхода - анодными.

К внешним воздействиям на подземные трубопроводы относят возможные нагрузки при производстве различных работ вблизи нефтепровода, наезды тяжелого транспорта, оползни, землетрясения, взрывы и др. Одной из основных причин повреждения подземных нефтепроводов является воздействие внешних сил, приводящее к образованию поверхностных вмятин, трещин, трещин во вмятинах, разрывов в сварных швах и по телу трубы.

Наиболее распространены повреждения, возникающие в результате проведения ремонтных или строительных работ в непосредственной близости от действующего нефтепровода.

Климатические изменения в атмосфере также влияют на состояние трубопровода. Изменения температуры наружного воздуха вызывают изменение температуры грунта, в котором уложен нефтепровод. При замерзании или оттаивании дают значительную осадку как за счёт происходящего уплотнения, так и вследствие понижения сопротивления сдвигу; при этом чем больше глинистых частиц в грунте, тем меньшим сопротивлением сдвигу он обладает. В результате неравномерной осадки грунта, возникающей под действием веса трубы, происходит изгиб трубопровода. Создание в трубопроводе дополнительных изгибающих напряжений при наличии других неблагоприятных факторов (например, плохого качества сварки), как правило, приводит к нарушению прочности отдельных стыков.

Степень опасности дефектов следует оценивать по критериям статической и динамической устойчивости нефтепроводов. По критерию статической устойчивости следует оценивать опасность дефектов, классифицируемых как потеря металла.

По критерию динамической устойчивости следует оценивать опасность дефектов, классифицируемых как локальные концентраторы напряжений в основном металле и сварных соединениях при повторно-статическом нагружении трубопровода внутренним давлением.

По степени опасности дефекты разделяют на критические, значительные и малозначительные. Критическими являются дефекты, при наличии которых использование нефтепровода невозможно или недопустимо по условиям безопасности. К значительным относят дефекты, существенно влияющие на использование агрегата по назначению или на его долговечность. Малозначительные соответственно не оказывают существенного влияния ни на использование нефтепровода по назначению, ни на его долговечность

Степень опасности дефектов зависит не только от типа дефекта и его размеров, но и от особенностей нагружения трубопровода. Например, при нормальной эксплуатации подземного нефтепровода наибольшую опасность представляют дефекты продольных сварных швов, механические царапины. При капитальном ремонте с заменой изоляции наибольшую опасность представляют дефекты кольцевых сварных швов, так как при этом предусматривается приподнимать нефтепровод с помощью трубоукладчиков.

При определении степени опасности дефекта учитывают напряженное состояние контролируемого изделия, вид дефекта, его размеры и ориентацию относительно действующих напряжений. Основными факторами, определяющими степень опасности дефекта, являются величина утонения герметичных перегородок и коэффициент концентрации механических напряжений (в трещинах - коэффициент интенсивности напряжений), показывающий, во сколько раз максимальные местные напряжения в зоне дефекта выше, чем в бездефектной зоне. Виды допустимых дефектов и их величины приводятся в нормативной документации на контроль соответствующего изделия. Наиболее опасными являются плоскостные трещиноподобные дефекты, располагающиеся перпендикулярно действующим напряжениям.

Ремонт поврежденного участка трубопровода путем его замены производят при обнаружении (наличии):

· трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы;

· разрыва кольцевого (монтажного) шва;

· разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы;

· вмятины глубиной, превышающей 3,5% диаметра трубы;

· царапины глубиной более 30% толщины стенки и длиной 50 мм и более.

В зависимости от принятой технологии ведения работ замена участка трубы может осуществляться:

· с остановкой перекачки нефти по трубопроводу на весь период восстановительных работ, при этом аварийный участок может полностью или частично освобождаться от нефти;

· с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоединения.

Технология замены поврежденного участка с остановкой перекачки широко применяется при ремонте отечественных трубопроводов. По этой технологии после остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками. При авариях на нефтепроводах с системой телемеханизации происходит автоматическое отключение насосных агрегатов и локализация поврежденного участка линейными задвижками.

Сущность способа замены поврежденного участка с прокладкой обводной линии состоит в том, что в аварийном порядке производят перекрытие поврежденного участка трубопровода, врезку и прокладку обводной линии для возобновления перекачки. Основные же восстановительные работы по замене участка трубы выполняются в обычном ритме, что способствует повышению качества монтажно-сварочных работ.

Аварийно-восстановительные работы с заменой дефектного участка трубопровода, проложенного в ущельях, труднодоступных для технических средств, производятся путем демонтажа участка трубопровода с его извлечением из ущелья с помощью лебедок. Восстановительная работа выполняется вне ущелья, после чего трубопровод протаскивают по опорам с постепенным нарушением и укладывают вновь в ущелье.

При сильно насыщенных водой грунтах целесообразнее дефектный участок трубопровода заменить новой плетью. Это во многих случаях обходится дешевле, чем ремонт старого трубопровода.

1.3 Основные требования к трубам для трубопроводов, требования к заводским наружным антикоррозионным покрытиям

1.3.1 Основные требования к трубам для трубопроводов

Для ремонта с заменой труб участка (строительства) магистральных нефтепроводов в соответствии с действующим СНиП 2.05.06 - 85* должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и других специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей, диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии - диаметром до 1420 мм.

Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731 - 87, ГОСТ 8732 - 78, ГОСТ 8733 - 87 и ГОСТ 8734 - 75 группы В и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567 - 75; трубы стальные электросварные в соответствии с ГОСТ 20295 - 85 для нефтепроводов диаметром до 800 мм включительно и техническими условиями, утвержденными в установленном порядке. Для нефтепроводов диаметром свыше 800 мм с выполнением при заказе и приемке ряда далее изложенных требований допускается применение импортных труб, соответствующих тем же требованиям.

Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

Отклонения от номинальных размеров наружных диаметром труб на участке длиной не менее 200 мм не должны превышать значений , приведенных в ГОСТах, согласно которым допускается применение труб для магистральных трубопроводов, а для труб диаметром свыше 800 мм - ± 2 мм.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 мм и более не должна превышать 0.8 %.

Кривизна труб должна быть не более 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не более 0,2 % длины трубы.

Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5 - 11,6 м. Трубы должны быть изготовлены из стали с отношением предела текучести к временному сопротивлению не более 0,75 - для углеродистой стали, 0,8 - для низколегированной нормализованной стали, 0,85 - для дисперсионно-твердеющей нормализованной и термически упрочненной стали, 0,9 - для стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Трубы диаметром 1020 мм и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100%-ный контроль физическими неразрушающими методами.

Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть не менее:

20 % - для труб с временным сопротивлением до 588,4 МПа (80 кгс/мм²);

18 % - для труб с временным сопротивлением до 637,4 МПа (65 кгс/мм²);

16 % - для труб с временным сопротивлением 686,5 МПа (70 кгс/мм²) и выше.

Ударная вязкость на образцах Шарпи для трубопроводов, транспортирующих нефть, приведена в таблице 1.1.

Определять ударную вязкость следует по ГОСТ 9594 - 78 на образцах типов 11 - 13.

Ударную вязкость на образцах Минаже следует определять при температуре минус 40 °С, для районов Крайнего Севера при минус 60 °С и принимать в зависимости от толщины стенки труб по таблице 1.2.

Таблица 1.1 - Ударная вязкость на образцах Шарпи для трубопроводов, транспортирующих нефть

Условный диаметр труб, мм	Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	Ударная вязкость на образцах типов 11 - 13 по ГОСТ 9454 - 78 при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, Дж/см2 (кгсм/см2), не менее
До 500 500 - 600 700 - 800 1000 1000 1000 1200 1200 1200	10,0 и менее 10,0 и менее (100 и менее) 10,0 и менее (100 и менее) 5,5 и менее (55 и менее) 7,5 (75) 10,0 (100) 5,5 и менее (55 и менее) 7,5 (75) 10,0 (100)	24,5 (2,5) 29,4 (3,0) 29,4 (3,0) 29,4 (3,0) 39,2 (4,0) 58,8 (6,0) 39,2 (4,0) 58,8 (6,0) 78,4 (8,0)

Таблица 1.2 - Ударная вязкость на образцах Минаже в зависимости от толщины стенки трубы

Номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей, мм	Ударная вязкость на образцах типа 1 - 3 по ГОСТ 9554 - 78 при температуре, равной - 60 °С, для районов Крайнего Севера и - 40 °С для остальных районов, Дж/см2 (кгсм/см2)
	Для основного металла	Для сварного соединения труб и деталей
	Труб	Соединительных деталей
От 6 до 10	29,4 (3)	29,4 (3)	24,5 (2,5)
Свыше 10 до 15 включительно	39,2 (4)	29,4 (3)	29,4 (3)
Свыше 15 до 25	49,0 (5)	29,4 (3)	39,2 (4) для сварных соединений труб 29,4 (3) для сварных деталей
Свыше 25 до 30 включительно	58,8 (6)	39,2 (4)	39,2 (4)
Свыше 30 до 45	_	49,0 (5)	39,2 (4)

Образцы из основного металла для определения ударной вязкости на образцах Менаже изготовляются в соответствии с ГОСТ 9594 - 78 типов 1 - 3, образцы из сварного соединения в соответствии с ГОСТ 6996 - 66.

Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки, в том числе ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированной самозащитной порошковой проволокой, а также электроконтактной сварки оплавлением. Сталь труб должна хорошо свариваться дуговыми методами и электроконтактной сваркой.

Эквивалент углерода не должен превышать 0,46

Фактическую величину эквивалента углерода следует включать в сертификат и обозначать на каждой трубе.

Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирования) должна быть не более 1,2 %.

В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин закатов, а также расслоений длиной более 80 мм в любом направлении. Расслоения любого размера в торцах труб и в зоне шириной 25 мм от торца труб не допускаются.

Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщина стенки труб после зачистки не выходит за пределы допусков на толщину стенки.

Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжин, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва. Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5 - 2,5 мм для труб со стенкой толщиной до 10 мм включительно и 0,5 - 3,0 мм - со стенкой толщиной более 10 мм. Высота усиления внутреннего шва - не менее 0,5 мм. На концах труб на длине не менее 150 мм усиление внутреннего шва должно быть снято до высоты 0 - 0,5 мм.

Смещение наружного и внутреннего слоев заводского сварного шва не должно превышать 20 % толщины стенки при номинальной толщине до 16 мм и 15 % - более 16 мм.

Смещение свариваемых кромок не должно превышать 10 % номинальной толщины стенки.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок под сварку. Форма разделки кромок определяется техническими условиями, утвержденными в установленном порядке.

Косина реза торцов труб должна быть не более 2 мм.

Каждая труба должна проходить на заводах-изготовителях испытания гидростатическим давлением p_и в течение периода не менее 20 с, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95% нормативного предела текучести.

Требования к трубам устанавливаются стандартами и техническими условиями, разрабатываемыми на основе СНиПов, СП 34-101 - 98, ГОСТ 20295 и других действующих нормативных документов.

При оформлении заказов на трубы по ГОСТ 20295 должны специально оговариваться требования к ударной вязкости металла при нормативных температурах строительства и эксплуатации, а также другие требования, указанные в действующих документах.

Сортамент труб (номинальный наружный диаметр и номинальная толщина стенки) должен соответствовать требованиям стандартов и технических условий. По согласованию между заказчиком и производителем труб допускается поставка труб с нормированием номинального внутреннего диаметра.

Отклонение наружного диаметра D_н корпуса труб от номинальных размеров не должно превышать ±2,0 мм.

Отклонение наружного диаметра торцов труб от номинальных размеров на расстоянии не менее 200 мм не должно превышать ±1,6 мм для труб диаметром 820 мм и более и ±1,5 мм для труб диаметром менее 820 мм.

Разность фактических диаметров по концам одной и той же трубы не должна превышать 1,6 мм при номинальном наружном диаметре труб менее 530 мм и 2,4 мм при номинальном наружном диаметре труб 530 мм и более.

Номинальную толщину стенки труб принимают кратной 0,1 мм.

Длина поставляемых производителем труб должна находиться в пределах 10500 - 11600 мм. По согласованию между заказчиком и производителем могут поставляться трубы длиной до 18000 мм.

Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - 0,2 % длины трубы.

Поперечное сечение трубы должно быть круглым. Обнаруживаемые визуально местные перегибы и гофры, а также вмятины глубиной более 6 мм на поверхности трубы не допускаются.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) при толщине стенки менее 20 мм не должна превышать 1 %, при толщине стенки 20 мм и более - 0,8 %.

Отклонение профиля поверхности от окружности номинального диаметра на участке длиной 200 мм со сварным соединением не должно превышать 0,15 % номинального диаметра трубы.

Концы труб необходимо обрезать под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торцов трубы относительно образующей (косина реза) не должно превышать 1,0 мм при диаметре труб до 530 мм и 1,6 мм при диаметре труб 530 мм и более.

Концы труб должны иметь форму и размеры скоса и притупления кромок, соответствующие применяемой технологии сварки при строительстве и ремонте трубопроводов.

При изготовлении труб из нескольких стыкуемых конструктивных элементов или листов разность фактических толщин стенок этих элементов или стенок листов не должна превышать 1 мм.

В металле труб не допускаются трещины, плены, рванины, а также расслоения, выходящие на поверхность или торцевые участки металла.

Незначительные забоины с плавными очертаниями, рябизна и окалина допускаются при условии, если они не выводят толщину стенки за пределы допустимых отклонений.

В основном металле труб, за исключением прикромочных зон сварного соединения и торцевых участков труб, допускаются расслоения, если их размер в любом направлении не превышает 80 мм, а площадь не превышает 5000 мм². Расслоения площадью менее 5000 мм² и длиной в любом направлении (от 30 до 80 мм) должны располагаться друг от друга на расстоянии не менее 500 мм.

1.3.2 Требования к заводским наружным антикоррозионным покрытиям

Изоляционные покрытия, применяемые на нефтепроводах, должны удовлетворять следующим требованиям:

· высокие диэлектрические свойства;

· сплошность;

· хорошая адгезия - прилипаемость к металлу трубопровода;

· водонепроницаемость;

· высокая механическая прочность и эластичность;

· высокая биостойкость;

· термостойкость (не размягчаться под воздействием высоких температур и не становиться хрупкими при низких температурах);

· простота конструкций покрытий и возможность механизации их нанесения;

· недефицитность материалов, входящих в состав покрытия; долговечность.

Исходя из современных предствалений о защитном действии противокоррозионных покрытий, к металлу покрытия предъявляются следующие требования:

· малая проницаемость для воды, кислорода, ионов, хлора, сульфата и других;

· малая набухаемость в воде и нефтепродуктах;

· структурная и химическая стабильность в течение длительного времени;

· устойчивость к действию микроорганизмов и корней растений;

· высокие диэлектрические свойства и особенно удельное объемное электросопротивление;

· обеспеченность сырьевой базой;

· высокая механическая прочность после отверждения.

На участках со сложными почвенно-климатическими условиями и особенно на подводных переходах, где трубы нередко укладываются методом протаскивания, к изоляционным покрытиям предъявляют особо высокие требования: значительная механическая прочность, низкая степень истираемости, высокая адгезия к металлу, химическая стойкость, долговечность.

1.4 Виды ремонта

В зависимости от эксплуатируемого трубопровода, степени повреждений трассы и объектов на линейной части, износа трубопроводных систем и трудоемкости ремонтных работ различают следующие виды плановых ремонтов: текущий и капитальный.

Текущий ремонт выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений МН и представляет собой замену и (или) восстановление отдельных частей его оборудования.

Капитальный ремонт выполняется для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления ресурса линейной части, оборудования и сооружений магистрального нефтепровода с заменой или восстановлением любых составных его частей, включая базовые.

Текущий ремонт сооружений линейной части МН выполняется совместно с техническим обслуживанием по утвержденному графику.

Капитальный ремонт является плановым ремонтом и должен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разработанным проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию. Техническое задание на ремонт МН должно предусматривать достижение тех же показателей, которые были у вновь построенного трубопровода (рабочее давление, пропускная способность и т.д.).

Капитальный ремонт нефтепроводов по характеру и технологии проведения работ подразделяют на следующие виды:

· с заменой трубы;

· с заменой изоляционного покрытия;

· выборочный.

Ремонт с заменой трубы производится следующими способами:

1) путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажом последнего;

2) путем укладки в отдельную траншею, в пределах существующего технического коридора коммуникаций, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажом заменяемого;

3) путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.

Ремонт с устранением дефектов трубы, сварных швов и заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт с заменой изоляции) может производиться без остановки перекачки нефти при давлении не более 2,5 МПА следующими способами:

1) с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки в траншее для нефтепроводов диаметрами от 219 до 720 мм.

2) с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки в траншее для нефтепроводов диаметрами от 219 до 720 мм.

3) без подъема трубопровода с сохранением его положения для нефтепроводов диаметром от 820 до 1220 мм.

Выборочный ремонт - это локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке нефтепровода. Выборочный ремонт без остановки перекачки может выполняться при давлении не более 2,5 МПа без подъема трубопровода с сохранением его положения в траншее согласно требованиям действующих нормативных документов для конкретного метода ремонта.

Выборочный ремонт включает:

· ремонт участков длиной до 20D_У;

· ремонт протяженных участков методом последовательных захваток или с использованием грунтовых опор;

· ремонт участков, прилегающих к узлам линейной арматуры;

· ремонт участков трубы с гофрами, с заменой ‹‹катушки››, узлов линейной арматуры и т.п.

1.5 Способы выборочного ремонта трубопроводов

Выборочный ремонт - это ремонт участков нефтепровода с опасными и потенциально опасными дефектами стенки трубы, а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями, участков, примыкающих к узлам линейной арматуры).

Выборочный ремонт производится без подъема нефтепровода и включает в себя следующие технологические схемы ремонта:

· ремонт участков нефтепроводов длиной до 20D_У, диаметром 530 - 1220 мм;

· ремонт протяженных участков нефтепровода (длиной более 20D_У) методом последовательных захватов или с использованием грунтовых опор;

· ремонт участков нефтепроводов с заменой ‹‹катушки›› трубы, соединительных деталей, узлов линейной арматуры;

· ремонт участков нефтепровода в местах пересечений с коммуникациями.

Длина ремонтируемых участков нефтепроводов 20D_У определена по методике расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 219 - 1220 мм и составляет максимально допустимую длину дефектного участка, вскрытого с подкопом грунта над трубой.

Технологические операции при выполнении выборочного ремонта без замены элементов нефтепровода производятся в следующей последовательности:

· уточнение положения нефтепровода, соединительных деталей;

· уточнение положения границ ремонтного участка;

· снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

· вскрытие нефтепровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы и соединительных деталей;

· разработка грунта под нефтепроводом и соединительными деталями (с оставлением или без оставления грунтовых опор);

· очистка нефтепровода, соединительных деталей от старого изоляционного покрытия;

· визуальный осмотр дефектного участка нефтепровода соединительных деталей; при необходимости дополнительный контроль физическими методами;

· выполнение работ по ремонту дефектных мест (восстановление или усиление стенки соединительных деталей, трубы, монтаж муфт);

· нанесение нового изоляционного покрытия;

· присыпка с подбивкой грунта под нефтепровод и соединительные детали, засыпка траншеи;

· техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

При ремонте с заменой ‹‹катушки›› трубы необходимо выполнить следующие технологические операции:

· уточнение положения нефтепровода;

· вскрытие дефектного участка нефтепровода;

· подбор и опрессовка труб, из которых будет вырезаться новая ‹‹катушка››;

· разработка ремонтного котлована и при необходимости - котлована для сбора нефти;

· врезка отводов в ремонтируемый и близлежащий нефтепроводы (при необходимости откачки нефти);

· остановка перекачки, сброс нефти в емкости НПС, НПЗ промыслов и отсечение ремонтируемого участка задвижками;

· опорожнение ремонтируемого участка в точках выполнения ремонтных работ от нефти путем ее закачки в ближайший нефтепровод, в тот же нефтепровод за линейную задвижку, в мягкие резервуары, котлован для сбора нефти или передвижные емкости;

· вырезка дефектной ‹‹катушки›› (трубы);

· герметизация внутренней полости нефтепровода;

· подготовка концов нефтепровода под монтаж и сварку;

· подготовка и подгонка новой ‹‹катушки›› (трубы) по месту;

· прихватка и вварка ‹‹катушки›› в нефтепровод;

· проверка стыков радиографическим методом;

· подключение отремонтированного участка и возобновление перекачки;

· обратная закачка нефти из емкостей или котлована;

· очистка и изоляция нефтепровода;

· засыпка отремонтированного участка нефтепровода, котлована для сбора нефти;

· техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

При ремонте с заменой узлов линейной арматуры и соединительных деталей необходимо выполнить следующие технологические операции:

· уточнение положения соединительных деталей;

· вскрытие заменяемых (дефектных) соединительных деталей, линейной арматуры;

· уточнение состояния соединительных деталей, арматуры и и примыкающих участков нефтепровода;

· приварить к торцам предварительно опрессованной арматуры, соединительных деталей ‹‹катушки›› из труб с промежуточной толщиной стенки или специальные переходники;

· к переходникам приварить ‹‹катушки››, вырезанные из заранее опрессованных труб, при необходимости внутренней подваркой корня швов;

· разработка ремонтного котлована;

· остановка перекачки, сброс нефти в емкости НПС, НПЗ или промыслов и отсечение ремонтируемого участка задвижками;

· окончательное опорожнение нефтепровода в точках выполнения ремонтных работ;

· вырезка дефектных соединительных деталей, арматуры;

· герметизация внутренней полости нефтепровода (нефтепроводов, отводов, перемычек);

· подготовка концов нефтепровода под монтаж и сварку;

· подгонка и варка соединительных деталей, арматуры;

· проверка стыков радиографическим методом;

· подключение отремонтированного участка и возобновление перекачки;

· обратная закачка нефти из котлована, емкости (при наличии);

· очистка и изоляция арматуры, соединительных деталей и прилегающих участков нефтепровода;

· засыпка вскрытого участка котлована для сбора нефти;

· техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Условно виды выборочного ремонта можно разделить на две большие группы:

1) с вырезкой дефектных мест (замена ‹‹катушки››, трубы, линейной арматуры, соединительных деталей). Эти операции выполняются с остановкой перекачки по трубопроводу и производством сложного комплекса работ;

2) с ремонтом дефектных мест (установка неприварной муфты композитно-муфтовой технологии, сварной латки, заплаты с технологическими сегментами или муфты технологическими кольцами, заварка, а также шлифовка дефектных мест). Эти операции выполняются как с остановкой, так и без остановки перекачки, но при снижении давления до значения, зависящего от остаточной толщины стенки трубы, но не выше 3,5 МПа.

Ремонт участков нефтепровода с вырезкой дефектных мест на теле трубы осуществляется в случае, если участок имеет:

1) местные сужения проходного сечения (вмятины, гофры) глубиной более 0,1D_н для труб диаметром 325 - 530 мм (D_н - номинальный наружный диаметр трубы), 50 мм - для труб диаметром 720 мм, 48 мм - для труб диаметром 1020 - 1220 мм;

2) дефекты потери металла на внешней поверхности трубы глубиной более 0,9t (t - толщина стенки трубы) от 0,75tдо 0,9t длиной более ;

3) дефекты потери металла на внутренней поверхности трубы глубиной более 0,5t;

4) дефекты поперечных сварных швов глубиной более 9t, от 0,75t до 0,9 суммарной длиной более 0,6 длины по окружности трубы;

5) дефекты спиральных швов глубиной более 0,7t от 0,3t до 0,7t суммарной длиной по окружности более 0,6 длины окружности трубы или не более 0,5D_н по оси трубы на длине 1,5D_н;

6) дефекты продольных швов глубиной более 0,7t от 0,3t до 0,7t суммарной длиной более 0,5 D_н по оси трубы на длине 1,0D_н;

7) трещины глубиной более 0,7t от 0,3t до 0,7t длиной по оси трубы более 0,5D_н от 0,3t до 0,7t длиной по окружности трубы более 0,6 длины окружности трубы;

8) расслоения металла трубы глубиной более 0,7t с выходом на поверхность трубы.

Ремонт участков нефтепровода с заменой линейной арматуры производится в случае, если арматура имеет:

· дефекты уплотняющих поверхностей затвора и фланцевых соединений, восстановление которых на месте невозможно;

· трещины в корпусе и крышке;

· конструктивные особенности (недостатки), не гарантирующие безотказную эксплуатацию;

· невыдвижной шток (из-за конструктивных недостатков затруднен контроль за положением задвижки “открыто” и “закрыто”).

Замена арматуры может иметь место и в случае необходимости вместо морально и физически устаревшей арматуры установить более надежную, с быстродействующим многофункциональным приводом.

Ремонт участков нефтепровода с заменой соединительных деталей (отводы, тройники, переходники и днища) осуществляется в случае, если они:

a) полевого изготовления;

b) изготовлены не в соответствии с отраслевыми ГОСТами или техническими условиями;

c) имеют дефекты, которые по своим параметрам не подлежат восстановлению вообще или восстановлению в полевых условиях.

Ремонт участков нефтепровода во всех остальных случаях связан с ремонтом дефектных мест (кроме дефектов всех видов сварных швов глубиной дефекта до 0,1t, которым не требуется ремонт):

1) заваркой:

· при глубине дефекта (потери металла и риски на внешней поверхности трубы) от 0,3t до 0,75t (t - толщина металла трубы), при одиночном дефекте с минимальной толщиной стенки не менее 5 мм и максимальными линейными размерами до 3t с расстоянием между соседними дефектами не менее длины наименьшего дефекта и не менее 4t;

· при глубине дефекта (потери металла и риски на внешней поверхности труб) от 0,1t до 0,3t при остаточной толщине стенки не менее 5 мм, площадью Dt и длиной не более 2 (D - диаметр трубопровода);

2) шлифовкой:

· при глубине дефекта (потери металла и риски на внешней поверхности труб) менее 0,1t;

· при глубине дефекта (трещина) до 0,1t на внешней поверхности трубы;

· при глубине дефекта (расслоение с выходом на поверхность) до 0,1t с выходом на внешнюю поверхность трубы.

Ремонт участков во всех остальных случаях связан с установкой муфт КМТ и в исключительных случаях, при невозможности применения ранее оговоренных методов, в качестве временной меры - установкой приварной муфты и латок.

Рассмотренные технологические схемы выборочного ремонта участков нефтепроводов достаточно условны, так как в реальной обстановке на одном участке может потребоваться выполнить работу, предусмотренную в нескольких схемах. Например, в местах пересечения с коммуникациями или на участках, прилегающих к узлам линейной арматуры, выполнить замену ‹‹катушек››, труб или даже участка трубопровода в несколько десятков метров. Поэтому в рабочих чертежах, проектах производства работ или планах-мероприятиях по ремонту тех или иных участков необходимо исходя из реальных условий выбрать те решения, которые обеспечили бы безопасность производства работ, а также безопасность и надежность участка нефтепровода в следующем периоде его эксплуатации.

1.6 Виды работ при ремонте трубопровода с заменой ‹‹катушки››

Вырезка дефекта применяется в следующих случаях:

· недопустимое сужение проходного сечения нефтепровода;

· невозможность отремонтировать трубопровод другими, менее радикальными методами (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией, чрезмерная длина дефектного участка и др.).

Ввариваемые ‹‹катушки›› должны быть изготовлены из труб, прошедших гидравлические испытания на внутреннее давление, величина которого должна быть не ниже заводского испытательного давления (, где ? предел текучести металла для данной марки стали).

Врезка ‹‹катушек›› должна выполняться в следующем порядке:

· проведение подготовительных работ;

· подготовка линейных задвижек и проверка их герметичности;

· остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными задвижками;

· врезка вантузов;

· освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода;

· вырезка ‹‹катушки›› безогневым методом или с использованием энергии взрыва;

· герметизация внутренней полости нефтепровода;

· варка новой ‹‹катушки›› и контроль качества сварных соединений;

· заполнение трубопровода нефтью;

· вывод трубопровода на необходимый режим работы.

1.6.1 Подготовительные работы

Подготовительные работы включают следующие операции:

· земляные работы;

· прокладку временных трубопроводов в случае возможности перекачки нефти из ремонтируемого участка в параллельный нефтепровод;

· сооружение полевого городка для ремонтного персонала;

· сооружение подъездных путей;

· организацию связи ремонтной бригады с диспетчером управления.

1.6.2 Земляные работы

В состав земляных работ входят:

· оформление отвода земель и разрешительных документов на производство работ в охранной зоне;

· подготовка площадок для производства ремонтных работ;

· разработка и обустройство ремонтного котлована;

· разработка приямков для врезки вантузов в трубопровод;

· планировка земли на трассе прохождения временных трубопроводов;

· устройство амбара для размещения откачиваемой нефти из ремонтируемого участка нефтепровода;

· засыпка ремонтного котлована и рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и сдача его землепользователям.

Длина котлована определяется из расчета: м, где ? длина заменяемого участка (м), но не менее диаметра нефтепровода, причем расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцовой стенки котлована должна быть не менее м.

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5 м.

Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м. Отвал грунта, извлеченного из котлована для предотвращения падения его в котлован должен находиться не менее 1 м от края котлована.

Котлован необходимо оборудовать приставными лестницами из расчета по две лестницы на каждую сторону торца котлована.

Земляные амбары предназначены для временного хранения (на период выполнения работ) откачанной из ремонтируемого участка нефти.

Амбары могут быть заглубленными и наземными. В качестве примера на рисунке 1.1 приведен заглубленный земляной амбар.



1 - земляной вал; 2 - приемно-раздаточный трубопровод 150 - 200 мм; 3 - приямок; 4 - герметизирующий слой; 5 - площадка для размещения подпорных насосов; 6 - задвижка 150 - 200 мм Рисунок 1.1 - Схема заглубленного амбара

1.6.3 Подъемно-очистные работы

Выборочный ремонт дефектных участков нефтепровода проводится без подъема и поддержки ремонтируемого участка.

При выборочном ремонте со вскрытием протяженных участков во время подсыпки и уплотнения грунта поддержание трубопровода рекомендуется выполнять грузоподъемным механизмом, оснащенным мягким полотенцем, установленным в средней части подкопанного участка трубопровода.

Очистка трубопровода должна осуществляться ремонтными очистными машинами.

Очистка трубопровода заключается в удалении с наружной поверхности трубы остатков земли, старого изоляционного покрытия и продуктов коррозии.

После проведения сварочных работ по восстановлению стенок труб (перед нанесением изоляционного покрытия) следует осуществить повторную очистку с целью удаления с поверхности труб окалины, брызг металла и следов коррозии.

Во избежание нарушения целостности трубы перед началом очистных работ и во время технологических перерывов следует тщательно осмотреть трубопровод (включая нижнюю часть), сделать видимые отметки стыков, хомутов, латок и других препятствий на трубопроводе.

Очистка трубопровода в зоне заплат, вантузов, хомутов и других препятствий выполняется вручную. Не допускается нанесение царапин, рисок, сколов основного металла и срезания сварных швов. Поверхность трубопровода, имеющая острые выступы, заусеницы, задиры, брызги металла и шлак, должна быть обработана и зачищена.

На очищенной поверхности не должно быть ржавчины, влаги, масла.

Степень очистки поверхности труб перед нанесением покрытий должна соответствовать виду защитного покрытия.

Допускается наличие следов старого изоляционного покрытия, прочно сцепленного с поверхностью трубы, при нанесении в последующем нового изоляционного покрытия, грунтовочный состав которого совместим со старым по своей химической природе.

Запрещается проводить очистные работы во время дождя, снега, тумана.

1.6.4 Сварочные работы

При всех видах сварочных работ обязательно проведение следующих мероприятий:

· назначение лиц, ответственных за подготовку нефтепровода к проведению сварочных работ;

· назначение лиц, ответственных за подготовку и проведение сварочных работ;

· подготовка сварочных материалов, оборудования и инструментов;

· проверка состояния воздушной среды на месте проведения сварочных работ;

...