Устранение дефектов нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

Тюменский Государственный нефтегазовый университет

Кафедра «Транспорта углеводородных ресурсов»

ОТЧЕТ

ПО ПЕРВОЙ УЧЕБНОЙ НЕФТЕГАЗОТРАНСПОРТНОЙ

ПРАКТИКЕ

Время практики с ___________по__________

Место практики: АК «Транснефть» ОАО «Сибнефтепровод» Тюменское управление магистральных нефтепроводов. «Участок устранения дефектов».

Студент: Васильев Д.О.

Группа: ЭОТб 11-1

Оценка:

М.П.

Тюмень,

2012



Содержание

Введение (История ОАО "Сибнефтепровод")…...………….…..….…..3

1. Общая часть...…………………………………………………..…....…..8

1.1. Организационная структура Тюменского УМН….……………..…....8

2. Центральная ремонтная служба(ЦРС)..………....…………….….….9

2.1. Общие положения………….……………………………………...……9

2.2. Основные задачи ЦРС……………………….……………...…………10

2.3. Функции ЦРС………………………….………………………………..10

3. Участок устранения дефектов...............................................................12

3.1. Перечень работ…………………………………………………………12

3.2. Типовое штатное расписание………………….………...…………….14

3.3. Технические средства участка устранения дефектов………...……...15

4. Типы и параметры дефектов…………………………………………..17

5. Методы ремонта секций, содержащих дефекты и отдельных дефектов.........................................................................................................21

5.1. Неразрешенные методы ремонта………….……………………..……21

5.2. Разрешенные методы ремонта…………….……………………..…….21

5.3. Требования при назначении методов ремонта дефектов и дефектных секций……………………………………………………………….…….…22

6. Требования к методам ремонта секций, содержащих дефекты……………………………………………………………….…….24

6.1. Общие положения……………………………….……………….…….24

6.2. Шлифовка……………………………….………………………..……..24

6.3. Заварка дефектов………………………………….………….………...25

6.4. Вырезка дефекта(замена катушки)…………………………….……...26

6.5. Установка ремонтных муфт…………………………………….……..26

6.6. Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой…………………………………………………………….……...28

6.7. Установка герметизирующих чопов………………………….…....…...29

6.8. Квалификация сварщиков…………………………………….…..…..…29

6.9. Восстановление изоляции…………………………………….…..…..…29

6.10. Общие требования по обеспечению безопасности ремонтных работ………………………………………………………………..…...……..30

6.11. Общие требования по обеспечению экологической безопасности….30

7. Контроль состояния ремонтных конструкций…….…………...…….31

Заключение…………………………………………………………………..32



Введение.

История ОАО «Сибнефтепровод»

21 декабря 1965 года шаимская нефть (Кондинский район Ханты-Мансийского автономного округа) была доставлена по первому в Западной Сибири нефтепроводу Шаим-Тюмень на нефтеналивную станцию в областном центре. Отсюда по железной дороге ее отправляли на Омский нефтеперерабатывающий завод. До ввода нефтяной магистрали сырье перевозили в Омск водным путем. 19 октября 1967 года создано Управление магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири (УМН З и СЗС) в г. Тюмени с тремя нефтепроводными управлениями - Сургутским, Тобольским и Шаимским (с 1965 года - Тюменским). Приказ подписал министр газовой промышленности СССР А.К. Кортунов. К тому времени часть нефтепроводов страны входила в структуру Главнефтесбыта РСФСР, новые же магистрали попали в подчинение Мингазпрома, потому что в него входили многие организации, которые строили объекты нефтяной и газовой промышленности, включая нефтепроводы. Вскоре эти организации были выделены в знаменитый Миннефтегазстрой, который возглавил тот же А.К.Кортунов. Но в 1970 году уже в составе Министерства нефтедобывающей (затем - нефтяной) промышленности СССР было создано Главное управление по транспортированию и поставкам нефти - Главтранснефть. Ему и было переподчинено УМН З и СЗС. На основе этого главка со временем была образована Акционерная компания «Транснефть»

· 1967 год - сдан в эксплуатацию нефтепровод Усть-Балык - Омск. Построены нефтеперекачивающие станции «Шаим» и «Остров».

· 1973 год - произведен ввод в эксплуатацию нефтепровода Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск. Создано Нижневартовское нефтепроводное управление.

· 1975 год - в строй действующих вошли нефтепроводы Нижневартовск - Курган - Куйбышев, Самотлор - Александровское.

· 1976 год - сданы в эксплуатацию нефтепроводы Самотлор - Нижневартовск, Холмогоры - Западный Сургут. Создано Ишимское нефтепроводное управление.

· 1977 год - организована Центральная база производственного обслуживания, в дальнейшем преобразованная в Тюменский ремонтно-механический завод.

· 1978 год - построен магистральный нефтепровод Сургут - Горький - Полоцк. Вместе с магистралью Холмогоры - Клин он замкнул сеть нефтепроводов страны в единую систему. Создано Нефтеюганское нефтепроводное управление.

· 1979 год - создано Урайское нефтепроводное управление.

· 1980 год - вошел в строй нефтепровод Урьевская - Южный Балык. Организовано специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах (СУПЛАВ).

· 1981 год - проложена нефтяная магистраль Тюмень - Юргамыш.

· 1984 год - введены в эксплуатацию магистральные нефтепроводы Холмогоры - Клин и Шаим - Конда. Создано Ноябрьское нефтепроводное управление.

· 1986 год - построен нефтепровод Красноленинск - Шаим - Конда.

· 1988 год - сдан в эксплуатацию нефтепровод Ватьеган - Апрельская.

· 1990 год - приказом Миннефтепрома УМН З и СЗС переименовано в Производственное объединение магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири (ПО МН З и СЗС).

· 1994 год - постановлением главы администрации Ленинского района г. Тюмени ПО МН З и СЗС преобразовано в акционерное общество «Сибнефтепровод».

· 1994 год. Магистральный нефтепровод Усть-Балык -- Омск начал принимать нефть с Кальчинского месторождения «Тюменьнефтегаза» (сейчас дочерняя структура «ТНК-BP»). Таким образом, в систему «Сибнефтепровода» впервые поступило сырье с юга Тюменской области. В октябре 2007 года исполнилось 40 лет открытому акционерному обществу «Сибнефтепровод». Это крупнейшее дочернее предприятие Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть». Его стратегическое положение в экономике страны обусловлено значимостью основного региона деятельности - Тюменской области, где добывается больше половины российской нефти.

Рост добычи этого углеводородного сырья был стремительным - с нуля в начале 60-х до 1 миллиона тонн в сутки в начале 80-х годов прошлого века. Такими же темпами развивался и трубопроводный транспорт нефти: от скромного первого нефтепровода Шаим - Тюмень до мощных трансконтинентальных магистралей Нижневартовск - Курган - Куйбышев, Сургут - Горький - Полоцк и других.

ОАО «Сибнефтепровод» прошел примерно половину своего славного исторического пути в условиях жесточайшего дефицита перекачивающих мощностей. Рост добычи постоянно опережал возможности строительного комплекса по вводу новых магистралей и резервуарного парка. Каждый вводимый нефтепровод был, образно говоря, «соломинкой» для добытчиков сырья.

Стране требовалось все больше и больше мощностей для транспортировки западносибирской нефти, и в этих условиях темпы строительства трубопроводов далеко не всегда соответствовали требованиям качества. В конечном итоге возрастала и без того немалая нагрузка на трубопроводчиков. Так что, без всякого преувеличения, их труд на благо страны можно назвать героическим и самоотверженным.

Но именно в 60-80-е годы ХХ века в коллективе предприятия складывалась замечательная атмосфера трудового братства, искренней преданности своему делу, своей отрасли. Трубопроводчики не дрогнули, с честью вынесли тяжелейшие испытания, доказав и себе и другим, что человеческие возможности практически беспредельны. И действительно, в этом горниле, в этом огромном топливно-энергетическом «котле» выковались стальные характеры, отсюда выходили люди, которыми по праву гордится отрасль трубопроводного транспорта нефти.

Между тем, в 90-е годы коллектив ожидали новые трудности. В переходный период экономических реформ резко, чуть ли не в два раза, упала добыча нефти, разладились сложившиеся финансовые механизмы. Люди оставались без зарплаты, тут уж не все выдержали, кто-то ушел в смежные отрасли, и их можно понять.

И все же отрасль выстояла, а вместе с ней все уверенней чувствовал себя и коллектив ОАО «Сибнефтепровод».

Благодаря использованию современных методов управления и компания в целом, и ее дочерние предприятия поднялись на качественно новый уровень развития. Именно в третьем тысячелетии стали сбываться самые смелые мечты тех, кто еще принимал участие в становлении ОАО «Сибнефтепровод».

И самая главная из них - это безаварийная, безопасная работа, высокая надежность, как станционного оборудования, так и линейной части трубопроводов. Благодаря целому комплексу мер «Сибнефтепровод» стал сегодня высокотехнологичным транспортным предприятием, полностью обеспечивающим потребности нефтяных компаний в перекачке сырья. Высокие, соответствующие международным, экологические стандарты, позволяют коллективу на деле воплощать принцип гармонии человека и природы.

В конце 90-х годов объемы добычи нефти в Тюменской области стабилизировались, а затем стали динамично нарастать. Коллектив ОАО «Сибнефтепровод» по-прежнему востребован, по-прежнему находится на переднем крае топливно-энергетического комплекса России. Меняются поколения, меняются технологии, но неизменными остаются высокая ответственность за порученное дело и желание достойно продолжить славные традиции первопроходцев земли тюменской.



1. Общая часть.

1.1. Организационная структура Тюменского УМН.

Тюменское УМН образовано в 1965 году как Тюменское нефтепроводное управление (ТНПУ). 21 декабря 1965 года, первая тонна нефти поступила на Тюменскую нефтеперекачивающую станцию по нефтепроводу Шаим- Тюмень. В 1991 году ТНПУ переименовано в Тюменское управление магистральных нефтепроводов.

В современных условиях главной задачей Тюменского УМН является организация эксплуатации магистральных трубопроводов и нефтеперекачивающих станций, с целью обеспечения непрерывного процесса перекачки, достоверного учета количества икачества принимаемой-сдаваемой нефти.

Для выполнения главной задачи в состав Тюменского УМН входят:

· ЛПДС Бачкун

· ЛПДС Торгили

· ЛПДС Исетское

· ЛПДС Чаши

· НПС Тюмень

· ЛПДС им. Чепурского

· Аппарат управления (с производственно-ремонтными участками)

· УУД



2. Центральная ремонтная служба (ЦРС) .

2.1. Общие положения.

Центральная ремонтная служба (в дальнейшем ЦРС) является структурным подразделением РНУ (УМН).

· ЦРС создается и ликвидируется приказом генерального директора ОАО МН.

· ЦРС подчиняется главному инженеру РНУ (УМН). Функционально ЦРС подчиняется отделу эксплуатации нефтепроводов РНУ (УМН).

· ЦРС возглавляет начальник ЦРС, имеющий высшее техническое образование и стаж работы на объектах магистральных нефтепроводов не менее 3 лет, который назначается и освобождается от занимаемой должности приказом начальника РНУ (УМН).

· Структура и штат ЦРС утверждаются начальником РНУ (УМН), исходя из условий производства и объемов работ, возлагаемых на службу.

· ЦРС проходит ежегодную аттестацию в соответствии с «Регламентом проведения аттестации ЦРС».

· В своей производственной деятельности ЦРС руководствуется:

- действующим законодательством Российской Федерации;

- приказами и распоряжениями ОАО АК «Транснефть», ОАО МН, РНУ (УМН);

- настоящим положением;

- регламентами ОАО АК «Транснефть», ОАО МН;

- действующей в ОАО АК «Транснефть» нормативной документацией;

- правилами внутреннего трудового распорядка.

· В состав ЦРС входят:

- участок аварийно-восстановительных работ (УАВР);

- участок откачки нефти из трубопроводов (УОН);

- участки устранения дефектов на линейной части магистральных нефтепроводов и технологических трубопроводах НПС (УУД).

2.2. Основные задачи ЦРС.

· Оперативное и качественное проведение аварийно-восстановительных работ при ликвидации отказов, аварий, несанкционированных врезок и их последствий на линейной части МН и технологических трубопроводах НПС полным составом ЦРС.

· Проведение плановых и ремонтных работ по устранению дефектов на линейной части МН и технологических трубопроводах НПС, подключению вновь построенных участков, откачке нефти из трубопроводов по утвержденным планам согласно заявкам ЛПДС (НПС).

· Разработка перспективных и текущих планов работ ЦРС и отчетность по их выполнению.

· Привлечение персонала, автотракторной и специальной техники участка аварийно-восстановительных работ на плановые работы на линейной части МН и не относящиеся к выполнению возложенных на участок функций - запрещается.

2.3. Функции ЦРС.

В соответствии с основными задачами на ЦРС возложены следующие функции:

· Локализация и ликвидация отказов, аварий и несанкционированных врезок.

· Откачка нефти из трубопроводов при проведении плановых и аварийно-восстановительных работ.

· Проведение плановых работ на линейной части МН и технологических трубопроводов НПС по выборочному ремонту дефектов, замене дефектных участков, запорной арматуры, фасонных изделий.

· Выполнение основных видов работ, направленных на предупреждение аварий по заявкам ЛПДС (НПС) и служб РНУ (УМН), заданиям, графикам и распоряжениям ОАО МН.

· Обеспечение постоянной готовности автотракторной и спецтехники, оборудования к проведению и выполнению возложенных на ЦРС задач.

· Планирование работ и отчетность по выполненным работам:

- разработка и утверждение главным инженером РНУ (УМН) годового и месячных планов работ ЦРС на основе заявок ЛПДС (НПС) и заданий отделов и служб РНУ (УМН);

- разработка месячных планов работы участков ЦРС на основе утвержденного главным инженером РНУ (УМН) месячного плана работы ЦРС;

- ежемесячная отчетность по выполнению работ согласно установленных форм отчетности.

· Осуществление экспериментальной отработки и внедрения новых технологий, технических средств и приспособлений, предназначенных для специальных видов работ по предупреждению и ликвидации аварий на линейной части МН и технологических трубопроводах НПС.

· Организация проведения обучения, аттестация и проверка знаний правил и инструкций у работников ЦРС согласно действующим положениям.

· Обеспечение повышения квалификации и профессионального мастерства персонала ЦРС.

· Обеспечение соблюдения действующих регламентов ОАО АК «Транснефть» и выполнение планов, утвержденных РНУ (УМН).

· Организация работы по охране труда и пожарной безопасности.

· Осуществление организационно-технических мероприятий по устранению причин и условий, порождающих производственный травматизм и профзаболевания.

· Содержание неснижаемого запаса ГСМ, резерва запчастей и материалов.

· Проведение в установленные графиком сроки учебно-тренировочных занятий с отработкой планов ликвидации возможных аварий с целью проверки готовности персонала и техники к выполнению возложенных на ЦРС задач.

· Своевременное оформление и ведение в установленном порядке технической документации.

· Выполнения приказов и распоряжений руководства ОАО МН, РНУ (УМН), мероприятий по улучшению и оздоровлению условий труда, предписаний органов государственного надзора.

· Организация и внедрение мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды при выполнении работ (плановых, аварийных) на объектах линейной части МН и НПС.

· Соблюдение требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах при проведении работ.



3. Участок устранения дефектов.

3.1. Перечень работ.

Устранение дефектов на линейной части МН, в том числе:

-земляные работы по вскрытию участков;

-очистка нефтепровода от изоляции;

-проведение ДДК;

-монтаж и демонтаж трубопроводов и арматуры обвязки откачивающих средств;

-устранение дефектов выборочным методом согласно требованиям нормативных документов;

-изоляция отремонтированных дефектных участков;

-засыпка отремонтированных участков;

-рекультивация земель после устранения дефектов.

Вытеснение опрессовочной жидкости из вновь смонтированных участков после гидроиспытаний.

Вырезка катушек и монтаж заглушек для отключения участков МН для замены трубы при капитальном ремонте.

Подключение участков к действующим МН после выполнения строительно-монтажных работ по их замене или ремонту.

Вырезка и замена задвижек и нестандартных соединительных элементов на линейной части МН и технологических трубопроводов НПС.

Заполнение нефтью участков после проведения плановых работ

Участие в ликвидации отказов, аварий и несанкционированных врезок, в том числе:

-врезка вантузов для откачки нефти из поврежденного участка;

-локализация аварийного розлива нефти;

-монтаж и демонтаж трубопроводов и арматуры обвязки откачивающих средств;

-подготовка ремонтной площадки;

-вскрытие поврежденного участка;

-дегазация рабочей зоны;

-устранение отказов, аварий и несанкционированных врезок согласно требований нормативных документов;

-изоляция и засыпка отремонтированного участка;

-заполнение участка нефтью после завершения аварийно-восстановительных работ;

-ликвидация последствий аварии;

-техническая рекультивация земель после ликвидации аварии.

Ревизия, окатушивание запорной арматуры и фасонных изделий перед установкой.

Изготовление заготовок для врезки вантузов.

Техническое обслуживание закрепленной спецтехники, оборудования и приспособлений.

3.2. Типовое штатное расписание Участок устранения дефектов на технологических трубопроводах НПС и линейной части магистральных нефтепроводов (УУД).

Тюменский УУД.

№ п/п	Наименование штатной единицы	Количество, чел.
1	Зам. Начальника ЦРС - начальник участка	1
2	Мастер	2
3	Электрогазосварщик	6
4	Трубопроводчик линейный	6
5	Машинист экскаватора	2
6	Машинист бульдозера	3
7	Машинист трубоукладчика	3
8	Машинист насосных установок	3
9	Машинист крана автомобильного	2
10	Водитель автомобиля	9
11	Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования	2
	Итого:	39

3.3. Технические средства участка устранения дефектов технологических трубопроводах и части магистральных нефтепроводов (УУД).

№ п/п	Наименование (тип) технического средства	Кол-во. шт.
1	Основные технические средства	1
1.1	Бульдозер с рыхлителем на базе трактора Комацу Д-85А-21, Катерпиллер Д-7Н	1
1.2	Экскаватор гусеничный, с емкостью ковша до 1 м3 типа Комацу РС-200	2
1.3	Трубоукладчик грузоподъемностью 25-30 т. На базе трактора Комацу Д-85С-21	2
1.4	Экскаватор УДС-114А на шасси а/м ТАТРА-Т-815	2
1.5	Автокран КС 3574А г/п 14-17 т. На шасси а/м УРАЛ-4320	1
1.6	Тягач КрАЗ-260, КЗКТ-7428 (ТАТРА-Т-815/2) с трейлером, грузоподъемностью 50-60 т	2
1.7	Автобус вахтовый высокой проходимости НЗАС, НЕФАС на шасси а/м УРАЛ-4320, КАМАЗ-4310	1
1.8	Автомобиль бортовой повышенной проходимости УРАЛ-4320, КАМАЗ-4310 с кузовом КУНГ-1М, электростанцией ДЭС-60 и сварочным выпрямителем ВД-306М	2
1.9	Автомобиль-нефтесборщик вакуумный емкостью V = 6,6-10 м3 на шасси а/м УРАЛ-4320, КАМАЗ-4310	1



4. Типы и параметры дефектов.

Ремонт секции с дефектами должен быть выполнен с учетом взаимного расположения всех имеющихся дефектов, подлежащих ремонту, в соответствии с методами и ограничениями. К дефектным секциям, ремонтируемым только вырезкой, относятся секции с коррозионным повреждением и секции, на которых установлено более двух муфт (тройников), за исключением случая установки двух муфт на сварные стыки секции и муфты (тройника) по телу трубы.

Расчет на прочность и долговечность и определение предельного срока эксплуатации труб и сварных соединений с дефектами и особенностями проводится по ОСТ 23.040.00-КТН-574-06.

Два и более дефекта разных типов из приведенных в таблице считаются комбинированным дефектом, если минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.

Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.

Предельный срок эксплуатации секции с дефектом (дефектами):

- определяется по результатам расчетов на прочность и долговечность каждого дефекта по нормативным документам, согласованным Ростехнадзором РФ и внесенным в реестр «НД ОАО «АК «Транснефть» и действующим на дату проведения расчетов;

- определяется настоящим РД в зависимости от типа дефекта его параметров;

- отсчитывается от даты последнего обследования.

Дефекты геометрии трубы - дефекты, связанные с изменением формы трубы. К ним относятся: вмятина, гофр, сужение.

Глубина гофра определяется как сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости, измеренных от образующей трубы.

К дефектам стенки трубы относятся: потеря металла, уменьшение толщины стенки, механическое повреждение, расслоение, расслоение с выходом на поверхность, расслоение в околошовной зоне, трещина, трещиноподобный коррозионно-механический дефект.

Потери металла делятся на объединенные и одиночные.

Объединенная потеря металла - это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов.

Объединенная потеря металла характеризуется ее габаритной площадью, определяемой крайними точками дефектов из состава группы и равной произведению длины объединенного дефекта L вдоль оси трубы на ширину объединенного дефекта W по окружности трубы (рисунок 5.1). Дефекты, сгруппированные по указанным критериям, в технических отчетах по диагностике, базе данных «Дефект» и актах ДДК описываются как «объединенные потери металла».

Одиночная потеря металла - это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

Механические повреждения поверхности стенки трубы, классифицируемые по ГОСТ 21014 как «риска», «царапина», «задир», «продир», «поверхностная вмятина», идентифицируются по данным ВИП как «риска».

Дефекты сварного соединения (шва) - это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне. Типы и параметры дефектов сварных соединений регламентируются соответствующими нормативными документами.

К дефектам сварного шва относятся:

Трещина, непровар, несплавление - дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, которые по данным ВИП идентифицируются как «несплошность плоскостного типа» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов, которые по данным ВИП идентифицируются как «аномалия» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

Смещение кромок - несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях, которое по данным ВИП идентифицируется как «смещение» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

Косой стык - сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу.

Разнотолщинность стыкуемых труб с отношением толщин стенок более 1,5 является дефектом (за исключением стыков, выполненных по специальным техническим условиям, с соответствующей записью в журнале сварки в составе исполнительной документации).

Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов, является «дефектным сварным стыком». В базах данных, содержащих сведения о дефектах, учету подлежат «дефектные сварные стыки» без указания в них количества дефектов.

К дефектам нефтепровода относятся:

- недопустимые соединительные детали;

- недопустимые конструктивные детали и приварные элементы.

К недопустимым соединительным деталям относятся детали незаводского изготовления: отводы, тройники, переходники, заглушки.

Сварные секторные отводы заводского изготовления, выполненные не по ТУ 102-488-05 «Детали соединительные и узлы магистральных трубопроводов на Рр до 10 МПа (100 кгс/см2)», включаются в состав дефектов и подвергаются ДДК. По результатам ДДК устанавливается классификация отвода в соответствии с порядком, приведенным в приложении Б. ремонт служба нефтепровод

К недопустимым конструктивным деталям и приварным элементам нефтепровода относятся:

а) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;

б) ремонтные конструкции, не разрешенные к применению данным РД

или НД, действовавшим на момент установки;

в) ремонтные конструкции, под которыми выявлен рост параметров дефектов более, чем на 10%;

г) временные ремонтные конструкции, у которых закончился предельный срок эксплуатации;

д) накладные детали из частей труб;

е) вантузы, отборы давления, механические сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, бобышки, «чопики», места приварки шунтирующих перемычек, контактов контрольно-измерительной аппаратуры, у которых закончился предельный срок эксплуатации;

ж) кожухи, касающиеся стенки трубы;

з) сварные присоединения, не соответствующие НД.

Конструктивные детали и приварные элементы, обнаруженные ВИП, характеристики которых не указаны в техническом задании на внутритрубную диагностику участка нефтепровода, включаются в состав дефектов и подвергаются ДДК. По результатам ДДК устанавливается классификация деталей и предельный срок их эксплуатации.

Участок трубы на переходах через естественные и искусственные преграды в месте касания к нему кожуха включается в состав дефектов.

При выборочном ремонте и капитальном ремонте стенки трубы с заменой изоляции должен проводиться ДДК всех дефектов на участке ремонта.

В процессе диагностических обследований и ДДК выявляются особенности нефтепровода с параметрами стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, не превышающими пределы.

Особенности нефтепровода включаются в состав технического отчета по диагностике ВИП WM, MFL, CD. Изменение параметров особенностей контролируется при повторных инспекциях.

В состав технического отчета по диагностике также включаются отложения (загрязнения стенки трубы, приводящие к потере сигнала), металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода, посторонние предметы внутри трубопровода.



5. Методы ремонта секций, содержащих дефекты, и отдельных дефектов.

5.1. Неразрешенные методы ремонта.

· Запрещается установка на секциях нефтепроводов заплат всех видов, накладных деталей и других, не разрешенных настоящим РД, конструктивных деталей. Все ранее установленные заплаты, накладные детали должны быть устранены постоянными методами ремонта.

5.2. Разрешенные методы ремонта.

· Для ремонта дефектных секций и отдельных дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта:

- шлифовка;

- заварка;

- установка ремонтной конструкции;

- вырезка.

Ремонт дефектной секции - восстановление несущей способности секции до уровня бездефектного нефтепровода на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта, патрубок с эллиптическим днищем, допустимый диаметр которого определяется по таблице 6.5, муфтовый тройник, разрезной тройник, герметизирующий чоп («чопик»).

Одиночные сквозные отверстия диаметром до 40 мм (в том числе после устранения патрубков) устраняются установкой чопов («чопиков») и обваркой в соответствии с «Технологией ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

Сварные присоединения, патрубки, не соответствующие требованиям НД, устраняются с помощью патрубка с усиливающей накладкой и усиливающей муфтой по технологии КМТ (П1П7), муфтовых тройников (П8), разрезных тройников (П9), устанавливаемых по «Технологии ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

5.3. При назначении методов ремонта дефектов и дефектных секций должны выполняться следующие требования:

ь все дефекты должны быть отремонтированы в сроки, не превышающие предельные сроки эксплуатации, указанные в отчете по ВТД;

ь дефектная секция должна быть отремонтирована шлифовкой, заваркой, установкой ремонтных конструкций в соответствии с требованиями. Размеры муфт определяются из условия исключения их вырезки на срок не менее 6 лет, но не более срока эксплуатации нефтепровода. Если на секции уже установлена муфта, размеры устанавливаемой муфты определяются из условия исключения их вырезки на срок не менее 2 лет.

ь ремонт выполняется методом вырезки

ь Не допускается установка более двух муфт (тройников) на секцию за исключением случая установки двух муфт на сварные стыки секции и муфты (тройника) по телу трубы. Устранение ранее установленных муфт (тройников), не отвечающих данным условиям, проводится методом вырезки.

ь В пределах дефектной секции не допускается ремонт методами вырезки и установки муфты (тройника) одновременно. При этом назначается общий метод ремонта - вырезка.

ь Размеры ремонтных конструкций должны соответствовать НД на их изготовление и установку.

ь Не допускается установка технологических колец муфты на кольцевые сварные швы трубопровода, гофры. Для установки муфты дефекты, попадающие (полностью или частично) под технологические кольца муфты и допускающие ремонт шлифовкой или заваркой, должны быть отремонтированы указанными методами ремонта.

ь Расстояние L1 от торца технологического кольца муфты до края не отремонтированного дефекта вне муфты должно быть не менее 4t.

ь Расстояние L2 от торца технологического кольца муфты до кольцевого сварного шва вне муфты должно быть не менее 4t.

ь Для приварных муфт (тройников) расстояние L3 от шва приварки муфты к трубе до кольцевого сварного шва должно быть не менее 100 мм.

ь Для приварных муфт (тройников) расстояние L4 от шва приварки муфты (тройника) к трубе до края дефекта вне муфты (тройника), отремонтированного заваркой должно быть не менее 100 мм. Для установки муфты (тройника) дефекты, попадающие (полностью или частично) в зону шва и менее 100 мм от шва приварки муфты (тройника) к трубе и допускающие ремонт шлифовкой должны быть отремонтированы указанным методом ремонта.

ь Расстояние L5 от шва приварки муфты к трубе до края дефекта, ремонтируемого приварной муфтой, должно быть не менее 100 мм.

ь Для муфты П1 величина перекрытия L6 места ремонтируемого дефекта должна быть не менее 1,65 Dн для дефекта кольцевого сварного шва, дефекта ориентированного в окружном направлении, продольной трещины и внутренней коррозии. Для других типов дефектов, ремонтируемых муфтой П1, величина L6 должна быть не менее 0,5 Dн.

ь Расстояние от сварных швов приварки элементов ремонтных конструкций к трубе до сварных швов присоединений и патрубков должно быть не менее 100 мм.

ь Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся ранее установленные необжимная приварная муфта (В1), муфта с коническими переходами (В2).



6. Требования к методам ремонта секций, содержащих дефекты.

6.1. Общие положения

В данном разделе приводятся основные положения технологий ремонта нефтепроводов, применяемых при выборочном и капитальном ремонте. Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.

Каждый ремонт должен отражаться в паспорте нефтепровода. Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной в установленном порядке и иметь паспорт. Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

6.2. Шлифовка

Шлифовка используется для ремонта секций и соединительных деталей (отводы, тройники, переходники, заглушки и т.п.) с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа "аномалии сварного шва" (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в РД 08.00-60.30.00-КТН-050-1-05.

Шлифовка используется для ремонта во вмятинах дополнительных дефектов - рисок, потерь металла, трещин, расслоений с выходом на поверхность.

Сварные присоединения (места старых приварок контрольно-измерительных колонок, места приварок шунтирующих перемычек и другие наплавления металла), примыкающие к бездефектному поперечному или продольному сварному шву, зашлифовываются заподлицо с поверхностью трубы.

При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений. Максимальное допустимое давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки - не более 2,5 МПа. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.

После шлифовки должна проверяться остаточная толщина стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии. Остаточная толщина должна быть не менее 80 % от номинальной толщины стенки.

При шлифовке трещин перед установкой муфты глубина выбранного металла должна превышать глубину трещины не менее, чем на 5 % от номинальной толщины стенки. Остаточная толщина стенки после шлифовки трещин должна быть не менее 5 мм.

6.3. Заварка дефектов

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов стенки трубы типа "потеря металла" (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа "аномалии поперечного сварного шва" (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, недостаточное или отсутствующее усиление, недостаточная ширина шва) на сварных швах.

Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают величин, указанных в ГОСТ. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 100 мм. Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 100 мм.

Заварку разрешается проводить при наличии в трубопроводе избыточного давления не менее 0,1 МПа и максимальном допустимом давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа с учетом погрешности измерения применяемых приборов.

Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов на стенке трубы должна соответствовать требованиям, приведенным в разделе 10 РД 153-39.4-086-01 (введенным в действие РД-08.00-60.30.00-КТН-056-1-05).

Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов поперечных сварных швов должна соответствовать требованиям, приведенным в «Технологии ремонта дефектов кольцевых сварных швов действующих магистральных нефтепроводов методом наплавки».

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому контролю для выявления внешних дефектов и ультразвуковому контролю для выявления внутренних дефектов. По результатам неразрушающего контроля качества сварных швов оформляется заключение установленной формы по РД 08.00-60.30.00-КТН-046-1-05.

6.4. Вырезка дефекта (замена «катушки»)

При этом способе ремонта секция или участок секции с дефектом («катушка») должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной «катушкой». Вырезка дефекта должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при установке муфт (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией) или при наличии на секции более двух муфт.

Порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке «катушек», требования к врезаемым «катушкам» определяются ОР-13.01-45.21.30-КТН-004-2-02*.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать действующим нормативным документам, отвечающим требованиям вновь строящегося трубопровода.

6.5. Установка ремонтных муфт

Требования на изготовление муфт.

Приварные муфты должны быть изготовлены в заводских условиях в соответствии с ТУ 1469-001-01297858-01 «Приварные муфты и патрубки для ремонта действующих магистральных трубопроводов», конструкторской документацией, технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

Муфты должны быть изготовлены из листового материала или из новых (не бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения магистральных нефтепроводов.

Для изготовления муфт применяются низколегированные стали марок 09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У или аналогичные им. Толщина стенки муфты и ее элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальная толщина ее стенки должна быть увеличена в соответствии с расчетом по СНиП 2.05.06 (п. 7.3). При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20% (допускается превышение 20% при округлении величины толщины стенки муфты до ближайшего стандартного значения толщины листа).

При установке муфты на дефектный кольцевой сварной шов, соединяющий трубы разной толщины, или на дефект «разнотолщинность стыкуемых труб» учитывается наименьшая толщина стенки трубы, входящей в соединение. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности муфт не допускаются. Установка муфт должна производиться в соответствии с РД 153-39.4-086-01.

Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты. В целях правильности выбора ремонтной конструкции необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением акта проведения дефектоскопического контроля.

Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее, чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины ремонтируемого дефекта, с учетом ограничений, приведенных в таблицах 6.1-6.5, и в соответствии с требованиями ТУ 1469-001-01297858-01 и технологии на установку муфт данного типа.

В местах приварки муфты и ее элементов к трубе нефтепровода должна быть проведена проверка на отсутствие дефектов стенки трубы. При наличии дефектов в стенке трубы приварка муфты в данном месте не допускается.

Композитная муфта П1 устанавливается по композитно-муфтовой технологии в соответствии с РД-75.180.00-КТН-164-06.

Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются.

Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.

Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы и околошовные зоны поверхности основного металла должны пройти контроль в соответствии с РД 08.00-60.30.00-КТН-046-1-05.

Установка композитных муфт П1В и П1П7 проводится в соответствии с РД-23.060.30-КТН-572-06.

Установка муфтовых тройников П8 проводится в соответствии с РД-23.040.60-КТН-332-06.

Установка разрезных тройников П9 проводится в соответствии с РД «Технология ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

6.6. Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой.

Патрубки должны быть изготовлены в соответствии с утвержденными техническими условиями, технологическим процессом, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

Установка патрубков должна производиться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-086-01. Расстояние между швами усиливающей накладки патрубков и сварными швами трубы, в т.ч. спиральными, должно быть не менее 100 мм.

Высота патрубка должна быть не менее половины диаметра патрубка, но не менее 100 мм. Максимальный диаметр патрубка определяется в соответствии с таблицей 6.5. Патрубок должен иметь такой диаметр, чтобы расстояние от внутренней поверхности патрубка до края дефекта было не менее 4 толщин стенки ремонтируемой трубы. Усиливающая накладка должна иметь ширину не менее 0,4 диаметра патрубка и иметь технологические отверстия, а толщина накладки должна приниматься равной толщине стенки трубы.

Эллиптические днища применяются заводского изготовления и должны иметь следующие размеры:

- высота не менее 0,4 диаметра патрубка,

- высота цилиндрической части равна 0,1 диаметра патрубка,

- радиус сферической части не менее диаметра патрубка,

- радиус перехода сферической части к цилиндрической не более диаметра патрубка;

В стенке патрубка должно быть выполнено отверстие диаметром 8 мм для выхода газов при сварке. После окончания работы в отверстие забивается "чопик" и обваривается.

Контроль всех сварных соединений проводится в соответствии с требованиями РД 153-394-086-01 «Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы».

Работы при приварке патрубков проводятся при величине давления в нефтепроводе не более 2,5 МПа.

6.7. Установка герметизирующих чопов.

Для ремонта отверстий с освобождением нефтепровода до верхней образующей применяют ремонтную конструкцию П10: гладкие чопы диаметром от 8 до 40 мм. Чопы устанавливают на нефтепроводы с толщиной стенки от 8 мм до 19 мм.

Допускается установка чопов диаметром не более:

- 15 мм на нефтепровод диаметром 219 мм;

- 25 мм на нефтепровод диаметром 325 мм и 377 мм;

- 30 мм на нефтепровод диаметром 426 мм;

- 40 мм на нефтепровод диаметром 530 мм и выше.

Конструктивное исполнение чопов П10 и их порядок их установки определен в РД «Технология ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

6.8. Квалификация сварщиков.

К выполнению сварочных работ при установке муфт и заварке дефектов на действующем нефтепроводе допускаются электросварщики, аттестованные на сварку ремонтных конструкций (муфт) и заварку коррозионных повреждений труб в соответствии с действующими правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

6.9. Восстановление изоляции.

Для восстановления изоляции в зоне ремонта используются материалы, разрешенные и включенные в реестр ТУ и ТТ ОАО «АК «Транснефть». Защитные свойства наносимых изоляционных покрытий должны соответствовать защитным свойствам покрытия нефтепровода. Работы по подготовке поверхности и нанесению изоляции проводятся в соответствии с требованиями нормативных документов.

6.10. Общие требования по обеспечению безопасности ремонтных работ.

Для обеспечения безопасности при проведении ремонтных работ необходимо обеспечить выполнение требований нормативных документов в области охраны труда и техники безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах ОАО «АК «Транснефть».

6.11. Общие требования по обеспечению экологической безопасности

При выполнении ремонтных работ необходимо соблюдать требования охраны окружающей природной среды, сохранения ее устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные законодательством в области охраны природы. Работы должны вестись в соответствии с требованиями регламентов по обеспечению экологической безопасности в процессе эксплуатации и производства работ в дочерних акционерных обществах системы ОАО «АК «Транснефть».

В местах загрязнения окружающей среды необходимо организовать контроль за содержанием нефтепродуктов в воде, воздухе и почве с целью определения степени загрязнения и своевременного принятия мер по устранению причин и последствий загрязнения.

В планах производства работ должны быть указаны мероприятия по охране окружающей природной среды, разработанные для конкретных условий.

Используемые для ремонта площади земли должны быть возвращены в состояние, пригодное для использования по назначению.

По окончании ремонтных работ должна быть проведена рекультивация нарушенных земель согласно РД 39-00147105-006-97.

При невозможности восстановления коренной растительности необходимо создавать ее искусственные формы посевом быстрорастущих видов трав с развитой корневой системой.

Предписания органов Росприроднадзора и Ростехнадзора подлежат безусловному выполнению ремонтно-строительными подразделениями ОАО МН и сторонними подрядными организациями.



7. Контроль состояния ремонтных конструкций.

Для ремонтных конструкций, смонтированных на МН и технологических трубопроводах, с периодичностью 10 лет с момента установки, проводится диагностическое обследование.

Диагностическое обследование должно включать в себя следующие методы неразрушающего контроля:

- проведение визуально-измерительного контроля поверхности муфт и сварных швов;

- проведение УЗК 100 % сварных швов по ГОСТ 14782.

Диагностическое обследование ремонтных конструкций проводится лабораторией неразрушающего контроля, аттестованной в установленном порядке.

По результатам периодического диагностического контроля оформляется заключение о неразрушающем контроле. Данные по выявленным дефектам в течение 3-х суток представляют в ОАО ЦТД «Диаскан» для расчета срока устранения дефектов.



Заключение.

Пройдя первую учебную практику на Участке Устранения Дефектов(УУД) Тюменского управления магистральных нефтепроводов были усвоены теоретические знания такие как:

· история ОАО “Сибнефтепровод”;

· организационная структура Тюменского УМН;

· функции и задачи центральной ремонтной службы;

· структура участка устранения дефектов, его функции и задачи;

· типы и параметры дефектов;

· методы ремонта секций, содержащих дефекты и отдельных дефектов;

· требования по их ремонту и контроль их состояния.



Список литературы.

1 Технологические регламенты(стандарты предприятия) акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть». Типовое положение о центральной ремонтной службе.

2 Руководящий документ.”Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов РД 23.040.00-КТН-090-07”

Размещено на Аllbest.ru

...