Выборочный ремонт нефтепровода с заменой дефектной "катушки" трубыы

· подготовка поверхностей свариваемых деталей (снятие фаски с накладных усиленных элементов, зачистка поверхности труб);

· внешний осмотр, классификация дефектов, измерение толщины стенки труб нефтепровода в местах предполагаемой сварки;

· контроль качества сварки;

· определение перечня и выполнение противопожарных мероприятий.

Подготовка концов трубопровода под монтаж и сварку необходима для правильного формирования сварного шва и соответствия размеров вставки размерам вырезанной части трубопровода. С этой целью рекомендуется применять специальные приспособления для разметки, которые позволяют переносить размеры вставки на конец трубопровода или наоборот - размеры вырезанной части трубопровода на вставку. В этом случае концы трубопровода отрезаются по тем же размерам, что и новая вставка, с учетом зазоров и притупления кромок, благодаря чему обеспечиваются качество и быстрота выполнения монтажных работ.

Расстояние между швами приварки катушки и кольцевыми стыками на основном трубопроводе должно быть не менее диаметра трубы. В исключительных случаях допускается уменьшение этого расстояния до 250 мм, но при этом старый сварной стык на трубопроводе должен быть подварен изнутри и просвечен.

При сборке труб под сварку смещение кромок при одинаковой толщине стенок допускается до 20 % толщины стенки трубы, но не более 3 мм на 1/3 окружности стыка. Смещение кромок на нижней (потолочной) части стыка недопустимо.

Стыкуемые трубы фиксируются при помощи прихваток которые располагаются равномерно по периметру стыка; длина прихваток зависит от диаметра труб.

Наложение шва поверх прихваток допускается только после их тщательной очистки от шлака. Неудовлетворительно выполненные прихватки должны быть полностью удалены.

Допускается производить сварку стыка двумя сварщиками при диаметре трубопровода 529 - 1220 м, а при длине вставляемой катушки более 3 м разрешается сварка одновременно двух стыков.

При варке катушек сварку корневого слоя шва должны производить электродом с целлюлозным покрытием диаметром 3,25 мм способом снизу вверх одновременно два сварщика. В этом случае удается обеспечить проплавление свариваемых кромок и сформировать качественный корневой слой в условиях переменных значений зазора, притупления и возможных смещений кромок.

Предпочтительными марками электродов в этом случае являются Фоке Цель, Флитвелд 5П+, Тиссен Цель 70.

1.6.5 Изоляционно-укладочные работы

Противокоррозионную изоляцию поверхности трубопроводов следует осуществлять покрытиями нормального или усиленного типа на основе битумных изоляционных мастик, поли мерных лент отечественного и импортного производства, а также других изоляционных материалов, согласованных к применению в установленном порядке.

Тип и вид защитных покрытий устанавливаются рабочим проектом.

Покрытия на основе битумных изоляционных мастик следует применять для изоляции трубопроводов диаметром до 820 мм при температуре транспортируемого продукта не выше 40°С. Допускается применение покрытий на основе битумных изоляционных мастик на трубопроводах диаметром 1020 мм при температуре воздуха не выше 25°С во время нанесения.

Покрытия из полимерных изоляционных лент можно применять для изоляции трубопроводов всех диаметров. При температуре транспортируемого продукта не выше 60°С применяются полиэтиленовые ленты, а при температуре транспортируемого продукта не выше 35°С - поливинилхлоридные ленты.

В местах перехода магистрального трубопровода от подземной прокладки к наземной, на переходах под автомобильными и железными дорогами конструкция изоляционного покрытия должна быть усилена дополнительно слоем изоляционной ленты или защитной обертки.

Изоляционные покрытия сварных стыков (при применении труб с заводской изоляцией), мест присоединения к трубопроводу запорной арматуры и т.п. по своим защитным свойствам должны соответствовать основному изоляционному покрытию трубопровода.

Материалы, применяемые для изоляционных работ, определяются рабочим проектом и должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации на них. Выбор изоляционных материалов следует осуществлять в зависимости от требуемого срока службы, максимальной температуры транспортируемой нефти и температуры окружающего воздуха при выполнении изоляционно-укладочных работ.

Очищенную поверхность трубопровода следует огрунтовать. Поверхность трубопровода при нанесении грунтовки должна быть сухой, наличие влаги в виде пленки, капель, наледи или инея, а также следы копоти и масла не допускаются.

Слой грунтовки должен быть сплошным и не иметь сгустков, подтеков и пузырей.

Под изоляционное покрытие следует наносить соответствующую грунтовку, обеспечивающую максимальную адгезию покрытия к металлу труб. Допускается также по согласованию с заказчиком применение других грунтовок, если они обеспечивают нормированную величину адгезии. Замена импортных клеевых грунтовок без согласования с фирмой-изготовителем изоляционного материала запрещается.

Нанесение изоляционного покрытия на основе изоляционных полимерных лент. Изоляционные ленты следует наносить на нефтепровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке или после высыхания грунтовки "до отлипа" в соответствии с требованиями нормативно-технической документации на эти материалы.

Изоляционные ленты и обертки необходимо наносить без гофр, перекосов, морщин, отвисаний с величиной нахлеста для однослойного покрытия - не менее 3 см, для двухслойного - 50% ширины ленты + 3 см. Для обеспечения плотного прилегания лент и оберток по всей защищаемой поверхности и создания герметичности в нахлесте необходимо постоянное натяжение материала с усилием.

Защитные обертки, не имеющие прочного сцепления с изоляционным покрытием трубопровода, должны быть закреплены в конце полотнища, а при необходимости через 10...12 м. Для закрепления оберток следует использовать специальные бандажи, клеи и т.п.

Нанесение изоляционного покрытия на основе битумных изоляционных мастик. Изоляционное покрытие на битумной основе следует наносить на нефтепровод сразу же после высыхания грунтовки "до отлипа".

Битумную мастику следует наносить по периметру и длине нефтепровода ровным слоем заданной толщины без пузырей и посторонних включений.

Армирование битумного покрытия стеклохолстом и обертку защитными рулонными материалами необходимо производить без гофр, морщин и складок.

Толщина наносимого битумного изоляционного слоя, его сплошность и прилипаемость, степень погружения стеклохолста в мастичный слой зависят в основном от вязкости мастики, которую регулируют изменением температуры в ванне изоляционной машины в зависимости от температуры окружающего воздуха.

Пластифицированная битумная мастика должна наноситься на очищенную поверхность нефтепровода по свеженанесенной грунтовке. Мастичный слой должен наноситься ровным слоем заданной толщины без пузырей и посторонних включений.

Намотка поливинилхлоридной ленты должна производиться сразу же по слою горячей мастики без гофр, морщин, перекосов и отвисаний. Выдавливание и утонение битумного слоя от усиленного натяга ленты не допускается. Величина нахлеста должна быть не менее 20...25 мм.

Нанесение обертки для защиты покрытия от механических повреждений должно осуществляться без гофр, морщин, перекосов, отвисаний.

Нанесение других изоляционных покрытий следует осуществлять в соответствии с требованиями технологических инструкций по применению.

После проверки качества изоляционного покрытия изолированный нефтепровод следует уложить в траншею, при этом необходимо следить за сохранностью покрытия.

При наличии дефектов в покрытии следует произвести ремонт покрытия.

Изолированный участок нефтепровода после укладки необходимо незамедлительно засыпать или присыпать грунтом. В скальных, каменистых, щебенистых, сухих, комковатых, глинистых и суглинистых грунтах под изолированный участок следует подсыпать мягкий грунт толщиной не менее 20 см.

При засыпке нефтепровода грунтом, содержащим мерзлые комья, щебень, гранит и другие включения размером более 50 мм в поперечнике, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждений присыпкой мягким грунтом на толщину 20 см над верхней образующей трубы или устройством защитных покрытий, предусмотренных проектом.

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

Изолированный и присыпанный участок допускается оставлять незасыпанным грунтом не более 24 часов.

Контроль сплошности защитного покрытия на уложенном и засыпанном нефтепроводе, находящемся в незамерзшем грунте, следует проводить искателем повреждений не ранее чем через две недели после его засыпки.

Все выявленные дефекты покрытия должны быть устранены и после засыпки снова проконтролированы искателем повреждений.

Оценку качества изоляции отремонтированных участков нефтепровода на переходное сопротивление следует проводить методом катодной поляризации при глубине промерзания грунта до 0,5 м.

При ремонте нефтепроводов в зимнее время следует применять усиленный тип защитных покрытий.

При подборе изоляционных материалов для проведения работ необходимо соблюдать соответствие характеристик материалов условиям нанесения защитных покрытий (температуре перекачиваемой нефти, окружающего воздуха при выполнении изоляционно-укладочных работ).

Изолированный участок трубопровода следует уложить на подсыпку из мягкого грунта толщиной 20 см и присыпать на высоту 20 см тем же грунтом для предохранения от повреждений.

В случае применения битумных мастик изолированный участок нефтепровода после укладки на дно траншеи следует немедленно засыпать грунтом, предохраняя изоляционное покрытие.



1.7 Контроль качества и приемка работ

Контроль качества ремонтных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проекта проведения работ.

Ответственность за соблюдение качества ремонтно-восстановительных работ и составление исполнительной документации несет инженерно-технический персонал, назначенный соответствующим приказом организации, производящей работы по капитальному ремонту.

Исполнительная документация ведется в целях подтверждения:

· факта монтажа ответственных конструкций с требуемым качеством;

· факта выполнения конкретных работ с требуемым уровнем качества;

· возможности (разрешения) производства последующих работ.

Исполнительная документация оформляется в день производства работ. Разрешение на производство работ оформляется непосредственно перед их началом. Не допускается оформление исполнительной документации задним числом.

Контроль качества ремонтных работ включает три уровня: производственный контроль, технический надзор и инспекционный надзор.

Производственный контроль проводится с целью обеспечения требуемого качества выполнения отдельных технологических операций в соответствии с требованиями проекта, действующих инструкций, технологических карт, норм и правил и своевременной корректировки выполнения этих операций в случае выхода контролируемых параметров за допустимые пределы.

Производственный контроль качества капитального ремонта осуществляется силами и средствами ремонтно-строительного управления: исполнителями работ и службой качества, состоящей из инженерно-технических работников и контролеров полевых лабораторий.

Производственный контроль выполняется непрерывно в течение всего ремонтного процесса и включает две стадии: входной и операционный контроль.

Результаты производственного контроля качества капитального ремонта отражаются в исполнительной документации: специальных журналах, актах или заключениях. В документах результаты контроля удостоверяются подписями контролера, исполнителя работ и инспектора технадзора.

Целью технического надзора за качеством ремонтно-строительных работ является контроль над обеспечением выполнения всех проектных и технологических решений, применением современной нормативной базы, а также внедрением передовых методов и средств инструментального контроля.

Технический надзор должен осуществляться и охватывать все объекты и этапы ремонтных работ - от экспертизы проектов до проведения испытания трубопровода. Результаты контроля и освидетельствования (приемки) скрытых работ регистрируются в журналах выполнения соответствующих работ.

Технический надзор осуществляется службой технадзора, в том числе организованной в АО МН, имеющей соответствующую лицензию Госгортехнадзора России, которая на местах производства работ создает участки, состоящие из технических инспекторов. Состав участка определяется объемами ремонтных работ и видами выполняемого капитального ремонта.

Инспекционный надзор выполняется на всех стадиях капитального ремонта, начиная с экспертизы проектной документации, с целью проверки эффективности и результативности, ранее выполненных производственного контроля и технадзора.

Инспекционный надзор проводится периодически и выборочно региональными органами Госгортехнадзора России, действующими на основании федеральных законов и специальных положений, утвержденных Правительством России, а также представителями АО МН, в соответствии с должностными обязанностями.

В проведении инспекционного надзора должны участвовать представители проектной организации (авторский надзор).

Окончательное освидетельствование качества капитального ремонта производится при приемке трубопровода приемочной комиссией. Приемка отремонтированного участка нефтепровода производится после завершения всего комплекса ремонтных работ.



2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Подбор трубы для замены участка нефтепровода и расчет толщины стенки трубопровода

Для замены участка трубопровода выбираем спиралешовные трубы диаметром 720 мм из стали 17Г1С.

Толщину стенки трубы находят исходя из нормативного значения временного сопротивления на разрыв, диаметра трубы и рабочего давления с использованием предусмотренных нормами коэффициентов.

Номинальная толщина стенки трубопровода определяется согласно СНиП 2.05.06-85*следующим образом:

,

где	n	-	коэффициент надежности по нагрузке, для нефтепроводов, работающих по системе из “насоса в насос” n = 1,15;
	Р	-	внутреннее давление в трубопроводе, МПа, P = 6,3 МПа;
	D	-	наружный диаметр трубопровода, мм, D= 720 мм;
	R	-	расчетное сопротивление металла труб растяжению, МПа.

Расчетное сопротивление материала труб растяжению и сжатию R₁ определяются по формуле:

,

где	m	-	коэффициент условий работы трубопровода, принимаем категорию участка нефтепровода III, тогда m = 0,9;
	k1	-	коэффициенты надежности по материалу, принимаем k1 = 1,47;
	kн	-	коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаем kн = 1,05;
		-	минимальное значение временного сопротивления, МПа,

МПа.

Толщина стенки:

мм.

Принимаем ближайшее стандартное значение толщины стенки, мм.

Внутренний диаметр трубопровода, , мм,

,

где	Dн	-	наружный диаметр трубопровода, мм, Dн = 720 мм;
	д	-	толщина стенки трубопровода, мм, д = 9 мм,

Продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок и воздействий , МПа вычисляется по формуле:

,

где		-	коэффициент линейного расширения металла трубы, = 0,000012 град-1;
	Е	-	переменный параметр упругости (модуль Юнга), Е = 2,05·105 МПа;
	t	-	расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С,
где		-	переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), принимаем для стали = 0,3,



,

°С,

МПа.

Так как , то возможны осевые сжимающие напряжения; определяют коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, по формуле:

,

.

Расчётная толщина стенки с учётом влияния продольных осевых сжимающих напряжений равна:

,

мм.

Принимаем ближайшее стандартное значение толщины стенки д = 9.

Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении производят по условию:



,

где	2	-	коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях,

,

где	укц	-	кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа,

,

МПа,

,

МПа.

Условие выполняется, следовательно, прочность участка трубопровода в продольном направлении обеспечена.

Вывод: по произведенным расчетам для замены участка трубопровода выбираем трубы диаметром 720 мм с толщиной стенки 9 мм из стали 17Г1С.

2.2 Определить объем земляных работ

Параметры земляных сооружений, применяемых при сооружении ГНП (ширина, глубина и откосы траншеи, сечение насыпи и крутизна её откосов и др.), устанавливают в зависимости от диаметра (D_н) трубопровода, способа его закрепления, рельефа местности, грунтовых условий. Размеры траншеи (глубина, ширина по дну, откосы) устанавливают в зависимости от назначения и диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических условий.

Минимальная ширина траншеи по дну устанавливается СНиП и принимается равной D+300 мм для трубопроводов диаметром до 700 мм (где D - условный диаметр трубопровода) и 1,5D для трубопроводов диаметром 700 мм и более с учётом следующих дополнительных требований:

- для трубопроводов D_н = 1200 и 1400 мм при рытьё траншей с откосами не круче 1 : 0,5 ширину траншеи по дну уменьшают до величины D+500 мм;

- допускается принимать ширину траншей равной ширине рабочего органа землеройной машины, но не менее указанной;

- ширина траншеи по дну на кривых участках под гнутые или сварные отводы равна двукратной величине по отношению к ширине на прямолинейных участках для обеспечения вписания трубопровода в кривую траншею;

- ширина траншеи по дну под балластными грузами или анкерными установками должна быть не менее 2,2D, на участках трубопровода балластируемого грунтом с использованием нетканого синтетического материала, 1,6D.

Рисунок 2.1 - Параметры траншеи



Крутизна откосов траншей под трубопровод и котлованов под трубопроводную арматуру принимается по СНиП.

Крутизна откоса - отношение глубины (Н) траншеи к проекции образующей стенки на горизонтальную плоскость.

Глубину траншеи устанавливают из условий предохранения трубопровода от механических повреждений при переезде через него автотранспорта, строительных и сельскохозяйственных машин и назначают равной: для трубопроводов диаметром D до 1000 м - D+0,8 м; для трубопроводов диаметром 1000 м и более D+1 м; для болотистых грунтов, подлежащих осушению, D+1,1 м; для песчано-барханных грунтов D+1 м от нижних межбарханных оснований; для скальных и болотистых грунтов при отсутствии проезда автотранспорта, строительных машин D+ (0,6-0,8) м.

Методы разработки грунтов определяют в зависимости от параметров земляного сооружения и объёмов работ, геотехнических характеристик грунтов, классификации грунтов по трудности разработки, местных условий строительства, наличия землеройных машин в строительных организациях. При разработке траншей с откосами объём земляных работ V_З.Р. определяется:

или ,

где	В1	-	ширина котлована по верху, м;
	В2	-	ширина котлована по низу, м;
	L	-	длина котлована, м;
	Н	-	глубина котлована, м;
	n	-	коэффициент откоса, принятый по таблице 2.1.



Таблица 2.1 - Крутизна откосов траншеи

№ п/п	Виды грунтов	Крутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более
		1,5	3,0	5,0
1	Насыпные неслежавшиеся	1:0,67	1:1	1:1,25
2	Песчаные	1:0,5	1:1	1:1
3	Супесь	1:0,25	1:0,67	1:0,85
4	Суглинок	1:0	1:0,25	1:0,75
5	Глина	1:0	1:0,5	1:0,5
6	Лессовые	1:0	1:0,5	1:0,5

Определяем объем земляных работ при разработке котлована с откосами

Ширина котлована по низу при , , т.е.

м.

Глубина траншеи при диаметре трубопровода , , м,

м.

Длина траншеи при ,

,

где		-	длина заменяемого участка (м), но не менее диаметра нефтепровода, причем расстояние от конца заменяемого участка до прилегающей торцовой стенки траншеи должно быть не менее м,

м.

Определяем объём земляных работ при разработке траншей с откосами по формуле:

м³.

2.3 Определение параметров испытания

Определить время заполнения водой участка трубопровода с условным диаметром мм, протяженность участка км, для заполнения участка водой используют один агрегат АН-1001 производительностью .

Решение:

На оси абсцисс правой части номограммы находим точку, соответствующую L = 20 км и от нее проводим вертикальную линию до пересечения с наклонной линией, обозначающей мм. Из точки пересечения с наклонной линией, обозначающей производительность . Из полученной точки опускаем перпендикуляр на ось абсцисс и находим, что время заполнения t = 8 ч.

Рисунок 2.2 - Номограмма для определения времени заполнения нефтепровода водой



Нефтепровод диаметром мм, протяженностью L = 20 км с пропуском поршня-разделителя, рабочее давление p = 6,3 МПа.

Решение:

1. Возможные максимальные потери давления при заполнении участка трубопровода:

· на преодоление максимального перепада высот по трассе - 130 м;

· на перемещение поршня - 13 м;

· на преодоление сил трения и перемещение загрязнений при D_у = 1000; Q = 1000 м³ /ч и L = 20 км - принимаем 0,530820 = 10,6 м.

Суммарный потребный напор H = 130 + 13 + 10,6 = 153,6 м.

Выбираем оборудование - наполнительный агрегат АН-1001, который имеет производительность 1000 м³/ч и развивает напор 60 м.

2. Продолжительность процесса промывки:

,

где	К1 К2	= =	0,7; 1,17.

3. Продолжительность подъема давления в трубопроводе:

= (0,4- 0,5); принимаем = 0,4

ч.

4. Величина испытательного давления:

· в верхней точке:

МПа

· в нижней точке:

МПа

Для опрессовки используем агрегат ЦА - 320 м с подачей (18,4 - 82,2) м³/ч и напором 182/40 м.

5. Продолжительность подъема давления опрессовочным агрегатом

принимаем = 0,3

ч.

6. Продолжительность снижения давления с испытательного до рабочего

принимаем ,

7. Суммарная продолжительность процесса гидравлического испытания



1 - заполнение трубопровода водой; 2 - подъем давления до Рисп (а - в нижней точке трубопровода Pисп = Pзав, б - в верхней точке трубопровода не менее 1,1Рраб); 3 - циклическое испытание на прочность (время выдержки до первого цикла снижения давления не менее 6ч, между циклами - 3ч); 4 - снижение давления до Pгерм = Pраб; 5 - проверка на герметичность. Рисунок 2.3 - График изменения давления в трубопроводе при гидравлических испытаниях



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В своей курсовой работе я рассмотрел совокупность работ выборочного ремонта и в частности ремонт с заменой дефектной “катушки” трубы. Сюда вошли подготовительные, земляные, а также сварочные работы, последовательность технологических операций, схемы расстановки техники и малой механизации. Также была выбрана спиралешовная труба из стали 17Г1С с диаметром 720 мм и толщиной стенки 9 мм. Определен объем земляных работ, который составил 56,81 м³ и параметры ремонтного котлована. Определены параметры гидравлических испытаний нефтепровода, рассмотрены изменения давления в трубопроводе при гидравлических испытаниях. Подобрано оборудование для промывки нефтепровода - наполнительный агрегат АН-1001 с производительностью 1000 м³/ч и напором 60 м. Для опрессовки нефтепровода - агрегат ЦА - 320 м с подачей (18,4 - 82,2) м³/ч и напором 182/40 м.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Трубопроводный транспорт нефти / под ред. СМ. Вайнштока. Т.1. (в 2-х томах). М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2002.

2. Трубопроводный транспорт нефти / под ред. СМ. Вайнштока. Т.2. (в 2-х томах). М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2004.

3. Гумеров А.Г., Азметов Х.А. и др. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1998.

4. Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. -- М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

5. Р.А.Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. “Трубопроводный транспорт нефти и газа”.: Недра, 1989 г.

6. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. Пособие/ Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С.К. Рафиков и др. - Санкт-Петербург: Недра, 2006.

7. СНиП III-42-80* “Магистральные трубопроводы”.

8. СНиП 2.05.06-85* “Магистральные трубопроводы”.

9. РД 39-00147105-015-98 “Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов”

Размещено на Allbest.ru

...