Хранилищ газа и нефти

Вид материала

Методические указания

Содержание Методические указания Методические указания Табл. 1. Классификация дефектов по очередности ремонта Методические указания

Подобный материал:

• Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах*1 пб 08-621-03, 484.04kb.
• Разработка технологии и методов регулирования хранения попутного газа в пластах-коллекторах, 402.61kb.
• Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах I. Область, 575.4kb.
• Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах Настоящим, 537.31kb.
• Положение о научно-образовательном центре «Нефтегазовое дело», 89.57kb.
• История кафедры геологии нефти и газа, 289.6kb.
• Цифровые инженерно-геологические картографические модели планирования подземных хранилищ, 237.94kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины ен. Р. 02 Математическое моделирование процессов, 353.5kb.
• Геохимические методы поисков месторождений нефти и газа содержание учебной дисциплины, 74.47kb.
• «Об административной ответственности за правонарушения в сфере использования нефти, 9.48kb.

Тема 3.3 Капитальный ремонт магистральных трубопроводов в обычных условиях

Студент д о л ж е н:

знать: состав и сущность всех ремонтных работ па линейной части магистрального трубопровода;

у м е т ь: проводить анализ диагностических исследований трубы и выби­рать способ ремонта.

Подготовка к ремонту, вывод трубопровода в ремонт Анализ диагностиче­ских исследований трубы. Способы выполнения капитального ремонта, обос­нование принятого. Состав работ при капитальном ремонте ЛЧ: подготовитель­ные на трассе, изоляционно-укладочные, продувка. Контроль качества ремонт­ных работ Сдача отремонтированного участка магистрали в эксплуатацию


Методические указания

Основными техноло­гическими параметрами подъема и укладки нефтепровода являются высота подъема его трубоукладчиками, общая длина приподнятого участка, число трубоукладчиков, расстояние между ними и усилия на крюках трубоукладчиков.

Определение технологических параметров начинают с вы­бора числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефте­провода, и назначения технологической высоты подъема край­ними трубоукладчиками, необходимой для работы ремонтных машин. Число трубоукладчиков выбирают в зависимости от ди­аметра нефтепровода, выполняемых операций ремонта и гру­зоподъемности трубоукладчиков. Минимальное число трубо­укладчиков, необходимое для подъема и укладки нефтепрово­дов диаметрами 530— 1220 мм, должно быть не менее двух.

Подъем нефтепровода производится одновременно всеми участвую­щими в подъеме трубоукладчиками плавно, без рывков и резких ослаблений с соблюдением соотношений высот подъ­ема и расстояний, полученных при расчете.

В процессе производства ремонтных работ трубопровод необходимо очистить от старой изоляции. В общем случае все методы очистки трубопроводов можно разделить на че­тыре группы: механические, гидравлические, химические и термические методы.

Однако применение химических и термических методов при выполнении ремонтных работ на действующих нефте­проводах правилами капитального ремонта запрещено. Та­ким образом, в практике ремонта трубопроводов и в нашей стране и за рубежом применяют только механические и гид­равлические методы очистки.

В свою очередь, механические методы можно условно раз­делить на два вида: срезание старой изоляции (с помощью резцов ножей, цепей, металлических щеток или тросов); очистка путем динамического воздействия на изоля­цию — пескоструйный, дробеструйный или дробеметный способы очистки.

При производстве ремонтных работ наибольшее примене­ние нашли очистные машины типа ОМ-Э. Эти машины пред­назначены для подготовки наружной поверхности магист­ральных трубопроводов под новые изоляционные покрытия при капитальном ремонте с заменой изоляции и при ремонте с заменой труб.

Машины имеют два ротора, передний из которых оснащен резцами на гибких связях, а задний — либо резцами, либо металлическими щетками.

Машины этого типа могут работать без поджимных колес и с поджимными колесами. Максимальный угол преодолевае­мого продольного подъема при работе с поджимными колеса­ми достигает 30°. Общий вид машины приведен на рис. 4.V.

За рубежом разработаны машины для очистки трубопро­водов от старой изоляции, в которой в качестве режущего органа использованы специальные цепи. Машина приводится в действие гидроприводом и имеет двухосную конструкцию. Приводные валы (оси) расположены над трубой и под ней, что обеспечивает полный охват трубы цепями. Привод цепей обеспечивается с помощью специальных дисков, закреплен­ных на валах. Одной цепи хватает на очистку 8047 м трубы.

Для повышения степени очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции используется устройство пескост­руйной очистки.

Гидравлический способ очистки наружной поверхности трубы от старой изоляции основан на подаче воды под высо­ким давлением (до 140 МПа) через специальные форсунки. Такой способ очистки оставляет поверхность трубы, а также продольные и поперечные сварные швы чистыми и готовыми к проведению визуальной инспекции. Коррозионные продук­ты полностью вымываются, и области с глубокой точечной коррозией становятся доступными для визуального контроля.

Гидроочистка является единственным практическим спо­собом удаления в трассовых условиях растворимых в воде солей и других загрязнений. В различных моделях систем гидроочистки давление составляет от 140 до 240 МПа при расходе воды от 60 до 200 л/мин. Очистка достигается по­средством срезания старого изоляционного покрытия струя­ми воды высокого давления. Система состоит из вращающих­ся головок (обычно 3 шт.) с соплами (8 шт.), расположенных относительно друг друга под углом 120°, и колебательного по­воротного механизма, осуществляющего поворот системы с головками поперек оси трубы на 60° в одну сторону и затем в другую, обеспечивая полную очистку поверхности трубы на 360°.

Од­нако следует иметь в виду, что применение этого способа очистки возможно только при положительной температуре окружающей среды. Необходимо отметить, что для нормаль­ной работы этой системы требуется чистая, специально под­готовленная вода.

Как уже указывалось выше, очистка путем динамического воздействия на изоляцию производится пескоструйным, дро­беструйным и дробеметным способами. В зарубежной и отечественной практике эти способы используются обычно для доочистки после снятия старой изоляции машиной механиче­ской или гидравлической очистки.

Пескоструйный и дробеструйный способы заключаются в том, что сжатый воздух от компрессора при давлении 0,5 — 0,7 МПа подает на поверхность трубы абразив, который, уда­ряясь о поверхность трубы, снимает остатки изоляции, ока­лину и ржавчину. В качестве абразива применяют либо реч­ной песок, либо дробь.

Согласно правилам капитального ремонта подземных тру­бопроводов качество очистки их поверхности может опреде­ляться визуальным осмотром с помощью пластины из про­зрачного материала размером 25x25 мм с взаимно перпенди­кулярными линиями, образующими квадратики размером 2,5x2,5 мм.

Степень очистки поверхности считается удовлетворитель­ной, если окалиной и ржавчиной занято не более 10 % пло­щади пластины при подготовке поверхности под пленочные покрытия и не более 30 % площади пластины при подготовке поверхности под битумно-мастичные покрытия. При визуаль­ном контроле для определения степени очистки пользуются также способом сравнения очищенной поверхности с эта­лонными образцами.

Вопросы для самоконтроля

1. Определение технологических параметров подъема трубопровода
   
2. Методы очистки трубопровода от старой изоляции
   
3. Контроль качества ремонт­ных работ
   

Тема 3.4. Виды и классификация дефектов трубопроводов

Студент д о л ж е н:

З н а т ь: классификацию дефектов линейной части трубопроводов, виды дефектов

v м е т ь: определять очередность ремонта дефектов по их параметрам

Методические указания

Дефекты линейной части магистральных неф­тепроводов подразделяются по виду: дефекты изоляционных покрытий; дефекты трубы; дефекты, связанные с изменением проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния.

Дефекты трубы по степени опасности классифицируются по двум категориям: дефекты подлежащие ремонту (ДПР); дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

В качестве критерия опасности дефекта приняты величина разрушающего давления на уровне испытательного давления и геометрические параметры.

Параметры, по которым классифицируют дефекты трубы, приведены в табл. 1.

Табл. 1. Классификация дефектов по очередности ремонта

Описание дефекта	Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР)	Дефекты первоочеред- ного ремонта (ПОР)
Дефект геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам	Глубиной, равной или более 3,5 % диаметра трубы
Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или расположенный на сварном шве	Глубиной более 6 мм	Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы
Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла	Все дефекты	Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы, но не менее 6 мм
Потеря металла (внешняя и внутренняя)	Глубиной равной или более 20 % от толщины стенки трубы	Глубиной, равной или
		более 50 % толщины
		трубы.
		Опасные по результатам расчета на статиче­скую прочность
Риска, царапина, задир	Все дефекты	Глубиной, равной или
		более 0,2 мм
Трещины по телу трубы или в сварном шве	-	Все дефекты
Расслоение	Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Расслоение в около-	Размером более 20 мм вдоль продольного и спи­рального швов в зоне 10 мм от линии сплавления и размером более 3,2 мм вдоль кольцевого шва в зоне 25 мм от линии сплавления	То же
шовной зоне
Расслоение с выходом на поверхность	Все дефекты	«
Аномалия поперечного	Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6πДн размерами, превышающими допустимые значения по СНиП III-42 - 80 и ВСН 012 - 88	Суммарной длиной по окружности равной или более 1/З πДн Опасные по результатам расчета на статическую прочность
шва
Несплошность плоскостного типа поперечного шва	Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6 πДн
Несплошность плоско- стного типа поперечного шва	Размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88	Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Смещение поперечно- го шва	Размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88	Глубиной, равной или более 25 % толщины стенки трубы, и длиной по окружности трубы, равной или более 1/ЗπДн Опасные по результа­там расчета на статиче­скую прочность
Аномалия продольного (спирального) шва	Один дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы или два дефекта дли­ной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы	Длиной по оси трубы, равной или более 2√Днt Опасные по результа­там расчета на статиче­скую прочность
Несплошность плоско- стного типа продольного (спирального) шва	Глубиной равной или более 10 % от толщины стенки трубы	Длиной по оси трубы, равной или более 2√Днt, при любой глубине. Опасные по результа­там расчета на статиче­скую прочность
Смещение продольно- го (спирального) шва	Глубиной равной или бо- лее 10 % от толщины стен- ки трубы	Длиной по оси трубы, равной или более 3√Днt, при любой глубине смещения. Опасные по результа­там расчета на статиче­скую прочность

Дефектность изоляционных покрытий по степени опасно­сти регламентируется согласно ГОСТ. В качестве интеграль­ного критерия предельного состояния изоляционных покры­тий используется минимальная величина переходного сопро­тивления изоляции R_n = 10³ Ом-м². Кроме того, оцениваются эксплуатационные параметры: толщина изоляционных по­крытий, влагопроницаемость, водопоглощение, сплошность, стойкость к отслаиванию под действием катодного тока, адге­зия, термостойкость и долговечность, которые должны нахо­диться в пределах нормативных требований.


Дефект магистрального нефтепровода — это отклонение геометрического параметра трубы, сварного шва, качества материала трубы, не соответствующее требованиям действующих нормативных документов и возникающее при изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации нефте­провода, а также недопустимые конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральные нефтепроводы и обнаруживаемые внутритрубной диагности­кой, визуальным или приборным контролем или по результа­там анализа исполнительной документации объекта.

Согласно действующей НТД все дефекты делятся на сле­дующие группы: дефекты геометрии трубы; дефекты стенки трубы; дефекты сварного шва; комбинированные дефекты; недопустимые конструктивные элементы.

Дефекты геометрии трубы связаны с изменением ее фор­мы. К ним относятся следующие:вмятина — локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси трубопровода; гофр — чередующиеся поперечные выпуклости и вогнуто­сти стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода; овальность — дефект, при котором сечение трубы имеет отклонение от цилиндрической формы, а наибольший и наи­меньший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях.

К дефектам стенки трубы относятся: потеря металла — изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления; риска (царапина, задир) — потеря металла, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном перемещении; расслоение — несплошность металла стенки трубы; расслоение с выходом на поверхность (закат, плена про­катная) — расслоение, выходящее на внешнюю или внутрен­нюю поверхность трубы; расслоение в околошовной зоне — расслоение, примыкаю­щее к сварному шву; трещина — дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы.

Дефекты сварного шва — это дефекты непосредственно в сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры ко­торых установлены нормативными документами, и выявлен­ные любыми методами наружной и внутритрубной диагно­стики. К дефектам сварного шва относятся: трещины, непро-вары, несплавления, поры, шлаковые включения, подрезы, превышения проплава и др.

Комбинированными дефектами являются различные ком­бинации из дефектов, приведенных выше.

Недопустимые конструктивные элементы — это элементы или соединительные детали, не соответствующие требовани­ям действующих НТД: тройники, плоские заглушки и днища, сварные секторные отводы, переходники, вварные и наклад­ные заплаты всех видов и размеров.

Вопросы для самоконтроля

1.Виды дефектов линейной части трубопроводов

2.Классификация дефектов по очередности ремонта

3.Виды дефектов геометрии трубы

4.Виды дефектов стенки трубы

5.Дефекты сварного шва

6.Комбинированные дефекты

7. Недопустимые конструктивные элементы


Тема 3.5. Текущий ремонт по восстановлению стенки трубы

Студент д о л ж е н:

З н а т ь: методы ремонта магистральных трубопроводов, виды ремонтных конструкций, область их применения и технологию монтажа ремонтных конструкций

У м е т ь: определять метод ремонта в зависимости от параметров дефекта

Методические указания

Для ремонта дефектов магистральных нефтепроводов мо­гут применяться следующие методы: шлифовка; заварка; установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки); вырезка дефекта (замена «катушки» или замена участка).

Ремонты шлифовкой, заваркой, вырезкой «катушек» и на­ложением некоторых видов конструкций относятся к посто­янным методам ремонта, т.е. позволяют восстановить несу­щую способность дефектного участка до уровня бездефект­ного на все время его дальнейшей эксплуатации.

Ремонт методами шлифовки и заварки проводится без ос­тановки перекачки нефти. Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе как при остановке, так и без ос­тановки перекачки.

Устранение дефектов при капитальном ремонте выполня­ется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.

Запрещается наложение всех видов заплат (вварных, на­кладных) за исключением аварийных ситуаций.

Ремонт шлифовкой

Этот метод используется при коррозионных дефектах, рисках, расслоениях с выходом на поверхность, при мелких трещинах. Максимальная глубина зашлифованно­го участка должна быть не более 20 % номинальной толщины стенки. При шлифовке должна быть восстановлена плавная форма поверхности в целях снижения концентрации напря­женности в месте дефекта. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.

Ремонт заваркой (заплавкой) дефекта

Этот метод разрешается применять при кор­розионных дефектах с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм. Заварка допускает­ся, если максимальный линейный размер дефекта не превы­шает трех номинальных толщин стенки трубы.

Полость коррозионного поврежде­ния и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений зачищается до металлического блеска. После заварки дефекта наплавленный металл должен быть обрабо­тан шлифмашинкой до получения ровной поверхности и иметь усиление не более 1 мм с плавным переходом к основ­ному металлу

Установка ремонтных конструкций

Конструкции для постоянного ремонта позволяют восста­новить трубопровод на все время его дальнейшей эксплуата­ции. К этому виду конструкции относятся композитная муф­та, обжимная приварная муфта, несколько типов галтельных муфт и приварной патрубок с эллиптическим днищем. Муфты должны иметь маркировку, паспорт и серти­фикаты на применяемые материалы. Их требуется изготавли­вать из листового материала или из новых (не бывших в экс­плуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназна­ченных для сооружения магистральных нефтепроводов.

Толщина стенки муфты при одинаковой прочности метал­ла трубы и муфты должна быть не менее толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальную толщину ее стенки необходимо увеличить в соответствии с расчетом по СниП. При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стен­ки трубы более чем на 20 %. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Технология установки композитной муфты

Муфта монтируется из двух свариваемых ме­жду собой полумуфт. Между муфтой и ремонтируемой тру­бой остается кольцевой зазор от 6 до 40 мм, который регули­руется установочными болтами (рис. 4.8). Края кольцевого зазора герметизируются быстро твердеющим герметикой. После затвердевания торцового герметика установочные бол­ты выворачиваются заподлицо с внутренней поверхностью муфты. Уровень заполнения муфты композитным составом определяется через контрольные отверстия малого диаметра, в которые наживлены болты. После затвердевания композит­ного состава все выступающие из муфты детали обрезаются заподлицо с наружной поверхностью муфты.

Технология установки приварных муфт

При изготовлении, монтаже и сборке муфты необходимо выполнять ряд требований.

При изготовлении: продольные кромки муфты и колец должны быть обрабо­таны под несимметричную V-образную разделку с углом ско­а верхней кромки 30±5°, нижней — до 10±2°; с внутренней стороны муфты на месте сварки продольно­го шва рекомендуется делать выборку под металлическую пластину толщиной 2 мм и шириной 20 мм (это позволяет избежать приварки продольных швов муфты к стенке трубы); накладные элементы должны плотно прилегать к поверх­ности.

При сборке: кромки муфты и прилегающие к ним внутренние и на­ружные поверхности должны быть очищены до металличе­ского блеска на ширину не менее 10 мм; участки поверхности трубы, примыкающие к кромкам муфты, также должны быть очищены до металлического бле­ска на ширину не менее четырех толщин стенки; продольные швы муфты, технологического кольца и тру­бопровода должны быть смещены друг относительно друга на величину не менее 100 мм; на месте сборки продольных швов на поверхности трубо­провода следует наклеить с помощью жидкого стекла полоску стеклоткани или асбеста либо металлическую пластину по величине сделанной выборки; при сборке муфты для получения требуемого зазора до­пускается стягивать полумуфты при помощи сборочных скоб или наружного центратора, а затем продольные кромки фик­сировать прихватками.

Ремонт дефекта вырезкой катушки

Суть этого вида ремонта заключается в том, что участок трубы с дефектом вырезают и заменяют безде­фектной трубой — «катушкой».

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 (р_исп = 0,95 ст_т, где с_т — предел текучести металла для данной марки стали).

Врезка «катушек» должна выполняться в следующем по­рядке [3]: 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; заварка новой «катушки» и контроль качества сварных со­единений; заполнение трубопровода нефтью; вывод трубопровода на необходимый режим работы.

Вопросы для самоконтроля

1.Виды и параметры дефектов, устраняемых методом шлифовки

2. Виды и параметры дефектов, устраняемых методом заварки

3. Технология установки приварных муфт

4. Ремонт дефекта вырезкой катушки