Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода (стр. 9 из 20)

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 устанавливается по композитно-муфтовой технологии. Композитные материалы должны быть испытаны и допущены к применению установленным порядком.

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 должны пройти визуальный и ультразвуковой контроль. Наличие дефектов, превышающих требования ВСН 012-88, не допускается. Дополнительно могут применяться магнитопорошковый или другие методы.

2.7 Порядок проведения ремонта дефектов

Устранение дефектов, подлежащих ремонту, может производиться как

выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим РД, так и капитальным ремонтом с заменой трубы и с заменой изоляции на протяженных участках нефтепровода. При капитальном ремонте с заменой изоляции должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции.

Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от:

- технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;

- плотностей распределения дефектов ДПР и ПОР по длине нефтепровода;

- плотностей распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;

- состояния изоляционного покрытия;

- конкретных условий пролегания нефтепровода;

- фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода.

Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих критериев:

В первую очередь подлежат ремонту и устранению дефекты:

- ограничивающие пропускную способность нефтепровода;

- расположенные на переходах через естественные и искусственные водные препятствия;

- расположенные на переходах через автомобильные и железные дороги;

- расположенные вблизи населенных пунктов и промышленных объектов;

- расположенные на местности, геодезические отметки и профиль которых при выходе нефти могут привести к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты;

- расположенные в труднодоступных участках нефтепроводов (болота, горные участки и др.).

В зависимости от значимости нефтепровода первоочередному ремонту и устранению подлежат дефекты, расположенные на:

- межрегиональных магистральных нефтепроводах, по которым транспортируется нефть многих грузоотправителей и осуществляются поставки на НПЗ России;

- магистральных нефтепроводах экспортного направления;

- магистральных нефтепроводах, задействованных в перспективных проектах развития системы;

- магистральных нефтепроводах или участках, не имеющих дублирующего направления;

- магистральных нефтепроводах регионального значения от мест добычи и загруженных свыше 70% от проектной производительности.

2.8 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

Запрещается установка на нефтепроводах заплат всех видов, накладных элементов ("корыта") и других, нерегламентированных настоящим РД конструктивных элементов. Все ранее установленные на нефтепроводах заплаты и накладные элементы должны быть заменены постоянными методами.

Разрешенные методы ремонта.

Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта:

· шлифовка;

· заварка;

· вырезка дефекта (замена катушки или замена участка);

· установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки).

Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного ремонта и методы временного ремонта.

К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр, патрубок с эллиптическим днищем.

Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся необжимная приварная муфта и муфта с коническими переходами. Муфты этих типов разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой в течение одного календарного месяца и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта.

Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт с коническими переходами, необжимных приварных муфт и заплат определяется в зависимости от отношения максимального рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода.

Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке и иметь паспорт.

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

2.9 Краткая характеристика подводного перехода

Река Калмаш находится на территории Чекмагушевского района Башкортостана. Участок подводного перехода нефтепровода Калтасы – Уфа-2 через реку Калмаш расположен у деревни Калмаш, по трассе трубопровода – это 107,8 км. Ремонт подводного перехода делается на основании диагностического обследования. На этом участке трубопровода обнаружено многочисленное количество дефектов подлежащих ремонту и один дефект подлежащий первоочередному ремонту.

Длина подводного перехода, м 134;

ширина русла, м 27,5;

максимальная глубина реки, м 1,5;

максимальная глубина разрабатываемой траншеи: 2,5;

характеристика трубы: 720´10 мм; сталь 17Г1С;

рабочее давление, МПа 6,4;

русло реки сложено гравийно-галечным материалом с песком

Течение реки – 0,9 м/с, справа налево если смотреть по трассе.

Изоляционное покрытие «Пластобит – 40», усиленное: грунтовка, мастика, «Изобит» и обертка ПЭКОМ.

Футеровка: сплошная, деревянными рейками сечением 4000´60´30 по ТУ 102-14-86.

Балластировка: чугунными грузами, марка СЧ-15 ГОСТ 1412-85.

Участок перехода представляет собой относительно равную с абсолютными отметками от 106,23 до 05,65 м. На участке перехода русло извилистое, с пологими берегами. Берега проросли кустарником, полоса зарослей от 5 до 5 м. Река Калмаш не судоходная. Амплитуда колебаний воздуха составляет от 57 до 62 0С. [14]

3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет толщины стенки трубопровода

В общем случае толщину стенки трубопровода d согласно СНиП 2.05.06-85* можно определить следующим образом

,

где y1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб;

nр – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, nр=1,1 [1];

р – внутреннее давление в трубопроводе;

Dн – наружный диаметр трубопровода;

R1 – расчетное сопротивление материала и его можно рассчитать по формуле

,

где

- нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали, =sв=520МПа;

m – коэффициент условий работы трубопровода, для первой категории трубопроводов m=0,75 [1];

к1 – коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к1=1,47 [1];

кн – коэффициент надежности по назначению, для трубопровода с условным диаметром 720 мм и внутренним давлением 6,4 МПа кн=1 [1];

МПа;

Коэффициент y1=1 при сжимающих продольных осевых напряжениях sпр N>0.

При sпр N<0 y1 определяется по формуле

.

Первоначально принимаем y1=1.

Рассчитаем предварительную толщину стенки

Уточняем это значение по ГОСТ и принимаем δ=10 мм [31].

Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле

,

где Dt – расчетный перепад температур;

m - коэффициент Пуассона, m=0,3 [1];

at – коэффициент линейного расширения металла,

at=1,2×10-5 1/0С [1];

Е – модуль Юнга, Е=2,06×105 МПа [1];

nt – коэффициент надежности по температуре, nt=1 [1];

Dвн – внутренний диаметр трубопровода.

мм;

Расчетный перепад температур Dt

0 С,

0 С.

Рассчитаем продольные напряжения sпр N