«Совершенствование методов повышения эффективности выборочного р. Совершенствование методов повышения эффективности выборочного ремонта магистральных газонефтепроводов
 Скачать 2.82 Mb.
|
|
Этап 4 Монтаж муфты. Тарированная затяжка болтовых соединений. Возобновление перекачки. Разметка границ композитной муфты. Этап 5 Подготовка поверхности трубопровода к монтажу композитной муфты. Этап 6 Обезжиривание внутренних поверхностей частей стальной обечайки и подготовка их к сварке. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 45 Обзор современных ремонтных конструкций выборочного ремонта трубопроводов Этап 7 Электродуговая сварка стальной обечайки и последующий НК сварных швов. Этап 8 Заполнение композитом пазух между фланцами Антисвища. Нанесение клеящей мастики на внутреннюю поверхность композитной муфты. Этап 9 Монтаж композитной муфты поверх Антисвища. Этап 10 Нанесение клеящей мастики на композитную муфту. Этап 11 Надвигание стальной обечайки на композитную муфту. Этап 12 Натягивание стальной обечайки на композитную муфту при помощи затягивающего устройства до положения, заданного конструкцией муфты. Этап 13 Изоляция отремонтированного участка трубопровода с нахлестом на старую изоляцию. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 46 Обзор современных ремонтных конструкций выборочного ремонта трубопроводов 4. Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода 4.1 Виды ремонтных работ на линейной части магистрального нефтепровода. Система планово-предупредительных ремонтов линейной части магистрального трубопровода включает плановые ремонты и техническое обслуживание. В свою очередь, в ТО входят технические осмотры и собственно техническое обслуживание линейной части трубопровода. Технические осмотры линейной части трубопровода включают: Проведение патрулирования трассы — визуальное наблюдение для своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих безопасности и целостности трубопровода или безопасности окружающей среды; Проведение регулярных обследований и осмотров сооружений с применением специальных технических средств, для определения их технического состояния. В зависимости от особенности эксплуатации трубопровода, степени повреждений объектов на линейной части и трассы, износа трубопроводных систем и трудоемкости ремонтных работ выделяют следующие виды плановых ремонтов: текущий и капитальный 22 Текущий ремонт выполняют для обеспечения или восстановления работоспособности сооружений и оборудования магистрального трубопровода и представляет собой восстановление и (или) замену отдельных частей его оборудования. Капитальный ремонт выполняют для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса линейной части, оборудования и сооружений магистрального трубопровода с заменой или восстановлением любых составных его частей, включая базовые. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 47 Совершенствование методов повышения эффективности выборочного ремонта магистральных газонефтепроводов Разраб . Афанасьев Р. Г. Руковод. Крец В.Г. Консульт. И.о.Зав. Каф. Бурков П. В. Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода Лит. Листов 124 НИ ТПУ гр. 2БМ5А Как правило, текущий ремонт сооружений линейной части магистрального трубопровода выполняется совместно с техническим обслуживанием по утвержденному графику. Капитальный ремонт является плановым ремонтом и должен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разработанным проектной организацией, которая имеет соответствующую лицензию. Организация, выполняющая ремонт, должна разработать ППР, который утверждается руководством эксплуатирующей организации. Техническое задание на ремонт магистрального нефтепровода должно предусматривать достижение показателей вновь построенного нефтепровода (пропуская способность, рабочее давление и т.д.) [22 Капитальный ремонт трубопровода по технологии и характеру проведения работ подразделяют на следующие виды: с заменой трубы; с заменой изоляционного покрытия; выборочный. 4.2 Выборочный ремонт Технологические операции при выборочном ремонте производятся в следующем порядке: работы по уточнению положения нефтепровода; проведение уточнения границ ремонтируемого участка; работы по снятию и перемещению плодородного слоя почвы во временный отвал; вскрытие нефтепровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы; разработка грунта под нефтепроводом (с грунтовыми опорами или без); очистка нефтепровода от старой изоляции; Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 48 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода визуальный осмотр дефектного участка нефтепровода с проведением дополнительного контроля физическими методами при необходимости; выполнение ремонтных работ дефектных мест (усиление или восстановление стенки трубы, монтаж муфт кроме замены трубы, «катушки»); нанесение изоляции и контроль качества; присыпка с подбивкой грунта под нефтепровод с последующей засыпкой траншеи; проведение технической рекультивации плодородного слоя. 4.2.1 Ремонт с установкой муфт Ремонтные конструкции делятся на два вида: для постоянного и временного ремонта. Конструкции для постоянного ремонта позволяют восстановить трубопровод на все время его дальнейшей эксплуатации. К этому виду конструкции относятся, муфтовый тройник, разрезной тройник, герметизирующий чоп. Различные ремонтные конструкции для постоянного ремонта представлены в Приложение Б 22 К конструкциям временного ремонта относят приварную необжимную муфту и приварную муфту с коническими переходами. Ремонтные конструкции для временного ремонта представлены в таблице 5. Муфты данных типов разрешено применять для аварийного ремонта с последующей заменой на постоянные методы ремонта. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 49 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода Таблица 5 - Конструкции для временного ремонта Обозначение Ремонтная конструкция Описание ремонтной конструкции В1 Приварная необжимная муфта с технологическими кольцами и заполнением антикоррозионной жидкостью В2 Приварная муфта с коническими переходами и заполнением антикоррозионной жидкостью Приварные муфты должны быть изготовлены в заводских условиях в соответствии с ТУ 1469-001-48815527-2009 «Приварные муфты, патрубки и тройники для ремонта действующих магистральных трубопроводов», технологической картой, конструкторской документацией, должны иметь сертификаты, маркировку и паспорт на применяемые материалы. Запрещено применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в трассовых условиях. Муфты необходимо изготавливать из листового материала или из новых бесшовных или прямошовных труб, предназначенных для сооружения МН. Для изготовления муфт используют низколегированные стали марок 09Г2С, 17Г1С-У, 10ХСНД, 13Г1С-У и аналогичные. При одинаковой прочности металла муфты и трубы толщина стенки муфты и ее элементов должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальную толщину ее стенки необходимо увеличить в соответствии с расчетом по части 7.3 СНиП 2.05.06. Толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы больше чем на 20% . При установке муфты на дефект «разнотолщинность стыкуемых 3 30...82 0 830...1320 2110...4780 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 50 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода труб» или на дефектный кольцевой сварной шов, соединяющий трубы разной толщины, учитывается наименьшая толщина стенки трубы, входящей в соединение. Все элементы муфты должны иметь одинаковую толщину. Не допускаются дефекты в виде вмятин, трещин, закатов, рисок и задиров на поверхности муфт. Установку муфт необходимо производить в соответствии с РД-23.040.00-КТН-386-09. Не допускается опускание и подъем нефтепровода при производстве работ по установке муфт 23 При установке приварных ремонтных муфт максимальное допустимое давление в нефтепроводе не должно превышать 2,5 МПа. При изготовлении 100% радиографический и визуальный контроль должны пройти все сварные швы муфты. При установке муфты на трубу в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10 все монтажные сварные швы и околошовные зоны поверхности основного металла должны пройти контроль. Установка муфтовых тройников П8 (См. Приложение Б) необходимо проводить в соответствии с РД-23.040.00-КТН-386-09. Установка разрезных тройников П9 (См. Приложение Б) необходимо проводить в соответствии с РД «Технология ремонта дефектов трубопроводов с применением патрубков, тройников и чопов». При ремонте нефтепроводов часто применяются неприварные муфты, устанавливаемые по композитно-муфтовой технологии. Установку композитных муфт П1В и П1П7 (См. Приложение Б) необходимо проводить в соответствии с РД-23.040.01-КТН-108-10. При установке неприварной муфты стенка трубы не подвергается воздействию сварочной дуги. Муфта используется для непротекающих дефектов. При наличии течи муфту устанавливают после ее устранения. В тех случаях, когда установкой одной секции муфты не обеспечивается необходимое перекрытие зоны дефекта, а также при наличии кривизны у ремонтируемого участка нефтепровода применяется многосекционная (составная) муфта, секции которой сваривают между собой. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 51 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода Сборку составной муфты необходимо производить последовательно секциями. Муфту монтируют из двух свариваемых между собой полумуфт с зазором от 6 до 40 мм между ремонтируемой трубой и муфтой. Края кольцевого зазора герметизируют, и зазор заполняют специально разработанным для данной технологии композитным составом После затвердевания торцевого герметика установочные болты выворачивают заподлицо с внутренней поверхности муфты. Уровень заполнения муфты композитным составом определяют через контрольные отверстия малого диаметра, в которые наживлены болты. После затвердевания композитного состава все выступающие из муфты детали обрезают заподлицо с поверхностью 23 Муфты можно устанавливать как на прямых трубах, так и на криволинейных участках. 4.2.2 Ремонт с заменой «катушки» Рисунок 18 - Технологическая схема выборочного ремонта участка нефтепровода с заменой «катушки», трубы, узлов линейной арматуры [4] 1 - бульдозер; 2 - экскаватор; 3 - ПНА-2; 4 - глиняные пробки; 5 - задвижка; 6 - кран-трубоукладчик; 7 - катушка; 8 - электростанция; 9 - лестница; 10 - сварочный агрегат. Данную схему можно использовать при выборочном ремонте участков нефтепроводов, имеющих: дефекты потери металла на внутренней поверхности трубы глубиной более 0,5t; Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 52 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода местные сужения проходного сечения (гофры, вмятины) глубиной более: 0,1D н для труб диаметром от 325 до 530 мм (D н - номинальный наружный диаметр трубы), для труб диаметром 720 мм - 50 мм, для труб диаметром 820 мм - 48 мм, для труб диаметром от 1020 до 1220 мм - 45 мм; дефекты поперечных сварных швов глубиной: более 0,9t; от 0,7t до 0,9t и с суммарной длиной больше 60 % от длины по окружности трубы; дефекты продольных швов глубиной: более 0,7t; от 0,3t до 0,7t и с суммарной длиной больше 0,5D Н по оси трубы на длине 1,0 D Н ; дефекты спиральных швов глубиной: более 0,7t; от 0,3t до 0,7t и с суммарной длиной по окружности больше 60% от длины окружности трубы или не более 0,5D Н по оси трубы на длине 1,5D Н ; дефекты потери металла на внешней поверхности трубы глубиной: более 0,9t (t-толщина стенки трубы); от 0,75t до 0,9t длиной более √𝐷 Н ∗ 𝑡; трещины глубиной: более 0,7t; от 0,3t до 0,7t длиной по оси трубы более 0,5 D Н , от 0,3t до 0,7t и длиной по окружности трубы больше 60% от длины окружности трубы; расслоения металла трубы с глубиной больше 0,7t и выходом на поверхность трубы. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 53 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода Ремонт нефтепровода проводится с остановкой перекачки с вырезкой и заменой дефектного участка на новый. Длина вырезаемого дефектного участка должна быть больше самого дефекта не менее чем на 100 мм с каждой стороны. Минимально допустимая длина катушки должна быть не меньше диаметра ремонтируемого нефтепровода 25 Опорожнение ремонтируемых участков нефтепровода проводится откачиванием нефти в мягкие резинотканевые резервуары, параллельные нефтепроводы, резервуарные парки НПС. При отсутствии резервуаров, герметичных емкостей и параллельных нефтепроводов разрабатывается земляной амбар объемом достаточным для размещения откачиваемой нефти. Последовательность выполнения ремонтных работ приведена в РД- 23.040.00-КТН-073-15. При ремонте с заменой дефектного участка трубы выполняют следующие технологические операции: вскрытие нефтепровода с дефектным участком; разработка ремонтного котлована и, при необходимости, котлована для сбора нефти; врезка отводов для откачки нефти в параллельный и ремонтируемый нефтепроводы; остановка перекачки с отсечением задвижками ремонтируемого участка; опорожнение ремонтируемого участка от нефти путем откачки в котлован для сбора нефти или в мягкие резервуары, закачки в параллельный нефтепровод; вырезка дефектной части трубы; проведение герметизации внутренней полости нефтепровода; подготовка концов нефтепровода под монтаж и сварку; подготовка и подгонка новой «катушки» (трубы) по месту; прихватка и вварка «катушки» в нефтепровод; Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 54 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода подключение отремонтированного участка и возобновление перекачки; проведение обратной закачки нефти из котлована или емкостей; проведение очистки и изоляции нефтепровода; засыпка котлована для сбора нефти и отремонтированного участка нефтепровода; проведение технической рекультивации плодородного слоя почвы 25 4.2.3 Шлифовка Шлифовку используют для ремонта секций и соединительных деталей (переходники, заглушки, тройники, отводы и т.п.) с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа мелких трещин, потеря металла (риски, коррозионные дефекты), расслоение, выходящее на поверхность, а также дефектов типа "аномалии сварного шва" (поры с выходом на поверхность, чешуйчатость) с остаточной высотой усиления не менее значений, которые указаны в РД-25.160.00-КТН-037-14 [23]. Шлифовку используют для ремонта во вмятинах дополнительных дефектов - потерь металла, расслоений, выходящих на поверхность, трещин, рисок в соответствии с таблицей 6.3 РД 23.040.00-КТН-140-11. Сварные присоединения (места старых приварок контрольно- измерительных колонок, места приварок шунтирующих перемычек и другие наплавления металла), которые примыкают к бездефектному продольному или поперечному сварному шву, зашлифовывают заподлицо с поверхностью трубопровода. При шлифовке путем снятия металла необходимо восстановить плавную форму поверхности со снижением концентрации напряжений. При выборочном ремонте шлифовкой максимальное допустимое давление в трубопроводе должно быть не больше 2,5 МПа. Зашлифованный участок Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 55 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода необходимо подвергать визуальному, контролю методом цветной дефектоскопии или магнитопорошковому контролю. После проведения шлифовки необходимо методом ультразвуковой толщинометрии проверить остаточную толщину стенки трубопровода. Остаточная толщина должна быть не меньше 80 % от номинальной толщины стенки. При шлифовке трещин перед установкой муфты (таблица 6.3 РД 23.040.00-КТН-140-11, «вмятина в сочетании с трещиной», «гофр в сочетании с трещиной», «трещина в стенке трубы») глубина выбранного металла должна превышать глубину трещины не менее, чем на 5 % от номинальной толщины стенки. Не менее 5 мм должна быть остаточная толщина стенки после шлифовки трещин [23]. Обработку поврежденного участка осуществляют при помощи ручных шлифовальных машин или напильников. Следует использовать шлифовальные машины, имеющие максимальную мощность 450 Вт, с частотой вращения от 8000 до 11000 об/мин. Диаметр шлифовального круга от 100 до 120 мм с толщиной — не менее 3 мм. В процессе шлифовки во избежание нанесения повреждений необходимо поддерживать угол 45° или больше между обрабатываемой поверхностью и осью круга. Ремонт участков труб шлифовкой с помощью ручной шлифовочной машины изображен на рисунке 19. Рисунок 19 - Ремонт участков труб шлифовкой с помощью ручной шлифовочной машины [4] Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 56 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода 4.2.4 Заварка дефектов Заварку разрешено применять для ремонта дефектов стенки трубы типа «потеря металла» (риски, коррозионные язвы) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа «аномалии поперечного сварного шва» (недостаточная ширина шва,, поры с выходом на поверхность, подрезы сварного шва отсутствующее или недостаточное усиление) на сварных швах в соответствии с таблицей 6.3 РД 23.040.00-КТН-140-11 [23]. Допускается заварка, если площадь или его глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (диаметр, длина) не превышают величин, указанных в таблице 6.3 РД 23.040.00-КТН-140-11. Не менее 100 мм должно быть расстояние между смежными повреждениями. Не менее 100 мм должно быть расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в том числе до спиральных. Разрешается проведение заварки при избыточном давлении в трубопроводе не менее 0,1 МПа и максимальном допустимом давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа с учетом погрешности измерения применяемых приборов [23]. Работы по подготовке и выполнению заварки дефектов на стенке трубопровода должны соответствовать требованиям, которые приведены в разделе 6.7 РД-23.040.00-КТН-386-09 и РД-75.180.00-КТН-274-10. До металлического блеска зачищается поверхность трубопровода в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров) и полость коррозионного повреждения. Наличие следов коррозии на месте заварки не допускается. Работы по подготовке и выполнению заварки дефектов поперечных сварных швов должны соответствовать требованиям, которые приведены в РД-23.040.00-КТН-386-09 [23]. Последовательность заварки выборки изображена на рисунке 20. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 57 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода Рисунок 20 – Последовательность заварки выборки [23] После завершения заварки дефекта наплавленный металл обрабатывается до получения ровной поверхности с усилением не более 1 мм. Параметры заварки выборки после механической обработки изображены на рисунке 21. Рисунок 21 – Параметры заварки выборки после механической обработки [23] Наплавленный металл подвергается ультразвуковому контролю для обнаружения внутренних дефектов и магнитопорошковому, визуальному контролю для обнаружения внешних дефектов. По результату НК качества сварных швов оформляется заключение установленной формы по РД-19.100.00- КТН-001-10 [26]. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 58 Технологии и методы ремонта магистрального нефтепровода |