Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

Глава 4

аАёа lAaucpoa ёОаёср!

qO iTlOeeeQeNeQ ё аАаОсрёа

срАё хОсрёЁё Аср1ааёёёёааёср(рёЁё

ёёаёо 1ай

4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Капитальный ремонт нефтепроводов с заменой наружного изоляционного покрытия осуществляется с целью полной замены

изоляционного покрытия (пассивная защита), не обеспечивающего совместно со средствами электрохимической защиты

(активная защита) полную защиту трубопроводов от коррозии, когда дальнейшее увеличение количества и мощности средств

электрохимзащиты становится технически невозможным или экономически нецелесообразным.

Изоляционное покрытие не отвечает требованиям защиты нефтепроводов в результате:

нарушения сплошности покрытия из-за несоблюдения тех-нологии подготовки и нанесения изоляционных покрытий;

нарушения сплошности покрытия из-за несоблюдения тех-нологии укладочных работ и засыпки нефтепровода;

старения (многие изоляционные покрытия имеют срок службы около 15 лет при фактическом сроке службы нефтепровода

около 50 лет);

изменения условий пролегания и взаиморасположения с подземными и наземными коммуникациями (электрификация

железных дорог, прокладка трамвайных линий, прокладка стальных трубопроводов большого диаметра и т.д.);

повышения (постоянного или периодического) температу-ры перекачиваемого продукта выше допустимой для данного типа

изоляционного покрытия;

изменения состояния почвы близлежащей территории (за-

208

соление и обводнение почвы, засорение территории промышленными и бытовыми стоками, свалкой мусора, шлака).

Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия возможен и при просадке нефтепровода, исходя из его состояния,

срока службы и новых условий пролегания в грунте. Нарушение сплошности изоляционного покрытия из-за нарушения

технологии изолировочно-укладочных работ может выявиться не сразу, а после ряда лет эксплуатации.

Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия заключается в полной замене изоляционного покрытия с

восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки нефтепровода и производится следующими способами: с

подъемом трубопровода в траншее; с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее; без подъема тру-бопровода, с

сохранением его положения.

Ремонт нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия, не имеющих дефектов стенок и сварных швов, может выполняться

с подъемом и удержанием его на весу грузоподъемными механизмами и без остановки перекачки. Допу-стимое давление на

участке подъема должно определяться расчетом на прочность, но не выше 2,5 МПа. Указанный способ ремонта

рекомендуется для нефтепроводов диаметром 219-720 мм.

При наличии на нефтепроводах этих диаметров дефектов стенок и сварных швов замену изоляционного покрытия проводят

после выполнения восстановительных работ с остановкой перекачки и без нее. Для проведения восстановитель-ных работ

нефтепровод укладывают на лежки в траншее. Ук-ладка на лежки необходима и в случаях обводненности грун-та для

ускорения просушки нефтепровода.

Ремонт нефтепроводов диаметром 820-1220 мм, заполненных нефтью, производится без подъема, с поддержанием или без

поддержания грузоподъемными механизмами, с восстановлением и без восстановления стенки трубы. Этот способ

рекомендуется и для ремонта нефтепроводов диаметром 700 мм и менее при неудовлетворительном техническом состоянии

стенок трубы.

Ремонт нефтепроводов диаметром 820-1220 мм возможен с подъемом, если на период ремонта можно осуществить

опорожнение трубопровода в местах его подъема, например на самотечных участках, или при возможности сброса нефти из

трубопровода в емкости НПС или НПЗ.

Расчеты на прочность и устойчивость ремонтируемого участка трубопроводов диаметром 820-1220 мм, заполненных

209

продуктом, показали, что ремонт этих трубопроводов с подъемом также в принципе возможен. Вопрос подлежит изучению.

Однако предварительно необходимо:

создать устройство (прибор) — измеритель напряжения (ИН), измеряющее общее напряжение (остаточное плюс

создаваемое), знак напряжения (растяжение, сжатие) и определяющее вектор напряжений;

создать вскрышной экскаватор, обеспечивающий минимально необходимые для работы очистных и изолировочных машин

габариты траншеи;

разработать удлиненные стрелы трубоукладчиков для обеспечения возможности подъема трубопроводов при различных

условиях его залегания (глубина заложения, свойства грунта, вскрытие отдельных участков одноковшовым экскаватором,

изгибы, повороты и т.д.);

укомплектовать ремонтные колонны трубоукладчиками большой мощности, обеспечив их сменными удлиненными стрелами.

Организация и проведение подготовительных работ при капитальном ремонте нефтепроводов с заменой наружного

изоляционного покрытия осуществляется в той же последовательности и примерно в том же объеме, что и при организации

капитального ремонта трубопроводов с заменой труб.

Учитывая, что при производстве капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия допускается

вскрытие трубопровода без остановки перекачки и снижения давления, а остальные операции — при давлении до 2,5 МПа,

необходимо уделять особое внимание состоянию трубопровода уже в период предпроектного обследования:

выполнить внутритрубную диагностику, обратив особое внимание на состояние межтрубных стыков, подверженных

наибольшему разрушению при подъемах труб;

по исполнительной документации определить участки нефтепровода, на которых стыки сваривали газопрессовой и

электроконтактной сваркой (менее прочных на изгиб по сравнению с дуговой сваркой), с подкладными кольцами или без них, а

также марку трубной стали и электродов, температуру воздуха или время года при выполнении сварочно-монтаж-ных работ в

период строительства и т.д.

Все эти данные должны быть учтены при выдаче проектного решения о способах ремонта нефтепровода, допустимом

рабочем давлении в нем.

Заказчик передает подрядчику также план ликвидации возможных аварий на ремонтируемом участке. Совместно на

210

уровне главного инженера районного нефтепроводного управления и главного инженера или старшего прораба ремонтно-

строительного подразделения изучают (с выездом на трассу) реальную обстановку по трассе (наличие, состояние и

содержание линейной арматуры, вантузов, манометров, колодцев, ЛЭП, линейных сооружений, километровых и

предупредительных знаков и т.п., а также наличие жилых, промышленных и сельскохозяйственных объектов, находящихся как

в непосредственной близости от ремонтируемого трубопровода, так и на значительном удалении, но к территории которых

возможен сток нефти при его аварийном выходе). По результатам совместного обследования корректируют план ликвидации

возможных аварий, вырабатывают план совместных действий, начиная от оповещения до ликвидации последствий

повреждения трубопровода. Кроме того, могут быть предложены некоторые изменения проектного решения, в том числе

принято новое решение о допустимом давлении в трубопроводе или его полной остановке на отдельных этапах и местах

ремонтируемого участка трубопровода.

Выработанные меры безопасности при производстве работ должны быть отражены в "Разрешении на производство работ в

охранной зоне действующего магистрального трубопровода".

К капитальному ремонту нефтепроводов с заменой изоляции допускаются строительные и ремонтно-строительные

организации, обладающие опытом работы по ремонту действующих нефте- и нефтепродуктопроводов и имеющие лицензии на

производство этих видов работ.

Капитальный ремонт нефтепроводов должен производиться под руководством ответственного работника (начальника,

прораба участка), прошедшего проверку знаний правил производства работ в квалификационной комиссии, имеющего опыт

работы по ремонту действующих трубопроводов и способного принять нужные решения в нештатных ситуациях.

4.2. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

К началу работ по рытью траншеи со вскрытием нефтепровода должны быть получены:

письменное разрешение на право производства ремонтных работ от предприятия - владельца (эксплуатирующей организации)

вскрываемого трубопровода и предприятий -владельцев (эксплуатирующих организаций) других коммуни-

211

каций, находящихся в полосе отвода земель для ремонта участка нефтепровода;

проект производства земляных работ;

наряд-допуск ремонтной колонне, участку, а при необходимости и отдельным экипажам экскаваторов и бульдозеров на

производство работ;

план ликвидации возможных аварий на ремонтируемом участке нефтепровода [26].

Перед разработкой траншеи следует восстановить (воспроизвести) разметку оси вскрываемого трубопровода с установкой

вешек не реже чем через 50 м и в характерных точках. Персонал ремонтно-строительной колонны должен быть

проинструктирован по безопасным методам и приемам работ лицом, ответственным за их производство. При наличии угрозы

жилпромсельхозобъектам в случае аварийных ситуаций на нефтепроводе (выход и разлив нефти) руководитель работ должен

совместно с местной администрацией и руководителями объектов проработать план взаимодействия (эвакуация жителей,

работников предприятий, оборудования, строительство защитных дамб, отводных канав и т.д.).

Земляные работы начинаются со снятия плодородного слоя почвы и размещения его в отдельном отвале. Минимальная

ширина полосы снятия плодородного слоя почвы должна быть равна ширине траншей поверху плюс 0,5 м в каждую сторону,

максимальная — ширине полосы отвода земель.

Снятие плодородного слоя почвы осуществляют бульдозером или экскаватором. Это зависит от ширины вскрываемой

траншеи поверху, толщины плодородного слоя, ширины полосы отвода земли. При малой ширине траншеи, значительной

толщине плодородного слоя и ограниченной ширине полосы отвода земли целесообразно, а иногда единственно возможно

применять экскаватор.

Размеры вскрываемой траншеи устанавливаются проектом в зависимости от диаметра нефтепровода, глубины его заложения,

характеристики грунтов, гидрогеологических условий, вскрышной техники и способа вскрытия траншеи. Во избежание

повреждения нефтепровода минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом работающего экскаватора должно быть

в пределах 0,15-0,2 м.

Длина вскрытого участка устанавливается проектом согласно расчету на продольную устойчивость. Допускается вскрытие в

задел с оставлением грунтовых перемычек через 30-50 м.

При ремонте с подъемом нефтепровода в траншее, а так-

212

же с подъемом и укладкой нефтепровода на лежки в траншее последовательность и объем земляных работ одинаковые.

Трубопровод вскрывается до нижней образующей вскрышным многоковшовым или одноковшовым экскаватором.

Предпочтение следует отдавать вскрышным многоковшовым экскаваторам, обладающим достаточно большой

производительностью, чистотой выборки грунта из траншеи и возле трубопровода, практически не наносящим повреждений

телу трубы.

При ремонте без подъема нефтепровода с сохранением его положения нефтепровод должен вскрываться ниже нижней

образующей примерно на 1,0 м. Такая разработка траншей необходима для последующего размещения грунта,

подрабатываемого под нефтепроводом. Эта подработка должна быть не менее 0,5 м - просвета, необходимого для

обеспечения условий осмотра и ремонта тела трубы, монтажа и прохода очистных и изолировочных машин.

При вскрытии нефтепроводов одноковшовыми экскаваторами не исключены повреждения тела трубы в виде царапин, вмятин

и пробоев, наносимых зубьями ковша. ИПТЭР разработан и внедрен в производство ковш, в котором вместо зубьев

установлена сплошная дугообразная режущая кромка из высокопрочного, износоустойчивого металла, что позволяет

сократить число случайно наносимых дефектов.

Вскрытие нефтепроводов диаметром 820-1220 мм, ремонт которых осуществляется без подъема трубы с сохранением его

положения, производится двумя одноковшовыми экскаваторами. Первый экскаватор вскрывает нефтепровод с одной стороны,

второй экскаватор - над нефтепроводом и с другой стороны. Разрыв между экскаваторами зависит от радиусов опасной зоны

работы экскаваторов (максимальный вылет стрелы ковша) и должен быть не менее их суммарной величины. При отсутствии

второго экскаватора вскрытие нефтепровода возможно одним экскаватором при его втором заходе с минимальным разрывом

по времени, желательно в течение того же рабочего дня.

Для подкопа трубопроводов ИПТЭР разработаны машины типа МПТ для диаметров 720, 820, 1020 и 1220 мм,

предназначенные для работы в грунтах I-IV категорий. Машины представляют собой силовое устройство в виде тележек,

соединенных с гидроцилиндрами, передвигающееся по наружной поверхности трубопровода. В середине рабочей тележки

смонтирован двухроторный рабочий орган. Каждый ротор имеет свой индивидуальный привод, включающий электродви-

213

гатель, верхний и нижний редукторы. Возможная глубина подкопа — 500 мм, что достаточно для прохода очистной и

изолировочной машин.

Траншеи должны разрабатываться с вертикальными стенками или откосами, в зависимости от глубины заложения

нефтепроводов, состава грунтов и их влажности (см. гл. 3, раздел о капитальном ремонте нефтепроводов с заменой труб).

Учитывая, что при замене изоляционного покрытия с подъемом нефтепровода в траншее и с подъемом и укладкой

нефтепровода на лежки в траншее повторная подработка грунта после вскрытия трубопровода с целью заглубления его

заложения невозможна, необходимо защищать траншею от затопления, ведущего к обрушению стенок и заиливанию, а также

от размыва траншей поверхностными водами. Это тем более опасно, если трубопровод на ремонтируемом участке окажется

с положительной плавучестью (например, на самотечных участках или при опорожнении в аварийных ситуациях).

При сильном притоке грунтовых вод необходимо предусмотреть искусственное водопонижение, а при илистых оплывающих

грунтах или возможном выносе частиц грунта следует применить шпунтовые крепления [24].

Режим водоотлива должен быть таким, чтобы постоянно поддерживать уровень воды ниже нижней образующей трубы до

завершения ремонтных работ, кончая засыпкой отремонтированного нефтепровода.

Водоотлив должен осуществляться механизированным способом с помощью центробежных насосов и водоотливных

агрегатов.

При разработке траншеи ее необходимо защищать от затопления и размыва поверхностными водами размещением отвалов

грунта с нагорной стороны, соответствующей планировкой примыкающей территории, а в необходимых случаях - устройством

водоотводных канав и другими способами, например двухсторонней отсыпкой минерального грунта на равнинных местах и

т.д.

До начала работ по засыпке уложенного отремонтированного нефтепровода следует:

проверить качество и в случае необходимости отремонтировать изоляционное покрытие, а также провести предусмотренные

проектом работы по предохранению изоляционного покрытия от механических повреждений;

восстановить устройство электрохимзащиты;

214

проверить наличие и состояние подсыпки под нефтепровод из мягкого грунта в скальных, щебенистых, а также сухих

котлованах и мерзлых грунтах;

на участках, отремонтированных без подъема трубопровода с сохранением его положения, проверить правильность положения

нефтепровода и плотность его прилегания ко дну траншеи;

получить письменное разрешение от заказчика на засыпку отремонтированного участка;

выдать машинисту землеройной техники наряд-допуск на производство работ по засыпке.

При ремонте по способу без подъема трубопровода после ремонта изоляции нефтепровод укладывают:

на новую отметку, образовавшуюся после выборки грунта под трубопроводом подкапывающими машинами или вручную, с

переходом от первоначальной отметки на новую по радиусу не менее радиуса упругого изгиба с учетом старения труб и

дефектов; на первоначальную отметку путем присыпки грунта с обеих сторон траншеи и подбивки его механизированным

способом устройством УПТ-1 (разработка ИПТЭР) или, как исключение, вручную трамбовками.

Способы подсыпки и подбивки грунта под нефтепровод или укладка нефтепровода на новую отметку с отражением

расстановки и мощности грузоподъемных машин и механизмов должны быть определены в проекте.

Засыпать траншею следует непосредственно после укладочных работ и подключения средств ЭХЗ в течение 1 — 2 сут.

Засыпка нефтепровода в обычных условиях осуществляется преимущественно бульдозером или траншеезасыпателем с одной

или с обеих сторон траншеи. В некоторых случаях засыпку выполняют одноковшовыми экскаваторами, оборудованными

ковшом "обратная лопата" или драглайном.

Засыпку нефтепроводов бульдозером выполняют прямолинейными, косопоперечными параллельными, косоперекрест-ными

или комбинированными проходами. В местах с уменьшенной полосой отвода земли работы проводят косопоперечными

параллельными или косоперекрестными проходами бульдозером или роторным траншеезасыпателем [26];

При наличии горизонтальных кривых на нефтепроводе сначала засыпают криволинейный участок, а затем остальную часть.

Засыпку криволинейного участка начинают с середины, двигаясь постепенно к его концам.

На участках местности с вертикальными кривыми нефте-

215

провода (овраги, балки, суходолы) засыпку следует производить с двух сторон понижения сверху вниз.

Засыпка нефтепровода драглайном осуществляется в тех случаях, когда работа техники в зоне размещения отвала

невозможна или недопустима, либо по каким-то другим причинам. В этом случае экскаватор находится со стороны траншеи,

противоположной отвалу, а грунт для засыпки берет из отвала и ссыпает его в траншею.

После засыпки траншеи на нерекультивируемых землях над нефтепроводом устраивают валик грунта в виде правильной

призмы высотой на величину возможной осадки грунта.

На рекультивируемых землях траншею сначала засыпают минеральным грунтом. После искусственного или естественного

уплотнения его наносят плодородный слой грунта из временного отвала на полосе рекультивации.

Приведение земельных участков в пригодное состояние должно быть выполнено в ходе работ, а при невозможности этого —

в течение одного года после завершения работ.

На участках, где почва подвержена эрозии, необходим посев многолетних быстрорастущих, с мощной корневой системой

трав.

На участках, подверженных размыву почвы и промыву грунта вокруг нефтепровода (на крутых склонах), необходимо

выполнить противоэрозионные экраны и перемычки как из естественного грунта (например, глинистого), так и из

искусственных материалов.

При невозможности избежать возникновения просадки основания под нефтепроводами при расчете трубопровода на

прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию

нефтепроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

4.3. ПОДЪЕМ, ПОДДЕРЖАНИЕ И УКЛАДКА НЕФТЕПРОВОДА

Работы по подъему, поддержанию и укладке нефтепровода следует проводить после выполнения ряда организационно-

технических мероприятий, направленных на обеспечение технической, пожарной и экологической безопасности:

216

трубы на ремонтируемом участке должны быть полностью вскрыты;

обследуются дефектные места, выявленные внутритрубной дефектоскопией, уточняется соответствие дефектов данным

внутритрубной диагностики, определяется необходимость дополнительного дефектоскопического контроля;

при отсутствии внутритрубной диагностики сплошному визуальному осмотру подвергаются все сварные стыки;

по результатам осмотра нефтепровода и обследования дефектных мест определяется необходимость, объем и выбирается

способ восстановления (ремонта) стенки трубы, стыков, продольных швов;

выполняются все мероприятия, предусмотренные ППР по обеспечению безопасности проведения работ и предотвращению

аварийных ситуаций;

назначается и присутствует на месте лицо, ответственное за производство работ;

число и грузоподъемность трубоукладчиков или других механизмов, а также порядок подъема и их расстановка долж-ны

строго соответствовать ППР;

запрещается поднимать трубопровод одним или неисправными трубоукладчиками;

проверяется исправность и работоспособность ближайших линейных задвижек и в случае необходимости проводятся

ремонтно-профилактические работы;

устанавливается устойчивая двусторонняя связь между участками работы на трассе и диспетчером райуправления

(оператором станции);

получают наряд-допуск на производство работ;

рабочее давление понижают до значения, допустимого по расчету на прочность и не превышающего 2,5 МПа на участке

производства работ;

получают разрешение на производство работ по подъему нефтепровода от диспетчера районного управления.

Первоначальный этап работы по непосредственному подъему нефтепровода начинается с подкопа его вручную для пропуска

мягких полотенец. Подъем начального участка нефтепровода осуществляется медленно, поэтапно, по 15–20 см на каждом

этапе, с осмотром состояния стыков и укладкой на лежки. Высота подъема и длина участка, уложенного на леж-ки, должна

быть достаточной для монтажа троллейных под-весок, очистной, изоляционной и других машин, участвую-щих в

технологическом процессе.

Расчетные технологические параметры ремонтной колон-

217

ны при ремонте нефтепровода для конкретного участка определяются по приведенной ниже методике расчета на прочность

и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода.

4.4. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ ПОДЗЕМНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ

РЕМОНТЕ

Выполнение технологических операций ремонта связано с возникновением в ремонтируемом нефтепроводе значительных

напряжений, поэтому одним из важнейших факторов, в значительной степени определяющих возможность применения тех или

иных способов ремонта нефтепровода, является величина возникающих напряжений.

Расчет ремонтируемого нефтепровода на прочность и устойчивость производится в целях определения и назначения

технологических параметров ремонтных колонн, исключающих возникновение опасных напряжений, способных привести к

появлению остаточных деформаций, образованию трещин и разрушению труб.

Расчет включает определение нагрузок и воздействий, возникающих при ремонте нефтепровода, выбор и определение

предельных значений усилий, напряжений и деформаций, а также выбор основных технологических параметров капитального

ремонта магистрального нефтепровода.

Проверка прочности ремонтируемого нефтепровода заключается в сравнении расчетного сопротивления металла труб с

фактическими напряжениями, возникающими при ремонте.

4.4.1. НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА НЕФТЕПРОВОД ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

При расчете нефтепроводов на прочность и устойчивость следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их

сооружении, испытании, эксплуатации и ремонте. При производстве ремонтных работ нефтепровод находится под

воздействием поперечных нагрузок от собственного веса, ремонтных машин, а также подвергается осевым усилиям от

внутреннего давления, температурного перепада, изменения высотного положения, предварительного изгиба (полученного в

процессе строительства) и т.д.

218

Коэффициенты надежности по нагрузке и воздействию на нефтепровод, учитывающие возможные изменения (превышения)

этих нагрузок и воздействий по сравнению с нормативным, паспортным, расчетным и т.д., следует принимать по табл. 4.1

[36].

Собственный вес ремонтируемого нефтепровода длиной 1 м, включая вес перекачиваемой нефти и изоляционного покрытия,

является основной нагрузкой, вызывающей изгиб ремонтируемого участка нефтепровода и определяется по формуле

gTp = jt6(Dh - 6)уст + Jt6H3(L>H + 6из)уиз +

+ 0,785 DB2yH, кН/м, (4.1)

где 6 — толщина стенки трубы, м; Du — наружный диаметр трубы, м; уст - удельный вес металла трубы (для стали уст =

78,5 кН/м3); DB - внутренний диаметр трубы, м; ун -удельный вес перекачиваемой нефти, кН/м3; уиз - удельный вес изоляции,

кН/м3; 6ИЗ — толщина изоляционного покрытия, м.

Расчетный вес нефтепровода,

дтр = 1,1 дн, кН/м, (4.2)

где 1,1 — коэффициент надежности по нагрузке, учитывающий возможное превышение веса по сравнению с нормативным

значением по формуле.

Нормативный вес грунта на 1 м трубопровода составляет:

при

h < Dh + 25из гр 2

Таблица 4.1

Коэффициент надежности по нагрузке и воздействию на нефтепроводе

Нагрузка, воздействие

Собственный вес нефтепровода Вес изоляционного покрытия Воздействие предварительного напряжения нефтепровода

(упругий изгиб и т.д.) Внутреннее давление для нефтепроводов:

диаметром 700-1200 мм

диаметром менее 700 мм Вес перекачиваемого продукта Вес ремонтных машин и механизмов Вес грунта

Осадка грунта и вертикальные перемещения опорных устройств Температурные воздействия

Коэффициент надежности по нагрузке

Гд

1,1 1,0

1,15 1,0 1,0 1,2 1,2 1,5

1,2

219

qгр = (D, + 26из)

1—-vl-snrah------н-----—

V

(4.3)

при

h а Dн + 25и

1Р

грv н из'

(4.4)

где sina

2hгр

hp — удельный вес грунта;

— высота слоя грунта от оси трубопровода;

( 2h ^ a = arcsin ф

D +2S

Н ИЗ

(4.5)

При расчете трубопровода на продольную устойчивость необходимо определить сопротивление грунта продольным и

поперечным перемещениям трубопровода. Значения этих сопротивлений можно определить согласно [9].

Предельное значение сопротивления грунта поперечным вертикальным перемещениям трубопровода

Pт вет= У DJh - 0,39D ) + у h2 tqfO,7ср ) +

кр. верх гр Ф н гр гр 3V ч-гр/ cos(Q

О, Тe h

' гр гр

cos(0,7cpr )

(4.6)

гАе Ф™ ~~ угол внутреннего трения грунта; eгп — сцепление грунта.

Сопротивление грунта поперечным перемещениям трубопровода в горизонтальной плоскости

lh Dh

{ 2 ) Yrphrp i 2

(4.7)

Сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода определяется по формуле

PпР = qтР • tgcprp + 2уф • ehл D\ ¦ tgcprp + 0,6лDнeгр,

(4.8)

220

\

где

С, = 0,416— - 0,056— + 0,095 (4.9)

D п2

н и

н

для песчаных г!унтов;

С, = 0,367— - 0,046— + 0,06 (4.10)

D п2

н и

н

для глинистых г!унтов. Здесь h - глубина заложения до ве!ха т!убоп!овода.

П!и п!ове!ке п!одольной устойчивости вск!ытого участка нефтеп!овода соп!отивление ве!тикальным попе!ечным пе!

емещениям следует п!инять !авным весу т! !боп!овода с п!одуктом, а соп!отивление пе!емещениям в горизонтальной

плоскости — !силию т!ения о г!унт т!убоп!овода п!и его попе!ечном пеемещении. Соп!отивление п!одольным пе!емещениям

!авно соп!отивлению т!ения о г!унт т!убоп!овода, лежащего на пове!хности земли [1].

В т!убоп!оводе от действия внут!еннего давления возникают кольцевые и п!одольные нап!яжения. К!оме того, внут!еннее

давление влияет на изгиб т!убоп!овода.

П!и свободных п!одольных дефо!мациях нефтеп!овода от внут!еннего давления р возникают кольцевые нап!яжения

npD

о-кц = —~, (4.11)

2S

где п — коэффициент надежности по наг!узке, и п!одольные нап!яжения (п!и наличии пово!отов, заглушек, колен т!уб)

оп! = 0,5окц. (4.12)

Соответств!ющие этим нап!яжениям относительные п!одольные дефомации !авны

0,5а [ia а

8 =------55------Е1 = 0,2^, (4.13)

п! Е Е Е

где Е — модуль уп!угости (для стали Е = 2,06 • 105 МПа); ц - коэффициент Пуассона (для стали ц = 0,3). 0,5а Здесь -

----53 - удлинение нефтеп!овода под действием

Е

221

продольных напряжений a = 0,5a , а — _ укорочение

Е

нефтепровода вследствие возникновения окц. На прямолинейных участках нефтепровода от внутреннего давления возникают

растягивающие напряжения

опр = 0,3окц.

Действие внутреннего давления на изгиб трубопровода эквивалентно сжатию в осевом направлении усилием, равным

Np = (1 - 2\i)pFCB, (4.14)

где FCB — площадь сечения трубы в свету.

При производстве ремонтных работ нефтепровод находится под воздействием температурного перепада, появляющегося в

результате разности между температурой трубопровода во время укладки (в момент сварки захлестов) и температурой в

процессе ремонта. От изменения температуры стенок труб возникают продольные деформации трубопровода

е, = a • At, (4.15)

где - коэффициент линейного расширения (для стали равен 0,000012); At - температурный перепад, т.е. разность между

температурами металла труб при укладке и в процессе ремонта.

Если продольные перемещения невозможны, в прямолинейном трубопроводе (с защемленными концами) возникают

продольные растягивающие напряжения при понижении температуры и сжимающие — при ее повышении:

о, = Еа ¦ At = 25,2At. (4.16)

Продольное усилие от температурного перепада определяется по формуле

Nt = аЕ ¦ At ¦ F, (4.17)

где F — площадь поперечного сечения стенки трубопровода.

Эквивалентное продольное усилие, которое должно быть принято при проверке общей продольной устойчивости трубопровода,

равно

S = Np + Nt = аЕ ¦ At ¦ F + (1 - 2[i)pFCB. (4.18)

При производстве ремонтных работ деформации ремонтируемого участка нефтепровода определяют с учетом не толь-

222

ко изменения длины вскрываемого участка, но и продольных перемещений нефтепровода в местах выхода его из грунта.

Смещения прилегающих подземных участков нефтепровода на вскрытые участки зависят от местных грунтовых условий и

продольных сил. Удлинение или укорочение участков, прилегающих к вскрытому участку нефтепровода, при слабом

защемлении его грунтом и перемещения самого вскрытого участка оказывают существенное влияние на характер изменения

напряжений и деформаций вскрытых участков.

Продольные усилия, действующие на изогнутом вскрытом участке,

N = NQ - ^^, (4.19)

1

где А - увеличение длины нефтепровода при изгибе; 1 -длина изогнутого (изгибаемого) участка; N0 — продольное усилие на

прямом участке нефтепровода.

Воздействие предварительного напряжения нефтепровода (упругого изгиба и т.д.) определяется согласно исполнительным

чертежам на строительство нефтепровода и равно

ED

о =—S-, (4.20)

Р 2р

где р — радиус упругого изгиба.

При подъеме и осадке основания нефтепровода происходит его удлинение. Возникающие при этом напряжения определяются

по формуле

ое = '^-Е, (4.21)

312

где / — максимальная осадка или подъем нефтепровода в средней части участка; 1 — расчетная длина участка

нефтепровода, равная расстоянию между сечениями нефтепровода, где его прогиб равен нулю.

Максимальное нормативное напряжение изгиба определяется по формуле

Мм +м )2 + м2

о =?------^--------, (4.22)

и w

где Мтах — максимальное значение изгибающего момента в сечениях ремонтируемого участка нефтепровода, возникаю-

223

щее при подъеме трубопровода или при осадке опор; W — осевой момент сопротивления; Мвр - изгибающий момент в

вертикальной плоскости от предварительного упругого изгиба нефтепровода (выполненного в процессе строительства); Мг -

изгибающий момент в горизонтальной плоскости от предварительного упругого изгиба.

В подкоренном выражении сумма в скобках является алгебраической.

При определении продольных напряжений учитываются напряжения, возникающие от внутреннего давления, изменения

температуры в стенках труб, упругого изгиба трубопровода во время строительства, изгиба нефтепровода в процессе

ремонта, а также вследствие неравномерной осадки (грунта) основания.

Нормативная масса ремонтных машин и механизмов устанавливается согласно паспортам и инструкциям по эксплуатации.

Нормативное давление транспортируемого продукта на ремонтируемом участке нефтепровода определяется гидравлическим

расчетом (согласно проектной документации).

Суммарное продольное напряжение в стенке нефтепровода определяется по формуле

Осум.пр = °пР + о, + ои + ое + оост, мПа, (4.23)

где о — продольное напряжение от внутреннего давления в нефтепроводе; о, — напряжение от разности температур

нефтепровода во время укладки (сварки в непрерывную нить) и металла труб в процессе ремонта; ои — продольное

напряжение от изгиба нефтепровода, возникающего в процессе ремонта и за счет предварительного упругого изгиба; оост —

остаточные продольные напряжения в стенке трубопровода, определяется экспериментально; ое — напряжение от удлинения

нефтепровода в процессе ремонта (появляющиеся при осадке основания нефтепровода, при его подъеме).

Формула (4.23) представляет собой алгебраическую сумму: растягивающие напряжения принимаются со знаком

"плюс", а сжимающие — со знаком "минус".

Основное сочетание расчетных и нормативных нагрузок и воздействий устанавливается исходя из одновременного действия

длительных и кратковременных нагрузок и воздействий.

4.4.2. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕНИЙ, ВОЗНИКАЮЩИХ

В НЕФТЕПРОВОДЕ ПРИ РЕМОНТЕ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ

Решение задачи по определению напряжений, возникающих при ремонте нефтепровода с его подъемом, выполнено с

использованием дифференциального уравнения упругой линии балки. На рис. 4.1 представлена расчетная схема подъема

трубопровода. В результате решения дифференциального уравнения найдено общее уравнение упругой линии для приподнятой

части трубопровода, которое позволяет определить напряжения, возникающие в трубопроводе при любом виде и количестве

действующих на него внешних сил.

Формулы устанавливают зависимость напряжений в опасных сечениях от числа поддерживающих трубопровод

трубоукладчиков и высоты подъема трубопровода.

Расчеты позволяют подобрать необходимый режим подъема и укладки ремонтируемого трубопровода исходя из заранее

заданных напряжений и наличия технических средств. С помощью полученных формул обеспечивается рациональное

использование грузоподъемности трубоукладчиков и обоснованное размещение их по длине приподнятой части трубопровода.

Итоговые формулы для определения технологических параметров ремонтной колонны, включая расчетные схемы, при

подъеме трубы от одного до десяти трубоукладчиками представлены в табл. 4.2.

Рис. 4.1. Расчетная схема подъема нефтепровода:

Pv Р?, Ро, ..., Рк - усилия подъема нефтепровода; Gv G9, ..., G, - вес ремонтных машин, установленных на нефтепроводе; q -

вес единицы длины нефтепровода с перекачиваемым продуктом; х- — расстояние от ремонтных машин, грузоподъемных

механизмов до изогнутого участка; 1 — длина изогнутого участка

225

Формулы для определения напряженного состояния трубопровода

Схема подъема

226

при его подъеме

/о

. 72ЕШтяу,

4|mmm

q

4|mmm

q

4|mmm

q

Ф0

Ф0

45EIhmax 16 qj

2g 1 5 0

25

^ 24 0

36

280?ffimax — g70 27g 35

49 48

Ф0

Й1

72?/

48?/

gJ04

40?/

Ф04 38EI

h

ql40 48EI

2ql04 45EI

25ql40 288EI

h,

Ф40
Ф0

36EI
1 6EI

5Ф0
8ql0
27Ф0

63EI
1 05Е1
280EI

ф04

8EI

I189?ffimnlr
4 max
64 0
7qi04
2ql40
25ql40
32q4

\ 32g
63
216EI
21EI
1 68?/
1 89EI

\24EIhmax
81
ф04
49g704
27g704
5g74

V 5<7
80
30EI
480?/
1 60?/
24?/

Таблица 4.2

h4

h5

227

Схема подъема

Схема подъема

228

1бЕШтах

5q

100

J237j?/Amax qk

V 625g "

121 120

<#o

144?/

Продолжение табл. 4.2

"1
^2
Лз
Л4
Л5

З^о4 88?/
32g74 297EI
49g74 264?/
8g74 33?/
625g74 237EI

5gj4 9gj04

80?/

5?/

49gj04 180?/

5gj4 16?/

Продолжение табл. 4.2

ql4Q 72EI

gj4 48?/

2gj04 45?/

gj4 16?/

27gj04 280?/

M

<#o

<#o

10

12

14

M

M

M

M

M

°ши

8

2gjg 15

2gJ02

35

-- -- --

Фо

— — —

_ _ _ 2gi|_

15

qi

— — —

9gJ02 70

qi

70

2qEIhmax W2

3qEIhmax 4W2

2qEIhmax 5W2

qEIhmax 4W2

QqEIhmax 35W2

I

о

h

max

6

6

8

8

8

8

229

Схема подъема

,и^
¦^if*i(jjJl\P.
1
б p

f гК^* jt

ГсГ 1° >\-С 1°Э
r -r ^°aL Zc>-J--J°-J.-z°
*¦!¦*: ^° J

1-е '1^ >l* =»|*


2 Р
,iV*hYu//,.*,
p


iiiV If

ПГ Ь^!^ lo э|^_
to -J ,. &o ,L to ^ |^r Z-o .J
r-l°l\*- l° J

tiiil*
M**T*»*fWu
7kP к в Р

f T^b» Л

[< to *|«г ^°^ | *г Lo
»|т 1°э|»г lo:»|«rto:»| «• Jo-
J*r 1°>L z<> ;J
if
JL
(JL

л?\
p 4kp 5.p ekp _ „
. ^p 5 p

T^fiuiiii J

|^Ч.|«-1°>|«:1о>|.
<lO>l<Zo>U-l»>|«:lP:»|«:
*о>|«гг°:»1«:1о:»|

t-
iiifrff
^ -M ffip 7 я
it t*W" tilth i



T^H^

1
Jo^lollo^
1оз«гг°^ wl° >Lrz°>Lrz°
Z0__|___Z#_ 1 Zo __

г

1 1 - г 1- 1
^'^ >,<- ^'^ ^

Ппимечание h< hn iio hA h, h M, Mn Mo M. M, M — высота крюками трубоукладчиков- L P W о - соответственно"

расстояни сопротивления (см3) и максимальное "напряжение от изгиба (кгс/см2)
подъе-
меж-

4.4.3. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕНИЙ, ВОЗНИКАЮЩИХ В НЕФТЕПРОВОДЕ ПРИ РЕМОНТЕ БЕЗ ПОДЪЕМА С

СОХРАНЕНИЕМ ЕГО ПЕРВОНАЧАЛЬНОГО ПОЛОЖЕНИЯ

В зависимости от числа используемых грузоподъемных механизмов (опор-крепей, трубоукладчиков и т.д.) применяются

различные схемы расстановки ремонтных машин и механизмов. Число грузоподъемных механизмов в ремонтной колонне

рекомендуется принимать четным, а их передвижение цикличным, что уменьшает до минимума динамические нагрузки на

трубопровод и обеспечивает макси мальную безопасность проведения ремонта

230

Продолжение табл. 4.2

М

М

М

м

м

м

Отах

8?/

32gjp 1 89?/

5gj4 24?/

625gJ04 2376EI

16

18

9^_ 20

22

48

21

Wo

80

Mi

99

8

5qlp 42

Mi

80

66

?

Mi

63

33

Mi

8

8

Mi

63

#0 8

qEIhmax 8W2

2qEIhmax 21W2

3qEIhmax 40W2

2qEIhmax 33W2

qEIhmax 20W2

ма (см) и изгибающий момент (кгс/см) в соответствующих сечениях под ду трубоукладчиками (см), усилие на крюке

трубоукладчика (кг), момент

Максимальная производительность ремонтной колонны достигается при расстановке подкапывающей, очистной и

изоляционной машин по схеме, приведенной на рис. 4.2. В качестве грузоподъемных механизмов использованы передвижные

опоры-крепи. Данная расстановка ремонтных машин и механизмов является основной и рекомендуется для

преимущественного использования.

Расстановка ремонтных машин и механизмов в ремонтной колонне по схеме, приведенной на рис. 4.3, применяется только в

отдельных случаях, так как достигается меньшая производительность ремонтной колонны.

При определении изгибающих моментов трубопровод при-

2Sql20 198
25gio 198

5qlo
qio
3gJ2
qil
fqio
qil
#0

1 6EI
24
40
10
60
8
8

231

h

max

Рис. 4.2. Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с использованием четырех опор-крепей:

‡ — нефтепровод поддерживается опорами-крепями 4, 6; · — то же опорами-крепями 3, 5; 1 —

подкапывающая машина; 2 — очистная машина; 3–6 — опоры-крепи; 7 — изоляционная машина; 8 — нефтепровод

Рис. 4.3. Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с использованием двух опор-крепей:

‡ - нефтепровод поддерживается опорой-крепью 4; · - то же опорой-крепью 3; 1 - подкапывающая машина; 2 очистная

машина; 3, 4 — опоры-крепи; 5 — изоляционная машина; 6 — нефтепровод

Рис. 4.4. Разбивка участка на конечные элементы

нимается за упругий стержень (прямолинейный или криволинейный), поперечное сечение в нагруженном состоянии остается

плоским и сохраняет свою круговую форму.

Расчетная схема трубопровода выбирается в зависимости от расстановки ремонтных машин и механизмов в ремонтной

колонне.

Изгибающие моменты в трубопроводе определяются методом перемещений. ИПТЭР разработана методика, которая

позволяет найти значения изгибающих моментов на опорах и нагрузок, действующих на опоры, адя различных схем

расстановки машин и механизмов [13].

Наиболее удобной из разнообразных расчетных схем является вычисление изгибающих моментов с применением метода

конечных элементов и метода постепенного приближения. При этом нефтепровод вдоль оси представляется в виде отдельных

элементов (узлов) определенной длины, на которые действуют обобщенные дискретные нагрузки gz, приложенные в их

центрах (рис. 4.4). При рассмотрении условия локального равновесия элементов нефтепровода предлагается общая

зависимость адя определения упругой линии нефтепровода:

а-14 2

v. =Hd + ±(v. 1 + V.+1)-1(V. 2 + vi+2), (4.24)

6EI 3 6

где v — смещение соответственно z-ro и соседних элементов рассматриваемого участка нефтепровода, м; qt — суммарное

значение нагрузок, действующих на каждый элемент нефтепровода (включая сосредоточенные силы — вес ремонтных

машин, усилие грузоподдерживающих и подъемных устройств и распределенные силы — отпор грунта, вес нефтепровода, вес

присыпанного на нефтепровод грунта), кН.

Нагрузку следует определять в целом по следующей алгебраической зависимости:

234

Рис. 4.5. Схема ремонтируемого участка нефтепровода

<L = <7п + <7н + ЯтР + Rt + Ри (4.25)

где дп — вес трубы, изоляционного покрытия и перекачиваемого продукта, кН; дгр — отпор грунта на нефтепровод снизу, кН;

Rt - усилие грузоподъемных устройств (например, усилие на крюках трубоукладчиков), кН; Рг - вес ремонтных машин, кН; дн

- вес грунта, действующий на нефтепровод сверху (присыпанного, уплотненного), кН.

Знаки нагрузок выбираются так: если нагрузка направлена вверх — плюс, если вниз — минус. При отрыве нефтепровода от

грунта снизу отпор грунта равен нулю.

Смещения У7, vI_1, vI+1, vI+2 являются искомыми величинами, зависящими от gz.

На рис. 4.5 приведена наиболее характерная схема ремонтируемого участка нефтепровода. Ремонтная колонна движется

справа налево.

Участок 1. Нефтепровод защемлен в уплотненном грунте. Высота грунта над трубой равна h1. На трубу действуют вес

трубы, давление грунта сверху qh и отпор грунта снизу.

Отпор уплотненного грунта дгр практически можно определить исходя из условия, что грунт обладает свойством

сопротивляться деформации сжатия по линейному закону.

Отпор грунта следует определять в зависимости от смещения нефтепровода по формуле

дгр = д° - c1v1l кН, (4.26)

где а0 = — (qr + oh ) — начальный параметр отпора грунта,

"*Гр ll ±ll1 t J. J. J. J. J

равный суммарному весу трубы и грунта; V — смещение трубы по высоте относительно ее начального положения, м; с1 —

235

коэффициент постели уплотненного под нефтепроводом грунта. При значении <тго меньше нуля в вычислениях qrrD = 0.

Участок 2 (земляная тумба). Отпор уплотненного грунта определяется также по формуле (4.26). Здесь "земляная тумба" под

нефтепроводом имеет возможность разрушаться из-за наличия технологических приямков (траншей) или на границе с

подкопанным участком, при котором появляется нагрузка, превышающая критическую дкр (критическое смещение). При

вычислениях, если qrrD > qrKD, то пишется qrrD = qrKD.

Участок 3 (подкоп). На этом участке на нефтепровод дей-ствуют вес трубы, вес ремонтных машин, усилия грузоподъемных

устройств.

Участок 4 (подсыпка). На этом участке проводят подсыпку грунта под нефтепровод и его уплотнение. На нефтепровод

действуют его собственный вес, вес грунта, присыпанного на трубу, отпор грунта. Здесь коэффициент постели с4 значительно

меньше, чем коэффициент постели с1 на начальном участке. Коэффициент с4 определяется предварительно —

экспериментально или на основе статистического анализа имеющихся научно-технических материалов. Отпор грунта на этом

участке при механическом уплотнении присыпанного под нефтепровод грунта с учетом высоты подсыпанного под трубу

грунта следует определить по формуле gTp = g23-c4(v,-v23). (4.27)

Участок 4 (засыпка окончательная). Это продолжение участка 4. Отпор грунта определяется по той же формуле (4.27), что и

для участка 4. Здесь на трубу дополнительно действует вес грунта окончательной засыпки.

Общая длина вычисляемого участка и шаг сетки 1 (т.е. длина элемента) выбираются интуитивно, исходя из имеющейся

практики. На границах рассчитываемой длины труба должна "выходить" на горизонтальные участки, т.е. v(z) = const1 при z <

z0; v(z) = const2 при z < z5. (4.28)

При этом А = const1 — const2 задается как параметр для проверки точности решения и завершения вычислений.

Вычисления проводятся методом последовательных приближений. Исходя из предположения, что начальное смещение трубы

отсутствует (T.e.v0(z) = 0), находят нагрузку g0(z), определяют перемещения V1(z) по зависимости (24). Во втором

приближении уточняют нагрузки gt(z) с использованием перемещений vt(z). Далее уточняют нагрузки g2(z) и определяют

перемещения во втором приближении v2(z). Так по-

236

ступают много раз, пока не получат окончательное решение v(z) = vn(z).

Необходимое количество приближений (циклов) зависит от сходимости задачи к точному решению, требуемой точности

решения, длины участка нефтепровода, конкретной технологической схемы ремонта нефтепровода и других факторов.

Изгибающий момент Mz определяется согласно следующей зависимости:

Mz = -EIx —, кН-м. (4.29)

dz2

В пределах одного элемента величины qz, Mz, Е, Iz постоянны. Так как элементы короткие (длиной 0,5—1 м), расчеты

удовлетворяют требуемой точности.

Напряжения изгиба в сечении ремонтируемого участка нефтепровода

м2

W

где W — момент сопротивления сечения нефтепровода.

аи=—, (4.30)

4.4.4. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Проверку на прочность нефтепровода при его капитальном ремонте следует производить из условия [20]

опр < Чу?2, (4.31)

гДе °пР — максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий; R2 -

расчетное сопротивление растяжению (сжатию); 4% — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние.

Значения R2 и Ч>4 определяются согласно [20]. Расчетное сопротивление R2 для участка нефтепровода,

эксплуатирующегося длительное время, а также имеющего дефекты, следует определить по следующим формулам:

Щ =h—^ мп&| (4.32)

CdW1K

где Ь1 к1 ка - коэффициенты надежности по дефектности нефтепровода; CD - коэффициент надежности по длительности

эксплуатации нефтепровода или его участка.

Наличие повторно-статических нагрузок на нефтепроводах, обусловленных технологическими и эксплуатационными

факторами, приводит при длительной работе к деформацион-

237

ному старению металла труб, т.е. к снижению сопротивляемости трубных сталей разрушению.

Коэффициент надежности по длительности эксплуатации определяется по формуле

CD = 1 + 0,025 С3Г3, (4.33)

где Гэ — длительность эксплуатации участка нефтепровода, годы; Сэ — углеводородный эквивалент стали в процентах.

Углеродный эквивалент

Q

„ Мп Сг + Мо +y(V+Ti+Ni) Cu+Ni D

С +-----+--------------^--------------- +----------+ 15В,

(4.34)

6 5 15

где С, Мп, Cr, Mo, V, Ti, Ni, Си, В - массовая доля, %, в составе трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома,

молибдена, ванадия, титана, никеля, меди, бора.

В табл. 4.3 приведены коэффициенты надежности по длительности эксплуатации нефтепровода CD.

Коэффициент ?>! устанавливается в зависимости от характера коррозионного износа стенки трубы и распределения

коррозионных язв на стенках труб и наличия на стенках труб царапин, задиров, гофр. Определяется в зависимости от

относительного уменьшения момента сопротивления дефектного сечения трубы по формуле

Таблица 4.3

Значения коэффициента содержанием углерода

Срок эксплуатации, годы

0-15

15-20

20-30

30 и более

CD для трубных сталей с различным

Коэффициент CD

С = 0,18-0,20 (стали 17ГС; 19Г и т.д.)

1,0-1,5 1,25 1,30 1,35

С = 0,10-0,15 (стали 14ХГС, 14ГН, 10Г2С)

1,0-1,1 1,15 1,20 1,25

Коэффициенты концентрации напряжений

Характеристика дефектов

Длинные царапины глубиной h и длиной 1, направленные под углом а к оси нефтепровода

Плотно распределенные сливающиеся коррозионные язвы в кольцевом направлении шириной до 50 мм Плотно

распределенные дефекты общей площадью более 0,25D2 (D - диаметр трубы) Общий коррозионный износ стенки

нефтепровода площадью более D2

Таблица 4.4

Коэффициент концентрации к2

к2

1,9 1,5 1,2

k

стенках

сока

238

b.=^k2, (4.35)

где W — начальный момент сопротивления сечения трубы; ХУф - фактический момент сопротивления дефектного сечения

трубы; к2 - коэффициент концентрации напряжений на дефектном участке, определяемый из справочной литературы.

Для некоторых дефектов значения к2 приведены в табл. 4.4.

Коэффициент кх устанавливается в зависимости от эл-липсности ремонтируемого участка нефтепровода.

Влияние эллипсности поперечного сечения нефтепровода на напряженное состояние относительно небольшое, определяется в

зависимости от соотношения малой и большой полуосей (а/Ъ) и имеет следующие значения:

а/Ъ...................... 1 0,98 0,96 0,94 0,92 0,9

кг......................... 0 1,0117 1,0234 1,0351 1,0465 1,0585

Коэффициент ?0 устанавливается в зависимости от наличия геометрических дефектов сварки, а также смещения стыков

труб.

Концентрация напряжений в сварных швах определяется в зависимости от смещения кромок и разнотолщинности стенок

соединяемых сваркой труб с учетом усиления на нормативную величину наружного и внутреннего кольцевого шва.

Численная характеристика концентрации напряжений вычисляется умножением номинального, т.е. действующего в стенке

нефтепровода, напряжения (на удалении от шва) на коэффициент концентрации ?0.

Значения коэффициента концентрации ?0 для различных условий нагружения представлены в работе [36].

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций ремонтируемого участка нефтепровода проверка производится

по условиям

о" < гЬ3^Я2с; Оки ? ^Щ, (4.36)

р 0,9?н ц 0,9?н

где о"пР — максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в нефтепроводе от нормативных нагрузок и

воздействий; г|)3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяемый согласно [20];

?н - коэффициент надежности по назначению трубопровода согласно [20].

Проверка возможности появления местных вмятин в сжатой зоне (или выпучивания стенки трубы) выполняется по формуле

239

опр < 0,95окр,

"4,13

где окр =

+ 0,85 R/S

о — критическое напряжение, при кото-

ром происходит выпучивание стенки; от — предел текучести материала трубы с учетом длительности эксплуатации

(старения), МПа; R - радиус наружной стенки нефтепровода, м; 6 -наименьшая остаточная толщина стенки нефтепровода, м.

Проверку общей устойчивости нефтепровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости следует

производить из условия

S < mNKp, (4.37)

где S — эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода, определяемое по [1]; т - коэффициент условий

работы нефтепроводов, принимаемый в зависимости от категории участка нефтепроводов; NKp — продольное критическое

усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости нефтепровода.

Критическое усилие можно определить согласно [1].

Для прямолинейного вскрытого участка трубопровода в траншее

NKp = 4,0911 ^q^E5P. (4.38)

В случае наличия упругого изгиба

NKp = $iq2El, (4.39)

где р - коэффициент, определяемый в зависимости от радиуса упругого изгиба, геометрических характеристик трубопровода

согласно [1].

Представленные формулы используются для определения NKp при вскрытии трубопровода достаточной протяженности

(более 50 м). В случае вскрытия небольшой длины критическое усилие может быть определено по формуле

4я2

NKD = k1—EI, (4.40)

где Ъ — длина вскрытого участка; k1 — коэффициент, определяемый в зависимости от характеристик грунта.

4.4.5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РЕМОНТНЫХ КОЛОНН ПРИ РЕМОНТЕ С ПОДЪЕМОМ НЕФТЕПРОВОДА

Основными технологическими параметрами подъема и укладки нефтепровода являются высота подъема его трубо-

240

укладчиками, общая длина приподнятого участка, число трубоукладчиков, расстояние между ними и усилие на крюках

трубоукладчиков [36].

Определение технологических параметров начинают с выбора числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме

нефтепровода и назначения технологической высоты подъема крайними трубоукладчиками, необходимой для прохождения

ремонтных машин.

Число трубоукладчиков выбирают в зависимости от диаметра нефтепровода, выполняемых операций ремонта и

грузоподъемности трубоукладчиков, участвующих при подъеме нефтепровода.

Минимальное число трубоукладчиков, необходимое для подъема и укладки нефтепроводов диаметром 530-710 и 820—1220

мм, должно быть соответственно не менее 3 и 4.

Для дальнейшего расчета задают технологическую высоту подъема крайним трубоукладчиком hT, согласно паспортным

данным ремонтных машин, а высоты подъема средними трубоукладчиками h2, h3, h4, h5 рекомендуется определять с

соблюдением соотношений, приведенных в табл. 4.5.

Расстановку и загрузку трубоукладчиков производят из условия симметричности относительно середины приподнятого

участка и обеспечения минимальных напряжений в опасных сечениях приподнятого участка нефтепровода при заданной

технологической высоте подъема.

Расстояние между трубоукладчиками 1 = mL, (4.41)

где L — длина приподнятого участка нефтепровода.

1 = Т1-А4[/Г, (4.42)

где h1 - высота подъема крайним трубоукладчиком, см; А -параметр, зависящий от геометрических и прочностных

характеристик трубы; т, ц - коэффициенты, выбираемые в

Таблица 4.5

Соотношение высот подъема различными трубоукладчиками

Число трубоукладчиков, участ-
h1
h2
h3
h4
h5

вующих в подъеме нефтепровода
hT
hT
hT
hT
hT

2
1
1

—

3
1
1,434
1

4
1
1,564
1,564
1
—

5
1
1,656
2,138
1,561
1

241

зависимости от количества трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода. Усилие на крюках трубоукладчиков

Р = LcBilh ¦ 9,81 • 103, кН, (4.43)

где /vc - коэффициент усилия при подъеме нефтепровода трубоукладчиками.

Усилие на крюке трубоукладчика при расчетном вылете стрелы должно назначаться с учетом коэффициента перегрузки 1,1.

Напряжения в ремонтируемом нефтепроводе

6 = cpCJ/T • 1(Г\ МПа, (4.44)

где ф - коэффициент, выбираемый в зависимости от числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода.

Значения коэффициентов т, ц, fyc и ср приведены в табл. 4.6, значения А, В, С нефтепровода диаметром 530-1020 мм -

в табл. 4.7, а значения Л1 и dh - в табл. 4.8.

При производстве ремонтных работ технологические параметры подъема и укладки считаются выбранными правильно, если

напряжение изгиба в поднимаемом нефтепроводе не превышает 0,45 предела текучести металла труб. Кроме того, следует

проверить обеспечение продольной устойчивости трубопровода, при этом необходимо учесть нагрев металла трубы днем

солнечными лучами.

Если эти требования соблюдаются, то по выбранным и расчетным значениям составляют технологическую схему подъема и

укладки нефтепровода.

Во избежание динамических нагрузок подъем нефтепровода должен производиться одновременно всеми участвующими в

подъеме трубоукладчиками, плавно, без рывков и резких ослаблений с соблюдением соотношений высот подъема и

расстояний, указанных в данной методике. Расчетные данные основных технологических параметров и напряженного

состояния ремонтируемого нефтепровода диаметром 1020x11 мм при подъеме его тремя, четырьмя и пятью

трубоукладчиками приведены в табл. 4.9-4.11. В табл. 4.12 представлены технологические параметры для нефтепроводов

диаметрами 530 — 820 мм, а в табл. 4.13 — все параметры для всех диаметров нефтепроводов.

Выбранная схема подъема в процессе работы контролируется по расстоянию между трубоукладчиками и высоте подъема

нефтепровода в местах нахождения троллейных тележек.

242

Значения коэффициентов m, ц, f cp

Число трубоукладчиков, участ-

Таблица 4.6

вующихв подъеме нефте-

Коэффициент

усилия для тру-

боукладчиков

m
?

UO

край-
сред-

них
них

0,25
2,447
-

0,19
2,231
1,522

0,15
2,071
1,327

0,13
2,017
1,300

Значение ср при

определении

напряжения изгиба

в крайних пролетах

0,497 0,512 0,525 0,534

в сечениях нахождения троллея

0,765 0,568 0,465 0,400

Расчетные значения A, Q Ё ё для нефтепроводов

Наружный
Толщина

диаметр Г>н,
стенки S,

I
II

219
8

9

273
8

9

325
8

9

377
8

9

10

530
9

10

630
9

10

11

720

820

920

1020

9 10 11 12 9 10 11 12 9 10 11 12 13 9 10 11 12 13 14

A

300,47

304,02

326,89

322,15

349,74

355,02

368,93

375,22

380,51

423,18

429,92

449,09

453,53

464,04

468,97 477,36 485,04 491,87 489,07 498,37 506,72 514,45 506,84 516,90 525,82 534,38 542,75 523,32 533,53 543,13 552,17 560,20 567,50

ВОДОВ
Таблица 4.7

в
С

228,357
255,080

244,432
243,378

351,734
268,648

372,672
260,040

491,385
279,446

523,296
270,815

658,171
290,108

699,035
279,629

738,570
573,166

1374,912
310,310

1444,531
300,595

1961,616
327,971

2045,057
312,305

2152,662
307,170

2582,149
343,722

2705,520
331,723

2823,418
321,316

2940,891
312,499

3383,875
359,931

3536,434
346,662

3685,375
335,337

3826,994
325,262

4301,551
376,030

4492,378
367,720

4676,117
349,364

4848,964
338,274

5028,579
330,021

5346,797
390,795

5568,986
376,207

5786,507
363,038

6002,088
351,233

6204,215
341,276

6407,075
332,576

243

Таблица 4.8

Значения коэффициентов высоты подъема

Значения коэффициентов

Высота подъема крайним трубоукладчиком h1, см
для усилия на крюках тру-боукладчика и длины при-поднятого участка
для напряже-ний ф1

10 20 30 40 50 60
1,778280 2,144740 2,340350 2,514870 2,659148 2,783158
3,162280 4,472125 5,477238 6,324571 7,071068 7,745968

Таблица 4.9

Параметры подъема нефтепровода D = 1020x11 мм тремя

Высота
Высота

подъема
подъема

крайни-
средни-

ми тру-
ми тру-

боуклад-
боуклад-

чиками
чиками

h1 = h3,
h2, см

см

10
14,3

20
28,7

30
43,0

40
57,4

50
71,7

60
86,0

Рас-

стояние
Длина

между
припод-

трубо-
нятого

уклад-
участка

чиками
L, м

1, м

14,7
77

15,2
80

19,3
102

20,8
109

22,0
116

23,0
121

Усилие
Усилие на

на крю-
крюке
Напря-

ках край-
среднего
жение в

них тру-
трубо-
стенке

боуклад-
укладчи-
трубы аМПа

чиков
ка Р, кН

Л = Р,

кН

22,9
15,7
65

27,3
18,6
92

30,2
20,6
113

32,4
22,1
130

34,3
23,4
146

35,9
24,5
159

Таблица 4.10

Параметры подъема нефтепровода D = 1020x11 мм четырьмя

Высота
Высота

подъема
подъема

крайни-
средни-

ми тру-
ми тру-

боуклад-
боуклад-

чиками
чиками

^1 = h4,
л2 = К

см
см

10 20 30 40 50 60

Рас-

стояние
Длина

между
припод-

трубо-
нятого

уклад-
участка

чиками
L, м

1, м

Усилие на
Усилие

крюке
на крюке
Напря-

крайних
средних
жение в

трубоук-
трубо-
стенке

ладчиков
укладчи-
трубы

Л = Р4,
ков Р2 =
а, МПа

кН
= Р3, кН

15,6
12,8
85,4
213

31,2
15,2
101,6
253

46,8
16,9
112,4
281

62,4
18,1
121
301

78,0
19,2
128
318

93,6
20,1
134
333

136 162 179 193 204 214

60 85 104 126 135 148

244

Таблицами

Параметры подъема нефтепровода D = 1020x11 мм пятью

Высота подъема крайними тру-боуклад-чиками h1 = h5, см

10 20 30 40 50 60

Высота подъема средними трубоуклад-чиками h2 = h3 = = h, см

16,6 33,1 49,7 66,2 82,8 99,4

Расстоя-
Длина

ние меж-
припод-

ду тру-
нятого

боуклад-
участка

чиками
L, м

1, м

Усилие Усилие на

на крюке крюке Напря-

крайних средних жение в трубоук- трубоук-ладчиков ладчиков

Р1 = Р5, Р 2 = Р 3 =

кН = Р4, кН

стенке трубы а, МПа

21,4
12,6
97
207

42,8
14,9
114,9
247

64,1
16,5
127
273

85,5
17,8
137
293

106,9
18,8
145
311

128,3
19,7
151
325

134 159 176 189 200 209

61

87

106

122

137

150

Таблица 4.12

Параметры подъема нефтепровода D = 530-820 мм четырьмя

Диаметр нефте-провода,

мм

530 630 720 820

Высота подъема нефтепровода, м

h = Ь Л = Л

0,5 0,5 0,5 0,5

0,78 0,78 0,78 0,78

Расстоя-ние меж-ду трубоукладчи-ками I, м

20,0 21,0 23,0 17,0

Длина припод-нятого участка L, м

120 130 138 115

Усилие на крюках трубоукладчиков

Р = Р

100,0 161,8 199,0 182,7

Р = Р

76,5 122,6 151,0 117,0

Во всех случаях необходимо выполнять проверку по гру-зоподъемности трубоукладчиков на расчетном вылете стрелы. При

этом усилие на крюке трубоукладчикам должно назначаться с учетом коэффициента перегрузки 1,1.

Значения технологических параметров, приведенные в табл. 4.5-4.13, определены для нефтепроводов при условии

равнопрочности их стыков и отсутствия дефектов в стенках труб, снижающих несущую способность.

При разработке проектной документации (рабочий проект, проект производства работ) расчет технологических параметров

подъема и укладки нефтепроводов, числа трубоукладчиков, расстояния между ними и усилия на крюках тру-боукладчиков

необходимо производить с учетом техническо-го состояния нефтепроводов, их положения и воздействия на них различных

факторов.

Приведенные в табл. 4.5-4.13 значения технологических

245

i$ -1Ё~$ 4.13

Технологические параметры и расчетные значения усилия подъема трубопроводов (возможные варианты)

Схема подъема и расстановки ремонтных машин

М f2 fPj
Pi'Ps hf*h3

«'
U"*
*f
ьг ^
01

а
&
г
а

Ue---------
----



---------------*-j

Диаметр трубопровода и толщина стенки Dx6, мм

219x5 273x5 325x5 377x7 426x6

530x8 630x8 720x9 820x9 1020x10 1220x12

Число трубо-уклад-чиков, h, шт.

Масса

ре-монт-

ной машины Qr

кН

10 10 10 15 15

20 20 20 25 25 25

Высота подъема

трубопровода,

м

0,63 077
1,01 120

0,73
1,11

070
103

от
1|o1

0,66
1,17

06.S
1 10

063
10?

063
101

061
008

060
093

Расстояние до

ре-монт-

ной

машины

t, м

4 4 4 4 4

Расстояние между трубо-уклад-чиками I, м

13 14 15 16 17

20 20 20 20 20 20

Длина

при-

подня-

ТОГО

участ-каЦ

59 67 72 77 82

112 115 118 120 124 130

Усилия подъема

трубопровода, кН

19,9 8

25 6 12

33 1 17

514 25

62 1 33

97,2 129 174 214 321 468

60 80 100 130 200 289

h

h

e1 e2

м

параметров могут служить исходными максимальными параметрами для поверочного расчета и последующего подбора

технологических параметров ремонтных колонн.

4.5. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ С ПОДКОПОМ

И ПРИМЕНЕНИЕМ ПОДЪЕМНЫХ И ПОДДЕРЖИВАЮЩИХ

ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

Ремонт нефтепроводов диаметром 820н-1220 мм проводится без подъема с поддержанием или без поддержания

грузоподъемными механизмами [13], [36].

Поддержание подкопанного участка нефтепровода рекомендуется проводить опорами-крепями (табл. 4.14),

трубоукладчиками или пневмоподъемниками. Число грузоподъемных механизмов и длина подкопанного участка

определяются из условия обеспечения прочности и устойчивости ремонтируемого участка нефтепровода (табл. 4.15).

Устройство для поддержания трубопроводов типа КР показано на рис. 4.6.

Ремонт нефтепроводов может выполняться без поддержания при минимальной длине подкопанного участка, определенной

расчетным путем.

Таблица 4.14

Рекомендуемые технологические параметры при капитальном ремонте трубопроводов диаметром без подъема с

использованием

Параметры

Шаг ремонтной колонны, м Расстояние, м:

1max 1тш 2 Зтах

Длит участка присыпки, м Расстояние от подкапывающей машины экскаватора, м Усилие подъема, кН:

1 3{Р4) Высота подъема трубопровода, м Максимально допустимая осадка трубопровода на участке присыпки, м

ДО

Длина и толщина стенки трубопровода, мм

1020x11
1220x12

5,0
8,0

20,0
18,0

15,0
10,0

20,0
18,0

11,0
15,0

6,0
7,0

21,0
21,0

13,0
15,0

294,0 (148,0)
330,0

259,0 (358,0)
360,0

0-0,05
0-0,05

0,1
0,1

247

Таблица 4.15

Технологические параметры при ремонте нефтепроводов с использованием двух трубоукладчиков

Коэф-

фициент



Расстоя-

Диаметр
постели
Усилие
Длина
Расстоя-
ние от

и тол-
грунта
на крю-
подко-
ние
второго
Длина
Шаг

щина
(присы-
ке тру-
панного
между
трубо-
участка
трубо-

стенки
панного
боук-
участка,
трубо-
укладчи-
при-
уклад-

нефте-
и уплот-
ладчика,
м, не
укладчи-
ка до
сыпки,
чика, м

провода,
ненного
кН
более
ками, м,
земля-
м

мм
под трубой), МН/м3


не более
ной тумбы, м

820x9
0,2
250
19
7
13
18
3

0,4
120
20
8
14
18
4

1.0
100
21
9
15
18
5

1020x11
0,2
350
20
8
14
18
4

0,4
220
22
10
16
18
6

1,0
200
23
11
17
18
7

1220 х12
0,2
400
20
8
14
18
4

0,4
280
24
12
18
18
8

1,0
250
25
13
19
18
9

Рис. 4.6. Устройство для подъема и поддержания трубопроводов типа КР

248

Наибольшее расстояние от второго трубоукладчика до земляной тумбы равно наибольшему расстоянию от первого

трубоукладчика до подсыпанного и уплотненного участка нефтепровода.

Технологические параметры ремонтной колонны при ремонте нефтепроводов диаметром 820-1220 мм тремя

трубоукладчиками приведены в табл. 4.16.

Технологические параметры ремонтной колонны при ремонте нефтепроводов диаметром 820-1220 мм четырьмя

трубоукладчиками приведены в табл. 4.17.

Параметры, приведенные в табл. 4.15-4.17, получены для условий, при которых напряжение изгиба не превышает 120 МПа.

Капитальный ремонт нефтепроводов с подкопом может выполняться без применения подъемных и поддерживающих

технических средств.

Ремонт нефтепровода проводится с механическим уплотнением подсыпанного под нефтепровод грунта. Технологические

параметры ремонта нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм приведены ниже. Параметры получены для условий, при

которых несущая способность уплотненного грунта в на-

Таблица4.16

Технологические параметры ремонтной колонны при ремонте нефтепроводов тремя трубоукладчиками

Диаметр и толщина стенки

Параметры
не
фтепровод 1020x11
а, мм

820x9
1220x12,5

Шаг ремонтной колонны, м
6
7
8

Длина подкопанного участка, м
22+30
24+32
26+35

Технологическая высота подъема неф-
0,15
0,14
0,10

тепровода, м, не более

Осадка нефтепровода относительно его
0,16
0,14
0,12

первоначального положения, м, не бо-

Максимальное усилие на крюках тру-
240
350
400

боукладчика, кН

Расстояние от подкапывающей маши-
10+20
15+25
20+30

ны до экскаватора, м

Длина подсыпанного и уплотненного
10+25
10+25
10+25

участка нефтепровода, м

Расстояние между первым и последним
12
13
14

трубоукладчиками, м

Расстояние от первого трубоукладчика
5+11
5+12
5+13

до подкапывающей машины, м

Расстояние от последнего трубоуклад-
7+13
7+12
7+13

чика до присыпанного участка нефте-

провода, м

249

Таблица 4.17

Технологические параметры ремонтной колонны при ремонте нефтепроводов четырьмя трубоукладчиками

Диаметр и толщина стенки

Параметры
нес
зтепровода, 1020x11
мм

820x9
1220x12,5

Длина подкопанного участка, м
35+54
35+57
36+59

Технологическая высота подъема
0,1
0,1
0,1

нефтепровода, м, не более

Осадка нефтепровода относительно
0,1
0,1
0,1

его первоначального положения, м,

не более

Максимальное усилие на крюках
100
140
180

трубоукладчика, кН

Расстояние от подкапывающей ма-
10+20
10+20
10+20

шины до экскаватора, м

Длина подсыпанного и уплотненного
10+25
10+25
10+25

участка грунта под нефтепроводом,

Расстояние между трубоукладчика-

ми, м:

первым и вторым
7
7
7

вторым и третьим
7+12
7+12
7+12

третьим и четвертым
7
7
7

Расстояние от первого трубоуклад-
7+14
7+16
7+17

чика до подкапывающей машины, м

Расстояние от последнего (четверто-
10,5±3,5
11±4,0
12±4,0

го) трубоукладчика до присыпанного

участка нефтепровода, м

чале уплотненного участка не ниже дгр = 5 кН/м и напряжение от изгиба в момент ремонта не превышает 150 МПа. Участок

нефтепровода до вскрытия - прямолинейный, второй категории.

Шаг ремонтной колонны, м............................................................................. 4

Длина подкопанного участка, м...................................................................... 10+14

Осадка нефтепровода относительно его первоначального положения, м, не

более..................................................................................................... 0,28

Общая длина вскрытого ремонтируемого, участка, м............................ 67,2

Длина участка присыпки грунта под нефтепровод после ремонта, м 36+46 Расстояние от подкапывающей машины до места

окончательной засыпки нефтепровода, м, не более................................................................... 50

Длина вскрытого участка нефтепровода с края подкапываемого пролета,

м........................................................................................................................ 18+28

Расстояние от края земляной трубы до ремонтных машин, м:

до подкапывающей машины (весом 54,5 кН)..................................... 0-4

до очистной машины (весом 32,5 кН)................................................... 6+12

до изоляционной машины (весом 20 кН)............................................ 9+14

250

4.6. МЕТОДЫ РЕМОНТА ДЕФЕКТОВ ТЕЛА ТРУБЫ

Обнаружение дефектов тела трубы нефтепровода должно осуществляться двумя способами в следующей

последовательности [6, 35]:

а) внутритрубной инспекцией с помощью снарядов-профи-лемеров и снарядов-дефектоскопов;

б) при необходимости внешним дефектоскопическим обследованием (визуальным и приборным со специальным

шурфованием или на вскрытом участке в процессе ремонта). Внутритрубная профилеметрия проводится при помощи сна-

ряда-профилемера, позволяющего обнаружить и определить параметры дефектов геометрии трубы. В настоящее время для

внутритрубной профилеметрии применяются снаряды-профилемеры типа "Калипер".

Снаряд-профилемер "Калипер" - это электронно-механический снаряд, оснащенный рычажными датчиками, которые

позволяют измерять внутреннее проходное сечение, определять положения сварных швов, подкладных колец, а также

обнаруживать и измерять такие дефекты формы трубы, как вмятины, гофры, овальность сечения. Отклонения оси

трубопровода фиксируются индикатором поворота по взаимному положению продольных осей двух последовательных секций

снаряда-профилемера. Аналоговые значения измерений преобразуются в цифровые и записываются в блок хранения.

Пройденное снарядом расстояние определяется с помощью специальных измерительных колес. Привязка мест расположений

дефектов к определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью специальных устройств — маркеров.

Внутритрубная дефектоскопия проводится при помощи ультразвуковых и магнитных снарядов-дефектоскопов высокого

разрешения, которые обнаруживают дефекты стенки трубы и определяют их геометрические параметры. В настоящее время

для внутритрубной дефектоскопии применяются снаряды-дефектоскопы следующих типов.

1. Снаряд-дефектоскоп "Ультраскан М" представляет собой компьютеризированное диагностическое устройство,

использующее метод регистрации погруженными в нефть датчиками отраженных импульсных ультразвуковых сигналов от

внутренней и внешней поверхностей стенки трубы. По времени прихода первого отраженного сигнала определяется

расстояние от датчика до внутренней поверхности трубы, по времени прихода второго сигнала — толщина стенки трубы.

251

Кроме того, сигнал отражается от несплошностей в металле трубы. Значения изменений записываются в блок хранения.

Привязка мест расположения дефектов к определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью маркеров.

2. Снаряд-дефектоскоп типа MFL представляет собой компьютеризированное диагностическое устройство, использующее

метод рассеяния магнитного потока, возникающего в месте расположения дефекта стенки трубы при ее намагничивании. Во

время своего движения по нефтепроводу оснащенный магнитами снаряд создает в теле трубы мощное магнитное поле, а

находящиеся между полюсами магнита датчики регистрируют изменение магнитного поля и измеряют его значение.

Специальные датчики, создающие собственное локальное магнитное поле, служат для разделения обнаруженных дефектов на

внутренние и внешние. Значения измерений записываются в блок хранения. Привязка мест расположения дефектов к

определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с помощью маркеров.

3. Снаряд-дефектоскоп "Ультраскан CD" - компьютеризированное диагностическое устройство, использующее поперечные

ультразвуковые волны, распространяющиеся внутри стенки трубы. Датчики снаряда работают в режиме излучения

зондирующего импульса и приема импульса, отраженного от трещин и других трещиноподобных дефектов. Снаряд-

дефектоскоп оснащен сменными носителями датчиков, предназначенными для обнаружения трещин и трещиноподобных

дефектов определенной ориентации по отношению к оси трубы (осевой или поперечной). Значения измерений записываются в

блок хранения. Привязка мест расположения дефектов к определенным точкам трассы нефтепровода осуществляется с

помощью маркеров.

Для более полного обследования нефтепроводов необходимо проводить комплексное диагностирование, последовательно

используя несколько внутритрубных измерительных снарядов (ВИС), основанных на различных физических явлениях, сочетая

внутритрубную дефектоскопию с дополнительным дефектоскопическим контролем (ДДК) дефектных участков нефтепровода.

Однако диагностированием даже указанным комплексом ВИС не выявляется истинное состояние нефтепроводов, в том числе

их напряженное состояние, сероводородное наво-дороживание, да и сами явно выраженные дефекты выявля-

252

ются не полностью. Более того, на сегодняшний день не изучена динамика разрушения трубопроводов в зависимости от того

или иного состояния дефекта и трубопроводов в целом.

4.6.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ

По виду повреждения трубы дефекты нефтепровода делятся на дефекты геометрии трубы, дефекты стенки трубы и дефекты

сварных швов.

Дефекты геометрии трубы - это дефекты, связанные с уменьшением проходного сечения трубы вследствие изменения его

формы. Они делятся на следующие группы:

вмятина — локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не

происходит уменьшения толщины стенки трубы и излома оси трубопровода;

гофр — чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, не уменьшающие толщины стенки и приводящие к

излому оси и уменьшению проходного сечения трубопровода.

Дефекты стенки трубы - это дефекты, не приводящие к изменению проходного сечения трубы. Они делятся на следующие

группы:

потеря металла (коррозия сплошная равномерная, коррозия сплошная неравномерная, коррозия местная точечная, коррозия

местная пятнистая, коррозия местная язвенная, коррозия ручейковая, эрозия, вмятина в прокате, забоина, задир, рванина) —

изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или

коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления;

риска (царапина) — потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с

перемещающимся по ней твердым телом;

расслоение — несплошность металла стенки трубы; обычно является раскатанным скоплением неметаллических включений;

расслоение с выходом на поверхность (закат, плена прокатная) — расслоение, выходящее на поверхность трубы;

расслоение в околошовной зоне — расслоение, примыкающее к сварному шву. Дополнительная опасность связана с

возможностью наличия в сварном шве трещины, образовавшейся под воздействием расслоения при наложении сварного шва;

253

изменение толщины стенки — плавное утонение стенки трубы, образовавшееся в процессе изготовления трубы или

листового проката;

трещина — разрыв основного металла стенки трубы, характеризующейся малым поперечным размером;

дефект сварного шва (непровар, пора, шлаковое включение, подрез, трещина сварного шва) — дефект в самом сварном шве

или околошовной зоне, возникший вследствие нарушения технологии сварки.

По степени влияния на несущую способность нефтепровода дефекты классифицируются на опасные и неопасные.

К опасным дефектам относятся:

дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или непосредственно на швах, если их измеренная глубина превышает по

величине 3 % от номинального наружного диаметра трубы;

дефекты, опасные по результатам расчета на статическую прочность (расчетное давление разрушения дефектной трубы

ниже заводского испытательного давления);

дефекты стенки, связанные с потерей металла, с остаточной толщиной стенки трубы на уровне технически возможного

минимального предела измерения снаряда-дефектоскопа.

Эксплуатация нефтепровода при наличии опасных дефектов допускается при условии введения ограничений на режимы

перекачки.

Опасные дефекты подлежат выборочному ремонту в соответствии с установленными методами ремонта опасных дефектов.

К неопасным относятся дефекты, для которых расчетное давление разрушения дефектной трубы не ниже заводского

испытательного давления. Эксплуатация нефтепровода при наличии неопасных дефектов допускается без ограничений на

режимы перекачки в межинспекционный период.

По критерию необходимости проведения дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) дефекты подразделяются на

требующие ДДК и не требующие ДДК.

Назначение методов ремонта дефектов, не требующих ДДК, проводится по данным ВИС.

Назначение методов ремонта дефектов, требующих дополнительного дефектоскопического контроля, проводится по данным

ДДК. При необходимости по результатам ДДК расчетом на прочность может уточняться опасность дефекта.

4.6.2. ПОРЯДОК ДЕЙСТВИЙ ПРИ ДОПОЛНИТЕЛЬНОМ ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ И РЕМОНТЕ

УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА ПОСЛЕ ПРОПУСКА ВИС

Содержание и последовательность действий по ДДК и ремонту диагностированного с помощью ВИС участка определяются

следующим порядком.

1. Получение ОАО МН технического отчета из ОАО ЦТД "Диаскан" или других юридических лиц, имеющих лицензию

Госгортехнадзора на выполнение работ по диагностике нефтепроводов по пропуску снаряда-профилемера. Передача

экземпляра отчета в соответствующие РНУ.

2. Анализ полученной информации и составление ОАО МН сведений о сужениях, подлежащих устранению, передача этих

сведений соответствующим РНУ и АК "Транснефть". Устранению подлежат все сужения, препятствующие прохождению

снаряда-дефектоскопа, что определяется по согласованию с юридическими лицами, выполняющими внутритрубную

диагностику.

3. Выявление сужений нефтепровода, недопустимых по условиям проходимости ВИС, заключающееся в их точной

локализации на местности относительно маркеров, внешнем осмотре и определении размеров. Удаление недопустимых

сужений и составление акта о готовности участка к пропуску снаряда-дефектоскопа с направлением этого акта исполнителям

внутритрубной диагностики и АК "Транснефть".

Порядок выявления и удаления сужений и форму акта определяет ОАО МН.

4. Получение ОАО МН технических отчетов от исполнителей внутритрубной диагностики по обследованию участка

снарядом-дефектоскопом.

5. Снижение при необходимости рабочего давления до уровня, определенного расчетом на прочность.

6. Разработка ОАО МН программы дополнительного дефектоскопического контроля и выборочного ремонта дефектных

участков нефтепровода в межинспекционный период, включающей: определение дефектных участков, подлежащих ремонту;

назначение методов ремонта опасных дефектов; согласование программы ремонта с АК "Транс-нефть".

7. Проведение дополнительного дефектоскопического контроля опасных и неопасных дефектов, подлежащих ДДК, уточнение

по данным ДДК необходимости и методов ремонта, корректировка программы ремонта. Направление данных

255

по результатам ДДК исполнителям внутритрубной диагностики.

8. Выполнение программы ремонта.

9. Восстановление заданной производительности перекачки по мере ремонта опасных дефектов.

10. Составление отчета о выполнении программы ремонта. Дополнительно выборочному ремонту в межинспекцион-

Риг 4 7 Обший алгогштм оппрарлрния мртоаов прмонтд арсЬркт-ных участков нефтепровода

256

ный период могут быть подвергнуты и другие дефектные участки по решению ОАО МН.

До проведения работ по ремонту опасного дефекта вводятся следующие режимы ограничения перекачки:

если для дефектного участка расчетом прочности определено допустимое давление, то проходящее давление должно быть не

выше этого давления;

если для дефектного участка допустимое давление перекачки не определено, то проходящее давление на дефектном участке

должно быть не выше 75 % от проходящего давления в период обнаружения.

При проведении ремонтных работ на дефектном участке ограничения на режимы перекачки вводятся в соответствии с

требованиями технологии выбранного метода ремонта и условий безопасного ведения работ.

Общий алгоритм по определению методов ремонта дефектных участков нефтепровода приведен на рис. 4.7.

4.6.3. ПРИНЦИПЫ ОТБОРА ДЕФЕКТОВ ДЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Дополнительный дефектоскопический контроль дефектов, обнаруженных ВИС, проводится с целью:

уточнения типа дефекта (расслоение с выходом на поверхность трубы или без выхода, расслоение с выходом на поверхность

трубы или риска и т.п.);

уточнения его геометрических параметров (длина выхода на поверхность расслоения, размеры вмятины и т.д.);

выявления в зоне дефекта, обнаруженного ВИС, дефектов, не обнаруженных ВИС (риска на вмятине, трещина в сварном шве

в зоне примыкания к шву расслоения, потеря металла над расслоением и т.д.);

определения типов и геометрических параметров дефектов, не обнаруженных ВИС.

В зависимости от степени опасности дефектов ДДК подразделяется на обязательный и рекомендуемый.

Обязательному ДДК подлежат все опасные дефекты, а также следующие неопасные дефекты:

риски с длиной, по данным ВИС, более 0,2DH (DH - номинальный наружный диаметр трубы);

трещины;

дефекты сварного шва.

Рекомендуемому ДДК подлежат следующие неопасные дефекты:

257

вмятины и гофры с глубиной (высотой), по данным ВИС, более 1 % D,;

расслоения, примыкающие к сварному шву;

расслоения с выходом на поверхность;

расслоения с длиной, по данным ВИС, более 0,4DH;

риски с длиной, по данным ВИС, менее 0,2DH.

Рекомендуемый ДДК проводится по усмотрению ОАО МН.

Не требуется ДДК для следующих неопасных дефектов:

вмятины и гофры с глубиной (высотой), по данным ВИС, не более 1 % DH\

расслоения с длиной, по данным ВИС, не более 0,4DH (кроме опасных);

потери металла (кроме опасных).

4.6.4. СОДЕРЖАНИЕ И МЕТОДЫ ПРОВЕДЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Дополнительный дефектоскопический контроль дефектного участка нефтепровода должен включать идентификацию дефекта,

обнаруженного ВИС, визуальный контроль на наличие дополнительных (не обнаруженных ВИС) дефектов и при

необходимости дефектоскопию металла труб и сварных соединений.

Идентификация и визуальный контроль должны проводиться для всех дефектов после вскрытия соответствующих участков

для выполнения ремонта. Перед проведением визуального контроля труба на месте дефекта должна быть очищена от

изоляции, пыли, абразивного порошка, грязи, масел, окалины, краски, ржавчины и других загрязнений. При проведении

визуального контроля применяются обзорные или измерительные лупы 4-10-кратного увеличения (ЛП-1, ЛАЗ, ЛА114 и др.,

ГОСТ 25706- 83).

Идентификация дефекта заключается в определении типа, границ и характерных размеров дефекта, в сравнении их с данными

отчета по пропуску ВИС и установлении факта идентичности рассматриваемого дефекта дефекту под определенным

номером в указанном отчете.

Дефектоскопический контроль должен проводиться для выявления и локализации скрытых дефектов (расслоений, дефектов

внутренней поверхности трубы, включений, трещин, пор) металла труб и сварных соединений, находящихся в дефектной зоне.

Используются магнитопорошковый и ультразвуковой методы и при необходимости метод цветной дефектоскопии.

258

При проведении магнитопорошковой дефектоскопии используются переносные дефектоскопы типа ПМД-70 и другая

отечественная или импортная аппаратура, равная или превосходящая указанный тип по своим техническим характеристикам.

В качестве ультразвуковой аппаратуры следует применять ультразвуковые дефектоскопы типа УД2-12 и ультразвуковые

толщиномеры типа УТ-93П и другая отечественная или импортная аппаратура, равная или превосходящая указанные типы по

своим техническим характеристикам.

К проведению контроля неразрушающими методами допускаются лица, имеющие право на проведение данных видов

контроля, подтвержденное удостоверениями установленной формы.

Результаты дополнительного дефектоскопического контроля документируются в специальном журнале или протоколе.

В зависимости от вида дефекта должны контролироваться следующие геометрические параметры и применяться

инструменты и приборы аая дефектоскопического контроля.

1. Дефекты геометрии (вмятины, гофры)

Проводится идентификация и визуальный контроль дефектов, в процессе которых должны проверяться:

расстояние границы дефекта от поперечного и (или) продольного сварных швов;

наличие дополнительного дефекта во вмятине или на гофре (риски, царапины, трещины, коррозии и др.);

наличие в районе дефекта сварных швов.

Ультразвуковым толщиномером измеряется толщина металла трубы в местах изменения геометрии трубы.

Контролируемые параметры дефектов (рис. 4.8, 4.9):

размер дефекта вдоль образующей трубы L;

Рис. 4.8. Вмятина на теле трубы:

L, L0 — размер вмятины соответственно вдоль образующей и по окружности трубы; c - глубина вмятины

259

Рис. 4.9. Гофр на теле трубы:

L, L0 — размер гофра соответственно вдоль образующей и по окружности трубы; Явп - глубина впадины гофра; h - высота

вершины гофра

размер дефекта по окружности трубы L0;

максимальная стрела прогиба вмятины (глубина) Я;

максимальная глубина впадины Нви и максимальная высота вершины гофра h;

для гофра измеряются высота вершин и глубина впадин, число вершин и впадин.

Проводится магнитопорошковый контроль поверхности дефекта геометрии на наличие трещин в основном металле и сварных

швах.

При наличии сварных швов в районе дефекта должен проводиться ультразвуковой контроль сварных швов.

При наличии дополнительного дефекта необходимо проводить контроль параметров этого дефекта в соответствии с его

типом.

Инструменты и приборы ^ая ДДК: линейка, рулетка, штангенциркуль, штангенглубиномер, микрометр-глубиномер,

универсальный шаблон сварщика, специальный инструмент для замера геометрических параметров, ультразвуковой

толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, переносной магнитопорошковый дефектоскоп.

2. Расслоение металла с выходом на поверхность

Проводится визуальный контроль дефекта с помощью лупы, в процессе которого должно проверяться наличие:

выхода расслоения на поверхность трубы;

возможных дополнительных дефектов в зоне расслоения.

Проводится магнитопорошковый контроль поверхности дефектной зоны на наличие трещин в основном металле и сварных

швах, а также с целью обнаружения границы выхода расслоения на поверхность.

Проводится ультразвуковая дефектоскопия с целью опре-

260

деления глубины расслоения; уточнения границ дефекта и выхода его на поверхность.

Контролируемые параметры (рис. 4.10):

размеры дефекта вдоль образующей трубы L и по окружности трубы L0;

максимальная глубина расслоения d;

протяженность границы выхода на поверхность LB.

Определение глубины расслоения следует проводить ультразвуковым толщиномером или ультразвуковым дефектоскопом с

прямым преобразователем.

Границы дефекта определяют с помощью ультразвукового дефектоскопа с наклонными преобразователями.

При контроле с помощью ультразвукового дефектоскопа необходимо применять совмещенную и раздельную схемы

включения преобразователей.

Схема включения преобразователей должна выбираться в зависимости от глубины залегания расслоения (расстояния от

внешней поверхности стенки трубы до расслоения). При глубине залегания расслоения менее 2 мм следует применять

раздельную схему включения преобразователей.

Измерение толщины стенки выполняется дискретно — в отдельных точках. Перед проведением измерений в районе

расположения дефекта производится разметка поверхности трубы на точки, в которых необходимо проводить измерения

(например, узлы координатной сетки с шагом 30-50 мм, оси которой ориентированы вдоль и по окружности

Рис. 4.10. Расслоение металла стенки трубы нефтепровода с выхо,ом на ее поверхность:

L Ln — юазмею юасслоения соответственно вдоль обюазуюшей и по окружности трубьг L - протяженность границы выхода

расслоения металла на поверхностьВтрубы; d - максимальная глубина расслоения

261

трубы). Точки измерений должны быть пронумерованы. Разметка проводится по схеме, предварительно нанесенной на

изображение дефекта, полученное по данным ВИС. Схема должна иметь привязку к ближайшим ориентирам нефтепровода

(поперечный и продольный сварные швы). Разметка не должна стираться при осуществлении процесса измерения.

Границы выхода расслоения на поверхность должны уточняться с помощью лупы 4—10-кратного увеличения и метода

цветной дефектоскопии.

При наличии сварных швов в районе дефекта должен проводиться контроль и сварных швов.

При наличии дополнительного дефекта должен осуществляться контроль параметров дополнительного дефекта в

соответствии с его типом.

Инструменты и приборы для ДДД: рулетка, лупа, ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, пенетра-ционный

набор для цветной дефектоскопии, переносной маг-нитопорошковый дефектоскоп.

3. Расслоение и расслоение в околошовной зоне

Проводится визуальный контроль дефекта на наличие возможных дополнительных дефектов в зоне расслоения.

Осуществляется магнитопорошковый контроль поверхности дефектной зоны на наличие трещин в основном металле и

сварных швах.

Проводится ультразвуковая дефектоскопия с целью:

определения глубины расслоения;

определения границ дефекта и примыкания расслоения к сварному шву.

Перед проведением дефектоскопии выполняется разметка поверхности трубы в районе дефекта аналогично вышесказанному

(узлы координатной сетки с шагом 30-50 мм).

Глубину залегания расслоения следует определять с помощью ультразвукового толщиномера или ультразвукового

дефектоскопа с прямым преобразователем.

Контролируемые параметры расслоения стенки трубы (рис. 4.11):

размеры дефекта вдоль образующей трубы L и по окружности трубы L0;

глубина расслоения d;

глубина залегания расслоения от внешней поверхности стенки трубы h.

Контролируемые параметры расслоения стенки трубы в околошовной зоне (рис. 4.12):

262

Рис. 4.11. Расслоение металла стенки трубы нефтепровода без выхода на ее поверхность:

L, L0 - размер расслоения соответственно вдоль образующей и по окружности трубы; h - глубина залегания расслоения от

внешней поверхности стенки трубы; d - глубина расслоения

Рис. 4.12. Расслоение металла стенки трубы нефтепровода в околошовной зоне: ФРА

L, Ln — размер расслоения соответственно вдоль образующей и по окружности трубы• h - глубина залегания расслоения от

внешней поверхности стенки трубы L - длина примыкания расслоения к сварному шву ' ПР

размеры дефекта вдоль образующей трубы L и по окружности трубы L'

максимальная глубина расслоения d;

глубина залегания расслоения от внешней поверхности стенки трубы h;

длина примыкания расслоения к сварному шву L .

Если расслоение примыкает к поперечному и (или) про-

263

дольному сварным швам, должна проводиться ультразвуковая дефектоскопия сварных швов с целью определения

возможного наличия трещин в сварном шве.

Дефектоскопию сварного шва необходимо выполнять с обеих сторон сварного шва ультразвуковым дефектоскопом с

наклонными преобразователями.

При контроле ультразвуковым дефектоскопом допускается применять раздельную и совмещенную схемы включения

преобразователей.

При наличии дополнительного дефекта "над" расслоением должны определяться параметры этого дефекта в соответствии с

его типом.

Инструменты и приборы &ая ДДК: рулетка, ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, переносной

магнитопорошковый дефектоскоп.

4. Потеря металла стенки механического происхождения (риски, царапины)

Проводится идентификация и визуальный контроль дефекта, в процессе которых должны проверяться: тип дефекта; наличие

трещины.

Контролируемые параметры (рис. 4.13):

расстояние границы дефекта от поперечного А и (или) продольного C сварных швов;

Рис. 4.13. Риска, царапина на стенке трубы нефтепровода:

L, Ln — размер dиски, царапины вдоль образующей и по окружности трубы соответственно;^ - максимальная глубина риски,

царапины; b - ширина дефекта; А, C - расстояние границы риски, царапины соответственно от поперечного и от продольного

сварного шва

264

размеры дефекта вдоль образующей трубы и по окружности трубы L0;

ширина дефекта b;

максимальная глубина дефекта d.

С помощью лупы 4—10-кратного увеличения и метода цветной дефектоскопии должна проверяться поверхность дна дефекта

на наличие трещин.

Проводится ультразвуковая дефектоскопия для определения глубины трещины при ее наличии.

Дефектоскопия должна проводиться наклонными преобразователями, включенными по совмещенной схеме.

Инструменты и приборы для ДДК: ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, штангенциркуль, штан-

генглубиномер, микрометр-глубиномер, универсальный шаблон сварщика, линейка, рулетка, лупа, пенетрационный набор для

цветной дефектоскопии.

5. Потеря металла стенки коррозионного происхождения

Проводится идентификация и визуальный контроль дефекта, в процессе которых должны проверяться:

тип дефекта;

расстояние границы дефекта от поперечного и (или) продольного сварных швов.

Контролируемые параметры (рис. 4.14):

Рис. 4.14. Коррозионные дефекты на внешней и внутренней повеLхности стенки трубы нефтепровода:

L 1 - размер коррозионного дефекта на внешней поверхности трубы соответственно вдоль образующей и по ее образующей- L

L - размер коррозионного дефекта на внутренней пове,шоста трубы'соответственно вдоль образующей и по ее образующей- d

d ~ максимальная глубина дефекта соответственно на внегяней и на внутренней поверхности трубы

265

Рис. 4.15. Трещина в стенке трубы нефтепровода:

L, L0 — размер трещины соответственно вдоль образующей и по окружности трубы; d - глубина трещины; А, C - расстояние

границы трещины соответственно от поперечного и от продольного сварного шва

размеры дефекта вдоль образующей трубы L и по окружности трубы L0;

максимальная глубина коррозионных язв d при внешней коррозии (или остаточная толщина стенки tOCT).

Если коррозионный дефект расположен на внутренней поверхности трубы, размеры повреждения и остаточная толщина стенки

tOCT должны определяться ультразвуковым толщиномером.

Инструменты и приборы для ДДК: ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, линейка, рулетка, лупа,

штангенциркуль, штангенглубиномер, микрометр-глубиномер, универсальный шаблон сварщика.

Рекомендуется проверять поверхность дна дефекта на наличие трещин с помощью лупы 4—10-кратного увеличения и метода

цветной дефектоскопии.

6. Трещины

Проводится идентификация и визуальный контроль дефекта, в процессе которых должны проверяться тип и размеры дефекта.

Контролируемые параметры:

размеры дефекта вдоль образующей трубы L и по окружности трубы L0;

расстояние границы дефекта от поперечного А и (или) продольного C сварных швов.

266

Проводится магнитопорошковый контроль поверхности дефектной зоны с целью уточнения размеров трещины.

При необходимости размеры трещины могут уточняться при помощи цветной дефектоскопии.

Проводится ультразвуковая дефектоскопия для определения максимальной глубины трещины d (рис. 4.15).

Дефектоскопия должна проводиться наклонными преобразователями, включенными по совмещенной схеме.

Инструменты и приборы: линейка, рулетка, штангенциркуль, лупа, пенетрационный набор для цветной дефектоскопии,

ультразвуковой дефектоскоп, переносной магнитопорошковый дефектоскоп.

4.6.5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

1. Общие положения

К проведению контроля неразрушающими методами допу-скаются лица, имеющие удостоверение установленной формы на

данный вид контроля.

Перед проведением контроля труба в месте дефекта долж-на быть очищена от изоляции, пыли, абразивного порошка, грязи,

масел, окалины, краски, ржавчины и других загрязнений.

С помощью ультразвукового прибора определяется номинальная толщина стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту. Для

горячекатаных труб измерения проводятся в узлах координатной сетки с шагом 20 мм в 60-миллиметровой зоне, окружающей

поврежденный участок.

Должны быть обследованы все сварные швы на расстоянии 75 мм от дефекта.

Поврежденный участок должен быть обследован на наличие трещин при помощи магнитопорошкового метода.

Если магнитные свойства, форма и месторасположение дефекта не позволяют достичь требуемой по ГОСТ 21105-87

чувствительности, то применяются капиллярные методы дефектоскопии.

Используемые при проведении дополнительного дефектоскопического контроля приборы должны использоваться в диапазоне

температур окружающего воздуха, указанном в технической документации на прибор. При температуре окружающего

воздуха, выходящей за рабочий диапазон температур прибора, должны быть приняты меры для обеспечения нормальных

условий работы прибора.

267

При выпадении атмосферных осадков запрещается проводить контроль без инвентарных укрытий.

Результаты дополнительного дефектоскопического контроля должны быть зафиксированы в специальном журнале или

протоколе, который должен содержать:

наименование нефтепровода и участка нефтепровода;

номер особенности по отчету ОАО ЦТД или других испол-нителей внутритрубной диагностики;

диаметр, номинальную толщину стенки трубы, марку стали;

наименование, тип и заводской номер прибора, которым проводился контроль;

типы и номера стандартных образцов для настройки приборов;

тип дефекта и результаты измерений его параметров;

заключение по идентификации дефекта, обнаруженного ВИС;

нормативно-техническую документацию, по которой выполняют контроль;

дату проведения контроля;

должность, фамилию и подпись лица, проводившего контроль;

должность, фамилию и подпись руководителя контрольной службы.

2. Магнитопорошковый метод

Магнитопорошковый метод контроля применяется в соответствии с ГОСТ 21105-87 и инструкцией пользователя для

применяемого переносного магнитопорошкового дефектоскопа.

Шероховатость подготовленной поверхности должна быть не ниже RL = 40 мкм по ГОСТ 2789-73.

На контролируемую поверхность наносят магнитную суспензию или сухой магнитный порошок.

Качество готовых дефектоскопических материалов и проверку работоспособности дефектоскопов осуществляют при помощи

стандартных образцов предприятий.

На участок, подлежащий обследованию магнитопорошко-вым методом, маркировочной краской наносят белое фоновое

покрытие толщиной до 20 мкм для обеспечения необходимого контраста. Освещенность контролируемой поверхности должна

быть не менее 1000 лк.

Для выявления дефектов различной ориентации следует применять намагничивание в двух взаимно перпендикулярных

направлениях.

268

Осмотр контролируемой поверхности проводят визуально. Могут применяться лупы 4—10-кратного увеличения, а также

другие оптические устройства.

3. Ультразвуковой контроль и настройка ультразвуковой аппаратуры

Ультразвуковой контроль обследуемых дефектов должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 14782-86,

ГОСТ 17410-78, ВСН 012-88 (часть 1).

Поверхность сварного шва, подлежащего ультразвуковому контролю, должна быть с обеих сторон шва очищена от изоляции,

грязи. После очистки шероховатость подготовленной поверхности должна быть не ниже RL = 40 мкм по ГОСТ 2789-73.

Ширина зоны очистки не менее 100 мм по обе стороны от сварного шва.

Подготовленные для ультразвукового контроля поверхности непосредственно перед прозвучиванием необходимо тщательно

протереть ветошью и покрыть слоем контактной смазки. В качестве контактной смазки в зависимости от температуры

окружающей среды применяют:

при температурах выше +25 °С — солидол, технический вазелин;

при температурах от +25 до — 25 °С — моторные и дизельные масла различных марок, трансформаторное масло и т.д.

Допускается использовать в качестве контактных смазок другие вещества (специальные пасты, глицерин, обойный клей и др.)

при условии обеспечения стабильного акустического контакта при заданной температуре контроля.

Проверка работоспособности ультразвуковой аппаратуры и ее настройка должны осуществляться в соответствии с

требованиями инструкции по эксплуатации применяемого прибора.

Проверку угла наклона призмы, определение угла ввода, проверку и (или) определение точки выхода ультразвуковых

колебаний совмещенных наклонных пьезоэлектрических преобразователей на частоту более 1,5 МГц следует осуществлять

по стандартным образцам СО-1, СО-2 и СО-3 по ГОСТ 14782-96.

Проверку нестандартных (в том числе раздельно-совмещенных) пьезоэлектрических преобразователей, а также

преобразователей с притертой рабочей поверхностью следует проводить на стандартных образцах предприятия,

осуществляющего контроль.

Стандартным образцом для настройки чувствительности

269

Рис. 4.16. Искусственные отражатели в стандартном образце предприятия для настройки чувствительности ультразвуковой

аппаратуры

ультразвуковой аппаратуры при проведении контроля должен служить отрезок бездефектной трубы, изготовленный из того же

материала, того же типоразмера и имеющий то же качество поверхности, что и контролируемая труба; в этом отрезке

выполнены искусственные отражатели.

Искусственные отражатели в стандартных образцах предприятия аля настройки чувствительности ультразвуковой

аппаратуры на контроль дефектов типа расслоений должны соответствовать показанным на рис. 4.16.

Диаметр отверстия должен быть 1,1 мм, расстояние плоского дна отверстия от внешней поверхности трубы — 0,25 Н, 0,5Н и

0,75Н (Н - толщина стенки трубы).

Чувствительность дефектоскопа с наклонными преобразователями следует проверять на стандартном образце предприятия

(рис. 4.17).

Чувствительность дефектоскопа с преобразователями должна обеспечивать надежное выявление искусственного углового

отражателя, размеры которого в зависимости от тол-

Рис. 4.17. Стандаотный обоазеп поедпоиятия чувствительности ультразвуковой аппаратуры

для настройки

270

щины стенки контролируемой трубы определяют по табл. 4.18.

Настройка ультразвукового дефектоскопа при работе с прямыми преобразователями должна осуществляться на стандартных

образцах с искусственными отражателями в виде плоскодонного отверстия (см. рис. 4.17).

Стандартный образец должен быть той же толщины, что и обследуемая труба. При невозможности выполнения данного

условия настройку необходимо проводить на двух стандартных образцах, один из которых имеет толщину меньше толщины

стенки контролируемой трубы, а второй - больше толщины стенки контролируемой трубы.

Длительность развертки следует устанавливать таким образом, чтобы сигнал от искусственного отражателя, расположенного

на расстоянии 0,75Н от внешней поверхности стандартного образца (при настройке по двум стандартным образцам для

установки длительности развертки берется образец с большей толщиной), находился в правом конце видимой части

развертки, а зондирующий импульс — в левой части экрана на нулевой отметке шкалы дефектоскопа. Здесь Н -толщина

стандартного образца.

Настройка чувствительности дефектоскопа должна обеспечивать такой уровень амплитуды сигналов от каждого из трех

искусственных отражателей стандартного образца, чтобы срабатывал индикатор АСД-I на передней панели дефектоскопа.

Проверку настройки глубиномера следует проводить на искусственных отражателях стандартных образцов в соответствии с

инструкцией по эксплуатации прибора.

Строб АСД необходимо установить непосредственно на трубе таким образом, чтобы передний фронт строба нахо-

Таблица4.18

Размеры искусственного углового отражателя

Толщина образца S,
Ширина зарубки
Высота зарубки п,

мм
Ь, мм
мм

4,0-5,5
2,0
0,8

6,0-7,5
2,0
1,0

8,0-11,5
2,0
1,5

12,0-14,5
2,0
2,0

15,0-19,5
2,5
2,0

20,0-25,5
3,0
2,0

26,0-40,0
3,0
2,5

Примечание. При изготовлении угловых отражателей, указанных в таблице, их размеры следует соблюдать с точностью 0,1

мм.

271

Рис. 4.18. Совмещенная схема включения преобразователей

дился на 4 — 5 мм правее зондирующего импульса, а задний фронт - на 2-3 мм левее донного сигнала от внутренней

поверхности трубы.

Признаком дефекта будет служить загорание индикатора АСД-1 на передней панели дефектоскопа.

Настройка дефектоскопа при работе с наклонными преобразователями зависит от схемы их подключения. При контроле

параметров дефектов необходимо использовать совмещенную (рис. 4.18) и раздельную (рис. 4.19) схемы включения

преобразователей.

Настройку чувствительности дефектоскопа при совмещенной схеме включения преобразователей производят на стандартных

образцах предприятия (см. рис. 4.16).

Для настройки берут два стандартных образца: один толщиной меньше, чем толщина стенки контролируемой трубы, другой -

толщиной больше, чем толщина стенки контролируемой трубы.

Длительность развертки следует устанавливать таким образом, чтобы сигнал от искусственного отражателя на образцах

большей толщины при контроле однократно отраженным лучом (рис. 4.20) находился в правом конце видимой части

развертки, а зондирующий импульс — в левой части экрана на нулевой отметке шкалы дефектоскопа.

Уровень чувствительности дефектоскопа должен устанав-

Рис. 4.19. Раздельная схема включения преобразователей

272

Рис. 4.20. Настройка чувствительности дефектоскопа на стандартном образце предприятия

ливаться таким образом, чтобы амплитуды сигналов от искусственного отражателя на образце с меньшей толщиной при

контроле прямым лучом и от искусственного отражателя на образце с большей толщиной при контроле однократно

отраженным лучом были одинаковы. Величину амплитуды следует устанавливать так, чтобы срабатывал индикатор АСД-1

на передней панели дефектоскопа.

Проверка настройки глубиномера должна проводиться на искусственных отражателях стандартных образцов в соответствии с

инструкцией по эксплуатации прибора.

Признаком дефекта будет служить загорание индикатора АСД-1 на передней панели дефектоскопа.

Настройку дефектоскопа при раздельной схеме включения преобразователей следует производить непосредственно на

бездефектном участке контролируемой трубы. Настройка чувствительности дефектоскопа должна обеспечивать устойчивый

прием сигнала от генератора импульсов.

Признаком дефекта будет служить отсутствие сигнала на экране дефектоскопа от генератора импульсов или уменьшение

амплитуды принимаемого сигнала на 20 %.

4. Технология проведения контроля поверхностных дефектов методом дефектоскопии с помощью пенетрационного набора

фирмы NAMICON.

Контроль дефектов методом цветной дефектоскопии должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 18442-80.

В зависимости от ширины раскрытия минимальной из выявляемых единичных трещин установлены следующие классы

чувствительности, указанные в табл. 4.19.

Цветная дефектоскопия обследуемых дефектов на нефтепроводах должна проводиться по II классу чувствительности.

В качестве набора ^,ая проведения контроля методом цветной дефектоскопии рекомендуется применять пенетрацион-ный

набор фирмы NAMICON или аналогичные.

273

Таблица 4.19

Зависимость класса чувствительности средств дефектоскопии от ширины раскрытия трещин

Класс чувствительности
Чувствительность контроля (ширина раскрытия), мкм

I
II
III
IV
Технологический
Менее 1
От 1 до 10
От 10 до 100
От 100 до 500
Не нормируется

Шероховатость контролируемой поверхности должна быть не более RL = 20 мкм.

Площадь контролируемого участка не должна превышать 0,6-0,8 м2.

Дефектоскопические наборы в аэрозольных упаковках должны перед употреблением проверяться на контрольных образцах.

Контрольные образцы следует применять для определения чувствительности дефектоскопических материалов и влияния

различных условий на работоспособность дефектоскопических материалов. Образцы должны быть аттестованы и

подвергаться периодической проверке. Изготавливают контрольные образцы из любых металлических коррозионностойких

материалов способами, принятыми на предприятии-изготовителе.

Контрольные образцы должны иметь тупиковые дефекты типа трещин с раскрытиями, соответствующими применяемым

классам чувствительности.

К каждому контрольному образцу должен быть приложен паспорт с фотографией картины выявленных дефектов и указанием

набора дефектоскопических материалов, с помощью которых проводился контроль. Метрологическая аттестация и

переаттестация контрольных образцов должна осуществляться метрологическими службами, имеющими разрешение

Госстандарта РФ.

Предварительная очистка контролируемой поверхности (очиститель NAMICON 2101) должна производиться с целью вывести

на нее устья дефектов, устранить возможность возникновения фона и ложных индикаций, очистить полость дефекта.

Пропитку пенетрантом (красный пенетрант NAMICON 2001) выполняют равномерным разбрызгиванием пенетранта из

баллончика по контролируемой поверхности. Пенетрант

274

следует оставлять на контролируемой поверхности от 10 до 30 мин, в зависимости от требуемого класса чувствительности.

Удаление излишков пенетранта (очиститель NAMICON 2101) необходимо, чтобы исключить образование фона,

возникновение ложных индикаций. При выполнении этой операции следует сохранять пенетрант в полости дефекта.

Проявление (проявитель NAMICON 2201) должно осуществляться равномерным разбрызгиванием пенетранта из баллончика

по контролируемой поверхности. Время проявления может варьироваться от 5 до 25 мин.

4.6.6. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДАМ РЕМОНТА ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА

Методы постоянного ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов выбираются в соответствии со

следующими требованиями:

несущая способность трубы с дефектом должна быть восстановлена до уровня бездефектной трубы;

метод ремонта должен быть оптимальным по экономическим критериям.

Замена метода постоянного ремонта на временный допускается в порядке исключения при получении разрешения на

установку, утвержденного главным инженером ОАО МН, с обязательным указанием допускаемого срока эксплуатации.

По экономическим соображениям допускается:

вырезка дефектного участка вместо установки нескольких муфт;

установка муфт вместо заварки группы коррозионных дефектов или рисок.

В зависимости от вида дефектов следует применять следующие методы ремонта.

Шлифовка. Используется для ремонта участков труб с дефектами типа "потеря металла" (коррозионные дефекты, риски) и

"расслоение с выходом на поверхность". Максимальная глубина ремонтируемого дефекта — менее 0,1 номинальной толщины

стенки. При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация

напряжений.

Обработка поврежденного участка осуществляется при помощи напильников или ручных шлифовальных машин. Сле-

275

дует использовать шлифовальные машины, имеющие максимальную мощность 450 Вт, частоту вращения от 8000 до 11000

об/мин. Диаметр шлифовального круга 100-120 мм, толщина круга — не менее 3 мм. Зернистость — от 80 до 50.

Во избежание нанесения повреждений в процессе шлифовки между осью круга и обрабатываемой поверхностью должен

поддерживаться угол 45° или больше (рис. 4.21).

Заварка дефектов (наплавка металла). Следует применять для ремонта дефектов типа "потеря металла" (коррозионные язвы,

риски).

При наплавке должна быть восстановлена первоначальная толщина стенки на местах потери металла с остаточной толщиной

не менее 5 мм.

При заварке расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее At (t — номинальная толщина стенки

трубы), расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов — не менее At.

Заварку разрешается проводить на полностью заполненном нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном

нефтепроводе не допускается.

Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших

линейных размеров) зачищаются до металлического блеска. Наличие следов коррозии на месте заварки не допускается.

После завершения заварки дефекта наплавленный металл должен быть обработан шлифовальным кругом до получения

ровной поверхности и иметь усиление не более 1 мм.

Установка ремонтных муфт. При ремонте нефтепроводов применяются неприварные муфты композитно-муфтовой технологии

(КМТ).

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

свариваются между собой. Сборка составной муфты должна производиться последовательно секциями.

Муфту монтируют из двух свариваемых между собой полумуфт. Между муфтой и ремонтируемой трубой остается

276

Рис. 4.21. Ремонт участков труб шлифовкой с помощью ручной шлифовальной ма-

Рис. 4.22. Ремонт дефекта трубы установкой муфты:

1 - контрольные отверстия;

2 - кольцевой зазор; 3 -торцевой герметик; 4 — композитный состав; 5 - установочные болты; 6 - сварной шов муфты

кольцевой зазор от б до 40 мм. Края кольцевого зазора герметизируются, и зазор заполняют специально разработанным для

данной технологии композитным составом. На рис. 4.22 показан ремонт дефекта, ориентированного в продольном

направлении. 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 мусЬты детали

обрезают заподлицо с поверхностью.

Муфта предназначена аая постоянного ремонта различных типов дефектов — коррозии, вмятин, трещин, расслоений,

277

шины

рисок и их комбинаций — вмятина (гофр) + царапина; вмятина (гофр) + коррозия; вмятина (гофр) + трещина; расслоение +

коррозия; дефект сварки + коррозия; расслоение + + дефект сварки; вмятина на сварном стыке; трещины в сварных швах;

расслоения с выходом на поверхность; вмятины с расслоениями.

Муфты могут устанавливаться как на прямых трубах, так и на криволинейных участках.

Допустимые геометрические параметры дефектов, ремонтируемых с помощью КМТ, приведены в табл. 4.20 — 4.27.

Длина муфты L ф - не менее Lдеф + DH.

В случае ремонта дефектов кольцевых сварных швов и дефектов, ориентированных в окружном направлении, длина муфты

Lмуф = 3,3DH.

Ремонтные муфты могут монтироваться на действующем нефтепроводе как при остановке, так и без остановки перекачки

при давлениях, ограниченных следующими условиями:

допустимым давлением, определяемым для данного дефектного участка нефтепровода расчетом на прочность по

результатам диагностического обследования;

давлением, определяемым из условий технологии проведения установки муфты.

При установке муфт давление должно соответствовать наименьшему из значений, определяемых для перечисленных условий.

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

Перед установкой ремонтных муфт КМТ необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка

нефтепровода для последующей дробеструйной обработки.

Муфты должны быть изготовлены из листового материала в заводских условиях. В качестве материала муфты следует

использовать стали, аналогичные стали ремонтируемой трубы (с эквивалентными прочностными характеристиками и

характеристиками пластичности). Толщина стенки муфт tм должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы t,

но не превышать ее более чем на 20-30 %.

Окончательная подготовка поверхности трубы с дефектом и монтаж: муфты осуществляются по специальной технологии.

Ремонт с использованием композитно-муфтовой технологии должен проводиться организациями, имеющими лицензию

Госгортехнадзора РФ на право выполнения таких работ.

278

Все сварные швы муфты должны быть обследованы ульт-развуковым или магнитопорошковым методом неразрушаю-щего

контроля.

При ремонте нефтепровода с помощью муфт необходимо вести исполнительную документацию, которая предусматривается

специальным Положением о композитно-муфтовой технологии.

Вырезка дефекта (замена катушки). При этом способе ремонта участок трубы с дефектом (катушка) должен быть вырезан

из нефтепровода и заменен на бездефектный.

Вырезку дефекта необходимо осуществлять в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра

нефтепровода, невозможности обеспечить требуемую степень восстановления нефтепровода при установке муфт

(протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией), экономической нецелесообразности установки муфт из-

за чрезмерной длины дефектного участка.

Технология ремонта методом вырезки дефектного участка должна соответствовать Инструкции по ликвидации аварий и

повреждений на магистральных нефтепроводах (РД 39-110– 91).

Метод ремонта нефтепровода путем замены участка может применяться для ремонта всех дефектов, находящихся на

определенном участке нефтепровода. Замена участков должна проводиться по экономическим соображениям и в

труднодоступных местах (подводные переходы, участки болот и т.п.).

Технология ремонта методом замены участка должна соот-ветствовать действующим СНиПам на магистральные нефте-

проводы и Инструкции по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах (РД 39-110-91, 1992 г.).

4.6.7. ВЫБОР МЕТОДОВ РЕМОНТА ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА

Выбор методов ремонта дефектных участков нефтепровода (приведение соответствия метода ремонта типу и основным

параметрам дефекта) должен проводиться с помощью табл. 4.20-4.24.

Значения DH и Hд приведены ниже.

Dн, мм.................... 325 377 426 530 720 820 1020 1220

cд, мм.................... 33 38 43 53 50 48 45 45

279

Таблица 4.20

Методы ремонта дефектов геометрии (вмятины, гофры)

Параметры основного дефекта

Глубина дефекта более Я Глубина дефекта от 1 % номинального диаметра до Нд

Глубина дефекта от 1 % номинального диаметра DH до Н Глубина дефекта от 3 % номинального диаметра DH до Нд

Глубина дефекта до 1 % номинального диаметра DH Глубина не более 3 % от номинального диаметра Г>н

Примечание. Н — допустимая глубина вмятины или сумма высоты выступа и глубины гофра.

Параметры дополни-
Метод

тельного дефекта
ремонта

Вырезка

Дополнительный дефект,
“

подлежит вырезке по

табл. 28-34

Дополнительный дефект,
кмт

не подлежит вырезке по

табл. 28-34

Бездефектный сварной
“

шов

При отсутствии дополни-
“

тельного дефекта и свар-

ного шва

Бездефектный сварной
Не ремон-

шов
тируется

Без дополнительного де-
То же

фекта и сварного шва

Таблица 4.21 Методы ремонта дефектов потери металла и рисок на внешней

Глубина дефекта

От 0,75f до 0,9f

От 0,3f до 0,75f

От 0,1 f до 0,3f

Параметры дефекта Длиной более л[т

Длиной не более iDt С остаточной толщиной стенки менее 5 мм

С остаточной толщиной стенки не менее 5 мм и максимальным линейным размером более 3f

Одиночные дефекты с минимальной остаточной толщиной стенки не менее 5 мм и максимальными линейными размерами до

3f с расстоянием между соседними дефектами менее длины наименьшего дефекта или менее 4f Одиночные дефекты с

минимальной остаточной толщиной стенки не менее 5 мм и максимальными линейными размерами до 3f с расстоянием

между соседними дефектами не менее длины наименьшего дефекта и не менее 4f С остаточной толщиной стенки менее 5 мм

С остаточной толщиной стенки не менее 5 мм и площадью более Dt или длиной

более 2л/Й

Метод ремонта

Вырезка КМТ

Заварка

КМТ

280

Продолжение табл. 4.21

Глубина дефекта

Менее 0,1*

Примечание. t

Параметры дефекта

С остаточной толщиной стенки не менее 5 мм, площадью не более Dt и длиной не более 2Dt

номинальная толщина стенки трубы.

Метод ремонта

Заварка Шлифовка

1ет^^^^^о^°^ьГталла и рисок

Таблица 4.22

Параметры дефекта

С максимальной глубиной d более 0,5* С максимальной глубиной d до 0,5*

Метод ремонта

Вырезка КМТ

Иллюстрация методов ремонта дефектов потери металла и рисок на внешней поверхности трубы дана на рис. 4.23.

Иллюстрация методов ремонта дефектов шва дана на рис. 4.24.

Рис. 4.23. Графическое изображение методов ремонта дефектов (потери металла и рисок) на внешней поверхности

трубы:

S — площадь дефекта; t — номинальная толщина стенки; D — максимальный линейный размер

одиночного дефекта

281

Рис. 4.24. Графическое изображение методов пемонта дефектов шва:

О — ПРМОНТ ТТОТТРЛРЧНЫХ TTTROR iCTT-JKOR)* i5 — ПРМОНТ СТТИЛЯЛЬНЫХ

И

продольных швов (О 5D - на оси трубы на длине 1 5D для спирального шва и на длине 1 0D для продольного шва' 0 &tD - по

окружности трубы для спирального шва) W

Таблица 4.23

Методы ремонта дефектов шва

Тип шва
Глубина дефекта
Параметры дефекта
Метод ремонта

Поперечный
Более 0,9f

Вырезка

От 0,7f до 0,9f
Суммарной длиной по окружности более 0,6 длины окружности трубы

Суммарной длиной по
КМТ

окружности не более

0,6 мины окружности

трубы

От 0,1f до 0,7f
_ “

До 0,1f
"
Не ремонтируется

Приварка ар-
Более 0,1f
—
Вырезка

матуры (вантуз,
До 0,1f
—
Не ремон-

задвижка и т.д.)


тируется

Спиральный
Более 0,7 f
—
Вырезка

От 0,3f до 0,7f
Суммарной длиной по окружности более 0,6 длины окружности тру-бы или более 0,5 по оси трубы на длине 1,5

Суммарной длиной по
КМТ

окружности не более

0,6 длины окружности

трубы и не более 0,5 по

оси трубы на длине 1,5

От 0,1f до 0,3f
_
“

До 0,1f

Не ремонтируется

Продольный
Более 0,7 f
-
Вырезка

От 0,3f до 0,7f
Суммарной длиной более 0,5 по оси трубы на длине 1,0

Суммарной длиной не
КМТ

более 0,5 по оси трубы

на длине 1,0

От 0,1f до 0,3f
_
“

До 0,1f

Не ремонтируется

Таблица 4.24

Методы ремонта трещин

Глубина дефекта
Параметры дефекта
Метод ремонта

Более 0,7f
При любом линейном размере Длиной по оси трубы более 0,5DH Длиной по окружности более 0,6 длины окружности

трубы
Вырезка

283

Продолжение табл. 4.24

Глубина дефекта
Параметры дефекта
Метод ремонта

От 0,3t до 0,7t От 0,1* до 0,3t До 0,1*
Длиной по оси трубы не более 0,5DH Длиной по окружности не более 0,6 длины окружности трубы Длиной по оси

трубы более 0,5D Длиной по окружности более 0% длины окружности трубы
На внутренней поверхности трубы и подповерхностные трещины На внешней поверхности трубы
КМТ Шлифовка

Иллюстрация методов ремонта трещин (графическое изображение) дана на рис. 4.25.

Для ремонта расслоений, представляющих собой опасные дефекты, а также ремонта опасных изменений толщины стенки

применяют метод КМТ.

На рис. 4.26 приведен алгоритм определения методов выборочного ремонта дефектных участков.

В табл. 4.25 приведены рекомендуемые методы ремонта, позволяющие полностью восстановить работоспособность

дефектного участка без ограничения срока.

Рис. 4.25. Графическое изображение методов ремонта трещин 284

Рис. 4.26. Алгоритм определения методов выборочного ремонта дефектных участков

Методы ремонта трещин

Таблица 4.25

Глубина дефекта
Параметры дефекта
Метод ремонта

Более 0,7f От 0,1 f до 0,7f До 0,1f
Выход на внутреннюю поверхность трубы Выход на внешнюю поверхность трубы
Вырезка КМТ
Шлифовка

4.7. СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ

Сварочные работы на нефтепроводах в процессе капитального ремонта проводятся с целью усиления кольцевых швов,

восстановления стенки труб, приварки накладных элементов (муфт, заплат) штуцеров, катодных выводов, шунтирующих

перемычек.

При всех видах сварочных работ обязательно проведение следующих мероприятий:

назначение лиц, ответственных за подготовку нефтепровода к проведению сварочных работ;

назначение лиц, ответственных за подготовку и проведение сварочных работ;

подготовка сварочных материалов, оборудования и инструментов;

проверка состояния воздушной среды на месте проведения сварочных работ;

подготовка поверхностей свариваемых деталей (снятие фаски с накладных усилительных 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.

При ремонте нефтепровода необходимо оставить технологический разрыв между местом производства земляных, очистных и

изоляционно-укладочных работ и местом производства сварочных работ. Этот разрыв должен исключить возможность

передачи механических колебаний от места производства очистных и изоляционно-укладочных работ, поступление паров

нефти и нефтепродуктов на место сварки. Величина разрыва должна составлять не менее 300 м.

286

Допускается ликвидировать утечки нефти через повреждение приваркой заплат или муфт. При этом место утечки должно

быть герметизировано безогневым способом. Привариваемые заплаты и муфты в этом случае являются временными

средствами усиления несущей способности нефтепровода. Срок эксплуатации нефтепровода, имеющего такие усилительные

элементы, устанавливает комиссия в результате обследования и фиксирует его в акте, утверждаемом главным инженером

акционерного общества [24].

Метод ремонта труб с заваркой повреждений выбирают после зачистки их до металлического блеска и замера габаритов

повреждений (максимальной глубины и размеров дефекта).

Ремонт повреждений металла труб производят с помощью ручной дуговой сваркой штучными электродами.

Сварочные электроды, применяемые для выполнения ремонта дефектов тела трубы, по своим сварочно-технологиче-ским

свойствам должны отвечать следующим требованиям:

обеспечивать минимальное проплавление и соответственно разбавление шва основным металлом;

осуществлять стабильный процесс сварки в низких диапазонах тока, характерного для данного диаметра электрода;

обеспечивать мягкое горение дуги при минимальном разбрызгивании;

формировать сварные швы (валики) с гладкой плотной мелкочешуйчатой и ровной поверхностью.

Рекомендуются следующие марки электродов, в наибольшей степени отвечающие указанным требованиям: ЛБ-52У, фирмы

5520Р Мод, Линкольн 16П, ОК 53.70 (в порядке убывающей предпочтительности).

Ремонту с помощью ручной дуговой сварки штучными электродами следует подвергать трубы, имеющие отдельно

расположенные единичные дефекты.

Ремонту сваркой не подлежат:

коррозионные каверны, раковины, расположенные на деталях трубопроводов и запорной арматуры;

дефекты, расположенные на расстоянии менее 100 мм от сварных швов (продольных, кольцевых);

дефекты, имеющие трещины или визуально определяемое расслоение металла.

Перед сваркой дефектное место должно быть обработано механическим способом (фрезой или шлифмашинкой) с целью

получения формы кратера, обеспечивающей равномерное и качественное наложение валиков, а также для полного

287

удаления продуктов коррозии и возможных поверхностных микротрещин.

Прилегающие к кратеру участки должны быть зачищены до металлического блеска на ширину не менее 15 мм.

Предварительно с поверхности трубы удаляют остатки изоляции, грязь, масло.

Параметры подогрева металла трубы перед сваркой устанавливаются согласно табл. 4.26.

Сварочные работы при заварке дефекта тела трубы ведут в следующем порядке: сначала выполняют первый наплавочный

слой, затем заполняющие слои (их число определяется глубиной дефектного участка - каверны), контурный шов и наконец

облицовочный слой шва.

Число наплавляемых слоев без учета контурного шва должно быть не менее двух (при глубине подготовленного к ремонту

участка — каверны — не менее 5 мм).

Первый наплавочный и контурные швы должны выполняться электродами диаметром 2,5 мм, заполняющие (облицовочные)

швы — диаметром 2,5 — 3,25 мм (в зависимости от размера дефектного участка).

Сварка электродами диаметром 2,5 мм должна производиться на токе 60 — 80 А, электродами диаметром 3,25 мм — на токе

80-110 А.

Сварку следует осуществлять валиками шириной не более 15 мм с взаимным перекрытием 2 — 3 мм. Контурный шов

необходимо выполнять с колебаниями перпендикулярно к граничной линии. Ширина контурного шва L = 6-5-12 мм. Начало и

конец шва должны быть зачищены шлифовальным кругом. Кратеры шва необходимо тщательно заплавить. Контурный

Таблица 4.26

Предварительный подогрев металла

Нормативный
предел прочности
трубы, МПа
(кгс/мм2)
Толщина
стенки трубы, мм
Температура и условия подогрева

До 510 (52)
Свыше 510 (52) до 550 (56) включительно
До 12 включительно Свыше 12
7+9 9,5+14
Свыше 14
До 100 ° С при температуре воздуха минус 20 °С и ниже
До 100 °С при отрицательной температуре воздуха То же
До 100 ° С при любой температуре воздуха
До 150 ° С при любой температуре воздуха

288

шов должен иметь плавный переход к основному металлу при полном отсутствии подрезов.

После завершения сварки дефектного участка облицовочный и контурный слои необходимо обработать шлифовальным

кругом до ровной поверхности, усилие должно составлять 0,5-1,0 мм.

Отремонтированный сваркой участок не должен иметь дефектов, обнаруживаемых радиографическим контролем [38].

Усилительные элементы типа заплат должны быть круглыми и вытянутыми по окружности трубы. Минимальный диаметр

заплат — 100 мм.

Заплаты приваривают с применением технологических сегментов, которые должны охватывать заплату по периметру.

Допускается приварка заплат размером 150 мм и менее без использования технологических сегментов. Расстояние до

поперечных и продольных сварных швов — не менее 100 мм.

Усилительные элементы типа муфт должны привариваться с технологическими кольцами. Минимальная длина муфты — 150

мм. Муфты длиной менее 300 мм могут привариваться без технологических колец. Минимальная длина технологических

колец должна составлять 0,2DBH (DBU — внутренний диаметр трубы).

В случае расположения повреждений на кольцевых швах и на расстоянии до 100 мм от швов допускается приварка муфты,

охватывающей поперечный кольцевой шов (галтельные муфты). Расстояние до поперечных сварных швов муфты от

кольцевого шва нефтепровода должно быть не менее 100 мм. Расстояние между двумя соседними муфтами — не менее 100

мм.

Заплаты, муфты, технологические кольца необходимо изготовлять из труб, качество которых не хуже, а механические

свойства и химический состав близки к аналогичным показателям труб ремонтируемого участка; толщина стенки должна

составлять 100—120 % от толщины стенки соответствующих труб нефтепровода.

Размеры заплат и муфт должны быть такими, чтобы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее чем на 50 мм по

всему периметру.

Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливаются из двух половин. Зазор между кромками при их сборке должен

быть равномерным и находиться в интервале 2 — 3,5 мм. Для получения требуемого зазора допускается приварка сборочных

скоб.

289

Продольные кромки муфт, колец, сегментов должны быть обработаны под несимметричную V-образную разделку (рис.

4.27). Рекомендуется делать выборку под металлическую прокладку толщиной 2 мм или стеклоткань. При выполнении

сварного шва вдоль боковой образующей нефтепровода нижнюю кромку можно сделать без скоса.

Все кромки заплат и поперечные кромки муфт, привариваемые без технологических сегментов и колец, должны быть

обработаны под углом а = 45-90° без притупления. Наибольшая прочность достигается при а « 45° (рис. 4.28).

Поперечные кромки муфт с технологическими кольцами, а также одна из кромок технологических колец должны быть

подготовлены под сварку под углом 40 — 50° без притупления (рис. 4.29).

Накладные элементы должны плотно прилегать к наружной поверхности трубы.

Непосредственно перед сваркой кромки накладных элементов, прилегающие к ним внутренние и наружные поверхности

очищают на ширину не менее 10 мм. На участках по-

Рис. 4.27. Схема монтажа ремонтной заплаты с технологическими сегментами:

1 — заплата; 2 — технологические сегменты; 3 — труба; 4 — подкладка

290

Рис. 4.28. Разделка кромок и сварка муфт и заплат без технологических колец и сегментов:

1 - накладной элемент (заплата, муфта); 2 - сварной шов; 3 -ремонтируемая труба; а — угол разделки кромок накладного

элемента (а « « 45°); р — угол перехода сварного шва от накладного элемента к поверхности трубы (|3 > 150°)

Рис. 4.29. Схема сборки и монтажа ремонтной заплаты с технологическими кольцами:

1, 3 - технологическое кольцо; 2 - муфта; 4 - сварной поперечный шов ремонтируемого нефтепровода; 5 - нефтепровод; 6 -

продольный шов ремонтируемого нефтепровода; 7 - продольный шов технологического кольца; 8 - стенка нижней полумуфты;

9 - стенка верхней полумуфты; 10 - ремонтируемая труба нефтепровода; 11 - подкладка

верхности трубы, прилегающих к кромкам заплат и муфт, шириной не менее четырех толщин стенки трубы производят

очистку до металлического блеска.

Места повреждений металла труб должны быть очищены

291

от ржавчины и покрыты материалом, предотвращающим развитие коррозионного процесса.

Непосредственно перед сваркой по периметру накладных элементов ультразвуковым толщиномером определяют толщину

стенки трубы с точностью ± 0,1 мм.

Накладные элементы устанавливают на поверхность трубы, стягивают до получения необходимого зазора и удерживают с

помощью сборочных скоб или центратором.

Технологические кольца следует собирать аналогично сборке муфт. Скошенная кромка должна быть обращена к муфте.

Зазор между муфтой и технологическим кольцом или заплатой и технологическими сегментами должен быть в пределах 4 —

6 мм.

Приварка продольных швов накладных элементов к стенке нефтепровода не допускается.

На месте сборки продольных швов должна быть уложена пластина толщиной 2 мм или стеклоткань шириной 100 — 150 мм.

Накладные элементы без технологических сегментов, штуцеры для вентиля приваривают угловыми швами, имеющими форму

неравнобедренного треугольника с основанием не менее 1,5 толщины накладных элементов или стенки трубы. Переход от

шва к поверхности трубы должен быть плавным и образовывать угол 0 > 150° (см. рис. 4.28). Муфты без технологических

колец приваривают аналогичным образом.

Продольный и поперечный сварные швы муфт и технологических колец, а также круговой шов заплаты и технологических

сегментов должны перекрывать основной металл в каждую сторону от шва на 2 — 3,5 мм и иметь усиление высотой 1—2 мм

с плавным переходом к основному металлу. Если усиление больше 2 мм, то его снимают до необходимого уровня шлифовкой.

В целях улучшения качества сварного шва рекомендуется начало и конец каждого слоя смещать по периметру накладных

элементов.

При сварке угловых швов кратер следует выводить на металл накладного элемента с последующей его заваркой и зачисткой.

Перед каждым последующим зажиганием сварочной дуги, а также перед наложением последующих швов необходимо

удалять шлак, брызги наплавленного металла.

Укрепляющая накладка тройника (отвода) должна привариваться к стенке трубопровода аналогично приварке муфт с

технологическими кольцами.

292

Катодные выводы, поврежденные в процессе ремонта нефтепровода, необходимо приварить к стенке трубы. Не

рекомендуется приваривать катодные выводы к сварным швам.

Катодный вывод и место его приварки зачищают на длину не менее 150 мм и приваривают на длине не менее 50 мм

угловыми швами с двух сторон вывода. Катет шва должен равняться диаметру элемента.

Допускается присоединять катодные швы при помощи переходной пластины размером 50x16 мм, изготавливаемой из металла

трубы. Пластина и место присоединения проволоки должны быть очищены до металлического блеска.

Сварку необходимо выполнять только в нижнем положении сварного шва. Зажигание сварочной дуги должно проводиться на

переходной пластине или клинообразной выводной планке [24].

Контроль качества сварочных работ при ремонте нефтепроводов следует осуществлять путем организации систематического

операционного контроля процесса сварочных работ, т.е.:

проверкой правильности выбора и исправности применяемого оборудования, инструмента, качества подготовки

ремонтируемых объектов, соответствия режимов сварки требованиям действующих Правил по капитальному ремонту

магистральных нефтепроводов;

визуальным осмотром и замером геометрических параметров сварных швов;

проверкой сплошности наплавленного металла методами неразрушающего контроля (магнитографический, ультразвуковой).

Визуальному осмотру подвергаются все сварные швы после их очистки от шлака, брызг металла; при этом наплавленный

металл не должен иметь трещин, подрезов глубиной более 0,5 мм, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор.

Наплавка металла шва должна обеспечивать плавное сопряжение его поверхности с поверхностью трубы. Не допускаются

наплывы и бугристость, грубая чешуйча-тость, пористость шва. Геометрические размеры шва должны отвечать

требованиям Правил по капитальному ремонту нефтепроводов, действующих на рассматриваемый период.

Сварные швы при ремонте нефтепроводов подвергаются неразрушающему контролю в объеме 100 % на участках категорий

В, I, II, III и 20 % - на участках IV категории.

Допускаются поры, шлаковые включения, непровар в кор-

293

не шва размером не более 10 % толщины накладных элементов. Во всех случаях максимальный размер поры не должен

превышать 2,5 мм. Не допускаются трещины любой глубины и протяженности.

Контроль качества сварных швов должны выполнять специалисты по магнитографической и ультразвуковой дефектоскопии.

Недопустимые дефекты в сварных швах необходимо ремонтировать вышлифовкой или сверлением и последующей заваркой

этих участков. Повторный ремонт сварного шва не допускается, а сварщик отстраняется от работы до выяснения причин

появления дефекта [24].

4.8. ОЧИСТКА НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ НЕФТЕПРОВОДА- ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ ИЗОЛЯЦИЯ

Очистка нефтепровода заключается в удалении с наружной поверхности трубы остатков земли, старого изоляционного

покрытия и продуктов коррозии.

При капитальном ремонте очистка нефтепроводов должна осуществляться ремонтными очистными машинами. При этом не

допускается нанесение царапин, рисок, сколов основного металла и срезание сварных швов.

Во избежание нарушения целостности трубы перед началом очистных работ и во время технологических перерывов следует

тщательно осмотреть трубопровод (особенно нижнюю образующую), сделать видимые отметки стыков, хомутов, латок и

других препятствий на трубопроводе в соответствии с результатами внутритрубной диагностики, данными актов скрытых

работ при предыдущем капитальном ремонте и актами на ликвидацию аварии по участку.

Очистка нефтепроводов в зоне заплат, вантузов, хомутов и других препятствий выполняется вручную. Поверхность

нефтепровода, имеющая острые выступы, заусеницы, задиры, брызги металла и шлак, должна быть обработана и зачищена.

После проведения сварочных работ по восстановлению стенок труб (перед нанесением изоляционного покрытия) следует

осуществить повторную очистку с целью удаления с поверхности труб окалины, брызг металла и следов коррозии.

При наличии окалины, следов коррозии или ржавчины на значительной площади поверхности нефтепровода очистку

294

производят ремонтными очистными машинами, где вместо резцов устанавливают (закрепляют) металлические щетки. Если

на поверхности нефтепровода имеются следы масла или влаги, ремонтируемый участок обезжиривают (промывают,

протирают бензином) и просушивают.

Запрещается применять химические, огневые способы очистки, а также способы очистки, сопровождающиеся снятием

металлической стружки с поверхности трубопровода.

Характеристику очищенной стальной поверхности от окислов получают путем визуального осмотра с помощью передвижной

пластины из прозрачного материала размером 25x25 мм с взаимно перпендикулярными линиями, образующими квадратики

размером 2,5 х 2,5 мм. Степень очистки поверхности труб перед нанесением покрытий должна соответствовать виду

защитного покрытия и требованиям, приведенным в табл. 4.27.

Допускается наличие следов старого изоляционного покрытия, прочно сцепленного с поверхностью трубы, при нанесении в

последующем нового покрытия, грунтовочный состав которого совместим со старым по своей химической природе.

Запрещается проводить очистные работы во время дождя, снега, тумана, так как это приводит к быстрому возникновению

налета ржавчины и необходимости повторной очистки трубопровода.

Таблица 4.27

Характеристика степени очистки поверхности труб

Вид противокоррозионного покрытия
Степень очистки стальной поверхности
Характеристика очищенной поверхности

Ленточные (холодного нанесения)
Битумно-мастичные, пластобит-ные
3
4
Не более чем на 5 % поверхности трубы имеются пятна и полосы прочно сцепленной окалины, точки ржавчины,

видимые невооруженным глазом. При перемещении по поверхности прозрачной пластины размером 25x25 мм на любом из

участков окалиной и ржавчиной занято не более 10 % площади пластины Не более чем на 10 % поверхности трубы имеются

пятна и полосы прочно сцепленной окалины и ржавчины, видимые невооруженным глазом. При перемещении по поверхности

прозрачной пластины размером 25x25 мм на любом из участков окалиной и ржавчиной занято не более 30 % площади

пластины

295

Назначение изоляционных покрытий трубопроводов и требования к их качеству при капитальном ремонте нефтепроводов с

заменой изоляционных покрытий аналогичны назначению и требованиям к качеству покрытий при капитальном ремонте

трубопроводов с заменой труб.

Отличительной особенностью является то, что при капитальном ремонте с заменой изоляционного покрытия трубопровод

заполнен продуктом и, более того, по нему может осуществляться перекачка. А это означает следующее:

оснащенность, схема расстановки грузоподъемных механизмов, схема производства изоляционно-укладочных работ будут

другими;

увлажненность поверхности трубопровода происходит и при отсутствии атмосферных осадков (точка росы);

на скорость остывания, отвердевания и состояния битумных изоляционных мастик оказывает влияние кроме температуры

окружающего воздуха и температура перекачиваемого продукта (температура стенки трубы);

осложняется и ухудшается возможность контроля за состоянием тела трубы (наличия дефектов на теле трубы), особенно при

поточном методе ремонта, так как нефтепровод всегда находится в пределах траншеи, а спуск в траншею персоналу

запрещен.

В ИПТЭР разработана методика и программа определения технологических параметров ремонтной колонны при ремонте

нефтепровода с его подъемом, с подъемом и укладкой на лежки и без подъема при поддержании нефтепровода.

Рекомендуемые схемы размещения ремонтной техники при выполнении изоляционных работ приведены:

для ремонта с подъемом нефтепровода в траншее — на рис. 4.30, с подъемом и укладкой на лежки — на рис. 4.31;

для ремонта без подъема нефтепровода с сохранением его положения — на рис. 4.2;

для ремонта без подъема нефтепровода с использованием стрел-опор — на рис. 4.32.

При ремонте с подъемом нефтепровода в траншее, с подъемом его и укладкой на лежки в траншее технологический процесс

нанесения антикоррозионного покрытия — поточный с остановками на период установки (замены) катушек ленточного

материала.

При ремонте без подъема нефтепровода с сохранением его положения технологический процесс нанесения антикоррозионного

покрытия — поточно-циклический или циклический.

296

При поточно-циклическом технологическом процессе определенное количество грузоподъемных механизмов служит в той

или иной период опорой для поддержания нефтепровода в его положении, а часть механизмов снимают с места (чаще всего с

конца ремонтной колонны), перемещают на новое (ближе к началу колонны) и закрепляют там для выполнения функций одной

из следующих опор. По мере перемещения подкапывающей машины перемещается и вся ремонтная колонна.

При циклическом технологическом процессе все грузоподъемные механизмы служат опорой для поддержания нефтепровода

в его положении. После завершения работ на данном отрезке ремонтного участка, т.е. изоляции, подсыпки и подбивки грунта

под изолированный участок трубопровода, а также вскрытия последующего отрезка ремонтируемого участка

подкапывающими машинами, грузоподъемные механизмы перемещаются на новое место. Затем процесс повторяется.

Циклический процесс применяют обычно при недостаточном количестве грузоподъемных механизмов в стесненных условиях

для их перемещения.

Для преимущественного использования может быть рекомендован поточно-циклический метод, так как возникающие при

ремонте напряжения в стенке трубы минимальны, что обеспечивает максимальную безопасность ремонта при наивысшей

производительности ремонтной колонны.

Противокоррозионная защита наружной поверхности нефтепроводов при ремонте с заменой изоляционного покрытия

осуществляется покрытием на основе битумных, изоляционных мастик, а также полимерными лентами отечественного и

импортного производства [24] аналогично противокоррозионной защите поверхности нефтепроводов при ремонте с заменой

труб.

При ремонте с заменой изоляционного покрытия нашли широкое применение изоляционные покрытия разработки ИПТЭР:

Пластобит-2м, Пластобит-40, ЛИБ (лента изоляционная битумная) со сроком службы, значительно превышающим срок

службы существующих битумных и ленточных покрытий.

Конструкция ЛИБ приведена в ТУ 39-0147103-02-85.

ЛИБ представляет собой рулонный материал, состоящий из полимерной пленки с нанесенным на одну сторону слоем

битумной мастики и адгезива.

Контроль качества противокоррозионных покрытий осу-

297






Щ



к








e




at


*

-Jl /
1

1----

Йщйшц

л
rJG

J \I 7(

\

:\

L—f
1 7 /

1

ft
U-
1 i
I
1
l/

1
1 1
1




i i
I
I
l
i
l ^ 1
1 /i
4s?_i_

T

Г"Т"

i
1

1

1

1
1 1
1
1
1
1

i 1
I
1
i
I
t l
i 't
i
i i
1
W

\ 1 1 1 1 1
S 9 9 Z 9 ? I
1

. |

1

4-Х


¦
¦
1
1
1
1
1

¦
i
1 1
1
1
i
1
1
4_
_l
/i
-1 -
-4-

•

1

1 1



l
1

1
1
1

'
I
1 '
1
1
I
1
1
l
i
I
i
l
'

*

Рис. 4.30. Схема производства изоляционных работ с подъемом нефтепровода в траншее:

1 — отвал почвенно-растительного слоя грунта; 2 — отвал минерального грунта; 3 — изоляционная машина; 4 — волокуша с

изоляционными материалами; 5 — очистная машина; 6 — троллейная подвеска; 7 —передвижная электростанция; 8–10 -

краны-трубоукладчики; 11 - ремонтируемый нефтепровод; A - полоса срезки почвенно-растительного слоя грунта

Рис. 4.31. Схема производства изоляционных работ с подъемом и укладкой нефтепровода на лежки в траншее:

1 - нефтепровод; 2 - кран-трубоукладчик; 3 - троллейная подвеска; 4 - очистная машина; 5 - передвижная электростанция; 6 —

лежки; 7 — волокуша с изоляционными материалами; 8 — изоляционная машина; 9 — отвал почвенно-растительного слоя

грунта; 10 — отвал минерального грунта

Риг. 4.32. Схема пооизволства изоляционных ds6ot без подъема несЬтепоовола г использованием гтоел-ошш:

1 - нефтепровод- 2 - машина для подкопа нефтепровода 3 - очистная машина' 4 - стрела-опора' 5 - троллейная подвеска'

6 - кран-трубоукладчик' 7 - изоляционная машина' 8 - передвижная электростанция'9 - волокуша с изоляционными

материалами' 10 -' отвал почвенно-растительного слоя грунта' 11 - отвал минерального грунта 1 грунтовые перемычки' 13 -

распланированный слой[минерального грунта ' '

ществляет исполнитель работ в присутствии представителя независимого технадзора или технадзора от НПС, на участке

которой производится ремонт.

Материалы, применяемые для противокоррозионной изоляции нефтепроводов, должны иметь технические паспорта.

Импортные изоляционные материалы проверяют по показаниям, оговоренным в контракте.

При выполнении изоляционных работ проводится контроль качества применяемых материалов, операционный контроль

качества изоляционных работ и контроль качества готового покрытия.

При нанесении защитных покрытий следует непрерывно проводить визуальный контроль качества изоляционных работ —

нанесения грунтовки и изоляционного покрытия, а также следить за сохранностью покрытия при укладке трубопровода.

Следует также выполнять визуальный осмотр готового покрытия с целью контроля его состояния. Пропуски, поры, вздутия,

гофры, складки, отвисания не допускаются.

При приготовлении грунтовки в полевых условиях необходимо проверять дозировку компонентного состава, однородность,

вязкость, плотность. Однородность контролируется визуально: грунтовка не должна иметь сгустков, нерастворимого осадка,

посторонних включений. При обнаружении сгустков или примесей грунтовку следует профильтровать через сетку с

отверстиями 0,1 мм2. Вязкость грунтовки определяют вискозиметром ВЗ-4, плотность — ареометром.

Температура мастики контролируется во время приготовления, подогрева, при перевозке, особенно тщательно — при

нанесении на нефтепровод. Для этого в битумоварочных котлах, битумовозах и ванне изоляционной машины должны быть

встроенные термометры или термопары.

При укладке вновь изолированного нефтепровода следует контролировать температуру слоя битумной мастики. Не

допускается укладка трубопровода при температуре покрытия выше 30 °С.

При разогреве и приготовлении битумной мастики необходимо контролировать правильность дозировки и порядок введения

компонентов, продолжительность варки, тщательность перемешивания.

Физико-механические показатели мастики должны соответствовать требованиям ГОСТ 15836-79.

Рулонные изоляционные материалы необходимо растари-вать на месте работы. У полимерных изоляционных лент

302

проверяют отсутствие телескопических сдвигов в рулонах, возможность разматывания рулонов при температуре

применения, отсутствие перехода клеевого слоя на другую сторону ленты. Рулоны ленты, имеющие неровные, оплывшие или

смятые торцы, бракуют или применяют для ремонта дефектных мест изоляции нефтепровода.

Армирующие и оберточные рулонные материалы проверяют на возможность разматывания рулонов при температуре

применения, на плотность намотки в рулоне и ровность торцов. При необходимости рулоны перематывают или оторцо-

вывают.

При использовании импортных изоляционных лент следует проверять соответствие этих лент клеевым грунтовкам: каждому

типу ленты должна соответствовать грунтовка и обертка.

При нанесении на нефтепровод изоляционного покрытия проверяют сплошность, толщину, адгезию (прилипаемость), число

слоев и витков, натяжение и ширину нахлеста рулонных материалов. Результаты проверки заносят в специальный журнал.

Сплошность защитного покрытия непрерывно контролируют визуально, а после нанесения покрытия перед укладкой в

траншею - дефектоскопами. Контролю на сплошность подлежат все покрытия нефтепроводов. Сплошность защитных

покрытий устанавливают по отсутствию пробоя при электрическом напряжении, величина которого для различных видов

покрытий регламентирована ГОСТ 25812-83.

В случае пробоя защитного покрытия проводят ремонт дефектных мест. Отремонтированные участки следует повторно

проконтролировать: по сплошности — на всей поверхности защитного покрытия участка с поврежденным покрытием, по

остальным показателям (толщина, адгезия к стальной поверхности, переходное сопротивление) — в местах, вызывающих

сомнение.

Толщину битумного покрытия без его разрушения контролируют с помощью толщиномера. При проверке толщины проводят

не менее одного замера на каждые 100 м нефтепровода, а в местах, вызывающих сомнение, — в четырех точках каждого

сечения.

Адгезию покрытия на основе битума контролируют через каждые 500 м, а также в местах, вызывающих сомнение.

Испытание проводят в трех точках через 0,5 м. Среднее арифметическое трех измерений с точностью до 0,1 кгс/см2

принимают за величину адгезии.

303

Адгезия покрытия на основе битумных мастик к поверхности нефтепровода определяется адгезиометром по ГОСТ 25812-83

(метод Б), полимерных покрытий к поверхности нефтепровода и адгезия нахлеста ленты к ленте — по ГОСТ 25812-83 (метод

А). Проверку ленточных покрытий выполняют в местах, вызывающих сомнение.

Адгезию молено также проверить, вырезав треугольник с углом около 60° и сторонами 3 — 5 см, с последующим снятием

покрытия ножом от вершины угла надреза. Адгезия покрытия на битумной основе считается удовлетворительной, если

вырезанный треугольник не отслаивается, а при отрыве значительная часть грунтовки и мастики остается на поверхности

трубы [24].

После завершения всех работ по ремонту нефтепроводов с заменой изоляции ремонтно-строительное подразделение

подготавливает отремонтированный участок к сдаче в эксплуатацию.

Приемочная комиссия назначается приказом по акционерному обществу или его филиалу в зависимости от объема и видов

работ, протяженности участка и характеристики нефтепровода.

Ввиду того, что нефтепровод практически из эксплуатации не выводился и в основном работал в своем обычном режиме,

установленном технологической картой эксплуатации или регламентом, а выполненные ремонтные работы только

способствовали повышению надежности в сравнении с предре-монтным периодом, на завершенные работы оформляется акт

приемки в эксплуатацию законченного капитальным ремонтом участка или исполнительный приемо-сдаточный акт с

привлечением к участию в работе всех заинтересованных лиц, организаций и органов надзора.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)