- Выборочный ремонт нефтепровода с заменой дефектной «катушки» трубыы
- Состав и назначение объектов магистрального нефтепровода. Требования к наружным антикоррозионным покрытиям. Виды работ при ремонте нефтепровода с заменой «катушки». Технология проведения ремонтных работ; схема расстановки средств откачки и закачки нефти.
- Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Выборочный ремонт нефтепровода с заменой дефектной «катушки» трубыы
Состав и назначение объектов магистрального нефтепровода. Требования к наружным антикоррозионным покрытиям. Виды работ при ремонте нефтепровода с заменой «катушки». Технология проведения ремонтных работ; схема расстановки средств откачки и закачки нефти.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 28.12.2018 |
| Размер файла | 624,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Состав и назначение объектов магистрального нефтепровода
1.2 Краткая классификация дефектов нефтепроводов
1.3 Основные требования к трубам, требования к наружным антикоррозионным покрытиям
1.3.1 Основные требования к трубам
1.3.2 Требования к наружным антикоррозионным покрытиям
1.4 Виды ремонта. Краткое описание
1.5 Способы выборочного ремонта нефтепроводов
1.6 Виды работ при ремонте нефтепровода с заменой “катушки”
1.6.1 Подготовительные работы
1.6.2 Земляные работы
1.6.3 Подъемно-очистные работы
1.6.4 Сварочные работы
1.6.5 Изоляционно-укладочные работы
1.7 Контроль качества и приемка работ
2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1 Выполнить подбор трубы для замены участка нефтепровода, рассчитать толщину стенки нефтепровода
2.2 Определить объем земляных работ
2.3 Определение параметров испытания
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.
Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.
По многим показателям магистральные нефтепроводы (МН) являются уникальными сооружениями, для них установлены нормативные требования. Одно из основных требований, предъявляемых к МН, — высокая надежность, которая должна быть обеспечена экономически оправданными затратами. Уровень надежности МН зависит от качества проектирования и строительства.
Мировой и отечественный опыт эксплуатации МН показывает, что несмотря на значительные достижения в области проектирования, строительства и эксплуатации МН, полностью исключить отказы не удается.
В настоящей работе рассматривается выборочный ремонт нефтепровода с заменой дефектной “катушки” трубы. Представлены технология проведения работ, схемы расстановки оборудования, средства откачки и закачки нефти, средства малой механизации т.д.
магистральный нефтепровод антикоррозионный ремонт
1ю ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Состав и назначение объектов магистрального нефтепровода
В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой нефтепровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям нефтепровода.
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. На расстоянии 10-20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка нефтепровода и устройствами электрической защиты от коррозии.
Перекачивающие станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов оборудованы центробежными насосами с электроприводом. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории.
Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3 — 1,5 суточной пропускной способности нефтепровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами.
Тепловые станции устанавливаются на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.
Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопровода — резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.
1.2 Краткая классификация дефектов трубопроводов
Все дефекты МТ подразделяются:
1. отклонение оси трубы от проектного положения;
2. нарушение формы поперечных сечений труб;
3. дефекты стенки трубы и сварных соединений;
4. комбинированные дефекты (расслоение + трещина);
5. недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП (тройники, заглушки, днища);
6. дефекты изоляции (отслоение, смещение, разрушение пленок);
7. дефекты системы ЭХЗ (потенциал не по ГОСТ).
К 1 классу дефектов относятся:
— всплывшие участки (потерявшие проектное положение оси в обводненном грунте с выходом на дневную поверхность);
— арочные выбросы (потерявшие проектное положение со временем с выходом на дневную поверхность): симметричные, несимметричные, со смещением оси в вертикальной и горизонтальной плоскости с двумя и более полуволнами;
— провисы (оголенные участки трубы без операния на грунт, возникшие при карстовых явлениях);
-просадки (участки трубы на глинистых и лессовых грунтах, ось которой при повышении влажности опускается ниже проектного положения трубы).
Ко 2 классу относятся:
— овальность — дефект геометрической формы (в результате превращения кольцевого сечения трубы в эллиптическое); овальность равна отношению разности между максимальным и минимальным диаметром к номинальному диаметру;
— вмятина — местное изменение формы поверхности без утонения стенки трубы; характеризуется поверхностными размерами (вдоль трубы и в кольцевом направлении) и глубиной;
— гофры (поперечная складка на поверхности трубы), характеризуются глубиной, которая сравнивается с толщиной стенки трубы, формируется при ИУР или при холодном изгибе труб, на углах поворота трассы, при перемещении криволинейных участков в слабонесущий грунт.
К 3 классу относятся:
— дефекты стенок трубы металлургического происхождения: трещины, расслоения, закаты, плены, рванины, риски (расслоение — несплошность металла стенки трубы, ориентированная параллельно поверхности стенки трубы; закат-несплошность металла в направлении прокатки листа на значительной длине; плена — отслоение металла различной толщины и размера, вытянутой в направлении прокатки и соединенной с основным металлом одной стороной)
— линейно-протяженные дефекты характеризующиеся углом между направлением дефекта и образующей трубопровода (чем меньше угол — тем опаснее дефект)
— дефекты коррозионного происхождения: утонение стенки трубы на некоторой площади вызывается равномерной или неравномерной коррозией; локальный — дефект стенки сопоставимый с ее толщиной (но не менее 5 толщин — питтинги, язвы, каверны..); усталостные и коррозионные трещины развиваются на поверхности или в объеме стенки трубы под воздействием нагрузок и коррозионной среды (характеризуются углом между направлением дефекта и образующей трубы);
— дефекты сварных швов: трещины, непровар, несплавление (классифицируются как несплошности плоскостного типа, поры, шлаковые включения, наружные дефекты, смещение кромок).
Любое несоответствие контролируемого параметра качества материалов и изделий регламентированным нормам можно рассматривать как дефект. Дефекты труб можно классифицировать по двум видам: металлургические и чисто внешние (механические) дефекты стенки трубы. К металлургическим относятся следующие:
Дефекты металла трубы: неметаллические шлаковые, флюсовые включения; плены, закаты, коррозия (атмосферная кристаллитная, атмосферная поверхностная, газовая высокотемпературная и т.д.) ; ликвация, науглероживание, перегрев, пережог, газовые пузыри, разнотолщинность листов , внутренние разрывы, усадочные раковины, трещины (водородные, горячие, термические, усталостные и т.д.), флоксны и др.;
Дефекты стенки трубы: царапины, риски, задиры, забоины, вмятины с различными геометрическими характеристиками (глубина, радиус кривизны, длина, расположение на трубе и т.д.); эрозионные разрушения внутренней поверхности трубы; трещины, возникающие при нарушениях технологии проката; вмятины (в отличие от вмятин механического происхождения), образовавшиеся от вдавливаниями валками не удаленной окалины, металлической крошки или случайных ударов.
К механическим дефектам труб относятся риски, задиры, царапины, вмятины и т.д. Эти дефекты в большой степени связаны с транспортировкой труб от места изготовления и до места потребления и с погрузочно-разгрузочными работами.
К дефектам сварных швов относятся наплавы (натеки), непостоянные по длине, ширине и высоте швы, грубая чешуйчатость шва, подрезы, трещины, непровары, поры, шлаковые включения, прожоги и др.
Наплавы чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей в результате натекания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Причины возникновения наплавов — большая сила сварочного тока, длинная дуга, неправильное положение электрода, большой угол наклона изделия при сварке на подъем и спуск. Подрезы представляют собой углубления (канавки), образующиеся в основном металле вдоль края шва при большой силе сварочного тока и длинной дуге. Подрезы приводят к ослаблению сечения основного металла и могут явиться причиной разрушения сварного соединения.
Прожоги — это проплавление основного металла или наплавленного металла с возможным образованием сквозных отверстий. Они возникают вследствие недостаточного притупления кромок, большого зазора между ними, большой силы сварочного тока.
Газовые поры образуются в сварных швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленного металла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу.
Непровар — местное несплавление основного металла с наплавлением, а также несплавление между собой отдельных слоев шва при многослойной сварке (из-за наличия тонкой прослойки окислов и шлаков).
Повреждения магистральных нефтепроводов вызываются действием двух групп факторов. Первая группа связана со снижением несущей способности нефтепровода, вторая — с увеличением нагрузок и воздействий. Снижение несущей способности нефтепровода происходит из-за наличия дефектов в стенке труб и старения металла. Факторы второй группы появляются при эксплуатации действующего нефтепровода. В процессе эксплуатации на нефтепровод действует целый ряд силовых факторов. К их числу относятся внутреннее давление, напряжения от воздействия температур перекачиваемой нефти и окружающего трубу грунта, давление слоя грунта над трубой, различные статические и подвижные нагрузки, деформация земной поверхности на подрабатываемых территориях, сейсмические воздействия. Эти факторы формируют в трубах кольцевые и продольные напряжения, способствуют перемещениям трубопровода в продольном и поперечном направлениях.
Линейная часть магистральных нефтепроводов сооружается в основном в подземном исполнении.
Подземные стальные нефтепроводы в той или иной степени подвержены коррозии. Коррозия — это разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды. Подземные нефтепроводы могут подвергаться коррозии под воздействием почвы, блуждающих токов и переменного тока электрифицированного транспорта. Почвенная коррозия подразделяется на химическую и электрохимическую.
Химическая коррозия обусловлена действием на металл различных и жидких неэлектролитов. Эти химические соединения, действуя на металл, образуют на его поверхности пленку, состоящую из продуктов коррозии. При химической коррозии толщина стенки нефтепровода уменьшается равномерно т.е. практически не возникают сквозные повреждения труб. Химической коррозии в большей степени подвергаются внутренние стенки нефтепровода. Это происходит из-за неполного заполнения трубы продуктом, при частичном опорожнении трубопровода или возникновении такого режима работы нефтепровода, при котором даже без остановки перекачки не происходит полного заполнения сечения трубы. В образовавшейся полости выделяются растворенные в нефти пары воды и сероводорода, которые являются мощными коррозионными агентами. На пониженных участках образуются застойные зоны из осажденной воды, которая вызывает строчную коррозию нижней части стенки трубы.
Электрохимическая коррозия обусловлена взаимодействием металла трубы с агрессивными растворами грунта. При этом металл выполняет роль электродов, а агрессивные растворы — электролитов. Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более, чем химическая коррозия.
Ещё более опасна электрическая коррозия. Она возникает под действием на нефтепровод электрических токов. Эти токи называют блуждающими, так как они проникают в грунт обычно из рельсов электрифицированного транспорта и попадают на нефтепровод в тех местах, где он оголен или имеет поврежденную изоляцию. Двигаясь по трубопроводу, токи выходят из него близ тяговых подстанций. Участки входа тока в нефтепровод называют катодными, а участки выхода — анодными.
К внешним воздействиям на подземные трубопроводы относят возможные нагрузки при производстве различных работ вблизи нефтепровода, наезды тяжелого транспорта, оползни, землетрясения, взрывы и др. Одной из основных причин повреждения подземных нефтепроводов является воздействие внешних сил, приводящее к образованию поверхностных вмятин, трещин, трещин во вмятинах, разрывов в сварных швах и по телу трубы.
Наиболее распространены повреждения, возникающие в результате проведения ремонтных или строительных работ в непосредственной близости от действующего нефтепровода.
Климатические изменения в атмосфере также влияют на состояние трубопровода. Изменения температуры наружного воздуха вызывают изменение температуры грунта, в котором уложен нефтепровод. При замерзании или оттаивании дают значительную осадку как за счёт происходящего уплотнения, так и вследствие понижения сопротивления сдвигу; при этом чем больше глинистых частиц в грунте, тем меньшим сопротивлением сдвигу он обладает. В результате неравномерной осадки грунта, возникающей под действием веса трубы, происходит изгиб трубопровода. Создание в трубопроводе дополнительных изгибающих напряжений при наличии других неблагоприятных факторов (например, плохого качества сварки), как правило, приводит к нарушению прочности отдельных стыков.
Степень опасности дефектов следует оценивать по критериям статической и динамической устойчивости нефтепроводов. По критерию статической устойчивости следует оценивать опасность дефектов, классифицируемых как потеря металла.
По критерию динамической устойчивости следует оценивать опасность дефектов, классифицируемых как локальные концентраторы напряжений в основном металле и сварных соединениях при повторно-статическом нагружении трубопровода внутренним давлением.
По степени опасности дефекты разделяют на критические, значительные и малозначительные. Критическими являются дефекты, при наличии которых использование нефтепровода невозможно или недопустимо по условиям безопасности. К значительным относят дефекты, существенно влияющие на использование агрегата по назначению или на его долговечность. Малозначительные соответственно не оказывают существенного влияния ни на использование нефтепровода по назначению, ни на его долговечность
Степень опасности дефектов зависит не только от типа дефекта и его размеров, но и от особенностей нагружения трубопровода. Например, при нормальной эксплуатации подземного нефтепровода наибольшую опасность представляют дефекты продольных сварных швов, механические царапины. При капитальном ремонте с заменой изоляции наибольшую опасность представляют дефекты кольцевых сварных швов, так как при этом предусматривается приподнимать нефтепровод с помощью трубоукладчиков.
При определении степени опасности дефекта учитывают напряженное состояние контролируемого изделия, вид дефекта, его размеры и ориентацию относительно действующих напряжений. Основными факторами, определяющими степень опасности дефекта, являются величина утонения герметичных перегородок и коэффициент концентрации механических напряжений (в трещинах — коэффициент интенсивности напряжений), показывающий, во сколько раз максимальные местные напряжения в зоне дефекта выше, чем в бездефектной зоне. Виды допустимых дефектов и их величины приводятся в нормативной документации на контроль соответствующего изделия. Наиболее опасными являются плоскостные трещиноподобные дефекты, располагающиеся перпендикулярно действующим напряжениям.
Ремонт поврежденного участка трубопровода путем его замены производят при обнаружении (наличии):
· трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы;
· разрыва кольцевого (монтажного) шва;
· разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы;
· вмятины глубиной, превышающей 3,5% диаметра трубы;
· царапины глубиной более 30% толщины стенки и длиной 50 мм и более.
В зависимости от принятой технологии ведения работ замена участка трубы может осуществляться:
· с остановкой перекачки нефти по трубопроводу на весь период восстановительных работ, при этом аварийный участок может полностью или частично освобождаться от нефти;
· с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоединения.
Технология замены поврежденного участка с остановкой перекачки широко применяется при ремонте отечественных трубопроводов. По этой технологии после остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками. При авариях на нефтепроводах с системой телемеханизации происходит автоматическое отключение насосных агрегатов и локализация поврежденного участка линейными задвижками.
Сущность способа замены поврежденного участка с прокладкой обводной линии состоит в том, что в аварийном порядке производят перекрытие поврежденного участка трубопровода, врезку и прокладку обводной линии для возобновления перекачки. Основные же восстановительные работы по замене участка трубы выполняются в обычном ритме, что способствует повышению качества монтажно-сварочных работ.
Аварийно-восстановительные работы с заменой дефектного участка трубопровода, проложенного в ущельях, труднодоступных для технических средств, производятся путем демонтажа участка трубопровода с его извлечением из ущелья с помощью лебедок. Восстановительная работа выполняется вне ущелья, после чего трубопровод протаскивают по опорам с постепенным нарушением и укладывают вновь в ущелье.
При сильно насыщенных водой грунтах целесообразнее дефектный участок трубопровода заменить новой плетью. Это во многих случаях обходится дешевле, чем ремонт старого трубопровода.
1.3 Основные требования к трубам для трубопроводов, требования к заводским наружным антикоррозионным покрытиям
1.3.1 Основные требования к трубам для трубопроводов
Для ремонта с заменой труб участка (строительства) магистральных нефтепроводов в соответствии с действующим СНиП 2.05.06 — 85* должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и других специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей, диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии — диаметром до 1420 мм.
Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731 — 87, ГОСТ 8732 — 78, ГОСТ 8733 — 87 и ГОСТ 8734 — 75 группы В и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567 — 75; трубы стальные электросварные в соответствии с ГОСТ 20295 — 85 для нефтепроводов диаметром до 800 мм включительно и техническими условиями, утвержденными в установленном порядке. Для нефтепроводов диаметром свыше 800 мм с выполнением при заказе и приемке ряда далее изложенных требований допускается применение импортных труб, соответствующих тем же требованиям.
Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.
Отклонения от номинальных размеров наружных диаметром труб на участке длиной не менее 200 мм не должны превышать значений , приведенных в ГОСТах, согласно которым допускается применение труб для магистральных трубопроводов, а для труб диаметром свыше 800 мм — ± 2 мм.
Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 мм и более не должна превышать 0.8 %.
Кривизна труб должна быть не более 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — не более 0,2 % длины трубы.
Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5 — 11,6 м. Трубы должны быть изготовлены из стали с отношением предела текучести к временному сопротивлению не более 0,75 — для углеродистой стали, 0,8 — для низколегированной нормализованной стали, 0,85 — для дисперсионно-твердеющей нормализованной и термически упрочненной стали, 0,9 — для стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.
Трубы диаметром 1020 мм и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100%-ный контроль физическими неразрушающими методами.
Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть не менее:
20 % — для труб с временным сопротивлением до 588,4 МПа (80 кгс/мм 2 );
18 % — для труб с временным сопротивлением до 637,4 МПа (65 кгс/мм 2 );
16 % — для труб с временным сопротивлением 686,5 МПа (70 кгс/мм 2 ) и выше.
Ударная вязкость на образцах Шарпи для трубопроводов, транспортирующих нефть, приведена в таблице 1.1.
Определять ударную вязкость следует по ГОСТ 9594 — 78 на образцах типов 11 — 13.
Ударную вязкость на образцах Минаже следует определять при температуре минус 40 °С, для районов Крайнего Севера при минус 60 °С и принимать в зависимости от толщины стенки труб по таблице 1.2.
Таблица 1.1 — Ударная вязкость на образцах Шарпи для трубопроводов, транспортирующих нефть
Условный диаметр труб, мм
Рабочее давление, МПа (кгс/см 2 )
Ударная вязкость на образцах типов 11 — 13 по ГОСТ 9454 — 78 при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, Дж/см 2 (кгсм/см 2 ), не менее
Источник