- Кто и как ремонтирует нефтепровод
- ПРЕДИСЛОВИЕ
- ВВЕДЕНИЕ
- 1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- 2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
- 3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
- 4 КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ
- Дефекты подлежащие ДДК
- Классификация дефектов по критерию очередности ремонта
- 5 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА ДЕФЕКТОВ
- 6. МЕТОДЫ РЕМОНТА ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА
Кто и как ремонтирует нефтепровод
Устранение течи возможно несколькими способами. Опишем методы ремонта нефтепровода.
- Применяется особый герметик либо эпоксидный клей. В таком случае до того, как начинать устранять протечку, потребуется удалить ржавчину рядом с местом, которое было повреждено. Желательно освобождение от коррозии всей поверхности в радиусе 5 см рядом с протекающим местом. Затем понадобится нанесение герметика. В случае применения эпоксидного клея нужен бандаж. Использование водопровода желательно не ранее, чем 12 часов спустя.
- Протечку можно удалить и при помощи особого устройства – фланца – это изделие, использование которого может быть многократным. Его применение – временная мера.
- Ещё возможно применение хомута, сделанного из трубы, которая имеет более крупный диаметр. С этой целью потребуется выполнение разреза там, где возник прорыв, с дальнейшей обработкой этого участка клеем. Потом туда устанавливают трубу, выполняющую предназначение хомута.
Когда течь возникла из-за одиночных отверстий (свищей), можно применять так называемые пробки либо чёпики. Отверстия в таком случае должны иметь диаметр не больше 1,2 см. Найденные отверстия зашлифовывают, затем вставляют в них особые пробки из металла и потом эти пробки обваривают. Дистанция между этими пробками должна быть не более 50 см. Когда утечка возникла с редкими отверстиями либо незаконными врезками в трубопровод, можно провести ремонт, приварив к главной трубе патрубки, имеющие заглушки.
В случае повреждений, являющихся поперечными относительно трубной оси, могут использоваться разные муфты:
- не обжимные;
- имеющие конические переходы;
- галтельные – со специальной полостью, которую наполняют особым материалом, чтобы предотвратить протечку.
Возможен временный ремонт магистрального нефтепровода, который подразумевает его применение в течение не дольше одного месяца. На протяжении этого времени нужно полностью подготовить инфраструктуру. Она нужна для того, чтобы провести постоянный ремонт, предполагающий вырезку повреждённого участка трубы и монтаж вместо него нового целого сегмента. Описанные работы проводят исключительно тогда, когда прекратятся перекачивание нефти, её уборка после разливания и иные работы подготовительного характера.
Постоянный ремонт, кроме вырезания повреждённого сегмента с заменой его новым, включает приваривание и потом изолирование данного сегмента. Необходимость данной технологии ремонта нефтепровода имеет место при возникновении в трубе трещины сквозного характера с её расхождением в шве либо материале трубы.
Любой конкретный случай требует учёта настоящих условий аварийной нефтяной утечки, возможности предельно быстрого начала её устранения с восстановлением трубопровода, а также специфики работы по восстановлению — будут ли они временными либо постоянными. В таком случае требуется провести их соответственно существующей документации нормативного характера, актам законодательства, и учитывая интересы владельцев земли и соображения сохранения природы.
Чтобы заменить повреждённые участки нефтепровода, используют трубы из различных материалов. В частности:
- из полипропилена;
- из полиэтилена;
- из металлопластика;
- из металла (из стали либо чугуна).
В любом из описанных случаев нужен учёт условий возникновения аварийной нефтяной утечки, возможности предельно быстрого начала её устранения с восстановлением нефтепровода. Важен и характер, который будут иметь аварийные работы. Они могут быть временными либо постоянными. В таком случае требуется провести их в соответствии с нормативной документацией, источниками законодательства, учитывая интересы землевладельцев и соображения сохранения природы. Иногда имеет смысл в изначальном проведении именно временного ремонта, а после можно выполнить надлежащую подготовку и провести ремонт, который будет уже постоянным.
Адрес: 143909 , Московская область, г. Балашиха , ул. Советская, д. 35
Часы работы: с 8.00 до 17.00
195009 , Санкт-Петербург Кондратьевский проспект д.2 к.4 А пом.301 (помещение)
Часы работы: с 9.00 до 18.00
Источник
ПРЕДИСЛОВИЕ
РАЗРАБОТАН коллективом авторов ОАО «АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан» в составе:
ОАО «АК «Транснефть» К.т.н. Лисин Ю.В., Антипов Г.Е.
ОАО ЦТД «Диаскан» Д.т.н. Васин Е.С., Лобутев С.В., Сачков А.Б., Авдеев В.П., Белкин А.А.
ВНЕСЕН ОАО «АК «Транснефть»
СОГЛАСОВАН с Госгортехнадзором России, письмо № 10-03/231 от 3 марта 2004 г.
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ : Письмом ОАО «АК «Транснефть» № 16-01-11/2682 от 10 марта 2004 г.
ВВЕДЕН ВЗАМЕН РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов».
ВВЕДЕНИЕ
Настоящий руководящий документ (РД) распространяется на магистральные и технологические нефтепроводы ОАО «АК «Транснефть» (далее нефтепроводы).
В основу настоящего РД положены результаты экспериментальных исследований, проведенных в лаборатории испытаний ОАО ЦТД «Диаскан».
Испытания проводились в соответствии с утвержденной ОАО «АК «Транснефть» и согласованной Госгортехнадзором России «Программой прочностных испытаний различных методов ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов».
Режимы нагружения труб с дефектами и ремонтными конструкциями на испытательном стенде соответствовали максимально возможной нагруженности нефтепроводов при эксплуатации:
— внутренним давлением в сочетании с циклическим изгибом на базе 10000 циклов, что соответствует 30 годам эксплуатации нефтепровода;
— давление в цикле нагружения изменялось с размахом, соответствующим нормативному по СНиП 2.05.06-85* рабочему давлению;
— моментные нагрузки определялись из условия максимально возможных напряжений в трубопроводе от упругого изгиба по СНиП Ш-42-80*, температурных перепадов, воздействия фунтов и нагрузок при капитальном ремонте с подъемом трубы в соответствии с РД 39-00147105-015-98 «Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов».
По результатам проведенных испытаний, методы ремонта и ремонтные конструкции, выдержавшие в полном объеме 10000 циклов нагружения и статические испытания, определены настоящим РД как постоянные методы ремонта.
По результатам испытаний к методам постоянного ремонта отнесены:
— композитная муфта, установленная по технологии КМТ;
— обжимная приварная муфта;
— патрубок с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой. Перечисленные выше методы ремонта применяются для планового (выборочного и капитального) и для аварийного ремонта.
Ремонтные конструкции, которые выдержали менее 10000 циклов нагружения, настоящим РД определены для временного метода ремонта. К ним относятся:
— необжимная приварная муфта;
— муфта с коническими переходами.
Ремонтные муфты этих типов не разрешается применять для планового ремонта, но допускается их применение для аварийного ремонта и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта. Срок применения определен по результатам испытаний.
Ремонтные конструкции, испытание которых не проводилось, не допускаются для применения на магистральных и технологических нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть».
Настоящий РД устанавливает классификацию дефектов на действующих нефтепроводах по очередности выполнения ремонта, определяет необходимость проведения дополнительного дефектоскопического контроля конкретных типов дефектов, регламентирует применение постоянных и временных методов ремонта дефектов.
1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1 Настоящий РД предназначен для назначения методов ремонта дефектов нефтепроводов, обнаруживаемых при внутритрубной диагностике и другими методами неразрушающего контроля, а также при ликвидации аварий.
1.2 Требования настоящего РД являются обязательными при выборочном и капитальном ремонте линейной части нефтепроводов, технологических нефтепроводов НПС и нефтебаз.
1.3 Требования данного РД являются обязательными для ОАО МН ОАО «АК «Транснефть», эксплуатирующих нефтепроводы, а также для подрядчиков, выполняющих работы по ремонту и диагностике нефтепроводов.
1.4 После введения в действие настоящий РД отменяет РД 153-39 4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов».
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативные документы
СНиП 2 05 06-85* Магистральные трубопроводы.;
СНиП Ш-42-80* Правила производства и приемки работ.;
ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов Контроль качества и приемка работ.;
ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов Основные типы, конструктивные элементы и размеры.
СП 34-101-98 Выбор для труб магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте.
Стандарт отрасли «Нефтепроводы магистральные Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями Определение долговечности», 2003г.
РД 153-39 4-114-01 Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах.;
РД 153-394-086-01 Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы.;
РД 153-394 Р-119-02* Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов.;
РД 153-39.4Р-130-2002* Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов.;
Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами, 1997г;
Методика определения технического состояния магистральных трубопроводов с трещиноподобными дефектами, 1998 г.;
ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03 Регламент и методика проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических нефтепроводов, 2003г.
3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
3.1 В настоящем РД используют следующие термины с соответствующими определениями
Выборочный ремонт нефтепровода
Локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке нефтепровода.
Ремонтная муфта для ремонта дефектов поперечных сварных швов, привариваемая к трубе и имеющая специальную полость шириной до 100 мм
Максимальная протяженность дефекта в направлении, перпендикулярном поверхности трубы
Дефект, подлежащий ремонту (ДПР)
Дефекты труб и сварных швов, а также конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, которые не соответствуют требованиям нормативных документов и подлежат устранению
Дефект первоочередного ремонта (ПОР)
Дефект, снижающий несущую способность нефтепровода и подлежащий ремонту в первую очередь. Параметры дефекта определяются настоящим РД
Максимальная протяженность дефекта вдоль оси трубы
Дополнительный дефектоскопический кон/прочь (ДДК)
Контроль, проводимый неразрушающими методами с целью уточнения типа и параметров дефекта, обнаруженного ВИП и выявления возможных дополнительных дефектов
Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки
Замена дефектного участка нефтепровода длиной более заводской длины трубы на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2 05.06-85*
Капитальный ремонт нефтепровода
Плановый ремонт с заменой труб или ремонт стенки, монтажных и заводских сварных швов трубы с заменой изоляционного покрытия нефтепровода
Часть трубы длиной не менее диаметра и не более длины заводской секции трубы, ввариваемая в нефтепровод с помощью двух кольцевых стыков или вырезаемая из нефтепровода с помощью двух кольцевых резов.
Стальная оболочка, не приваренная к телу трубопровода и заполненная композитным составом. Устанавливается по специальной композитно-муфтовой технологии (КМТ).
Метод временного ремонта нефтепровода Метод постоянного ремонта нефтепровода
Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода на ограниченный период времени Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.
Муфта с коническими переходами
Необжимная приварная муфта большего диаметра, имеющая конические переходы от цилиндрической части муфты к поверхности трубы
Необжимная приварная муфта
Ремонтная конструкция, имеющая полость длиной более 1 00 мм и привариваемая к трубе с зазором на технологических кольцах
Максимальное внутреннее давление, которое может выдержать трубопровод без разрушений и отказов при нормативных нагрузках.
Обжимная приварная муфта
Ремонтная конструкция, при установке которой производится обжатие дефектного участка нефтепровода с последующей ее приваркой к трубе.
Ограниченный участок нефтепровода
Участок линейной части нефтепровода длиной до 100 мм.
Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от края сварного шва.
Ремонтная конструкция Секция, подлежащая ремонту
Конструкция, установленная на нефтепроводе для ремонта дефектов. Трубная секция, содержащая совокупность дефектов ДПР, которая может быть отремонтирована только заменой всей секции
Ширина дефекта (длина по окружности трубы)
Максимальный геометрический размер дефекта по поверхности трубы перпендикулярно ее оси.
Метод ремонта, заключающийся в снятии в зоне дефекта слоя металла путем шлифования для устранения концентрации напряжений.
Наличие в сварном соединении труб разной толщины
3.2 В настоящем РД применяют следующие сокращения:
— Внутритрубный инспекционный прибор
— Ведомственные строительные нормы
— Дополнительный дефектоскопический контроль
— Дефект, подлежащий ремонту
— Институт проблем транспорта энергоресурсов, г. Уфа
— Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов
— Инжиниринговая нефтегазовая компания Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК, г. Москва
— Стандарт отрасли, стандарт организации
— Дефект первоочередного ремонта
— Строительные нормы и правила
— Центральная база производственного обеспечения
— Номинальный наружный диаметр трубы
— Номинальная толщина стенки трубы
— Допустимая глубина вмятины или сумма выступа и глубины гофра при ремонте по композитно-муфтовой технологии
-минимальный измеренный наружный диаметр трубы
4 КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ
4.1 Дефект нефтепровода — это каждое отдельное несоответствие нормативам: в стенке, в сварном шве трубы, геометрических параметров трубы, а также соединительные детали, не соответствующие требованиям на изготовление.
Нормативы, требования на изготовление — это действующие на момент утверждения настоящего РД СНИП, ВСН, ТУ, регламенты ОАО «АК «Транснефть» и др. документы.
4.2 Дефекты подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
4.2.1 Дефектами, подлежащими ремонту, являются дефекты труб, соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, параметры которых не соответствуют требованиям СНиП, ГОСТ, ВСН, и других нормативных документов.
4.2.2 Дефектами первоочередного ремонта являются дефекты, представляющие повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и подлежащие ремонту в первую очередь для восстановления несущей способности трубы.
4.2.3 Комбинированными дефектами являются комбинации из приведенных в п.п. 4.2.5-4.2.7 дефектов. К таким дефектам относятся
— вмятины и гофры в сочетании с риской, потерей металла, расслоением или трещиной,
— овальность в сочетании с вмятиной, гофром,
— вмятины и гофры, примыкающие или находящиеся на сварном шве,
— аномалии сварных швов в сочетании со смещениями,
— аномалии сварных швов в сочетании с коррозионной потерей металла,
— расслоение, примыкающее к дефектному сварному шву
Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от границы дефекта до границы сварного шва не превышает 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.
4.2.4 Критерии классификации дефектов на ДПР и ПОР приведены в таблице 4.2
4.2.5 Дефекты геометрии трубы — это дефекты, связанные с изменением ее формы. К ним относятся:
4.2.5.1 » Вмятина » — уменьшение проходного сечения трубы длиной не более 1,5 номинального диаметра трубы, возникшее в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода.
» Гофр » — чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.
Вмятины, гофры глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра по данным ВИП включаются в состав дефектов ПОР, и по результатам ДДК определяются параметры и наличие в них дополнительных дефектов и уточняется очередность и метод их ремонта
4.2.5.2 » Овальность » — дефект геометрии длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях Овальность определяется как разность между значением номинального наружного диаметра D н и значением минимального измеренного наружного диаметра трубы d (Приложение Б1 , рис Б1.1)
По соотношению величины овальности к номинальному диаметру трубы ( D н- d )/ D н, выраженному в процентах, овальности классифицируются как ДПР и ПОР в следующем порядке:
— на прямошовной или бесшовной трубе с нормативным пределом текучести металла трубы более или равном 350 МПа к дефектам ПОР относится овальность с величиной ( D н- d )/ D н 6% и более для труб с соотношением D н/ t более 90 и овальность с величиной ( D н- d )/ D н 5% и более для труб с соотношением D н/ t менее или равном 90;
— на прямошовной или бесшовной трубе с нормативным пределом текучести металла трубы менее 350 МПа к дефектам ПОР относится овальность с величиной ( D н- d )/ D н 5% и более для труб с соотношением D н/ t более 90 и овальность с величиной ( D н- d )/ D н 4% и более для труб с соотношением D н/ t менее или равном 90;
— на спиральношовной трубе к дефектам ПОР относится овальность с величиной ( D н- d )/ D н 7% и более для труб с соотношением D н/ t более 90 и овальность с величиной ( D н- d )/ D н 6% и более для труб с соотношением D н/ t менее или равном 90.
При значениях d (в миллиметрах) равных или меньше приведенных в таблицах Приложения Б , дефекты типа «овальность» и «овальность в сочетании с вмятиной» подлежат устранению.
В случае, если на трубе овальность сочетается с вмятиной на основном металле трубы, то такой комбинированный дефект классифицируется как ПОР в том же порядке с использованием соотношения ( D н- d )/ D н, выраженного в процентах (Приложение Б1 , рис. Б1.2), при этом глубина вмятины Нв не должна превышать предельных значений, приведенных в таблицах приложения Б .
4.2.6 Дефекты в стенке трубы. К ним относятся:
4.2.6.1 » Потеря металла » — изменение толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления.
Дефекты сплошной коррозии длиной и шириной 100 мм и более включаются в состав дефектов ДПР независимо от глубины дефекта. При их расположении на участках трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, данные дефекты классифицируются как дефекты ПОР.
Точечные коррозионные дефекты (внешние потери метала), объединенные при интерпретации по результатам внутритрубной диагностики в единый дефект с размерами 100×100 мм и более включаются в состав дефектов ДПР. При их расположении на участках трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, данные дефекты классифицируются как дефекты ПОР.
Трубная секция, содержащая совокупность дефектов ДПР с общей площадью всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности секции, классифицируется как секция, подлежащая ремонту и может быть отремонтирована только заменой всей секции.
Расчеты статической прочности труб с дефектами потери металла проводятся в соответствии с «Методикой определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами» [14].
Расчеты допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с коррозионными дефектами стенки проводятся в соответствии с «Методикой оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов» [12]. В расчетах допустимого срока эксплуатации труб с коррозионными дефектами стенки используются скорости роста коррозионных дефектов в соответствии с Приложением А
4.2.6.2 » Риска » ( царапина, задир) — дефект поверхности в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованный перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
4.2.6.3 » Расслоение » — внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои. Расслоение — внутренний дефект металла трубы технологического происхождения.
» Расслоение с выходом на поверхность » (закат, плена прокатная) — расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
» Расслоение в околошовной зоне » — расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние от сварного шва до края расслоения меньше 4-х толщин стенки трубы).
Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с расслоениями проводятся в соответствии со Стандартом отрасли «Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности.» [6].
4.2.6.4 » Трещина » — дефект в виде разрыва металла стенки «трубы.
4.2.7 Дефекты сварного шва — это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры которых установлены нормативными документами.
К дефектам сварного шва относятся:
4.2.7.1 Трещина, непровар, несплавление — дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, классифицируются как » несплошности плоскостного типа » поперечного/продольного/спирального сварного шва.
4.2.7.2 Поры, шлаковые включения , наружные дефекты ( утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатостъ , отклонения размеров шва от требований нормативных документов) классифицируются как » аномалии » поперечного/продольного/спирального сварного шва.
4.2.7.3 Смещение кромок — несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях, классифицируется как » смещение » поперечного/продольного/спирального сварного шва.
Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) сварных швов с дефектами проводятся в соответствии со Стандартом отрасли «Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности.» [6].
4.2.8 К дефектам нефтепровода относятся недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям нормативных документов:
— плоские и другие заглушки и днища;
— сварные секторные отводы;
— патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;
— заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;
— накладные элементы из труб («корыта»), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не разрешенные настоящим РД или другими нормативными документами.
4.2.8.1 Соединительные детали (тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники), не соответствующие действующим нормативным документам, установленные на линейной части МЫ, технологических нефтепроводах НПС, а также заплаты всех видов и размеров, накладные элементы из труб (корыта) независимо от места их установки классифицируются как дефекты ПОР.
4.2.8.2 Приварные элементы (вантузы, сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, катодные выводы, отборы давления, «чопики» и др.), не соответствующие требованиям нормативных документов, на линейной части МП, нефтепроводах НПС и нефтебаз классифицируются как дефекты ПОР.
4.3 Дефекты, параметры которых не могут быть определены только по данным ВИП, а также в которых по данным ВИП могут быть не выявлены дополнительные дефекты должны, быть дополнительно обследованы неразрушающими методами контроля при проведении ДДК. Дефекты подлежащие ДДК приведены в таблице 4.1 .
Дефекты подлежащие ДДК
Описание и параметры дефекта
Цель проведения ДДК
Вмятины, гофры глубиной до 3,5% от номинального наружного диаметра трубы
Определение наличия дополнительных дефектов в дефекте геометрии и для уточнения очередности и метода ремонта.
Овальность, овальность в сочетании со сварным швом при значении d равном или меньшем приведенного в таблицах Приложения Б
Уточнение величины овальности трубы для определения необходимости вырезки
Смещения кромок в поперечных сварных швах
Определение наличия дополнительных дефектов в сварном шве, необходимости и метода их ремонта.
Сварные швы, смонтированные с применением подкладных колец
Определение наличия дефектов в сварном шве, необходимости и метода их ремонта.
Определение необходимости и метода ремонта.
4.3.1. При выборочном ремонте и капитальном ремонте стенки трубы с заменой изоляции, ДДК дефектов ДПР проводится для уточнения их параметров и метода ремонта.
4.3.2 При проведении ДДК используются следующие методы неразрушающего контроля:
— магнитный (магнитографический и др.).
Возможно применение (при необходимости) других методов контроля, обеспечивающих выявление дефектов и определение их параметров (капиллярный, вихретоковый и др.). Основные требования к проведению дополнительного дефектоскопического контроля дефектов изложены в [18].
Классификация дефектов по критерию очередности ремонта
Дефекты, подлежащие ремонту
Дефекты первоочередного ремонта
Вмятина, гофр без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам
Глубиной равной или более 3 5% от номинального диаметра трубы
Глубиной равной или более 3,5% от номинального диаметра трубы
Вмятина, гофр, примыкающие к сварному шву или расположенные на сварном шве
Глубиной более 6 мм
Глубиной равной или более 1 % от номинального диаметра трубы, но не менее 6 мм
Вмятина, гофр в комбинации с дополнительным дефектом (риской, задиром, трещиной, потерей металла)
Овальность, овальность в сочетании со сварным швом
При значении d равном или меньшем приведенного в таблицах Приложения Б
При значении d равном или меньшем приведенного в таблицах Приложения Б
Овальность в сочетании с вмятиной
При значении d равном или меньшем приведенного в таблицах Приложения Б . глубине вмятины более 2%
При значении d равном или меньшем приведенного в таблицах Приложения Б , глубине вмятины более 2%
Овальность в сочетании с гофром
Все дефекты независимо от их геометрических параметров и месторасположения
Все дефекты независимо от их геометрических параметров и месторасположения
Овальность в сочетании с вмятиной, примыкающей к сварному шву или расположенной на сварном шве
Все дефекты независимо or их геометрических параметров и месторасположения
Все дефекты независимо от их геометрических параметров и месторасположения
Потеря металла (внешняя и внутренняя)
Глубиной равной или более 20 % от толщины стенки трубы
Глубиной равной или более 50% от толщины стенки трубы. Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Дефекты сплошной коррозии длиной и шириной 100 мм и более и точечные внешние потери метала объединенные в единый дефект с размерами 100×100 мм и более на участках трубопроводов, находящиеся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог
Дефекты сплошной коррозии длиной и шириной 100 мм и более и точечные внешние потери метала объединенные в единый дефект с размерами 100×100 мм и более на участках трубопроводов, находящиеся на расстоянии более 3-х км от электрифицированных железных дорог
Глубиной равной или более 50% от толщины стенки трубы (одного и более дефектов, объединенных в группу) Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Секция, подлежащая ремонту
Общая площадь всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности секции
Общая площадь всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности секции, с наличием на секции одного или более дефектов ПОР
Риска (царапина, задир)
Глубиной равной или более 0.2 мм
Глубиной равной или более 0.2 мм
Трещина по телу трубы или в сварном шве
Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Опасные по результатам расчета на статическую прочность
Расслоение в околошовной зоне
Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Расслоение с выходом на поверхность
Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Аномалия поперечного сварного шва
Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6π D Н С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП 111-42-80* и ВСН 012-88
Суммарной длиной по окружности равной или более 1/3π D Н Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Несплошность плоскостного типа поперечного сварного шва
Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6π D Н С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП 111-42-80* и ВСН 012-88
Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6π D Н Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Смещение поперечного сварного шва
С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42-80* и ВСН 012-88
Глубиной равной или более 25% толщины стенки трубы и длиной по окружности трубы равной или более 1/3π D Н Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Разнотолщинность в поперечном сварном шве
С соотношением толщин стенок стыкуемых труб, превышающим допустимые значения по СНиП Ш-42-80*, но не более 1,5. выполненные без специальной разделки кромок
С соотношением толщин стенок стыкуемых труб, превышающим 1,5
Аномалия продольного (спирального) шва
Один дефект длиной по оси трубы более 1 3 мм на длине 150 мм по оси трубы или 2 дефекта длиной по оси трубы более 7 мм на длине 1 50 мм по оси трубы.
Длиной по оси трубы равной или более
Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с .допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Несплошность плоскостного типа продольного (спирального) шва
Один дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы 2 или дефекта длиной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы или 2 дефекта длиной по оси
Длиной по оси трубы равной или более
при любой глубине. Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Смещение продольного (спирального) шва
Глубиной равной или более 10% толщины стенки трубы
Длиной по оси трубы равной или более — 
при любой глубине смещения. Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, приварные элементы:
а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники;
б) плоские и другие заглушки и днища;
в) патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;
г) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;
д) накладные элементы из труб («корыта»), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами.
Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, приварные элементы:
а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники;
б) плоские и другие заглушки и днища;
в) патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;
г) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;
д) накладные элементы из труб («корыта»), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами и классифицированные в соответствии с п. 4.2.8 настоящего РД;
е) приварные элементы не соответствующие требованиям нормативных документов.
Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, приварные элементы:
а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники;
б) плоские и другие заглушки и днища;
в) патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;
г) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;
д) накладные элементы из труб («корыта»), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами и классифицированные в соответствии с п. 4.2.8 настоящего РД;
е) «чопики» (металлические пробки) с параметрами не соответствующими требованиям «‘Правил ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах»;
ж) сварные присоединения (ответвления) диаметром 50 мм и более при отсутствии усиливающих накладок или с размерами накладок менее 0.4 диаметра ответвления; при толщине накладки
Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта. Временные ремонтные конструкции.
Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта. Временные ремонтные конструкции при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1 .
Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта Временные ремонтные конструкции при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1
5 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТА ДЕФЕКТОВ
5.1 Устранение дефектов подлежащих ремонту производится выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим РД, и при капитальном ремонте с заменой трубы и с заменой изоляции. При капитальном ремонте с заменой изоляции должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции.
5.2 Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от:
— технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;
— плотностей распределения дефектов ДПР и ПОР по длине нефтепровода;
— плотностей распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;
— состояния изоляционного покрытия.
5.3. Все выявленные дефекты ПОР и дефекты ПОР, допустимый срок эксплуатации которых заканчивается в текущем году, должны быть устранены в течение текущего года.
5.4 Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих критериев:
В первую очередь подлежат ремонту и устранению дефекты:
— расположенные на переходах через водные преграды;
— расположенные на переходах через автомобильные и железные дороги;
— расположенные вблизи населенных пунктов и промышленных объектов; — расположенные на местности, геодезические отметки и профиль которых при выходе нефти могут привести к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты;
— ограничивающие пропускную способность нефтепровода;
— расположенные в труднодоступных участках нефтепроводов (болота, горные участки и др.).
6. МЕТОДЫ РЕМОНТА ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДА
6.1. Запрещается установка на нефтепроводах заплат всех видов, накладных элементов (» корыта «) и других, не разрешенных настоящим РД, конструктивных элементов. Все ранее установленные на нефтепроводах заплаты и накладные элементы должны быть заменены постоянными методами ремонта.
6.2 Разрешенные методы ремонта.
6.2.1. Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта:
— Вырезка дефекта (замена «катушки» или замена участка);
— Установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки).
Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного ремонта и методы временного ремонта .
6.2.2. К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.
К методам и конструкциям для постоянного ремонта (для типов дефектов, ремонт которых разрешен данным методом в соответствии с таблицами 6.2 — 6.3 ) относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр, патрубок с эллиптическим днищем, допустимый диаметр которого определяется по таблице 6.4.
6.2.3. Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся необжимная приварная муфта и муфта с коническими переходами. Муфты этих типов разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой в течение одного календарного месяца и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта
6.2.4. Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт с коническими переходами, необжимных приварных муфт определяется по таблице 6.1 в зависимости от отношения допустимого рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода
Источник