Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 [ 50 ] 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

3. П о другим расчетным факторам уровень определяемо-сти расчетных параметров можно оценить (экспертно) приблизительно так:

геометрические параметры трубы (диаметр, толщина стенки) 100 %;

механические характеристики трубы и сварных швов: разрушающими методами 100 %; внутритрубными снарядами 0 %; методом шурфования 70 %;

спектр нагруженности трубопровода: по внутреннему давлению 80 %; по внешним нагрузкам 10-20 %; по остаточным напряжениям в трубе 0-20 %;

эффективность системы защиты от коррозии: дефектов изоляции 80-90 %; потенциалов электрохимзащиты 60-70 %; коррозионные характеристики продукта и грунтов 80-90 %.

4. Точность оценки прочности достаточно высока для дефектов типа потеря металла коррозионного и механического происхождения. Для других дефектов погрешность расчетов сильно зависит от точности подготовки исходных данных.

5. Остаточный ресурс дефектных труб можно оценивать очень приближенно, так как каждый неизвестный или неточно определенный фактор вносит очень сильные искажения в результат. В итоге результат расчета может потерять практический смысл.

6. Для того чтобы погрешности расчетов не приводили к непредсказуемым разрушениям, вводят соответствующие запасы. Запасы прочности принимают следующими: при расчете статической прочности не менее 2 по отношению к пределу прочности, не менее 1,5 по отношению к пределу текучести. При расчетах циклической долговечности запас по количеству циклов принимают не менее 10. Однако указанные запасы не учитывают влияния погрешностей подготовки исходных данных, которые отмечены в п.п. 2 и 3. Расчетные запасы прочности и ресурса необходимо корректировать с применением вероятностной природы разрушения при неточных исходных данных, свойственных разным методам диагностики.

7. Прогнозировать ресурс более чем на 10 лет не имеет смысла из-за больших погрешностей. Снизить погрешность оценки остаточного ресурса при существующей на сегодняшний день системе подготовки данных практически невозможно.

8. М атематический аппарат для выполнения расчетов прочности и остаточного ресурса имеется. Совершенствование математического аппарата не приведет к повышению

точности расчетов прочности и остаточного ресурса (особенно остаточного ресурса).

9. Задачу следует ставить по-другому: по результатам диагностики определить возможность, условия (рабочие давления) и срок безопасной эксплуатации трубопровода.

10. Для этого основной упор необходимо делать на создание базы данных по экспериментам. База данных должна содержать параметры дефекта, параметры трубы и металла, коэффициенты снижения прочности и срока эксплуатации.

11. Математический аппарат по прочности следует применять при составлении базы данных (см. п. 10) и при использовании ее для перевода данных на другие параметры трубы, дефекта, металла.

12. Экспериментальные результаты должны быть обработаны статистически корректно. Они должны учитывать и отражать вероятностную природу разрушения.

13. И спытания должны проводить независимые лаборатории.

14. При оценке допустимого рабочего давления и допустимого срока эксплуатации следует опираться на созданную базу данных (например, как на таблицу интегралов) с переводом данных таблицы на фактические данные конкретного дефекта. П ри переводе используется приведенный в данном разделе математический аппарат теории прочности и ресурса.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ МЕТОДАМИ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА

Обнаружение дефектов и оценка их опасности являются важным, но только первым шагом в обеспечении безопасности магистральных нефтепроводов. Следующий шаг - проведение ремонтных работ. Причем ремонтные работы должны проводится с наибольшей эффективностью, желательно без остановки перекачки нефти.

Существует много способов ремонта в зависимости от ситуации и решаемой задачи. Но в основном все ремонтные работы на линейной части трубопроводов подразделяются на следующие две большие группы:

выборочный ремонт с целью восстановления работоспособности отдельных коротких участков с опасными дефектами; длина отдельного ремонтируемого участка обычно не превышает длины плети (трех труб);

капитальный ремонт протяженного участка трубопровода с целью замены изоляции или замены труб.

При организации и проведении ремонта на действующих магистральных нефтепроводах необходимо решать многие очень важные вопросы, связанные с обеспечением безопасности как на этапе ремонта, так и на этапе послеремонтной эксплуатации: выбор участков для ремонта; подготовка нефтепровода к ремонту; подготовка ремонтных бригад, специалистов, техники; аттестация сварочного оборудования, сварочных материалов, сварщиков, технологии сварки; классификация дефектов в связи с выбором методов ремонта; выбор технологий ремонта; согласование работ с контролирующими, смежными, вышестоящими организациями; обеспечение управляемости и связи; отработка внештатных ситуаций; оформление набора необходимой документации.

Рассмотрим некоторые из важнейших вопросов, связанных с выборочным ремонтом труб линейной части магистральных нефтепроводов.