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

риски (царапины) на внешней и внутренней поверхностях трубы глубиной более 0,65 толщины стенки.

трещины любого происхождения, расслоения с выходом на поверхность глубиной более 0,5 толщины стенки.

К недопустимым дефектам также следует отнести обнаруженные дефекты, степень опасности которых невозможно установить.

К опасным дефек там отн осятся:

дефекты, которые могут привести к разрушению нефтепровода при испытательном давлении, превышающем максимальное рабочее давление на 25 % (по критерию прочности);

дефекты, которые могут привести к разрушению нефтепровода при эксплуатации в рабочем режиме за счет роста дефекта в межинспекционный период (критерий остаточного ресурса).

К неопасным дефектам относятся все остальные обнаруженные дефекты!. Причем одни и те же дефекты! могут перейти из группы опасных в группу остальных (неопасных) при понижении допустимого рабочего давления.

Н едопустимые дефекты нефтепровода подлежат немедленной ликвидации.

Участки нефтепровода с опасными дефектами подлежат обязательному ремонту. Режим эксплуатации до выполнения ремонта участков с опасными дефектами должен исключать возможность аварий на этих участках. Для этого существуют следующие способы:

ограничение рабочего давления наименьшим допустимым давлением на дефектных участках;

остановка перекачки продукта по дефектным участкам.

Участки с неопасными дефектами не требуют обязательного ремонта в межинспекционный период при условии, что будет установлен контроль за их возможным развитием (мониторинг).

Ремонт с ост ановкой работ ы/ нефт епровода проводится в следующих случаях:

потеряна герметичность трубопровода на дефектном участке;

сужение проходного сечения нефтепровода на дефектном участке выходит за пределы допустимого;

невозможно обеспечить требуемую прочность дефектного участка другими способами;

невозможно обеспечить безопасность работ другими методами;

затруднено полное обследование обнаруженного дефекта.

Давление при ремонте нефтепровода должно быть не более 75 % по отношению к допустимому давлению дефектного участка.

4.2. МЕТОДЫ РЕМОНТА ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ

НЕФТЕПРОВОДОВ

Н а магистральных нефтепроводах возможны следующие апробированные методы ремонта дефектных участков [40, 67, 69, 71, 74, 75, 76]:

шлифовка (зачистка);

заварка (наплавка);

приварка заплаты;

установка сварной ремонтной муфты; композитно-муфтовая технология (КМТ); формование композитной изоляционно-силовой оболочки (ИСО);

установка манжет «Clock Spring»; вырезка дефекта (замена катушки).

Шлифовка (зачистка), как самостоятельный метод ремонта используется для восстановления работоспособности участков труб с дефектами типа потеря металла (коррозия, царапины, риски). Остаточная толщина стенки после шлифовки не должна выходить за рамки требований, соответствующих заданному рабочему давлению. Смысл шлифовки в том, что выравнивается поверхность трубы, тем самым снижается концентрация напряжений. Чаще применяют шлифовку как один из этапов технологии при использовании других методов ремонта (зачистка поверхности металла перед заваркой, разделка металла перед заваркой, исправление формы сварных швов шлифовкой, снятие усиления сварных швов перед установкой обжимной муфты, снижение концентрации напряжений на комбинированных дефектах типа вмятина + царапина и др.).

Заварка (наплавка) используется для исправления дефектов типа потеря металла коррозионного и механического происхождения. П ри ремонте нефтепровода без опорожнения заварка дефекта может быть применена при остаточной толщине стенки не менее 5 мм и выполнении соответствующих требований технологии.

Допускается применять заварку (шлифовку) как один из этапов технологии при использовании других методов ремонта (заварка некоторых дефектов перед установкой ремонтной

муфты, исправление дефектов сварных швов шлифовкой и заваркой).

Приварка заплаты!. Допускаются к применению приварные заплаты двух видов:

заплата круглая или овальная (эллиптическая);

заплата овальная с технологическими сегментами.

До 80-х годов XX века использовались прямоугольные заплаты, привариваемые угловыми швами. Причем длинная сторона была ориентирована вдоль трубы. Долговечность таких заплат оказалась низкой из-за сильной концентрации напряжений на угловых швах. В последние годы произошли аварии на ранее отремонтированных участках с прямоугольными заплатами. Поэтому в настоящее время избегают протяженных угловых швов, ориентированных вдоль трубы.

Установка сварной ремонтной муфты!. На нефтепроводах возможно применение большого многообразия сварных ремонтных муфт различных типов:

приварные и неприварные;

обжимные и необжимные;

с наполнителем и без наполнителя (также составом наполнителя);

односекционные и многосекционные.

Неприварные сварные ремонтные муфты можно использовать в случаях, если в процессе дальнейшей (после ремонта) эксплуатации нефтепровода исключена возможность разгерметизации трубы за счет роста дефекта изнутри трубы (рост коррозионного дефекта или усталостной трещины).

П ри варн ы е сварные ремонтные муфты допускается использовать в случаях, если в процессе дальнейшей (после ремонта) эксплуатации нефтепровода имеется вероятность разгерметизации трубы за счет роста дефекта (под муфтой).

Обжимные сварные ремонтные муфты допускается устанавливать в случаях, когда нет препятствий для плотного прилегания муфты к поверхности ремонтируемой трубы (отсутствуют гофры, заплаты, искривления трубы).

Необжимные сварные ремонтные муфты допускается устанавливать в случаях, когда имеются препятствия для плотного прилегания муфты к поверхности ремонтируемой трубы (выступы, гофры, старые заплаты, искривления трубы, недопустимые формы сварных швов).

Односекционные сварные ремонтные муфты допускается устанавливать на участках нефтепровода с непротяженными по оси трубы дефектами (длиной не более 3 м) или в случаях, когда не требуется плотное обжатие трубы.