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

2. Начиная от начала участка подкопать под трубой на длине не более 8 м (первый «шаг»).

3. Выполнить ремонт трубы на подкопанном участке (на первом «шаге»).

4. Подсыпать песок (или аналогичный плотный измельченный сыпучий грунт) под трубу на отремонтированном участке, начиная от начала ремонтируемого участка (но не засыпать). При подсыпке необходимо максимально уплотнять грунт под трубой, не повреждая при этом изоляцию.

5. Вскрыть следующий участок трубопровода (второй «шаг»). При этом общая длина «висячей» части трубы (не опирающейся на грунт) должна быть не более 14 м.

6. Выполнить на длине 10 м (на втором «шаге») последовательно все этапы ремонта, исключая полную засыпку (подкоп, ремонт, подсыпка песка, уплотнение).

7. Повторить операции 5 и 6 для третьего «шага» дли -ной на 2 м больше, чем второй «шаг» (длина «висячей» части трубы не более 16 м, длина ремонтируемой части не более 12 м).

8. П осле третьего «шага» можно устанавливать ремонтные механизмы.

9. После того, как длина подсыпанного и уплотненного участка достигнет 30 м, можно начинать засыпку траншеи и перейти к тем режимам, которые указаны в технологиях поточного ремонта.

Ремонт конечного участ ка.

1. За 30 м до конца ремонтируемого участка изменить режимы и параметры ремонта от поточного на «пошаговый».

2. За 30 м до конца ремонта вы1полнить первы1й «шаг». На первом «шаге» должен быть вскрыт участок длиной не более 16 м (длина «висячей части») и отремонтирован участок длиной 12 м. Далее отремонтированный участок подсыпают (но не засыпают) сыпучим плотным грунтом (песком) и уплотняют его под трубой. На этом «захвате» снимают с трубопровода все ремонтные машины.

3. Следующий (второй) «шаг» вы1полняют на 2 м короче и без ремонтных машин (длина «висячей» части трубы не более 14 м, длина ремонтируемой части не более 10 м).

4. Последний (третий) «шаг» выполняется на 2 м короче, чем предыдущий (длина «висячей» части трубы не более 12 м, длина ремонтируемой части не более 8 м).

5. После того, когда отремонтирован трубопровод до конца, производят засыпку траншеи. Засыпка может выполняться в любом направлении.

ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ

ТРУБОПРОВОДОВ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫМИ МЕТОДАМИ

Представленные в настоящей работе методы расчета напряжений, прочности и ресурса, а также методы ремонта были проверены экспериментально под руководством и при непосредственном участии авторов. В организации и выполнении всех экспериментов также принимали участие Р.Г. Иш-муратов, М .С. Салихов, И.К. Гумеров и сотрудники ИПТЭР и СУПЛАВ ОАО «Уралсибнефтепровод».

6.1. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА МЕТАЛЛОВ И СВАРНЫХ ШВОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

При длительной эксплуатации магистральных нефтепроводов происходит изменение механических свойств металла труб и сварны1х швов (см. разделы! 2.1 и 2.4). Определить изменились ли эти свойства практически невозможно из-за того, что нет точной информации об этих свойствах в исходном состоянии труб. Существуют сертификаты на поставленные трубы. Но, как показывает анализ, имеется значительный разброс свойств в исходном состоянии. Например, в табл. 6.1-6.3 приведены результаты статистического анализа некоторых сертификатных данных труб нефтепроводов УБКУА и Александровское - Анжеро-Судженск (ААС).

Видно, что разброс сертификатных параметров труб сопоставим с изменениями механических свойств металла труб и сварных швов в результате длительной эксплуатации. Поэтому, случайно отобрав для испытаний катушки труб из

Таблица 6.2

Сертификатные значения механических характеристик труб нефтепровода ААС (подводный переход через р. Обь)

Статистические характеристики

Математическое ожидание

Дисперсия Максимум Минимум Мода (наиболее частое значение)

Примечание. Трубы поставки фирмы «GRANGES», Швеция. Количество поставки 274 трубы. Диаметр 1020 мм, толщина стенки 16 мм. Гарантируются предел текучести наименьший 37 кгс/мм2, предел прочности наименьший 52 кгс/мм2.

Таблица 6.3

Прочностные свойства сварных швов труб нефтепровода ААС (фирма «GRANGES», Ш веция)

Статистические характеристики

М атематическое

дание

Дисперсия

Максимум

Минимум

Мода

Предел прочности 5в, кгс/мм2

Ударная вязкость КСU(-40 оС), кгс-м/см2

60,0

2,60 64 57 59

0,92 8,6 3,2 6,8

ожи-

Сертификатные значения механических характеристик труб нефтепровода УБКУА