СОВРЕМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРЕЗКИ ДЕФЕКТНОГО УЧАСТКА НА МАГИСТРАЛЬНОМ НЕФТЕПРОВОДЕ АЛЕКСАНДРОВСКОЕ - АНЖЕРО-СУДЖИНСК
НИ ТПУ
Научный руководитель –д. т.н., профессор
Со временем, поверхность эксплуатируемого трубопровода изнашивается, что приводит к появлению различного рода дефектов, которые в последствие нужно устранить для продолжения работы задействованного трубопровода. В нефтегазовой сфере для устранения дефектов поверхности трубопровода осуществляют вырезку участка, который имеет наличие дефектов, подлежащих ремонту и вваривают новый. Для более подробного рассмотрения видов вырезки дефектного участка, исследуем современную технологию вырезки на магистральном нефтепроводе Александровское-Анжеро-Судженск.
«Катушка»- Отрезок трубы, подготавливаемый для вварки в трубопровод, длиной не менее одного диаметра, изготовленный из трубы того же диаметра, толщины стенки и аналогичного класса прочности.
Дефектный участок - Секция или группа секций нефтепровода, содержащих дефекты, подлежащие ремонту.
1. Типы и параметры дефектов
Ремонт секции с дефектами должен быть выполнен с учетом взаимного расположения всех имеющихся дефектов, подлежащих ремонту, в соответствии с методами и ограничениями. К дефектным секциям, ремонтируемым только вырезкой, относятся секции с коррозионным повреждением и секции, на которых установлено более двух муфт (тройников), за исключением случая установки двух муфт на сварные стыки секции и муфты (тройника) по телу трубы.
Расчет на прочность и долговечность и определение предельного срока эксплуатации труб и сварных соединений с дефектами и особенностями проводится по ОСТ 23.040.00-КТН-574-06.
Два и более дефекта разных типов считаются комбинированным дефектом, если минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.
Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.
Предельный срок эксплуатации секции с дефектом (дефектами):
- определяется по результатам расчетов на прочность и долговечность каждого дефекта по нормативным документам, согласованным Ростехнадзором РФ и внесенным в реестр «НД «Транснефть» и действующим на дату проведения расчетов; определяется настоящим РД в зависимости от типа дефекта и его параметров; отсчитывается от даты последнего обследования.
Дефекты геометрии трубы - дефекты, связанные с изменением формы трубы. К ним относятся: вмятина, гофр, сужение.
К дефектам стенки трубы относятся: уменьшение толщины стенки, механическое повреждение, расслоение, расслоение с выходом на поверхность, трещина, трещиноподобный коррозионно-механический дефект.
Механические повреждения поверхности стенки трубы, классифицируемые по ГОСТ 21014 как «риска», «царапина», «задир», «продир», «поверхностная вмятина», идентифицируются по данным ВИП как «риска».
Дефекты сварного соединения (шва) - это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне. Типы и параметры дефектов сварных соединений регламентируются соответствующими нормативными документами.
К недопустимым конструктивным деталям и приварным элементам нефтепровода относятся:
а) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;
б) ремонтные конструкции, не разрешенные к применению данным РДили НД, действовавшим на момент установки;
в) ремонтные конструкции, под которыми выявлен рост параметров дефектов более, чем на 10%;
г) временные ремонтные конструкции, у которых закончился предельный срок эксплуатации;
д) накладные детали из частей труб;
е) вантузы, отборы давления, механические сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, бобышки, «чопики»;
ж) кожухи, касающиеся стенки трубы;
з) сварные присоединения, не соответствующие НД.
В состав технического отчета по диагностике также включаются отложения (загрязнения стенки трубы, приводящие к потере сигнала), металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода, посторонние предметы внутри трубопровода.
2. Последовательность выполнения работ по вырезке, врезке «катушки»
Работы по вырезке, врезке «катушек» выполняются по ППР, разработанному по рабочей документации, требований настоящего документа и утвержденному главным инженером ОСТ, а также по технологическим картам, разработанным в соответствии с ОР-91.010.30-КТН-345-09 в следующей последовательности:
а) подготовительные работы:
б) основные работы:
остановка перекачки нефти по нефтепроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками; освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода; сверление контрольных отверстий для контроля уровня нефти; вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с применением энергии взрыва, демонтаж вырезаемой «катушки»; подготовка (зачистка) рабочих котлованов; сверление отверстий для контроля давления в нефтепроводе; зачистка внутренней полости трубы и котлована, сверление технологических отверстий для установки герметизаторов и герметизация внутренней полости нефтепровода; сверление отверстий для контроля газовоздушной среды в нефтепроводе; сварочно-монтажные работы по врезке новой «катушки» (детали) или подключению участка нефтепровода методом захлёста и контроль качества сварных соединений; заварка контрольных и технологических отверстий с контролем качества сварных соединений; открытие задвижек, выпуск ГВС и заполнение нефтепровода нефтью; вывод нефтепровода на режим работы, обеспечивается включением на НПС насосных агрегатов; нанесение изоляционного покрытия и обратная засыпка нефтепровода;в) завершающие работы:
1) обратная закачка нефти из амбаров в нефтепровод (при их использовании);
2) ликвидация временных вантузов с помощью приспособлений для герметизации патрубков или установка герметизирующих пробок и демонтаж вантузных задвижек;
3) восстановление изоляционного покрытия в местах ликвидации временных вантузов;
4) обратная засыпка нефтепровода, амбаров и выполнение рекультивации;
демонтаж временных переездов и полевого городка.3. Основные условия проведения вырезки дефектного участка
Вырезка «катушки», запорной арматуры (задвижек, запорных клапанов и т. д.) и соединительных деталей (далее – «катушка») должна производиться одним из методов:
- безогневым методом; с применением энергии взрыва (УКЗ, ШКЗ).
Производство работ по вырезке «катушки» должно выполняться по нарядам-допускам и в соответствии с требованиями, указанными в ППР и инструкции по эксплуатации МРТ.
За 24 часа до начала вырезки «катушки» должны быть отключены станции катодной и дренажной защиты нефтепровода на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ.
Длина вырезаемой «катушки» должна превышать длину дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не менее диаметра нефтепровода. При установке герметизатора (типа «Кайман», ГРК) длина вырезаемой катушки определяется в соответствии с требованиями п.8.1.1 настоящего документа.
До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки в зависимости от способа выполнения операции должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм для МРТ.
Перед вырезкой «катушки» на нефтепроводе должна быть установлена шунтирующая перемычка из медного многожильного кабеля сечением не менее 16 мм2. При вырезке соединительного элемента (тройника) между собой шунтируются все подходящие нефтепроводы и вырезаемый элемент. Концы шунтирующих перемычек должны иметь медные кабельные наконечники.
Длина шунтирующих перемычек должна обеспечивать свободный проход МРТ и демонтаж вырезанной «катушки» из ремонтного котлована.
МРТ и другое применяемое оборудование при вырезке «катушки» безогневым методом должны иметь паспорта, формуляры, разрешение Ростехнадзора на применение.
При вырезке «катушки» взрывом должны применяться технологии и взрывчатые материалы, устройства и аппаратура для производства взрывных работ, на которые имеются разрешения Ростехнадзора.
Список используемой литературы:
, ,
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов / Под ред. . 1998. - 271 с.: ил. РД 23.040.00-КТН-090-07. Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов. РД 153-39.4-130-2002. Регламент по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов. СНиП 2.05.0685*. Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России, 1997.
