РЕМОНТ ДЕФЕКТОВ ТРУБ И СВАРНЫХ ШВОВ
Способы кап. ремонта по восстановлению стенки МТП.
Дефекты стенки МТП.
ТЕХНОЛОГИЯ ЗАМЕНЫ ПОВРЕЖДЕННОГО УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА
Виды ремонтных работ на линейной части МТП.
Ремонт поврежденного участка тр-да путем его замены производят при обнаружении (наличии):
трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы;
разрыва кольцевого (монтажного) шва;
разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы;
вмятины глубиной, превышающей 3,5%диаметра трубы;
царапины глубиной более 30% толщины стенки и длиной 50 мм и более.
В зависимости от принятой технологии ведения работ замена участка трубы может осуществляться: с остановкой перекачки нефти по трубопроводу на весь период восстановительных работ, при этом аварийный участок может полностью или частично освобождаться от нефти; с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоединения.
После остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками. При авариях на нефтепроводах с системой телемеханизации происходит автоматическое отключение насосных агрегатов и локализация поврежденного участка линейными задвижками.
См. вопр.22
Дефекты стенки трубы - это дефекты, не приводящие к изменению проходного сечения трубы. Они делятся на следующие группы:
потеря металла (коррозия, эрозия, вмятина в прокате, забоина, задир, рванина) - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления;
риска (царапина) - потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с перемещающимся по ней твердым телом;
расслоение - несплошность металла стенки трубы; обычно является раскатанным скоплением неметаллических включений;
изменение толщины стенки - плавное утонение стенки трубы, образовавшееся в процессе изготовления трубы или листового проката;
трещина - разрыв основного металла стенки трубы, характеризующейся малым поперечным размером;
дефект св. шва (непровар, пора, шлаковое включение, подрез, трещина сварного шва) - дефект в самом св. шве или ОШЗ, возникший вследствие нарушения технологии сварки.
По степени влияния на несущую способность нефтепровода дефекты классифицируются на опасные и неопасные.
К опасным дефектам относятся:
дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или непосредственно на швах, если их измеренная глубина превышает по величине 3% от номинального наружного диаметра трубы;
дефекты, опасные по результатам расчета на статическую прочность (расчетное давление разрушения дефектной трубы ниже заводского испытательного давления);
дефекты стенки, связанные с потерей металла, с остаточной толщиной стенки трубы на уровне технически возможного минимального предела измерения снаряда-дефектоскопа.
Опасные дефекты подлежат выборочному ремонту в соответствии с установленными методами ремонта опасных дефектов.
К неопасным относятся дефекты, для которых расчетное давление разрушения дефектной трубы не ниже заводского испытательного давления. Эксплуатация НП при наличии неопасных дефектов допускается без ограничений на режимы перекачки в межинспекционный период.
По критерию необходимости проведения дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) дефекты подразделяются на требующие ДДК и не требующие ДДК.
Ряд дефектов труб и сварных швов ремонтируют без вырезки дефектного участка. Коррозионные язвы могут завариваться при ремонте нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 3,5 МПа.
Повреждения стенки трубопровода глубиной до 5% от толщины трубы (царапины, язвы, задиры, забоины) ликвидируют шлифованием. При этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска труб.
Коррозионные повреждения глубиной более 5% от толщины стенки труб могут быть отремонтированы в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением". При наличии сплошной коррозии ремонт нефтепровода производят путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт).
Технология заварки коррозионных повреждений состоит из двух этапов: подготовительной работы (зачистка поверхности) и непосредственно заварки. Место заварки зачищают до металлического блеска в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров). Зачистку поверхности можно проводить вручную с использованием пескоструйных аппаратов. Возможно применение других методов очистки (например, химического) для полного удаления продуктов коррозии.
В случае обнаружения вмятин глубиной до 3,5% от диаметра тр-да разрешается выправлять их с помощью безударных устройств.
Повреждения тр-да в виде свищей и трещин длиной до 50 мм ремонтируют без опорожнения от перекачиваемого продукта приваркой накладных элементов заплат, хомутов, муфт.
Размеры накладных элементов и муфт должны перекрывать место дефекта не менее чем на 40 мм от его краев. Заплата должна иметь эллипсовидную форму. Длина муфты без технологических колец должна быть в пределах 150-300 мм. При длине муфты более 300 мм должны быть использованы технологические кольца.
23. Кап. ремонт дефектов с вырезкой «катушки».
Данная схема может быть использована при выборочном ремонте участков нефтепровода, имеющих опасные дефекты, т.е. нарушение геометрии стенок труб (вмятины, гофры) выше допустимых пределов.
Ремонт производится с вырезкой дефектного места ТП и заменой на новый с остановкой перекачки. Длина вырезаемого дефектного участка должна быть больше самого дефекта не менее чем на 100 мм с каждой стороны. Минимально допустимая длина "катушки" - не менее диаметра ремонтируемого нефтепровода.
Работа начинается с подготовки рабочей документации по данным внутритрубной дефектоскопии.
Ремонт дефектного участка на месте начинается с вскрытия дефектного участка и подготовительных работ по откачке нефти.
Вскрытие дефектного участка и разработка котлована для производства демонтажно-монтажных работ осуществляются одноковшовым экскаватором. Подкоп под нефтепроводом можно выполнить одновременно при вскрытии экскаватором с поворотным ковшом или вручную.
Очистка вскрытого участка нефтепровода от старого изоляционного покрытия выполняется очистным устройством или вручную, после чего проводится тщательный осмотр ТП на отсутствие выхода продукта.
Промерив расстояние между обработанными концами нефтепровода, подготавливают "катушку" из заранее опрессованной трубы или трубу в целом.
При наличии приспособления для разметки трубы возможна первоначальная подготовка "катушки" заданной длины, по габаритам которой производятся разметка и подготовка концов нефтепровода.
"Катушку" к ТП пристыковывают трубоукладчиком или автокраном, собирают стык с применением наружных центраторов и фиксируют стыкуемые концы при помощи прихваток равномерно по периметру.
Требования к квалификации сварщиков, сборке, сварке и контролю качества сварных соединений нефтепроводов остаются такими же, как и при строительстве новых нефтепроводов.
Контроль качества сварных швов - визуальный и радиографический независимо от категории участков ТП. При удовлетворительном качестве сварного шва технологические отверстия заглушаются металлическими пробками и обвариваются после заполнения трубопровода нефтью до выхода на рабочий режим.
Если при опорожнении трубопровода нефть откачивалась в земляной амбар или резинотканевые резервуары, то необходимо закачать ее в ремонтируемый нефтепровод до возобновления перекачки по нему воды и демонтировать схему обвязки нефтепровода с закачивающим насосным агрегатом.
Следующей значительной и сложной технологической операцией является удаление воздуха из нефтепровода.
Очистку и нанесение изоляционного покрытия на нефтепровод ремонтируемого участка выполняют соответствующими очистными и изоляционными устройствами или вручную. Это зависит от протяженности участка, диаметра труб и типа изоляционного покрытия.
Работы заканчиваются рекультивацией плодородного слоя почвы, планировкой и очисткой близлежащей территории, восстановлением трассовых сооружений, знаков и т.д., если они были нарушены в процессе производства работ.