Восстановление дефектной стенки трубы

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.

13. Приоритет выбора участков трубопровода в капремонт (а/д, ж/д, рекреационные зоны и тд)

Основными критериями ранжирования участков ЛЧМТ при определе­нии приоритетности их вывода в капитальный ремонт следует считать:

1. Степень важности трубопроводов по функциональному назначению.

2. Техническое состояние трубопровода.

3. Условия эксплуатации трубопровода.

4. Оценка последствий вывода участка трубопровода в капитальный ремонт.

Развитие приоритетности вывода участков ЛЧМТ в капитальный ремонт заключается в определении очередности вывода участков магистраль­ных трубопроводов в ремонт по критерию 1.

В первую очередь подлежат выводу в ремонт те участки трубопроводов, возможные аварии на которых будут связаны с опасностью для жизни лю­дей. К приоритетным участкам капитального ремонта могут быть отнесены следующие участки магистральных трубопроводов:

- проходящие в непосредственной близости от мест компактного проживания и деятельности людей;

- в пределах территорий КС, НС, ГРС, СПХГ и ПРГ, нефтебаз;

- транспортирующие нефть и газ на экспорт;

- на переходах через автомобильные и железные дороги, пересечениях с
воздушными линиями электропередач напряжением 500 кВ и более и др.

Развитие приоритетности вывода участков ЛЧМТ в капитальный ремонт по критерию 2 должно учитывать срок эксплуатации трубопровода, состояние металла и изоляционного покрытия труб, сведения о коррозии и отказах трубопровода.

Приоритетность участков по критерию 3 должна учитывать условия эксплуатации участка трубопровода, подлежащего выводу в ремонт, а именно:

- конструкцию трубопровода (диаметр и толщину стенки труб, метод укладки, глубину заложения, наличие балластировки);

- технологический режим эксплуатации (рабочее давление и температуру, производительность);

- природно-климатическую зону прохождения трубопровода (вечная мерзлота, болота, горные районы, морские акватории и др.);

- наличие переходов через искусственные и естественные препятствия;

- размеры охранной зоны трубопровода (нарушение минимально допус­тимых расстояний прохождения трассы);

- параметры функционирования ЭХЗ.

Развитие приоритетности по критерию 4 должно учитывать оценку пос­ледствий вывода участков ЛЧМТ в капитальный ремонт, исходя из:

- объемов возможных недопоставок нефти и газа;

- затрат на ликвидацию последствий возможной аварии;

- затрат на капитальный ремонт с учетом недопоставок нефти и газа.

Основным принципом ранжирования капитального ре­монта является ранжирование в два этапа.

На первом этапе необходимо выполнить оценку участков трубопрово­дов, подлежащих выводу в ремонт, по каждому из четырех указанных выше критериев. В результате все участки будут разделены на четыре группы (табл. 1).

Табл. 1

В группу П1 попадают участки, набравшие четыре критерия, в группу П2-3, ПЗ-2 и П-4 - один критерий.

Вторым этапом является ранжирование всех четырех групп участков по степени коррозионной опасности с выделением участков высокой коррози­онной опасности (ВКО), повышенной коррозионной опасности (ПКО) и умеренной коррозионной опасности (УКО). Дальнейшая дифференциация участков трубопроводов проводится по таблице 2.

Табл. 2