Ремонт магистральных трубопроводов кратко

Обновлено: 05.07.2024

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Положение о техническом обслуживании и ремонте
линейной части магистральных нефтепроводов

РД 39-30-499-80

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной
промышленности от 23 января 1981 г. № 61

Срок введения установлен с 10 февраля 1981 г.

Настоящее Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов является документом, определяющим порядок организации, содержание, сроки и трудоемкость работ при проведении мероприятий технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, выполняемых базами производственного обслуживания (БПО), аварийно-восстановительными пунктами (АВП и ОАВП), ремонтно-строительными управлениями (РСУ) и специализированными управлениями по предупреждению и ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах (САВУ или СУПЛАВ).

1.1. Настоящее Положение является обязательным для всех предприятий Главтранснефти Миннефтепрома, осуществляющих эксплуатацию и ремонт линейной части магистральных нефтепроводов.

1.2. Положение устанавливает порядок планирования, организации и проведения мероприятий технического обслуживания и ремонта с целью обеспечения заданного уровня надежности объектов линейной части магистральных нефтепроводов в период эксплуатации.

1.3. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят следующие объекты:

- собственно трубопровод с отводами и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, устройствами пуска и приема очистных устройств;

- установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

- линии и сооружения технологической связи, телемеханики и КИП;

- сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);

- постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов и подъезды к ним;

- линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;

- устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;

- защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения.

1.4. В настоящем документе не рассматриваются вопросы технического обслуживания и ремонта:

- средства ЭХЗ, для которых разработаны «Основные положения планово-предупредительного ремонта средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов (РД 39-30-142-79);

- линий вдольтрассовых электропередач;

- линий технологической связи;

- средств автоматики и телемеханики.

Техническое обслуживание и ремонт этих объектов должны проводиться специализированными организациями на основании соответствующих действующих положений и инструкций.

1.5. Настоящее Положение разработано с учетом централизованного технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, исключая объекты, перечисленные в п. 1.4.

2.1. В соответствии со спецификой объектов линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания и ремонта (ТОР):

2.2. Согласно ГОСТ 18322-78 техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности объекта (изделия). Для объектов линейной части перечень работ технического обслуживания (ТО) приводится в Приложении 1.

2.3. Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности. Перечень работ по текущему ремонту сооружений линейной части приводится в Приложении 2.

2.4. Капитальный ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления объектов линейной части с заменой или восстановлением любых узлов. Перечень работ по капитальному ремонту объектов линейной части приводится в Приложении 3.

2.5. Периодичность и объемы ТОР

2.5.1. Техническое обслуживание объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 1.

2.5.2. Текущий ремонт объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 2.

2.5.3. Капитальный ремонт объектов линейной части выполняется специализированными подразделениями ремонтно-строительных управлений (РСУ) и СУПЛАВ в соответствии с утвержденными планами и объемами работ, которые составляются на основании технического состояния объектов.

Капитальный ремонт запорной арматуры выполняется силами БПО, ОАВП и АВП совместно с РСУ и СУПЛАВ.

2.5.4. Контроль технического состояния собственно трубопровода осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями, измерениями с применением средств технического диагностирования.

2.6. В Приложениях 1, 2, 3 содержатся только основные виды работ. Конкретные конструктивные особенности и роль отдельных объектов в производственном процессе (перекачке нефти) выдвигают ряд дополнительных работ, которые должны выполняться в соответствии с паспортами и заводскими инструкциями по эксплуатации данного оборудования (например, задвижек, их приводов и т.п.), а также в соответствии с инструкциями, специально разработанными с учетом местных условий.

2.7. Трудоемкость мероприятий ТОР приведена в Приложении 4.

2.8. Все мероприятия технического обслуживания и ремонта линейной части должны выполняться, как правило, без остановки перекачки за исключением отдельных операций по ремонту запорной арматуры: подтяжки фланцевых соединений, проверки задвижек на работоспособность путем полного открытия и закрытия, настройки конечных выключателей электроприводов, операции, связанные с разработкой задвижек, замены или донабивки сальниковых уплотнений.

2.8.1. Продолжительность остановки нефтепроводов для выполнения текущего и капитального ремонтов запорной арматуры определяется для каждого отдельного случая в зависимости от конкретных условий (рельефа местности, диаметра, протяженности опорожняемого участка нефтепровода и т.д.), для чего разрабатываются планы-графики производства работ ( Приложение 5).

3.1. Планирование мероприятий ТОР производятся с целью определения времени простоя трубопровода в ремонте, необходимых объемов финансирования, потребности в затратах труда, механизмах, материалах и оборудовании, а также для координации своевременного решения вопросов с посторонними организациями.

3.2. Объемы и сроки должны быть привязаны к конкретным объектам и участкам трубопровода и отражены в планах-графиках ТОР (Форма графика ТОР см. в Приложение 5 ).

3.3. План-график ТОР объектов линейной части разрабатывается отделами эксплуатации (производственно-техническими отде лами) районных управлений магистральных нефтепроводов (РУМН), утверждается главным инженером РУ MH и согласовывается с отделом эксплуатации УМН.

В УМН, имеющих СУПЛАВы, планы-графики ТОР разрабатываются СУПЛАВами и утверждаются главными инженерами УМН.

3.4. Утвержденный план-график доводится до исполнителей к началу планируемого года.

3.5. План-график ТОР объектов линейной части магистральных нефтепроводов составляется на основании:

- периодичности работ, указанных в приложениях 1, 2, 3;

- данных технических осмотров;

- результатов электрометрических измерений;

- статистических данных о повреждениях нефтепроводов.

3.6. На основании плана-графика исполнители (АВП, БПО) составляют для каждого мероприятия (технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта) подробный перечень работ, подлежащих выполнению в предстоящий месяц ( Приложение 6).

3.7. На работы, связанные с необходимостью остановки трубопровода, составляется подробный план производства работ (ППР) с обоснованием планируемого времени остановки, расчетом потребного количества специальной техники, персонала и т. п. ППР утверждается главным инженером и увязывается по срокам с диспетчерским управлением. На основании ППР специальным распоряжением сообщается исполнителям время остановки трубопровода.

3.8. На основании конкретного плана перекачка и возможности остановки трубопровода в запланированное время и других причин в планах по ремонту возможны корректировки намеченных на год мероприятий как по объему, так и по срокам выполнения.

3.9. При организации технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепроводов следует руководствоваться, кроме настоящего документа,

- Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (РД 39-30-114-78),

- Строительными нормами и правилами Госстроя СССР (СНиП II -45-75; III -1-76; III -А-11-70; III -3-76; III -Д-10-72; СН 452-73),

- Правилами по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации магистральных нефтепроводов,

- Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных объектах нефтяной промышленности,

- Едиными правилами безопасности при взрывных работах,

- "Положением о проведении планово-предупредительного ремонта сооружений общепроизводственного назначения".

4.1. Выполнение каждого мероприятия ТОР должно быть подготовлено в организационном и техническом отношениях.

4.1.1. Организация выполнения ТОР предусматривает:

- предварительную подготовку персонала (правила, приемы и навыки работы, выполнение требований по технике безопасности и т.п.);

- обеспечение персонала необходимой руководящей технической документацией (инструкции по выполнению работ, чертежи, схемы и т.д.);

- оформление необходимой допускающей (разрешающей), проездной и т.п. документации.

4.1.2. Техническая подготовка заключается:

- в обеспечении необходимой специальной техникой, запасными частями к оборудованию, материалами, инструментом и приспособлениями;

- в укомплектовании средствами по технике безопасности, охране труда.

4.2. Все работы по ТОР должны выполняться строго в соответствии с руководящей и технической документацией. Отступления в исключительных случаях возможны только с разрешения главного инженера РУМН и УМН.

4.3. При проведении текущего ремонта выполняются также все операции технического обслуживания, а при капитальном ремонте - полный объем работ текущего ремонта.

4.4. За качество и соответствие работ ТОР документации отвечает ответственный исполнитель по каждому мероприятию, начальник АВП, ОАВП, БПО.

4.5. Контроль за техническим обслуживанием и ремонтом, состоянием и функционированием объектов линейной части возлагается на руководство ЛПДС, РУМН, СУПЛАВ и УМН.

5.1. На каждом аварийно-восстановительном пункте ведется журнал учета ТОР объектов участка закрепленного за АВП нефтепровода ( Приложение 8). Журнал ведется мастером АВП, линейным инженером.

5.2. При патрулировании (воздушным, наземным транспортом или обходчиком) на каждом участке ведется журнал патрулирования ( Приложение 7).

5.3. Правильность и регулярность ведения журналов проверяется ежемесячно руководством БПО и ЛПДС, и не реже одного раза в квартал - представителем РУМН.

5.4. Начальники аварийно-восстановительных пунктов, БПО и РУМН ежеквартально сообщают вышестоящему руководству о ходе выполнения плана-графика и о причинах возможных невыполнений отдельных работ.

5.5. В годовых отчетах РУМН необходимо сообщать о выполнении плана-графика ТОР объектов линейной части, возникших трудностях и о возможных путях совершенствования.

5.6. Ввиду большой трудоемкости, ответственности и важности линейной запорной арматуры отчеты о её техническом обслуживании и ремонте представляются районными управлениями магистральных нефтепроводов в УМН ежемесячно по форме Акта ( Приложение 9).

Делать ремонт наземного трубопровода не трудно, подземные трубы ремонтировать труднее. Для любого планового ремонта подходит лето. Только если вдруг возникнет авария, то приступают к работе в зимний сезон.

Из чего состоят магистральные трубопроводы

Данные средства передачи обладают:
 Трубопроводом, пунктами, редуцирующими газ. Имеют различные узлы, компрессорные станции, конденсатосборники, устройства чтобы вводить метанол.
 Линиями для передачи электричества.
 Противопожарными средствами.
 Головными и промежуточными перекачивающими и наливными насосными станциями.
 Резервуарными парками, компрессорными станциями, газораспределительными станциями.
 Служебными сооружениями и зданиями и т.д.

Если трубопровод покрывает оживленная трасса, то ремонтировать его труднее, так как крупная магистраль не может быть без движения, поэтому магистральные трубопроводы ремонт требуют специальный. Иначе это может привести к авариям и катастрофе. В связи с этим, придумали бестраншейную прокладку. Для этого бурят горизонтальные скважины, затем их расширяют и проводят новые трубопроводы.

Этапы проведения ремонта

Вначале производится подготовка. Начинается с рытья котлованов для монтажа оборудования. Для изготовления скважины используют разные способы. Иногда производят вдавливание буровых штанг с навинчиванием друг к другу. С этой целью пользуются гидравлическим оборудованием, специальным прокольным устройством, навинченным к штанге. Штанга контролируется оператором с локатором.

На следующем этапе расширяют горизонтальную скважину. Производят демонтаж прокольного устройства и делают установку расширителя. Затем производят затяжение штаг в обратном направлении к рабочему котловану, и расширителем создается увеличение диаметра котлована.

Когда прокладывают трубы бестраншейным методом, пользуются надежными полиэтиленовыми трубами, так как у них имеется способность к прогибам. Только этот способ не всегда подходит и приходится делать прокладку стальных труб с большим диаметром.

Для прокладывания металлических труб используется бестраншейный способ. Может применяться пневмоударная машина. По окончании сварочных работ, производят прикрепление пневмоударной машины к месту, где наращена труба. И повторяют эти действия, пока не будет достигнута необходимая длина трубы после чего очищяют трубы сжатым воздухом. Для этого используется компрессор.

Не обязательно каждый раз капитально заменять трубопровод. Можно воспользоваться другими вариантами с использованием хомутов и прочих заплат. Здесь требуется серьезный подход. Рукавную технику применяют, чтобы залатать дыры в трубах. В этом способе в старую трубу производят пропускание полимерного рукава. Его с паром, смолой или другими технологическими приемами начинают приклеивать к трубе.

Заправлять рукава можно разными способами.
Латать трубопроводы возможно и недорогим способом. Для этого используют смесь из цемента и песка. Её наносят на внутренней поверхности в местах повреждения. Таким способом в основном латают стальные трубы. Если труба стала совсем тонкой, то применять этот метод неэффективно, так как для него нужно обладать надежным основанием.

Обновление трубопровода также производится снятием задвижек, гидрантов, всех фасонных деталей и арматуры. После этого со специальным оборудованием его очищают. Затем, также применяя спецтехнику с внутренней части изделия, наносят смесь с цементом и песком. Данная технология недостаточно прогрессивна, но экономичная, по сравнению с заменой всей трубы. К тому же ремонтными организациями постоянно производится совершенствование технологий, разработка эффективных составов смеси, применение нового оборудования.

Ремонт может потребоваться и для пригодных труб с обветшалой теплоизоляцией. Его производят со скорлупами, надетыми на трубу в виде шубы. Это делают во время ремонтных работ. Скорлупа похожа на полый цилиндр, который составляют две пенополиуретановые половинки с различным покрытием. Её прикрепляют с помощью специальных мастик, бандажей и прочих приспособлений. Данный метод применяют, чтобы утеплить теплотрассу, для того чтобы не образовывался конденсат, из-за которого трубы покрываются коррозией.

1. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85.
2. РД 153-39.4-041-99 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов.
3. Приказ от 6 ноября 2013 года N 520 Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов".

В статье рассмотрены конструкции надземных переходов магистральных трубопроводов с отводами холодного гнутья в защемлениях, которые нередко встречаются на практике. Установлено, что в надземной части таких надземных переходов возникают ненормативные изгибные напряжения, для устранения которых производился ремонт врезкой отводов холодного гнутья. В нормативной документации применение отводов холодного гнутья на надземных участках переходов не предусмотрено, но и прямого запрета нет. Авторами выдвигается гипотеза о возникновении в пластической зоне отводов холодного гнутья шарнирного, защемляющего и компенсирующего эффектов. Исследования влияния параметров транспорта газа (температурного перепада и внутреннего давления) на радиусы изгиба отводов холодного гнутья по данным 4 пропусков снарядов внутритрубной диагностики (2013, 2015, 2017 и 2019 гг.) преимущественно подтвердили положения гипотезы. При этом установлено, что потенциально опасным фактором является радиус изгиба в пластической зоне отводов холодного гнутья надземной части перехода. Данный фактор в дальнейшем может привести к образованию трещиноподобных дефектов.


Одним из обязательных элементов линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) являются надземные переходы (НП). В данной работе исследуются однопролетные балочные переходы, где трубопровод рассматривается как балка, защемленная по концам. Опорой для таких переходов служит грунт береговых откосов, который может дополняться опорной плитой снизу, в месте выхода его из грунта (защемления). Согласно [1] протяженность однопролетного, бескомпенсаторного НП (в зависимости от диаметра) не должна превышать 30-50 м. Напряженно-деформированное состояние (НДС) надземной части НП регулируется ее прогибом, в [2] приводятся расчетные рекомендации по протяженности надземной части.

Самое распространенное исполнение НП на практике – прямолинейное, как наиболее простое в конструктивном отношении. НП из прямых труб, в месте защемления, также являются прямые трубы [1, 2, 11]. Обычно такое техническое решение характерно, для сравнительно ровной местности, пересекающей, например непротяженные овраги, балки, без значительных перепадов высот.

На рисунке 1, для наглядности, приводится расчетная схема однопролетного бескомпенсаторного перехода с примыкающими, в защемлении, участками [11].



Рисунок 1 – Расчетная схема однопролетного бескомпенсаторного перехода с примыкающими участками

Если местность холмистая, крутые откосы, значительный перепад высот и т.д., то могут быть варианты конструктивного исполнения НП. В [7] приводится вариант уникального НП, где не только защемление, но и надземная часть выполнена из ОХГ. По сути это вынужденный вариант, так как крутизна склонов не позволяла выполнить прямой НП, за счет ОХГ из защемления. НП (надземная часть) в комбинированном исполнении (прямые трубы с ОХГ) в технической литературе или на практике авторам неизвестны.

Другое конструктивное исполнение, пример участка МГ, с двумя надземными переходами, построенный по данным ВТД [12] приводится на рисунке 2. Конструктивное исполнение НП, приведенное на рисунке 1, технически нецелесообразно, также, как и только из ОХГ в надземной части.



Рисунок 2 – Профиль участка МГ, построенный по данным ВТД, включающий надземные переходы 341 км (15150 м) и 342 км (15600 м)

Чтобы, избежать строительства более дорогого и сложного подземного (подводного перехода) или с компенсаторами в надземной части, НП должен соответствовать следующим техническим требованиям:

высота надземной части должна обеспечить пропуск воды в период паводка (временный водоток);

протяженность надземной части не должна превышать максимально рекомендуемого для такого конструктивного исполнения 50 м [1];

выход из подземной части (защемления) выполняется с использованием ОХГ, в зависимости от крутизны откосов ОХГ могут быть в наборе.

По этой схеме построены два НП – 341 км (15150 м от камеры запуска внутритрубного устройства) и 342 км (15600 м), расстояние между ними 450 м [12]. Такое конструктивное исполнение на практике встречается часто, а исследования картины НДС в научно-технической литературе авторам не известны. На рисунке 3 приводится схема НП с ОХГ в защемлениях.



Рисунок 3 – Схема НП с ОХГ в защемлениях

Согласно [13] на обоих НП в надземной части выявлены ненормативные радиусы изгиба ρненорм. В этой работе, на примере этих двух НП, приводится сравнительная технология ремонта с целью приведения изгибных напряжений надземной части НП к нормативным показателям:

общепринятый, с разрезкой по центру и врезкой ОХГ в надземной части;

предлагаемый, с определением точки минимального радиуса изгиба и врезкой ОХГ [13, 14].

По аналогии с рисунком 3 приводится схема НП с использованием ОХГ не только в защемлении, но и надземной части (рисунок 4). Согласно [13, 14] после разрезки концы труб разошлись под углом 6 0 , в обоих случаях врезаны ОХГ 6 0 , с нормативным радиусом изгиба 40D м [15].



Рисунок 4 – Схема НП, выполненная с использованием ОХГ в надземной части и защемлениях

Таким образом, на рисунке 4 представлена классическая схема грунтового защемленного участка, в котором при повышении температуры нужно ожидать уменьшение радиуса (увеличение прогиба v1) по центру и его увеличение в грунтовых защемлениях, при понижении – наоборот.

В качестве примера приводится совмещенный график радиусов изгиба участка МГ на 341 км, построенный по результатам ВТД за 2013 и 2019 гг. (рисунок 5).



Рисунок 5 – Совмещенный график радиусов изгиба на НП:
синий – 2013 год;
оранжевый – 2019, после врезки ОХГ в 2014 году

Из графика видно, что ситуация, после ремонта, в общем, улучшилась: слева нормативные радиусы более 1000D, однако, справа на расстоянии 15140-15150 м имеют место ненормативные радиусы около 250D, т.е. необходим ремонт правой части [13]. Ситуацию по ОХГ схема не отражает.

На рисунке 6 приводится совмещенный график радиусов изгиба участка МГ на 342 км, построенный по результатам ВТД за 2013 и 2019 гг.



Рисунок 6 – Совмещенный график радиусов изгиба НП:
синий – 2013 год;
оранжевый – 2019, после врезки ОХГ в 2014 году

Из графика видно, что ситуация, благодаря ремонту значительно улучшилась: слева нормативные радиусы более 1000D, справа 500D и более, в диапазоне рекомендуемых [17].

Данные из рисунка 6 визуально подтверждают преимущества предлагаемой технологии ремонта врезкой ОХГ, радиусы изгиба прямых труб надземной части соответствуют нормативам [9] по минимальным радиусам изгиба 1000D и более. Ситуацию по НДС ОХГ схема не отражает.

Поэтому, представляет интерес оценка влияния изменения параметров транспорта газа (температура и давление) на НДС ОХГ и, если последуют соответствующие изменения радиусов изгиба в их пластической зоне – это будет доказательством гипотезы о его шарнирном эффекте.



Для наглядности представим данные таблицы в виде графика зависимости радиусов изгиба от изменения конструкции НП и колебаний температуры и давления газа:

рисунок 7 (участок 341 км);

рисунок 8 (участок 342 км).

Из таблицы и графиков видно, что параметры газа по данным 2013 и 2015 (столбцы 3, 4) близки по значениям (в пределах погрешности измерений) и, соответственно не могут в значительной степени повлиять на радиусы изгиба, но проведенный ремонт изменил конструкцию НП. По данным за 2017 и 2019 годы параметры заметно отличаются: по температуре на +3 0 и -5 0 , давлению +0,8 и -1,0 МПа.




РИС. 7. График изменения радиусов изгиба по данным ВТД (341 км) в зависимости от колебаний температуры и давления газа



РИС. 8. График изменения радиусов изгиба по данным ВТД (342 км) в зависимости от колебаний температуры и давления газа

Анализ динамики радиусов ОХГ участка МГ на 341 км

ОХГ №1373. Особенность ОХГ, примерно 2/3 в грунтовом защемлении, 1/3 надземная часть. За счет врезки ОХГ, в 2015 году, радиус пластической части значительно уменьшился с 122 до 97 м (20,5%), это означает, что после разрезки концы трубы разошлись [14], минимизировав напряжения, а врезка ОХГ №1375аб должна закрепить такое положение. С одной стороны, из [21] известно, что резкое уменьшение радиуса в пластической зоне ОХГ может привести к появлению и развитию трещин, характерных для поперечного коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), с другой стороны это возврат к номинальному радиусу ОХГ – 60 м. Обращает внимание – все радиусы больше номинала 60 м, что доказывает компенсирующий эффект ОХГ [22]. Шарнирный эффект новой конструкции проявился по результатам 2017 и 2019 года, с повышением температуры на 3 0 радиус изгиба уменьшился с 97 до 68,5 м, с понижением на 5 0 увеличился с 68,5 до 79 м.

ОХГ №1375а. Ремонт врезкой ОХГ №1375а проведен в 2014 году, поэтому в отчете ВТД за 2013 год его нет. Поведение ОХГ в центре полностью соответствует физическим законам, характерным для защемленного участка, увеличение на 3 0 привело к уменьшению радиуса с 48 до 45 м, понижение на 5 0 к увеличению с 45 до 50,5 м, (все радиусы изгиба значительно ниже предельно допустимого 40D = 56 м [15]) т.е. проявился шарнирный эффект, в соответствии с рисунком 4. Все значения ниже номинала ОХГ – 60 м (до 25%), есть риск образования трещин на пластической части.

ОХГ №1378, №1379. Параметры по результатам 2017 года не менялись, несмотря на врезку ОХГ 1375а, на обоих ОХГ изменений радиусов не произошло.

Особенность этого защемления ОХГ №1378 на 2/3 в грунте, а №1379 полностью. При увеличении температуры на 3 0 – 2017 год, ОХГ №1378а радиус увеличился с 64 до 73 м, ОХГ №1379 уменьшился с 70 до 66,6 м (соответствует схеме рисунок 4). Это свидетельствует, что осевые усилия передались и на ОХГ №1379, на котором проявился компенсирующий эффект в виде уменьшения радиуса.

Некоторые особенности реакции ОХГ на изменение параметров транспорта газа можно объяснить ненормативными радиусами изгиба прямолинейных труб, сопротивлением грунта в защемлениях, а также компенсирующим и защемляющим эффектом ОХГ. Резкое уменьшение радиусов изгиба на выпуклой части пластической зоны ОХГ, несоответствующие ГОСТ [15] с радиусами изгиба до 33% ниже номинала в этой зоне, позволяет отнести их к потенциально опасным участкам (ПОУ), значит, при последующих ВТД, необходим контроль на предмет возникновения и развития трещиноподобных дефектов.

Анализ динамики радиусов ОХГ участка МГ на 342 км

ОХГ №1413. Этот ОХГ на 2/3 в грунте. После врезки ОХГ № 1416а, радиус изгиба уменьшился с 89 до 62 м. Сработал эффект снятия напряжений после разрезки трубы [14], которая заняла свое естественное положение, закрепленное врезкой ОХГ в центре. Логичным выглядит увеличение радиуса изгиба в защемлении после увеличения температуры на 3 0 с 62 до 75,6 м в 2017 году (соответствует базовой схеме, рисунок 4). Увеличение радиуса с 75,6 до 90,9 м, при понижении температуры на 5 0 в 2019 году можно объяснить компенсирующими свойствами ОХГ.

ОХГ №1416а. Поведение ОХГ в центре полностью соответствует физическим законам, характерным для защемленного участка и шарнирному эффекту (рисунок 4), увеличение на 3 0 в 2017 году привело к уменьшению радиуса с 65 до 40,6 м, понижение на 5 0 в 2019 году к увеличению с 40,6 до 55,6 м. Это может означать, что примыкающие трубы имеют нормативные радиусы изгиба и отсутствует сопротивление грунта. В данном случае, минимальный радиус в 2017 году ниже номинала до 40%, ярко выраженное несоответствие ГОСТ [15], имеет место опасность возникновения ПОУ. При более серьезном повышении температуры с уменьшением радиуса, изгибные напряжения пластической зоны ОХГ соответственно увеличатся.

По результатам 2017 года увеличение температуры на 3 0 на радиусы изгиба не повлияло.

По результатам 2019 года снижение температуры на 5 0 привело к увеличению радиуса изгиба на ОХГ № 1419 с 55,9 до 74,7 м, на радиусы изгиба ОХГ № 1420 не повлияло.

Таким образом, выводы, полученные в [13] о преимуществах картины НДС труб НП 342 км, по сравнению с НП 341 км относятся и к ОХГ, которые, в большей степени, реагируют на изменения параметров транспорта газа. В то же время проведенные исследования показывают, что этот способ ремонта [14] имеет серьезный недостаток – это высокий уровень напряжений выпуклой, пластической зоны надземного ОХГ, с радиусами изгиба значительно меньше номинала в 60 м (до 33 %), что позволяет отнести такие НП к ПОУ. Отслеживание динамики изменения радиусов изгиба по результатам ВТД (через 2-5 лет) может оказаться недостаточным. Необходим плановый контроль выпуклой зоны ОХГ надземной части на предмет возникновения усталостных трещин.

Конструктивный анализ участков защемления бескомпенсаторных надземных переходов (НП) показал, что они могут выполняться не только из прямых труб, но и из отводов холодного гнутья (ОХГ) выпуклостью вниз в защемлении на относительно крутых склонах, данный метод в научно-технических источниках изучен недостаточно.

Протяженность бескомпенсаторных НП ограничивается нормативами, а его напряженно-деформированного состояния (НДС) регулируется прогибом упругой надземной части. Приведенные примеры показали, что нередки случаи, когда НДС НП не соответствуют нормативам, из-за ненормативных радиусов изгиба и требуется ремонт, например, врезкой ОХГ в надземную часть, вследствие чего возникает расчетная схема – с ОХГ в защемлениях и надземной части.

Исследование НДС расчетной схемы с ОХГ в защемлениях и надземной части после врезки ОХГ и изменении параметров транспорта газа (температуры и давления) по данным 4х пропусков снарядов внутритрубной диагностики (ВТД) за 2013, 2015, 2017 и 2019 годы, показали:

В надземной части НП, реакция ОХГ на изменение параметров газа соответствует шарнирному эффекту на защемленном участке, при увеличении температуры радиус уменьшается, при уменьшении – увеличивается. Более ярко этот эффект проявился на участке МГ (342 км), что можно объяснить нормативными радиусами изгиба его надземной части.

Радиусы изгиба в защемление из одного ОХГ (слева), преимущественно, соответствовали перемещениям ОХГ в надземной части. Некоторое несоответствие вызвано ненормативными радиусами прямых труб надземной части.

Радиусы изгиба в защемление из двух ОХГ (справа), преимущественно, соответствовали перемещениям ОХГ в надземной части. Некоторое несоответствие вызвано ненормативными радиусами прямых труб надземной части. Кроме того, установлено, что ОХГ из защемления передает осевое воздействие на полностью подземное ОХГ.

Проведенные исследования показали, что наиболее потенциально опасный фактор – это радиус изгиба пластической зоны ОХГ надземной части, который значительно ниже номинального значения в 60 м (в нашем случае до 33%) который, к тому же, значительно ниже предельно допустимого 40D = 56 м. Радиус изгиба необходимо контролировать на предмет возникновения и развития трещиноподобных дефектов в выпуклой части ОХГ не только при ВТД, но и службой дефектоскопии, так как они могут обнаружить его зарождение на более ранней стадии.

Организация строительства магистрального трубопровода

Магистральный трубопровод – это инженерное сооружение, предназначенное для перемещения природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и других жидкостей от места производства к конечным пунктам (потребителям).

Типовая схема магистрального трубопровода изображена на рисунке.

Рисунок 1. Типовая схема магистрального трубопровода. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Организация строительства магистрального трубопровода регламентируется рядом нормативных норм и правил. Она включает в себя следующие вопросы, которые решаются на стадии проектирования магистрального трубопровода:

  1. Общие положения о строительстве.
  2. Подготовку строительного производства.
  3. Обеспечение процесса строительства транспортом, механизированными средствами.
  4. Организация труда сотрудников.
  5. Оперативное планирование.
  6. Организацию контроля качества.
  7. Организацию диспетчеризации.

В общих положениях о строительстве магистральных трубопроводов самым важным пунктом является создание условий, которые необходимы для освоения проектного объема нефтепродуктов во время процесса строительства; выполнение всех видов строительных работ в соответствии с СНиП; соблюдение правил пожаро-взрывобезопасности, охраны природы и труда; оптимальная концентрация строительных материалов на всех участках строительства; использование компьютерных технологий и средств автоматизации для реализации проектных решений строительства и т.п.

Готовые работы на аналогичную тему

Особенности строительства магистральных трубопроводов подразумевает проведение дополнительных мероприятий на подготовительном этапе строительства, среди которых:

  1. Утверждение техно-рабочего проекта со сводной сметой.
  2. Уточнение вопросов о строительстве, которые касаются обеспечения трубами.
  3. Утверждение рабочих чертежей.
  4. Размещение заказов на трубы.
  5. Разработка пускового комплекса.
  6. Отвод трассы магистрального трубопровода.
  7. Определение проекта производства работ.
  8. Выбор организаций-снабженцев расходными материалами, медицинские организации, организации служб связи.
  9. Решение кадровых вопросов.

На протяжении всего процесса строительства магистрального трубопровода основным контролирующим органом выступает государственная инспекция по качеству строительства, которая является подразделением министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации.

Методы ремонта магистрального трубопровода

Ремонт магистрального трубопровода – это совокупность технических мероприятий, направленных на восстановление основных фондов объекта трубопроводного транспорта.

Выбор метода ремонта магистрального трубопровода основывается на результатах определения его технического состояния и требованиях, которые предъявляются к условия конкретных методов ремонта.

Одним из таких методов является замена участка трубопровода. При данном способе полностью восстанавливается работоспособность трубопровода. Решение о применении этого способа основывается на расчетах экономической целесообразности его применения по сравнению с другими. Он проводится только в тех случаях, если трубопровод повергся коррозии на длине более 33 метров; поврежденный участок находится в таком месте, где проведение локального ремонта невозможно; значительное старение металла; дефекты расположены очень близко к друг другу.

Еще одним методом является – вырезка дефекта. Такой способ подразумевает вырезку дефектного участка трубопровода и заменой его. Такой метод используется при обнаружении сужения диаметра трубопровода и невозможности обеспечения требуемого уровня восстановления при установке муфт.

Ремонт с помощью шлифовки применяется, если глубина дефекта составляет не более 20 % процентов от толщины стенок трубопровода. Целью шлифовки является восстановление плавно формы поверхности трубопровода. Для осуществления данного способа ремонта, давление в трубе не должно превышать 3,5 Мпа. Зашлифованный участок должен быть подвергнут визуальному, магнитопорошковому контролю или проверке с помощью цветной дефектоскопии.

Метод заварки дефектов применяется в основном для ремонта коррозионных язв и при остаточной толщине стенки трубы не меньше 5 миллиметров. Заварку дефекта разрешается проводить только при условии полного заполнения трубопровода.

Еще один способ ремонта магистрального трубопровода предусматривает установку ремонтных муфт. Такая муфта должна перекрывать дефект не менее, чем на 100 миллиметров. Такие муфты применяются для ремонта рисок, вмятин, трещин и закатов. Пример применения ремонтной муфты на трубопроводе изображен на рисунке.

Рисунок 2. Пример применения ремонтной муфты на трубопроводе. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Максимально допустимое давление в трубопроводе при установке ремонтной муфты не должно превышать 2,5 МПа. После установки такая муфта подвергается визуальному и радиографическому контролю.

Читайте также: