Разработка технологии ремонта магистральных нефтепроводов

метки: Трубопровод, Ремонт, Магистральный, Дефект, Диаметр, Нефтепровод, Труба, Стенка

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что фактически сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих систем достигают 25-30 лет. В настоящее время действующие объемы имеют следующий возрастной состав:

• 38 % нефтепроводов эксплуатируется свыше ё30 лет;
• 37 % нефтепроводов находится в эксплуатации от 20 до 30 лет;
• 25 % нефтепроводов находится в эксплуатации менее 20 лет;
• 31 % резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;
• 24 % резервуарных парков находится в эксплуатации от 10 до 20 лет;
• 7 % резервуарных парков находится в эксплуатации до 10 лет.

В последние годы, как показывают статистические данные, на трубопроводах наблюдается тенденция роста количества аварий. Отказы происходят в основном из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных работ, по вине эксплуатационного персонала и по другим причинам. Имеющиеся на стенках трубопроводов различные дефекты, групповые или сплошные коррозионные язвы снижают несущую способность трубопроводов и могут привести к отказам. Аварии на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, однако, даже незначительный разрыв стенок трубопровода может нанести огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения потребителя нефтью. Сохранение работоспособности линейной части трубопроводов является одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта. В этом плане большое значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.

Экологические аспекты строительства и эксплуатации газо- и нефтепроводов

... прокладки трубопровода; строительно-монтажные работы при прокладке трубопровода и его эксплуатации; перекачиваемый продукт (нефть, газ, нефтепродукты) и т.д. Сами же в оздействия при строительстве и эксплуатации нефтепроводов ... строительства и эксплуатации нефтетрубопроводов. Условия должны полностью отвечать технологическому и техническому уровню с соблюдением экологической политики. [3 ...

В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопроводов, имеющих участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят при давлении ниже проектного; на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги; производят ремонт стенок трубопроводов путем заварки коррозионных язв; установкой приварных или композитных ремонтных конструкций (муфт, патрубков) на трубопроводы. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то участки трубопроводов, трубы и детали трубопроводов вырезают целиком и заменяют на новые.

Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связаны с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю, попаданием его в грунт и в водоемы со значительными безвозвратными потерями. Возросшие требования к охране окружающей среды, к обеспечению работоспособности магистральных трубопроводов и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.

Наиболее эффективным является восстановление ослабленных стенок трубопроводов без остановки перекачки продукта. В зависимости от вида дефектов и распределения их на поверхности трубопровода могут быть приняты различные методы ремонта.

Целью дипломного проекта является разработка технологии ремонта линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки.

Задачами дипломного проекта являются:

1) Анализ дефектов магистральных нефтепроводов;

2) Обоснование выбора метода ремонта и расчет параметров процесса сварки;

3) Выбор методов и расчет параметров неразрушающего контроля;

4) Расчет экономической эффективности разработанной технологии;

5) Анализ опасных вредных факторов и выбор основных решений по обеспечению безопасности технологического процесса.

1. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Патентно-информационный обзор

Патентно — информационный обзор был проведен по основным странам за последние 3-7 лет и позволил выявить основные направления и тенденций в разработке технологии ремонта и контроля магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта. Выявленные аналоги представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Выявленные аналоги

Страны	Индекс МКИ, НКИ класс	Период поиска	Источник поиска [Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/remont-magistralnyih-truboprovodov/	Выявленные авторские свидетельства и патенты
Россия	F16L55/18 F16L55/17	2004-2011	Бюллетень “Открытия, изобретения, промышленные образцы, товарные знаки”	2198340, 2374551, 2379579, 2379573 2372547
Украина	F16L 55/02 F16L55/18	2004-2011	Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты	58810, 80511, 68311
США	F16L55/18 F16L55/17	2004-2011	Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты	Не выявлено

По итогам проведенного анализа патентно — информационного обзора можно сказать, что технология ремонта нефтепровода на данный момент не слишком развита, что видно по количеству патентов в данной области, поэтому стоит продолжать разработки в данном направлении.

магистральный дефект нефтепровод сварка

1.2 Конструктивное исполнение магистральных трубопроводов

1.2.1 Общие сведения

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

• нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, портов);
• нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);
• товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефтеперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения — установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса:

• I — от 1000 до 1400мм
• II — от 500 до 1000мм
• III — от 300 до 500мм
• IV — менее 300мм

1. 2.2 Состав сооружений магистральных нефтепроводов

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис.1).

В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 [16] включают:

• трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке;

• установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов;

• устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
• противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода;
• емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
• постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;

• пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Рисунок 1 — Схема сооружений магистрального нефтепровода

Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например, для исключения возможности замерзания скопившейся воды).

Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи [3].

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода [4].

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

1.2.3 Конструктивные решения магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно).

Такие прокладки допускаются в пустынях, горах, болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.

Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

• при условном диаметре менее 1000 мм 0,8
• при условном диаметре 1000 мм и более 1
• на болотах и торфяных грунтах подлежащих осушению 1,1
• в песчаных барханах (считая от межбарханных впадин) 1
• в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин 0,6
• на пахотных и орошаемых землях 1
• при пересечении искусственных каналов (от дна каналов) 1,1

Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений принимаются в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.

Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) принимаются из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.

Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

• для трубопроводов диаметром до 700 — D;
• для трубопроводов диаметром 700 и более ~1,5D;

— – при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

1.2.4 Требования к трубам и металлу для их производства , Для строительства магистральных нефтепроводов применяют

Спиральношовные трубы не допускается применять для участков, входящих в состав крановых узлов, узлов подключения, узлов пуска и приема очистных устройств линейной части магистральных нефтепроводов, а также для изготовления соединительных деталей трубопроводов, в том числе гнутых отводов и кривых вставок.

В качестве исходной заготовки для производства труб используется листовой или рулонный прокат в горячекатаном, термически обработанном или термомеханически упрочненном состоянии [17].

Конструкционная прочность металла труб обеспечивается на основе использования листовой или рулонной стали с требуемыми качественными показателями, гарантируемых характеристик геометрических параметров, сплошности и механических свойств, а также применения регламентируемых технологических процессов производства и контроля труб.

Конструкционная прочность сварных соединений труб обеспечивается на основе гарантируемых характеристик применяемой стали, регламентируемых формы, сплошности и механических свойств сварного соединения, а также использования регламентируемых процессов сварки труб, последующей обработки и контроля сварных соединений.

С целью обеспечения конструкционной прочности изготавливаемые трубы должны отвечать комплексу различных технических требований.

Требования к трубам устанавливаются стандартами и техническими условиями, разрабатываемыми на основе СНиП, ГОСТ 20295-85, СП 34-101-98 [13] и других действующих нормативных документов.

Сортамент труб (номинальный наружный диаметр и номинальная толщина стенки) должен соответствовать требованиям действующих стандартов и технических условий.

Отклонение наружного диаметра ( D _н ) корпуса труб от номинальных размеров не должно превышать ± 2,0 мм.

Отклонение наружного диаметра торцов труб от номинальных размеров на расстоянии не менее 200 мм не должно превышать ± 1,6 мм для труб диаметром 820 мм и более и ± 1,5 мм для труб диаметром менее 820 мм.

Разность фактических диаметров по концам одной и той же трубы не должна превышать 1,6 мм при номинальном наружном диаметре труб менее 530 мм, и 2,4 мм при номинальном наружном диаметре труб 530 мм и более.

Номинальная толщина стенки труб принимается кратной 0,1 мм. Допуск на толщину стенки труб определяется согласно действующим стандартам, при этом для труб с коэффициентом надежности по материалу согласно СНиП 2.05.06-85[16] , равным 1,34, минусовый допуск на толщину стенки должен быть не более 5 % номинальной толщины стенки.

При изготовлении труб из нескольких стыкуемых конструктивных элементов или листов разность фактических толщин стенок этих элементов или стенок листов, не должна превышать 1 мм.

Длина поставляемых Производителем труб находится в пределах 10500-11600 мм. По согласованию между Заказчиком и Производителем труб могут поставляться трубы длиной до 18000 мм.

Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — 0,2 % длины трубы.

Другие требования к размерам труб принимают в соответствии с действующими стандартами.

Поперечное сечение трубы должно быть круглым. Обнаруживаемые визуально местные перегибы и гофры, а также вмятины глубиной более 6 мм на поверхности трубы не допускаются.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 % при толщине стенки трубы менее 20 мм. Овальность труб с толщиной стенки 20 мм и более не должна превышать 0,8 %.

Отклонение профиля поверхности от окружности номинального диаметра на участке длиной 200 мм со сварным соединением не должно превышать 0,15 % номинального диаметра трубы.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торца трубы относительно образующей (косина реза) не должно превышать 1,0 мм при диаметре труб до 530 мм и 1,6 мм при диаметре трубы 530 мм и более.

Концы труб должны иметь форму и размеры скоса и притупления кромок, соответствующие применяемой технологии сварки при строительстве и ремонте трубопроводов. Требования к профилю торцов труб оговаривают при заказе. При отсутствии указанных требований для труб с номинальной толщиной стенки менее 15 мм выполняют фаску с углом скоса 30° и допускаемыми отклонениями + 5°/- 0°. Для труб с номинальной толщиной стенки 15 мм и более используют фигурную форму разделки кромок, размеры которой устанавливают нормативной документацией. Притупление должно быть в пределах 1-3 мм (см. рисунок 2,3).

Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, несплавлений и других дефектов формирования шва.

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают категорий прочности до К65 включительно. Конкретный химический состав стали определяют по согласованию между Заказчиком и Производителем труб в зависимости от категории прочности, исполнения (обычное, хладостойкое) и технологии изготовления труб. Химический состав применяемых сталей должен соответствовать требованиям стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке [16].

Рисунок 2 — Типы разделки кромок труб для ручной дуговой сварки, односторонней автоматической сварки под флюсом, автоматической дуговой сварки порошковой проволокой с принудительным формированием, полуавтоматической сварки в защитных газах: а — для труб диаметром 57-1420 мм с толщиной стенки толщиной до 16 мм; б — для труб диаметром 273-1420 мм с толщиной стенки более 15 мм; в — для автоматической сварки труб в защитных газах

При изготовлении труб с применением ДС содержание углерода не должно превышать 0,22 % в углеродистой, 0,20 % в низколегированной и 0,18 % в низколегированной стали с микролегирующими добавками ниобия, ванадия, титана и других элементов (далее микролегированной стали).

Низколегированная и микролегированная сталь должна содержать не более 0,010 % серы, 0,020 % фосфора и 0,010 % азота. В углеродистой стали допускается не более 0,025 % серы, 0,030 % фосфора.

Для труб диаметром до 1020 мм = 6,0-10,9 мм Для труб диаметром 720-1420 мм = 11,0-18,0 мм

Рисунок 3 — Типы разделки кромок труб для двусторонней автоматической сварки под флюсом

Сталь для хладостойких труб диаметром 1020 мм и более должна содержать не более 0,12 % углерода и 0,30 % кремния, 0,006 % серы, 0,016 % фосфора, 0,007 % азота, если эти требования оговорены Контрактом.

При изготовлении труб с применением ВЧС применяется сталь с содержанием не более 0,10 % углерода, 0,006 % серы, 0,020 % фосфора, 0,008 % азота. Отношение содержания марганца и кремния должно находиться в пределах от 4 до 10.

Сталь хорошо должна хорошо сваривается способами дуговой и контактной стыковой сварки, применяемыми при изготовлении труб, строительстве и ремонте трубопроводов.

Свариваемость стали обеспечивается на основе нормирования характеристик химического состава, структуры, сплошности, механических свойств исходной заготовки, а также регламентирования требований к конструктивному исполнению и технологическому процессу получения и контроля сварных соединений.

При условии обеспечения требуемых механических свойств и характеристик свариваемости (С _э , Р_см ) металла допускаются следующие отклонения по верхнему пределу содержания химических элементов, %:

углерод + 0,01

марганец + 0,05

кремний + 0,05

титан + 0,01

ниобий + 0,01

алюминий + 0,01

ванадий + 0,01

медь + 0,05

никель + 0,05

сера + 0,001

фосфор + 0,005

Требования к механическим свойствам основного металла и сварных соединений труб устанавливают с учетом обеспечения нижеследующих нормативных показателей.

Отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву основного металла труб не должно превышать 0,75 для углеродистой стали, 0,8 для низколегированной стали, 0,85 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,9 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Максимальные значения предела текучести и временного сопротивления разрыву основного металла не должны превышать нормативные показатели более чем на 98,1 МПа. Допускается превышение регламентируемых значений предела текучести на 19,2 МПа при условии, что отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву не будет превышать 0,75 для низколегированной стали, 0,8 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,85 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную. Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть не менее 20 %.

Временное сопротивление разрыву сварных соединений труб должно быть не ниже нормы, установленной для основного металла.

Ударная вязкость на образцах с острым надрезом, изготовленных из основного металла труб с номинальной толщиной стенки 6 мм и более, должна удовлетворять требованиям, указанным в таблице 2.

Таблица 2 — Ударная вязкость основного металла труб на образцах с острым надрезом

Условный диаметр труб, мм	Рабочее давление, МПа (кГс/см 2 )	Ударная вязкость при минимальной температуре эксплуатации нефтепровода, Дж/см 2 (кГс м/см2 ), не менее
		Основной металл труб, образцы типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 KCV (см. в приложении)	Сварное соединение труб, образцы типа IX — XI по ГОСТ 6996 (см. в приложении)
			для металла шва KCV ШП	для зоны сплавления KCV ЗСП
до 500	7,4 и менее (75 и менее)	29,4 (3,0)	—	—
500-600	7,4и менее (75 и менее)	39,2 (4,0)	—	—
700-800	7,4 и менее (75 и менее)	39,2 (4,0)	—	—
1000	5,4 и менее (55 и менее)	39,2 (4,0)	—	—
1000	7,4 и менее (75 и менее)	49,0 (5,0)	—	34,3 (3,5)
1200	5,4 и менее (55 и менее)	49,0 (5,0)	34,3 (3,5)	34,3 (3,5)
1200	7,4 и менее (75 и менее)	58,8 (6,0)	34,3 (3,5)	39,2 (4,0)
Примечание — Минимальная температура эксплуатации указывается в проекте и вносится в спецификацию при оформлении заказа на трубы.

Нормативные показатели ударной вязкости основного металла труб на образцах с круглым надрезом принимают в зависимости от толщины стенки труб по таблице 3.

По требованию Заказчика могут быть установлены нормативные показатели вязкой составляющей излома основного металла труб на образцах DWTT . При этом доля вязкой составляющей в изломе образцов DWTT при минимальной температуре эксплуатации нефтепроводов для труб с условным диаметром 800 мм и менее должна быть не менее 50 %, а для труб с условным диаметром более 800 мм — не менее 60 %.

Ударная вязкость металла сварного соединения должна удовлетворять требованиям, указанным в таблицах 2, 3.

Значения твердости металла в любом участке сварного соединения труб рекомендуется ограничить 260 HV 10. Твердость металла в зоне осевой сегрегационной неоднородности не должна превышать 350 HV 10.

В металле труб не допускаются трещины, плены, рванины, а также расслоения, выходящие на поверхность или торцевые участки металла.

Таблица 3 — Ударная вязкость основного металла труб на образцах с круглым надрезом

Номинальная толщина стенки труб, мм	Ударная вязкость при температуре, равной минус 60° С для районов Крайнего Севера и минус 40°С для остальных районов, Дж/см 2 (кГс м/см2 )
	основной металл труб, образцы типа 1-3 по ГОСТ 9454 KCU (см. в приложении)	сварное соединение (металл шва KCU ШП и зоны сплавления KCU ЗСП), образцы типа VI — VIII по ГОСТ 6996 (см. в приложении)
6-10	39,2 (4,0)	29,4 (3,0)
> 10-15	49,0 (5,0)	29,4 (3,0)
> 15-25	49,0 (5,0)	39,2 (4,0)
> 25-30	58,8 (6,0)	39,2 (4,0)
> 30-45	—	39,2 (4,0)

Незначительные забоины с плавными очертаниями, рябизна и окалина допускаются при условии, если они не выводят толщину стенки за пределы допустимых отклонений.

В сварных соединениях, выполненных ДС, не допускаются трещины, непровары, выходящие на поверхность свищи и поры, подрезы глубиной более 0,4 мм, несплавления [19].

В сварных соединениях, выполненных ВЧС, не допускаются трещины, несплавления, окисные пленки, раздвоения неудаленной части наружного или внутреннего грата.

В основном металле труб, за исключением прикромочных зон сварного соединения и торцевых участков труб, допускаются расслоения, если их размер в любом направлении не превышает 80 мм, а площадь не превышает 5000 мм ² .

Допускаются расслоения площадью менее 5000 мм ² и длиной в любом направлении 30 мм и более, но не более 80 мм, расположенные друг от друга на расстоянии не менее 500 мм.

Цепочка расслоений является недопустимой, если ее суммарная длина превышает 80 мм. Цепочкой являются расслоения размером менее 30 мм в любом направлении, отстоящие друг от друга на расстоянии менее толщины стенки трубы. Общую длину цепочки определяют суммой длин отдельных расслоений цепочки.

В зонах основного металла шириной 10 мм, примыкающих к линии сплавления продольного, спирального, кольцевого шва, а также стыкового шва, соединяющего рулонные полосы, и в зонах, примыкающих к торцам трубы на длине не менее 25 мм, не допускаются расслоения, площадь которых превышает 100 мм ² . Линейный размер расслоения параллельно продольному, спиральному или стыковому шву не должен превышать 20 мм. Линейный размер расслоения параллельно кольцевому шву или торцевой кромке трубы не должен превышать 3,2 мм. В перечисленных зонах на длине 1 м допускается не более 4 расслоений указанных размеров. Для труб с толщиной стенки 6 мм и более расслоения допустимых размеров должны располагаться по толщине стенки на расстоянии 3 мм и более от наружной и внутренней поверхности трубы [11].

Применяемые марки сталей и их характеристики приведены в таблице 4. Сварочные материалы , применяемые при сварке труб, приведены в таблицах 5, 6, 7.

Таблица 4 — Марки трубных сталей

Нормативный документ	Проектное давление, МПа	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Нормативные характеристики основного металла	Эквивалент углерода, Сэ	Параметр стойкости против растрескивания при сварке, Pсм	Коэффициент надёжности по материалу К1
				Класс прочности, марка стали	Временное сопротивление ув, МПа	Предел текучести ?т, МПа	Ударная вязкость KCU, Дж/см 2	Температура испытания KCU, о С	Ударная вязкость KCV, Дж/см 2	Температура испытания KCV, о С	Количество вязкой составляющей в изломе образцов ИПГ (DWTT), %	Температура испытания ИПГ (DWTT), о С
ТУ 14-3Р-45-2001	5,4	530-1020	8-16	К54	530-630	390	39,2	-60	49	-60	50	-60	0,4	—	1,34
ТУ 1381-012-05757848-2005	5,4-9,8	530-1420	10-32	К52-К60	510-590	360-480	39,2-58,8	-40; -60	39,2-107,8	*	50-85	*	0,43	0,24	1,34
ТУ 14-3Р-03-94	5,4-7,4	530-1020	10-16	08ГБЮ 09ГБЮ	510 550	350 380	39,2	-60	39,2	-20; -40	50-80	-40	0,38	—	1,34
ТУ 14-158-153-05	5,4-8,5	1020-1220	10-22	13Г1С-У 17Г1С-У 13ГС 13ГСУ 09ГСФ 12ГСБ 10ГНБ 12Г2СБ 09ГНФБ 08Г1НФБ 10Г2ФБЮ	540-660 510-630 550-670 590-690	360-380	39,2- 49	0; -15; -20	29,4- 58,8	0; -15; -20	50-70	0; -15; -20	0,43-0,46	—	1,34; 1,4
ТУ 14-3Р-04-94	5,4-7,4	530-1220	10-16	12ГСБ 12Г2СБ 12ГСБ-У	510 550	350 380	39,2	-60	39,2	-20	50-70	-20	0,42-0,44	—	1,34
ТУ 14-3-1270-2001	7,4-9,8	530-820	7-12	08Г1НФБ 10Г2ФБЮ 13Г1СУ 12Г2СБ 09ГНФБ 17Г1С 17ГС 12ГСБ 08ГБЮ 09ГСФ 13ГС 10ГНБ	590-710 590-690 540-660 550-670 510-630	480-590; 380-480; 353; 360-460	24,5; 39,2	-40; -60	29,4	0; -15; -20	50	-15; -20	0,38-0,46	—	1,34;1,4
ТУ 1381-003-47966425-2006	5,4-9,8	630-1420	8-32	К52-К60	510-590	360-480	34,3-58,8	-40; -60	39,2-107,8	*	50-85	*	0,43	0,24	1,34
ТУ 14-3-1938-2000	7,4-8,3	1420	15,7-23,2	10Г2ФБ Х70	590	440-480	53,9-64	-60	78,4-88	-20	80-85	-20	0,43	—	1,34
ТУ У-14-8-2-97	5,4-7,4	1220	11,8-21,9	10Г2ФБ 13Г1СБ-У 13Г1С-У 13ГС-У 13ГС	590 570 540 510	441 471 402 363	39,2-49	-40; -60	39,2-58,8	0; -15; -20	60-70	0; -15; -20	0,43	—	1,34
ТУ У-322-8-21-96	5,4-7,4	820-1020	8,2-11,9	13ГС 13ГС-У 17Г1С 17Г1С-У 13Г1С-У	510 540	363 390	29-39	-40; -60	29-39	0; -15	50-60	0; -15	0,43	—	1,34
ТУ У-14-8-16-2001	5,4-7,4	711-1220	8-20	13ГС-У 17Г1С-У 13Г1С-У 09Г2ФБ 13Г1СБ-У 10Г2ФБ Х60 Х65 Х70	510 540 550 570 590 517 530 590	363 360 402 422 471 461 413 448 461	29,4-49	-40; -60	49-58,8	0; -5; -15; -20	60	0; -5; -15; -20	0,43-0,46	—	1,34; 1,4
ТУ 14-3-1873-92	7,4	1220-1420	13,8-20	К56	550	422	39,2-49	-60	58,9-78,4	-20	70-80	-20	0,43	—	1,34
ТУ У-322-8-10-95	5,4-7,4	530-720	8-12	13ГС 17ГС 17Г1С 17Г1С-У 13Г1С-У 12Г2С 09Г2С 10Г2ФБ	510 540 490 590	353 360 382 343 441	29-39	-40; -60	29	0; -15; -20	50	0; -15	0,44	—	1,34; 1,4
ТУ 14-3-1424-94	5,4-7,4	1020	9-14	10Г2ФБЮ 13Г1С-У 13Г1СБ-У 17Г1С-У Ст.3сп	590 540 570 510 470	460 390 470 363 323	29,2-39,2	-40; -60	29,4-49	0; -15	50-60	0; -15	0,43-0,46	—	1,34
ТУ У-14-8-20-99	5,4-7,4	530	6-10	К34-К55	333-540	206-373	29,4-34,3	-40; -60	29,4	-5; -15	—	—	0,46	—	1,47

Таблица 5 — Электроды, применяемые для РДС труб

Электроды	Свариваемые трубы
Назначение	Тип по ГОСТ 9467-75	Марка	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Нормативное значение временного сопротивления разрыву, МПа (кгс/мм 2 )
Для сварки, ремонта корневого слоя шва и подварки изнутри трубы	Э42А	УОНИ-13/45	2,0-2,5, 3,0	5-8 6-26	До 490 (50) включительно
	Э50А	УОНИ-13/55 ЛБ-52У НИБАЗ 55 Супербаз Фокс ЕВ 5С ОК 48.04 ВСО-50СК*	2,0-2,6 2,5-3,25	5-8 8-26	До 588 (60) включительно-
Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочных слоев шва (после «горячего» прохода электродами с целлюлозным покрытием или после сварки корневого слоя электродами с основным покрытием)	Э42А	УОНИ-13/45	3,0-4,0	5-26	До 431 (44) включительно
	Э50А	УОНИ-13/55 Гарант Фокс ЕВ 50	3,0-3,25	5-8	До 539 (55)
		ОК 48.04 озс-вниист-27**	4,0-5,0	6-26	—
	Э6О	ВСФ-65У ОЗС-24** Шварц-3К ОК 7379	3,0-3,25	5-8	539-588 (55-60) включительно
		ЛБ-62Д Нибаз 65 Кессель 5520 Мо	4,0-5,0	6-26	538-588 (55-60) включительно
	Э70	ВСФ-75*** ЛБ-65Д ОК 74.78	4,0-5,0	10-26	588-637 (60-65)
Для сварки первого (корневого) слоя шва	Э42	ВСЦ-4 Фокс Цель	3,0-3,25	5-8	До 588 (60)
		Кобе-6010 Пайпвелд-6010	4,0		6-26
	Э50	ВСЦ-4А Кобе-7010	3,0-3,25	5-8	539-637 (55-65) включительно
		Пайпвелд-7010	4,0	6-26
Для сварки второго слоя шва (горячего прохода)	Э42	ВСЦ-4 Фокс Цель	3,0-3,25	5-8	До 588 (60)
		Кобе-6010 Пайпвелд-6010 ВСЦ-4А, ВСЦ-60	4,0	10-26
	Э50 и Э60	Фокс Цель Мо Кобе-8010 Пайпвелд-7010	4,0-5,0	6-26	539-588 (55-60) включительно
Для сварки заполняющих слоев шва	Э60	ВСЦ-60	5,0	10-26	539-588 (55-60) включительно

Таблица 6 — Сварочные материалы, применяемые при сварке труб под флюсом

Способы сварки	Сочетание сварочных материалов	Характеристика свариваемых труб	Вид прокладки
	Марка	Нормативное значение временного сопротивления разрыву, МПа (кгс/мм 2 )
	флюса	проволоки
Односторонняя сварка по сваренному вручную корневому слов	АН-348А АНЦ-1	СВ-08 СВ-08А СВ-08АА	До 430 (50) включительно	Подземная
	АН-348АМ	(СВ-08ГА)
	АН-47	СВ-08 СВ-08А СВ-08АА (СВ-08ГА)	До 490 (50) включительно	Любая
	АН-348А АН-348АМ	СВ-08ГА	Свыше 490 (50) до 539 (55)	Подземная
	АН-47	СВ-08ГА	Свыше 490 (50) до 539 (55)	Любая
	АН-47	СВ-08ХМ	559-588 (55-60)	»
	АН-ВС	СВ-08МХ S 2Мо	включительно, в том числе термоупрочненных
	ФЦ-16	СВ-08ГНМ	539-588 (55-60) включительно	»
	АН-ВС	СВ-08ХГ2СНМТ	637 (65) включительно	»
Двусторонняя сварка	АН-348А АНЦ-1 АН-348АМ АН-47	СВ-08ГА	До 588 (60) включительно	Подземная
	АН-47 АН-ВС	СВ-08ХМ СВ-08МХ S 2Мо СВ-08ХГ2СНМТ	Свыше 539 (55) до 588 (60) включительно, в том числе термически упрочненных с s в =637 (65)	Любая
	ФЦ-16	СВ-08ГНМ	559-588 (55-60) включительно	»

Таблица 7 — Сварочные материалы, применяемые для сварки труб в среде защитных газов

Способы сварки	Сочетание сварочных материалов	Характеристика свариваемых труб	Слои шва
	Защитный газ	Сварочная проволока	Нормативное значение временного сопротивления разрыву, МПа (кгс/мм 2 )
Автоматическая сварка в защитных газах неповоротных стыков труб	Газовая смесь 25-75 % аргона + 25-75 % углекислого газа	Св-08ГС или СВ-08Г2С	Менее 539 (55)	Внутренний корневой шов, наружный корневой шов
	Углекислый газ	Св-08Г2С	То же	Заполняющие слои
	Газовая смесь 25-75 % аргона + 25-75 % углекислого газа	СВ-08Г2С	До 539-588 (55-60) включительно	Внутренний корневой шов, наружный корневой шов
	Углекислый газ	Св-08Г2С	То же	Заполняющие слои
	Газовая смесь 25-75 % аргона + 25-75 % углекислого газа	Св-08Г2С	До 637 (65) включительно	Внутренний корневой шов, наружный корневой шов
	Углекислый газ	СВ-08Г2СУ	То же	Заполняющие слои
Полуавтоматическая сварка в защитных газах неповоротных стыков труб	Углекислый газ	СВ-08ГС Св-08Г2С	До 539 (55) включительно	Все слои
		Св-08Г2С СВ-08Г2СМ	Свыше 539 -до 588 (55-60)	Корневой и заполняющие швы, заполняющие швы

1.3 Анализ дефектов трубопроводов

Дефект — это любое несоответствие регламентированным нормам. Главной причиной появления дефектов является отклонение рабочего параметра от нормативного значения, обоснованного допуском [5].

Дефекты трубопроводных конструкций подразделяются на:

• дефекты труб;
• дефекты сварных соединений;
• дефекты изоляции.

Различают следующие дефекты труб:

• металлургические — дефекты листов и лент, из которых изготавливаются трубы, т.е. различного рода расслоения, прокатная плена, вкатанная окалина, поперечная разнотолщинность, неметаллические включения и др. (рисунок 4).

Рисунок 4 — Расслоение

• технологические — связаны с несовершенством технологии изготовления труб, которые условно можно разделить на дефекты сварки и поверхностные дефекты (наклеп при экспандировании, смещение или угловатость кромок, овальность труб) (рисунок 5,6);

Рисунок 5 — Овальность

Рисунок 6 — Нецилиндричность

— строительные — обусловлены несовершенством технологии строительно-монтажных работ, нарушениями технологических и проектных решений по транспортировке, монтажу, сварке, изоляционно-укладочным работам (царапины, задиры, вмятины на поверхности труб) (рисунок 7,8).

Рисунок 7 — Вмятина

Рисунок 8 — Гофр

Причины возникновения дефектов труб:

• существующая технология прокатки металла, технология непрерывной разливки стали на отдельных металлургических заводах является одной из причин изготовления некачественных труб. Нередки случаи разрушения по причине расслоения металла;
• на трубных заводах входной контроль сырья несовершенен или полностью отсутствует. Это приводит к тому, что дефекты сырья становятся дефектами труб;
• при изготовлении труб приходится подвергать металл нагрузкам, при которых он работает за пределом текучести.

Это приводит к появлению наклепа, микрорасслоений, надрывов и других скрытых дефектов. Из-за кратковременности последующих заводских испытаний труб (20…30 с) многие скрытые дефекты не выявляются и «срабатывают» уже в процессе эксплуатации МТ;

• в недостаточной степени контролируется заводами и геометрическая форма труб. Так, на трубах диаметром 500…800мм смещение кромок достигает 3мм (при норме для спирально-шовных труб 0,75…1,2мм), овальность — 2%;
• механические воздействия при погрузочно-разгрузочных, транспортных и монтажных операциях приводят к появлению на трубах вмятин, рисок, царапин, задиров (рисунок 9);

Рисунок 9 — Риска

• при очистке трубопроводов скребками-резцами возникают дефекты пластической деформации локальных участков поверхности трубы — риски, подрезы и т.д. Эти концентраторы напряжений являются потенциальными очагами развития коррозионно-усталостных трещин (рисунок 10).

  Очистка трубопроводов с помощью проволочных щеток исключает повреждения труб в виде подрезов, но при определенных режимах обработки приводит к деформациям поверхности металла, снижающим его коррозионную стойкость;

Рисунок 10 — Трещина

• коррозионные повреждения труб (внешние — в местах нарушения сплошности изоляции, а внутренние — в местах скоплений воды) (рисунок 11).

Рисунок 11 — Внутренняя и внешняя коррозия

Дефект сварного соединения — это отклонения разного рода от установленных норм и технических требований, которые уменьшают прочность и эксплуатационную надежность сварных соединений и могут привести к разрушению всей конструкции. Наиболее часто встречаются дефекты формы и размеров сварных швов, дефекты макро- и микроструктуры, деформация и коробление сварных конструкций.

Нарушение формы и размеров шва свидетельствуют о наличии таких дефектов, как наплывы (натеки), подрезы, прожоги, незаваренные кратеры.

Наплывы — чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей в результате натекания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Они могут быть местными (в виде отдельных застывших капель) или протяженными вдоль шва. Причинами возникновения наплывов являются большая сила сварочного тока, длинная дуга, неправильное положение электрода, большой угол наклона изделия при сварке на подъем и спуск.

Подрезы — представляют собой углубления, образующиеся в основном металле вдоль края шва. Подрезы образуются из-за повышенной мощности сварочной горелки и приводят к ослаблению сечения основного металла и разрушению сварного соединения.

Прожоги — это проплавление основного или наплавленного металла с возможным образованием сквозных отверстий. Они возникают вследствие недостаточного притупления кромок, большого зазора между ними, большой силы сварочного тока или мощности горелки при невысоких скоростях сварки. Особенно часто прожоги наблюдаются в процессе сварки тонкого металла и при выполнении первого прохода многослойного шва, а также при увеличении продолжительности сварки, малом усилии сжатия и наличии загрязнений на поверхностях свариваемых деталей или электродах (точечная и шовная контактная сварка).

Незаваренные кратеры — образуются при резком обрыве дуги в конце сварки. Они уменьшают сечение шва и могут явиться очагами образования трещин.

К дефектам макроструктуры относят дефекты: газовые поры, шлаковые включения, непровары, трещины, выявляемые с помощью средств оптики (увеличение не более чем в 10 раз).

Газовые поры — образуются в сварных швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленного металла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу.

Такой дефект наблюдается при повышенном содержании углерода в основном металле, наличии ржавчины, масла и краски на кромках основного металла и поверхности сварочной проволоки, использовании влажного или отсыревшего флюса.

Шлаковые включения — результат небрежной очистки кромок свариваемых деталей и сварочной проволоки от окалины, ржавчины и грязи, а также (при многослойной сварке) неполного удаления шлака с предыдущих слоев.

Они могут возникать при сварке длинной дугой, неправильном наклоне электрода, недостаточной силе сварочного тока, завышенной скорости сварки. Шлаковые включения различны по форме (от сферической до игольчатой) и размером (от микроскопической до нескольких миллиметров).

Они могут быть расположены в корне шва, между отдельными слоями, а также внутри наплавленного металла. Шлаковые включения ослабляют сечение шва, уменьшают его прочность и являются зонами концентрации напряжений.

Непровары — местное несплавление основного металла с наплавлением, а также несплавление между собой отдельных слоев шва при многослойной сварке из-за наличия тонкой прослойки окислов, а иногда и грубой шлаковой прослойки внутри швов.

Причинами непроваров являются: плохая очистка металла от окалины, ржавчины и грязи, малый зазор в стыке, излишнее притупление и малый угол скоса кромок, недостаточная сила тока или мощности горелки, большая скорость сварки, смещение электрода в сторону от оси шва. Непровары по сечению шва могут возникнуть из-за вынужденных перерывов в процессе сварки.

Трещины — в зависимости от температуры образования подразделяют на горячие и холодные.

Горячие трещины появляются в процессе кристаллизации металла шва при температуре 1100 — 1300 С. Их образование связано с наличием полужидких прослоек между кристаллами наплавленного металла шва в конце его затвердевания и действием в нем растягивающих усадочных напряжений. Повышенное содержание в металле шва углерода, кремния, водорода и никеля также способствует образованию горячих трещин, которые обычно располагаются внутри шва.

Холодные трещины возникают при температурах 100 — 300 С в легированных сталях и при нормальных (менее 100 С) температурах в углеродистых сталях сразу после остывания шва или через длительный промежуток времени. Основная причина их образования — значительное напряжение, возникающее в зоне сварки при распаде твердого раствора и скопление под большим давлением молекулярного водорода в пустотах, имеющихся в металле шва. Холодные трещины выходят на поверхность шва и хорошо заметны.

К дефектам микроструктуры сварного соединения относят:

• микропоры;
• микротрещины;
• нитридные, кислородные и другие неметаллические включения;
• крупнозернистость;
• участки перегрева и пережога.

Дефекты изоляции — нарушение сплошности, адгезия, заниженная толщина, гофры, морщины, задиры, царапины, проколы.

Основные причины образования дефектов изоляционного покрытия на трубопроводах:

• при хранении и подготовке материалов — засорение битума и обводнение готовой мастики и ее составляющих;
• при приготовлении грунтовки и мастики — небрежная дозировка составляющих;
• несоблюдение режима разогревания котла;
• недостаточное размешивание битума при приготовлении грунтовки;

• при нанесении грунтовки и битумной мастики — загустение грунтовки;
• образование пузырьков на поверхности трубопровода;
• оседание пыли на поверхность труб;
• пропуски грунтовки и мастики на поверхности трубопровода и особенно около сварных швов;
• неровное нанесение мастики;
• охлаждение мастики;
• конструктивные недостатки изоляционной машины;

• при нанесении армирующих и оберточных рулонных материалов — нарушение однородности покрытия;
• выдавливание слоя мастики;
• недостаточное погружение стеклохолста в мастику;

• при нанесении полимерных лент — сквозные отверстия в ленте;
• несплошной клеевой слой;
• неравномерность толщины ленты в рулоне;
• неправильная регулировка намоточной машины;
• нарушение температурного режима нанесения ленты;
• плохая очистка поверхности труб;

• при укладке трубопровода — нарушение технологии укладки, особенно при раздельном способе укладки;
• захват изолированных труб тросом;
• трение трубопровода о стенки траншеи при укладке;
• отсутствие подготовки дна траншеи;
• отсутствие подсыпки не менее 10см дна траншеи на участках с каменистыми и щебенистыми грунтами;
• плохое рыхление мерзлых грунтов и особенно отсутствие регулировки изоляционных машин;

• при эксплуатации трубопровода — действие грунта;
• вес трубопровода;
• почвенные воды;
• микроорганизмы;
• корни растений;
• температурные воздействия;
• агрессивность грунта.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ и выбор возможных вариантов ремонта

2.1.1 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

Установка на нефтепроводах заплат всех видов, накладных элементов («корыта») и других, нерегламентированных нормативными документами конструктивных элементов запрещена. Все ранее установленные на нефтепроводах заплаты и накладные элементы должны быть заменены постоянными методами [6].

Разрешенные методы ремонта

При ремонте магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта:

• шлифовка;
• заварка;
• вырезка дефекта (замена катушки или замена участка);
• установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки).

Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного ремонта и методы временного ремонта [14].

К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации. К методам и конструкциям для постоянного ремонта относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр.

Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся необжимная приварная муфта и муфта с коническими переходами. Муфты этих типов разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой в течение одного календарного месяца и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта.

Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт с коническими переходами, необжимных приварных муфт и заплат определяется в зависимости от отношения максимального рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода [18].

2.1.2 Методы ремонта (шлифовка, заварка, вырезка)

Ремонт методом шлифовки, заварки и установкой муфт проводится без остановки перекачки нефти.

Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе, как при остановке, так и без остановки перекачки при давлениях, ограниченных условиями: безопасностью производства работ и давлением, определяемым из условий технологии установки муфты. При установке муфт давление должно соответствовать наименьшему из давлений, определяемому по соответствующим условиям.

Ремонтные конструкции изготавливаются в заводских условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной в установленном порядке и иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.

Шлифовка

Шлифовка используется для ремонта участков труб с дефектами типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность и мелких трещин. Максимальная глубина зашлифованного участка должна быть не более 20% от номинальной толщины стенки. При шлифовке путем снятия металла восстанавливается плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений. Максимально допустимое давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки — не более 2,5 МПа. Зашлифованный участок подвергается визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.

Заварка дефектов

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов типа «потеря металла» (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм (рисунок 16,17).

Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают величин, указанных в РД 153-39.4-067-04. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 4t (t — номинальная толщина стенки трубы).

Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов должно быть не менее 4t.

Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном нефтепроводе не допускается [2].

Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров) зачищается до металлического блеска. Наличие следов коррозии на месте заварки не допускается.

При выборочном ремонте максимальное допустимое давление в трубе при заварке определяется из условий:

Р _зав < 0,4t_ост МПа при t_ост < 8,75 мм;

Р _зав < 3,5t_ост МПа при t_ост > 8,75 мм.

Здесь tост — остаточная толщина стенки на месте заварки, мм;

• коэффициент 0,4 имеет размерность МПа/мм.

После завершения заварки дефекта наплавленный металл обрабатывается шлифовальным кругом до получения ровной поверхности и должен иметь усиление не более 1 мм с плавным переходом к основному металлу.

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю.