Диагностика линейной части магистральных нефтегазопроводов

Автор: Пользователь скрыл имя, 09 Января 2012 в 21:02, курсовая работа

Краткое описание

Главным направлением технической политики АК “Транснефть”, под чьим руководством и находится обслуживание рассматриваемого в данном курсовом проекте нефтепровода, в области обеспечения надежности и безопасности нефтепроводной системы стал системный, комплексный подход к вопросам диагностики и капитального ремонта, который позволяет значительно сократить затраты на поддержание нефтепроводной системы в работоспособном состоянии, уменьшить активность ремонта и существенно снизить аварийность.

Оглавление

Введение 3 1. Диагностика линейной части МН. 4
1.1. Общие положения 4
1.2. Состав и порядок проведения работ по диагностированию 4
1.2.1. Организация пропуска внутритрубных снарядов 7
1.2.2. Основные технические данные внутритрубных инспекционных снарядов 9
1.2.2.1. Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1 9
1.2.2.2. Профилемер “Калипер” 11
1.2.2.3. Снаряд-дефектоскоп “Ультраскан” WM2 13
1.3. Результаты диагностического обследования 17
2. Выбор схемы ремонта и организация капитального ремонта 24
2.1. Классификация дефектов 24
2.2. Порядок проведения ремонта дефектов 31
2.3. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода 33
2.3.1 Разрешенные методы ремонта. 33
2.3.2. Методы ремонта дефектов различных типов 35
2.4. Требования к проведению ремонта различными методами. 41
3. Техника безопасности при проведении ремонтных работ. 49
Список использованной литературы

Скачать в ZIP (588.71 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Файлы: 1 файл

курсовая диагностика.doc

— 1.35 Мб (Скачать)
 

Продолжение таблицы 2.2

 Несплошность

плоскостного  типа

поперечного шва

 Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6πDН Суммарной длиной по окружности равной или более 1/6πDН
С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП III-42-80 и ВСН 012-88 Опасные по результатам  расчета на статическую прочность
 Смещение  поперечного шва С размерами, превышающими допустимые значения по СНиП III-42-80 и ВСН 012-88 Глубиной равной или более 25% толщины стенки трубы  и длиной по окружности трубы равной или более 1/3πDН
Опасные по результатам расчета на статическую прочность
 Аномалия  продольного (спирального) шва Один  дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы или 2 дефекта длиной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы. Длиной по оси  трубы равной или более  *
Опасные по результатам расчета на статическую  прочность
 Несплошность  плоскостного типа продольного (спирального) шва Один  дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы или 2 дефекта длиной по оси трубы  более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы. Длиной по оси  трубы равной или более  * при любой глубине
Опасные по результатам расчета на статическую  прочность
 Смещение  продольного (спирального) шва Глубиной  равной или более 10% толщины стенки трубы  Длиной по оси  трубы равной или более  * при любой глубине смещения.
Опасные по результатам расчета на статическую  прочность
 
 

Продолжение таблицы 2.2

 Недопустимые  конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:

а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники;

б) плоские  и другие заглушки и днища;

в) патрубки с арматурой, не соответствующие  действующим нормам и правилам;

г) заплаты  вварные и накладные всех видов  и размеров;

д) накладные  элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами.

 Недопустимые  конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:

а) тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники;

б) плоские  и другие заглушки и днища;

в) патрубки с арматурой, не соответствующие  действующим нормам и правилам;

г) заплаты  вварные и накладные всех видов и размеров;

д) накладные  элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами и классифицированные в соответствии с п. 4.2.4 и

4.2.5 настоящего  РД

 Недопустимые  конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям СНиП 2.05.06-85*:

а) тройники полевого изготовления, сварные секторные  отводы, переходники, эксплуатируемые при давлении свыше 2 МПа;

б) плоские  и другие заглушки и днища,

в) патрубки с арматурой, не соответствующие  действующим нормам и правилам;

г) заплаты  вварные и накладные всех видов и размеров при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1;

д) накладные  элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не регламентированные нормативными документами и классифицированные в соответствии с п. 4.2.4 и

4.2.5 настоящего  РД

 Недопустимые  настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта.

Временные ремонтные конструкции.

 Недопустимые  настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта.

Временные ремонтные конструкции при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1.

 Недопустимые  настоящим РД ремонтные конструкции и методы ремонта.

Временные ремонтные конструкции при сроках эксплуатации превышающих, указанные в таблице 6.1.

 

2.2. Порядок проведения ремонта дефектов

Устранение  дефектов, подлежащих ремонту, может  производиться как выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными  настоящим РД, так и капитальным  ремонтом с заменой трубы и с заменой изоляции на протяженных участках нефтепровода. При капитальном ремонте с заменой изоляции должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции.

     Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный  с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от:

  • технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;
  • плотностей распределения дефектов ДПР и ПОР по длине нефтепровода;
  • плотностей распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;
  • состояния изоляционного покрытия;
  • конкретных условий пролегания нефтепровода;
  • фактических и прогнозируемых показателей загруженности нефтепровода.

    Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих критериев:

    В первую очередь подлежат ремонту  и устранению дефекты:

  • ограничивающие пропускную способность нефтепровода;
  • расположенные на переходах через естественные и искусственные водные препятствия;
  • расположенные на переходах через автомобильные и железные дороги;
  • расположенные вблизи населенных пунктов и промышленных объектов;
  • расположенные на местности, геодезические отметки и профиль которых при выходе нефти могут привести к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты;
  • расположенные в труднодоступных участках нефтепроводов (болота, горные участки и др.).

    В зависимости от значимости нефтепровода первоочередному ремонту и устранению подлежат дефекты, расположенные на:

  • межрегиональных магистральных нефтепроводах, по которым транспортируется нефть многих грузоотправителей и осуществляются поставки на НПЗ России;
  • магистральных нефтепроводах экспортного направления;
  • магистральных нефтепроводах, задействованных в перспективных проектах развития системы;
  • магистральных нефтепроводах или участках, не имеющих дублирующего направления;
  • магистральных нефтепроводах регионального значения от мест добычи и загруженных свыше 70% от проектной производительности.

   2.3. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

     Запрещается установка на нефтепроводах заплат всех видов, накладных элементов ("корыта") и других, нерегламентированных настоящим РД конструктивных элементов. Все ранее установленные на нефтепроводах заплаты и накладные элементы должны быть заменены постоянными методами ремонта в сроки, указанные в таблице 2.3 с момента их установки.

2.3.1 Разрешенные методы ремонта

   Для ремонта дефектов 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.

    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 относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр, патрубок с эллиптическим днищем.

    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 по таблице 2.3 в зависимости от отношения максимального рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода.

    Таблица 2.3 Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт и заплат

Р раб.мах/Р проект ,% Срок  эксплуатации с момента  установки, лет
муфты с коническими переходами необжимные  приварные муфты Заплаты

вварные и накладные

100% 3 6 6
90% 4 7 7
80% 5 9 9
70% 6 12 12
60% 8 15 15
50% и менее 12 15 15
 

    По  истечении срока, указанного в таблице 2.3. и отсчитываемого с момента  проведения установки, муфты с коническими  переходами, необжимные приварные муфты и заплаты должны быть заменены на постоянные методы ремонта.

     Дефекты в сочетании с технологическими кольцами от демонтированных необжимных приварных муфт или муфт с коническими переходами, а также вварные и накладные заплаты, могут быть отремонтированы с помощью композитных муфт.

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

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

    2.3.2 Методы ремонта  дефектов различных  типов

     В таблицах 2.4-2.13 приведены регламентированные настоящим РД методы постоянного  ремонта дефектов нефтепроводов с учетом параметров дефекта и несущей способности ремонтной конструкции.

     На  рисунках таблиц 2.15 и 2.16 показаны типы ремонтных конструкций, используемых при ремонте в соответствии с настоящим РД.

Таблица 2.4 Методы постоянного ремонта дефектов геометрии (вмятины, гофры,  овальности)

Метод ремонта

     Максимальные  параметры дефекта

     Вырезка

 Дефекты, подлежащие ремонту, с любыми параметрами
Композитная муфта Глубиной до Нд (таблица 6.2а), включая дефекты геометрии с дополнительными дефектами, подлежащими ремонту по КМТ
Обжимная  приварная муфта

     Вмятины. Возможность ремонта определяется величиной овальности трубы

Удлиненная  галтельная муфта

     Гофры до 6% от номинального диаметра трубы

 
 
 
 

Таблица 2.4а

Информация о работе Диагностика линейной части магистральных нефтегазопроводов