Меню

Курсовая работа по капитальному ремонту нефтепроводов

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода. Проведение сварочно-монтажных работ и рекультивации земель. Строительство трубопроводов на болотах. Очистка полости и испытание. Расчет режимов ручной электродуговой сварки.

Подобные документы

Общее понятие о коррозии. Виды и технологии нанесения изоляционных покрытий труб в заводских и трассовых условиях и их характеристики. Производственная и экологическая безопасность при выполнении работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода.

дипломная работа, добавлен 26.12.2013

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.

курсовая работа, добавлен 04.03.2014

Общая характеристика газовой промышленности РФ. Анализ трассы участка, сооружаемого газопровода, состав технологического потока. Механический расчет магистрального газопровода, определение количества газа. Организация работ, защита окружающей среды.

дипломная работа, добавлен 02.09.2010

Диагностика магистральных газопроводов. Подготовительный этап проведения ремонта. Расчет толщины стенки трубопровода. Основные этапы ремонтных работ: земляные, очистные и изоляционно-укладочные, огневые работы. Контроль качества выполненных работ.

курсовая работа, добавлен 09.05.2014

Обоснование схемы технологического процесса капитального ремонта двигателя ЗИЛ-130. Выбор режима работы и расчет годовых фондов времени работы рабочих и оборудования. Компоновка производственного корпуса. Технико-экономические показатели предприятия.

курсовая работа, добавлен 06.02.2013

Технологическая схема линейно-производственной диспетчерской станции «Уват». Комплекс мероприятий, выполняемых перед проведением подготовительных работ. Выполнение всех видов работ по техническому обслуживанию и ремонту магистрального насоса НМ 10000-210.

курсовая работа, добавлен 22.07.2014

Основные решения автоматизации. Определение состава работ и подсчет объемов. Определение трудоемкости работ и потребности в материально-технических ресурсах. Расчет коэффициента индустриализации монтажных работ. Сетевое планирование монтажных работ.

курсовая работа, добавлен 10.02.2015

Т-130 как мощный гусеничный трактор общего назначения. Характеристика бортового редуктора, анализ участка по капитальному ремонту. Этапы расчета количества производственных и вспомогательных рабочих и площади основных производственных отделений.

дипломная работа, добавлен 16.12.2012

Ознакомление с основами сварочно-наплавочных работ при ремонте локомотивов, вагонов, путевых машин, производстве новой продукции. Выбор наиболее рационального технологического процесса. Основы полуавтоматической сварки порошковой самозащитной проволокой.

курсовая работа, добавлен 25.02.2015

Современное строительство магистральных трубопроводов. Применение эффективных способов ведения монтажных работ. Назначение и типовые схемы трубосварочных баз. Расположение ТСБ на трассе. Автоматическая односторонняя и двухсторонняя сварка под флюсом.

курсовая работа, добавлен 09.06.2014

Источник

Проведение капитального ремонта магистрального нефтепровода

Характеристика трассы на участке. Обоснование ремонта трубопровода. Виды дефектов и их устранение. Расчет устойчивости нефтепровода, определение веса требуемой балластировки. Способы пригрузки трубопровода и выбор закрепления трубопровода от всплытия.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 19.03.2012
Размер файла 1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Современные условия работы трубопроводного транспорта нефти характеризуются естественным старением основных фондов, повышением требований к их экологической безопасности и необходимостью поддержания линейной части магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям. В настоящее время снижение аварийности и повышение безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов является приоритетными задачами технической политики АК «Транснефть».

Рациональное решение состоит в проведении эффективных предупреждающих воздействий, заключающихся в своевременном выявлении дефектов труб, в проведении ремонта с целью устранения неблагоприятного влияния дефектов, предупреждения их опасного развития.

В соответствии с технической политикой ОАО АК «Транснефть» по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов создана комплексная система повышения надежности и безопасности эксплуатации магистральных нефтепроводов на основе периодической четырехуровневой диагностики внутритрубными инспекционными приборами(ВИП) и устранения выявленных дефектов с учетом предельного срока эксплуатации участков с дефектами по результатам расчетов на прочность и долговечность.

В соответствии с данными, полученными в результате обследования участков магистральных нефтепроводов планируются и выполняются программы реконструкции, выборочного и капитального ремонта МН.

1. Характеристика трассы на рассматриваемом участке

трубопровод нефтепровод дефект ремонт

Марийское РНУ, в состав которого входит участок обслуживаемый линейной-эксплуатационной службой (ЛЭС) «Дубники», принимает и транспортирует нефти Западно-Сибирских месторождений по магистральному нефтепроводу “Сургут-Полоцк” через территории республики Марий Эл, Кировской и Нижегородской областей на нефтеперерабатывающие заводы. По нефтепроводу диаметром 1020 мм осуществляется транспорт смеси Западно-Сибирских нефтей давлением 4,85,5 МПа. Скорость движения нефти в трубопроводе составляет 59 км/час. Начальным пунктом обслуживаемого ЛЭС «Дубники» участка 1678км магистрального нефтепровода “Сургут-Полоцк” (ПК 1075+18), д.Куршаково Мари-Турекского района республики Марий Эл.

Конец участка, обслуживаемого ЛЭС «Дубники» — 1811 км нефтепровода, линейная задвижка №13 (ПК 737+52).

На линейной части ЛЭС «Дубники» два подводных перехода МН (р.Лаж 1706км, р. Немда 1739 км.), десять водных преград ширенной зеркала менее 10 метров и глубиной менее 1,5 метра, тринадцать переходов нефтепровода через автомобильные дороги.

Перекачка нефти по участку обслуживаемому ЛЭС «Дубники» обеспечивается двумя промежуточными нефтеперекачивающими станциями (НПС).

На 1718 км — НПС “Дубники”, на 1797 км трассы располагается нефтеперекачивающая станция (НПС) “Прудки”.

Протяженность участка обслуживаемого ЛЭС «Дубники» нефтепровода Сургут — Полоцк составляет 133 км

На данном участке нефтепровода «Сургут-Полоцк» трубопроводы выполнены из стальных труб отечественного производства марок 17Г1С, 17Г1С-У, 14ХГС с толщиной стенок 9; 10,5; 10; 11; 12;14; 16 мм.

С целью обеспечения перекрытия участка нефтепровода при аварии с повреждением трубопровода и выходом нефти из нефтепровода установлены задвижки шиберные Ду 1000 Ру 75 производства Япония (порядковые номера 513)

Для осуществления контроля за движением очистных скребковых устройств при очистке нефтепровода на нем установлены сигнализаторы типа ДПС-5ВН. Для сброса воздуха при заполнении участков нефтепровода на нем установлены вантузы Ду 100, 150 Ру 64. Для защиты нефтепровода от коррозии на нефтепроводе установлены станции катодной защиты типа ТСКЗ-3000, для замера давления нефти на трубопроводе установлены манометры.

Нефтепровод оснащен радиокабельной связью ВК-300/G, радиорелейной — СВ-1350 и кабельной линией связи К-60п.

Местность в районе участка нефтепровода закрепленного за ЛЭС «Дубники» относительно ровная, частично залесена. Участок нефтепровода расположен в зоне умеренно-континентального климата с умеренно жарким летом и холодной зимой.

Среднегодовая температура воздуха 2,8° С.

Средняя дневная температура (в 13 час.) самого холодного месяца — «минус» 12,3 єС, самого жаркого месяца — «плюс» 23 єС.

Абсолютно минимальная температура воздуха для данного района “минус» 47 є С, максимальная температура воздуха «плюс» 37° С.

Самый холодный месяц в году — январь, самый теплый — июль.

Период со среднесуточными температурами воздуха ниже 0 єС с 28/Х по 5/IV.

Продолжительность периода со среднесуточной температурой воздуха ниже 0° С — 160 суток.

Средняя относительная влажность воздуха самого холодного месяца 85%, самого жаркого месяца 53-73%.

2. Обоснование ремонта трубопровода. Виды дефектов и способы их ремонта

2.1 Формирование плана по устранению дефектов

Ежегодно в ДАО МН формируется план по устранению дефектов на секциях линейной части и подводных переходов для включения его в состав «Комплексной Программы по диагностике, техническому перевооружению, реконструкции и капитального ремонта объектов ОАО МН»

В план устранения дефектов на секциях выборочным ремонтом на планируемый год включаются выявленные по результатам диагностики дефекты, подлежащие устранению в планируемом году. При выявлении новых дефектов по результатам диагностики после его формирования, план может быть скорректирован.

В план устранения дефектов на секциях выборочным ремонтом на планируемый год включаются выявленные по результатам диагностики дефекты, подлежащие устранению в планируемом году с разбивкой по месяцам с учетом предельного срока, имеющие ПСД, прошедшую экспертизу и принятую «в производство работ» с указанием их номеров и методов ремонта.

Ремонт дефектов на секциях: установка ремонтных конструкций, установка муфт КМТ, шлифовка, заварка дефектов, монтаж катушек, секций труб, ликвидация недопустимых конструктивных деталей (заплаты вварные и накладные, недопустимые ремонтные конструкции, временные ремонтные конструкции, ненормативные вантузы, приварные металлические пробки, «чопики») — «дефекты», выполняется подрядными организациями по договорам с ОАО МН.

Сроки устранения дефектов трубопроводов линейной части МН, ППМН:

дефекты на трубопроводах линейной части и подводных переходах МН устраняются до окончания предельного срока эксплуатации дефекта,;

дефекты, ограничивающие проектное рабочее давление, снижающие пропускную способность нефтепровода, должны быть устранены в течение не более 3-х суток с момента получения технического отчета по диагностике;

дефекты с предельным сроком эксплуатации до 3,5 месяцев на переходах через водные преграды, находящихся в эксплуатации и не имеющих резервных ниток, должны устраняться подрядными организациями, имеющими «Сертификат соответствия» по системе добровольной сертификации «Транссерт», выбранными на безконкурсной основе;

дефекты с предельным сроком эксплуатации от 3,5 до 7 месяцев на переходах через водные преграды, находящихся в эксплуатации и не имеющих резервных ниток, должны устраняться подрядными организациями, имеющими «Сертификат соответствия» по системе добровольной сертификации «Транссерт», выбранными с соблюдением процедуры подрядных торгов (конкурсов).

Устранение дефектов, ограничивающих проектное рабочее давление, снижающих пропускную способность нефтепровода, выполняется в срок не более 3-х суток собственными силами ОАО МН с разработкой до начала работ Проекта производства работ (ППР).

2.2 Разработка проектно-сметной документации

ПСД на устранение дефектов разрабатывается ОАО «Гипротрубопровод» и ПСБ ДАО (проектно-сметное бюро).

ПСБ ДАО не разрешается разработка ПСД на выборочный ремонт дефектов, расположенных на ППМН в русловой части, на переходах через автомобильные и железнодорожные переезды под полотном в кожухе.

ПСД на выборочный ремонт дефектов, разработанная ПСБ должна иметь экспертное заключение ОАО «Гипротрубопровод» на соответствие проекта стандартам, нормам ОАО»АК «Транснефть».

Разработка ПСД на дефекты с предельным сроком эксплуатации на ППМН более 7 месяцев и менее 2-х лет и на линейной части менее 2-х лет с момента утверждения задания на проектирование, в зависимости от количества дефектов, должна быть выполнена в сроки не более, чем:

— до 50 дефектов срок разработки ПСД 20 дней;

— от 50 до 100 дефектов срок разработки ПСД 30 дней;

— свыше 100 дефектов срок разработки ПСД 40 дней.

ОАО МН в установленном порядке проводит экспертизу ПСД на устранение дефектов:

· для дефектов трубопроводов линейной части МН — внутреннюю

· для дефектов в пойменной и русловой части ППМН — внутреннюю и внешнюю.

В ПСД должно быть предусмотрено:

проведение ДДК дефектов;

технические решения по устранению дефектов, находящихся на трубной секции, в соответствии с РД «Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов»;

привязка секций с дефектами на топографических планах линейной части МН к существующим сооружениям и маркерам, указание расположения соседних коммуникаций и расстояний между ними, расположение временных переездов через соседние коммуникации, привязка временного жилого городка, обозначение границ отводимых земельных участков;

мероприятия по сохранности коммуникаций, находящихся в одном техническом коридоре и пересекающих нефтепровод;

устройство лежневых дорог на заболоченных и обводненных участках

мероприятия по водопонижению на местах устранения дефектов (при необходимости);

проведение контроля качества ремонта неразрушающими методами контроля;

нанесение изоляции на отремонтированные участки;

проведение технической рекультивации;

проведение биологической рекультивации;

РД 23.040.00-КТН-090-07 «Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов.» выделяет следующие типы дефектов:

1) Дефекты геометрии трубы

2) Дефекты стенки трубы

3) Дефекты сварного соединения(шва)

4) недопустимые соединительные детали;

5) недопустимые конструктивные детали и приварные элементы.

Ремонт секции с дефектами должен выполняться с учетом взаимного расположения всех имеющихся дефектов, подлежащих ремонту, в соответствии с методами их ремонтов. К дефектным секциям, ремонтируемым только вырезкой, относятся секции с коррозионным повреждением и секции, на которых установлено более двух муфт (тройников), за исключением случая установки двух муфт на сварные стыки секции и муфты (тройника) по телу трубы.

Читайте также:  Капитальный ремонт общего имущества жильцов

Два и более дефекта разных типов считаются комбинированным дефектом, если минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.

Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы.

Предельный срок эксплуатации секции с дефектом (дефектами):

определяется по результатам расчетов на прочность и долговечность каждого дефекта по нормативным документам, согласованным Ростехнадзором РФ и внесенным в реестр «НД ОАО «АК «Транснефть» и действующим на дату проведения расчетов;

Дефекты геометрии трубы

Дефекты, связанные с изменением формы трубы. К ним относятся: вмятина, гофр, сужение.

Глубина гофра определяется как сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости, измеренных от образующей трубы.

Дефекты стенки трубы

К дефектам стенки трубы относятся: потеря металла, уменьшение толщины стенки, механическое повреждение, расслоение, расслоение Дс выходом на поверхность, расслоение в околошовной зоне, трещина, трещиноподобный коррозионно-механический дефект.

Потери металла делятся на объединенные и одиночные.

Объединенная потеря металла — это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Объединенная потеря металла характеризуется ее габаритной площадью, определяемой крайними точками дефектов из состава группы и равной произведению длины объединенного дефекта L вдоль оси трубы на ширину объединенного дефекта W по окружности трубы (рисунок 1). Дефекты, сгруппированные по указанным критериям, в технических отчетах по диагностике, базе данных «Дефект» и актах ДДК описываются как «объединенные потери металла».

Рисунок 1 — Дефект «объединенная потеря металла» и его габаритная площадь

Одиночная потеря металла — это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

Механические повреждения поверхности стенки трубы, классифицируемые по ГОСТ 21014 как «риска», «царапина», «задир», «продир», «поверхностная вмятина», идентифицируются по данным ВИП как «риска».

Дефекты сварного соединения

Дефекты сварного соединения (шва) — это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне. Типы и параметры дефектов сварных соединений регламентируются соответствующими нормативными документами.

К дефектам сварного шва относятся:

Трещина, непровар, несплавление дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, которые по данным ВИП идентифицируются как «несплошность плоскостного типа» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов, которые по данным ВИП идентифицируются как «аномалия» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

Смещение кромок — несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях, которое по данным ВИП идентифицируется как «смещение» поперечного, продольного, спирального сварного шва.

Косой стык — сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу.

Разнотолщинность стыкуемых труб с отношением толщин стенок более 1,5 является дефектом (за исключением стыков, выполненных по специальным техническим условиям, с соответствующей записью в журнале сварки в составе исполнительной документации).

Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов, является «дефектным сварным стыком». В базах данных, содержащих сведения о дефектах, учету подлежат «дефектные сварные стыки» без указания в них количества дефектов.

К дефектам нефтепровода относятся:

недопустимые соединительные детали;

недопустимые конструктивные детали и приварные элементы.

К недопустимым соединительным деталям относятся детали незаводского изготовления: отводы, тройники, переходники, заглушки.

К недопустимым конструктивным деталям и приварным элементам нефтепровода относятся:

а) заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;

б) ремонтные конструкции, не разрешенные к применению НД, действовавшим на момент установки;

в) ремонтные конструкции, под которыми выявлен рост параметров дефектов более, чем на 10%;

г) временные ремонтные конструкции, у которых закончился предельный срок эксплуатации);

д) накладные детали из частей труб;

е) вантузы, отборы давления, механические сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, бобышки, «чопики», места приварки шунтирующих перемычек, контактов контрольно-измерительной аппаратуры, у которых закончился предельный срок эксплуатации;

ж) кожухи, касающиеся стенки трубы;

з) сварные присоединения, не соответствующие НД.

Конструктивные детали и приварные элементы, обнаруженные ВИП, характеристики которых не указаны в техническом задании на внутритрубную диагностику участка нефтепровода, включаются в состав дефектов и подвергаются ДДК. По результатам ДДК устанавливается классификация деталей и предельный срок их эксплуатации.

Участок трубы на переходах через естественные и искусственные преграды в месте касания к нему кожуха включается в состав дефектов.

При выборочном ремонте и капитальном ремонте стенки трубы с заменой изоляции должен проводиться ДДК всех дефектов на участке ремонта.

В процессе диагностических обследований и ДДК выявляются особенности нефтепровода с параметрами стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, не превышающими пределы.

Особенности нефтепровода включаются в состав технического отчета по диагностике ВИП WM, MFL, CD. Изменение параметров особенностей контролируется при повторных инспекциях.

В состав технического отчета по диагностике также включаются отложения (загрязнения стенки трубы, приводящие к потере сигнала), металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода, посторонние предметы внутри трубопровода.

2.4 Методы ремонта дефектов и ремонтные конструкции

В данном разделе приводятся основные положения технологий ремонта нефтепроводов, применяемых при выборочном и капитальном ремонте. Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.

Каждый ремонт должен отражаться в паспорте нефтепровода. Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях 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.

Для ремонта дефектных секций и отдельных дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта:

— установка ремонтной конструкции;

Таблица 1 — Методы ремонта и ремонтные конструкции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Композитная муфта, устанавливаемая по технологии КМТ

Композитная муфта для ремонта вантузов, устанавливаемая по технологии КМТ

Композитная муфта для ремонта отверстий, патрубков ремонтной конструкции П7, устанавливаемая по технологии КМТ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Обжимная приварная муфта с технологическими кольцами

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Галтельная муфта для ремонта поперечных сварных швов

Галтельная муфта с короткой полостью с заполнением антикоррозионной жидкостью для ремонта поперечных сварных швов и «чопиков» с примыканием к поперечному шву

Сварная галтельная муфта с технологическими кольцами для ремонта поперечных сварных швов

Удлиненная сварная галтельная муфта с технологическими кольцами для ремонта поперечных сварных швов и дефектов в стенке трубы, примыкающих к поперечному сварному шву и расположенных в зоне шириной до (0,75Dн -100 мм) в каждую сторону от поперечного сварного шва

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр с заполнением антикоррозионной жидкостью

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Патрубок с усиливающей накладкой для ремонта патрубков и отверстий. Патрубок диаметром 325 мм устанавливается на нефтепроводах диаметром 1220 мм, предельный срок эксплуатации — по таблице 6.4

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Муфтовый тройник для ремонта вантузов, сигнализаторов пропуска средств очистки и диагностики, отборов давления, патрубков, отверстий

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Разрезной тройник заводского изготовления (патрубок приварен к полумуфте тройника в заводских условиях) для ремонта патрубков, отверстий

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Герметизирующие чопы для ремонта отверстий

Снятие в зоне дефекта путем шлифования слоя металла для восстановления плавной формы поверхности стенки трубы. Ремонт дефектов глубиной до 20% от номинальной толщины стенки.

Восстановление толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки. Ремонт дефектов стенки трубы с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм.

Вырезка секции или участка секции с дефектом из нефтепровода и замена бездефектной «катушкой».

Замена участка нефтепровода длиной более заводской длины трубы с дефектами на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2.05.06

Таблица 2 — Ремонтные конструкции для временного ремонта

Приварная необжимная муфта с технологическими кольцами и заполнением антикоррозионной жидкостью

Приварная муфта с коническими переходами и заполнением антикоррозионной жидкостью

Ремонт дефектной секции — восстановление несущей способности секции до уровня бездефектного нефтепровода 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, патрубок с эллиптическим днищем, муфтовый тройник, разрезной тройник, герметизирующий чоп («чопик»).

Одиночные сквозные отверстия диаметром до 40 мм (в том числе после устранения патрубков) устраняются установкой чопов («чопиков») и обваркой в соответствии с «Технологией ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

Сварные присоединения, патрубки, не соответствующие требованиям НД, устраняются с помощью патрубка с усиливающей накладкой и усиливающей муфтой по технологии КМТ (П1П7), муфтовых тройников (П8), разрезных тройников (П9), устанавливаемых по «Технологии ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

При назначении методов ремонта дефектов и дефектных секций должны выполняться следующие требования:

все дефекты должны быть отремонтированы в сроки, не превышающие предельные сроки эксплуатации, указанные в отчете по ВТД

дефектная секция должна быть отремонтирована шлифовкой, заваркой, установкой ремонтных конструкций. Размеры муфт определяются из условия исключения их вырезки на срок не менее 6 лет, но не более срока эксплуатации нефтепровода. Если на секции уже установлена муфта, размеры устанавливаемой муфты определяются из условия исключения их вырезки на срок не менее 2 лет.

ремонт выполняется методом вырезки при наличии на дефектной секции конструктивных и соединительных деталей и приварных элементов, которые препятствуют установке ремонтной конструкции.

Не допускается установка более двух муфт (тройников) на секцию за исключением случая установки двух муфт на сварные стыки секции и муфты (тройника) по телу трубы. Устранение ранее установленных муфт (тройников), не отвечающих данным условиям, проводится методом вырезки.

В пределах дефектной секции не допускается ремонт методами вырезки и установки муфты (тройника) одновременно. При этом назначается общий метод ремонта — вырезка.

Размеры ремонтных конструкций должны соответствовать НД на их изготовление и установку. При этом длина муфты П2 выбирается с шагом 50 мм, но не более 3000 мм.

Расстояние L между ближайшими краями вырезок, между торцом муфты (тройника) и ближайшим краем вырезки не должно быть менее Dн. При невыполнении данных условий назначается общий метод ремонта — вырезка. Длина вырезаемой катушки должна быть не менее Dн.

Не допускается установка технологических колец муфты на кольцевые сварные швы трубопровода, гофры. Для установки муфты дефекты, попадающие (полностью или частично) под технологические кольца муфты и допускающие ремонт шлифовкой или заваркой), должны быть отремонтированы указанными методами ремонта.

Читайте также:  Курсы по капитальному ремонту двигателя

Расстояние от сварных швов приварки элементов ремонтных конструкций к трубе до сварных швов присоединений и патрубков должно быть не менее 100 мм.

Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся ранее установленные необжимная приварная муфта (В1), муфта с коническими переходами (В2).

Для ранее установленных муфт с коническими переходами, необжимных приварных муфт предельный срок эксплуатации определяется в зависимости от отношения проектного давления нефтепровода Рпроект в этой зоне к рабочему (нормативному) давлению Рраб по СНиП 2.05.06.

По истечении срока, отсчитываемого с момента проведения установки, муфты с коническими переходами, необжимные приварные муфты должны быть заменены постоянными методами ремонта.

Дефекты в сочетании с приваренными к трубе кольцами, оставшимися после демонтажа элементов необжимных приварных муфт или муфт с коническими переходами, ранее приваренными обжимными муфтами, а также вварные и накладные заплаты, могут быть отремонтированы с помощью композитных муфт.

Для дефекта в поперечном сварном шве, расположенного на расстоянии менее 10 номинальных диаметров от границ гофра (кроме гофров на гнутых отводах), при угловом положении центра дефекта шва относительно центра гофра в диапазоне от 120 до 240 град. применяется вырезка стыка и гофра, как постоянный метод ремонта.

Все ремонтные конструкции должны иметь документацию, подтверждающую их соответствие требованиям ТУ на изготовление, технологии сварочно-монтажных работ и заключения по результатам дефектоскопического контроля сварных швов.

Шлифовка используется для ремонта секций и соединительных деталей (отводы, тройники, переходники, заглушки и т.п.) с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа «аномалии сварного шва» (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в РД 08.00-60.30.00-КТН-050-1-05.

Шлифовка используется для ремонта во вмятинах дополнительных дефектов — рисок, потерь металла, трещин, расслоений с выходом на поверхность.

Сварные присоединения (места старых приварок контрольно-измерительных колонок, места приварок шунтирующих перемычек и другие наплавления металла), примыкающие к бездефектному поперечному или продольному сварному шву, зашлифовываются заподлицо с поверхностью трубы.

При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений. Максимальное допустимое давление в трубе при проведении выборочного ремонта методом шлифовки — не более 2,5 МПа. Зашлифованный участок должен подвергаться визуальному, магнитопорошковому контролю или контролю методом цветной дефектоскопии.

После шлифовки должна проверяться остаточная толщина стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии. Остаточная толщина должна быть не менее 80% от номинальной толщины стенки.

При шлифовке трещин перед установкой муфты («вмятина в сочетании с трещиной», «гофр в сочетании с трещиной» «трещина в стенке трубы») глубина выбранного металла должна превышать глубину трещины не менее, чем на 5% от номинальной толщины стенки. Остаточная толщина стенки после шлифовки трещин должна быть не менее 5 мм.

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов стенки трубы типа «потеря металла» (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа «аномалии поперечного сварного шва» (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, недостаточное или отсутствующее усиление, недостаточная ширина шва) на сварных швах.

Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают
допустимых величин. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 100 мм. Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 100 мм.

Заварку разрешается проводить при наличии в трубопроводе избыточного давления не менее 0,1 МПа и максимальном допустимом давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа с учетом погрешности измерения применяемых приборов.

Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов на стенке трубы должна соответствовать требованиям, приведенным в разделе 10 РД 153-39.4-086-01 (введенным в действие РД-08.00-60.30.00-KTН-056-1-05).

Подготовка и выполнение сварочных работ по заварке дефектов поперечных сварных швов должна соответствовать требованиям, приведенным в «Технологии ремонта дефектов кольцевых сварных швов действующих магистральных нефтепроводов методом наплавки».

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому контролю для выявления внешних дефектов и ультразвуковому контролю для выявления внутренних дефектов. По результатам неразрушающего контроля качества сварных швов оформляется заключение установленной формы по РД 08.00-60.30.00-КТН-046-1-05.

Вырезка дефекта (замена «катушки»)

При этом способе ремонта секция или участок секции с дефектом («катушка») должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной «катушкой». Вырезка дефекта должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при установке муфт (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией) или при наличии на секции более двух муфт.

Порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке «катушек», требования к врезаемым «катушкам» определяются ОР-13.01-45.21.30-КТН-004-2-02*.

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать действующим нормативным документам, отвечающим требованиям вновь строящегося трубопровода.

Установка ремонтных муфт

Требования на изготовление муфт:

Приварные муфты должны быть изготовлены в заводских условиях в соответствии с ТУ 1469-001-01297858-01 «Приварные муфты и патрубки для ремонта действующих магистральных трубопроводов», конструкторской документацией, технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

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

Муфты должны быть изготовлены из листового материала или из новых (не бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения магистральных нефтепроводов.

Для изготовления муфт применяются низколегированные стали марок 09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У или аналогичные им. Толщина стенки муфты и ее элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальная толщина ее стенки должна быть увеличена в соответствии с расчетом по СНиП 2.05.06 (п. 7.3). При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20% (допускается превышение 20% при округлении величины толщины стенки муфты до ближайшего стандартного значения толщины листа). При установке муфты на дефектный кольцевой сварной шов, соединяющий трубы разной толщины, или на дефект «разнотолщинность стыкуемых труб» учитывается наименьшая толщина стенки трубы, входящей в соединение. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности муфт не допускаются. Установка муфт должна производиться в соответствии с РД 153-39.4-086-01.

Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты. В целях правильности выбора ремонтной конструкции необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением акта проведения дефектоскопического контроля.

Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее, чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины ремонтируемого дефекта, с учетом ограничений и в соответствии с требованиями ТУ 1469-001-01297858-01 и технологии на установку муфт данного типа.

В местах приварки муфты и ее элементов к трубе нефтепровода должна быть проведена проверка на отсутствие дефектов стенки трубы. При наличии дефектов в стенке трубы приварка муфты в данном месте не допускается.

Композитная муфта П1 устанавливается по композитно-муфтовой технологии в соответствии с РД-75.180.00-КТН-164-06.

Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются.

Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.

Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы и околошовные зоны поверхности основного металла должны пройти контроль в соответствии с РД 08.00-60.30.00-КТН-046-1-05.

Установка композитных муфт П1В и П1П7 проводится в соответствии с РД-23.060.30-КТН-572-06.

Установка муфтовых тройников П8 проводится в соответствии с РД-23.040.60-КТН-332-06.

Установка разрезных тройников П9 проводится в соответствии с РД «Технология ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой

Патрубки должны быть изготовлены в соответствии с утвержденными техническими условиями, технологическим процессом, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

Установка патрубков должна производиться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-086-01. Расстояние между швами усиливающей накладки патрубков и сварными швами трубы, в т.ч. спиральными, должно быть не менее 100 мм.

Высота патрубка должна быть не менее половины диаметра патрубка, но не менее 100 мм. Патрубок должен иметь такой диаметр, чтобы расстояние от внутренней поверхности патрубка до края дефекта было не менее 4 толщин стенки ремонтируемой трубы. Усиливающая накладка должна иметь ширину не менее 0,4 диаметра патрубка и иметь технологические отверстия, а толщина накладки должна приниматься равной толщине стенки трубы.

Эллиптические днища применяются заводского изготовления и должны иметь следующие размеры:

высота не менее 0,4 диаметра патрубка,

высота цилиндрической части равна 0,1 диаметра патрубка,

радиус сферической части не менее диаметра патрубка,

радиус перехода сферической части к цилиндрической не более диаметра патрубка;

В стенке патрубка должно быть выполнено отверстие диаметром
8 мм для выхода газов при сварке. После окончания работы в отверстие забивается «чопик» и обваривается.

Контроль всех сварных соединений проводится в соответствии с требованиями РД 153-394-086-01 «Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы».

Работы при приварке патрубков проводятся при величине давления в нефтепроводе не более 2,5 МПа.

Установка герметизирующих чопов

Для ремонта отверстий с освобождением нефтепровода до верхней образующей применяют ремонтную конструкцию П10: гладкие чопы диаметром от 8 до 40 мм. Чопы устанавливают на нефтепроводы с толщиной стенки от 8 мм до 19 мм.

Допускается установка чопов диаметром не более:

15 мм на нефтепровод диаметром 219 мм;

25 мм на нефтепровод диаметром 325 мм и 377 мм;

30 мм на нефтепровод диаметром 426 мм;

40 мм на нефтепровод диаметром 530 мм и выше.

Конструктивное исполнение чопов П10 и их порядок их установки определен в РД «Технология ремонта дефектов трубопроводов с применением чопов, патрубков и тройников».

2.5 Земляные работы в условиях заболоченного (пойменного) участка

Рис 2. Схема производства работ

Организация и технологическая последовательность выполнения основных работ по ремонту дефекта с применением шпунтовой конструкции следующая:

определить и обозначить местоположение дефекта на местности (выполняет Заказчик);

снизить рабочее давление до необходимой величины;

смонтировать конструкцию укрепления стенок котлована (металлические шпунты, шпунты из профилированной стали или другие средства) (при необходимости);

вскрыть трубопровод на глубину 0,6 м от нижней образующей трубопровода, если герметизирующая камера не применяется.;

1) уточнить местоположение дефекта (выполняет Заказчик);

2) демонтировать балластировку (при необходимости);

3) демонтировать футеровку (при необходимости);

4) смонтировать ГК открытого типа (при необходимости);

5) откачать воду из ГК (при применении ГК);

6) снять изоляцию в зоне дефекта;

7) провести ДДК (выполняет Заказчик);

8) устранить дефект;

9) провести дефектоскопию отремонтированного участка;

10) восстановить изоляцию трубопровода;

11) выполнить контроль качества выполненных изоляционных работ;

Читайте также:  Системы капитальный ремонт скважины

12) демонтировать ГК (при необходимости)

13) восстановить футеровку (при необходимости);

14) восстановить балластировку (при необходимости);

15) засыпать котлован;

16) демонтировать конструкцию укрепления стенок котлована (при необходимости);

17) восстановить рабочее давление.

Вскрытие трубопровода (освобождение от грунта)

Разработка котлована производится с использованием экскаватора.

Выполнятся крепление стенок ремонтного котлована и дренажный отвод воды (при необходимости).

Стенки ремонтного котлована укрепляются деревянными или металлическими шпунтами, шпунтами из профилированной стали, сваями или другими средствами.

Последовательность работ при разработке котлована:

· вскрыть трубопровод на глубину 0,6 м от нижней образующей трубопровода для уточнения местоположения дефекта и проведения ДДК, если герметизирующая камера не применяется. В случае применения герметизирующей камеры глубина указана на листе «Стройгенлпан» комплекта рабочих чертежей с учетом ТУ на применяемую герметизирующую камеру;

· разработать грунт вручную непосредственно под трубопроводом;

· провести контроль заложения откосов, отметок дна и габаритов котлована;

· оформить акт на выполнение работ.

· При производстве работ в условиях минусовых температур разработку грунта котлована производить слоями методом «вымораживания».

Разработка грунта экскаватором допускается на расстоянии не менее 0,2 м от боковой и от верхней стенки трубопровода. При наличии балластировки это расстояние отсчитывается от габаритов утяжелителя. Оставшийся грунт должен разрабатываться вручную без применения ударных инструментов и с принятием мер, исключающих повреждения этих коммуникаций.

Размещение отвалов уточняется по месту в пределах полосы временного отвода земель. Запрещается расположение основания отвала вынутого грунта на расстоянии ближе 1 м от бровки котлована.

Недоработка рабочего котлована не допускается. Допускается переработка на величину не более 0,2 м.

При наличии кабеля связи и других подземных коммуникаций все работы (земляные, монтажные и т. д.) выполнять в присутствии представителя владельца кабеля при наличии письменного разрешения, выдаваемого в установленном порядке.

Без согласования и разрешения владельца подземных коммуникаций (кабель, трубопровод) выполнять любые работы в охранной зоне этих коммуникаций запрещается.

При обнаружении на месте производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не указанных в акте передачи строительной площадки, необходимо приостановить работу, принять меры по защите обнаруженных коммуникаций от повреждений, поставить в известность эксплуатирующую организацию и вызвать их представителя. Строительно-монтажные работы могут быть продолжены после получения официального разрешения от представителя эксплуатирующей организации

Разработку ремонтного котлована на участках с высоким уровнем грунтовых вод необходимо осуществлять с понижением уровня воды способами открытого водоотлива, дренажа. Для водоотлива в котловане должен быть устроен приямок, размерами 1,0 Ч 1,0 м или дренажная канава сечением 1,0 0,5 м, закрываемые настилом, металлической или деревянной решеткой. Решетка должна иметь размеры ячеек, обеспечивающие безопасные условия при выполнении ремонтных работ в котловане. Ремонтный котлован подготавливается по мере откачки и понижения уровня грунтовых вод (в соответствии с листом 3 комплекта рабочих чертежей).

Режим водоотлива должен быть таким, чтобы постоянно поддерживать уровень воды ниже основание котлована до окончания ремонтных работ.

Для водоотлива предусматривается водоотливной насос производительностью 16 — 25 м 3 /час.

При водопонижении дно котлована выложить деревянными инвентарными щитами.

Вскрытие трубопровода в водонасыщенных грунтах следует начинать с пониженных мест для спуска и откачки воды.

Для возможности спуска и выхода работающих, котлован должен оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на каждую сторону торца котлована. Котлован должен иметь освещение для работы в ночное время, светильники должны быть во взрывозащищенном исполнении.

Монтаж конструкции укрепления стенок котлована

При значительном притоке грунтовых вод, при невозможности работы грузоподъемных механизмов с соблюдением требуемых уклонов стенок котлована, необходимо производить их крепление металлическими или деревянными шпунтами, а при их отсутствии — деревянными сваями. Крепление стенки котлована должно производиться в соответствии с утвержденным проектом.

Монтаж шпунтовой конструкции выполнить в соответствии с инструкцией и нормативными документами на ее применение (в соответствии с листами 5, 6 комплекта рабочих чертежей). Шпунты должны быть разрешены к применению.

Указанная ниже технология монтажа шпунтовой стенки применима для шпунта из профилированной стали.

Погружение шпунтов выполнять при помощи вибропогружателей СП-42Б (низкочастотный), ВПП-2А (высокочастотный) или аналогичных.

Вибропогружатель включать только после опускания, закрепления его на шпунте и ослабления поддерживающих полиспастов. Ослабленное состояние полиспастов должно сохраняться в течение всего времени работы вибратора. При каждом перерыве в работе вибратор следует выключать.

Погружение шпунта на расстоянии ближе 0,5 м от действующего трубопровода не допускается. До начала погружения шпунтов давление в трубопроводе должно быть снижено до 2 МПа. Погружение шпунта около подземных трубопроводов с внутренним давлением свыше 2 МПа или на меньших расстояниях можно производить только с учётом данных обследования и при соответствующем обосновании в проекте.

В процессе производства работ в шпунтовом ограждении при перестановке и демонтаже необходимо поочередно переставлять 2 соседние распорки. Выполнять земляные работы по вскрытию котлована до выполнения обвязки и установки распорок, а также все монтажные работы запрещается.

При выполнении работ по сооружению шпунтовых стенок необходимо строго соблюдать требования техники безопасности в соответствии с «Правилами техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов».

Общая последовательность выполнения работ:

1) разгрузка и складирование шпунта (производится за пределами призмы обрушения грунта незакрепленных выемок котлована на подкладки в штабель высотой до 1,5 м. в зоне работы автокрана);

2) подключение к источнику питания вибропогружателя;

3) вибропогружение свай-стоек для устройства направляющих балок;

4) устройство направляющих балок для забивки шпунтовой стенки и крепления их к сваям- стойкам при помощи сварки;

5) забивка шпунта вдоль трубопровода по направляющим балкам;

6) демонтаж направляющих балок и извлечение свай-стоек с последующей их забивкой с другой стороны трубопровода;

7) устройство направляющих балок на другой стороне трубопровода и забивка шпунтовой стенки той же длины, что и первая;

8) демонтаж направляющих балок и извлечение свай-стоек с последующим их использованием и монтажом в поперечном положении к трубопроводу;

9) забивка шпунта в поперечном положении, относительно трубопровода;

10) монтаж двух шандор с вырезом под диаметр трубопровода и опорой на забитую шпунтовую стенку;

11) устройство верхнего распределительного пояса из двутавровых балок и распоркой между ними;

12) отсыпка снаружи грунтом шпунтовой стенки;

13) при необходимости произвести укладку мешков с ПЦС под нижнюю часть шандоры для исключения попадания «плывуна»;

14) откачка насосами воды и пульпы. На весь период производства работ обеспечить откачку грунтовых вод из котлована.

Рис. 3 Монтаж шпунтовой конструкции

Рис. 5 Демонтаж шпунтовой конструкции

Рис. 6 Монтаж и демонтаж шпунта

Рис. 7 Складирование шпунта

Условные обозначения к рисункам 4-7:

1. Сварочный агрегат

3. Грузоподъёмный механизм

Монтаж герметизирующей камеры на трубопровод

В условиях заболоченной местности, где затруднена откачка воды и болотной массы из котлована, должны применяться ремонтные герметичные камеры открытого типа (ГК).

Монтаж ГК, осуществляется при помощи грузоподъемного механизма:

1) спуск нижней части ГК разъемом вниз до контакта упоров с трубопроводом;

2) крепление нижней части ГК хомутами к трубопроводу;

3) проворачивание ГК на 180 о ;

4) распорка нижней части ГК;

5) установка верхней части на нижнюю и крепление ее болтами через герметизирующие прокладки;

6) закрепление камеры на грунте с помощью балластных пригрузов;

7) уплотнение стенок ГК по фланцам, зазоров в кольцевых отверстиях ГК;

8) очистка от грунта, откачка воды из ГК.

Техническая и биологическая рекультивации.

Технической рекультивации подлежит вся площадь в границах отвода. Границы рекультивируемых земель совпадают с границами отвода земель.

При производстве работ по устранению дефектов в условиях заболоченной местности почвенно-плодородный слой не снимается.

Технический этап рекультивации в этих условиях заключается в следующем:

— уборка строительного мусора после окончания ремонтных работ;

— планировка поверхности и ликвидация техногенных форм рельефа.

Общая площадь земель, подлежащих технической рекультивации, указана в ”Листе привязки проекта”.

В условиях заболоченной местности Биологическая рекультивация не требуется. Восстановление болотных комплексов производится естественным путем.

3. Расчет устойчивости нефтепровода

3.1 Характеристики трубопровода

Толщина стенки трубы

Вес погонного метра трубы

Тип изоляционного покрытия:

конструкция № 18 (согласно ОТТ-04.00-45.21.30-КТН-004-1-02):

· грунтовка (праймер) битумно-полимерная толщиной не менее 0,1 мм;

· лента полимерно-битумная толщиной не менее 3 мм;

· обертка защитная полимерная толщиной не менее 0,6 мм.

Вес изоляционного покрытия:

Футеровка выполнена деревянными рейками толщиной 30 мм

Где -диаметр офутерованной трубы

коэффициент по нагрузке от действия собственного веса при расчете на устойчивость.

удельный вес футеровки

Площадь поперечного сечения металла трубы

3.2 Расчет веса требуемой балластировки

При равномерной по длине балластировке одиночными утяжелителями или сплошным обетонированием участка нефтепровода, укладываемого способом свободного изгиба, величина нормативной интенсивности балластировки — вес на воздухе (Н/м)- должен определяться:

Коэффициент надежности по нагрузке для железобетонных грузов

Коэффициент надежности по устойчивости положения против всплытия принимаемый для трубопроводов, проложенных в обводненной и заболоченной местности

Выталкивающая сила воды, действующая на нефтепровод

Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при своболном изгибе

Расчетная нагрузка от веса продукта, принято, что при эксплуатации возможно опорожнение участка нефтепровода

Удельная масса материала пригруза

Выталкивающая сила воды (Архимедова сила) рассчитывается по формуле:

Где -диаметр офутерованной трубы

Нагрузка от упругого отпора:

где — модуль упругости стали, МПа;

— момент инерции сечения нефтепровода, см 4 ;

— угол поворота оси нефтепровода, рад;

— минимальный радиус упругого изгиба оси нефтепровода, м.

Список использованных источников

1. ОР-03.100.50-КТН-160-07 Регламент планирования устранения дефектов выборочным ремонтом на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть»

2. РД 23.040.00-КТН-090-07 Руководящий документ «Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов»

3. ВСН 153-39.4-475-2005 Ведомственные строительные нормы и правила по использованию балластирующих устройств при проектировании и строительстве магистральных нефтепроводов

4. РД-23.040.00-КТН-090-07 Линейная часть магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Выборочный ремонт дефектных секций

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Современные способы выявления микротрещин в трубопроводе. Виды и способы капитального ремонта магистрального трубопровода, этапы подготовки и проведения данных мероприятий. Выбор комплекта технологического оборудования, расчет необходимых затрат.

дипломная работа [5,3 M], добавлен 05.10.2012

Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.

курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010

Анализ современного состояния нефтепроводного транспорта России. Общая характеристика трассы нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск». Проведение комплексной диагностики линейной части магистрального нефтепровода. Принципиальные схемы электрических дренажей.

дипломная работа [2,3 M], добавлен 23.01.2012

Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.

курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.05.2016

Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода.

курсовая работа [179,7 K], добавлен 29.08.2010

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.

курсовая работа [859,1 K], добавлен 04.03.2014

Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.

курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013

Источник