Министерство образования и науки Российской Федерации
федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт природных ресурсов
Направление подготовки (бакалавр) 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»
Кафедра Транспорта и хранения нефти и газа
Индивидуальное задание по УИРС
Техническое обслуживание и методы ремонта дефектных участков нефтепровода
Студент гр. З-2Б11 _________________ А.М. Давыденко
(подпись)
_________________
(дата)
Преподаватель ТПУ _________________ А.Ф. Цимбалюк
(подпись)
_________________
(дата)
Томск – 2015г.
Содержание:
Реферат……………………………………………………………………..…..3
Аннотация……………………………………………………………………...4
Введение...............................................................................................................5
Мероприятия технического обслуживания и ремонта линейной части..6
1.1. Техническое обслуживание...................................................................6
1.2. Текущий ремонт...................................................................7
1.3. Капитальный ремонт............................................................9
Классификация дефектов..............................................................................11
Дефекты геометрии трубы...................................................................12
Дефекты в стенке трубы......................................................................13
Дефекты сварного шва........................................................................14
Дефекты нефтепровода........................................................................15
Методы ремонта дефектных участков нефтепровода...............................16
Применяемые ремонтные конструкции.......................................................20
Заключение.........................................................................................................25
Список литературы............................................................................................24
Реферат
Отчет по преддипломной практике выполнен в редакторе MicrosoftWord 2013.
Отчет содержит 56 стр., 18 рисунков, 20 источник.
Аннотация
Нефтяная и газовая промышленность – базовые отрасли Российской экономики. Ритмичность и стабильность их работы определяет успешность деятельности многих других отраслей промышленности. Очень важным звеном между производителем и потребителем в нефтяной отрасли является трубопроводный транспорт, надёжность работы которого и будет определять стабильность поставок нефти и газа. Системы магистральных нефтепроводов как объект управления предназначены для перекачки больших объемов нефти от поставщиков к многочисленным потребителям, находящимся как внутри, так и за рубежами страны. Управление процессами перекачки для таких систем подчинено жесткому требованию, а именно, управление должно обеспечивать выполнение планов сдачи нефти по всем потребителям системы.
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.
Цель преддипломной практики – охарактеризовать технологию технического обслуживания и ремонта линейной части нефтепровода.
Исходя из поставленной цели в период практики были решены следующие задачи:
-закрепление теоретического материала, полученного при изучении специальных дисциплин в процессе обучения в ТПУ по направлению 210301 «Нефтегазовое дело. Бакалавриат»;
-проработка нормативно-технической документации.
Введение
Студент, Давыденко Артем Михайлович, группы З-2Б11, в период с 15.06.2015г. по 05.08.2015г. проходил производственную практику в «НТБ Национальный исследовательский Томский политехнический университет»
В результате прохождения практики были рассмотрены вопросы:
-изучение нормативно-технической документации по ведению технологического процесса подготовки и перекачки скважинной продукции;
-технического обслуживания, ремонта трубопроводов и нефтепромыслового оборудования.
\
1. Мероприятия технического обслуживания
и ремонта линейной части
В соответствии со спецификой объектов линейной части магистральных нефтепроводов РД 39-30-499-80 устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания и ремонта (ТОР): [7]
- техническое обслуживание;
- текущий ремонт;
- капитальный ремонт.
Техническое обслуживание
Техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности объекта (изделия). Для объектов линейной части выполняются следующие работы:
Охранная зона нефтепровода:
- технический осмотр (выявление возможных утечек нефти по выходу на поверхность, заявление и предотвращение производства посторонних работ и нахождения посторонней техники и сооружений в охранной зоне, контроль правильности и мер безопасности при производстве в соответствии с согласованием УМН и РНУ различных работ вблизи трубопровода, наблюдение за изменением условий эксплуатации трубопровода, связанных с оголениями, размывами, оползнями, ростом растительности и оврагов;
- отвод ливневых и паводковыхвод с цельюпредупреждения размывов трубопровода;
- поправка или установка временных указателей в опасных зонах.
Трубопровод:
- контроль давления в нефтепроводе по показаниям приборов;
- осмотр на герметичность незаглубленных участков трубопровода, мест выхода из земли, трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений на камерах пуска, пропуска и приема скребка, запорной арматуры, воздушных переходов - через реки, ручьи, овраги;
- устранение незначительных размывов, оголений трубопровода;
- контроль и стравливание давления из тупиковых участков трубопровода - камер пуска, пропуска и приема скребка, отключенных ниток подводных переходов.
Запорная арматура (задвижки, обратные клапаны, вантузы):
- внешний осмотр с целью выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, нарушение герметичности кабеля и электродвигателя, наличие смазки в редукторе и ванне конечных выключателей,мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, грязи, осадков, наличия четких надписей стрелок и обозначений;
- устранение всех недостатков, выявленных при внешнем осмотре;
- удаление грязи, льда, воды, ржавчины, подтеков нефти и масла с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, площадок обслуживания
- подтяжка сальника;
- техобслуживание электродвигателей (осуществляется в соответствии с инструкцией по монтажу, уходу и эксплуатации). [7]
1.2. Текущий ремонт
Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности. Перечень работ по текущему ремонту сооружений линейной части:
Охранная зона нефтепровода
- очистка от сорной травянистой и древесной растительности;
- ликвидация образовавшихся размывов путем подсыпки земли с образованием валика над нефтепроводом;
- Расстановка на трассе в местах, заливаемых паводковыми водами и наибольших снежных заносов, вех для обозначения трассы.
Трубопровод
- определение состояния противокоррозионной изоляции трубопровода выполнением электрометрических измерений потенциала «труба-земля»;
- определение и уточнение шурфованием планового и высотного положения трубопровода в местах пересечения с другими коммуникациями, угловых поворотов, отводов, перемычек; выявление мест мелкого (непроектного) заглубления трубопровода, обозначение этих мест указательными и предупредительными знаками;
- покраска трубопроводных узлов на камерах пуска, пропуска и приема скребка, воздушных переходов через реки, ручьи и овраги;
- исправление противокоррозионной изоляции в местах выхода трубопровода из земли;
- очистка внутренней полости нефтепровода от парафина и грязи;
- производство врезок в трубопровод вантузов, дренажных устройств, отводов, перемычек.
Запорная арматура:
а) задвижки линейные и вантузы
- внешний осмотр;
- вскрытие при необходимости задвижки, очистка ее от грязи и промывка; - устранение мелких повреждений уплотняющих поверхностей и других неисправностей деталей задвижки;
- прогонка гайки на всю длину шпинделя;
- набивка сальника
- проверка задвижки на полное закрытие и открытие
- проверка работы деталей закрепления и подшипников;
- ревизия редуктора, замена смазки на летнюю (зимнюю), замена негодных подшипников и других деталей;
- проверка состояния подвижных частей механизма переключения путем перевода его из положения электрического управления на ручное и обратно;
- проверка на срабатывание конечных выключателей и их регулировка;
- покраска наружных поверхностей задвижки, возобновление нумерации и указателей вращения, исправление противокоррозионной изоляции в местах выхода задвижки из земли;
б) обратные клапаны
- очистка; окраска
- подтяжка фланцевых соединений и сальников;
- регулировка амортизатора
- замена изношенных деталей [1]
1.3. Капитальный ремонт
Капитальный ремонт – наибольший по объему и содержанию вид ремонта, который производится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с разборкой, восстановлением и заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений. К этому виду ремонта относятся: замена дефектных участков нефтепровода и антикоррозионной изоляции, запорной арматуры; устранение дефектов труб нефтепровода; прокладка нового дюкера; берего- и дноукрепительные работы на водных переходах; сооружение защитных кожухов на пересечении с железными и шоссейными дорогами; ремонт и восстановление защитных противопожарных сооружений, земляных дамб на переходах через овраги; ремонт блок-постов и т. п. Перечень работ по капитальному ремонту объектов линейной части: полный объем текущего ремонта, кроме того:
Охранная зона нефтепровода
- укрепление оврагов, растущих в сторону нефтепровода, путем планировки откосов и выполнения работ капитального характера, таких как: мощение, каменная набивка в плетневых клетках, облицовка их железобетонными плитами с заделкой стыков, устройство железобетонных лотков, каменных или бетонных уступов – гасителей скорости потока;
- устройство дополнительной насыпи над нефтепроводом на участках с несоответствующей проекту глубиной залегания трубопровода;
- ремонт оградительных и других устройств по технике безопасности и противопожарной безопасности;
- снос строений в охранной зоне
Трубопровод:
- капитальный ремонт собственно трубопровода производится в соответствии с «Правилами капитального ремонта подземных трубопроводов» РД 39-30-297-79.
Запорная арматура:
а) задвижки
на трассе:
- замена дефектной на исправную;
в мастерских БПО:
- внешний осмотр;
- разборка, очистка, промывка задвижки;
- ликвидация забоин, раковин и шабрение клина по плите с двух сторон при глубине забоин до 0,3 мм;
- ликвидация забоин, раковин и шабрение двух уплотняющих поверхностей гнезда по клину;
- удаление следов после резца с притиркой стеклом или наждачным порошком, замена втулки;
- прогонка гайки на всю длину шпинделя;
- замена червячной гайки на задвижке;
- сборка задвижки;
- замена маховика на задвижке;
- набивка сальника;
- ремонт редуктора, замена подшипников и других неисправных деталей.
- замена смазки;
- проверка задвижки на полное закрытие и полное открытие;
- проверка герметичности затвора наливом керосина на закрытый клин задвижки; [2]
Классификация дефектов
Согласно РД 153-39.4-067-04 дефект нефтепровода - это каждое отдельное несоответствие нормативам: в стенке, в сварном шве трубы, геометрических параметров трубы, а также соединительные детали, не соответствующие требованиям на изготовление.
Нормативы, требования на изготовление - это действующие на момент утверждения настоящего РД СНИП, ВСН, ТУ, регламенты ОАО «АК «Транснефть» и др. документы.
Дефекты подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
Дефектами, подлежащими ремонту, являются дефекты труб, соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, параметры которых не соответствуют требованиям СНиП, ГОСТ, ВСН, и других нормативных документов.
Дефектами первоочередного ремонта являются дефекты, представляющие повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и подлежащие ремонту в первую очередь для восстановления несущей способности трубы.
Комбинированными дефектами являются комбинации из приведенных выше дефектов. К таким дефектам относятся
- вмятины и гофры в сочетании с риской, потерей металла, расслоением
или трещиной,
- овальность в сочетании с вмятиной, гофром,
- вмятины и гофры, примыкающие или находящиеся на сварном шве,
- аномалии сварных швов в сочетании со смещениями,
- аномалии сварных швов в сочетании с коррозионной потерей металла,
- расслоение, примыкающее к дефектному сварному шву
Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от границы дефекта до границы сварного шва не превышает 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта. [6]
Дефекты геометрии трубы
Дефекты геометрии трубы - это дефекты, связанные с изменением ее формы. К ним относятся:
" Вмятина " - уменьшение проходного сечения трубы длиной не более 1,5 номинального диаметра трубы, возникшее в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода.
" Гофр " - чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.
Вмятины, гофры глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра по данным ВИП включаются в состав дефектов ПОР, и по результатам ДДК определяются параметры и наличие в них дополнительных дефектов и уточняется очередность и метод их ремонта
" Овальность " - дефект геометрии длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях Овальность определяется как разность между значением номинального наружного диаметра D н и значением минимального измеренного наружного диаметра трубы d.
Схемы измерения величины минимального диаметра трубы d для дефектов "овальность" и "овальность в сочетании с вмятиной":
1) Величина минимального наружного диаметра трубы d измеряется микрометром гладким в соответствии с "Регламентом и методикой проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических нефтепроводов" 
Рис. 2.1. Схема измерения параметров дефекта "овальность". Фактический центр овальности может быть смещен от центра трубы с номинальным диаметром.
Измерение параметров комбинированного дефекта "овальность в сочетании с вмятиной" производится при расположении вмятины на расстоянии равном радиусу трубы в обе стороны от верхней или нижней образующей трубы
Рис. 2.2. Схема измерения параметров комбинированного дефекта "овальность в сочетании с вмятиной [6]
Дефекты в стенке трубы
К ним относятся:
" Потеря металла " - изменение толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления.
Дефекты сплошной коррозии длиной и шириной 100 мм и более включаются в состав дефектов ДПР независимо от глубины дефекта. При их расположении на участках трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, данные дефекты классифицируются как дефекты ПОР.
Точечные коррозионные дефекты (внешние потери метала), объединенные при интерпретации по результатам внутритрубной диагностики в единый дефект с размерами 100x100 мм и более включаются в состав дефектов ДПР. При их расположении на участках трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, данные дефекты классифицируются как дефекты ПОР.
Трубная секция, содержащая совокупность дефектов ДПР с общей площадью всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности секции, классифицируется как секция, подлежащая ремонту и может быть отремонтирована только заменой всей секции.
" Риска " ( царапина, задир) - дефект поверхности в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованный перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
" Расслоение " - внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои. Расслоение - внутренний дефект металла трубы технологического происхождения.
" Расслоение с выходом на поверхность " (закат, плена прокатная) - расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
" Расслоение в околошовной зоне " - расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние от сварного шва до края расслоения меньше 4-х толщин стенки трубы).
" Трещина " - дефект в виде разрыва металла стенки "трубы. [6]
Дефекты сварного шва
Дефекты сварного шва - это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры которых установлены нормативными документами.
К дефектам сварного шва относятся:
Трещина, непровар, несплавление - дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, классифицируются как " несплошности плоскостного типа " поперечного/продольного/спирального сварного шва.
Поры, шлаковые включения, наружные дефекты (утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатостъ, отклонения размеров шва от требований нормативных документов) классифицируются как " аномалии " 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, классифицируется как "смещение" поперечного/продольного/спирального сварного шва. [6]
Дефекты нефтепровода
К дефектам нефтепровода относятся недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям нормативных документов:
- тройники;
- плоские и другие заглушки и днища;
- сварные секторные отводы;
- переходники;
- патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;
- заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;
- накладные элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не разрешенные настоящим РД или другими нормативными документами.
Соединительные детали (тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники), не соответствующие действующим нормативным документам, установленные на линейной части МЫ, технологических нефтепроводах НПС, а также заплаты всех видов и размеров, накладные элементы из труб (корыта) независимо от места их установки классифицируются как дефекты ПОР.
Приварные элементы (вантузы, сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, катодные выводы, отборы давления, «чопики» и др.), не соответствующие требованиям нормативных документов, на линейной части МП, нефтепроводах НПС и нефтебаз классифицируются как дефекты ПОР. [6]