- •Введение
- •1. Обзорный анализ важности исследований
- •1.1. Исходная терминология и единицы измерения
- •2. Физическая характеристика объекта исследования
- •2.1. Свойства металлов
- •2.2. Типы дефектов труб
- •2.3. Ранжирование дефектов по степени опасности.
- •3. Методы обнаружения дефектов
- •3.1. Обзор применяемых методов
- •3.2. Процедура проведения технической диагностики магистральных нефтепроводов
- •Организация и производство работ по подготовке и выполнению втд.
- •3.2.2. Требования к проведению очистки мн.
- •3.2.4. Порядок подготовки участка нефтепровода к проведению внутритрубной диагностики.
- •3.2.5. Требования к проведению внутритрубной диагностики мн.
- •3.2.6. Общие требования к установке маркерных пунктов
- •3.2.7. Требования к допуску вип к проведению диагностического обследования мн
- •Процедура проведения технической диагностики магистральных газопроводов
- •3.4. Методы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов
- •3.4.1. Методы неразрушающего контроля
- •3.4.2. Тензометрирование
- •4. Теоретическая и методическая база расчетов
- •Размеры «дефекта» определяются по результатам обследования вип или по значениям, приведенным в акте ддк.
- •Для расчета используются механические характеристики металла труб и сварных швов, определенные по результатам испытаний стандартных и специальных образцов, сертификатам, ту на трубы (Приложение а):
- •5. Порядок выполнения расчета на прочность и долговечность
- •Упругий коэффициент концентрации e рассчитывается по формуле:
- •6. Расчетные схемы для расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии
- •6.1. Расчетная схема «Бездефектная труба»
- •6.2. Расчетная схема «Дефект геометрии»
- •6.3. Расчетная схема «Дефект геометрии с поверхностной продольной трещиной»
- •7. Особенности эксплуатационного разрушения трубопровода
- •8. Критерии и параметры трещиностойкости материалов
- •8.1. Критерии линейной механики разрушения
- •8.2. Критерии нелинейной механики разрушения
- •8.3. Инженерные методы оценки сопротивления трубопроводов разрушению
- •8.4. Методы оценки сопротивления хрупкому разрушению
- •9. Оценка малоцикловой долговечности по критерию зарождения трещины
- •10. Инженерно-компьютерный анализ при помощи программного продукта ansys
- •Заключение
Организация и производство работ по подготовке и выполнению втд.
Устанавливается следующая последовательность проведения работ по внутритрубной диагностике участков МН, находящихся в эксплуатации:
пропуск калибровочного устройства;
первичная очистка нефтепровода и повторный пропуск калибровочного устройства;
преддиагностическая очистка нефтепровода;
контроль качества очистки;
пропуск ВИП;
пропуск профилемера после пропуска дефектоскопа WM;
обработка результатов пропуска ВИП, подготовка и выдача технического отчета;
проведение ДДК.
Организация и производство работ по подготовке и выполнению внутритрубной диагностики нефтепровода осуществляются в соответствии с требованиями ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05 «Регламент внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов».
3.2.2. Требования к проведению очистки мн.
Пропуск калибровочного устройства, первичная и преддиагностическая очистка нефтепровода производится путем пропуска по трубопроводу очистных устройств (ОУ) в соответствии с технологическими схемами, разработанными согласно ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05 с учетом протяженности участка, наличия промежуточных НПС, действующих лупингов и подкачек, характеристик перекачиваемой нефти (вязкости, плотности, содержания парафина), а также с учетом сезонности производства работ в соответствии с ОР-16.01-60.30.00-КТН-017-1-05 «Регламент по очистке магистральных нефтепроводов».
В технологических схемах очистки участка должны быть определены: типы, количество и последовательность пропуска очистных устройств, интервалы времени между их запусками.
Сроки пропуска калибровочного устройства, первичная очистка участка нефтепровода, повторный пропуск калибровочного устройства и преддиагностическая очистка участка нефтепровода устанавливается ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05.
Контроль за движением очистных устройств по нефтепроводу осуществляют бригады сопровождения, которые должны укомплектованы оборудованием для контроля прохождения ОУ по нефтепроводу – акустическими и низкочастотными локаторами.
3.2.4. Порядок подготовки участка нефтепровода к проведению внутритрубной диагностики.
На участке нефтепровода перед проведением внутритрубной диагностики должны быть устранены дефекты геометрии, соответствующие проходному сечению 8%Dн и менее.
Участок нефтепровода, диагностируемый с помощью ВИП, должен быть оснащен камерами пуска и приема СОД. Проектирование новых и реконструкция существующих стационарных узлов пуска, пропуска и приема СОД магистральных нефтепроводов проводится согласно требованиям РД-16.01-60.30.00-КТН-001-1-05 «Нормы проектирования узлов запуска, пропуска и приема средств очистки и диагностики магистральных нефтепроводов».
Узлы пуска и приема должны быть оборудованы подъездными путями и разворотными площадками для безопасного доступа автомобильного транспорта и грузоподъемных механизмов к камерам пуска и приема СОД.
Узлы пропуска СОД на промежуточных НПС и камера приема СОД на конечном пункте не позднее чем за 1 час до пуска ОУ должны быть переключены на пропуск О без его остановки и прием ОУ, соответственно.
В ходе и после завершения очистки запрещается:
производить размыв донных отложений резервуаров на нефтеперекачивающих станциях технологического участка нефтепровода, в состав которого входит диагностируемый участок;
производить очистку и промывку резервных ниток и лупингов на диагностируемом участке нефтепровода.
Если последний скребок, пропущенный в соответствии с технологической схемой преддиагностической очистки участка, принес в приемную камеру более 5 л. взвешенных и 0,5 л. твердых асфальтопарафинистых отложений, участок считается очищенным и производится дополнительная очистка участка трубопровода путем повторного пропуска очистных устройств до получения требуемых результатов очистки.
На участках нефтепроводов, которые имеют следующие характеристики:
скорость движения нефти менее 0,5 м/с;
содержание парафина в перекачиваемой нефти боле 3% объемных;
протяженность участка свыше 100 км
перед пуском ВИП осуществляет пуск дополнительных очистных щеточных устройств в соответствии с требованиями ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05.