3. Проверка прочности трубопровода в продольном направлении и на отсутствие недопустимых пластических деформаций

Проверка на прочность в продольном направлении:

1. Определяем внутренний диаметр трубопровода

D_вн= - 2 = 530 – 2*6=518 мм

2. Рассчитываем значение кольцевых напряжений по формуле

где - коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, равный 1,15 для нефтепроводов диаметром 700 – 1200 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключения емкостей и 1,1 – в остальных случаях;

- номинальная толщина стенки трубы, м

D_вн – внутренний диаметр трубы, м

p - рабочее (проектное) давление, МПа

МПа

3. Рассчитываем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы по формуле

где - кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления

3. Проверяем прочность трубопровода в продольном направлении по условию

4. Условие выполняется.

Проверка трубопровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций

1. Находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле

МПа

2. Проверяем выполнение условие

где: - нормативное сопротивление, принимается равным минимальному значению предела текучести ;

- коэффициент условий работы трубопровода, равный 0,6 для участков трубопроводов категории «В»; 0,75 для участков категорий I и II; и 0,9 для участков категорий III и IV;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода, для нефтепроводов условным диаметром 1200 он равен 1,05, для остальных – 1,00

- условие выполняется.

3. Рассчитываем коэффициент по формуле

4. Определяем значение продольных напряжений по формуле

+ МПа

- МПа

5. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов

- в продольном направлениях проверку производим по условию:

- условие выполняется.

- в кольцевом направлении проверку производят по условию:

- условие выполняется.

3. Графическая часть

   1. Один из этапов строительства

а–сборка стыка; б–перемещение центратора; в–подготовка трубы к стыковке; 1–опора; 2–смонтированный трубопровод; 3–монтажная опора; 4–передвижная опора штанги; 5–штанга; 6–центратор; 7–трубоукладчик; 8–трубы

Рис. Монтаж плетей на опорах:

Эксплуатация нефтепровода

1. Пояснительная записка

1.1 Работа по вырезке и врезке «катушки».

Работы по вырезке, врезке «катушек» выполняются по ППР, разработанному на основании рабочей документации, требований РД-75.180.00-КТН-150-10, в следующей последовательности:

а) подготовительные работы:

1. согласование схем расположения технических средств и временных сооружений в техническом коридоре;

2. отвод земли, разработка схем подъездных путей для движения транспорта;

3. разбивка трассы нефтепровода, обозначение вешками всех коммуникаций следующих в одном техническом коридоре и пересекающих нефтепровод в зоне производства работ;

4. обустройство временных переездов, полевого городка;

5. земляные работы, устройство амбаров для временного хранения нефти (при необходимости);

6. врезка вантузов или установка вантузных задвижек и извлечение герметизирующих пробок. Вантузы предназначены для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка и закачки нефти в нефтепровод после ремонта, а также впуска воздуха при освобождении и выпуска ГВС при заполнении нефтепровода. Вантузы для откачки нефти из ремонтируемого участка нефтепровода устанавливаются на вырезаемой (удаляемой) «катушке» или применяются проектные в более низких точках трассы по геодезическим отметкам в соответствии с принятой технологией опорожнения нефтепровода. Схема обвязки вантуза закачки представлена на рис. 1 (приложение).

7. промывка и проверка герметичности затвора запорной арматуры;

б) основные работы:

1. остановка перекачки нефти по нефтепроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытия участка производства работ линейными или технологическими задвижками. При выполнении ремонтных работ без остановки перекачки, если возможна перекачка по резервной нитке ППМН или лупингу, ремонтируемый участок отключается закрытием линейных задвижек;

2. освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода; в зависимости от организации приема нефти освобождение эксплуатируемых МН (участка МН) должно выполняться по следующим схемам:

   • а) в резервуары НПС;

   • б) в нефтепровод, проходящий в одном техническом коридоре при параллельном следовании или взаимном пересечении, лупинг, резервную нитку (далее - в параллельный МН);

   • в) во временные (амбары, резинотканевые резервуары) или передвижные емкости.

Выбор технологии освобождения МН (участка МН) от нефти должен определяться исходя из обеспечения полного освобождения внутренней полости трубопровода от нефти до нижней образующей трубы на расстоянии от места производства ремонтных работ не менее 40 м. Схемы откачки-закачки должны обеспечивать использование проектных и врезку минимального количества дополнительных вантузов. Во всех случаях, независимо от принятой схемы откачки нефти в опорожняемый нефтепровод, должен быть организован впуск воздуха. Впуск воздуха должен осуществляться на участках с наиболее высокими геодезическими отметками через вантузы или просверленные дрелью (с ручным, пневмоприводом) технологические отверстия диаметром от 8 до 12 мм. На рис. 2 (приложение) приведен пример схемы размещения техники при освобождении нефтепровода способом откачки с применением ПНУ и на рис. 3 (приложение) схемы сборки элементов обвязки ПНУ (МОНА)

3. сверление контрольных отверстий для контроля уровня нефти, обнаружения повышения давления газов или образования вакуума; на весь период производства работ в местах впуска воздуха в нефтепроводе должно быть обеспечено поддержание атмосферного давления. В местах впуска воздуха должен быть обеспечен контроль за движением воздуха (наличие избыточного давления/вакуума) через вантуз (технологические отверстия) с помощью мановакууметра и уровнем нефти в нефтепроводе через технологические отверстия с помощью алюминиевого стержня.

4. вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с применением энергии взрыва, демонтаж вырезаемой «катушки»; в нефтепроводе на месте вырезки «катушки» перед началом и на весь период производства работ должно быть обеспечено поддержание атмосферного давления и выполнены мероприятия по предотвращению попадания нефти к месту вырезки «катушки». За 24 часа до начала вырезки «катушки» должны быть отключены станции катодной и дренажной защиты нефтепровода на расстоянии не менее 10 км в обе стороны от места производства работ. Схема безогневой вырезки катушки представлена на рис.4(приложение)

5. подготовка (зачистка) рабочих котлованов (со стенок и дна рабочего котлована срезать и удалить слой, пропитанного нефтью грунта, засыпать дно свежим грунтом),

6. сверление отверстий для контроля давления в нефтепроводе;

7. пропарка внутренней полости трубы и сверление технологических отверстий для установки герметизаторов (ПЗУ, Кайман, ГРК) и герметизация внутренней полости нефтепровода. Схема установки герметизаторов представлена на рис. 5 (приложение). При ремонте с заменой «катушки» на НПС, КПП СОД, перемычках и резервных нитках ППМН, не оборудованных КПП СОД, для герметизации внутренней полости нефтепровода применяется глина. По завершению ремонтных работ при заполнении нефтепровода нефтью следует организовать контроль за движением герметизаторов по нефтепроводу до момента их поступления в КПП СОД.

8. сверление отверстий для контроля ГВС в нефтепроводе;

9. сварочно-монтажные работы по врезке новой «катушки» (детали) или подключению участка нефтепровода методом захлёста и контроль качества сварных соединений;

10. заварка контрольных и технологических отверстий с контролем качества сварных соединений;

11. открытие задвижек, выпуск ГВС и заполнение нефтепровода нефтью;

12. вывод нефтепровода на режим работы, обеспечивается включением на НПС насосных агрегатов в последовательности, определяемой картой технологических режимов заполнения для достижения требуемой пропускной способности;

13. нанесение изоляционного покрытия и обратная засыпка нефтепровода;

в) завершающие работы:

1) обратная закачка нефти из амбаров (резинотканевых резервуаров) в нефтепровод (при их использовании);

2) ликвидация временных вантузов с помощью приспособлений для герметизации патрубков или установка герметизирующих пробок и демонтаж вантузных задвижек;

3) восстановление изоляционного покрытия нефтепровода в местах ликвидации временных вантузов;

4) обратная засыпка нефтепровода, амбаров и выполнение рекультивации;

5) демонтаж временных переездов и полевого городка.