1.3 Klasyfikacja wad

Wadą jest każda niezgodność z obowiązującymi normami. Główną przyczyną pojawienia się wad jest odchylenie parametru eksploatacyjnego od wartości standardowej, uzasadnione tolerancją.

Klasy defektów.

Pierwsza klasa obejmuje:

Pływające odcinki rurociągu (odcinki głównego gazociągu, które utraciły projektowe położenie osi w podmokłym gruncie z dostępem do powierzchni wody);

Emisje łukowe (odcinki głównego gazociągu, które w trakcie eksploatacji utraciły projektowe położenie osi z dostępem do powierzchni światła dziennego);

Wybrzuszenia (odcinki rur, które wybrzuszają się w wyniku unoszenia się gleby przez mróz, zwykle w przypadku rozmrożonej gleby zawierającej zamarznięcie rurociągu):

a) symetryczny;

b) asymetryczny (w postaci jednej sinusoidy półfalowej);

c) typ „węża” w płaszczyźnie poziomej (z dwiema lub więcej półfalami);

Uginanie się (gołe odcinki rur bez podparcia na podłożu, powstające np. w wyniku zjawisk krasowych lub rozmrażania gleb wiecznej zmarzliny);

Osiadanie (odcinki rur osiadające w wyniku rozmrożenia gleby wiecznej zmarzliny).

Druga klasa obejmuje:

Owalność rury (wady w kształcie geometrycznym odcinka rurociągu, wynikające z przekształcenia początkowego odcinka pierścieniowego rury w eliptyczny);

Wgniecenie (lokalna zmiana kształtu powierzchni rury, której nie towarzyszy pocienienie ścianki);

Falistości (poprzeczna fałda na powierzchni rury, charakteryzująca się głębokością zwykle mierzoną w stosunku do grubości ścianki rury).

Trzecia klasa obejmuje wady ścian rur pochodzenia metalurgicznego oraz powstałe podczas transportu, budowy i eksploatacji głównego gazociągu:

Wiązki;

Zachody słońca (nieciągłość metalu w kierunku walcowania blachy na znacznej długości);

Folie (rozwarstwianie metali o różnych grubościach i rozmiarach, wydłużane w kierunku walcowania);

Wady (otwarte, głęboko utlenione pęknięcie powierzchni metalu o różnych kształtach);

Likwacja (zwiększona zawartość wtrąceń niemetalicznych);

Karb (podłużny rowek powstający podczas walcowania rury).

Wady ścian rur powstałe podczas transportu rur, konstrukcji i eksploatacji głównego gazociągu:

Pocienienie ściany rury na dużym obszarze;

Lokalne uszkodzenia ścianki rury, zarówno pojedyncze, jak i grupowe;

Wady liniowo-rozciągłe:

a) zadrapania;

b) znęcacze.

Przyczyny wad rur.

Istniejąca technologia walcowania metali, technologia ciągłego odlewania stali w poszczególnych zakładach metalurgicznych jest jedną z przyczyn produkcji rur o niskiej jakości.

W fabrykach rur kontrola przychodzących surowców jest niedoskonała lub całkowicie nieobecna - wady surowców stają się wadami rur.

Podczas czyszczenia rurociągów za pomocą obcinaków, w lokalnych obszarach powierzchni rury powstają defekty odkształceń plastycznych - podcięcia.

Wadą złącza spawanego jest różnego rodzaju odstępstwo od ustalonych norm i wymagań technicznych, które zmniejsza wytrzymałość i niezawodność połączenia spawanego i może prowadzić do zniszczenia całej konstrukcji.

Zwiotczenie - najczęściej powstające podczas spawania powierzchni pionowych z poziomymi szwami, w wyniku spływania ciekłego metalu na krawędzie zimnego metalu rodzimego. Mogą być lokalne (w postaci pojedynczych zamrożonych kropli) lub rozciągać się wzdłuż szwu.

Podcięcia to zagłębienia utworzone w metalu rodzimym wzdłuż krawędzi spoiny.

Przepalenie to penetracja podłoża lub osadzonego metalu z możliwym utworzeniem otworów przelotowych.

Niespawane kratery powstają, gdy łuk nagle pęka pod koniec spawania.

Ocena stopnia niebezpieczeństwa wystąpienia wad.

Stopień zagrożenia wadami należy oceniać według kryteriów stabilności statycznej i dynamicznej rurociągów produktowych. Zgodnie z kryterium stabilności statycznej należy ocenić niebezpieczeństwo wystąpienia klasycznych defektów zaliczanych do ubytków metalu.

Zgodnie z kryterium stabilności dynamicznej należy ocenić niebezpieczeństwo wystąpienia uszkodzeń zaliczanych do lokalnych koncentratorów naprężeń w metalu nieszlachetnym podczas powtarzającego się statycznego obciążania rurociągu ciśnieniem wewnętrznym.

Podjęcie decyzji o stopniu zagrożenia defektem opiera się na wnioskach o charakterze, lokalizacji i wielkości, a także na koncepcjach fizyki wytrzymałościowej na temat niebezpieczeństwa tego rodzaju defektu. W takim przypadku należy wziąć pod uwagę prawdopodobieństwo prawidłowej klasyfikacji wady, dokładność określenia jej wielkości i współrzędnych. Jeżeli wiarygodność lub dokładność wyników jest niewystarczająca, konieczne jest przeprowadzenie ponownych badań, ewentualnie innymi metodami, na przykład radiograficznymi, prądami wirowymi.

Regeneracja śrub dyspergujących

Dla ślimaka dyspergującego pracującego w szybko poruszającym się środowisku korozyjnym...

Nożyce gilotynowe z nacięciem dolnym

Wady spoin i połączeń wykonanych metodą zgrzewania powstają w wyniku naruszenia wymagań dokumentów regulacyjnych dotyczących przygotowania, montażu i spawania połączonych jednostek...

Wady spawalnicze

Każdy proces produkcyjny wiąże się z pewnymi odstępstwami od wymagań norm technicznych. Jeśli takie odchylenia wykraczają poza tolerancje ustalone dla danego produktu, jest to wada, wada, którą należy usunąć...

Wady spawalnicze

Wady zewnętrzne Zniekształcenie wielkości i kształtu szwów; szwy są duże lub niewymiarowe...

Wady spawalnicze

Należy wyeliminować wszystkie wady spoin, a jeśli nie jest to możliwe, spawany produkt odrzuca się...

Najprostszymi defektami punktowymi są wakaty (miejsca, z których usunięto atomy) i atomy śródmiąższowe (ryc. 2.1). Defekty punktowe w kryształach jednoatomowych powinny obejmować także atomy zanieczyszczeń różnego typu...

Zmiany właściwości dyslokacji podczas odkształcania metalu

W strukturach gęsto upakowanych, w szczególności w większości prawdziwych metali, w sieciach fcc lub bcc krystalizujących w siatkach fcc lub bcc, głównym mechanizmem migracji dyfuzyjnej jest wakat. W tym mechanizmie elementarny skok atomu...

Zmiany właściwości dyslokacji podczas odkształcania metalu

Wakaty powstają: a) w wyniku wahań energii podczas chaotycznego ruchu termicznego atomów; b) podczas odkształcenia plastycznego; c) podczas napromieniania jądrowego metali, a także podczas innych procesów. Ryż. 2,5...

Cechy działania osi obrotowej maszyny, jej cechy konstrukcyjne i technologiczne

Do najczęstszych wad czopów zaliczają się pęknięcia i pęknięcia różnego pochodzenia. W przypadku wystąpienia takiej wady przywrócenie czopa jest często niemożliwe ze względu na jego cechy konstrukcyjne. Zazwyczaj...

Projekt warsztatu odlewnictwa precyzyjnego o wydajności 500 ton rocznie

Wskazane jest korygowanie wad, jeśli koszt poprawienia odrzuconego odlewu jest niższy niż koszt jego ponownego wykonania. Zewnętrzne powłoki mogą być spawane. Spawanie należy wykonywać metodą spawania elektrycznego...

Projekt procesu technologicznego regeneracji głowicy cylindrów

Tabela 3 Warunki techniczne wykrywania wad i sortowania części Lp. Nazwa wady Sposób identyfikacji wady Wymiary Wniosek Nominalny Dopuszczalny bez naprawy 1 Pęknięcie płaszcza...

Metody określania uszkodzeń mechanizmów i części podczas eksploatacji. Wybór metody naprawy

Warunkiem naprawy jest obiektywne zapisanie stanu maszyny w dzienniku, w którym rejestrowane są wszystkie prace wykonane w okresie konserwacji, z opisem wszystkich stwierdzonych zespołów i części, problemów...

Odporność pleśni w warunkach eksploatacyjnych w zakładzie Krivorozhstal

W wyniku badań naukowych pojawiły się nowe rezerwy zwiększające odporność pleśni, zwłaszcza na powstawanie pęknięć. Zachęcające wyniki uzyskano przy obsłudze form (w tym dużych) wykonanych z żeliwa...

Konstrukcja, przeznaczenie i zasada działania pompy wiertniczej UNB-600

Diagnozę ewentualnych usterek w pracy pompy i sposoby ich eliminacji należy przeprowadzić zgodnie z tabelą 1. Tabela 1...

Wady rurociągów określane są na podstawie wyników kontroli diagnostycznej VTD i DDC.

Klasyfikacja wad kształtowników według rodzajów i parametrów zawarta jest w RD-23.040.00-KTN-011-11.

Wady geometrii rury to wady związane ze zmianami kształtu rury. Należą do nich: wgniecenie, pofałdowanie, zwężenie.

Głębokość pofałdowania określa się jako sumę wysokości wypukłości i głębokości wklęsłości, mierzonej od tworzącej rury.

Do wad ścian rur zalicza się: ubytek metalu, zmniejszenie grubości ścianki, uszkodzenia mechaniczne, rozwarstwienie, rozwarstwienie pod wpływem kontaktu z powierzchnią, rozwarstwienie w strefie wpływu ciepła, pęknięcie, korozyjne uszkodzenie mechaniczne przypominające pęknięcie.

Straty metali dzielą się na łączone i pojedyncze.

Łączone ubytki metalu to grupa dwóch lub więcej defektów korozyjnych połączonych w jeden defekt, jeżeli odległość między sąsiednimi defektami jest mniejsza lub równa wartości czterech grubości ścianek rury w obszarze defektów.

Pojedynczy ubytek metalu to jeden ubytek metalu, którego odległość do najbliższego ubytku metalu przekracza wartość czterech grubości ścianek rury w obszarze ubytku.

Mechaniczne uszkodzenia powierzchni ścianki rury, sklasyfikowane zgodnie z GOST 21014 jako „ryzyko”, „zadrapanie”, „zadrapanie”, „rozdarcie”, „wgniecenie powierzchniowe”, są identyfikowane według danych VIP jako „ryzyko”.

Wady złącza spawanego (szwu) to wady samej spoiny lub strefy wpływu ciepła. Rodzaje i parametry wad złączy spawanych regulują odpowiednie dokumenty regulacyjne. Wady spoin obejmują:

Pęknięcie, brak wtopienia, brak wtopienia - wady w postaci nieciągłości metalu wzdłuż spoiny, które według danych VIP identyfikowane są jako „nieciągłość typu płaskiego” spoiny poprzecznej, podłużnej, spiralnej;

Pory, wtrącenia żużla, zapadnięcia, podcięcia, nadmierna penetracja, ugięcie, łuszczenie się, odchylenia wymiarów spoin od wymagań dokumentów regulacyjnych, które według danych VIP identyfikowane są jako „anomalia” spoiny poprzecznej, podłużnej, spiralnej ;

Przemieszczenie krawędzi to rozbieżność między poziomami położenia wewnętrznych i zewnętrznych powierzchni ścianek spawanych (spawanych) rur (w przypadku spoiny poprzecznej) lub blach (w przypadku szwów spiralnych i wzdłużnych) w złączach zgrzewanych kołkowo, co według VIP danych, identyfikowane jest jako „przemieszczenie” spoiny poprzecznej, wzdłużnej, spiralnej;

Złącze ukośne to spawane złącze doczołowe rury z rurą (z cewką, z łącznikiem), w którym osie wzdłużne rur są ustawione pod kątem względem siebie -

Różnica w grubości łączonych rur przy współczynniku grubości ścianki większym niż 1,5 jest wadą (z wyjątkiem złączy wykonanych według specjalnych warunków technicznych, z odpowiednim wpisem w protokole spawania w ramach dokumentacji powykonawczej).

Spoina obwodowa zawierająca jeden lub więcej defektów to „spoina wadliwa”. W bazach zawierających informacje o wadach odnotowuje się „wadliwe złącza spawane” bez wskazania liczby wad.

	|	następny wykład ==>

A– wada rury; B - mechaniczna obróbka wady; V– schemat spoin; 1 – warstwa wierzchnia; 2 – warstwy wypełniające; 3 – szew konturowy;

4 – szew czołowy.

Naprawa poprzez spawanie podlega rurom, które mają oddzielnie zlokalizowane pojedyncze wady, które uważa się za wady, które mają między sobą odległość:

ü nie mniej niż 300 mm przy maksymalnej wielkości wady mniejszej lub równej 35 mm;

ü nie mniej niż 500 mm przy maksymalnej wielkości wady od 35 do 60 mm.

W takim przypadku liczba defektów na metr bieżący rury nie powinna przekraczać dwóch.

Następujące wady rur nie mogą być naprawione metodą spawania:

ü wady, których wymiary przekraczają wartości podano w tabeli. 9,7; ubytki korozyjne i

ü zlewy umieszczone na węzłach łączących i częściach;

ü wady zlokalizowane w odległości mniejszej niż 300 mm od spoin wzdłużnych i obwodowych;

ü wady polegające na pęknięciach lub widocznych rozwarstwieniach metalu, a także te zlokalizowane na wgnieceniach. Spawanie wad na rurach odbywa się poprzez ręczne spawanie łukowe elektrodami typu podstawowego.

Przed spawaniem ubytek poddaje się obróbce mechanicznej (za pomocą szlifierki lub noża) w tym celu (ryc. 9.9.b):

· uzyskanie kształtu krateru zapewniającego równomierne i wysokiej jakości położenie metalu;

· całkowite usunięcie produktów korozji i ewentualnych mikropęknięć powierzchniowych.

Obszary przylegające do krateru są czyszczone do metalicznego połysku na szerokość co najmniej 15 mm, wstępnie usuwając resztki powłoki izolacyjnej, rdzę, brud i plamy olejowe.

Ogrzewanie metalu rury przed spawaniem ustala się zgodnie z tabelą. 9,8.

Tabela 9.8

Podgrzewanie metalu rury

Ogrzewanie rur odbywa się z reguły za pomocą grzejników elektrycznych lub gazowych. Regulacja temperatury realizowana jest za pomocą urządzeń typu TP-1.

Spawanie wad rur o wytrzymałości na rozciąganie od 42 do 55 kgf/mm 2 odbywa się przy użyciu elektrod marek UONI 13/55, „Garant”, LB52A(I) o średnicy 2,5-4,0 mm, spawanie wad rur o wytrzymałości na rozciąganie 55-57 kgf/mm 2 – z elektrodami marki „Schwarz 3K”, VSF-60 lub podobnymi.

Napawanie metalu na ubytek obejmuje: pierwszą warstwę napawania, warstwy wypełniające, spoinę konturową, szew czołowy (rys. 9.9.c). Pierwszą warstwę napawania i spoinę konturową wykonujemy elektrodami o średnicy 2,5-3,25 mm, wypełniając i licując - elektrodami o średnicy 3,0-4,0 mm w trybach spawania podanych w tabeli. 9,9.

Tabela 9.9

Wadliwy tryb spawania

W przypadku wad spawalniczych liczba prowadzonych warstw musi wynosić co najmniej dwie (z wyłączeniem warstwy konturowej szwu). Spawanie wykonuje się za pomocą koralików o szerokości nie większej niż 20 mm z wzajemnym zakładem nie mniejszym niż 3 mm. Warstwę konturową szwu wykonuje się oscylacjami prostopadłymi do linii granicznej (ryc. 9.9.d), natomiast szerokość tego szwu , waha się od 8 do 14 mm. Spoiny nakłada się szczelnie drobnymi płatkami (0,5-0,7 mm), co zapewnia płynne przejście do metalu podstawowego rury.

Po zespawaniu wadliwego odcinka rury zewnętrzną powierzchnię nawierzchni poddaje się obróbce mechanicznej, przy czym powierzchnia musi być gładka, bez widocznych łusek, a zbrojenie musi być jednolite na całej powierzchni. Wysokość przyrostu powinna mieścić się w przedziale od 0,7 do 1,5 mm (ryc. 9.10) i być kontrolowana za pomocą wskaźnika.

Ryż. 9.10. Obróbka mechaniczna osadzonego obszaru

W ten sposób odbywa się spawanie (spawanie) pojedynczych wnęk.

Za wgłębienia grupowe uważa się skupisko wnęk liczące co najmniej 10 na 100 cm2 powierzchni rury.

W przypadku, gdy średnica i głębokość grupowych wgłębień znacznie osłabia ściankę rury, wycina się część ścianki rury z wgłębieniami i w jej miejscu wtapia się łatę równo z powierzchnią rury.

Łata do zgrzewania na równi z powierzchnią rur wykonywana jest w kształcie owalu z rur o grubości ścianki równej grubości ścianki naprawianego gazociągu, ze stali tego samego gatunku lub o tych samych właściwościach fizyko-mechanicznych. Wymiary łat powinny wynosić nie więcej niż 250 mm szerokości (wzdłuż obwodnicy), ale nie więcej niż połowę średnicy rury i nie więcej niż 350 mm długości (wzdłuż osi). Minimalny rozmiar łaty: szerokość – 100 mm, długość – 150 mm (w tych samych kierunkach). We wszystkich przypadkach różnica pomiędzy długością i szerokością łaty powinna wynosić 50¸100 mm.

Wymiary łat spawanych przy naprawie gazociągów o różnych średnicach podano w tabeli. 9.10.

Tabela 9.10

Wymiary zgrzewanych łat

Krawędzie zgrzewanych łat są ścięte za pomocą fazowanych krawędzi. Otwór w rurze wycięty jest w kształcie łaty, również ze ściętymi krawędziami. Krawędzie łaty i otworu są matowe. Aby zapewnić całkowitą penetrację, łaty zgrzewa się z pierścieniami podkładowymi (rys. 9.11.a).

Pierścień podkładowy wykonany jest z blachy stalowej o grubości 3¸4 mm i szerokości 20¸30 mm i jest przyspawany do łaty od wewnątrz w taki sposób, że jego krawędzie wystają poza krawędzie łaty o 10¸12 mm. Szczelina pomiędzy krawędziami łaty a rurą zapewniająca penetrację powinna wynosić 2¸5 mm. Łatka zgrzewana jest elektrodami typu UONI 13/55. W przypadku łaty o grubości do 12 mm spoina jest spawana w trzech warstwach. Korzeń szwu wykonuje się elektrodami o średnicy 3 mm, kolejne warstwy - elektrodami o średnicy 3¸4 mm. Spawanie odbywa się w odwrotnej kolejności - ze szwem schodkowym na całym obwodzie łaty w trzech lub czterech etapach (ryc. 9.11.b). Do dociśnięcia łatki do rury na razie służą pinezki z urządzeniem instalowanym nad otworem, jakim jest wspornik w kształcie litery U ze śrubą pośrodku, wyposażony w chwytak. W tym celu do łatki przyspawany jest również mały wspornik.

Ryż. 9.12. Układ nacięć i łatek:

A=W=Z=500mm; D=1500 mm; L=9360 mm

rozstaw piast po obwodzie – 200 mm

Do badań wybrano rurę o średnicy 820 i grubości ścianki 9 mm, wykonaną ze stali 19G, eksploatowaną od 27 lat, o następujących parametrach:

ü naprężenia podłużne s t= 407 MPa, s wr=555 MPa;

ü naprężenia poprzeczne s t= 456 MPa, s wr= 557 MPa.

Na zewnętrznej powierzchni rury wykonano 5 identycznych nacięć: o długości 200; głębokość – 3,5 i szerokość 3 mm. Schemat wykonywania cięć pokazano na ryc. 9.12.

Aby zbliżyć się do warunków eksploatacyjnych rurę poddano próbom hydraulicznym w trybie cyklicznym. Zakres cykli był następujący: Pmin= 2,0 MPa; Pmaks= 4,0 MPa.

Analizę stanu rury przeprowadzono etapowo po obciążeniu wynoszącym 200 cykli.

Przed przystąpieniem do badań certyfikowano cięcie nr 5, kolejno na każdym etapie zgrzewano jedno nacięcie, wycinano okno o wymiarach 150 x 200 mm i zgrzewano łatę. Po 600 cyklach zespawano cztery nacięcia (nr 2,3,4,5) i wspawano łaty nr 6,7,8. Następnie rurę poddano 5000 cyklom naprężeń, po czym wycięto nacięcie nr 1 i w jego miejsce przyspawano łatę. Kolejność cięć naprawczych i łat spawalniczych podano w tabeli. 9.11.

Metody czapki. naprawy mające na celu odnowienie ściany MTP.

Wady ściany MTP.

TECHNOLOGIA WYMIANY USZKODZONEGO ODCINKA RUROCIĄGU NAFTOWEGO

Rodzaje prac naprawczych na części liniowej MTP.

Naprawę uszkodzonego odcinka rurociągu poprzez jego wymianę przeprowadza się po wykryciu (obecności):

pęknięcia w spoinie lub metalu nieszlachetnym rury o długości 50 mm lub większej;

pęknięcie pierścieniowego szwu (montażu);

pęknięcie wzdłużnego (fabrycznego) szwu i metalu rury;

wgniecenia o głębokości przekraczającej 3,5% średnicy rury;

zadrapania o głębokości większej niż 30% grubości ściany i długości 50 mm lub większej.

W zależności od przyjętej technologii wykonania prac wymianę odcinka rury można przeprowadzić: z przerwą w pompowaniu oleju rurociągiem na cały okres prac renowacyjnych, natomiast odcinek awaryjny można całkowicie lub częściowo oczyścić z oleju; z instalacją linii obejściowej (obejściowej), która wymaga zatrzymania pompowania tylko na czas jej instalacji i podłączenia.

Po zatrzymaniu pompowania wykryty odcinek awaryjny jest odcinany od reszty trasy przez dwa zawory liniowe. W przypadku awarii rurociągów naftowych z systemem telemechanizacji następuje automatyczne wyłączenie agregatów pompowych i lokalizacja uszkodzonego odcinka za pomocą zaworów liniowych.

Patrz pytanie 22

Wady ścianek rur to wady, które nie prowadzą do zmiany obszaru przepływu rury. Dzielą się na następujące grupy:

ubytek metalu (korozja, erozja, wgniecenie stali walcowanej, wyszczerbienie, zarysowanie, wada) - zmiana nominalnej grubości ścianki rury, charakteryzująca się miejscowym pocienieniem w wyniku uszkodzeń mechanicznych, korozyjnych lub ze względu na technologię produkcji;

ryzyko (zarysowanie) - utrata metalu ze ścianki rury powstająca w wyniku interakcji ścianki rury z poruszającym się po niej ciałem stałym;

rozwarstwienie - nieciągłość metalu ściany rury; zwykle jest walcowaną akumulacją wtrąceń niemetalicznych;

zmiana grubości ścianki – stopniowe pocienianie ścianki rury powstające podczas produkcji rur lub blach walcowanych;

pęknięcie - pęknięcie metalu nieszlachetnego ściany rury, charakteryzujące się niewielkim rozmiarem poprzecznym;

wada św. spoina (brak przetopu, czas, wtrącenia żużla, podcięcie, pęknięcie spoiny) - wada samej spoiny. spoiny lub BHP spowodowane naruszeniem technologii spawania.

W zależności od stopnia wpływu na nośność rurociągu naftowego wady dzieli się na niebezpieczne i inne niż niebezpieczne.

Do niebezpiecznych usterek należą:

wady geometryczne przylegające do spoin lub bezpośrednio na szwach, jeżeli ich zmierzona głębokość przekracza 3% nominalnej średnicy zewnętrznej rury;

wady niebezpieczne według wyników obliczeń wytrzymałości statycznej (obliczone ciśnienie pękania uszkodzonej rury jest niższe niż fabryczne ciśnienie próbne);

wady ścianek związane z ubytkiem metalu, przy resztkowej grubości ścianki rury na poziomie technicznie możliwej minimalnej granicy pomiaru pocisku defektoskopowego.

Wady niebezpieczne podlegają naprawie selektywnej, zgodnie z ustalonymi metodami naprawy usterek niebezpiecznych.

Do wad innych niż niebezpieczne zalicza się wady, dla których obliczone ciśnienie pękania wadliwej rury jest nie niższe niż fabryczne ciśnienie próbne. Eksploatacja pompy w przypadku usterek innych niż niebezpieczne jest dozwolona bez ograniczeń dotyczących sposobów pompowania w okresie przeglądu.

Według kryterium konieczności dodatkowej kontroli defektoskopowej (DDT) wady dzieli się na wymagające DDT i niewymagające DDT.

Szereg defektów rur i spoin jest naprawianych bez wycinania wadliwego obszaru. Wrzody korozyjne można spawać podczas naprawy rurociągów naftowych pod ciśnieniem pompowanego oleju do 3,5 MPa.

Uszkodzenia ścianki rurociągu do 5% grubości rury (zadrapania, wżery, zarysowania, wyszczerbienia) eliminowane są poprzez szlifowanie. W takim przypadku grubość ścianki nie powinna przekraczać ujemnej tolerancji rur.

Uszkodzenia korozyjne na głębokości większej niż 5% grubości ścianki rury można naprawić zgodnie z „Instrukcją bezpiecznego prowadzenia prac spawalniczych podczas naprawy rurociągów ropy i produktów pod ciśnieniem”. W przypadku ciągłej korozji rurociąg naftowy naprawia się poprzez spawanie napowietrznych elementów wzmacniających (łatki, złączki).

Technologia spawania uszkodzeń korozyjnych składa się z dwóch etapów: prac przygotowawczych (czyszczenie powierzchni) i samego spawania. Miejsce spawania jest czyszczone do metalicznego połysku w promieniu co najmniej dwóch średnic uszkodzenia (największe wymiary liniowe). Czyszczenie powierzchni można wykonać ręcznie przy użyciu piaskarek. Możliwe jest zastosowanie innych metod czyszczenia (na przykład chemicznych), aby całkowicie usunąć produkty korozji.

W przypadku wykrycia wgnieceń o głębokości do 3,5% średnicy rurociągu można je wyprostować za pomocą urządzeń bezudarowych.

Uszkodzenia pompy w postaci przetok i pęknięć o długości do 50 mm naprawia się bez opróżniania pompowanego produktu poprzez zgrzewanie łat, obejm i złączek.

Wymiary elementów nakładkowych i łączników muszą zakrywać miejsce uszkodzenia w odległości co najmniej 40 mm od jego krawędzi. Plaster powinien mieć kształt eliptyczny. Długość złącza bez pierścieni technologicznych powinna mieścić się w przedziale 150-300 mm. Jeżeli długość złącza przekracza 300 mm, należy zastosować pierścienie procesowe.

23. Czapka naprawa usterek poprzez wycięcie „cewki”.

Schemat ten można zastosować do selektywnej naprawy odcinków rurociągów naftowych, które mają niebezpieczne wady, tj. naruszenie geometrii ścian rur (wgniecenia, pofałdowania) przekracza dopuszczalne granice.

Naprawy przeprowadza się poprzez wycięcie wadliwej części TP i zastąpienie jej nową, zatrzymując pompowanie. Długość wyciętego wadliwego obszaru musi być co najmniej o 100 mm większa od samej wady z każdej strony. Minimalna dopuszczalna długość „szpuli” jest nie mniejsza niż średnica naprawianego rurociągu naftowego.

Pracę rozpoczynamy od przygotowania dokumentacji roboczej w oparciu o dane dotyczące defektów in-line.

Naprawa uszkodzonego obszaru na miejscu rozpoczyna się od otwarcia uszkodzonego obszaru i prac przygotowawczych do wypompowania oleju.

Otwarcie wadliwego obszaru i zagospodarowanie wykopu do prac demontażowych i instalacyjnych odbywa się za pomocą koparki jednołonowej. Kopanie pod rurociągiem naftowym można wykonywać jednocześnie z otwieraniem go koparką z łyżką obrotową lub ręcznie.

Czyszczenie odsłoniętego odcinka rurociągu naftowego ze starej powłoki izolacyjnej odbywa się za pomocą urządzenia czyszczącego lub ręcznie, po czym przeprowadza się dokładną kontrolę TP w celu sprawdzenia, czy nie ma wycieków produktu.

Po zmierzeniu odległości pomiędzy obrobionymi końcami rurociągu naftowego przygotuj „szpulę” ze wstępnie ciśnieniowej rury lub rury jako całości.

Jeżeli posiadasz urządzenie do znakowania rury, możesz wstępnie przygotować „szpulę” o zadanej długości, według której wymiarów zaznaczone i przygotowane zostaną końce rurociągu naftowego.

Łączenie „cewki” z TP odbywa się za pomocą układarki rur lub dźwigu samochodowego, złącze montuje się za pomocą zewnętrznych centratorów, a łączone końce mocuje się za pomocą gwoździ równomiernie na całym obwodzie.

Wymagania dotyczące kwalifikacji spawaczy, montażu, spawania i kontroli jakości połączeń spawanych rurociągów naftowych pozostają takie same, jak przy budowie nowych rurociągów naftowych.

Kontrola jakości spoin - wizualna i radiograficzna, niezależnie od kategorii kształtowników TP. Jeżeli jakość spoiny jest zadowalająca, otwory technologiczne zatyka się metalowymi zatyczkami i wypala po napełnieniu rurociągu olejem do momentu osiągnięcia stanu eksploatacyjnego.

Jeżeli podczas opróżniania rurociągu olej został wpompowany do dołu ziemnego lub zbiorników z tkaniny gumowej, należy go wpompować do naprawianego rurociągu naftowego przed ponownym pompowaniem przez niego wody i zdemontować obwód rurociągu rurociągu naftowego za pomocą zespół pompy pompującej.

Kolejną znaczącą i złożoną operacją technologiczną jest odpowietrzenie rurociągu naftowego.

Oczyszczenie i nałożenie powłoki izolacyjnej rurociągu naftowego naprawianego odcinka odbywa się za pomocą odpowiednich urządzeń czyszcząco-izolacyjnych lub ręcznie. Zależy to od długości odcinka, średnicy rur i rodzaju powłoki izolacyjnej.

Prace kończą się rekultywacją żyznej warstwy gleby, wyrównaniem i oczyszczeniem otaczającego terenu, odtworzeniem konstrukcji trasowych, znaków itp., jeżeli zostały naruszone w trakcie prac.

Naprawę wad metalu nieszlachetnego rury (wgniecenia, pofałdowania, korozja, ubytek metalu, zadrapania, rozwarstwienie, pęknięcia itp.) Proponuje się przeprowadzić przy użyciu specjalnego sprzętu. Uniwersalna komora podwodna (keson) przeznaczona jest do naprawy uszkodzeń podwodnych przejść rurociągów naftowych w warunkach suchych, pod ciśnieniem normalnym, przy zastosowaniu takich samych metod naprawy jak na powierzchni.

Kamera ta umożliwia naprawę uszkodzonych odcinków rur na różne sposoby (montaż złączek spawanych, montaż złączek kompozytowych, wkładanie cewek, szlifowanie, spawanie itp.), naprawę izolacji głównego gazociągu oraz inne prace suche na rurach z średnica do 1420 mm. Głębokość robocza - do 30 m.

Zdemontowaną kamerę można szybko dostarczyć w dowolne miejsce dowolnym środkiem transportu, m.in. lotnictwo. Sprzęt jest opatentowany, posiada certyfikat zgodności GOST R i pozwolenie na użytkowanie od Rostechnadzor.

Spawacze posiadają uprawnienia I stopnia w systemie NAKS z uprawnieniami do pracy na urządzeniach do wydobywania ropy i gazu, z uwzględnieniem dodatkowych wymagań Transniefti AK

Montaż komory podwodnej (kesonu) podczas remontu głównego rurociągu naftowego lub gazowego:

Ryc. 7 Uniwersalna komora podwodna (keson) do naprawy gazociągów – widok od wewnątrz

Rysunek 8 Klasyfikacja uszkodzeń rurociągów (głównego rurociągu naftowego i gazociągu)

Wady rurociągów naftowych dzielą się na wady podlegające naprawie (DSR), spośród których, ze względu na stopień zagrożenia, wyróżnia się wady naprawy priorytetowej (POR).

Wadą podlegającą naprawie jest każda indywidualna niezgodność z dokumentami regulacyjnymi: ściany, spoiny, kształty geometryczne rury, a także połączenia, części konstrukcyjne i elementy spawane rurociągu naftowego lub zawarte w jego składzie, które nie spełniają wymagań regulacyjnych dokumenty.

Za wadę naprawy priorytetowej uważa się wadę ograniczającą eksploatację odcinka rurociągu naftowego przez okres 1 roku lub krócej i zmniejszającą obliczeniową nośność rurociągu naftowego, a także wadę, dla której nie określono wytrzymałości i trwałości naprawiony.

Wady geometrii rur

„Wgniecenie” to lokalne zmniejszenie pola przepływu rury na długości mniejszej niż 1,5 średnicy nominalnej rury D, bez pęknięcia w osi rurociągu naftowego, powstałe w wyniku poprzecznego uderzenia mechanicznego.

„Fale” to zmniejszenie obszaru przepływu rury, któremu towarzyszą naprzemienne poprzeczne wypukłości i wklęsłości ściany, w wyniku utraty stabilności w wyniku zginania poprzecznego z pęknięciem osi rurociągu naftowego.

„Zwężenie” to zmniejszenie pola przepływu rury o długości 1,5 średnicy nominalnej rury lub większej, w którym przekrój rury ma odchylenie od okręgu (Dн-d)/Dн, 2 % lub więcej, gdzie Dн to nominalna średnica zewnętrzna rury, d to minimalna zmierzona średnica zewnętrzna rury.

Wady ścian rur

„Utrata metalu” to lokalne zmniejszenie grubości ścianki rury w wyniku uszkodzeń korozyjnych rurociągu naftowego. Straty metali dzielą się na łączone i pojedyncze. Łączone ubytki metalu to grupa dwóch lub więcej defektów korozyjnych połączonych w jeden defekt, jeżeli odległość między sąsiednimi defektami jest mniejsza lub równa wartości 4 grubości ścianek rury w obszarze defektów. Pojedynczy ubytek metalu to jeden ubytek metalu, którego odległość do najbliższego ubytku metalu przekracza wartość 4 grubości ścianki rury w obszarze ubytku.

„Zmniejszenie grubości ścianki” to stopniowe pocienienie ścianki powstałe w procesie produkcji rury walcowanej na gorąco lub wada technologiczna walcowanego produktu.

„Dlaminacja” to wewnętrzne naruszenie ciągłości metalu rury w kierunku wzdłużnym i poprzecznym, oddzielające metal ściany rury na warstwy pochodzenia technologicznego. „Rozwarstwienie z dostępem do powierzchni” (zachód słońca, folia rolowana) – rozwarstwienie sięgające do zewnętrznej lub wewnętrznej powierzchni rury „Rozwarstwienie w strefie wpływu ciepła” – rozwarstwienie przylegające do spoiny (odległość linii przejścia szwu) do metalu rodzimego do krawędzi rozwarstwienia jest mniejsza lub równa wartości 4 grubości ścianek rury).

„Pęknięcie” to wada w postaci pęknięcia metalowej ścianki rury rurociągu naftowego.

„Wada powierzchniowa” to wada walcowana na powierzchni rury (zanieczyszczenia powstałe po walcowaniu, marszczenia, łuszczenie się, przegrzanie powierzchni, zgorzelina walcownicza, wżery zgorzelinowe, wgłębienia), która nie powoduje, że grubość ścianki rury przekracza wymiary maksymalne zgodnie z GOST 19903-74.

Wady złącza spawanego (szewu)

Pęknięcie, brak wtopienia, brak wtopienia - wady w postaci nieciągłości metalu wzdłuż spoiny. Pory, wtrącenia żużla, zapadnięcia, podcięcia, nadmierna penetracja, ugięcie, łuszczenie się, odchylenia wymiarów spoiny od wymagań dokumentów regulacyjnych - „anomalie” spoiny poprzecznej, podłużnej, spiralnej.

Przemieszczenie krawędzi to rozbieżność między poziomami położenia wewnętrznych i zewnętrznych powierzchni ścian spawanych (spawanych) rur (w przypadku spoiny poprzecznej) lub arkuszy (w przypadku szwów spiralnych i wzdłużnych) w złączach spawanych doczołowo.

Złącze ukośne to spawane połączenie doczołowe rury z rurą (ze szpulą, z częścią łączącą głównego rurociągu naftowego), w którym osie wzdłużne rur są ustawione pod kątem względem siebie. Połączenie o kącie 3 stopni lub większym między osiami rur względem siebie klasyfikuje się jako wadę „połączenia ukośnego” spoiny poprzecznej.

Procedura naprawy głównego rurociągu (ropociąg, gazociąg). Eliminacja usterek w rurociągu (ropociągu, gazociągu) podlegającym naprawie odbywa się poprzez selektywną naprawę poszczególnych usterek zgodnie z metodami regulowanymi w tym dokumencie, a podczas napraw głównych poprzez wymianę rur i wymianę izolacji. Podczas remontu generalnego polegającego na wymianie izolacji gazociągu należy naprawić wszystkie istniejące w okolicy uszkodzenia wymagające naprawy, a następnie wymienić izolację. Więcej informacji o technologii wymiany izolacji rurociągu głównego (ropociąg, gazociąg)