Капитальный ремонт линейной части магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород с заменой трубы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра «Транспорт и хранения нефти и газа»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ЛИНЕ НОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА УРЕНГОЙ-ПОМАРЫ-УЖГОРОД С ЗАМЕНОЙ ТРУБЫ

 

Пояснительная записка

к курсовому проекту

по дисциплине «Сооружение и ремонт ГНП и ГНХ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Введение………………………………………………………………………...…...3

1. Диагностика  магистральных газопроводов ……………………...………......….4

2. Подготовительный этап  проведения ремонта…………………..……….….11

3. Расчет толщины стенки  трубопровода………………………………………13

4. Основные этапы проведения  ремонтных работ…………………………….18

4.1 Земляные работы………………………………………………………...18

4.2 Очистные и изоляционно-укладочные  работы…………………….…..21

4.3 Огневые работы………………………………………………………….25

5. Контроль качества выполненных  работ……………………………………..29

Заключение……………………………………………………………………….33

Список использованных источников…………………………………………...34

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Нарушение работоспособности линейной части газопроводов может происходить как вследствие нарушения технологии производства работ, так и из-за накопления дефектов элементами трубопровода в период эксплуатации. К технологическим причинам нарушения работоспособности линейной части относят гидратные и газовые пробки, засорения трубопроводов и др. Они выявляются методами функциональной (оперативной) диагностики и устраняются оперативным обслуживающим персоналом.

Основными видами дефектов, возникающих в процессе эксплуатации газонефтепроводов, являются: коррозия металла, эрозионный износ стенок, трещины в сварных швах и основном металле, нарушение защитных свойств изоляционных покрытий, изменение пространственного положения элементов трубопровода. Соотношение различных дефектов определяется в основном климатическим районом расположения трубопровода, свойствами фунта (пучинистостью, просадочностью, набухаемостью и т. п.) в зоне его прокладки и наличием участков с высоким уровнем грунтовых вод. Так, для средней полосы типичными являются отказы трубопровода, вызванные развитием коррозии. Для трубопроводов, эксплуатируемых в северных районах России, характерным является усталостное разрушение труб, обусловленное необратимым изменением механических свойств и снижением характеристик трешиностойкости сварных соединений и основного металла.

Работоспособность оборудования и восстановление его основных характеристик достигаются путем использованиясистемы технического обслуживания и ремонта – комплекса взаимосвязанных положений и норм, определяющих организацию и порядок проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования для заданных условий эксплуатации с целью обеспечения качества, предусмотренных в нормативных документах.

 

1 Диагностика магистральных газопроводов

На каждый газопровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает:

Рисунок 1.1 - Структурная схема диагностических работ на МГ

 

Индивидуальная программа диагностирования может также включать в себя: обследование (при наличии технико-экономической целесообразности) линейной части газопроводов приборами внутритрубной диагностики; тепловизионный контроль отдельных элементов; акустико-эмиссионный контроль потенциально опасных участков газопровода (переходы через железные и автомобильные дороги, овраги, водные преграды); приборный контроль параметров вибрации виброопасных участков трубопроводов и др. Для магистральных газопроводов, имеющих большую протяженность, наиболее технологичным является проведение диагностики с помощью внутритрубных инспекционных приборов (ВИП).

Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:

- пропуск скребка-калибра для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера;

- пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;

- пропуск профилемера для контроля проходного сечения трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа и определения глубины вмятин;

- пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафин осмол истых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов;

- пропуск дефектоскопа.

Для проведения внутритрубной диагностики магистральный трубопровод должен отвечать следующим требованиям: все соединительные элементы и запорная арматура участка трубопровода должны быть равнопроходными с трубопроводом. Каждый участок диагностируемого магистрального трубопровода (в том числе лупинги и Резервные нитки подводных переходов) должен быть оборудован камерами пуска, приема и очистки ВИП.

Рисунок 1.2 - Схема камеры запуска ВИП

Неотъемлемым элементом современных магистральных газонефтепроводов являются камеры приема—пуска ВИП. Конструктивно камеры приема—пуска идентичны. Процессы приема и запуска ВИП в трубопровод осуществляются в строго заданной последовательности.

 

1- бампер; 2 -секция электроники; 3 - одометр; 4 - измерительная секция; 5 - слайдер; 6 - измеритель поворота; 7 - антенна приемопередатчика

Рисунок 1.3 - Внутритрубный профилемер 40/48

Профилемер (рис. 1.3) является двухсекционным прибором, предназначенным для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отводов трубы, что необходимо для оценки возможности безопасного пропуска приборов-дефектоскопов. Выявляемые дефекты: вмятины, гофры, овальности, сужения глубиной более 2 мм (с вероятностью обнаружения 0,95).

     Основным диагностическим ВИП являются внутритрубные дефектоскопы. В настоящее время в мире пока не существует универсального прибора для внутритрубной диагностики, который бы на основе сочетания различных физических методов неразрушающего контроля смог бы обнаружить все виды дефектов. Поэтому выявление дефектов трубопроводов проводится поэтапно. На первом этапе с помощью профилемера «КАЛИПЕР» в трубопроводе выявляются диаметры внутреннего проходного сечения трубы, вмятины, гофры, овальности, сужения, радиусы отводов трубы и другие аномалии геометрии трубопровода. Затем внутритрубным ультразвуковым дефектоскопом «Ультраскан WМ» определяются потери толщины стенки трубы из-за коррозии и эрозии, наличие неметаллических включений в стенках трубы и расслоений металла по толщине стенки. На третьем этапе с помощью магнитного дефектоскопа выявляются трещины и трешиноподобные дефекты в кольцевых сечениях трубы и, в первую очередь, в кольцевых сварных швах. На завершающем четвертом этапе осуществляется поиск трещин и трешиноподобных дефектов, расположенных вдоль оси трубы, с помощью внутритрубного ультразвукового дефектоскопа «Ультраскан СD».

     Дефектоскоп  ультразвуковой WМ (рис. 1.4) предназначен для определения дефектов стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально установленными в плоскости поперечного сечения трубы ультразвуковыми датчиками. Позволяет определять кроме наружных и внутренних потерь металла различного рода несплошности в металле трубы, например: расслоения, шлаковые и иные включения.

    Дефектоскоп  WМ снабжен системой измерения пройденного расстояния (одометрические колеса), системой приема-передачи электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируемой микропроцессорной системой управления

1 - бампер; 2 - антенна приемопередатчика; 3 - секция электроники; 4 - колесо одометра; 5 - карданное соединение; 6 - носитель ультразвуковых датчиков 240

Рисунок 1.4 - Дефектоскоп внутритрубный ультразвуковой WМ 40/48

Ультразвуковой дефектоскоп СD отличается от дефектоскопа WМ конструкцией ультразвуковых датчиков и предназначен для определения и измерения трещин и трещиноподобных дефектов ультразвуковыми датчиками, направленными под углом к плоскости поперечного сечения трубопровода. За счет этого дефектоскоп СD выявляет трещины, расположенные вдоль оси трубы, а также дефекты поперечных сварных швов (непровары, раковины, трещиноподобные дефекты).

Магнитные дефектоскопы МFL предназначены для контроля трубопроводов методом утечки магнитного потока в материале трубопровода и в сварных швах при движении дефектоскопа потоком перекачиваемого продукта. Пропуск дефектоскопов МFL по участкам с подкладными кольцами нецелесообразен вследствие искажений магнитного поля, вызываемых наличием подкладных колец и невозможностью получить информацию о наличии дефектов в кольцевых сварных швах. Для магнитных дефектоскопов МFL. должна также дополнительно производиться очистка трубопровода от металлического мусора (остатков электродов, оборванных наплывов сварных швов и т. п.) пропуском магнитных очистных скребков типа СКРЗ.

При невозможности контроля приборами внутритрубной диагностики (например, из-за отсутствия камер приема-пуска или других конструктивных особенностей) газонефтепроводы подвергаются гидравлическим или пневматическим испытаниям на прочность и плотность.

На каждый испытываемый участок газонефтепровода (или на весь газонефтепровод) разрабатывают проект производства работ, включающий проект организации испытаний и проект производства испытаний.

Испытания газонефтепроводов проводят после очистки полостей трубопроводов от отложений и загрязнений с последующей промывкой или продувкой. На рисунке 1.5 показан порядок диагностирования подземных газопроводов.

 

Рисунок 1.5 - Порядок диагностирования подземных газопроводов

Проводится следующее:

- проверка состояния изоляции;

- выявление участков газопровода с аномалиями металла труб с помощью приборов, позволяющих дистанционно установить места коррозийных или иных повреждений труб, а также участки газопровода с местным повышением напряжений;

- определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю.

По полученным результатам диагностирования без вскрытия грунта составляется акт и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе, устраиваемом в период строительства.

Программа шурфового диагностирования включает:

- определение толщины и внешнего вида изоляционного покрытия (расположение и размеры сквозных повреждений, наличие трещин, бугристость и др.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия к металлу трубы, величины переходного электрического сопротивления;

- определение величины коррозийных повреждений трубы, наличие вмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщины стенки при наличии коррозийных повреждений;

- определение вида и размеров дефектов в сварных швах, если попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены их отклонениях требований нормативных документов;

- определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов;

- определение фактических значений временного сопротивления σв.ф и предела текучести σтф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм — определение ударной вязкости КСГ металла, параметров напряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении.

 

 

2 Подготовительный этап проведения ремонта

Подготовительные работы при капитальном ремонте газопроводов включают:

- определение  оси трассы и глубины заложения  газопровода;

- определение  мест пересечения газопровода  с другими коммуникациями;

- планировку  трассы;

- демонтаж существующих  объектов линейной части, попадающих  в зону ремонта и препятствующих  выполнению работ на газопроводе;

- устройство  временных подъездных дорог, технологических  проездов, оборудование переездов  автотранспортной техники через  действующие газопроводы.

Подготовительные работы на ремонтируемом участке газопровода осуществляются после оформления в установленном действующим земельным законодательством порядке документов, подтверждающих право пользования земельными участками на период проведения капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов, включая земельные участки, необходимые для устройства временных проездов, а в случае размещения новых наземных сооружений (крановые узлы, КИП и др.) газопровода - на период эксплуатации. При этом ширина полосы отвода земель принимается в соответствии с действующими нормативными документами и заблаговременно согласовывается заказчиком с землепользователями и лесничествами.

Результаты измерений глубины заложения газопровода наносятся на вешки, устанавливаемые по оси трубопровода через каждые 50 м, а на участках с малой глубиной заложения и сильно пересеченным микрорельефом - через каждые 25 м. С таким же интервалом отмечаются вешками оси параллельных газопроводов в зоне выполнения ремонтных работ. На углах поворота, в местах пересечений и на границах разработки грунта вручную знаки устанавливаются с интервалом 5 м.

Работы по планировке участка ремонтируемого газопровода выполняются после получения письменного разрешения на производство работ от заказчика и определения действительной глубины залегания газопровода.

Планировочные работы включают срезку валика, бугров, неровностей, подсыпку низинных мест и подготовку полосы для прохода ремонтной техники.

При проведении подготовительных работ вешками обозначаются все пересечения с подземными коммуникациями (трубопроводы, силовые кабели, кабели связи и др.). Технические условия на пересечения согласовываются с представителями организаций, эксплуатирующих указанные коммуникации.

Пересечение автотранспортной и гусеничной техникой действующих газопроводов и коммуникаций допускается только в специально оборудованных местах - временных переездах. Места расположения и конструкции переездов определяются проектом производства работ или технологическими картами.

Для устройства переездов через газопровод и коммуникации следует выбирать по возможности сухие участки трассы, где газопровод (коммуникации) находится в заглубленном проектном положении и не имеет поворотов в горизонтальной плоскости.

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчет толщины стенки трубопровода

Газопровод Уренгой – Помары – Ужгород предназначен для транспортировки природного газа добытого на Уренгойском месторождении на Украину и далее в Европу. На трассе магистрального газопровода находятся девять компрессорных станций.

Диаметр газопровода 1420мм, фактическое давление 7,4 МПа, проектная мощность 32 млрд. м³ в год. Сооружаемый участок магистрального газопровода протяжённостью 25 км, со 185 по 210 км, после введения в эксплуатацию будет обслуживаться Ныдинским линейно эксплуатационным управлением. Участок газопровода проходит по территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Рельеф в районе сооружения участка магистрального газопровода равнинный, местность слабозалесённая, тундровая, есть бугры пучения, термокарсты, массивы вечномёрзлых грунтов. Температура вечномёрзлых грунтов – 0,5 – 1,5ºС.

Район участка магистрального газопровода – это район с резко континентальным климатом, суровой продолжительной зимой и коротким летним периодом, поздней весной и ранними осенними заморозками. Холодное Карское море, являясь источником холода летом и сильных ветров зимой, увеличивает суровость температурного режима района. Средняя температура января, самого холодного месяца, колеблется в пределах – 24 - 26ºС, достигая абсолютного минимума температуры воздуха в наиболее холодные зимы до - 60ºС, ежегодно в зимний период температура опускается до – 40 – 45 ºС.

Температурный режим летних месяцев в значительной степени определяется процессом трансформации воздушных масс. Среднемесячная температура июля, самого теплого месяца года, колеблется в пределах от + 14 до +16ºС.

Устойчивый снежный покров обычно образуется во второй половине октября. Толщина снежного покрова с среднем составляет 100 – 130 см.

По проекту участок сооружаемого магистрального газопровода планируется выполнить из прямошовной трубы Харцизского трубного завода диаметром 1420 мм с толщиной стенки 18,7 мм, с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием. Марка стали 09Г2БТ. Проектом предусмотрена наземная прокладка газопровода на амортизирующую песчаную подушку с последующим его обвалованием песком.

Цель расчета: Определить номинальную толщину стенки газопровода и подобрать трубу.

Исходные данные:

- диаметр газопровода, Dм, мм – 1420;

- рабочее проектное давление Р, МПа – 7,5;

- категория участка газопровода – ΙΙΙ;

- температурный перепад Δt, ºC – 45.

Задаем ориентировочно характерными для данного диаметра труб (марок стали), выпускаемых промышленностью значений предела, прочности δвр =588 МПа и определяем нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1, Мпа:

 ,                                                                                            (3.1)

где - δвр = 588 МПа;

m – коэффициент условий работы, принимается в зависимости от категории участка газопровода, m= 0,9;

К1 – коэффициент надежности по материалу, зависит от способа изготовления трубы, К1 = 1,34;

Кн – коэффициент надежности по назначению газопровода, зависит от давления, Кн = 1,15.

Определяем толщину стенки газопровода δ, см:

 ,                                                                                   (3.2)

где n – коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе – принимается n=1,1;

- проектное рабочее давление  =7,5 МПа;

- наружный диаметр газопровода, = 142 см.

По полученному результату выбираем толщину стенки трубы по сортаменту и проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, МПа, определяемых от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругости работы металла труб. Ориентировочно выбираем трубу Харцизского трубного завода ТУ 14-3-1938-2000 1420 х 18,7мм.

 Определяем внутренний  диаметр трубы Dвн, мм:

                                                                                 (3.3)

Dвн = (1420 -2· 18,7) = 1382,6 мм,

где Dн - наружный диаметр трубы;

δн – выбранная по сортаменту толщина стенки трубы;

Проверяем выбранную трубу на наличие продольных осевых напряжений, МПа:

 ,                                                                 (3.4)

где α – коэффициент линейного расширения металла трубы, α = 1,2 · ;

E – переменный параметр упругости (модуль Юнга), E=

Δt – расчетный температурный перепад, ºC;

μ- коэффициент поперечной упругой деформации: Пуассона, в стадии работы металла, μ= 0,3;

δн – толщина стенки выбранной трубы, см;

Dвн - внутренний диаметр трубы, см.

        Поскольку результат отрицателен, то толщину стенки необходимо скорректировать. Для этого рассчитываем значение поправочного коэффициента ψ:

 

                                                (3.5)

                           где - продольное осевое сжимающее напряжение берется по модулю из предыдущего расчета, МПа;

R1 - нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, МПа.

Подставив полученные значения поправочного коэффициента, определим стенку трубы с учетом продольных осевых напряжений, см:

                                                                                (3.6)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Основные этапы  проведения ремонтных работ

4.1 Земляные работы

В зависимости от технического состояния газопровода, вида грунта и выбранного метода ремонта земляные работы могут включать:

- снятие плодородного  слоя грунта;

- снятие минерального  грунта над газопроводом;

- вскрытие ремонтируемого  участка газопровода;

- засыпку разработанной  траншеи;

- разработку новой траншеи;

- засыпку отремонтированного  газопровода, включая подбивку и  уплотнение грунта под ним;

- восстановление плодородного  слоя грунта (рекультивацию земли);

- устройство водоотводных  канав, стоков;

- устройство ограждающих  дамб;

- разработку околотрубных траншей для заглубления трубопровода, разработку карьеров.

Земляные работы при ремонте газопроводов выполняются в строгом соответствии с требованиями ППР.

Вскрытие пересекаемых газопроводом действующих коммуникаций, находящихся в ведении сторонних организаций (трубопроводы, кабели и др.), производится в присутствии представителей этих организаций.

При пересечении трассой газопровода действующих подземных коммуникаций разработка грунта механизированным способом производится на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций (трубы, кабели и др.). Оставшийся грунт дорабатывается вручную с принятием мер, исключающих возможность повреждения этих коммуникаций.

При вскрышных работах экскаватором для предохранения тела трубы применяются защитные устройства и конструкции.

Минимальное расстояние от поверхности трубопровода при разработке грунта механизированным способом допускается:

- 0,2 м в случае производства  работ на отключенном участке (при отсутствии защитных конструкций);

- 0,5 м в случае производства  работ на действующем участке  в соответствии с СТО Газпром 14.

При ремонте в траншее вскрытие осуществляется в два этапа:

- первый этап - вскрытие газопровода с разработкой боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода на глубину, равную диаметру ремонтируемого газопровода;

- второй этап - разработка  грунта под газопроводом на  глубину, обеспечивающую прохождение  ремонтной техники, но не менее 0,65 м - для газопроводов диаметром  до 820 мм; 0,8 м - для газопроводов 1020-1420 мм.

При ремонте на берме траншеи вскрытие производится до нижней образующей с последующим подъемом газопровода на берму траншеи, удалением с трубопровода старого изоляционного покрытия и укладкой на инвентарные опоры.

Минимальная ширина полосы, с которой снимается плодородный слой почвы, равняется ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону, максимальная - ширине полосы отвода.

Плодородный слой почвы (глубина снятия определяется по ГОСТ 17.5.3.06) снимается и перемещается во временный отвал.

Снятие плодородного слоя рекомендуется производить на всю толщину, по возможности за один проход или послойно за несколько проходов. Не допускается смешивание плодородного слоя почвы с минеральным грунтом.

При капитальном ремонте глубину заложения газопроводов, а также ширину траншеи по низу надлежит принимать с учетом требований СНиП 2.05.06-85*[6].

Поперечные профили и размеры разрабатываемых траншей в грунтах различной плотности и влажности устанавливаются ППР в зависимости от принятой технологии (при укладке вновь смонтированного участка газопровода в единую траншею с различной фактической глубиной заменяемого газопровода), диаметра ремонтируемого газопровода, а также габаритных размеров применяемых машин и механизмов.

В водонасыщенных грунтах работы по ремонту газопровода, включая его вскрытие, производятся с применением технологий понижения уровня грунтовых вод.

Грунт, извлеченный из траншей, укладывается в отвал с одной стороны траншеи оставляя другую сторону свободной для передвижения ремонтной колонны.

Во избежание обвала грунта, извлеченного из траншеи, а также обрушения стенок траншеи основание отвала извлеченного грунта располагается в зависимости от состояния грунта и погодных условий, но не ближе 0,5 м от края траншеи.

До начала работ по засыпке отремонтированного и уложенного в траншею газопровода проводится восстановление устройств электрохимической защиты (приварка катодных выводов).

Засыпка траншеи выполняется после укладки участка газопровода, в сроки, определяемые требованиями технологии нанесения изоляционных покрытий. При засыпке газопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляционного покрытия, а также плотное прилегание газопровода ко дну траншеи.

В скальных, щебенистых грунтах, а также сухих комковатых и мерзлых грунтах газопроводы укладываются в траншею на подсыпку из мягкого грунта (песка) толщиной не менее 10 см над выступающими неровностями основания траншеи и таким же грунтом присыпаются на высоту 20 см над верхней образующей.

Засыпка траншеи минеральным грунтом осуществляется бульдозером (траншеезасыпателем) с обеих или с одной стороны. В отдельных случаях засыпка траншеи грунтом производится одноковшовым экскаватором.

После естественного или искусственного уплотнения грунта выполняется техническая рекультивация, которая заключается в возвращении плодородного слоя почвы на нарушенную площадь.