Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ технологии замены дефектного участка труб магистральных трубопроводов 8
1.1. Общие проблемы замены дефектного участка трубопровода 8
1.2. Центровка труб при замене дефектного участка трубопровода 12
1.3. Анализ перекрытия полости труб нефте и нефтепродуктопроводов 19
Выводы и обоснование области исследований 23
ГЛАВА 2. Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода при замене дефектного участка 25
2.1. Усилия поддержки трубопровода при центровке труб без их смещений 25
2.2. Исследование центровки труб с горизонтальным смещением трубопровода 33
2.3. Расчет усилий при центровке труб с подъемом трубопровода 38
2.4. Расчет усилия поддержки трубопровода при центровке труб с опусканием сопрягаемого конца 50
2.5. Особенности центровки труб с горизонтальным и вертикальным перемещениями трубопровода 56
2.5.1. Подъем вверх и горизонтальное перемещение трубопровода 56
2.5.2. Горизонтальное перемещение и опускание трубопровода вниз от уровня его пролегания 57
2.6. Исследование центровки труб при ограниченных длинах вскрытия трубопровода 58
2.6.1. Исследование центровки труб с подъемом трубопровода 59
2.6.2. Исследование центровки труб с опусканием сопрягаемого конца трубопровода 63
Выводы по главе 2 67
ГЛАВА 3. Исследование и выбор технологических параметров центровки труб 68
3.1. Общие требования к технологии центровки труб 68
3.2. Центровка труб при отсутствии отклонений между их продольными осями 70
3.2.1. Выбор рациональных параметров 70
3.2.2. Напряжения в трубопроводе при центровке без смещений труб 77
3.3. Центровка труб с перемещением трубопроводов в горизонтальной плоскости 79
3.3.1. Рациональные параметры центровки труб 79
3.3.2. Расчет напряжений при центровке с горизонтальным перемещением трубопровода 82
3.4. Выбор технологических параметров при центровке с подъемом трубопровода 86
3.4.1. Рациональные технологические параметры 86
3.4.2. Анализ напряжений изгиба при центровке с подъемом трубопровода 89
3.5. Центровка труб с опусканием сопрягаемого участка 97
3.5.1. Рациональные параметры центровки 97
3.5.2. Исследование напряженного состояния трубопровода при центровке с опусканием сопрягаемого участка 102
3.6. Расчет напряжений в случае ограниченной длины вскрытия 104
3.6.1. Центровка с подъемом трубопровода 104
3.6.2. Центровка с опусканием трубопровода 106
3.7. Методика расчета и выбор технологических параметров центровки труб при ремонте трубопроводов 106
Выводы по главе 3 118
ГЛАВА 4. Повышение эффективности перекрытия полости трубопровода 119
4.1. Технология и технические средства перекрытия полости трубопровода 119
4.2. Метод повышения надежности перекрытия полости трубопровода 122
4.3. Выбор параметров перекрытия полости трубопровода 127
Выводы по главе 4 133
Основные выводы и рекомендации 134
Список литературы 137
- Общие проблемы замены дефектного участка трубопровода
- Усилия поддержки трубопровода при центровке труб без их смещений
- Центровка труб при отсутствии отклонений между их продольными осями
- Технология и технические средства перекрытия полости трубопровода
Введение к работе
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИИ ЗАМЕНЫ
ДЕФЕКТНОГО УЧАСТКА ТРУБ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 8
Общие проблемы замены дефектного участка трубопровода 8
Центровка труб при замене дефектного участка трубопровода 12
Анализ перекрытия полости труб нефте-
и нефтепродуктопроводов 19
Выводы и обоснование области исследований 23
Общие проблемы замены дефектного участка трубопровода
Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов - трудоемкие процессы и требуют больших затрат. В связи с увеличением срока эксплуатации магистральных нефте- и газопроводов объем работ по их обслуживанию и ремонту возрастает [17, 31, 34, 35, 36, 38, 50, 51, 78, 87]. Поэтому важнейшей задачей становится совершенствование технологии и технического обслуживания и ремонтных работ [13,20, 86, 89].
В технологии капитального и аварийного ремонта магистральных нефтепроводов операции подъема и поддержания труб, как по объему, так и по значимости занимают одно из важных мест [12,14,60, 61].
При подъеме трубопроводов возникают напряжения изгиба в стенке трубопровода. Эти напряжения тем больше, чем меньше используемое количество трубоукладчиков и больше масса трубопровода, и высота его подъема [18]. В связи с этим, по возможности, используются большое количество грузоподъемных механизмов. Потребная грузоподъемность трубоукладчиков определяется массой поднимаемого участка трубопровода и высотой подъема.
При ремонтных работах участки трубопровода с недопустимыми дефектами вырезают, на их место врезают новые «катушки». Выбор труб для новых «катушек» проводится в соответствии с [15, 28, 73]. Работы по замене дефектного участка очень ответственны и трудоемки, особенно при смещении осей трубопроводов после вырезки дефектного участка [7]. Совмещение осей катушки и трубопровода производят обычно трубоукладчиками. На криволинейных участках и при ремонте трубопроводов больших диаметров необходимое суммарное усилие для центровки достигает сотен тонн. Направление данного усилия может
быть любое. Из-за конструктивных особенностей трубоукладчиков создание ими необходимого усилия в любом направлении в области центровки труб весьма затруднено [11]. Поэтому при врезке катушки на трубопроводах больших диаметров одновременно используют десятки трубоукладчиков. Несмотря на это, данная работа занимает много времени, а качество ее выполнения часто не отвечает нормативным условиям.
Ремонт поврежденного участка трубопровода путем его замены производят при наличии [5,45,46, 47, 68, 69, 70, 72]: - трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы; - разрыва кольцевого (монтажного) шва; - разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы; - вмятины глубиной, превышающей 3,5 % диаметра трубы; - царапины глубиной более 30 % толщины стенки и длиной 50 мм и более.
В зависимости от принятой технологии ведения работ, замена участка трубы может осуществляться с остановкой перекачки нефти по трубопроводу на весь период восстановительных работ, при этом аварийный участок может полностью или частично освобождаться от нефти, и с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоединения.
Технология замены поврежденного участка с остановкой перекачки широко применяется при ремонте отечественных нефтепроводов. По этой технологии после остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками.
Замена участка может производиться в плановом порядке после обнаружения дефекта или после аварии. Рассмотрим порядок организации работ в случае аварии. Порядок организации работ для случая аварий путем замены поврежденного участка нефтепровода без прокладки обводной линии следующий: - определяют место аварии; - вскрывают участок с одновременной откачкой вытекающей нефти; - вырезают безогневым методом окна в трубопроводе и производят откачку нефти из трубы; - перекрывают внутреннюю полость трубопровода и вырезают дефектный участок; - размечают новую катушку; - производят центровку и вварку новой катушки; - осуществляют контроль качества сварных швов; - изолируют отремонтированный участок и засыпают грунтом.
Сущность способа замены поврежденного участка с прокладкой обводной линии состоит в том, что в аварийном порядке производят перекрытие поврежденного участка трубопровода, врезку и прокладку обводной линии для возобновления перекачки. Основные же восстановительные работы по замене участка трубы выполняются в обычном ритме, что способствует повышению качества монтажно-сварочных работ.
Вопросы ремонта подземных трубопроводов освещены в работах [19,62,63,71,84].
При замене поврежденного участка наиболее ответственными являются работы по вырезке дефектного участка трубопровода и вварке новой «катушки». Эти работы должны выполняться с соблюдением определенных требований.
Длина вырезанного дефектного участка трубопровода должна быть больше длины самого дефекта не менее чем на 100 мм с каждой стороны.
Усилия поддержки трубопровода при центровке труб без их смещений
Рассмотрим центровку труб в случае, когда перемещения концов труб не требуется. Усилия в этом случае необходимы только для поддержки концов труб, не перемещая их. В то же время усилия и их точки приложения должны быть подобраны таким образом, чтобы обеспечивалась центровка сопрягаемых труб (рисунок 2.1).
Исследование напряженно-деформированного состояния и используемые при этом аналитические зависимости представлены в работах [27, 49, 58, 66,75,76, 80, 81, 85]. Исследуем ремонтируемый участок подземного трубопровода [9]. Участок вскрыт на участке с подкопом под трубопроводом. Центровка производится по сечению 0-0. Усилие Pi приложено в сечении 0-0, усилие Р2 приложено на расстоянии 2 от Рь а Р3 - на расстояние С3. Следует подобрать Pi, Р2, Рз, 2, з, так, чтобы в сечении 0-0 обеспечить соосность сопрягаемых труб.
Дифференциальное уравнение упругой линии трубопровода на вскрытом участке примем в виде
Полученные здесь формулы (2.12)- (2.16) устанавливают зависимость между усилиями подъема Pi, Рг, Рз и протяженностями t0, 2 и з, при которых в месте стыковки концов труб обеспечивается их соосность.
Нами здесь рассмотрен случай подъема трубопровода тремя грузоподъемными механизмами (трубоукладчиками). Таким же образом можно решить задачу при использовании п трубоукладчиков. Тогда имеем:
На рисунке 2.2 представлены графики зависимостей усилий поддержки трубопровода (безразмерные параметры Р i,P2, Рз) от координат их приложения на ремонтируемом участке трубопровода, построенные по формуле (2.12). расстояния приложения силы Р2 от центрируемого торца трубопровода приводит в основном к росту необходимых усилий поддержки трубопровода. Усилие Pt при аъ = 0,25 (аз =—) безразмерный параметр расстояния от центрируемого конца трубопровода до сечения приложения силы Рз) и для расчетных значений Р2 и Р3 с увеличением а2 уменьшается. Наиболее существенно при увеличении а2 растут значения Р2.На рисунке 2.3 представлены графики зависимостей усилия Р2 от значений д2 при конкретно заданных значениях Pi, Рз и а3- Графики показывают, что увеличение я2 приводит к значительному росту усилия Р2, а также, чем меньше Pi и Рз, тем больше потребуется усилие Р2. Кроме того, увеличение значения аз приводит к росту Р2.
На рисунке 2.4 представлены графики зависимостей усилия Р3 от координаты его приложения а3. С ростом аз значение усилия Рз, растут существенно. При этом более высоким значением Pi и Р2 соответствуют меньшие значения Рз и увеличение а2 приводит к снижению Рз.
Рассмотрим случай центровки труб, когда необходимо смещать концы труб в горизонтальной плоскости, т.е. имеется несоосность по горизонтали. При этом усилие обеспечивает поддержку трубопровода на заданном высотном уровне и перемещение по горизонтали. Задачи поддержки трубопровода на заданной высоте рассмотрены и решены в параграфе 2.1. Здесь рассмотрим горизонтальное перемещение трубопровода.
Ремонтируемый участок вскрыт до нижней образующей, при этом ширина траншеи должна позволять перемещать конец трубы на величину необходимого поперечного перемещения конца трубы v0 для обеспечения соосности центрируемых труб. На участке 0 выполнен подкоп под трубопроводом для удобства выполнения ремонтных работ. Для обеспечения центровки труб следует прилагать на трубопровод горизонтальные усилия Рг и вертикальные усилия Рв.
Горизонтальные усилия позволяют перемещать конец трубы на величину v0, а вертикальные будут поддерживать на необходимом уровне по вертикальной плоскости. Точки приложения горизонтальных усилий соответствуют рисунку 2.5. Дифференциальное уравнение упругой линии трубопровода имеет вид (2.1). В правой стороне уравнения (2.1) для горизонтальной плоскости вместо веса единицы длины трубопровода qT будет qr - сопротивление горизонтальному поперечному перемещению трубопровода.
Полученные выражения (2.27)- (2.31) устанавливают зависимость между усилиями Prl,Pr2,Pr3 и протяженностями о % 2, з при которых обеспечивается соосность сопрягаемых труб.
При использовании более трех трубоукладчиков (например, п трубоукладчиков) формулы (2.28), (2.30), (2.31) запишутся в виде:
В уравнениях (2.24), (2.25), (2.26) усилия Рг; берутся со знаком плюс, если направление усилия совпадает с направлением перемещения трубопровода, если не совпадают, то со знаком минус. Так, например, согласно рисунку 2.5 направление усилия Ргі не совпадает с направлением перемещения, поэтому Рн принимается со знаком минус, усилия Рг2 и Рг3 имеют знак плюс, т.к. направления их действия совпадает с направлением перемещения трубопровода.
Исследуем случай, когда для обеспечения соосности сопрягаемых труб необходимо поднимать центрируемый конец трубопровода вертикально вверх. Для этого воспользуемся общим решением дифференциального уравнения (2.1) с частными решениями в зависимости от количества и расстановки грузоподъемных машин. Расчетная схема представлена на рисунке 2.6. Граничные условия имеют вид
Центровка труб при отсутствии отклонений между их продольными осями
Анализ центровки труб показывает, что для обеспечения соосности центрируемых труб имеется множество вариантов по количеству грузоподъемных механизмов, по их расстановке на ремонтируемом участке. При заданных значениях Vo, т.е. при значениях перемещения трубопроводов в сечении сопряжения стыкуемых труб возможны перемещения трубопровода в сечениях их подъема трубоукладчиками на величину, большую Vo обеспечивая при этом соосность стыкуемых труб. Возможно уменьшение длины вскрытия трубопровода и подкопа под трубой при обеспечении прочности трубопровода и исключении образования гофр.
При выборе технологических параметров - высоты подъема трубопровода или его перемещения в горизонтальной плоскости, нагрузки на трубоукладчики, длины вскрытия и подкопа, расстояние между трубоукладчиками, расстояние между стыкуемым торцом и трубоукладчиками следует руководствоваться следующими соображениями. Увеличение высоты подъема трубопровода или его перемещения приводит к возрастанию нагрузки на грузоподъемные механизмы и напряжений изгиба. Вскрытие трубопровода на величину, меньше чем длина изогнутого участка, также приводит к увеличению усилий на перемещения и напряжений изгиба. При составлении технологической схемы надо стремиться к снижению работы внешних сил Pj на перемещения трубопровода, к сокращению затрат энергоресурсов [10]. Важным является однотипность используемых грузоподъемных машин, что приводит к необходимости обеспечения равенства и близости Pj между собой по величине. Более конкретно ниже рассмотрены исследуемые нами схемы центровки труб.
Особо следует отметить, что обеспечение соосности сопрягаемых труб является основным и необходимым требованием при выборе технологических параметров центровки труб, а остальные выше представленные требования являются дополнительными, которые лишь совершенствуют технологический процесс центровки.
При перемещении трубопровода для их центровки возникают напряжения изгиба в стенке труб. Наибольшие напряжения возникают в сечениях приложения сил, перемещающих трубопровод, и по концам вскрытого или подкопанного участков.
В некоторых случаях эти напряжения могут достигать значительных величин и представлять опасность с точки зрения нарушения прочности и устойчивости стенки трубопровода.
Возможность возникновения чрезмерных напряжений и появления гофр в трубопроводе также вызвана тем, что для подъема трубопровода обычно применяются мощные трубоукладчики с большой грузоподъемностью. Усилия этих механизмов весьма значительны и достаточны для образования гофр в трубопроводе и возникновения пластических деформаций. Задача состоит в том, чтобы установить такую расстановку грузоподъемных машин на ремонтируемом участке и на таком уровне ограничить прилагаемые к трубопроводу усилия, которые исключали бы повреждения трубопровода при проведении ремонтных работ. Специалисты по организации и проведению ремонтных работ должны иметь достоверную информацию - к каким нежелательным последствиям может привести какие-либо отклонения от принятых расчетных схем подъема трубопровода: большие перемещения (прогиб) ремонтируемого участка трубопровода, применение меньшего количества трубоукладчиков, чем это предусмотрено расчетами, ограничение длины вскрытия изгибаемого участка трубопровода и т.д.
Нами ниже рассмотрены напряженные состояния трубопроводов при их центровке для различных вариантов их выполнения.
При выборе технологических параметров центровки труб при отсутствии отклонений между их продольными осями (рисунок 2.1) можно принять следующие дополнительные условия. Примем, чтобы во всех сечениях приложения сил Р, прогиб был равен нулю, т.е. трубопровод находится на уровне центровки. Исходя из этого условия и используя (2.8), (2.9) и (2.10) получим следующие соотношения:
Технология и технические средства перекрытия полости трубопровода
Замена дефектного участка трубопровода, по которому перекачиваются горючие и взрывоопасные продукты (нефть, горючие газы и т.п.) является достаточно ответственной работой в первую очередь; в части обеспечения безопасности проведения работ. Технология выполнения работ по замене дефектного участка нефтепроводов и газопроводов включает вырезку дефектного участка, установку перекрывающих полость трубопровода элементов, подготовку концов трубопровода под монтаж и сварку, подгонку новой катушки по месту сварки, прихватку и сварку новой катушки в трубопровод, и осуществление контроля проводимых сварочно-монтажных работ. Сварочные работы, при этом, с начала до конца должны выполняться при строгом соблюдении требований противопожарной безопасности, предъявляемых к ведению огневых работ во взрывоопасных условиях. Исходя из этого и согласно требованиям действующих нормативных документов, сварочные работы до их завершения допускается проводить только при условии обеспечения герметичного перекрытия полости ремонтируемого участка нефтепровода и исключения поступления паров нефти, газов к месту выполнения огневых работ [65, 68].
Перекрытие полости трубопроводов проводится механическими устройствами или глиняными тампонами. Согласно [72] при плановых и аварийно-восстановительных работах используются герметизаторы «Кайман» и ПЗУ. Герметизатор «Кайман» содержит цилиндрический металлический корпус, четыре центрирующие элемента и герметизирующую оболочку. Имеет модификации в соответствии с диаметром трубопровода от 400 до 1200 мм.
В таблице 4.1. даны основные технические характеристики герметизатора «Кайман». Герметизатор ПЗУ представляет собой замкнутую резинокордную оболочку с металлическим вентилем в одном из днищ для подачи в оболочку сжатого воздуха (инертного газа).
Для создания тампонов используется тампонажная глина, применяемая при бурении скважин, а также кирпич-сырец. Удары по трубе и вибрационное воздействие от работающих машин и механизмов могут привести к просадке глиняного тампона. Перепад давлений между полостями до и после глиняного тампона не допускается.
Установка герметизаторов в полость нефтепровода производится с открытого торца трубопровода и должна проводиться при отсутствии избыточного давления и притока нефти в трубопроводе
Расстояние от торца трубы до герметизатора должно соответствовать требованиям инструкции для герметизаторов, но должно быть не менее 1000 мм.
После установки герметизаторов в трубопровод и проветривания ремонтного котлована производится анализ воздушной среды. Отбор проб для оценки состояния газовоздушной среды проводится инструментальным методом внутри загерметизированного трубопровода со стороны открытого конца трубы, на расстоянии не более 50 мм от торцевой поверхности по периметру окружности герметизатора. При концентрации паров нефти ниже 0,01 % объемных единиц (300 мг/м3) рабочее место считается подготовленным к выполнению огневых работ и подгонке «катушки».
Контроль за состоянием газовоздушной среды при монтаже и сварке «катушки» должен производиться через отверстия диаметром 8... 12 мм, просверленные в верхней образующей трубы на расстоянии 80... 150 мм от герметизатора в сторону «катушки» у каждого стыка на расстоянии не менее 100 мм от продольных и поперечных сварных швов (рисунок 3.5 а, б), а при соединении трубопроводов методом захлеста -через отверстие диаметром 8... 12 мм, просверленное на действующем нефтепроводе на расстоянии 80-150 мм от установленного герметизатора.
Контроль герметичности перекрытия трубопровода должен осуществляться: - по показаниям манометра, подсоединенного к герметизатору; - отбором и анализом проб воздуха для определения концентрации паров, газов в трубопроводе и в зоне производства работ.
При обнаружении концентрации газов, превышающей допустимую, в зоне производства работ, огневые и сварочные работы немедленно прекращаются, проверяются исправность герметизаторов и соответствие норме давления в них. При выявлении неисправностей герметизаторы должны быть заменены.
Контроль за давлением газов и уровнем нефти перед герметизаторами выполняется через отверстия диаметром 8... 12 мм, просверленные на верхней образующей трубопровода, на расстоянии не менее 30 м от герметизатора. При невозможности соблюдения расстояния в 30 м (технологические трубопроводы, наличие запорной арматуры и др.) отверстие сверлится на максимально возможном удалении, на отверстие устанавливается шланг, конец которого отводится на расстояние не менее 30 м. Присоединение шланга к трубопроводу должно быть загерметизировано.
В случае поступления нефти в трубопровод из-за негерметичности задвижки или иным причинам необходимо принять меры по её откачке. Нефть откачивается через просверленные в трубопроводе отверстия, расположенные в более низких относительно места врезки местах трассы, или врезанные вантузы. При повышении давления газа в полости трубопровода должна быть установлена и устранена причина повышения давления, должны быть врезаны дополнительные вантузы выпуска газовоздушной смеси с целью исключения повышения давления газа на герметизаторы и откачки поступающей нефти.
Похожие диссертации на Повышение эффективности технологии замены дефектного участка магистрального трубопровода
