РД 153-39.4-067-04. 
РД 153-39.4-067-04

РД 153-39.4-067-04. РД 153-39.4-067-04
Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов.

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
СНИП 2.05.06-85 - Магистральные трубопроводы

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  РД 153-39.4-067-04 -> 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РД 153-39.4-067-04

 

Методы ремонта дефектных участков

действующих магистральных нефтепроводов

 

 

 


 

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящий РД предназначен для назначения методов ремонта дефектов нефтепроводов, обнаруживаемых при внутритрубной диагностике и другими методами неразрушающего контроля, а также при ликвидации аварий.

1.2. Требования настоящего РД являются обязательными при выборочном и капитальном ремонте линейной части нефтепроводов, технологических нефтепроводов НПС и нефтебаз.

1.3. Требования данного РД являются обязательными для ОАО МН ОАО "АК "Транснефть", эксплуатирующих нефтепроводы, а также для подрядчиков, выполняющих работы по ремонту и диагностике нефтепроводов.

1.4. После введения в действие настоящий РД отменяет РД 153-39.4- 067-00 "Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов".

 

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативные документы:

- СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы;

- СНиП Ш-42-80*. Правила производства и приемки работ;

- ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ;

- ГОСТ 16037-80. Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

- СП 34-101-98. Выбор для труб магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте.

- Стандарт отрасли. "Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности", 2003г.

- РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах;

- РД 153-394-086-01. Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы;

- РД 153-39.4 Р-119-02*. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов;

- РД 153-39.4Р-130-2002*. Регламент по вырезке и врезке "катушек", соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов; 

- Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами, 1997 г.;

- Методика определения технического состояния магистральных трубопроводов с трещиноподобными дефектами, 1998 г.;

- ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03. Регламент и методика проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических нефтепроводов, 2003 г.


3. ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

3.1. В настоящем РД используют следующие термины с соответствующими определениями:

Выборочный ремонт нефтепровода

Локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке нефтепровода.

Гантельная муфта

Ремонтная муфта для ремонта дефектов поперечных сварных швов, привариваемая к трубе и имеющая специальную полость шириной до
100 мм.

Глубина дефекта

Максимальная протяженность дефекта в направлении, перпендикулярном поверхности трубы.

Дефект, подлежащий ремонту (ДПР)

Дефекты труб и сварных швов, а также конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, которые не соответствуют требованиям нормативных документов и подлежат устранению.

Дефект первоочередного ремонта (ПОР)

Дефект, снижающий несущую способность нефтепровода и подлежащий ремонту в первую очередь. Параметры дефекта определяются настоящим РД.

Длина дефекта

Максимальная протяженность дефекта вдоль оси трубы.

Дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК)

Контроль, проводимый неразрушающими методами с целью уточнения типа и параметров дефекта, обнаруженного ВИП и выявления возможных дополнительных дефектов.

Заварка

Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.

Замена участка

Замена дефектного участка нефтепровода длиной более заводской длины трубы на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2.05.06-85*.

Капитальный ремонт нефтепровода

Плановый ремонт с заменой труб или ремонт стенки, монтажных и заводских сварных швов трубы с заменой изоляционного покрытия нефтепровода.

Катушка

Часть трубы длиной не менее диаметра и не более длины заводской секции трубы, ввариваемая в нефтепровод с помощью двух кольцевых стыков или вырезаемая из нефтепровода с помощью двух кольцевых резов.

Композитная муфта

Стальная оболочка, не приваренная к телу трубопровода и заполненная композитным составом. Устанавливается по специальной композитно-муфтовой технологии (КМТ).

Метод временного ремонта нефтепровода

Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода на ограниченный период времени.

Метод постоянного ремонта нефтепровода

Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

Муфта с коническими переходами

Необжимная приварная муфта большего диаметра, имеющая конические переходы от цилиндрической части муфты к поверхности трубы.

 

Необжимная приварная муфта

Ремонтная конструкция, имеющая полость длиной более 100 мм и привариваемая к трубе с зазором на технологических кольцах.

Несущая способность

Максимальное внутреннее давление, которое может выдержать трубопровод без разрушений и отказов при нормативных нагрузках.

Обжимная приварная муфта

Ремонтная конструкция, при установке которой производится обжатие дефектного участка нефтепровода с последующей ее приваркой к трубе.

Ограниченный участок нефтепровода

Участок линейной части нефтепровода длиной до 100 м.

 

Околошовная зона

Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от края сварного шва.

Ремонтная конструкция

Конструкция, установленная на нефтепроводе для ремонта дефектов.

Секция, подлежащая ремонту

Трубная секция, содержащая совокупность дефектов ДПР, которая может быть отремонтирована только заменой всей секции.

Ширина дефекта (длина по окружности трубы)

Максимальный геометрический размер дефекта по поверхности трубы перпендикулярно ее оси.

Шлифовка

Метод ремонта, заключающийся в снятии в зоне дефекта слоя металла путем шлифования для устранения концентрации напряжений.

Разнотолщинность

Наличие в сварном соединении труб разной толщины.

 

3.2. В настоящем РД применяют следующие сокращения:

АК                   - Акционерная компания

ВИП                - Внутритрубный инспекционный прибор

ВСН                - Ведомственные строительные нормы

ГОСТ  - Государственный стандарт

ДДК                - Дополнительный дефектоскопический контроль

ДПР                - Дефект, подлежащий ремонту

ИПТЭР           - Институт проблем транспорта энергоресурсов, г. Уфа

КМТ                - Композитно-муфтовая технология

МН                  - Магистральный нефтепровод

НПЗ                 - Нефтеперерабатывающий завод

НПС                - Нефтеперекачивающая станция

ОАО МН        - Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов

ОАО               ВНИИСТ         - Инжиниринговая нефтегазовая компания - Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации
трубопроводов, объектов ТЭК, г. Москва

ОСТ                - Стандарт отрасли, стандарт организации

ПОР                - Дефект первоочередного ремонта

РД                   - Руководящий документ

СНиП  - Строительные нормы и правила

СП                   - Свод правил

ЦБПО - Центральная база производственного обеспечения

DH                    - Номинальный наружный диаметр трубы

t                       - Номинальная толщина стенки трубы

Нв                   - Глубина вмятины

Нд                    - Допустимая глубина вмятины или сумма выступа и глубины гофра при ремонте по композитно-муфтовой технологии

d                      - минимальный измеренный наружный диаметр трубы

 

4. КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ

4.1. Дефект нефтепровода - это каждое отдельное несоответствие нормативам: в стенке, в сварном шве трубы, геометрических параметров трубы, а также соединительные детали, не соответствующие требованиям на изготовление.

Нормативы, требования на изготовление — это действующие на момент утверждения настоящего РД СНИП, ВСИ, ТУ, регламенты ОАО «АК «Транснефть» и др. документы.

4.2. Дефекты подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

4.2.1. Дефектами, подлежащими ремонту, являются дефекты труб, соединительные детали, установленные на магистральных и технологических нефтепроводах, параметры которых не соответствуют требованиям СНиП, ГОСТ, ВСН, и других нормативных документов.

4.2.2. Дефектами первоочередного ремонта являются дефекты, представляющие повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и подлежащие ремонту в первую очередь для восстановления несущей способности трубы.

4.2.3. Комбинированными дефектами являются комбинации из приведенных в п.п. 4.2.5. - 4.2.7. дефектов. К таким дефектам относятся:

- вмятины и гофры в сочетании с риской, потерей металла, расслоением или трещиной;

- овальность в сочетании с вмятиной, гофром;

- вмятины и гофры, примыкающие или находящиеся на сварном шве;

- аномалии сварных швов в сочетании со смещениями;

- аномалии сварных швов в сочетании с коррозионной потерей металла;

- расслоение, примыкающее к дефектному сварному шву.

Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от границы дефекта до границы сварного шва не превышает 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

4.2.4. Критерии классификации дефектов на ДПР и ПОР приведены в таблице 4.2.

4.2.5. Дефекты геометрии трубы - это дефекты, связанные с изменением ее формы. К ним относятся:

4.2.5.1. "Вмятина" - уменьшение проходного сечения трубы длиной не более 1,5 номинального диаметра трубы, возникшее в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода.

"Гофр" - чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.

Вмятины, гофры глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра по данным ВИЛ включаются в состав дефектов ПОР, и по результатам ДДК определяются параметры и наличие в них дополнительных дефектов и уточняется очередность и метод их ремонта.

4.2.5.2. "Овальность" - дефект геометрии длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях. Овальность определяется как разность между значением номинального наружного диаметра Dh и значением минимального измеренного наружного диаметра трубы d (Приложение Б1, рис. Б1.1).

По соотношению величины овальности к номинальному диаметру трубы (Dн-d)/Dн, выраженному в процентах, овальности классифицируются как ДПР и ПОР в следующем порядке:

- на прямошовной или бесшовной трубе с нормативным пределом текучести металла трубы более или равном 350 МПа к дефектам ПОР относится овальность с величиной (Dн-d)/Dн 6% и более для труб с соотношением Dн/t более 90 и овальность с величиной (Dн-d)/Dн 5% и более для труб с соотношением Dн/t менее или равном 90;

- на прямошовной или бесшовной трубе с нормативным пределом текучести металла трубы менее 350 МПа к дефектам ПОР относится овальность с величиной (Dн-d)/Dн 5% и более для труб с соотношением Dh/t более 90 и овальность с величиной (Dн–d)/Dн 4% и более для труб с соотношением Dн/t менее или равном 90;

- на спиральношовной трубе к дефектам ПОР относится овальность с величиной (Dh– d)/Dh 7% и более для труб с соотношением Dh/t более 90 и овальность с величиной (Dн–d)/Dн 6% и более для труб с соотношением Dh/t менее или равном 90.

При значениях d (в миллиметрах) равных или меньше приведенных в таблицах Приложения Б, дефекты типа "овальность" и "овальность в сочетании с вмятиной" подлежат устранению.

В случае, если на трубе овальность сочетается с вмятиной на основном металле трубы, то такой комбинированный дефект классифицируется как ПОР в том же порядке с использованием соотношения (Dн-d)/Dн, выраженного в процентах (Приложение Б1, рис. Б 1.2), при этом глубина вмятины Нв не должна превышать предельных значений, приведенных в таблицах приложения Б.

4.2.6. Дефекты в стенке трубы. К ним относятся:

4.2.6.1. "Потеря металла" - изменение толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления.

Дефекты сплошной коррозии длиной и шириной 100 мм и более включаются в состав дефектов ДПР независимо от глубины дефекта. При их расположении на участках трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, данные дефекты классифицируются как дефекты ПОР.

Точечные коррозионные дефекты (внешние потери метала), объединенные при интерпретации по результатам внутритрубной диагностики в единый дефект с размерами 100x100 мм и более включаются в состав дефектов ДПР. При их расположении на участках трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, данные дефекты классифицируются как дефекты ПОР.

Трубная секция, содержащая совокупность дефектов ДПР с общей площадью всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности секции, классифицируется как секция, подлежащая ремонту и может быть отремонтирована только заменой всей секции.

Расчеты статической прочности труб с дефектами потери металла проводятся в соответствии с "Методикой определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутри-трубными дефектоскопами" [14].

Расчеты допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с коррозионными дефектами стенки проводятся в соответствии с "Методикой оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов" [12]. В расчетах допустимого срока эксплуатации труб с коррозионными дефектами стенки используются скорости роста коррозионных дефектов в соответствии с Приложением А.

4.2.6.2. "Риска" (царапина, задир) — дефект поверхности в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованный перемещающимся
по поверхности трубы твердым телом.

4.2.6.3. "Расслоение" - внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои. Расслоение - внутренний дефект металла трубы технологического происхождения.

"Расслоение с выходом на поверхность" (закат, плена прокатная) -расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.

"Расслоение в околошовной зоне" - расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние от сварного шва до края расслоения меньше 4-х толщин стенки трубы).

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с расслоениями проводятся в соответствии со Стандартом отрасли "Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности." [6].

4.2.6.4. "Трещина" - дефект в виде разрыва металла стенки трубы.

4.2.7. Дефекты сварного шва - это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры которых установлены нормативными документами.

К дефектам сварного шва относятся:

4.2.7.1. Трещина, непровар, несплавление — дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, классифицируются как "несплошности плоскостного типа" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

4.2.7.2. Поры, шлаковые включения, наружные дефекты (утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатостъ, отклонения размеров шва от требований нормативных документов) - классифицируются как "аномалии" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

4.2.7.3. Смещение кромок - несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях, классифицируется как "смещение" поперечного/продольного/спирального сварного шва.

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) сварных швов с дефектами проводятся в соответствии со Стандартом отрасли "Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности." [6].

4.2.8. К дефектам нефтепровода относятся недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали, не соответствующие требованиям нормативных документов:

- тройники;

- плоские и другие заглушки и днища;

- сварные секторные отводы;

- переходники;

- патрубки с арматурой, не соответствующие действующим нормам и правилам;

- заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;

- накладные элементы из труб ("корыта"), приваренные на трубы и другие конструктивные элементы, не разрешенные настоящим РД или другими нормативными документами.

4.2.8.1. Соединительные детали (тройники полевого изготовления, сварные секторные отводы, переходники), не соответствующие действующим нормативным документам, установленные на линейной части МН, технологических нефтепроводах НПС, а также заплаты всех видов и размеров, накладные элементы из труб (корыта) независимо от места их установки классифицируются как дефекты ПОР.

4.2.8.2. Приварные элементы (вантузы, сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, катодные выводы, отборы давления, «чопики» и др.), не соответствующие требованиям нормативных документов, на линейной части МН, нефтепроводах НПС и нефтебаз классифицируются как дефекты ПОР.

4.3. Дефекты, параметры которых не могут быть определены только по данным ВИП, а также в которых по данным ВИП могут быть не выявлены дополнительные дефекты должны, быть дополнительно обследованы неразрушающими методами контроля при проведении ДДК. Дефекты подлежащие ДДК приведены в таблице 4.1.

 

Дефекты подлежащие ДДК

Таблица 4.1.

Описание и параметры дефекта

Цель проведения ДДК

Вмятины, гофры глубиной до 3,5% от номинального наружного диаметра трубы

Определение наличия дополнительных дефектов в дефекте геометрии и для уточнения очередности и метода ремонта.

Овальность, овальность в сочетании со сварным швом при значении d равном или меньшем приведенного в таблицах Приложения Б

Уточнение величины овальности трубы для определения необходимости вырезки

Смещения кромок в поперечных сварных швах

Определение наличия дополнительных дефектов в сварном шве, необходимости и метода их ремонта.

Сварные швы, смонтированные с применением подкладных колец

Определение наличия дефектов в сварном шве, необходимости и метода их ремонта.

Приварные элементы

Определение необходимости и метода ремонта.

 

4.3.1. При выборочном ремонте и капитальном ремонте стенки трубы с заменой изоляции, ДДК дефектов ДПР проводится для уточнения их параметров и метода ремонта.

4.3.2. При проведении ДДК используются следующие методы неразрушающего контроля:

- визуально-измерительный;

- ультразвуковой;

- магнитный (магнитографический и др.).

Возможно применение (при необходимости) других методов контроля, обеспечивающих выявление дефектов и определение их параметров (капиллярный, вихретоковый и др.). Основные требования к проведению дополнительного дефектоскопического контроля дефектов изложены в [18].

Классификация дефектов по критерию очередности ремонта

Таблица 4.2.

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге