Нефтепроводы «Дружба»

Введение

Нефтепровод «Дружба-1», введённый в эксплуатацию в 1962 г., является частью системы магистральных нефтепроводов, объединенных компанией «Дружба».

Нефтепроводы  «Дружба», введенные в эксплуатацию до 1970 года, строились, в основном, без активной защиты от коррозии, а пассивная защита представляла собой битумную изоляцию низкого качества. Кроме того, имеющиеся на пути нефтепроводов пересечения с линиями электропередач и электрофицированными железными дорогами приводят к воздействию на наружную поверхность трубопроводов блуждающих токов, уносящих с неё значительную часть металла. Кроме того, в процессе строительства из-за нарушения технологии производства работ было внесено значительное количество поверхностных дефектов, которые выявляются при пропусках по нефтепроводу внутритрубных инспекционных снарядов. Так при пропуске магнитного дефектоскопа типа MFL на данном участке было выявлено ряд дефектов типа «риска», которые являются концентраторами напряжения и способствуют образованию трещин в стенке трубы. Это уменьшает эксплуатационную надёжность нефтепровода на данном участке и, следовательно, вопрос капитального ремонта магистрального нефтепровода «Дружба-1» с заменой дефектных секций является актуальной задачей.

В данном дипломном проекте  рассматривается капитальный ремонт с вырезкой дефекта №36620 на 36 км нефтепровода «Дружба-1» Ø 1020 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Описательная часть
1. Географическое положения района проведения работ:

Географически 36 км магистрального нефтепровода «Дружба-1» на находится в Волжском районе Самарской области между ЛПДС «Лопатино» и ЛПДС «Клин» (рис 1.1).

Рис 1.1 Местоположение 36 км МН «Дружба-1» отмечено красной стрелкой

 

2. Климатические условия:

Климатические характеристики района производства работ по вырезке  дефекта №36620 на 36 км нефтепровода «Дружба-1» по данным метеостанции города Самара, в соответствии с [28], и приложения 5 к [29] приведены в табл. 1.1.  Площадка строительства согласно [28] относится к климатическому району II B, который характеризуется умеренно-холодной зимой и умеренно-тёплым летом.

Таблица 1.1. – Климатические характеристики района

Характеристики	Ед. изм.	Показатели
Климатический район		II В
Господствующие  ветры		восточного и западного направлений
Средняя годовая  температура воздуха	°С	+5,4
Средняя температура наружного  воздуха наиболее холодного месяца	°С	-12,9
Средняя месячная температура  воздуха наиболее жаркого месяца	°С	+22,1
Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92	°С	-34
Продолжительность периода  со среднесуточной температурой менее 0°С	сут.	153
Абсолютный максимум температуры воздуха	°С	+462
Абсолютный минимум  температуры воздуха	°С	-45
Расчетная снеговая нагрузка Sq	кг/м2	320
Нормативная ветровая нагрузка	кг/м2	37
Нормативная глубина  промерзания - суглинков и  глин - песков пылеватых  и мелких - песков средней  крупности крупных и  гравелистых - щебенистых  и гравийных грунтов	м	1,69 2,08 2,21 2,54

 

Абсолютная влажность  воздуха имеет годовой ход, соответствующий  годовому ходу температуры воздуха. Наибольшие значения абсолютной влажности  воздуха наблюдаются летом (июль), наименьшие – в зимний период (январь).

Относительная влажность  воздуха достигает наибольших значений 87-89% в холодное время года, наименьших – 51-78% в теплый период.

Годовое количество осадков составляет в среднем 439 мм, на долю теплого периода  приходится 270 мм (80,4% годовой суммы). Максимальное суточное количество осадков 59 мм. В осенне-зимний период наблюдается  осадки преимущественно обложного характера. Общая продолжительность выпадения осадков за год составляет в среднем 840 часов.

В большинстве случаев  даты выпадения первого снега  очень близки к осенней дате перехода температуры через 0ºС. Если же осень  продолжительная и теплая, то первый снежный покров может появиться  лишь в последних числах ноября –  начале декабря. Разрушение снежного покрова  и сход его протекает в более  сжатые сроки, чем его образование.

Устойчивое промерзание  почвы на пахотный слой (20-30 см) происходит к декабрю. Полное оттаивание почвы наблюдается в среднем 15-20 апреля. Средняя многолетняя продолжительность периода устойчивого промерзания почвы на глубину 0,8-0,9 м.

 

1.3     Геологическое строение  района проведения работ

Современные аллювиальные (аQIV) представлены суглинком и песками  различной крупности. Среднечетвертичные аллювиальные отложения (aQII) представлены суглинком  и песками различной крупности от мелких до гравелистых.. Нижне-среднечетвертичные отложения элювиально-делювиальные (e,dQI-III) представлены различными глинами. Данные отложения развиты на коренном правобережном склоне и водоразделе.  Верхнемеловые отложения компан - маастрихтского яруса (eK₂km-ms) представлены мелом, мергелем  и глиной. Данные отложения слагают коренной склон и водораздельное плато.

Коррозионная агрессивность грунтов  на глубине 1,5 - 2,0 м по отношению к  стали – высокая.

 

1.4     Характеристика  устраняемых дефектов:

Вырезается коррозионная секция №36620, которая по расчетам ОАО ЦТД «ДИАСКАН» являются дефектом ПОР и имеют следующие параметры: секция №36620, по отчету М0087: описание дефекта – «коррозионная секция»; длина трубной секции №36620 5,29 м; толщина стенки коррозионной секции №36620 - 12,1 мм; дистанция от камеры запуска СОД НПС «Лопатино» до начала дефектной секции №36620 – 35057,97 метров; угловое положение продольного шва секции №36620 – 290 градусов.

 

5. Характеристика отключаемого участка:

Отключается магистральный нефтепровод «Дружба 1» Æ 1020 мм, технологический участок «НПС Лопатино - НПС Клин». Протяженность отключаемого участка 226 км (НПС «Лопатино» 0 км, ПК264+00 – НПС «Клин» 226 км, ПК126+00). Пропускная способность, с учетом остановки, составит 282,0 тыс. тонн/сутки. Сталь на вырезаемом участке 14ГН. Толщина стенки на ремонтируемом участке Ø1020 – 12 мм. В диапазоне от задвижки №15 (17 км) до задвижки №15А (39 км):

- не ДПР –  865 дефектов,

- ДПР – 248 дефектов,

- ПОР – 5 дефекта.

 

1.6 Характеристика  подключаемого объекта

В период плановых работ объекты не подключаются, вырезается «коррозионная секция» №36620, 36720 с дефектами ПОР на 36 км участок «НПС Лопатино – НПС Клин» нефтепровода «Дружба 1» Æ1020 мм, в замен врезаются секции и монтажные «катушки» соответствующие требованиям СНиП III-42-80*, РД153-006-02 имеющие сертификаты, акты входного контроля и оформленные паспорта согласно приложения В.2. РД 153-39.4Р-130-2002* «Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов».

 

7.  Обоснование производства работ

Вырезка коррозионной секции №36620 (дефект ПОР) на 36 км нефтепровода «Дружба 1» Æ1020 мм (технологический участок «НПС Лопатино – НПС Клин»), согласно утвержденного ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» «Плана остановок и снижения режимов перекачки нефтепроводов в мае 2006 года по разделу ОАО МН «Дружба». Цель работы – устранение дефектов ПОР (вырезка коррозионных секций), согласно утвержденного «Плана капитального ремонта объектов линейной части ОАО МН «Дружба» на 2006 год, п. 1.3.3.1.1

 

 

 

          1.8 Характеристика устраняемых дефектов

Ремонт коррозионной секции на 36 км  технологического участка «Лопатино-Клин» магистрального нефтепровода «Дружба-1», Æ1020 мм, выполняется согласно утвержденного «Плана устранения дефектов на секциях выборочным ремонтом ОАО «МН «Дружба» методом вырезки дефектной секции.

Дефекты представляют из себя очаговую коррозию (рис 1.3.). Потеря металла  такова, что при толщине стенки, равной 12мм, делает дальнейшую эксплуатацию нефтепровода невозможным.

 

Рис. 1.3. Очаговая коррозия секции №36620. Изображение, полученное при расшифровке результатов диагностики нефтепровода.

        

Рис. 1.4. Визуально видимая  коррозия секции № 36620. Красной зоной отмечены участки очаговой коррозии.

 

 

1.9 Обеспечение землеотвода для производства работ:      

Место производства работ находятся в границах Волжского  района Самарской области. Амбар  для откачки нефти из отключенного участка не требуется, т.к. закачка нефти будет производиться в объеме 2765 м³ двумя откачивающими агрегатами в параллельный магистральный нефтепровод «Бугуруслан - СНПЗ» Æ 720 мм. Для откачки-закачки нефти откачивающим агрегатом используются вновь врезанные вантуза Д_у150 (вырезаемый участок) на нефтепроводе Ø1020 мм и Д_у150 (с последующим устранением – герметизацией головкой «Пакер» и приваркой сферической заглушкой)  на нефтепроводе «Бугуруслан - СНПЗ» Ø720 мм

 

1.10 Затраты времени на производство работ, откачку нефти, вывод нефтепровода на установленный режим работы:

• для производства работ по вырезке одной коррозионных секций на 36 км участка «Лопатино - Клин» Æ 1020 мм требуется 58,5 часов. Из них 12 часов на откачку нефти и 46,5 часов на производство СМР.
• для полного заполнения опорожненного участка нефтепровода нефтью требуется 12 часов.

 

1.11 Тип и количество применяемых герметизаторов:

Для герметизации внутренней полости трубопровода Ø1020 мм на 36 км участка «Лопатино-Клин», применяется один герметизатор - «КАЙМАН-1000» и три герметизатор ПЗУ 5МР.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Техническая  часть

2.1 Механический  расчет нефтепровода

2.1.1 Расчетные  характеристики материала

Расчёт толщины стенки выполнен в соответствии с [1] «Магистральные трубопроводы». Толщина стенки трубопровода определяется из условия восприятия внутреннего давления и температурного перепада.

Данный нефтепровод относится  к I классу в зависимости от диаметра трубопровода; категория участка ремонта трубопровода II ([1] п 26 таб 3), нефтепровод, прокладываемый в одном техническом коридоре с другими трубопроводами.

В данном проекте, для принятой схемы  прокладки трубопровода проведен поверочный расчёт подземного трубопровода на прочность.

Параметры трубопровода, представлены в таблице 2.1.

Нормативные сопротивления  растяжению (сжатию) металла труб и  сварных соединений и принимаем равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, указанных в государственных стандартах и технических условиях на трубы.

Таблица 2.1 Параметры трубопровода

Диаметр, толщина  стенки, мм	Марка      стали	Gвр, МПа	Gте, МПа	Класс прочности	Рабочее давление Р,МПа
1020х12	14ГН	520	360	К52	5,0

 

Расчетные сопротивления  растяжению (сжатию) R₁ и R₂ определим по формулам:

 МПа;   МПа

где m_у – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 1 пункта 2.3 [2], m = 0,75; k₁, k₂– коэффициенты надежности по материалу; принимаемые соответственно  по табл. 9 и 10 пункта 8.3 [1]; для прямошовных, сваренных из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами труб k₁ = 1,47 ; прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой и низколегированной стали с отношением, k₂ = 1,15;

k_н – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 пункта 8. [1]: для нефтепродуктопроводов диаметром 1020 принято k_н = 1,0; R₁^Н – минимальное значение временного сопротивления, МПа (см. по таблице 2.1); R₂^Н – минимальное значение предела текучести, МПа (см. по таблице 2.1).

 

2.1.2 Определение толщины стенки нефтепровода

Расчетную толщину стенки трубопровода d, определим по формуле:

 мм

где n – коэффициент надёжности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе. Согласно таблице 13 [2] принимаем     n = 1,1;

Р – рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа;

D_н – наружный диаметр трубопровода, мм.

При наличии продольных осевых сжимающих  напряжений толщину стенки следует  определять из условия:

,

где – коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле (14) [1].

Коэффициент, учитывающий двухосное  напряженное состояние труб, определяем по формуле (14) [1]:

где – продольное осевое сжимающее напряжение, определяемое от расчётных нагрузок и воздействий в зависимости от принятых проектных решений, МПа.

Продольные осевые напряжения s_пр.N МПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий (температура и давление) с учетом упругопластической работы металла. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

где: a - коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1, a = 0,000012 °С^-1 (п. 8.4. [1]);

= 206000 МПа – модуль упругости (модуль Юнга), (п. 8.4. [1]);