СП 483.1325800.2020 Действует

Рисунок А.3 – Порядок наложения слоев при сварке кольцевых швов (стыковых и угловых) для труб диаметром до 219 мм (а) и более 219 мм (б)

После сварки первого прохода необходимо полностью удалить шлаковую корку металлической щеткой.

Сварка должна осуществляться короткой дугой с минимальными колебаниями и отрывами электрода.

Вертикальные неповоротные стыки свариваются в направлении «снизу вверх». Наплавку слоя в потолочной части стыка следует начинать, отступая от 10 до 30 мм от нижней точки.

После окончания сварки для устранения структур отбела и закалки в околошовной зоне необходимо провести отжиг сварного шва и околошовной зоны в следующем режиме: нагрев до значения от 920 °С до 950 °С за время от 5 до 7 мин, выдержка при этой температуре от 1 до 2 мин, замедленное охлаждение под слоем теплоизоляционного материала. Температуру подогрева необходимо контролировать оптическим пирометром с диапазоном измеряемых температур от 50 °С до 1100 °С и с точностью ± 5 °С.

Все сварные соединения должны быть заклеймены сварщиками, выполнявшими сварку. Клеймо рекомендуется наносить несмываемой краской на расстоянии от 30 до 40 мм от сваренного стыка.

А.7 Ремонт дефекта

Непосредственная заварка дефекта на трубе из ВЧШГ, бывшей в эксплуатации, не допускается.

Локальный дефект на трубе из ВЧШГ может быть устранен методом приварки накладки на дефектный участок. Накладка вырезается из трубы ВЧШГ соответствующего диаметра. Толщина накладки должна быть больше толщины ремонтируемого участка трубы не менее чем на 1 мм. Размер дефекта, устраняемого методом приварки накладки, должен перекрываться накладкой на 10 мм с каждой стороны. При этом размер накладки не должен превышать:

- по окружности – 1/3 длины окружности трубы;

- по ширине – 100 мм по оси трубы.

Форма и размеры приварной накладки приведены на рисунке А.4.

aaAA A A 2 211 b baaa × b ≤ 250 см2a × b ≤ 250 см2

Рисунок А.4 – Форма и размеры приварной накладки

В случае ремонта трещины ее концы должны быть засверлены на всю глубину. Накладка должна плотно прилегать к поверхности трубы. Зазоры между ремонтируемой трубой и накладкой недопустимы.

2 2 К1 К1Приварка накладки выполняется в строгом соответствии с требованиями разделов настоящего приложения к сварочным материалам, оборудованию, подготовке поверхности, сварке и термообработке. Приварку накладки допускается выполнять без предварительного подогрева и без термообработки в случае, если длина сварного шва по периметру накладки не превышает 200 мм. Катет сварного шва должен быть равен толщине накладки (рисунок А.5).

S1 ≥ S+1 ммK = K1 = S1S1 ≥ S+1 ммK = K1 = S1 S S K K 1 1 S1 S1

1 – дефект в трубе; 2 – приварная накладка; К, К1 – катеты шва; S – толщина металла трубы; S1 – толщина металла приварной накладки

Рисунок А.5 – Конструкция нахлесточного сварного соединения при ремонте методом приварной накладки

А.8 Приварка к трубе и соединительным деталям из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом конструктивных деталей из стали

Стальные конструктивные детали или трубные отростки привариваются к трубопроводу из ВЧШГ в строгом соответствии с требованиями настоящей инструкции по сварочным материалам, подготовке поверхности, по сварке и термообработке. В качестве конструктивных элементов, привариваемых к трубопроводу из ВЧШГ, могут быть использованы низколегированные, низкоуглеродистые стали (Сталь 20, 09Г2С). Недопустима приварка в трассовых условиях к чугунной трубе углеродистых, высокоуглеродистых, хромистых и хромоникелевых сталей (нержавеющих сталей). В случае необходимости приварки к чугунной трубе патрубка или фланца из нержавеющей стали эта работа может быть выполнена на предприятии – изготовителе соединительных деталей. В трассовых условиях допускается приварка к трубе из ВЧШГ стального патрубка с номинальным диаметром не более 80 мм. Если требуется врезка большего диаметра, сварочные работы следует проводить на предприятии –изготовителе соединительных деталей. Требования к катету и протяженности сварного шва в случае приварки конструктивных элементов, воспринимающих значительные нагрузки (неподвижные опоры, упоры различного назначения), должны быть расчетными.

А.9 Контроль качества сварки

Сварные соединения труб из ВЧШГ должны подвергаться систематическому контролю, который должен состоять из предварительного, пооперационного и окончательного.

К предварительному контролю относятся:

- проверка квалификации сварщиков;

- контроль качества сварочного материала;

- проверка оборудования для сварки.

В пооперационный контроль должна входить проверка:

- точности сборки под сварку;

- чистоты основного и присадочного материала;

- качества и количества прихваток;

- соблюдения требований данной технологии и режимов сварки.

Окончательный контроль качества сварных соединений включает:

- заварку КСС с последующей вырезкой и исследованиями макрошлифов;

- визуальный и измерительный контроль;

- гидравлическое испытание давлением 1,25 рабочего.

Визуальному контролю подвергаются 100 % сварных соединений. Визуальный осмотр следует проводить с применением лупы от 3 до 10-кратного увеличения.

Сварные соединения признаются неудовлетворительными, если будут выявлены следующие дефекты:

- трещины всех видов и направлений, расположенные в металле шва или околошовной зоне;

- несплавления, расположенные на поверхности сварного соединения;

- свищи, бугристость поверхности, незаваренные кратеры, прожоги;

- отклонения от требуемого значения катета;

- размеры и количество объемных включений и западаний между валиками превышают значения, приведенные в таблице А.2;

- размеры непровара, вогнутости и превышение проплава в корне шва стыковых соединений, выполненных без остающегося подкладного кольца, превышают значения, приведенные в таблице А.3;

- дефекты, выявленные на макрошлифах, вырезанных из КСС, превышают значения, приведенные в таблице А.4.

Стыки, не удовлетворяющие перечисленным требованиям, подлежат исправлению или удалению.

Таблица А.2 – Размеры допустимых объемных дефектов

Таблица А.2Дефект | Максимально допустимый линейный размер дефекта, мм | Максимально допустимое число дефектов на любые 100 мм длины шва Объемное включение округлой или удлиненной формы при номинальной толщине стенки свариваемых труб в стыковых соединениях или меньшем катете шва в угловых соединениях, мм: до 5,0 св. 5,0 » 7,5 » 7,5 » 10,0 » 10,0 | 0,8 0,8 1,0 1,2 | 2 3 4 4 Западание (углубление) между валиками и чешуйчатое строение поверхности шва при номинальной толщине стенки свариваемых труб в стыковых соединениях или при меньшем катете шва в угловых соединениях, мм: до 15,0 св. 15,0 | 1,5 2,0 | Не ограничивается То же

Таблица А.3 – Размеры допустимых дефектов типа непровара и проплава

Таблица А.3Дефект | Максимально допустимая высота (глубина), % номинальной толщины стенки | Максимально допустимая суммарная длина по периметру стыка Вогнутость и непровар в корне шва Превышение проплава | 10 %, но не более 2 мм 20 %, но не более 2 мм | 20 % периметра То же

Таблица А.4 – Предельно допустимые дефекты на макрошлифах КСС

Таблица А.4Номинальная толщина стенки трубы, мм | Предельно допустимые размеры пор и включений, мм | Суммарная длина пор и включений на любые 100 мм шва, мм | отдельных | скоплений | цепочек | | Ширина (диаметр) | Длина | Ширина (диаметр) | Длина | Ширина (диаметр) | Длина | До 2,0 Св. 2,0 » 3,0 » 3,0 » 5,0 » 5,0 » 8,0 » 8,0 » 11,0 » 11,0 » 14,0 » 14,0 » 20,0 | 0,5 0,6 0,8 1,2 1,5 2,0 2,5 | 2,0 2,5 3,5 4,0 5,0 5,0 6,0 | 0,8 1,0 1,2 2,0 2,5 3,0 4,0 | 2,0 2,5 3,5 4,0 5,0 5,0 6,0 | 0,5 0,6 0,8 1,2 1,5 2,0 2,5 | 3,0 4,0 5,0 6,0 8,0 8,0 9,0 | 4,0 6,0 10,0 15,0 20,0 20,0 25,0

Рентгеновский контроль сварных соединений производят по технологическим картам предприятия-изготовителя.

А.10 Техника безопасности

Требования к технике безопасности при производстве строительно-монтажных работ приведены в [29], [11] и [12].

Приложение БМетодика гидравлического расчета промысловых трубопроводов, транспортирующих обводненные газонефтяные смеси

Б.1 Все расчеты проводятся в Международной системе единиц (СИ), если нет указаний на размерность отдельных параметров в ряде формул.

В настоящем приложении применены следующие индексы обозначений:

«н», «в», «ж», «см» – нефть, вода, жидкость (нефть + вода), смесь (нефть + вода + газ) соответственно;

«вх», «нх» – восходящие и нисходящие участки;

«τ», «z» – потери давления на гидравлические сопротивления и статические (гравитационные) потери давления;

– рабочие условия (среднее давление);

0 – нормальные условия.

Остальные обозначения см. в тексте настоящего приложения.

Б.2Исходные данные

Основные исходные данные для выполнения гидравлического расчета:

- план трассы трубопровода;

- профиль трассы трубопровода;

- внутренний диаметр трубопровода d;

- вязкостно-температурная кривая нефти и жидкости (нефть + вода);

- изотерма растворимости газа в нефти;

- расход жидкости qж;

- обводненность жидкости ;

- плотности фаз ρ;

- динамические вязкости фаз μ;

- средняя температура трубопровода Т.

Б.3Обработка исходных данных

Б.3.1 По профилю трассы трубопровода подсчитывают суммарные высоты и длины восходящих и нисходящих участков.

Принимают следующие обозначения:

Lвх, Lнх – суммарные длины всех восходящих и нисходящих участков соответственно;

Нвх, Ннх – суммарные высоты восходящих и нисходящих участков соответственно.

Б.3.2Плотность жидкой фазы определяют по формуле

(Б.1)

Б.3.3При отсутствии вязкостно-температурной кривой динамическую вязкость нефти при температуре T можно определить по эмпирической формуле

, (Б.2)

где – вязкость нефти, МПас, при известной температуре T1, оС;

(Б.3)

- при 10 1000 МПас С = 100 (МПас)–1, = 1,4410–3 оС–1;

- при > 1000 МПас С = 10 (МПас)–1, = 2,5210–3 оС–1;

- при < 10 МПас С = 1000 (МПас)–1, = 0,7610–3 оС–1.

Б.3.4При отсутствии вязкостно-температурной кривой динамическую вязкость жидкой фазы можно оценить по формулам:

- обратная эмульсия

; (Б.4)

- прямая эмульсия

. (Б.5)

Б.3.5Средняя температура трубопровода принимается как среднеарифметическая начальной Т1 и конечной Т2 температур:

. (Б.6)

Б.3.6Кинематическую вязкость жидкой фазы определяют по формуле

. (Б.7)

Б.3.7Задаются средним давлением в трубопроводе

, (Б.8)

где p1 и p2 – давления в начале и конце трубопровода соответственно.

Б.3.8При отсутствии кривой растворимости газа в нефти объем свободного газа в трубопроводе, приведенный к стандартным условиям, можно оценить по формуле

, (Б.9)

где – газовый фактор нефти, м3/м3;

p – давление, кгс/см2;

– температура, оС.

Б.3.9Расход газовой фазы при рабочих условиях определяют по формуле

, (Б.10)

где p0, T0 – давление и температура при нормальных условиях (p0 = 101325 Па; T0 = 273 К).

Б.3.10Расход смеси в рабочих условиях определяют по формуле

(Б.11)

Б.3.11Объемное расходное газосодержание определяют по формуле

. (Б.12)

Б.3.12Скорость смеси определяют по формуле

, (Б.13)

Б.3.13Число Фруда для смеси определяют по формуле

. (Б.14)

Б.3.14Плотность газовой фазы при рабочих условиях определяют по формуле

. (Б.15)

Б.4Расчет восходящих участков

Б.4.1Истинное газосодержание определяют по формулам:

- при 4 и 10–3 Пас ; (Б.16)

- при 4 и >10–3 Пас , (Б.17)

где измеряется в МПас.

Б.4.2Истинную плотность смеси определяют по формуле

. (Б.18)

Б.4.3Статический перепад давления определяют по формуле

. (Б.19)

Б.4.4Истинную скорость газовой фазы определяют по формуле

. (Б.20)

Б.4.5Истинную скорость жидкой фазы определяют по формуле

. (Б.21)

Б.4.6Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле

(Б.22)

Б.4.7Скорость жидкой фазы определяют по формуле

. (Б.23)

Б.4.8Число Рейнольдса для жидкой фазы определяют по формуле

. (Б.24)

Б.4.9Коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формулам:

- при 2320

(Б.25)

- при 105

(Б.26)

Б.4.10Потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкой фазы определяют по формуле

. (Б.27)

Б.4.11Перепад давления на гидравлические сопротивления определяют по формуле

. (Б.28)