Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

57 страниц

378.00 ₽

Купить ОСТ 153-39.4-010-2002 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Настоящий отраслевой стандарт (ОСТ) устанавливает методические основы для оценки остаточного ресурса безопасной эксплуатации нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений нефтяных месторождений.

 Скачать PDF

С 30.06.2003 г. в связи с вступлением в силу Федерального закона от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом регулировании" прекратил действие Закон РФ от 10.06.1993 N 5154-1 "О стандартизации", который причислял стандарты отраслей к нормативным документам по стандартизации. В 184-ФЗ не предусмотрена отраслевая стандартизация, осуществляемая федеральными органами исполнительной власти. В нем установлены только два уровня стандартизации (ст. ст. 13 - 17):

- национальная стандартизация, закрепленная за национальным органом РФ по стандартизации (Ростехрегулированием);

- стандартизация на уровне организаций, проводимая коммерческими, общественными, научными организациями, саморегулируемыми организациями и объединениями юридических лиц.

Более того, в п. 3 ст. 4 184-ФЗ специально отмечено, что федеральные органы исполнительной власти, к которым относятся и разработчики отраслевых стандартов) вправе издавать в сфере технического регулирования акты только рекомендательного характера.

После завершения переходного периода в 7 лет (п.7 ст. 46) с 30.06.2003г. (с 30.06.2010 г.) на территории РФ в сфере техрегулирования и стандартизации в т.ч. имеют право на хождение только указанные в законе документы. Отраслевых стандартов в числе таких документов нет.

Ростехрегулирование на своем официальном сайте разъясняет, что пути легитимизации отраслевых нормативных документов (ОСТ, ТУ, РД и др.) по установившейся практике выбирают сами отрасли, перерабатывая эти документы либо в национальные стандарты (ГОСТ или ГОСТ Р), либо в стандарты организаций. Специальными актами на федеральном уровне отраслевые стандарты отменяться не будут.

Оглавление

Предисловие

     1. Область применения

     2. Нормативные ссылки

     3. Термины и определения

     4. Общие положения

     5. Типовая программа комплексного технического диагностирования нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений

     6. Расчеты напряженно-деформированного состояния тру6опроводов

     7. Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенки труб по результатам диагностики

     8. Вероятностный расчет остаточного ресурса с учетом общего коррозионно-эрозионного износа стенки трубы

     9. Определение остаточного ресурса трубопроводов с учетом выявленных и классифицированных дефектов

     10. Расчет остаточного ресурса по статистике отказов трубопроводов

Приложения

 
Дата введения01.10.2002
Добавлен в базу01.09.2013
Завершение срока действия30.06.2003
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

Организации:

30.10.2001ПринятГосгортехнадзор России10-03/849
05.08.2002УтвержденМинэнерго России255
РазработанУфимский ГНТУ
РазработанССП ХНИЛ Трубопроводсервис
Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ТРУБОПРОВОДОВ ГОЛОВНЫХ СООРУЖЕНИЙ

ОСТ 153-39.4-010-2002

МОСКВА 2002

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ТРУБОПРОВОДОВ ГОЛОВНЫХ СООРУЖЕНИЙ

ОСТ 153-39.4-010-2002

МОСКВА 2002

9


ОСГ153-394-010-2002


стяе основных прочностных характеристик металла трубы в расчетах трубопроводов используются их фактические значения с учетом коэффициентов.

В процессе эксплуатации элементов трубопроводов в них нрон сходит постепенное накопление различного топа повреждений. Одним из наиболее рас-I[ростраленньк топов повреждения является коррозионно-эрозионный износ, воздействие которого учитывается при выборе номинальной толщины стенки. В процессе эксплуатации начальная толщина стенки уменьшается, нриближа-ясь к минимально допустимой. Другой топ повреждения связан с ухудшением механических характеристик материала и, как следствие, снижением допускаемого напряжения. Оба типа нонрежцения приводят к постепенно.^ уменьшению допустимого внутреннего давления в трубопроводе. Допустимое давление нс должно опускаться ниже рабочего. Допустимое давление определяется по форм> лам:


I’o


2tR] n(aDn - 2i)


R”

при —^—- > 0,75;


R?


(43)


m2


ti(aDn -2l)


R"™3 при —- <

Rrm2


0,75,


(4.4)


где i- толщина стенки трубы


5 Типовая программа комплексного технического диагностирования нефгегаэо Промысловы к трубопроводов и трубопроводов тловных сооружений


5.1 Общие положения

Опредетенис остаточного ресурса действующих трубопроводов производится на основании нэмллексиого технического диагностирования, выполненного отдельно или в составе работ по экспертизе промышленной безопасности.

Программа комплексного технического диагностирования нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений имеет’ рекомендательный характер и отражает общие принципы, структуру и основные методические положения по проведению диагностики трубопроводов.

Для проведения комплексного технического диагностирования конфет-ньк трубопроводов на основании технического задания Заказчика дол им а разрабатываться индивидуальная программа диагностирования, обеспечивающая получение и обработку необходимой и достаточной информации о техническом состоянии и фу нкциональных возможностях объекта.

Методы диагностирования контролируемых параметров определяются норматавно-техническими документами, а при их отсутствии согласовываются заказчиком и экснертной организацией.

Объем работ по диагностированию каждого конкретного трубопровода в соответствии с рекомендациями настоящей типовой программы определяют


ОСГ 153-39.4-010-2002

10

специалисты и должностные лица Заказчика, при необходимости с привлечением экспертной организации, имеющей соотвегствуюшуюлнцснзню.

Для выполнения технического диагностирования должны использоваться методики и аппаратура, регламентируемые для этих целей действующей нормативно-технической документацией с учетом требований проектной, исполнительной н эксплуатационной документации на обследуемый объект.

Экспертиза промышленной безопасности выполняется специализированными экспертными организациями.

При проведении комплексного технического диагностирования или экспертизы промышленной безопасности трубопроводов следует руководствоваться требованиями действующих федеральных законов и нормативных документов:

ФЗ „О промышленной безопасности опасных производственных объектов” (№1 16-Ф'З, введен в действне21 Х)7,97г.).

ПБ 03-246-98 „Правила проведения экспертизы промышленной безопасности” утвержден ы Госгортехнадзором России 06.11.98.

„Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности” утверждены постановлением Госгортехнадзора России от09.0498Ле24.

„Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливно-энергетического комплекса”, согласованное с Госгортехнадзором России 25.1292г.

А также все нор матнвные до менты, перечисленные в разделе 2. Периодичность днажостню! согласно РД 39-132-94 устанавливается в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности н приурочивается к ревизии участке в промысловых трубопроводов, но она не долям а быть реже: одного раза в год - для трубонроподов 1 категории; одного раза в 2 года- И категории; одного раза в4 года- III категории; одного раза в 8 лот—IV категории.

Срок последующего контроля уточняется в зависимости от результатов предыдущего контроля.

Периодичность проведения испытаний устанавливается согласно РД39-132-94.

Основной целью технического диагностирования является оценка текущего технического состояния объекта, оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации объектов, отработавших нормативный срок эксплуатации, выдэта заключения о техническом состоянии и остаточном ресурсе безопасной эксплуатации по сою куп мости диагностируемых параметров.

Комплексное техническое диагностирование нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений предусматривает выполнение следующих основных этапов работ:

сбор и анализ информации, ознакомление с эксплуатационно-технической до^ментацией;

контроль оостояния защитного антикоррозионного покрытия:

ОСТ 153-39А-010-2002

11

контроль состояния основного металла труб трубопроводов; контроль кольцевых сварньк соединений трубопроводов; аку стн но-эми ссионная д и агно сти ка уч астко в тру бопроюдо в; исследование химического состава, механических свойств металлов и сварньк соединений и их спру етуры (при необходимо ап);

обработка результатов обследования, разработка ревдмендацнй по дальнейшей эксплуатации, ремонту илн исключению из эксплуатации.

5.2 Сбор информации, ознакомление с эксплуатационно-техиичсской документацией

Прн ознакомлении с технической документацией устанавливается ее комплектность, н собираются следующие сведения;

технические характеристики объекта - категория, протяженность, диаметр, рабочее дани си н с и т.п.;

данные по изготовлению н монтажу трубопровода - проект, завод-изготовитель, монтажная организация, дагга изготовления и монтажа, отступления от проекта в процессе сооружения, виды и результаты испытаний; сведения о металле, тол щи на труб по сертификату; сведения о технологии сварки и сварочных материалах; данные о резюме эксплуатации трубопровода и виде транспортируемых продуктов;

данные о проведенньк ранее обследованиях с заключениями о техническом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации илн ремонту; данные об авариях и отказах; даннысо проведенных ремонтах.

При анализе технической документации изучают паспортные данные трубопроводов, их схемы с указанием мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, установленных иа трубопроводе, мест спускных, продувочньк н дренажных устройств, сварных стыков. На данном этапе составляется карта объекта в виде эскиза и таблицы с указанием элементов, на которых в силу особенностей их конструкции или условий эксплуатации наиболее вероятно появлениедефекгов.

Следусг изучить акты ревизии и отбрамовьи трубопроводов, удостоверения о качестве ремонтов трубопроводов (первичные доiyменты, подтверждающие качество примененных при работе материалов и тд.), акты периодического наружного осмотра трубопровода, акты испытания трубопровода на прочность и плотность, акты на ремонт н испытание фматуры, э коалу атационньгё журнал трубопроводов (ведется для трубопроводов, и а которые не оостаатяют паспорт). Изучению подлежат также журнал установки-снятия заглушек, заключения© качестве сварньк стыков, жу рнал учета отказов.

При анализе уело вин эксплуатации трубопровода у стан аап и вают соответствие оборудования его прямому назначению, определяют соответствие рабочей сред ы, темпер ату р ы и д аал сн и я п ас иортн ым д ан н ым.

OCT 153-39.4-0»0-2002

12

При анализе планово-профилактических и ремонтных мероприятий необходимо получить информацию об объеме, хф актере и причинах проведенных ремонтных работ, уточнить физию-механические характеристики металла, сто химический состав, мнфоструюуру на участках, подвергнутых ремонту. Требу стоя оценить интенсивность развития дефектов в элементах трубопровода* Резуяьтиты анализа технической документации используют при выборе методов контроля и составлении индивидуальной программы обследования каждого трубопровода, включающей план обследования трубопровода, в том числе;

формулировку задач обследования;

карту трубопровода су казан нем потенциально опасных участков; методы и аппаратуру, использующиеся при обследовании; порядок про ведения обследования;

методы обработки результатов обследования и порядок их представления;

меры безопасности при проведении диагностирования.

Анализтехнической документации должен завершаться составлением: перечня проанализированной документации;

карты объекта в виде эскиза н таблицы с указанием элементов, которые в силу особенностей их юнструюдни или условий эксплуатации наиболее предрасположены к появлению повреждений и (или) отказам (в особенности скрытым, зависимыми внезапным);

базыданиьк по техническим параметрам трубопровода и (или) технического заключения по результатам анализа; плана обследования трубопровода.

5.3    Внутритрубная диагностика нефтегазопромысловых трубопроводов

Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внут-ритрубной дефектоскопии принимает Заказчик. Обследование может производиться иа основании теснию-эданомичесюй целесообразности и в соответствии с требованиями действу ющих нормативно-технических доку ментов.

5.4    Контроль состояния защитного антикоррозионного покрытия

Контроль защитного антикоррозионного по крыш я включает следующие работы:

определение дефектов изоляционного пофьгшя приборным методом с помощью искателей повреждений типа АНГГИ,УКИ,ПКИ, УДИП и др.; визуальный контроль состояния защитного пофьпня; определение толщины защитного покрытия; определение адгезии защитного покрытия к металлу труб.

При визуальном осмотре выявляются механические повреждения и другие дефекты защитного покрытия.

ОСТ 153*39.4-010-2002

13

Определение толщины защитного покрытия производится толщиномерами, позволяющими измерять толщину в интервале ОД - 25,0 мм с точностью 0,1 мм при температуре о фу жающепо воздух а от-10° до +40° С

Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов внешнего осмотра в зависимости от длительности эксплуатации. В каждом сечении измерения проводятся не менее чем в четърех точках (через 90 градусов).

Измерения адгезии покрытия к металлу труб проводятся с помощью адгс-знметро в нс мен ее чем в трек точках в соответствии с требованиями иормаггив-ньк до jy ментов.

5.5 Контроль состояння основного металла труб

Контроль основного металла труб включает следующие работы:

-    визуальный н измерительный контроль основного металл а труб;

-    определение фактической толщины стенки труб;

-    в ыб ороч ньй ультразвуко юн контроль дефектных мест металла труб;

-    магнитопорошгшую и/нлн цветную дефс кто скопню металлатруб;

-    измерение твердости основного металла труб.

При визуальном осмотре выявляются наружные дефекты основного металла труб (коррозионные пофеждення, царапины, задиры, трещины, прожги, оплавления, вырывы, расслоения, металличссигс включения, закаты и прочие).

Определение фактической толщины стенки труб производится толщиномерами, позволяющими измерять толщину в интервале 02 - 50,0 мм с точностью 0,1 мм при температуре о фу жаюшего воздухаот-10° до+40°С.

Объем работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов внешнего осмотра в зависимости от длительности эксплуатации. В каждом сечении измерения проводятся не менее чем в четьрех точках (через 90 градусов). Во всех случаях измерения проводятся в местах, наиболее поражен-иьк коррозией.

Выборочньй ультразву ковой юнтроль производится в местах повышенного коррозионного износа и других дефектов, выявленных прн визуальном осмотре, с целью выявления расслоений, трещин и других дефектов типа не-сплошносгей основного металла.

Магн и то порошковая и цветная дефектоскопия основного металла труб производится с целью выявления поверхностны* трещин н других дефектов.

Измерение твердости основного металла стенки труб производится с помощью переносных твердомеров с целью определения фактической твердости по шкале Брииелля (Роквелла) н сопоставления с допустимыми значениями твердости.

5,6 Контроль кольцевых сварных соединений трубопроводов

Контроль кольцевых сварных соединений труб проводится иаотфыгых участках (в шурфах) и включает следующие работы:

ОСГ 153-39.4-010-2002

14

визуальный и измерительный контроль сварных соединений; ул tap аз ву новой донтроль свари ьк швов; рентгенографический контроль сварньк шюв; машитопорошыо^ю и/ил и цветную дефектоскопию сварных швов; измерение твердости металла шва и зон термического влияния. Проведение предварительного юнтроля сварных соединений осуществляется визуальным методом с инструментальным замером геометрических параметров швов.

Внешний осмотр и измерения геометрических размеров с помощью шаблонов производятся с цепью выявления наружньк дефектов; несоответствия размеров шюв требованиям проекта, СНнП 3.03.01-87 и стандартов; трещин всех видов и направлений; наплывов, подрезов, про я© го в, незаваренньк кратеров непроваров* пористости; отсутствия плавньк переходов от одного сечения к Другому; несоответствия общих геометрических размеров еварного узла трек бованиям проекта.

Па результатам пред вар итслычош юнтроля определяется необходимый объем мштроля нсраэрушаощнми методами: ультразвуковым, мага и то лоро ш-новым, рентгеновским н др.

Измерение твердо спи металла шва и ЗТБ производится с помощью лере-иосньк твердомеров е пелыо определения фактически твердости по шкале Бринепля (Роквелла) и сопоставления с допустимыми значениями твердости.

5.7    Акустнко-эмнссноииая диагностика участков трубопровода

АЭ-контроль проводится по специально разработанной программе обследования трубопроводов АЭ-методом” на потенциально-опасных участках трубопроюдов (переходы через железные и автомобильные дороги, оврага, водные преграды) с цепью выявления, идентификации и ранжирования развивающихся дефекта в основного металла и сварньк швов.

В случае выявления нсточннюв АЭ на данньк дефектных участках проводится дополнительный дефектоскопический контроль одним из методов но-рязру шаюшего контроля; ультразвуковым, магните порошковым, рентгеновским н др,

5.8    Химический анализ, механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений

Механические испытания, химический анализ и металлографические исследования металла и сварных соединений про годятся при отсутствии данньк о первоначальных свойствах осноаюго металла и сварньк соединений, значи-тсльньк коррозионных повреждений, появлении трещин в различиьк ьснегру кц и ях и в других случаях, когда предполагаются ухудшения механических свойств, усталость при действии переменных или знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т.п.

ОСТ 155-39,4-010-2002

15

Анализ химического состава и определение марки стали металла труб может производиться без вывода из эксплуатации методом оптикоэмиссионной спектрометрии.

Оценка прочностных характеристик металла труб может производиться путем пересчета значений измеренией твердости основного металла или непосредственно приборами типаТ! ME GROUP и др.

При необходимости для проведения механических испытаний вьрезают-ся катушки длиной 500 мм с кольцевым шюм, из которых изготавливаются образцы для механических испытаний, металлoipафичсских исследований основного металла и сварного соединения, для химического анализа основного и наплавленного металла.

5.9    Проверочные расчёты на прочность и расчёты остаточного ресурса

Расчеты конструктивных элементов трубопроводов на прочность и устойчивость и расчет остаточного ресурса безопасной эксплуатации трубопроводов по критерию допустимого коррозионного износа производятся по минимальной вероятной толщине стенки с учетом фактических значений мосаниче-екнх характеристик металла труб и режимов эксплуатации трубопроводов с помощью специального программного обеспечения в соответствии с действующими нормативно-техническими до*у ментами.

Оценка технического состояния трубопроводов производится по всем ре-зультатам обследования. Дня трубопроводов, отработавших установленный срок эксплуатации, определяется вероятностный остаточный ресурс работоспособности,

5.10    Обработка результатов обследования и порядок приёмки работ

На основе анализа результатов проведенного обследования производится экспертная оценка фактического технического состояния трубопроводов по со-вокупности диагностируемых параметров, составляется заключение установленной формы о соответствии объекта пробованиям промышленной безопасности, разрабатываются рекомендации о возможности и условиях дальнейшей безопасной эксплуатации, сроках и уровнях последующих обследований, необходимости проведения ремонта или исключения трубопровода из эксплуатации.

Специализированная экспертная организация, имеющая соответствующую лицензию Госгортехнадзора России, после проведения обследования трубопроводов предоставляет Заказчику заключение по результаггам диагностирования трубопроводов установленного образца в количестве не менее двух экземпляров с оформлением акта приемки-едачн выполненных работ. Заключение должно содержать подписи исполнителей (экспертов) работы и утверждающую подпись ру № водителя организации, проводившей обследование и оцен ку остаточного ресурса объекта.

ОСП 53-39.4-0] 0-2002

16

Заказчик передает данное заключение в рсгмональнь#( отдел Госгортех-надзора России, когорьй производит регистрацию заключения и в письменной форме уведомляет Заказчика и экспертную организацию о положительном решении или дает моги внро ванный отказ в регистрации заключения.

В еду час отказа региоиал ьного отдела Госгортехнадзора России в регистрации, заключение возвращается в экспертную организацию для доработки и у еггр ап ен и я замен ан и й.

После положительного решения о регистрации в территориальном органе Гссгортех надзор а России заключение вкладывается ор|Днизаци ей-владельцем в п депорт оборудо ван и я и явл ястся иео тьемл емой ч астью доку ментаци и на обо-рудо ван ие.

6 Расчёты напряженно-деформированного состояния трубопроволов

Проверку напряженно-деформированного состояния трубопроводов следует производить согласно СП 34-116-97. При расчетах трубопроводе в должны учитываться нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Нагрузки и воздействия, а также вызываемые ими усилия и напряжения, установленные нормативными документами на основании статистического анализа, называются нормативными. Расчетные значения нагрузок и воздействий определяются умножением нормативные величин на коэффициент надежности по нагрузкеуг т учитывающий возможные откло йен и я их в неблагоприятную сторону, и коэффициент несущей способности труб и соединитсяьньп деталей т\. В зависимости от хфактсра действия нагрузки и воздействия нодраздепяюгея на постоянные и временные (длительные, фатю-временныеи особые) по СНиП 2.01.07-85.

К постоянным относятся нагрузки и воздействия, действующие в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода Расчетные и нормативные значения постоянньк нагрузок и воздействий определяются согласно СП 34-116-97 и СНиП 2.01,07-85.

Временными называются нагрузки и воздействия, которые в отдельные периоды строительства и эксплуатации могут отсутствовать.

Нагрузки и воздействия обьнно дсйспзеуют на сооружения совместно в тех или иньк сочетаниях. Эти сочетания устанавливаются из анализа реальных вариантов одно времен но го действия различных нагрузок для рассматриваемой стадии работы конструкции или се основания. По СНиП 2.01.07-85 устанавливаются основные сочетания нагрузок и воздействий, состоящие из постоянньк, длительных и фатковременные, и особые сочетания, включающие в себя, кроме нагрузок основного сочетания, одну из особых нагрузок, например, сейсмическую, взрывную, технологическую н т.п.

В качестве основных прочностиьк характеристик металла грубы в расчетах трубопроводов используются нормативные и расчетные сопротивления растяжению (сжатию) или фактические, если при проведении диагностических замеров последние оказались меньше нормативных. Нормативные сопротивле-

OCI 15309 Д-010-2002

17

мня R['и Rt принимаются равными минимальным значениям временною а>-

протишения стн и предана текучести ст, соответственно. Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соелинитслы1ые детали, выполненных любым видом сварки и прошедших юитроль качества неразру-шаюшими методами, должны приниматься равными меньшим значениям соответствующих расчетных сопротивлений соединяемых элементов согласно CTI 34-116-97. При отсутствии этого контроля расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, принимаются с понижающим коэффициентом0,85.

t _ 7fkPPH R 2(R + 0,6y f P)

11ровсрочньй расчет толщины стенки (к трубопровода, а также се определение в случае ремонта по результатам диагностики производится согласно СП 34-116-97 следующим образом:

(6.П

где значения R определяются:

TmYn


Rj>2 I 0,9УпТ


R = min


для трубопроводов; транспортирующих продукты, нс содержащие сероводород.


для труоопроводов, транспортирующих серо водород содержащие продукты.

Здесь к - коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей, значение которого принимается согласно СП 34-116-97 (для труб, заглушек и переходов- I).

Значения коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов у п, условий работы трубопровода гть ^надежности по материалу ут , надежности по нагрузке Уг и условий работы трубонроводоВчтранспортирующих сероводород-содержащие продукгыу*, принимаются согласно СП 34-116-97 по таблицам, приводимым в приложении Б.

Проверка обшей устойчивости подземного трубопровода в продольном направлении выполняется но СП 34-116-97 по условию

S<rr)2 Ncp,    (62)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в трубопроводе, возникающее от действия расчетных нагрузок и воздействий с учетом продолшых и поперечных перемещений трубопровода;

Ncp- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, с учетом принято го ко негру кгивного ро? шения трубопровода.

ОСТ 153-39.4-010-2002

18

Продольное критическое усилие определяется по формулам, приводимым в [1,3,5].

Надземные трубопроводы должны проверяться на прочность, продольную устойчивость и выносливость при колебаниях в ветровом потоке в соответствии с СП 34-116-97.

7 Расчёт остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной тол шине стенки труб по результата мдиагностики

Сплошной контроль элементов трубопровода различными методами выполнить нс всегда возможно (из-за недоступности иеюторых его участков), а в ряде случаев в этом нет необходимости, поэтому применяют выборочный контроль и оцопу повреждениосто по наибольшим размерам выявленных дефектов. При злом необходимо применение статистических методов для уменьшения величины погрешности.

Достоверность контроля характеризует степень соответствия его результатов фактическому техническому состоянию объекта и определяется двумя показателями: точностно и доверительной вероятностью. Точность определения величин обнаруженных дефектов и геометрических размеров элементов трубопровода указывают в виде доверительного интервала (например, для толщины стенки: 9 ± 1 мм) или односторонней доверительной границы (например, толщина стенки не менее 8 мм). Доверительную вероятность у, т.е. вероятность нахождения фактического размера внутри доверительного интервала, стандарты по измерениям рекомендуют указывать в зависимости от ответственности контроля (как правило, у - 0,95),

Источники погрешностей при измерениях подразделяют на объективные и субъективные* Субъективными являются погрешности, обусловленные действиями конфетного оператора (его квалификацией, физина-пснхическнми данными, состоянием здоровья и тд.), Объективными источниками являются погрешности метода и средств измерений, а также статистические отклонения* обусловленные вь£срочным тоитролем показателей, имеющих разброс (рассеяние).

Большой разброс результатов измерений толщины стенок может наблюдаться из-за неравномерности их коррозии* Эго различие часто бывает вызвано различием условий нагружения различных участков трубопровод а, а также стохастическими свойствами процесса коррозии.

При традиционной схеме иа карте контроля точки для измерения толщины стенки распределяют равномерно. Посколыу измерения осуществляют вьн борочно (в намеченньк точках), то при этом методе минимальная нз измеренные величин может оказаться существенно больше, чем фактическая минимальная толщина сгонки. Достоверность контроля гтрн этом остается неопределенной, если иеучитывать разброс фактических толщин элемента трубопровода.

При планировании контроля необходимо определить голнчество точек, выбираемых для измерений N. Чем больше N , тем выше достоверность кол-

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Самостоятельным структурным подразделением хозрасчетной научно-исследовательской лабораторией „Трубопроводсервис” и кафедрой „Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ” Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Творческий коллектив: Воронин Н.В., Веселов Д.Н,, Гумеров А.Г., Гамбург И.Ш„ Домрачев Е.Н„ Заннуллин Р.С„ Кантемиров И,Ф., Квицннская М,С„ Квятковский 0,П,, Коновалов Н.И., Лукьянова И.Э., Маркухов О.В., Мустафин Ф.М. (руководитель), Рафиков С.К-, Соловьев А.Б., Спектор Ю.И., Тарасов А. В., Фархетдинов И.Р„ Харисов Р.А., Шарнина Г.С., Щепетов А,Е,

ВНЕСЕН Управлением научно-технического прогресса Министерства энергетики Российской Федерации.

2    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от „5*' августа 2002 г„№ 255,

3    В настоящем документе реализованы нормы Закона Российской Федерации „О промышленной безопасности опасных производственных объектов",

4    Разработчики выражают благодарность специалистам НН «ВНИИсертификат», ОАО «ТНК»* ОАО НК «РОСНЕФТЬ», ОАО «ТАТНЕФТЬ» НПУ ЗНОК и ППД, ОАО НК «БАШНЕФТЬ», ОАО РИТЭК, ЗАО «ЛУКОЙЛ-Пермь» фнликл «ВАТОЙЛ», ГУП «ИПТЭР», АК «ТРАНСНЕФТЬ» за полезные замечания и предложения к первой редакции Методики,

Настоящий руководящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания Qea. разрешения Минэнерго России,

ОСГ 153-39,4-010-2002

19

троля, но том выше и сто трудоемкость. Возможны следующие варианты контроля.

Сплошной контроль - при котором измеряют толщипу стенки на всех элементарны* участках поверхности FP . глубина коррозии иа которых не зависит от соседних участков. Сплошной контроль пс имеет статистической погрешности, пофсшностъ определяется техничесюй погрешностью приборов и методов контроля.

Выборочный контроль - при котором N < ¥/F0 , где F - площадь контролируемой поверхности. Дэ сю верность м> нтроля при выборочном контроле зависит ог величины отношения F/Fo и степени неравномерности коррозии.

Рассмотрим частный случай выборочного контроля при N = I, Такие случаи допускаются при контроле отдельных зон алсментов трубопровода. При этом достоверность контроля можт быть достаточно высокой, если известна мера разброса измеряемой толщины стенки (среднее квадратическое отклони ниео),

Среднее квадратическое отклонение о определяется по результатам измерений на нескольких участках поверхности, находящихся в одинаковых условиях эксплуатации, но формуле

N    ?

(1Л)

а =

“ *ср)

-—

\ N -1

где tt- результаты измерений толщин наk-х участках поверхности;

- средняя измеренная толщина;

N - число участков замера (сели N < 10: то о нс вычисляют, т.к. точность есоценкн при этом недостаточна).

Минимальную возмомиую толщину стент W с учетом пснонтролиро-ваниых участмэ в поверхности определяют для доверительной вероятности 95% применительно но всем промысловым трубопроводам по фор^лс

*пш =1ср“^а '    (7-2)

Дальнейшая эксплуатация трубопроводов допускается при Если имеется измеренное значение толщины стснкн к ^снынсс, чем то за значение Um принимается зпачение tfcmln.

При необходимости более точной оценки остаточной толщины стенки на каком-либо участке число измерений N увеличивают, имея в виду, что уменьшение ошибки контроля пропорционально VN.

Средняя скорость коррозии стснкн трубопровода определяется по формуле

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ТРУБОПРОВОДОВ ГОЛОВНЫХ СООРУЖЕНИЙ

Дата введения 2002-10-01

1 Область применения

1,1 Настоящий отраслевой стандарт (ОСТ) устанавливает методические основы для оценки остаточного ресурса безопасной эксплуатации нефтегазопромысловых трубопроводов н трубопроводов головных сооружений нефтяных месторож дений.

L2 Состав трубопроводов, на которые распространяется настоящая Методика, согласно СП 34-116-97. для нефтяных месторождений:

выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважии (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок:

нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

газопроводы для транспортирования нефтяного ('аза от установок сепарации нефти до УКПГ, УППГ или до потребителей;

нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазиро-ванной обводненной или безводной нефти от ПС нефти и ДНС до ЦПС;

газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;

газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;

ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.

Сокращенные названия промысловых объектов даны в справочном приложении, В дальнейшем тексте за исключением особо оговоренных случаев вместо слов «промысловый(е) трубопровод(ы) и трубопровод^) головных сооружений» будет употребляться слово «трубопроводы)».

ОСТ 153-39.4-010-2002

3

Примечание:

1    Границами промысловых прубопроюдов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в предел ж бровки отсыпки соответствующих площадок или условной границыучастка,

2    К коллекторам (сборным, межпромысловым трубопроводам) относятся трубопроводы, транспортирующие продукт от пунктов подготовки (сбора) до головных сооружений илн ГПЗ.

3    Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие раз газированную нефть - к нефтепроводам.

13 ОСТ распространяется на находящиеся в эксплуатации трубопроводы диаметром до 1400 мм включительно с изб ьгточиым давлением среды не выше 32,0 МПа

1.4 ОСТ ие распространяется на трубопроводы для транспортирования проду кции с высоким содержанием сероводорода (парциапглос дайтсине выше 1 МПа), продуктов с температурой выше 100°Q подвергающиеся растрескиванию (водородному, под напряжением и т.п.), усталости (в том числе высокотемпературной), а также локализованной язвенной коррозии.

15 ОСТ согласован с Госгортехнадзором России (письмо от 30 октября 2001 г., № 10-03/849).

2 Нормативные ссылки

2Л В настоящем отраслевом стандарте использованы ссыпки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 25306-85. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трепщ но стой мости (вязкости разрушения) прн статическом нагружении.

ГОСТ27.002-89.Надёжность в технике,Термнныи определения.

ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение.

СНнП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия.

СНиП 2.04.12-86. Расчёт на прочность стальных трубопроводов.

СНиП П-23-81. Сталыгыс конструкции.

СП 34-116-97, Инструкция по проектированию, строительству н реконструкции промысловых нефтегазопроводов.

РД 09-102-95, Мелодические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорные Госгортехнадзору России,

РД34.10.130-96.Инструкция по визуально-измернтелыюл^ контролю.

РД03-131-97, Правила организации и проведения акусти ю-эмиссио иного контроля сосудов, аппаратов, ко птов и технологнчссютх трубопроводов.

РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраыэвкс нефтепромысловых трубопроводов.

4

РД 50-690-89. Надежность в технике. Методы оценки показ аггел ей надёжности по экспериментальным данным.

РД 39-00147105-001-91. Методнга оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информант,

3 Термины и определения

Трубопровод рассматривается как система по следовательно соединены ьк элементов (руб и деталей). Разрушедие одного из элементов выюднт из строя весь трубопровод.

Ресурс рубопровода - суммарная наработка трубопровода от пуска До перехода в предельное состояние.

Наработка - период эксплуатации трубопровода без учета простоев.

Срок спуябы трубопровода- календарный период рсмени от ввода трубопровода в эксплуатацию до его перехода в предельное состояние.

Предельное состояние трубопровода - техническое состояние трубопровода, при мотором исключена ею дальнейшая эксплуатация. В качестве предельного состояния может быть принято разрушение как трубопровода в целом, так и определенного чиела его элементов при условии, что их ремонт нз-за его частой повторяемости опасен для офужздощей среды или экономически нецелесообразен.

Отказ трубопровода - прекращение эксплуатации трубопровода вследствие разрушения одного или однофеменно нескольких его элементов.

Остагочньй ресурс трубопровода - фемя эксплуатации трубопровода с момента текущего диагностирования до перехода в предельное состояние.

Диагностирование (тееннчсоюзе) трубопровода - определение тесниче-с ко го состояния трубопровода.

Экспертная организация -■ организация, имеющая лицензию Госгортехнадзора России на право проведения экспертизы промышленной безопасности в соответствии с действующим законодательством.

Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.

Вероятность безотказной работы трубопровода- вероятность того, что за рассматриваемый период в трубопроводе не возникнет отказов.

Фу ниш я надежности - вероятность, рассматриваемая как функция верхней границы интервала времени. Обозначается Р(т),

Гарантированная наработка трубопровода до отказа после гидроиспьгга-ннй - нижняя интервальная оценка наработки трубопровода до первого отказа

после гндроиспьгганнй. Обозначается т™111.

Средний остаточный ресурс - математическое ожидание Нфаботки трубопровода посте диагностирования до момента достижения предельного состояния. Обозначается тср.

ОСТ 153-39,4-010-2002

5

Гамма-процента ъй остаточный ресурс трубопровода - наработка трубопровода после диагностирования, в течение которой трубопровод ис достигнет предельного состояния с вероятностью у, вьражинной в процоггах, Обознач а-егсят^.

Пфаметр технического состояния - характеристика, определяющая работоспособность элементов трубопроюдов {толщкна стенки, допускаемое напряжение и тл.).

Регламентированная вероятность - заданная вероятность безотказной работы в процентах. Обозначается у.

Доверительная вероятность - вероятность того, что параметр технического состояния находится в пределах одностороннего доверительного интервала. Обозначается q.

В методике, кроме описанных, используются обозначения:

Ат- темпер ату рньй коэффициент прочности; а- параметр закона износа стенки (случайная величина);

Эср - среднее значение параметра износа стенки;

Ь- параметр распределения Вейбулла;

С~ Cj + О» - суммарная прибавка к толщине стенки на технологический допуск(С]) и нэррозионньй износ (Q);

D- наружный диаметр элемента; к- коэффициент несущей способности элемента;

L- по го иная длина трубопровода;

m - показатель степени в фор муле определения износа стенки, п- общее число проведенных диагностирований трубопровода;

N - полное число измерений толщины стенки за п диагностирований; рти- допустимое давление элемента трубопровода; г - число разрушившихся на момент диагностирования элементов трубопровода;

S.- среднее квадратнчесыоеотклонение пфаметр а а;

S0 - среднее квадратическое отклонение теснологического допуска на толщину стенки;

Sd - среднее квадратическое отклонение относительного износа в момент времени ;

Sd. ^ верхняя интервальная оценка Sj;

Sg - среднее квадратическое отклонение толщины стенки в момент времени Td;

St6]- среднее квадратическое отклонение допустимой толщины стенки; t - толщина стенки при k-м измерении;

““ номинальная толщина стен кн в месте к-го измерения; tn- номинальная толщина стенхи;

Ъ-расчетная толщина стен ют;

Uq-q-квантиль нормально го распределения вероятности; ит-уЛ00-квантиль нормального распределения вероятности;

Ur - квантиль нормального распределения, соответствующий вероятности Г;

6

Vcp^ средняя скорость износа стенки;

г - число элементов трубопровода;

a^r/z- относительное число разрушившихся элементов;

5- относи тел ьньй износ стспкн;

So - начальное относительное изменение толщины стенки;

-    средний относительный износ стенки в момент ф смели ■&;

-    верхняя интервальная оценка5ср;

[51' допустимый относительный износ стенки;

сред нее утонение стенки за время Td;

Ф - табулированная функция Лапласа;

§

уй = —— коэффициент вариации пфаметра а;

аср

[сг] - допускаемое напряжение при рабочей температуре; г<г пф Лотка на момент последнего диагностирования; т, - наработка на момент ьго диагностирования;

Ф - коэффициент прочности сварного шва;

W - толщина стенки трубы или детали трубопровода, н, прн которой они долы 6 ьтгь изъяты из эксплу атаиин;

Р- рабочее давление в трубопроводе, Па;

Р0 - допустимое давление в трубопроводе, Па;

Рог,- до пусти мо с давлен и с в начале эксплуатации трубопровода. Па;

ифужный диаметр труб ы иди дстал и трубопровода, м; п - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный

12;

NcP - продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продол шой уегойчиюсти трубопровода, с учетом принятого конструктивного решения трубопровода;

Ri - расчетное сопротивление материала труб и деталей трубопроводов,

Па, определяемое по фор\уле = Rj1 iri] ni2 -k^;

S - экви валептное продольное осевое усилие в трубопроводе, возникающее от действия расчетных нафуэоки воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода;

а- коэффициент несущей способности;

Rj1 - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды трубка;

R" - нормативное сопротимснис, равное наименьше,му значению предел

латтмучести прн растяжении, сжатии н изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы. Па;

mi - коэффицнентусловий работы материала труб при разрыве; т2 - нээффициентусловий работы трубопровода;

ОСТ 153-39.4-010-2002

7

m3 - коэффициенту отовий работы материала труб при повышенные температурах* для условий работы промысловых трубопроводов принимается равным 1;

к| - коэффициент однородное™ материала труб; уп- коэффициент надежности по назначению трубопроводов; ут - коэффициент надежности по материалу; у, - коэффнинепт надежное™ по нагрузке;

ys- коэффициент у еловий работы трубопроводов, транспортирующих серо водород сод ср жащие проду кгы.

4 Общие положения

В отраслевом стандарте испол ьзуются методы расчета напряжений и *ри-терии прочности по 04иП 2.04.12-86 и СП 34-116-97 (раздел 2). Анализ технического состояния определяется в соответствии с требованиями РД 39-132-94 (раздел 2).

Настоящая методика применима для оценки остаточною ресурса подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию трубопроводов., у юторых максимальный износ стенки нс более чем в три раза превышает среднее для всего трубопровода значение,

В О ГГ приводятся современные методы технического диагностирования трубопроводов, включая аку сти ко-эмисснонн ьй контроль (АЭ-контроль), визу-алию-измерительный контроль, у л ыр аз ^ косую и магнитную тол щино метрик» и дефектоскопию, анализ химического состава металлических труб, трубных деталей н арматуры, анализ состояния защищённое™ от подземной юр розни. Использованы вероя’гаостоо-стагшстическнс методы оценки остаточного ресурса с испол ьзо ван нем со цтсмепньк математических моделей.

Обязательными в отраслевом стандарте являются определение расчетной и отбраковочной толщины стенки и оценка остаточного ресурса трубопроводе в по минимальной вероятной толщине стенки труб. Расчеты остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию, с учётом выявлен и ьк н классифицированные дефектов и остаточного ресурса по статистике отказов трубопроводов выполняются в случае необходимости по тех и ич есмэ му задан ню заказч и ка.

Основные определения, используемые в методике, ооотвстст^ют ГОСТ 27,002-89.

Определяющим при оценке остаточного ресурса в условиях коррозионно-эрозионного износа трубопроводов является расчет на действие внутреннего давления. Эксплуатация трубопровода считается возможной, если фактическая толщина стенки всех элементов превышает отбраковочную При определении отбраню войной толщины стенки оценивается несущая способность элементов в целом, в отличие от поверочного расчета, югда определяется напряжение в наиболее опасной точке [3].

8

nPctD,

nPaDM

2(R | + пГ


(43)


(42)


2(0b9Ry™3 + '


где V-тч - 'юл шин а стенки трубы или детали трубопровода мри готорой они дол жн ы б ыть и тьятьI и з эксплу атаци и, м;

Р- рабочее давление в трубопроводе, Па;

п - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный

12;


D„- наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м;

R, - расчетное сопротивление материала труб и деталей трубопроводов, Па, определяемое по формуле Ri = Rj1 т\ *Hi2 -kj;

а - коэффициент несущей способности; a - I для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и свар-ньк а=^ 12 при отношении радиуса изгиба трубы R к нфужному диаметру DH,

R    R

равному 1 ;a = 1,15 при-=1,5; а = 1,0 при — к 2 и более;

DH    Dn

Rj1 - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыв) материала труб, принимаемое но ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па;

Ш| - коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный

02;


R" - нормативное сопротивление, равное наименьшем)' значению предела текуч сети при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое но ГО СТу ил и ТУ н а соо тветсгву ющи е пру б ы, Г1 а;

ш2 “ коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды; для токсичньк, горючих, взрывоопасных и сжижен ньк гаю в - 0,6; для инертных газов (азот, воздух и т.п.) или токсичных, горючих, взрывоопасны* жидкостей - 0,75; для инерт-н ьк жид гостей - 0,9;

т3 гоэффициентусловий работы материала труб при повышенны* темпер апу р ах, дл я у слови й р аботы и ро мьюто вых трубопро юдо в п р и н и мается р ав-ным 1;

kt — коэффициент однородности матер и ап а пру б: для бесшовных труб из углеродистой и яп я свар ньк труб из низколегированной ненормализованной стали к| ^ 0,8, для сварных труб нзуглеродистой и для свариьк труб из нормализованной низколегированной стати к| -0,85.

В том случае, если при проведении диагностических замеров фактические сопротиапсния растяжению (сжатию) оказались меньше нормативных, в качс-