Безаварийная работа и удлинение срока службы магистральных трубопроводов в основном зависят от своевременно и качественно проведенного капитального ремонта.
В последние годы объем капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов значительно увеличился.
Оптимальное планирование и рациональное использование материальных и технических ресурсов ремонтно-строительного производства отрасли приобретают важное значение.
Как показал количественный и качественный анализ существующей системы ремонта, эффективность капитального ремонта линейной части магистраль газопроводов может быть достигнута только за счет комплексного рассмотрения оптимизационных задач по технике, технологии, организации и управлению ремонтно-строительным производством.
Успешное выполнение большого объема работ как по строительству, так и по капитальному ремонту магистральных газопроводов невозможно без внедрения наиболее целесообразной технологии и совершенной организации работ, обеспечивающих их высокие темпы. Очень важен выбор наиболее эффективной технологической схемы производства ремонтных работ с учетом имеющейся техники.
Разнообразие конструкций изоляционных покрытий и физико-механических свойств материалов, используемых в практике защиты от коррозии подземных газонефтепроводов, требует индивидуального подхода к процессу очистки поверхности трубопроводов при их ремонте в каждом конкретном случае. В связи с этим возникают проблемы, связанные с созданием новых способов и средств для снятия изоляционного покрытия различного типа.
Существующая организация ремонтных работ не в полной мере соответствует тем задачам, которые поставлены перед отраслью. Поэтому совершенствование организации производства работ является одним из важных направлений повышения эффективности ремонтно-строительных подразделений и, следовательно, повышения производительности труда.
1. ОСНОВНОЙ ПРИНЦИП ОРГАНИЗАЦИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ Научно обоснованная организация определения технического состояния трубопроводов и периодическое проведение профилактических мероприятий на газопроводах позволяют прогнозировать и предупреждать преждевременный износ трубопроводов, правильно планировать проведение ремонтов, предупреждать аварии и продлевать срок службы газопроводов.
Системный анализ производства ремонта трубопроводов показал необходимость дальнейшего совершенствования техники, технологии и организации работ как при выполнении аварийно-восстановительных работ, так и при капитальном ремонте газопроводов. Статистические данные доказывают тот факт, что после выполнения капитального ремонта участков газопровода аварийность на этих участках сводятся почти на нет. Если и появляются аварийные ситуации, то они в основном связаны с нарушением правил технической эксплуатации газопроводов.
Ремонт магистрального газопровода
... труб меньшего диаметра при плохом состоянии стенок). 4 Подготовительные работы при капитальном ремонте МТ При ремонте трубопровода технологические операции выполняются в следующей последовательности: а) уточнение положения ... 32 45 Рис.1.4. Схема снятия плодородного слоя почвы в зоне ведения работ при капитальном ремонте трубопровода: 1 - зона прохода ремонтной колонны; II - зона разработки траншеи ...
Проведенные исследования показали, что в области техники и технологии капитального ремонта газопроводов имеются определенные успехи, связанные с разработкой и внедрением четкой технологической последовательности работ при комплексной механизации всех операций. Отставание в настоящее время фактических объемов работ от планируемых объемов капитального ремонта газопроводов в основном связано с недостаточным уровнем организации работ и управления ремонтно-строительным процессом.
Для создания нормальных условий функционирования газотранспортной системы необходимо решить следующие проблемы:
- в процессе эксплуатации, начиная с первых дней работы газопровода, проводить комплексное обследование линейной части магистральных газопроводов с целью разработки научно обоснованной методики планирования ремонтных работ.
— создать единую систему капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов, т. е. комплексно рассматривать задачи, связанные с техникой, технологией, организацией и управлением ремонтно-строительным производством в целях выполнения требуемых объемов ремонтных работ при хорошем качестве.
Первая проблема на сегодня в целом решена, и для нормального функционирования системы и создания научно обоснованной методики планирования ремонтных робот требуется только лишь оснащение ряда организаций отдельными приборами и внедрение обследования газопроводов. Что касается второй проблемы, то она не нашла отражения в научно-технических и практических исследованиях, посвященных вопросам ремонта газонефтепроводов.
В связи с этим предлагается создание единой системы капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (графическая часть: схема).
Необходимо отметить, что в газотранспортной системе создан комплекс технических средств для механизированного производства капитального ремонта газонефтепроводов, опробовано более 20 технологических схем и выбраны оптимальные схемы производства работ, внедрен в производство ряд организационных задач, позволивших сократить сроки и затраты на выполнение ремонтных робот. В данном случае формализация задачи сводится к оптимизации системы, которая должна обеспечить максимум (минимум) функционала цели.
В многообразии вариантов решения данного функционала существует какой-то оптимум, который бы удовлетворял основной цели, т. е. максимуму темпа работ или минимуму времени и стоимости робот. Поэтому на основе системного анализа применен по этапный метод позволяющий на каждом этапе решить задачу, исходя из локального критерия оптимальности.
На первом этапе — оптимизация технических и технологических параметров капитального ремонта газопроводов при условии применения поточного метода при комплексной механизации всех операций.
На втором — оптимизация методов организации работ при условии сокращения времени их производства в 1,5 раза.
На третьем этапе — разработка оптимальной управленческой структуры ремонтной службы с учетом фактических и прогнозируемых объемов работ.
Ремонтно изоляционные работы при капитальном ремонте скважин
... сектора капитального и текущего ремонта скважин БашНИПИнефти: Л.В. Торбеева, Н.С. Зеленчук, А.Б. Логинов, А.А. Галиева. Исследования по изучению условий проведения ремонтно изоляционных работ в скважинах, разработке и совершенствованию методов и технологии ремонтных работ ...
Таким образом, основным принципом организации капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов является комплексное рассмотрение взаимоувязанных и взаимозависимых оптимизационных задач по технике, технологии, организации и управлению ремонтно-строительных производством.
2. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ Капитальный ремонт магистральных газопроводов включает проведение комплекса ремонтно-строительных работ с целью восстановления проектных характеристик линейной части эксплуатируемого газопровода в плановом порядке на основе специально разработанной проектно-сметной документации. Поэтому капитальный ремонт на действующих газопроводах следует рассматривать как процесс восстановления основных фондов, направленный на обеспечение срока службы газопроводов.
Прежде всего, представляется необходимым провести анализ существующих технологических схем в увязке с различным технологическим набором работ по принятым в настоящее время основным наборам.
Первый набор: вскрытие, снятие старой изоляция, нанесение новой изоляции, укладка и засыпка газопровода.
Второй набор: вскрытие, снятие старой изоляции, восстановление стенки трубы нанесение новой изоляция, укладка и засыпка газопровода.
Третий набор: вскрытие, вырезка участка, врезка нового участка, укладка и засыпка участка газопровода (здесь возможно применение труб заизолированных в заводских или базовых условиях, с последующей изоляцией зоны сварных стыков в трассовых условиях).
Общее рассмотрение указанных технологических наборов позволяет исключить из дальнейшего подробного исследования третий набор, так как он по технической схеме почти повторяет процесс сооружения нового газопровода.
Конкретных методов производства работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов с привязкой к конкретным природно-климатическим условиям и техническому оснащению передвижных ремонтно-строительных колонн в отечественной и зарубежной практике существует более 20.
Однако наиболее часто применяются на практике капитального ремонта газопроводов следующие технологические схемы.
Схема первая. Газопровод вскрывается на участке установленной длины (от 100 м до 2−3 км), вырезается из нитки, поднимается на бровку траншеи с одновременной укладкой на лежки на расстоянии не менее 1, 5−2,0 м от траншеи. Работы по снятию старой изоляции и нанесению нового изоляционного покрытая выполняются механизированным способом. После восстановления стенки трубы и изоляции газопровод укладывается на подготовленную траншею и засыпается.
Схема вторая. Газопровод вскрывается на участке небольшой протяженности — до 500−800 м, приподнимается в траншее на высоту до 1 .0−1,5 м и вновь укладывается на подведенные под него лежки высотой не менее 0,4−0,5 м. Отремонтированный участок газопровода еще раз поднимается на высоту до 0,2−0, З м над лежками и лежки убирают, а газопровод окончательно опускают на дно траншея и засыпают.
Схема третья. Участок газопровода значительной протяженности (не менее 800−1000 км) вскрывается, газопровод без вырезания из нитки поднимается и укладывается на лежки на бровке траншеи на расстоянии I, 5−2, 0 м от траншеи. После очистки газопровода от старой изоляция, восстановления стенки тру (при необходимости) и нанесения нового изоляционного покрытия газопровод укладывается в подготовленную траншею и засыпается.
Проект капитального ремонта участка
... Основные технико-экономические показатели: Протяженность участка ремонтно-путевых работ - 10 км; Стоимость капитального ремонта 1 км пути: согласно калькуляций на капитальный ремонт на деревянных шпалах - 858370,4 тыс. ... К моменту наступления капитального ремонта песчаный (гравийный) балластный слой обычно становится загрязненным и заменяется при ремонте с тем, чтобы после ремонта на глубине не менее ...
Схема четвертая. Газопровод вскрывается на участке значительной протяженности до 500−800 м, в начале участка на небольшой длине приподнимается над траншеей, на газопроводе устанавливаются троллейные подвески и разъемные очистная и изоляционная машины. Производство работ аналогично совмещенному способу выполнения изоляционно-укладочных работ при прокладке магистральных трубопроводов.
Схема пятая. Аналогична схеме четвертой, но с разрезкой газопровода в начале вскрытого участка для насадки троллейных подвесок и неразъемных очистной и изоляционной машин.
Схема шестая. На отдельном участке газопровода прокладывается в соответствии с действующими нормативными документами лупинг, длина которого соответствует длине подлежащего ремонту участка. Участок вскрывается, поднимается и выкладывается на бровке траншеи, где очищается от старой изоляции и подвергается отбраковке с целью частичного использования труб после восстановления их стенки для ремонта других участков газопровода.
Схема седьмая. Выборочный ремонт участка магистрального газопровода. Специальными приборами (например, прибором ИПИ-76-искатель повреждения изоляции) определяется и фиксируется по пикетам качество изоляционного покрытия; устанавливаются участия газопровода, подлежащие ремонту с заменой изоляционного покрытия.
Схема восьмая. Ремонтируемей участок газопровода разбивается на захватки длиной по 10−15 м в зависимости от диаметра газопровода. Вначале вскрываются нечетные участки с подкапыванием под трубу на 0,3−0,4 м, ремонтируются, затем засыпаются, после этого вскрываются и ремонтируются четные участки (или наоборот).
Кроме вышеизложенных схем, для случаев, когда газопровод уложен в две или более ниток, разработан и внедрен метод поэтапного ремонта газопроводов (в три этапа).
На первом этапе прокладывается нитка (луппинг) вдоль ремонтируемого участка, затем ремонтируемую нитку отключают и к оставшейся в эксплуатация нитке подключают новую нитку; на втором этапе ремонтируют отключенную нитку. После подключения к системе отремонтированного участка приступают к третьему этапу. Участок магистрального трубопровода, подлежащий демонтажу, выключают из работы, приваривают на концы трубопровода сферические заглушки на максимальное рабочее давление на данном участке.
После демонтажа трубу разрезают на части и годные участки трубы перевозят для дальнейшего использования. Бракованные участки вывозят на стационарную базу для ремонта с последующим использованием, а непригодные отгружают в металлолом. При замене непригодных участков труб восстанавливаемого трубопровода используются трубы с заводской изоляцией. Учитывая характер многониточных магистральных газопроводов, данный вариант ремонта нашел широкое применение в отрасли.
В целом анализ существующих технологических схем производства капитального ремонта показал, что на современном этапе развития ремонтных работ метод ремонта с подъемом и укладкой газопровода на бровку траншеи является наиболее перспективным, позволяющим внедрить высокоэффективную поточную технологию производства ремонтных работ. Поэтому анализ производства отдельных видов работ необходимо осуществлять, исходя из этого метода.
Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ
... полосы отвода и прилегающей местности. Тип и конструкция временных дорог и переездов зависят от грунтов, климатических условий, технического состояния трубопровода и определяется проектом производства работ. Чаще всего ... ПГС. Если на участке трассы нет подходящих по гранулометрическому составу грунтов, а также если трасса проходит по крутым склонам, где отсыпанный грунт скатывается, то для ...
Очистка трубопроводов при капитальном ремонте газопроводов является одной из трудоемких и ответственных операций и заключается в удаления с поверхности ремонтируемого трубопровода старой изоляции, грязи и продуктов коррозии. Тщательная очистка трубопровода является непременным условием получения качественного изоляционного покрытия.
В мировой практике существуют различные способы очистки наружной поверхности труб, в частности, химической, термической и механической. В отечественной практике наиболее технологичным способом очистки является механический, который позволяет применять высокопроизводительный поточный метод производства ремонтно-строительных работ.
Следует отметить, что технологический процесс очистки наружной поверхности трубопроводов при капитальном ремонте существенно отличается от технологии очистки при строительстве. При строительстве подготовка наружной поверхности включает в себя очистку ее от окалины, следов ржавчины с одновременным нанесением грунтовочного покрытия, в то время как при капитальном ремонте необходимо предварительно удалить с поверхности трубопровода оставшуюся после его вскрытия землю, старую изоляцию и частично продукты коррозии, провести отбраковку и ремонт тела трубы и только затем выполнять операцию по окончательной очистке наружной поверхности с нанесением грунтовки.
Операция по очистке наружной поверхности трубопровода при капитальном ремонте проводится в два этапа: предварительный — при подъеме и укладке трубопровода на лежки, окончательный — после выполнения сварочно-восстановительных работ. Иногда в практике с целью более качественной очистки от старой изоляции, облегчения работы узлов очистной линии предварительная очистка выполняется гибкими тросами (на «удавку»).
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ Разработки комплексных технологий капитального ремонта, требующие одновременного привлечения разнопрофильных творческих коллективов и значительных материальных инвестиций, уступают сегодня место менее масштабным направлениям совершенствования отдельных этапов ремонта линейной части магистральных газопроводов. Ниже рассмотрены наиболее перспективные, с нашей точки зрения, новые решения по технологиям ремонта, новой технике и методам ее применения.
Так, на грунтах с глубокими сезонными промерзаниями, а также в условиях распространения вечномерзлых грунтов особую трудность представляют ремонтные работы, связанные с разработкой мерзлого грунта над трубопроводом. Сам процесс разработки выполняется в несколько этапов: рыхление слоя грунта, извлечение грунта на поверхность, рыхление и извлечение грунта последующих слоев. Все известные способы связаны с необходимостью полной разработки грунта над трубопроводом и его участком. При потребности замены отбраковываемого участка трубопровода, уложенного подземно в мерзлых грунтах, может найти применение следующий способ извлечения и замены трубопровода.
Способ заключается в том, что с двух концов отбракованного участка трубопровода, уложенного подземно в мерзлых грунтах, разрабатывают два котлована: с одного конца — для разрезки и отделения отбракованного участка от основного трубопровода, а с другого — котлован размером, обеспечивающим возможность разрезки, изгиба и извлечения участка трубопровода на поверхность. После разработки котлована и разрезки трубопровода к нему подводят источник тепла и осуществляют нагрев по образующей трубопровода. При нагреве произойдет оттаивание околотрубного пространства с образованием водогрунтовой поверхности скольжения. Водогрунтовая площадка скольжения, контактирующая с образующей трубопровода, характеризуется очень низким коэффициентом трения (низкими величинами касательных напряжений).
«Модернизация технологии ремонта магистрального нефтепровода ...
... отложения (загрязнения стенки трубы, приводящие к потере сигнала), металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода, посторонние предметы внутри трубопровода [4]. 2 Методы ремонта дефектов и дефектных участков нефтепровода 2.1 Общие положения ...
Этот факт является благоприятным для осуществления осевого извлечения трубопровода из грунтового месива без применения специальных материалоёмких конструкций. Извлечение осуществляется при помощи тяговых средств изгибом трубопровода и его продольным перемещением на поверхность. Образующаяся полость в мерзлом грунте может быть использована в качестве скважины для рыхления мерзлого грунта с последующим его извлечением землеройной техникой в отвал и устройством траншеи под трубопровод.
Применяемые за рубежом технологии ремонта трубопроводов наряду с комплексным решением всех его проблем обеспечивают экономичное производство отдельных его этапов.
Так, компания British Gas (Великобритания) с 1992 г. успешно использует разработанную ею технологию ремонта подземных газо-, нефтеи нефтепродуктопроводов без вскрытия траншей. для ремонта применяют эластичную оболочку, предварительно заполняемую эпоксидным адгезивом. По мере протаскивания такой оболочки внутри ремонтируемого трубопровода она выворачивается наизнанку, в результате чего адгезив, после своей полимеризации, обеспечивает прочное сцепление оболочки со стенками трубопровода. За время применения этой технологии в полевых условиях отремонтировано более 1250 км трубопроводов различных диаметров, в том числе нефтепроводов диаметром от 254 до 1067 мм и высоконапорных газопроводов диаметром от 152 до 508 мм.
Ввиду сложности использования комплексных технологий ремонта трубопроводов более широкое распространение могут найти различные способы ремонта дефектов труб, а также совершенствование устройств, применяемых в ремонте.
Отечественные и зарубежные изобретатели предлагают более совершенные устройства и механизмы:
- приспособление для ликвидации свищей на магистраль ном трубопроводе без снижения в нем давления газа;
- устройства для обнаружения и определения местоположения подземных трубопроводов (ФРГ, США);
- приемо-передающее устройство излучает и принимает сигнал, отраженный от подземных объектов.
При этом характеристики сигнала зависят от динамических характеристик объекта. Это позволяет после обработки отраженного сигнала в аналитическом блоке не только обнаруживать, но и идентифицировать объект. Зрительная информация о результатах обработки выдается на дисплей;
- запатентованная принципиальная схема системы определения местоположения подземных трубопроводов, уложенных параллельно друг другу, позволяет исключить взаимное влияние сигналов, отражающихся от различных трубопроводов;
- устройство для вскрытия и извлечения трубопровода из траншеи;
- агрегат для вскрытия, подкопа и удаления грунта из-под трубопровода, который позволяет повысить производительность путем сокращения технологических операций и землеройной техники, а также расширения возможностей агрегата;
- устройство для подъема в траншее участка трубопровода при его ремонте;
- комплекс для демонтажа подземного трубопровода, который включает в себя тяговое устройство, соединенное с ним буксиром, размещенное на дне траншеи под трубопроводом, средство очистки трубопровода и трубоподъемное устройство.
Использование комплекса эффективно практически для любых категорий грунтов и позволяет значительно снизить энергозатраты за счет снижения несущей способности грунта на извлекаемом участке трубопровода. Кроме того, комплексное воздействие на подземный трубопровод позволяет извлекать его без появления в стенке трубы опасных напряжений от изгиба в грунте, что способствует повторному использованию извлеченных труб и получению экономии труб;
Трубопроводы и арматура
... трубы при сборке трубопроводов соединяют без резиновых колец. Поэтому у этих труб концы только обрезают, но не обтачивают. Водопроводные трубы марки ВТ-9 соединяются как асбестоцементными, так и чугунными муфтами; трубы ... условные трубопроводной арматуры, соединительных частей к трубопроводов". По диаметру условного прохода подбирают трубы и другие элементы трубопроводов. Для санитарно-технических ...
- устройство для аварийного перекрытия трубопровода, которое при ремонте позволит повысить надежность за счет введения в его конструкцию подпружиненных направляющих запорного клапана, обходного канала, плунжера с круговой проточкой, фиксатора, защелки и кнопки возврата плунжера в исходное состояние. Таким образом, значительно уменьшаются потери перекачиваемого по трубопроводу продукта;
- надувную заглушку, предназначенную для перекрытия трубопроводов больших диаметров;
- установку для очистки наружной поверхности трубопроводов от противокоррозионной изоляции движением с большой скоростью цепей, охватывающих наружную поверхность трубопровода;
- утяжелитель трубопровода, устанавливаемый на трубопроводе путем фиксации за счет упругой деформации стенок, предназначенный для ремонта в сложных условиях обводненных грунтов.
Обладает незначительной массой, достаточной прочностью, компактно пакетируется, что существенно упрощает транспортировку и установку на трубопровод;
- Эти устройства, наряду с более совершенным исполнением, являются также более технологичными, а если объединяют несколько технологических операций позволяют совершенствовать весь технологический процесс.
4. ВЫБОРОЧНЫЙ РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДА Применение современных средств диагностики повреждений — внутритрубных ультразвуковых и магнитных дефектоскопов, методов акустической эмиссии и др. — позволяет выявлять очаги повреждений трубы и обусловливает проведение своевременного выборочного ремонта. Более экономичным является ремонт без остановки перекачки.
К основным методам и техническим средствам выборочного ремонта относятся:
- зачистка или наплавка при поверхностных дефектах глубиной до 10−12% от толщины стенки;
- механические зажимы для устранения сквозных дефектов;
- стальные полумуфты и заплаты в случаях, когда опасность аварии невелика;
- лупинги с их врезкой в действующий трубопровод под давлением;
- укрепляющие муфты с продольным швом (тип 1) и герметичные муфты с кольцевым угловым швом (тип 2);
— муфты из высокопрочной ленты композитного материала на основе стекловолокна, наматываемые с натяжением на место дефекта трубы — метод фирмы Clock Spring (часовая пружина).
Эти муфты не имеют за рубежом результатов длительной эксплуатации в различных грунтах и при разных климатических условиях.
Имеются данные о надежности ремонта этими методами и более, экономичном их применении для ремонта без остановки перекачки.
Техническое обслуживание и ремонт оборудования (трубопроводы)
... труб, введение компьютерного контроля, дистанционное обслуживание с помощью мониторов, улучшение технологии сварки – главные составляющие прогресса в строительстве и эксплуатации трубопроводов. Трубопроводы ... и за другим технологическим оборудованием. Действующий трубопровод может быть не только ... журнале. Тщательная ревизия трубопроводов осуществляется при плановых ремонтах. Однако трубопровод по тем ...
В отечественной газовой промышленности на базе предприятия «Волготрансгаз» проведены испытания муфт типа 1 и 2, подтверждающие их высокую несущую способность при наличии глубоких дефектов. Достоинством муфт является возможность их использования не для временного, а для капитального ремонта трубопроводов при условии, если вырезка дефектного места не является единственным разумным техническим решением из-за чрезмерно большого повреждения трубы.
Для безопасного проведения подготовительных и ремонтных работ при ликвидации свищевых и коррозионных повреждений, а также поверхностных дефектов металла труб действующих газопроводов без остановки перекачки газа ВНИИгазом разработан и успешно испытан ряд специальных устройств.
Это устройство для заделки свищей типа УЗС-01 для ремонта свищевых отверстий диаметром до 14 мм, расположенных на верхней половине сечения трубы.
При перекрытии свищевых повреждений и единичных сквозных коррозионных каверн диаметром до 25 мм независимо от места их расположения на поверхности трубопровода целесообразно применение ремонтного хомута ВГ-101.
Для перекрытия свищевых и коррозионных повреждений, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство УЗС-0 1 и ремонтный хомут ВГ- 101, предназначена ремонтная муфта.
Разработаны схемы ремонта с данными устройствами и процедура их применения при производстве ремонтных работ.
Наряду с современными устройствам и развитию выборочного ремонта могут способствовать многие новые средства, облегчающие ликвидацию локальных повреждений и обеспечивающие защиту трубопроводов в поврежденных местах. Шпаклевка представляет собой быстросхватывающуюся металлическую пасту, которая может заполнять трещины, каверны, выбоины, приводить в нужное состояние, восстанавливать трубы, прочно склеивать разнородные металлы, образуя липкий слой на правильно подготовленных поверхностях. После 30 мин выдержки при 22 градусах по Цельсию, образовавшийся ударои износостойкий материал может подвергаться сверлению, нарезке и поверхностной обработке.
Проведение ремонтов обычно связано с большими затратами времени и средств. В случаях, когда по техническим условиям эксплуатация трубопровода может быть приостановлена, дефектный или поврежденный участок должны быть заменены. Вырезка и замена поврежденной секции трубопровода обусловливает вывод его из эксплуатации, приостановку перекачки продукции и слив продукции из отсеченного поврежденного участка, лишь после этого начинаются практические ремонтные работы.
Вварка новой секции трубопровода должна производиться квалифицированным сварщиком, после чего сварные швы должны быть сертифицированы и проведена их инспекция методами неразрушающего контроля. Наконец, на новую секцию должно быть нанесено защитное покрытие.
Все эти операции требуют больших затрат времени и приводят к финансовым убыткам вследствие прекращения поступления продукции к потребителям и прямой ее потери в объеме, равном объему отсеченного участка.
При других методах ремонта, например наварке полумуфт поверх дефекта или повреждения, возникают дополнительные проблемы, связанные с водородным трещинообразованием под напряжением или возникновением остаточных напряжений после сварки.
Промысловые нефтяные трубопроводы (2)
... муфты через сужающую фильеру на специализированном оборудовании. Для примера, можно привести коррозию металла труб на трубопроводах повышения пластового давления Западного - Тэбукского нефтяного месторождения Республика Коми и пути их повышения и ...
Тем не менее эти методы успешно используются в течение многих лет в трубопроводном транспорте, хотя их реализация и связана с определенными трудностями.
5. РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ МУФТ И МАНЖЕТ Если трубопровод не может быть выведен из эксплуатации, то оперативным и экономически оправданным средством ремонта дефектов трубопроводов являются муфты.
Одним из современных методов ремонта трубопроводов, принятых в мировой практике, является метод с использованием сварных полноохватывающих муфт. В этом случае ремонт дефектов трубопровода проводят без остановки перекачки продукта.
Установка напряженных кольцевых муфт на дефектные участки труб действующего газопровода приводит к понижению кольцевых напряжений в трубе под муфтой. Разгрузка основной трубы в месте дефекта значительно замедляет или приостанавливает рост дефектов, а сама муфта, увеличивая суммарную толщину металла, дополнительно повышает сопротивление трубопровода расширению в районе дефекта за счет сдерживания деформаций. По зарубежным нормам такое муфтование считается капитальным ремонтом трубопроводов на весь последующий срок его эксплуатации без замены.
Однако опыт по применению муфт для ремонта газопроводов больших диаметров — 1420 мм — в зарубежной практике отсутствует. Газопроводы такого диаметра в России являются основными и составляют по протяженности около половины всех газовых магистралей.
В связи с актуальностью такого способа ремонта ВНИИСТом разработаны конструкция муфт и технология ремонта с их помощью дефектных мест металла и сварных соединений газопроводов, в том числе диаметром 1420 мм [6, https:// ].
До промышленного апробирования на действующем трубопроводе были проведены полигонные испытания (в Арзамасском ЛПУМГ предприятия «Волготрансгаз») трубопроводного образца с установленной ремонтной муфтой, сваренной по технологии ВНИИСТа.
Образец для испытаний представлял собой трубу диаметром 1420×15,7 мм (сталь Х70) длиной 5 м с приваренными по концам сферическими заглушками.
На среднюю часть трубного образца в месте установки муфты были предварительно нанесены механическим способом следующие искусственные дефекты:
- канавка размером 200×10 мм и глубиной 12 мм, имитирующая, например, задир, полученный от удара ковшом экскаватора по поверхности трубы;
- канавку наносили в продольном направлении по длине трубы (вдоль образующей);
— несквозные отверстия в количестве 9 шт. диаметрами: б мм — З отв., 8 мм — З отв. 10 мм — 2 отв. соответственно глубиной 7, 8 и 12 мм и отверстие диаметром 10 мм, глубиной 11 мм, которое снаружи трубы доводилось до диаметра 30 — 35 мм на глубине — 4−5 мм, имитирующие коррозионные поражения (питтинги) на теле трубы.
Канавка соответствовала дефекту глубиной 80% толщины стенки трубы и длиной 14% диаметра трубы.
Несквозные отверстия на поверхности трубы соответствовали дефектам глубиной от 60 до 80% толщины стенки трубы.
Дефекты на трубном образце были заполнены быстротвердеющей двухкомпонентной шпатлевкой «Коломикс» и защищены заподлицо с поверхностью трубы. Время затвердения шпатлевки составило 30 мин.
Для ремонта дефектного участка трубы была выбрана герметичная составная сварная муфта (конструкция «муфта на муфту»), предназначенная для ремонта при наиболее значительных повреждениях поверхности труб.
Составная муфта состояла из центральной муфты, двух воротников и двух наружных муфт. Каждая деталь составной муфты состояла из двух полумуфт, которые после установки на трубе сваривались между собой продольными стыковыми швами.
Для испытания была применена муфта заводского изготовления. Материал муфты — сталь 09Г2С толщиной 16 мм.
Перед установкой муфты продольный шов трубы сошлифовывали заподлицо с основным металлом, а места приварки муфты к трубе зачищали по периметру трубы до металлического блеска.
После подготовки на дефектный участок трубного образца устанавливали центральную муфту длиной 300 мм, которая перекрывала зону дефектов с каждой стороны на 50 мм.
Сборку и обжатие муфты по периметру трубы осуществляли наружными центраторами.
Промышленное опробование технологии ремонта было проведено на действующем магистральном газопроводе Уренгой-Ужгород из труб диаметром 1420 мм предприятия «Волготрансгаз» .
Ремонтные работы проводили на участке газопровода из труб с толщиной стенки 15,7 мм (сталь Х70) импортной поставки. Дефектами наружной поверхности были общая коррозия с отдельными питтингами глубиной до 5-б мм.
Работы по ремонту выполняли при снижении рабочего давления до 20 ат в траншее без подъема ремонтируемого участка газопровода.
Выбор конструкции муфт по разработанной ВНИИСТом инструкции определялся видом и размером дефектов, а также характером поражения труб.
Для ремонта коррозионных поражений труб были применены три муфты: одна — герметичная составная сварная и две — усиливающие.
Перед началом ремонтных работ ремонтируемый участок газопровода был очищен от изоляционного покрытия, а места установки муфт — от загрязнений и ржавчины. Места приварки муфты к основной трубе зачищали до металлического блеска. Продольные швы на трубе под муфтой сошлифовывались шлифмашинкой заподлицо с основным металлом.
Коррозионные поражения труб заполняли эпоксидной смолой и выравнивали с поверхностью трубы.
Ремонтные муфты на трубу газопровода устанавливали с помощью крана, сборку двух половин муфт выполняли двумя наружными центраторами, которые обеспечивали обжатие муфты по отношению к трубе по предусмотренной технологии.
После контроля сварных швов осуществляли изоляцию самих муфт и всего ремонтируемого участка, а затем повышали давление в газопроводе до рабочего.
Опубликован обширный зарубежный опыт применения полноохватывающих муфт для ремонта дефектов труб.
Британская корпорация Bгitish Gas предлагает метод ремонта трубопроводов, основанный на использовании муфт специальной конструкции. После проведения ультразвуковой дефектоскопии и картирования коррозионных повреждений ремонтные муфты прихватываются сваркой. Кольцевое пространство между муфтой и наружной поверхностью трубопровода заполняется эпоксидной смолой. Муфты устанавливаются без остановки перекачки продукта. Они могут использоваться для ремонта нефте-, продуктои газопроводов.
С 1992 г. корпорация использует описанный метод в Омане для ремонта и восстановления трубопроводов различных категорий разного диаметра, общей протяженностью более 1260 км, в том числе нефтепроводов диаметром от 254 до 1066 мм. Установки для ремонта были поставлены фирмой Willbros Omani. По прямому контракту корпорация Вгitish Gas обеспечила техническую помощь по установке муфт, проверке качества установки и сертификации каждой муфты. Первоначальный контракт с фирмой Willbros Omani представлял собой фактически программу испытаний.
До 1992 г. все ремонты трубопроводов в Омане осуществлялись обычным путем — вырезкой и заменой дефектных секций трубопроводов и наваркой поверх дефектов стальных накладок (полумуфт).
Накопленный опыт проведения таких ремонтных работ показал, что целесообразно применять другой метод, при котором не происходит проникновения в полость трубопровода в процессе сварочных работ — менее дорогостоящий, практичный и эффективный.
Первоначальная оценка серьезности и характеристик дефектов всех трубопроводов, которые подлежали ремонту, была выполнена заказчиком на основе данных внутритрубной дефектоскопии. Заказчик — фирма Willbros Omani представила перечень критических коррозионных дефектов. В соответствии с этим перечнем было произведено вскрытие траншеи в требуемых точках трассы. После удаления покрытия провели дополнительную оценку дефектов уже с привлечением специалистов корпорации British Gas. Такая дополнительная оценка дефектов выполнялась с использованием ультразвукового дефектоскопа, соединенного со сканирующим устройством и компьютером. Получаемая в графической форме информация характеризует в цвете толщину стенки трубопровода в зоне дефекта, независимо от того, наружный это дефект или внутренний. Работы по картированию коррозионных повреждений и ультразвуковой дефектоскопии были выполнены специализированной фирмой Sonomatic по субконтракту Willbros Omani.
После картирования коррозионных повреждений бригадами фирмы Willbros Omani ремонтные муфты были прихвачены сваркой. После заливки эпоксидной смолы в кольцевое пространство вновь подключили систему катодной защиты и муфту покрыли защитным покрытием.
Отечественными разработчиками предлагаются и опубликованы результаты испытаний двух видов муфт: муфты, просто охватывающие место дефекта, и герметичные муфты, охватывающие место дефекта с герметизацией концов с помощью сварки кольцевыми фланговыми швами.
Для изоляции сварных стыков труб используются термоусаживающиеся манжеты.
Для изоляции сварных стыков труб с заводским покрытием в полевых условиях термоусадочные изделия должны обладать высокой скоростью усадки при минимально допустимой температуре нагрева металла в зоне стыка. Это обусловлено тем, что погодные условия оказывают большое влияние на требуемое время нагрева сварного стыка. В частности, при скорости ветра выше 4 м/с, окружающей температуре ниже минус 5 прогрев изолируемой зоны до 120−150 уже представляет определенные трудности. С целью снижения теплоотвода и времени усадки манжет в таких условиях рядом зарубежных фирм предлагается использовать защитную палатку. Однако работать с газовыми горелками в такой палатке неудобно, а установка ее в зоне проведения изоляционных работ требует дополнительных затрат времени. Поэтому применение такой палатки должно быть ограничено только крайне суровыми погодными условиями (осадки, ветер более 10 м/с, температура ниже минус 20, в остальных случаях материал термоусадочного изделия должен обеспечивать быструю и качественную изоляцию зоны сварного стыка (в пределах 20−30 мин, включая время на нагрев сварного стыка) и при этом требуемый уровень защитных свойств.
Одним из направлений решения этой проблемы является снижение минимальной требуемой температуры нагрева зоны сварного стыка. Зарубежными фирмами, ведущими производителями термоусаживающихся манжет, предлагаются различные конструкции манжет, обеспечивающие формирование адгезии при температурах от 60 до 100 градусов по Цельсию. Так, японская фирма UBE Industries, являющаяся одним из ведущих производителей полиэфирных материалов и имеющая опыт производства традиционных термоусаживающихся манжет с адгезивом плавкого типа, достигает эффекта снижения минимальной температуры предварительного нагрева сварного стыка за счет использования композиции для клеевого подслоя с более низкой температурой плавления 70−80 по сравнению с 90−100 в манжетах «Сингл Шринк Шит», выпускавшихся этой фирмой ранее.
Еще одной альтернативой ремонта действующего трубопровода является ремонт с применением патрубков, заполненных смолой.
Технология ремонта трубопроводов с помощью патрубков, заполняемых эпоксидной смолой, была разработана компанией British Gas. Она отвечает требованиям владельцев трубопроводов к системам ремонта, которые полностью восстанавливают целостность трубопровода безопасным и экономичным способом.
Технические условия компании предусматривали создание надежной универсальной системы, которая навсегда исправляла бы следующие дефекты:
- потери металла и трещины любой длины, максимальная глубина которых составляет 90%, а средняя глубина — 80% от толщины стенки;
- вмятины глубиной до 9% от диаметра трубы и связанные с ними потери металла и (или) трещины до 12% от толщины стенки;
- потери металла в кольцевом сварном шве или трещины до 60% от длины окружности трубы.
Разработанная технология ремонта с применением эпоксидной смолы отвечает всем заданным требованиям.
В этой системе, которая за последние 12 лет была оценена в полевых и лабораторных условиях, используются стальные патрубки (рукава) с заполнением свободного межтрубного пространства жидкой эпоксидной смолой, что позволяет удовлетворить необходимые для эксплуатации трубопровода условия:
- минимальное вмешательство в нормальную работу трубопровода;
- применимость метода при ликвидации широкого спектра повреждений;
- экономичность как при выполнении ремонта, так и при дальнейшем обслуживании трубопровода;
- ремонт, восстанавливающий целостность трубопровода на длительный срок;
- использование проверенного метода ремонта.
Система может быть установлена на работающих при высоком давлении газопроводах, нефтепроводах и продуктопроводах.
Размещение заполненных эпоксидной смолой патрубков по всей длине повреждения выполняется по установившейся технологии. Схема предусматривает тщательную подготовку поверхностей трубы и патрубка путем пескоструйной очистки для хорошего прилипания эпоксидной смолы. Раствор эпоксидной смолы — самый важный элемент в системе ремонта. Он должен легко замешиваться и легко закачиваться при различных условиях ремонта.
К применению одобрено три вида эпоксидного раствора в зависимости от пределов рабочих температур в трубопроводах. Раствор замешивают на месте ремонта и нагнетают в течение 30 мин в подготовленный и отцентрированный патрубок. Затем раствор оставляют на 24 ч для затвердения. За этот период он приобретает 90% своей максимальной прочности.
В конечном итоге бригада завершает операцию нанесением изоляции и защитного материала на отремонтированный участок как на часть единого трубопровода. Поперечная связь соединяет патрубок с системой катодной защиты трубопровода.
Программа полномасштабных испытаний подтвердила применимость этой системы ремонта для ликвидации широкого диапазона дефектов при статических, усталостных и аксиальных нагрузках. Было подтверждено долгосрочное сохранение сцепления эпоксидного раствора с трубой. Многочисленные испытания показали, что коррозия не возникала после трех лет пребывания в соленой воде. Кроме того, изучение такой характеристики эпоксидной смолы, как ползучесть, показало, что она не разрушается.
Технология ремонта трубопроводов с помощью патрубков, заполняемых эпоксидной смолой, которая отвечает требованиям безопасной и экономичной системы ремонта, применялась и другими компаниями мира на наземных нефтеи газопроводах, а также на трубопроводах для сжиженного природного газа, трубопроводах нефтехимических перерабатывающих заводов, на стояках морских платформ. Она стала применяться в случаях ремонта длинных участков трубопроводов и изгибов больших радиусов.
Ремонтная система патрубков с заполнением эпоксидной смолой обеспечивает текущий ремонт со значительными выгодами:
- самый надежный и технически обоснованный метод, который обеспечивает ремонт с доведением поврежденного участка до прочности остальной части трубопровода;
- ремонт на длительное время внутренних и наружных дефектов (трещин, царапин, коррозии, вмятин, нарушений в кольцевых сварных швах);
- способность выдерживать высокие напряжения по окружности и по оси, а также подавлять статические и усталостные напряжения вокруг повреждения, увеличивая срок службы, за висящий от усталости металла;
- длительная сохранность отремонтированного участка, проверенная в течение 12 лет на газо-, нефтеи продуктопроводах высокого давления;
- отсутствие прямых сварочных работ на поврежденном трубопроводе;
- изоляция дефекта гарантируется независимо от круговой геометрии трубы или неровностей.
Но возможен рост последующей внутренней коррозии в стенке трубы.
капитальный ремонт трубопровод муфта
6. ИНДУСТРИАЛИЗАЦИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ Капитальный ремонт трубопроводов, являясь сам по себе поточным процессом, обусловливает широкую возможность применения индустриальных методов.
Одна из важных проблем, с которой столкнулась газовая промышленность СНГ, касается отсутствия в стратегических местах современных устройств для нанесения антикоррозионных покрытий. Отсутствие надлежащих систем обращения и соответствующей практики вынуждает применять средства механической защиты для труб с антикоррозионными покрытиями, но даже в этом случае при транспортировке на значительные расстояния такие трубы сильно повреждаются.
Единственный в своем роде класс подвижных установок для нанесения покрытий на трубы, рассчитанных на применение четырех современных наиболее сложных защитных мате риалов, разработан группой Commercial Resins.
Эта группа, представленная в СНГ компанией Handlers International располагает выполненной на заказ программой работ на огромной территории СНГ. Типичные операции по нанесению покрытия обычно осуществляются в непосредственной близости к трассам трубопроводов. Для стран СНГ этой программой предлагается установка, которая может на современном уровне обеспечить выполнение операций по нанесению покрытий, после чего она быстро демонтируется и перемещается на новое место.
Все оборудование для установки, способной наносить покрытие на трубы диаметром от 50 до 1420 мм и длиной вплоть до 24,5 м, смонтировано в обычных стальных модульных транспортировочных контейнерах. Контейнеры высотой 2,43 м, шириной 2,43 м и длиной 6,09 или 12,19 м обеспечивают легкость транспортировки, устройства быстро монтируются в полевых условиях при минимальном объеме работ по подготовке площадки. При наличии дополнительного оборудования труба может иметь три соединения.
Обычное время монтажа варьируется от одной до трех недель в зависимости от места размещения. Места, пригодные для размещения этой подвижной установки, включают трубопрокатные заводы, базы для хранения труб и конечные станции строящихся железных дорог в отдаленных и труднодоступных районах.
Благодаря использованию взаимозаменяемых специальных контейнеров, установка рассчитана на применение любого из следующих покрытий: наносимой в расплавленном состоянии эпоксидной смолы, термоусаживаемой ленты системы «Mapco», применяемой в холодном состоянии полиэтиленовой ленты, полиолефинов, наносимых методом выдавливания.
На установке реализуются те же самые процессы, что и на стационарных установках. Труба, которая должна быть очищена и на которую должно быть нанесено покрытие, перемещается по питающей эстакаде и вводится в агрегат, который обеспечивает шаговое перемещение одной трубы с одновременной подачей на входной аппарат, предварительно пройдя (в условиях винтообразного перемещения) через нагревательный отсек для осушки.
Рис. 1 Очистка трубы от изоляции с помощью гидроклинера После того, как раскопан и установлен на опоры участок трубопровода, по нему проходит гидроклинер, полностью снимающий струями воды под высоким давлением старое битумное или полиэтиленовое плёночное изоляционное покрытие, обеспечивая превосходную очистку поверхности трубы, а также поперечных и продольных сварных швов. Коррозионные продукты полностью вымываются, и области с глубокой точечной коррозией становятся доступными визуальному контролю.
Рис. 2 Пескоструйка, проходящая по поверхности труб
Установка а бразивной очистки (пескоструйка ) снимает с трубы незначительные пятна «активного» праймера и подготавливает поверхность для нанесения нового покрытия.
В дробеструйном очистном аппарате (он смонтирован в контейнере, который размещен вертикально) имеются два колеса, из которых выбрасываются дробь и крупный песок, воздействующие на поверхность очищаемой трубы. Пыль, грязь и окалина удаляются с помощью встроенного пылеуловителя, размещаемого в том же контейнере, где находится дробеструйный очистной аппарат.
Необходимо отметить, что использование портативной установки позволяет решить две потенциально дорогостоящие проблемы, с которыми сталкиваются при нанесении покрытия непосредственно на трубопрокатном заводе, одна из которых связана с дегазированием сварных швов. Согласно промышленным стандартам, трубы обычно должны подвергаться термообработке или храниться не менее 10 суток для удаления удерживаемого в сварных швах водорода, который может стать причиной неудачи в нанесении антикоррозионного покрытия. Вторая проблема касается удаления смазки с поверхности труб, поступающих с трубопрокатного завода. Труба, транспортируемая на дальнее расстояние, будет иметь на поверхности слой окисления (ржавчину), который отрывает от поверхности любое масло или смазку, легко удаляемые в дробеструйном очистном аппарате.
После очистки труба, совершая винтообразное движение, перемещается с помощью выходного конвейера в точку, где сбрасывающие рычаги подают ее на промежуточные стеллажи. При нахождении на этих стеллажах труба подвергается обследованию с целью выявления дефектов и проведения ремонта. Затем труба подводится к подающим рычагам входного конвейера на линии нанесения покрытия.
В дальнейшем труба, совершающая вращательно-поступательное движение, проходит через устройство индукционного нагрева, где ее температура повышается приблизительно до 240, что необходимо для применения наносимой в расплавленном состоянии эпоксидной смолы. Энергоустановка мощностью 2000 кВт может обеспечить непрерывный нагрев 320-мм труб, имеющих стандартную толщину стенок (10 мм) и перемещающихся со скоростью 10,66 м/мин, с 21 до 2400 С.
После этого нагретая труба поступает в порошковую камеру, где порошок эпоксидной смолы электростатически напыляется на трубу. Камеру порошкового напыления отличает наличие системы сбора порошка и прецизионной системы управления, позволяющей весьма точно контролировать толщину слоя порошка. Участок порошкового напыления защищается устройством обнаружения ультрафиолетового пламени и автоматическими системами пожаротушения.
После нанесения покрытия труба минует зазор в конвейере, что позволяет охладить трубу и дает время, необходимое для загущения материала покрытия. В дальнейшем труба проходит через 6,5-метровую зону закалки, где вода разбрызгивается на трубу, охлаждая ее примерно до 37 — 490 С.
В системах с тремя экструдированными слоями добавляется адгезионный слой, а затем слой из полипропилена или полиэтилена. Эти слои покрытия служат для механической защиты, тогда как антикоррозионная защита обеспечивается наносимым в расплавленном состоянии эпоксидным порошком. В системе Himont PP в действительности протекает химическая реакция между связующими слоями, которая усиливает антикоррозионную и механическую защиту.
Уникальность этой установки состоит в использовании системы режимного управления компании 3 М, которая обеспечивает точное регулирование времени напыления порошка, экструзии материала и закалки водой. Эта система впервые применена в установках нанесения покрытия компании Ramco Garison.
Когда труба извлекается из охлаждающей ванны, ее проверяют на наличие дефектов в покрытии с помощью детектора пропусков, работающего при напряжении 1500 В. При необходимости ремонт производится именно в это время.
Труба затем перемещается вдоль технологической линии до точки, где она подается на умягченный стеллаж для труб, здесь производится повторное обследование покрытия.
Процессы нанесения покрытий других типов аналогичны. При этом требуется ввести в установку другие контейнеры. Для процесса например, требуются нагревательное устройство, камера напыления порошка и экструдеры. В процессе на мотки термоусаживаемой ленты используются нагревательное устройство, оборудование для намотки ленты и контейнер с лентой. Для устройства намотки холодной ленты требуются средства нанесения грунтовки, оборудование для намотки ленты и контейнер с лентой.
Каждый узел установки спроектирован так, чтобы его можно было поместить в контейнер или упаковать в расчете на контёйнерную перевозку.
В дополнение к семи контейнерам для размещения конвейеров имеются также контейнер под нагреватель для осушки труб, вертикальный контейнер под дробеструйное очистное оборудование с встроенным пылеуловителем, контейнеры под воздушные компрессоры, применяемые в системе напыления порошка, энергораспределительное оборудование и главный электрогенератор, а также два-четыре контейнера под оборудование в зонах нагрева и охлаждения (в зависимости от типа на носимого покрытия).
Имеются также контейнер под передвижную лабораторию, где осуществляется непрерывный контроль качества, и контейнер, выполняющий функции офиса при установке. Второй контейнер с оборудованием водяного охлаждения располагается перед зоной закалки водой. В целом для установки требуется от 20 до 24 контейнеров (в зависимости от типа наносимого покрытия).
Конвейерные системы рассчитаны на осторожное обращение с тяжелыми трубами. На конвейерах для труб с нанесенным покрытием используются уретановые направляющие ролики, сбрасыватели труб на всех стеллажах имеют уретановые на кладки. Используемый в зоне закалки водой конвейер имеет колеса с резиновыми шинами, охлаждаемыми водой из «скважин». В зоне закалки поддон ниже манифольда для разбрызгивания воды задерживает всю воду, поэтому она не теряется, а дополнительно охлаждается и возвращается в систему.
Над промежуточным стеллажом устанавливается парусиновый навес. Он обеспечивает защиту от падающего снега, а его свисающие концы образуют сплошное ограждение, защищающее от ветра, метели и низких температур. В системе предусмотрено использование радиационных нагревателей с инфракрасными излучателями. Вся установка размещается на площадке размером З0−34×75−80 м.
