Лекции Сооружение и экспл ГНП
.pdfменее 5 мм. Согласно действующим нормативам заварка допускается, если максимальный линейный размер дефекта не превышает трех номинальных толщин стенки трубы.
Метод применяется при наличии в трубопроводе избыточного (сверхатмосферного) давления не менее 0,1 МПа и максимально допустимом давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.
Заварка дефектных мест выполняется ручной электродуговой свар-
кой.
Полость коррозионного повреждения и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений зачищается до металлического блеска механическим способом (фрезой или шлифовкой).
После заварки дефекта наплавленный металл должен быть обработан шлифмашинкой до получения ровной поверхности и иметь усиление 0,7 - 1,5 мм с плавным переходом к основному металлу. Количество наплавочных слоев (без учѐта контурного шва) должно быть не менее трѐх. Сварные швы должны быть плотными, с мелкой чешуйчатостью
(0,5 - 0,7 мм).
Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому или ультразвуковому контролю.
Установка ремонтных конструкций
Ремонтные конструкции делятся на два вида: для постоянного и временного ремонта.
Конструкции для постоянного ремонта позволяют восстановить трубопровод на все время его дальнейшей эксплуатации. К этому виду конструкции относятся композитная муфта, обжимная приварная муфта, несколько типов галтельных муфт и приварной патрубок с эллиптическим днищем.
К конструкциям для временного ремонта относятся приварная необжимная муфта и приварная муфта с коническими переходами. Муфты этого типа разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой на постоянные методы ремонта.
Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральной базы производственного обеспечения (ЦБПО) или ремонтных участков ОАО МГНП.
Толщина стенки муфты при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не менее толщины стенки ремонтируемой трубы.
По способу установки на трубу конструкции муфт можно разделить на 2 основных типа – приварные и неприварные. В свою очередь и те и другие муфты подразделяются на обжимные и необжимные. Не-
151
приварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не герметизирует его. Приварные муфты привариваются к трубе герметизирующими кольцевыми швами. Технологические кольца служат для снижения механических напряжений, возникающих в области сварного шва.
К конструкциям для временного ремонта относятся, например, необжимная приварная муфта, предусматривающая заполнение антикоррозийной жидкостью.
Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт имеют серьезные недостатки:
необходимость применения сварки на теле трубопровода, заполненного продуктом (для приварных муфт);
отсутствие универсальности конструкции для дефектов любых типов;
невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных швах;
проблема ремонта труб с овальностью (даже величиной до 1% от диаметра трубы);
возможность возникновения коррозионных процессов в пространстве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает необходимость заполнения этого пространства антикоррозионными жидкостями.
Тем не менее, композитно-муфтовая технология является наиболее универсальным методом ремонта.
Технология установки композитной муфты
Муфта монтируется из двух свариваемых между собой полумуфт. Между муфтой и ремонтируемой трубой остается кольцевой зазор от 6 до 40 мм, который регулируется установочными болтами. Края кольцевого зазора герметизируются быстро твердеющим герметиком. После затвердевания торцового герметика установочные болты выворачиваются заподлицо с внутренней поверхностью муфты. Уровень заполнения муфты композитным составом определяется через контрольные отверстия малого диаметра, в которые наживлены болты. После затвердевания композитного состава все выступающие из муфты детали обрезаются заподлицо с наружной поверхностью муфты.
Методы аварийного ремонта
152
Методы аварийного ремонта нефтепроводов (наложение заплат, хомутов, прижимных устройств, забивка чопиков) могут рассматриваться только как экстренные, временные методы для ликвидации аварийных ситуаций. В течение одного года участки с дефектами, отремонтированные с помощью аварийной ремонтной конструкции, должны быть вырезаны или отремонтированы другими методами постоянного ремонта.
Бандажирование с помощью намоточных конструкций
Существует несколько способов ремонта труб намоткой с предварительным натягом: намотка стальной проволоки или ленты; намотка стекловолокнистых материалов с пропиткой их связующей композицией; намотка лент из композиционных материалов.
Для ремонтных конструкций, смонтированных на магистральном нефтепроводе, с периодичностью 10 лет с момента установки, проводится диагностическое обследование.
Ремонт трубопровода с заменой изоляции
Технология переизоляции трубопровода предусматривает вскрытие нижней образующей с помощью одноковшового или вскрышных экскаваторов на 65 см ниже трубопровода, затем подкопочной машиной убирается грунт под трубой и насаживается очистная машина для предварительной очистки от старой изоляции. Особенности очистной машины: принудительное прижатие резцов к поверхности трубы, которая позволяет очищать изоляцию за один проход, что минимизирует механические повреждения. Следующий этап: окончательная очистка поверхности трубы и нанесения новой изоляции. Изоляционная машина позволяет наносить методом экструзии полимерные и битумные материалы, различные мастики любой толщины. После нанесения изоляции работают грунтоподбивочные машины. Весь этот комплекс позволяет достичь производительности до 1 км в смену.
Ремонт дефекта с вырезкой “катушки”
153
Катушка - часть трубы длиной не менее диаметра и не более длины заводской секции трубы, ввариваемая в нефтепровод с помощью двух кольцевых стыков или вырезаемая из нефтепровода с помощью двух кольцевых резов.
Вырезка дефектного участка должна осуществляться:
-безогневым методом с применением труборезных машин (труборезов);
-с использованием энергии взрыва - с применением удлиненных кумулятивных зарядов (при подрыве заряда образуется направленная кумулятивная струя, которая имеет высокую температуру (свыше 1000 °С) и скорость (свыше 1000 м/с), создает давление около 30 000 МПа, за счет которого и разрезается стенка трубы.
Порядок выполнения врезки “катушки”.
1.Подготовительные работы (сооружение полевого городка, земляные работы (оформление отвода земель и разрешительных документов, разработка и обустройство ремонтного котлована и т.п.), прокладка временных трубопроводов и т.п.).
2.Подготовка линейны задвижек и проверка их герметичности
(путем контроля изменения давления в отключенной части нефтепровода после его остановки).
3.Остановка перекачки нефти по трубопроводу путем отключения насосных агрегатов НПС и перекрытие ремонтируемого участка линейными задвижками.
4.Врезка вантузов (патрубок с задвижкой, устанавливаемый под прямым углом к оси трубопровода, предназначенный для подсоединения насосных агрегатов при опорожнении ремонтируемого участка, а также закачки нефти после ремонта).
5.Освобождение от нефти ремонтируемого участка нефтепровода. Используются следующие технологические схемы:
- откачка нефти за линейную задвижку в резервуары НПС; - откачка нефти в параллельный нефтепровод; - сброс нефти самотеком в резервуары НПС;
- откачка нефти в передвижные емкости, сборно-разборные, резинотканевые резервуара;
- откачка нефти в амбар.
6.Вырезка “катушки” безогневым методом или с использованием энергии взрыва.
7.Герметизация внутренней полости нефтепровода (например, многоразовыми герметизаторами из резинокордной оболочки типа ―Кайман‖ и пневматическими заглушающими устройствами ПЗУ). По
154
окончании ремонтных работ герметизаторы удаляются потоком перекачиваемой нефти до камер приема средств очистки и диагностики
(СОД).
8.Вварка новой “катушки” и контроль качества сварных соеди-
нений.
9.Заполнение трубопровода нефтью.
10.Вывод трубопровода на необходимый режим работы.
Длина вырезаемого участка трубопровода должна быть больше дефектного участка не менее чем на 100 мм с каждой стороны, но не меньше диаметра трубопровода.
Перед началом работ по резке труб необходимо подготовить ремонтный котлован, трубопровод должен быть вскрыт на расстоянии не менее, чем на 1,5 м от места реза с каждой стороны, просвет между вырезаемой «катушкой» и дном котлована должен составлять не менее 0,6 м, минимальное расстояние между боковыми образующими вырезаемой «катушки» и стенкой котлована должно быть не менее 1,5 м.
До начала резки труб изоляционное покрытие в местах резки, в зависимости от способа выполнения операции, должно быть удалено по всей окружности трубы на ширину не менее 50 мм - при использовании энергии взрыва, не менее 600 мм - для труборезных машин. Поверхность трубопровода в местах резки должна быть очищена от изоляции, остатков клея, праймера и мастики. Перед установкой труборезных машин или зарядов котлован необходимо зачистить от остатков изоляционных материалов и замазученного грунта.
При проведении работ по вырезке катушки труборезными машинками контроль газовоздушной среды в котловане осуществлять каждые 30 мин. Для устранения загазованности должны применяться приточные вентиляторы с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении.
Вырезка дефектного участка труборезными машинами осуществляться одновременно двумя труборезными машинами. Труборезные машины устанавливаются на трубе согласно инструкций по эксплуатации и в соответствии со схемами вырезки «катушек».
Ремонт резервуаров
При подготовке резервуаров к ремонтным работам и дефектоскопии производятся операции по их дегазации. Применяемые на прак-
тике процессы дегазации основаны на вытеснении паров горючих жидкостей в атмосферу. Это обстоятельство определяет пожарную и экологическую опасность этих операций. Пары нефтепродуктов тяжелее
155
воздуха, они способны накапливаться на территории резервуарного парка в различных углублениях и в смеси с воздухом быстро образовывать взрывоопасные концентрации.
Взрывоопасные концентрации паров в смеси с воздухом создаются при дегазации и во внутреннем объѐме резервуаров, что при наличии источников зажигания (разряды статического электричества, самовозгорание пирофорных отложений, искры вентиляторов и др.) может привести к воспламенению паровоздушных смесей внутри резервуаров или снаружи.
Перспективным методом дегазации является принудительная вентиляция. Подбирается вентилятор (а в некоторых случаях эжектор), обеспечивающий требуемую кратность воздухообмена. При вместимости резервуара 3000 м3 и более устанавливают несколько вентиляторов.
Дегазацию резервуаров инертными газами (азотом, углекислым газом, продуктами сгорания) применяют при проведении ремонтных работ снаружи резервуаров, без их полной очистки.
При подготовке к ремонту резервуаров небольшой вместимости вытеснения паров горючих жидкостей достигают заполнением водой.
Представляет интерес дегазация путѐм заполнения резервуаров воздуш- но-механической пеной средней или высокой кратности. В некоторых случаях заполнение резервуаров производят легкоразрушающей пеной, газифицированной инертным газом. После заполнения резервуара пена быстро разрушается и резервуар остаѐтся заполненным инертным газом. Такие способы дегазации позволяют проводить ремонтные или демонтажные работы без полной очистки резервуаров.
В последнее время при подготовке резервуаров к ремонту применяют ПАВ. Растворы ПАВ используют для отмывки отложений в ѐмкостях.
Дефекты и повреждения на резервуарах, их причины
При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:
трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки);
выпучины, вмятины и складки на днище;
трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (в основном в нижних поясах).Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т.д.;
156
непровары;
изменения геометрической формы верхних поясов стенки резервуара (местные выпучины, вмятины, горизонтальные гофры) и кровли резервуара повышенного давления;
коррозионные повреждения днища, стенки, понтона и кровли резервуара;
отрыв центральной стойки от днища резервуара;
отрыв от стенки резервуара опорных столиков кронштейнов понтона;
деформация днища по периметру резервуара;
значительные равномерные и неравномерные осадки (просадки) основания и др.
Перечисленные дефекты обусловливаются рядом причин, важнейшие из которых - амортизационный износ конструкций; хрупкость металла
при низких температурах; наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и пр.), являющихся концентраторами напряжений; скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара; нарушении технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня наполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.
Устранение дефектов резервуара без применения сварочных работ
Некоторые дефекты резервуаров (наибольшие коррозионные повреждения и мелкие трещины сварных швов кровли, верхних поясов стенки, днища и понтона) могут быть устранены без применения сварочных работ. Для этого используются эпоксидные клеевые составы холодного отверждения, полимеризующиеся при температуре окружающей среды от 278 К и выше. Обычно время отверждения составляет
24 ч.
Рекомендуемый состав эпоксидного клея (весовые части)
эпоксидная смола ЭЛ-16 |
100 |
157
пластификатор (дибутилфталат) . |
18…20 |
отвердитель (полиэтиленполиамин) 12…15 |
|
наполнитель (алюминиевая пудра) |
30…40 |
Подлежащий ремонту участок очищают с перекрытием дефекта на 40…80 мм в каждую сторону металлической щѐткой, напильником и наждачной бумагой и обрабатывают бензином. Перед нанесением состава поверхность обезжиривают ацетоном. Мелкие трещины и отверстия могут быть ликвидированы без армирующего материала путѐм покрытия дефектного участка слоем клея толщиной 0,15 мм.
На крупный дефектный участок наносят слой клея, на который накладывают армирующий материал (стеклоткань, бязь и т.д.), который, в свою очередь, покрывают слоем клея. Армирующих слоѐв наносят не менее двух, причѐм каждый верхний слой должен перекрывать нижний на 20…30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой клея, затем лакокрасочное покрытие. Каждый слой уплотняют металлическим роликом для удаления воздуха.
По окончании работ отремонтированный участок выдерживают при температуре 15…25°C в течении 48 ч.
Одной из наиболее трудоѐмких операций сегодня остаѐтся ремонт внутренних поверхностей днища и стенок резервуара, защита которых от коррозии не предусмотрена.
Известными технологиями покрытия поверхностей различными красками и клеевыми композициями необходимого эффекта достичь не удалось.
Ремонт оснований и фундаментов
При ремонте оснований резервуаров выполняют следующие рабо-
ты:
исправление краѐв песчаной подушки подбивкой гидроизолирующего грунта;
исправление просевших участков основания;
заполнение пустот под днищем и в местах хлопунов;
ремонт всего основания (в случае выхода из строя днища);
исправление отмостки.
При ремонте оснований для подбивки, исправления песчаной подушки и заполнения пустот под днищем и в местах хлопунов применяют гидроизолирующий («чѐрный») грунт, состоящий из супесчаного грунта и вяжущего вещества.
158
В качестве вяжущего вещества для гидроизолирующего грунта применяют жидкие битумы.
Если ремонтные работы проводят при положительной температуре наружного воздуха, то приготовленную смесь укладывают без подогрева с уплотнением пневмотрамбовками или ручными трамбовками.
Если ремонт основания выполняют в зимних условиях, то «чѐрный» грунт следует укладывать подогретым до 50…60 °С.
При недостаточно устойчивых грунтах основание резервуара рекомендуется укреплять путѐм устройства сплошного бетонного кольца. В этом случае отсыпка откосов основания не производится. Недопустимо замоноличивание бетоном окрайков, утора, нижней части первого пояса.
При значительной неравномерной осадке основания резервуар поднимают домкратами, подводят под днище по окружности стенки сборные железобетонные плиты трапециевидной формы и укладывают под ним гидроизолирующий слой.
Зазоры между железобетонным кольцом основания и днищем у резервуаров объѐмом 10 000 м3 и выше устраняют путѐм подбивки под днище бетона.
После окончания гидравлического испытания резервуара, проводимого после ремонта, для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съѐмка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.
Контроль геометрической формы стенки после исправления значительных выпучин и вмятин осуществляется путѐм измерения отклонения середины и верха каждого пояса по отношению к вертикали, проведѐнной из нижней точки первого пояса в местах исправлений. Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали проводится геодезическими способами.
Ликвидация аварий на подводных переходах
Аварией на подводном переходе считается событие, связанное с возникновением неконтролируемой утечки нефти в результате разрушения или повреждения трубопровода из-за коррозионного износа, воздействия потока воды, якорей и др.
Для ликвидации аварийных ситуаций на ППМН, связанных с разгерметизацией нефтепровода, необходимо выполнить следующее:
остановить перекачку нефти;
159
закрыть береговые задвижки и отключить аварийный участок нефтепровода;
организовать доставку людей и технических средств к месту аварии;
организовать откачку нефти из поврежденного трубопровода;
установить ограждения, препятствующие распространению нефти в водном объекте и организовать сбор разлившейся нефти;
определить место и характер повреждения трубопровода;
организовать ремонт поврежденного участка ППМН;
испытать отремонтированный участок нефтепровода.
На начальной стадии ликвидации аварии основной задачей является
ограничение зоны возможного распространения нефтяного загрязнения и сбор нефти с поверхности реки. На малых реках локализация может осуществляться созданием временных или постоянных запруд или дамб с водоспускными трубами.
Основными видами аварийных дефектов на ППМН являются свищи, трещины в сварных швах, разрывы и пробоины.
Восстановление несущей способности трубопровода в русловой части может производиться:
прокладкой новой нитки подводного перехода;
ремонтом с применением кессоннов, полукессонов.
Ремонт с применением кессонов и полукессонов проводится на глубине до 30 м, для обеспечения их функциональности применяется комплекс спецоборудования (плавсредства грузоподъемностью 120 т и более; кран для опускания и монтажа кессона; компрессорная установка; дизель-электростанции мощностью 20 кВт и более; насосное оборудование для откачки воды, средства радиосвязи и др.).
Перед установкой кессона удаляется грунт с аварийного участка и вокруг него разрабатывается котлован необходимых размеров.
С трубопровода удаляется футеровка и изоляция.
Универсальная подводная камера (кессон) предназначена для устранения повреждений подводных переходов нефтепроводов в сухих условиях под нормальным давлением с применением тех же методов ремонта, что и на поверхности. Данная камера позволяющая производить ремонт дефектных участков труб различными способами (установка приварных муфт, установка композитных муфт, врезка катушек, шлифовка, сварка и т.п.), ремонт изоляции магистрального газопровода и другие работы сухим способом на трубах диаметром до 1420 мм. Рабочая глубина – до 30 м. Камера в разобранном виде может быть опера-
160