1. РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДА С ЗАМЕНОЙ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ
На трубопроводах объемы ремонтных работ и сроки выполнения этих работ определяются по результатам диагностических обследований, осмотров, ревизий, а также по ожидаемым режимам транспорта нефти и газа, установленным предельным рабочим давлением, анализу эксплуатационной надежности подходящие под местные условия и отвечающие требованиям безопасности.
По характеру выполняемых работ и по объему, ремонт трубопроводов настоящее время делится на следующие основные виды: текущий , аварийный и капитальный. Выборочным капитальным ремонтом магистральных трубопроводов ремонтируются в основном только участки на которых не качественное изоляционное покрытие. Ранее, средний и осмотровый вид ремонта выделяли как отдельный вид ремонта трубопроводов, но сейчас эти виды ремонта находятся в составе текущего ремонта.
Аварийный ремонт – к этому виду относят работы, которые связанны с ликвидацией аварий, возникающие в результате воздействия на газопровод подземной коррозии; разлом сварных соединений или трубопровода по телу трубы; закупорка трубопровода, приводящее к частичной или полной его остановке; неисправности в арматуре на линейной части — задвижках, кранах, камерах пуска и приема средств очистки и диагностики.
По завершению сварочно-монтажных работ на линейной части трубопровода производят ремонт повреждения защитного покрытия, обнаруженного после вскрышных работ на трубопроводе, а также ремонт изоляции зоны сварных соединений с применением лакокрасочных материалов, термоусаживающих лент, а также манжеты из эпоксидных, полиуретановых и др. жидких полимерных композитов.
К текущему ремонту относят плановый ремонт, минимальный по содержанию и объему, который осуществляют в ходе эксплуатации и заключается в систематическом и своевременном проведении работ по предотвращению преждевременного износа линейных сооружений, а также устранение мелких неисправностей и повреждений.
Различают следующие текущие ремонты:
- профилактический, качественно определенный, количественно, а также планируемый заранее по выполнению и объему;
- непредвиденный, выявленный в ходе эксплуатации и проведенный в срочном порядке.
Текущий ремонт включает в себя:
- проведение работ при техническом обслуживании;
- восстановление и ликвидация мелкого повреждения земляного покрова над трубопроводом;
- обустройство и очистку канав водоотведения, вырубка мелколесья;
- проведение очистных работ внутренней полости трубопровода от грязи парафина, воздуха, воды, механических включений;
- шифрование, проверка состояния изоляции и при необходимости ремонт;
- проведение работ по замене сальников и смазки запорной арматуры на линейной части трубопровода;
- ремонтные работы по восстановлению ограждений, колодцев, укрепление береговых линий, перехода трубопровода через водные преграды;
- проверка крепежа, фланцевых соединений, уплотнительных колец, а также визуальный осмотр компенсаторов;
- ультразвуковой замер толщины стенок трубопровода, толщиномером;
- подготовка трубопровода и его линейных объектов к работе в осенне-зимний период, в период весеннего паводка и последующее устранение мелких повреждений, появившиеся в этот период;
- работы по восстановлению окраски арматуры, надземных трубопроводов,
ограждающих и металлических конструкций.
Работы и мероприятия по текущему ремонту и техническому обслуживанию трубопроводов, в основном проводят без остановки перекачки.
Восстановление поврежденного защитного покрытия, после обнаружения повреждений при шурфовании, а также после проведения ультразвуковой толщинометрии, выполняют используя ремонтные изоляционные материалы, аналогичные тем, что применялись для нанесения первоначального слоя изоляционного покрытия.
Если протяженность поврежденного покрытия не велика (длиной до 300 мм) следует выполнять ремонт покрытия нанося на ремонтируемый участок заплаты и термоусаживающиеся ленты с длинной захлеста на основное покрытие не менее 50 мм. Для дефектных участков большей протяженностью, более 300 мм вместо "заплат" следует применять кольцевой бандаж из термоусаживащейся ленты.
После нанесения ремонтного покрытия производят визуальный контроль и проверку сплошности покрытия искровым дефектоскопом.
Ремонт заводских защитных покрытий в общем случае производят следующим образом.
При несквозных дефектах покрытия, допустимых по толщине, и размером менее 25 х 25 мм, а также сквозных размером менее 10 х 10 мм, рекомендуется для ремонта использовать термоплавкие карандаши в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Ремонт сквозных или недопустимых по толщине дефектов размером менее 150 х 150 мм рекомендуется выполнять с применением полимерной ремонтной мастики и ремонтных ленточных заплат с адгезионным слоем на основе термоплавких полимеров.
Когда размер поврежденных участков превышает 150 х 150 мм, ремонт обычно производят с применением термоусаживающихся манжет.
восстановлением или заменой неисправных или изношенных составных частей сооружений , их полной разработкой.
Капитальный ремонт включает в себя:
-работы, которые выполняются при текущем ремонте;
-раскопка траншей, вскрытие подземных трубопроводов, осмотр и частичное восстановление изоляции;
-замена или ремонт запорной арматуры и дефектноголучастка трубопровода, последующее переиспытание и электрификация арматуры;
-замена кронштейнов, фланцевых соединений, хомутов и опор с последующим присоединением трубопроводов к ним;
-просветка сварочных стыков;
-очистка внутренней полости и испытание трубопровода на герметичность и прочность;
- работы по восстановлению окраски арматуры, надземных трубопроводов, ограждающих и металлических конструкций.
-восстановление и ремонт ограждений и колодцев;
-укрепление берега и дна на переходах трубопровода через водные преграды;
-монтаж предохранительных кожухов на пересечениях с автодорогами и железнодорожными путями;
-восстановление и изготовление новых защитных противопожарных сооружений.
Технология работ выполняемых при капитальном ремонте трубопроводов схож, с набором работ по их сооружению. Но все же технология, управления и организации во многом сложнее и имеет свою специфику и особенности. Эти особенности, при организации проведения работ заключаются в следующем: вскрытие, подъем, очистка от старой изоляции, сварочно-монтажные работы, работы по изоляции и укладке и работы по обратной засыпке трубопровода в специализированном потоке не могут быть совмещены, но следует выполнять в технологической, строгой последовательности.
Особенность в технологии проведения работ и в технике, заключается в следующем:
- особая спецификация при проведении подготовительных работ которая заключается в нахождении и определении положения трубопровода;
- имеется ряд демонтажных работ, после которых выполняют все остальные строительно-ремонтные операции;
- количество монтажных работ меньше чем работ по подъему и укладке;
- специфические операции при усилении стыков при полной или частичной замене трубы, при ремонте стенки трубы, плети или секции на отдельных участках трубопровода;
- используется большая доля ручного труда, при проведении вскрышных работ присутствует сложность и трудоемкость, тут требуется высокая квалификация машиниста для недопущения повреждения трубопровода ротором или ковшом экскаватора;
- сложный и трудоемкий процесс при предварительной очистке трубопровода от старой изоляции и продуктов приводящих к коррозии, специальные ремонтно-строительные машины существенно отличаются конструктивно, от аналогичных машин, которые применяются при строительстве трубопроводов.
Основные технологические работы, выполняемые при производстве капитального ремонта на линейной части трубопровода: транспортные, земляные, подготовительные, подъемно-очистные, погрузочно-разгрузочные, изоляционно-укладочные, сварочно-восстановительные и контроль качества проведения работ.
Подготовительные работ и их технология при проведении капитального ремонта трубопровода следующие: при помощи трассоискателя находят трубопровод и определяют его положение, полученные данные измерения глубины залегания трубопровода записывают на вешки, установленные на оси трубопровода и установленные на расстоянии 25м (50м) друг от друга, после чего выполняют планировку места ремонтируемого участка трубопровода при помощи бульдозера.
Проводя земляные работы, организовывают выполнение всех работ и необходимость максимально совместить их с изоляционно-укладочными и подъемно-очистными работами.
При выборе землеройных машин для вскрышных работ трубопровода учитывают диаметр, местные грунтовые и топографические условия. На практике применяют как зарубежные так и отечественные одноковшовые экскаваторы которые оборудованы в большинстве случаев ковшом с уменьшенной шириной режущей кромки.
Если в восстановление стенки трубы отсутствует необходимость, то подъемно-очистные работы при проведении капитального ремонта трубопровода производят линейным механизированным комплексным потоком в сочетании с изоляционно-укладочными работами.
Если замена участка трубопровода частичная или выполняется восстановление стенок трубы, то подъемно-очистные работы состоят из: поднятие вскрываемого участка трубопровода, установка очистной машины, удаление с трубы старой изоляции, визуального осмотра и последующей укладки на лежки данный трубопровод.
Горизонтальная полоса, примыкающая к боковому откосу траншеи или котлована, называется бермой. Берма является основанием для укладываемого в процессе ремонта трубопровода. Линия сопряжения бермы с боковым откосом траншеи или насыпи называется бровкой. Этот термин, например, используется при назначении длины защитного кожуха (футляра) на подземных переходах трубопроводов через железные и автомобильные дороги (п. 6.32* СНиП 2.05.06-85") .
Для подъема трубопровода используют отечественные и зарубежные трубоукладчики различной грузоподъемности.
При производстве работ методом ремонта на берме траншеи используют те же очистные машины, что и при строительстве трубопроводов, со специальными рабочими органами. Разработана также серия разъемных очистных машин для трубопроводов различного диаметра. Но проблема качественной очистки трубопроводов и надежности очистных машин существует и на сегодняшний день.
При выполнении сварочно-восстановительных работ первоначально производят отбраковку и вырезку труб, секций и плетей, сильно поврежденных коррозией и не подлежащих ремонту.
На большие дефекты в стенке трубы или на группу дефектов наваривают заплаты, а маленькие дефекты заваривают ручной дуговой сваркой. Для укрепления сварных стыков и стенки трубы при традиционной технологии приваривают хомуты.
В мировой и отечественной практике разработаны технические средства и технологии для ремонта трубопроводов методом бандажирования, которое применяется для дополнительного усиления стенки трубопровода.
Перспективным способом восстановления и повышения несущей способности труб является бандажирование стеклопластиками.
Изоляционно-укладочные работы при капитальном ремонте трубопроводов примерно аналогичны работам, выполняемым при их строительстве.
Для нанесения изоляции на трубопровод при капитальном ремонте на берме траншеи используют изоляционные машины, применяющиеся при строительстве трубопроводов. Созданы и внедрены изоляционные машины с разъемным рабочим органом для нанесения как пленочной, так и битумной изоляции.
В практике отечественного ремонта трубопроводов капитальный ремонт по характеру выполняемых работ производят в основном: с заменой старой изоляции; с заменой изоляции и восстановлением стенки трубы или с частичной заменой труб; с полной заменой труб .
Разработанная классификация капитального ремонта трубопроводов по характеру выполняемых работ, с указанием методов производства ремонта для отдельных видов работ представлена на рис. 1.1.
Существует более 20 технологических схем производства работ по капитальному ремонту трубопроводов с привязкой к конкретным природно-климатическим условиям и по технологическому оснащению отдельных ремонтных подразделений. В настоящую классификацию включены наиболее обобщенные и часто используемые на практике методы производства работ.
2. ЗАМЕНА ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ГАЗОПРОВОДОВ
2.1 Современное состояние линейной части газопроводов
Газотранспортная система России — самая крупная в мире по протяженности и производительности. Она обеспечивает транспорт запланированных объемов газа для потребностей России, СНГ и дальнего зарубежья. В процессе длительной эксплуатации газопроводы подвержены моральному и физическому старению. Изношенность основных фондов магистральных газопроводов (МГ), которая составляет 56 %, и внушительный средний срок эксплуатации газопроводов, превышающий 23 года (рис. 2.1), сказываются на безопасности эксплуатации и аварийности.
При строительстве магистральных газопроводов в период ускоренного развития газовой промышленности (1970— 1980 гг.) по ряду объективных и субъективных причин широко использовали трубы без заводской изоляции. Поэтому МГ заизолированы в основном пленочными материалами. Так, из 154 тыс. км газопроводов ОАО "Газпром" пленочной изоляцией заизолировано свыше 120 тыс. км. Как показал опыт эксплуатации МГ, требуется своевременная замена таких покрытий, которые в среднем через 8—12 лет теряют свои
защитные свойства.
Рис. 2.1 Срок службы магистральных газопроводов
Анализ показывает, что отказы на магистральных газопроводах со значительным сроком эксплуатации в основном связаны с коррозией металла труб, в т. ч. со стресскоррозией, по причине выхода из строя изоляционных покрытий, выполненных с применением пленок холодного нанесения и битумно-резиновых мастик. На рис. 2.2 приведены усредненные данные причин отказов на газопроводах.
В целом, за последние годы наблюдается относительно стабильный показатель среднего уровня приведенной аварийности МГ (число отказов на одну тысячу километров в год), однако происходит увеличение числа отказов по причине стресс- коррозии (рис. 2.3).
До 1992 г. число отказов газопроводов по этой причине не превышало 10 % от общего числа аварий. С 1992 г. аварийность газопроводов по причине КРН начала возрастать и достигла 44,8 %, а потери газа и экономический ущерб от них превысили 50 % от общих потерь вследствие отказов.
Подземный газопровод представляет собой многоэлектродную коррозионную систему в виде множества рассеянных по поверхности трубопровода коррозионных микро- и макроэлементов. Новое изоляционное покрытие газопроводов высокого качества в значительной мере сокращает число коррозионных элементов газопровода, а покрытия с большим
количеством пор и дефектов вносят дополнительный фактор гетерогенности в работу коррозионной системы, в одних случаях ослабляя, а в других усиливая работу отдельных коррозионных элементов.
Рис. 2.3 Отказы на магистральных газопроводах за период 1991-2003 гг.
Не все коррозионные элементы представляют практическую опасность для сооружения. Развитие наружной коррозии стенок труб носит
избирательный характер. Очаги интенсивной коррозии (каверны и трещины), как правило, развиваются локально на небольших участках трубопроводов. Основная часть примыкающей к этим участкам поверхности газопроводов коррозии практически не подвергается, т. е. коррозия газопроводов имеет характер локальных поражений, к которым не применимы методы контроля по потере массы образцов, устанавливаемых без учета специфики взаимодействия коррозионных элементов.
Опыт эксплуатации газопроводов показывает, что даже сквозные повреждения изоляции, в которых следовало бы ожидать наиболее интенсивное развитие коррозии, не во всех случаях приводят к значительной коррозии, а в ряде случаев коррозия в них практически отсутствует.
Неравномерное распределение опасных коррозионных поражений по поверхности газопроводов связано не только с различными видами и характером повреждений защитных покрытий. Наличие открытых дефектов или отслаивания изоляции является лишь необходимым, но недостаточным
условием для развития коррозионного процесса. Примечательно, что и гетерогенность грунтов не во всех случаях приводит к созданию опасных коррозионных элементов. Только неблагоприятное для конкретного участка сооружения сочетание коррозионных свойств грунта с характером и распределением дефектов в изоляционным покрытии приводит к развитию каверн, трещин КРН или язв подпленочной коррозии, снижающих остаточный ресурс трубопровода.
Наряду со спецификой грунтовой коррозии подземных сооружений, существует еще целый ряд факторов, ускоряющих процессы коррозии на отдельных участках магистральных газопроводов:
- влияние блуждающих токов;
- повышенная температура транспортируемого продукта, резко усиливающая скорость грунтовой коррозии стали при тех же параметрах защиты и ускоряющая термостарение изоляционных покрытий, на участках МГ на выходе с компрессорных станций;
- механическое воздействие со стороны грунта: а) нормальной составляющей приводящей к продавливанию изоляции; б) тангенциальной составляющей, приводящей (в связных грунтах) к "обдиранию" изоляции при температурных перемещениях газопроводов и в периоды сезонного увлажнения и высыхания грунтов (рис.2.4);
- микробиологическая коррозия, локализующаяся на отдельных участках МГ в основном в плотных анаэробных грунтах за счет жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих и других бактерий.
На практике во многих случаях наблюдается тенденция к уменьшению скорости коррозии стали во времени. Однако изменения во времени состава приэлектродного слоя электролита, его рН, влажности грунта, температуры и других факторов могут изменять условия развития коррозионных поражений, в отдельные периоды, активируя их рост. В частности, известно, что скорость коррозии стали в солончаках может достигать 4 — 5 мм/год в зимний и уменьшаться до 0,7 мм/год — в летний период.
Статистика отказов показывает, что с 1980-х гг. на магистральных газопроводах наблюдается проявление нового вида коррозионного поражения — стресс - коррозии, или коррозионного поражения под напряжением (КРН) — и его преобладание с 1995 г. над другими видами коррозионных поражений. При этом наблюдается спад и относительная стабилизация отказов МГ по причине наружной коррозии (см. рис. 2.3).
2.2 Технология капитального ремонта линейной части магистральных трубопроводов
Эффективная реализация Программы по ремонту изоляционных покрытий на период 2004 — 2010 гг. для поддержания надежности и безопасности функционирования ЕСГ и обеспечения бесперебойной поставки газа потребителям может быть осуществлена за счет внедрения новых технических средств, технологий и оптимальных методов организации производства ремонтно-восстановительных работ на магистральных газопроводах.
Для газопроводов все виды ремонта при протяженности участка свыше 500 м, которые относят к капитальным, необходимо производить только при наличии утвержденного проекта производства работ на отключенном и освобожденном от газа участке газопровода.
В современных условиях к основным требованиям, предъявляемым к технологии и организации капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов, для обеспечения эксплуатационной надежности с гарантийным сроком службы относят:
- комплексную механизацию;
- индустриализацию технических решений;
- применение поточного метода организации работ;
- синхронизацию основных и специальных видов работ;
- высокую производительность и качество работ;
- минимизацию дополнительных напряжений, возникающих при проведении работ.
2.2.1 Технологические схемы производства ремонтных работ
Способы производства ремонта ЛЧМГ определяются технологическим набором ремонтно-восстановительных работ с применением специальных технических средств для достижения конечной цели ремонта. При этом возможны следующие варианты:
- произвести замену поврежденного изоляционного покрытия на
трубопроводе;
- произвести замену поврежденного изоляционного покрытия на трубопроводе с предварительным восстановлением стенки трубы и, при необходимости, вырезку участков газопровода;
- произвести прокладку новой нитки трубопровода параллельно действующей с последующим отключением ее, демонтажом для дальнейшей отбраковки, восстановления и использования при ремонте последующих участков газопровода.
Работы по замене поврежденного изоляционного покрытия трубопровода выполняют не в полном объеме при условии усиления электрохимической защиты трубопровода до уровня, обеспечивающего его коррозионную защищенность. При этом затраты на дополнительную электроэнергию должны быть меньше затрат на замену изоляционного покрытия или равны им, что определяется проектом производства работ (ППР).
Технология производства работ по прокладке новой нитки трубопровода параллельно действующей аналогична технологии строительства трубопровода. Капитальный ремонт на магистральных трубопроводах осуществляют в плановом порядке только после составления и утверждения проектно-технической документации.
Основной объем работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов приходится на замену пришедшего в негодность изоляционного покрытия (60 — 70 %) с частичным восстановлением стенки трубы.
Для выполнения капитального ремонта ЛЧМГ применяют следующие технологические схемы.
2.2.1.1 Ремонт газопровода с подъемом и укладкой его на берме траншеи
Капитальный ремонт магистральных газопроводов в ОАО "Газпром" осуществляется с 1971 г. При производстве ремонта применяли в основном (исключая замену труб при ремонте) ремонт с заменой трубы, а около 30 % работ производили по технологической схеме ремонта газопроводов с подъемом и укладкой на берме траншеи (с заменой изоляции) (рис. 2.5). Это
было связано с тем, что
при отсутствии специальных технических средств для ремонта газопроводов с разъемными рабочими органами на трассе в основном применяли общие строительные, очистные и изоляционные машины и ремонтные работы производили с подъемом и укладкой газопровода на берме траншеи.
Ремонт газопровода с подъемом на берму траншеи необходимо осуществлять в следующей последовательности:
- уточнение оси газопровода;
- снятие плодородного слоя грунта, перемещение его во временный отвал и планировка трассы в зоне действия ремонтно-строительного потока;
- вскрытие газопровода до нижней образующей трубы;
- подъем газопровода на берму траншеи;
- предварительная очистка поверхности газопровода от старой изоляции и укладка на лежки (опоры) на берме траншеи;
- отбраковка труб — определение мест расположения дефектов и ремонт
их при необходимости;
- подъем газопровода и окончательная очистка поверхности трубы для нанесения нового изоляционного покрытия;
- нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия и укладка газопровода на дно траншеи;
- засыпка отремонтированного газопровода;
- технологическая рекультивация плодородного слоя почвы.
Работа на берме траншеи имеет определенные преимущества, позволяющие разделить технологический процесс на независимые друг от друга операции:
-подготовительные — вскрытие трубопровода, подъем и укладка его на лежки, засыпка траншеи;
- диагностика — снятие старой изоляции, собственно диагностика трубы;
- строительство — сварочно-монтажные работы, изоляция, укладка, испытание.
Поточно-расчлененная технология позволит приблизить темпы работ к темпам нового строительства до 1 км в сутки.
Однако, как показывает практика использования данной схемы, следствием подъема газопровода на берму траншеи является ослабление сварных стыков, частое образование гофр и поломка труб, и при сдаче отремонтированного участка газопровода в эксплуатацию требовались дополнительное просвечивание и ремонт до 50 % стыков.
Рассмотренную технологическую схему наиболее целесообразно использовать при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов диаметром до 1020 мм включительно при работе в северных районах, на заболоченных и подтапливаемых территориях и на участках с высоким уровнем грунтовых вод.
Разновидностью представленной схемы является ремонт газопровода на берме траншеи с разрезкой трубы.
Наибольшее распространение данный метод получил при ремонте газопроводов с заменой старой или дефектной изоляции с применением
общестроительной техники.
2.2.1.2 Ремонт газопровода в траншеи без подъема с сохранением его пространственного положения
Отмеченные выше недостатки, присущие 1-й схеме, могут быть устранены использованием технологии ремонта газопровода в траншее с сохранением его пространственного положения (рис. 2.6).
Представленная технологическая схема разработана специалистами ВНИИгаза, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, ПКФ "Промтех-НН".
Для данной технологии ПКФ "Промтех-НН" разработал специальные технические средства, которые позволяют при производстве капитального ремонта газопровода сохранять его пространственное положение (в траншее), применять комплексную механизацию и поточный метод организации производства работ, а также свести к минимуму появление дополнительных напряжений и объемы работ по ремонту стыков на ремонтируемом газопроводе. Предлагаемая технологическая схема проверена многолетней практикой эксплуатации и ремонта линейной ча
