Вопрос 3. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов.

Техническое состояние технологических трубопроводов газоперекачивающих компрессорных станций (КС) с увеличением сроков их эксплуатации, требует разработки системы специальных мероприятий по обеспечению заданного уровня надежности, так как эксплуатация за пределами расчетного ресурса сопровождается повышением вероятности аварий, в том числе и с тяжелыми экологическими последствиями. В настоящее время, внедрение инновационных средств технической диагностики позволило заменить традиционную систему эксплуатации с регламентным ремонтно-техническим обслуживанием - на эксплуатацию по техническому состоянию, т.е. к обслуживанию в зависимости от степени риска, от реального состояния и фактических характеристик объектов. Для выполнения существующих повышенных требований к экологической и технической безопасности - требуется развитие и внедрение единой системы экспертно-диагностического обслуживания (ЭДО) трубопроводов, являющейся важным инструментом реализации стратегии эффективного управления основных фондов.

Цель функционирования системы ЭДО - обеспечение надежности объектов на заданном уровне, при оптимальном вложении финансовых средств на их эксплуатацию (рис.1).

Рис.1. Стратегия управления основными фондами

Структура экспертно-диагностического обслуживания

Принципиальным положением в ЭДО является концепция технического обслуживания и ремонта оборудования и трубопроводов по фактическому состоянию на основе диагностики. Это позволит обеспечить возможность обоснованного планирования технического обслуживания и ремонтов по объемам и срокам, что приведет к снижению эксплуатационных затрат за счет уменьшения обслуживаний и числа отказов.

Основные элементы экспертно-диагностического обслуживания (Рис.2 - Структура ЭДО трубопроводов):

· Контроль технического состояния - оценка технического состояния технологических трубопроводов и оборудования и сопоставление фактических параметров с проектными параметрами;

· Техническое обслуживание - работы по поддержанию работоспособного и исправного состояния технологических трубопроводов и оборудования в процессе эксплуатации;

· Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправного и работоспособного состояния технологических трубопроводов и оборудования;

· Замена оборудования - работы связанные с выводом из эксплуатации, демонтажем, ликвидацией оборудования и заменой его на новое оборудование.

Рис.2 - Структура ЭДО технологических трубопроводов КС.

Ремонт оборудования

Неотъемлемой частью рациональной системы обслуживания трубопроводов является их своевременный ремонт по результатам диагностирования. Эффективность ремонта зависит как от получения достоверных данных о дефектах и местах их расположения на трубопроводе (это позволяет определять объемы ремонта, сроки и средства на его проведение), так и от используемой технологии работ.

Решить проблему массового ремонта трубопроводов и арматуры с коррозионными и другими повреждениями, ориентируясь только на традиционную технологию - электродуговая сварка с заменой поврежденных участков, - в масштабах России за короткий срок практически невозможно и экономически неэффективно. Даже при наличии труб и финансовых средств на реконструкцию замена всех изношенных трубопроводов в стране займет десятки лет. К тому же, с точки зрения трудо- и материалоемкости, а также технологичности, использование для устранения коррозионных, эрозионных и других дефектов на магистральных трубопроводах электродуговой сварки не всегда целесообразно, поэтому она применима преимущественно при реконструкции.

В ситуации, сложившейся сейчас в трубопроводном транспорте, требуется новый подход к решению проблем ремонта, использование современных технологий, а следовательно, и нетрадиционных материалов.

000 "Газнадзор", задача которого контролировать надежность эксплуатации газовых объектов, проанализировав состояние магистральных газопроводов, результаты их диагностики разными способами, а также методы, темпы и возможности ремонта, определило новые подходы к нему. Прежде всего, технология ремонта должна быть универсальной и простой, обеспечивать массовый ремонт магистральных трубопроводов высокого давления и большого диаметра с повреждениями различного вида.

Необходимо, чтобы ремонт был выборочным и проводился без остановки эксплуатации газопроводов. Срок службы ремонтных конструкций должен быть сопоставим с остаточным ресурсом службы трубопровода. Важно, чтобы используемые в ремонтных конструкциях материалы изготовлялись преимущественно отечественными предприятиями. Ремонт должен быть экономичным, экологически безопасным.

Одним из современных способов ремонта труб и арматуры, удовлетворяющих указанным требованиям, является устранение дефектов по технологии "холодной" сварки с применением полимерных композитных материалов (ПКМ). На основе результатов многолетних исследований и полигонных испытаний 000 "Газнадзор" были опробованы различные материалы, определены эффективные технологии, разработаны конструкции с гарантийным сроком эксплуатации до 20 лет для ремонта трубопроводов и оборудования в нефтяной и газовой промышленности методом "холодной" сварки. "Холодная" сварка - это способ восстановления геометрии ремонтируемой трубы или оборудования, их прочностных характеристик, защита от коррозии и эрозии полимерными композитными материалами.

Совместно со специализированными институтами 000 "Газнадзор" разработал ВРД 39-1.10-013-2000 по применению композитных материалов для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности с дополнением "Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов".

В соответствии с этой технологией сначала, исходя из результатов внутритрубной дефектоскопии, поврежденный участок газопровода шурфуется. После очистки трубы от старой изоляции дефект идентифицируется по местоположению и размерам непосредственно на самой трубе и классифицируется по степени опасности.

Согласно ведомственному руководящему документу ремонт магистральных газопроводов подразделяется на консервационный и восстановительный.

Консервационный - это выборочный ресурсосберегающий ремонт, проводится при неопасных дефектах методом "холодной" сварки с применением ремонтной конструкции незамкнутого типа (РКНЗ), позволяющей остановить развитие дефекта в процессе эксплуатации трубопровода.

Восстановительный - это выборочный ремонт при опасных дефектах методом "холодной" сварки с использованием многослойной конструкции замкнутого типа (РКЗ). В результате восстанавливается несущая способность участка трубопровода, где был дефект.

Разрабатывается технологическая карта ремонта, которая предусматривает: участие обученных специалистов в работе с ПКМ, применение подходящих для данного ремонта материалов и конструкций из стекло-полимерной композиционной ленты (СПКЛ). Далее, после подготовки поверхности участка с дефектом, восстанавливается геометрия трубы с использованием полимерного композитного материала. Затем на него с помощью ПКМ-адгезива накладывается СПКЛ, имеющая память диаметра трубы и прочностные свойства более высокие, чем у металла. Установка и закрепление ленты осуществляются на газопроводе только при снижении давления не менее чем на 30 % от рабочего и без прекращения эксплуатации газопровода. Снижение давления регламентируется нормативно-техническими требованиями, чтобы обеспечить безопасное проведение ремонта, а также включение в работу ремонтной конструкции. Для достижения необходимой адгезии, уложенная на дефект СПКЛ с помощью шаблона, соответствующего кривизне наружной поверхности трубы, закрепляется домкратом или другими приспособлениями, обеспечивающими усилие до 1,5 - 2,0 кН (магнитные пластыри, бандажные хомуты, центраторы, натяжные лебедочные устройства и др.).

Благодаря дифференциации дефектов по степени опасности данная технология по сравнению с другими методами более экономична, поскольку требует намного меньше материалов и трудовых затрат. Наибольший экономический эффект достигается за счет того, что ремонт производится без остановки эксплуатации магистрального газопровода и без стравливания огромного количества газа, соответственно исключается плата за выбросы углеводородов в атмосферу.

Методом "холодной" сварки с применением ПКМ можно ремонтировать и различные корпусные детали, оборудование, металлические резервуары и бетонные емкости. Так, ремонтировать шаровые краны можно не прибегая к вырезке "гитары" компрессорной станции, а резервуары с нефтепродуктами и другими жидкостями - без опорожнения и пропарки. По оценкам 000 "Газнадзор", стоимость ремонта нефтегазопроводов без их останова экологически чистым методом "холодной" сварки с применением ПКМ и конструкционных элементов на их основе ниже стоимости ремонта традиционными способами в 3 - 5 раз. Ремонт резервуаров дешевле в 25 раз, а запорной арматуры без демонтажа на "гитаре" КС - в 15 раз.

1 - Тело трубы; 2 - Предварительно проработанный и заполненный ремонтным металлополимерным материалом (пастой) локальный дефект на теле трубы; 3 - Сформированная ремонтная конструкция из n-ого количества витков стеклополимерной композитной ленты ГАРС и клея.

Подготовка линейной части газонефтепроводов к ремонту

Большинство основных операций, выполняе­мых при капитальном ремонте являются общими, поэтому ниже рассматривается последова­тельность работ только по одной из них — ремонт с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки

При ремонте с подъемом трубопровода и укладкой его на лежки технологиче­ские операции выполняются в следующем порядке: уточнение положения трубопровода; планировка полосы отвода в зоне движения машин, снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал; разработка траншеи до нижней образующей трубопро­вода; проверка технического состояния трубопровода, контроль поперечных сварных стыков и усиление их в случае необхо­димости; подъем трубопровода; очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия; укладка трубопровода на лежки (опоры-крепи); восстановление стенки трубы; нанесение нового изоляционного покрытия; контроль качества изоляционного покрытия; укладка трубопровода с подбивкой грунта под ним; присыпка трубопровода и окончательная засыпка тран­шеи; рекультивация плодородного слоя почвы.

При значительной длине ремонтируемого участка трубо­провода работы, как правило, выполняются поточным мето­дом.

До производства работ во избежание повреждения трубо­провода при его вскрытии ковшом экскаватора определяют его положение с помощью специальных приборов — трассоискателей.

Работы по снятию плодородного слоя почвы в зоне веде­ния ремонтных работ вдоль трассы трубопровода должны производиться в соответствии с проектом рекультивации зе­мель, входящим в состав рабочего проекта.

Минимальная ширина полосы, с которой снимается пло­дородный слой почвы, должна равняться ширине траншеи по верху плюс 0,5 м в каждую сторону. Для сохранения плодо­родного слоя рекомендуется увеличивать ширину полосы, с которой снимается плодородный слой, включая 0,5 м с одной стороны траншеи, зону разработки траншеи и отвала ми­нерального грунта и зону работы бульдозера.

Для снятия и транспортировки грунта в отвал используют бульдозеры, скреперы или экскаваторы При ремонте вскрытие трубопровода производится по двум схемам:

1) при ремонте с подъемом он вскрывается до нижней образующей (рис. 4.3, а);

2) при ремонте без подъема (с подкопом) трубопровод дол­жен быть вскрыт ниже нижней образующей на глубину не менее 1 м (рис. 4.3, б).

При механизированном способе выполнения ремонтных работ размеры траншеи должны быть достаточными для сво­бодного перемещения по трубе очистных и изоляционных машин. Ширина траншеи по низу должна быть не менее D„ + 1,0 м.

Рис. 2. Поперечный профиль траншеи трубопровода:

а - при ремонте с подъемом; б - при ремонте без подъема (с подкопом)

Ремонт подводных переходов трубопроводов

Одновременно с организацией сбора разлившейся нефти должно быть проведено водолазное обследование подводного перехода для уточнения места и характера повреждения, по­сле чего руководитель работ определяет способ ремонта.

Основными видами аварийных дефектов на ППМН явля­ются свищи, трещины в сварных швах, разрывы и пробоины. В зависимости от характера повреждения восстановление несущей способности трубопровода в русловой части может производиться: прокладкой новой нитки подводного перехода; ремонтом с применением кессоннов, полукессонов (рис. 3).

Отметим особенности второго способа. 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 на длине, равной длине кессона плюс 500 мм с каждой стороны.

Для монтажа кессона гидромониторами разрабатывается грунт, обе половины кессона и шахта установливаются на трубе и герметизируются. Воду из кессона откачивают по­гружным насосом, затем монтируют дренажный насос и сис­темы жизнеобеспечения.

Выбор метода ремонта зависит от характера повреждения и выполняется способами, применяемыми для ремонта под­земных трубопроводов. Работы по устранению дефекта ни­чем не отличаются от подобной наземной операции.

Через шахту (обычно изготовленную из трубы диаметром 1000 мм) в камеру подаются части ремонтной муфты. После установки муфты проводится контроль сварных швов. В ка­честве защитного слоя используются материалы на основе армированных изоляционных материалов. Изоляционное по­крытие обычно наносится в кессоне, что позволяет прокон­тролировать его качество.

Рис.3. Схема расположения глубинного кессона при ремонте дефекта на подводном переходе магистрального нефтепровода в зимних условиях:

1 - система жизнеобеспечения; 2 - лед; 3 - шахта; 4 - камера; 5, 8 - балла-стировочная площадка (засыпается грунтом); 6 - уплотнительная обойма; 7 -ремонтная муфта

Контроль качества ремонта

Порядок контроля следующий:

а) в процессе монтажа и ремонта трубопроводов должен осуществляться систематический контроль качества сварочных работ: предварительный, пооперационный и контроль готовых сварных соединений;

б) при предварительном контроле подлежат проверке качество сварочных материалов и установление их соответствия требуемым нормам, квалификация сварщика, дефектоскописта, состояние сварочного оборудования, сборочно-сварочных приспособлений, аппаратуры и приборов для дефектоскопии;

в) при пооперационном контроле проверяется:

- соответствие материала свариваемых элементов принятым в проекте маркам стали;

- качество подготовки труб и деталей под сварку;

- качество сборки труб под сварку;

- в процессе выполнения сварки режим сварки, порядок наложения отдельных слоев, их форма, зачистка шлака между слоями, а также, нет ли надрывов, пор, трещин и других внешних дефектов в швах;

г) готовые сварные стыки трубопроводов подвергается следующему контролю:

- внешнему осмотру и измерению;

- ультразвуковой или радиографической дефектоскопии.

Оценка качества сварных соединений по результатам внешнего осмотра и измерения должна производиться в соответствии с требованиями PTM-1С-81.

Ультразвуковой или радиографической дефектоскопии в целях выявления возможных внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) подлежат все сварные соединения, выполненные при монтаже и ремонте в период эксплуатации.

Ультразвуковая дефектоскопия сварных стыков производится в соответствии с ГОСТ 14782-76 и «Основными положениями по ультразвуковой дефектоскопии сварных соединений котлоагрегатов и трубопроводов тепловых электростанций (ОП № 501 ЦД-75)

Радиографическая дефектоскопия сварных соединений производится в соответствии с ГОСТ 7512-75, ОСТ 3-1458-80 и «Ведомственной инструкцией по радиографическому контролю сварных соединений металлоконструкций, трубных систем котлов и трубопроводов при изготовлении, монтаже и ремонте оборудования тепловых электростанций.

Оценка качества сварных соединений по результатам ультразвуковой и радиографической дефектоскопии должна производиться в соответствии с требованиями ОП № 501 ЦД-75 и PTM-1C-81.

Современные методы ремонта

В России, впрочем, как и за рубежом, в технологиях ремонта нефтепроводов проделан длительный путь от вырезки «катушек», для производства которой необходимо останавливать транспортировку продукта, до ремонтных муфт современных конструкций, которые позволяют обойтись без остановки перекачки. Вырезка «катушки» и сварка вместо него нового участка – метод, хорошо изученный и давно известный. Однако далеко не всем известно, что технология сварки с прошлого века принципиально изменилась

В конце 80-х годов прошлого столетия ремонт единичных механических и коррозионных дефектов начали выполнять с применением ремонтных муфт, у которых внутренняя полость заполняется быстро застывающими композитными материалами (композитно-муфтовая технология). При использовании композитов во время наложении постоянных муфт отпадает необходимость в проведении сварочных работ и даже в вырезке отдельных дефектных участков. Технология КМТ сегодня широко используется в «Транснефти».

Ремонт и диагностика: зарубежный опыт

Американские нефтяные компании тратят огромные финансовые средства на ремонт и диагностику трубопроводов, причиной этого являются возросшие штрафные санкции, применяемые в случаях утечки нефти в связи с принятием в 2002 году закона в области безопасности трубопроводов.

В США разработана «Концепция обеспечения целостности нефтепроводов», которая предлагала комплекс решений, способствующих сохранению пропускной способности старых трубопроводов с одновременным повышением уровня экологической и эксплуатационной защиты, а также достаточных экономических показателей, способствующих их безопасной эксплуатации. Новые принципы под названием «продление периода низкой вероятности возникновения дефектов» или «новые схемы эксплуатационной пригодности» дают возможность значительно увеличить срок эксплуатации нефтепроводов - до 80 -100 лет. Западноевропейские трубопроводные компании сегодня активно эксплуатируют 159 трубопроводов, общая длина которых - 35390 километров.