5.6. выборочный ремонт трубопроводов в подводных условиях
5.6. ВЫБОРОЧНЫЙ РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ В ПОДВОДНЫХ УСЛОВИЯХ
Предремонтные наружные обследования позволяют определять состояние противокоррозионной защиты трубопровода, толщину защитного слоя грунта и динамику его изменения, фактическое пространственное положение трубопровода и радиусы его кривизны, толщину и сплошность металла трубы, характер и линейные размеры поверхностных дефектов трубопровода.
Технологические операции наружного диагностического контроля выполняются в определенной последовательности с использованием цифрового трассопоискового прибора, геодезических инструментов (при необходимости с привязкой к системе GPS), эхолотов с трехмерным изображением информации, подводного телевидения, средств неразрушающего контроля, специального программного обеспечения для обработки результатов контроля.
В зависимости от условий ремонтные работы проводятся с плавсредств, со льда или непосредственно под водой с использованием труда водолазов, обученных по специальной программе.
В соответствии с РД153-39-030—98 "Методика ремонта дефектных участков нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики1' предусмотрены методы постоянного и временного ремонта труб с дефектами.
В качестве методов постоянного ремонта применяется шлифовка, заварка (наплавка) дефектов, установка неприварных ремонтных муфт с композитным заполнением, вырезка дефекта (замена катушки), замена участка.
По экономическим причинам допускается:
использование вырезки дефектного участка вместо установки нескольких муфт или проведения сплошной заварки коррозионных дефектов;
установка муфт вместо заварки группы коррозионных дефектов или рисок.
В исключительных случаях при невозможности применения метода постоянного ремонта может быть произведен временный ремонт с установкой приварной муфты на срок до 1 года.
В качестве примера выборочного ремонта отдельных мест может служить обнаружение и устранение свища на подводном переходе магистрального газопровода через Хаджибей-ский лиман в Одесской области, которые выполнялись при полном отсутствии видимости под водой.
Путем размыва грунта, толщина которого достигала 1,2 м, было установлено место выхода газа через пленочное покрытие. После удаления покрытия выяснилось, что свищ находится где-то в стороне, поскольку газ проходил под отслоившейся изоляцией. Постепенно удаляя изоляцию, было установлено место утечки газа, которое находилось на расстоянии примерно 3 м. В районе свища была выполнена ультразвуковая толщинометрия и сделан слепок дефектного участка. Результаты контроля показали, что коррозионное повреждение, приведшее к разгерметизации газопровода, носит локальный характер, а размер свища составляет около 2 мм.
По результатам контроля была разработана технологическая схема и выполнена герметизация свища с помощью специальной металлической пробки, которая затягивалась на свище. После опрессовки участка ремонта при давлении
4 МПа на поверхность трубы было нанесено гидроизолирующее покрытие и установлен разъемный усиливающий хомут. В ходе работ проводилась видеосъемка с помощью подводной телекамеры со специальной насадкой, которая давала возможность визуализировать в практически непрозрачной среде некоторые фрагменты поверхности трубы, пробки, качество изолирующего покрытия. Видеозапись указанных фрагментов использовалась затем для анализа результатов работы.
Несколько иной подход к предремонтному обследованию применялся на подводном переходе через речку Южный Буг магистрального нефтепровода ГАО "Приднепровские магистральные нефтепроводы1'. Здесь по методу Пирсона было обнаружено нарушение сплошности противокоррозионного покрытия нефтепровода. После размыва нефтепрвода были выполнены более тщательные измерения градиента потенциалов токов утечки на участке с дефектным покрытием, которые позволили установить место сквозного повреждения пленочной изоляции. После удаления дефектного покрытия с помощью подводной телекамеры был выполнен визуальный осмотр поверхности трубы в месте повреждения покрытия и проведена ультразвуковая толщинометрия. Но коррозии на металле обнаружено не было, поскольку эффективно работала ЭХЗ. Была восстановлена только изоляция.
При широкомасштабном проведении внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов на переходах через водные преграды проводится идентификация дефектов разного типа.
Идентификация дефекта трубопровода, проложенного с заглублением в дно, является сложной технической задачей, которая по трудоемкости значительно превышает аналогичную процедуру на суше.
Для обеспечения условий безопасной работы водолаза откосы подводного котлована выполняются с большим уклоном, чем на суше. Подводный котлован постоянно заносится грунтом. Подводно-технические работы выполняются в условиях ограниченной видимости или даже при ее отсутствии, поэтому для проведения дополнительного диагностического контроля требуются специальные технические средства.
Подводный трубопровод часто бывает заглублен в грунт на несколько метров, защищен футеровкой и забалластирован пригрузами. Поэтому важно точно определить местоположение дефекта, чтобы снизить до минимума трудозатраты по его размыву и контролю.
С целью повышения эффективности мероприятий ТОР подводных переходов магистральных нефтепроводов специалистами АО 'Трест Подводт руб о провод" по заказу Гомельского предприятия транспорта нефти "Дружба" был разработан специализированный программный продукт RIVER, совместимый с семейством программных продуктов SLIDER OFFICE (разработчик — ЗАО "Нефтегазосистема", г. Гомель).
Основой информационной системы является пространственная модель подводного перехода, построенная по данным геодезической съемки трассы в границах между береговыми задвижками. По этой модели производится корректировка местоположения особенностей, зафиксированных внутри-трубным инспекционным снарядом. Важным элементом этого этапа работ является обустройство постоянного съемочного обоснования, для чего закладывается необходимое количество грунтовых реперов и проводится их взаимное координирование со всеми маркерными пунктами. Эта система обеспечивает единство измерений, проводимых на подводном переходе, включая аэрофотосъемку. Поэтому с помощью пространственной модели можно уточнить дефектные места и проводить комплексный анализ всех факторов, влияющих на целостность трубопровода, анализировать эффективность применяемых мер.
С целью обеспечения условий для проведения на нефтепроводах, проходящих через участки местности с высоким уровнем грунтовых вод (болото или пойма реки), в АО "Трест Подводтрубопровод" была разработана передвижная герметичная камера (см. фото на вкладке). С ее помощью можно проводить контроль и ремонт изоляционного покрытия трубопровода, выполнять выборочный ремонт дефектов металла (шлифовка, заварка, монтаж муфт). Все работы выполняются в сухом помещении по стандартным технологиям. На камере установлен самостоятельный механизм перемещения, который позволяет выполнять ремонт изоляционного покрытия на протяженных участках.
Камера РГПК (длина 4 м, ширина 4,5 м и высота 2,55 м) надевается на трубопровод и перемещается собственными силами вдоль трубопровода по болоту с помощью механизма перемещения, установленного внутри. Тяговое усилие для передвижения камеры составляет 10 т. Управление передвижением камеры обеспечивает один человек, входящий в состав ремонтной бригады.
Вскрытие грунта перед камерой очередной захватки осуществляется экскаватором-болотоходом. Грунт от разработки на трубе перед камерой, пока внутри идет ремонт поверхности трубы или восстановление изоляции, разгружается на отремонтированный участок предыдущей захватки. Темп выполнения работ — 20 п.м в смену продолжительностью 8 час для труб диаметром 820 мм и 16 п.м — для труб диаметром 1020 мм.
В соответствии со стратегией технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов в ОАО "С иб нефтепровод" широко применяются эффективные методы выборочного ремонта участков нефтепроводов с опасными и потенциально опасными дефектами, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами.
В соответствии с "Правилами капитального ремонта магистральных нефтепроводов1' в проекте производства работ предусматривается визуальный осмотр дефектного участка нефтепровода и, при необходимости, дополнительный контроль физическими методами, а затем выполнение ремонта дефектных мест путем усиления стенки трубы муфтами или вваркой катушки.
Однако применение регламентированной технологии ремонта нефтепроводов становится невозможным, если дефект находится на участке, расположенном в обводненной местности (болото, пойма реки) или в мелких озерах и старицах, из-за слоя воды над верхней образующей трубы.
С такой ситуацией ремонтные службы АО "С иб нефтепровод" столкнулись на участке нефтепровода, расположенного в Ханты-Мансийском автономном округе, где нефтепровод проходит по болотистой местности, пересекая озера и периодически выходя на междуозерные перемычки. Проезд к данному участку возможен через тайгу только в зимний период.
Анализ мировой практики ремонта подводных трубопроводов без подъема на поверхность воды показал, что наиболее доступным способом ремонта является установка на дефектный участок несварного герметизирующего хомута, половинки которого стягиваются вокруг трубы с помощью затяжных болтов. Так как окружные усилия, возникающие при стягивании хомута, прикладываются к стенке трубы через упругие прокладки, такой хомут нельзя рассматривать как усиливающий, а только как временную меру, препятствующую попаданию нефти в окружающую среду в случае разрыва трубы в месте дефекта.
Переговоры с зарубежным поставщиком герметизирующих хомутов показали, что высокая стоимость и длительный срок поставки делают этот вариант ремонта неприемлемым.
Было принято решение выполнить выборочный ремонт дефектных участков с помощью ремонтной герметичной камеры, конструкция которой предложена специалистами АО "Трест Подводтрубопровод" (г. Киев) (фото 6). В качестве средства для проведения работ была предложена герметизирующая камера, которая надевается на размываемый трубопровод, поворачивается вокруг трубы и герметизируется в месте стыковки с трубопроводом. Из камеры откачивается вода, и работы выполняются насухо.
Ремонтная камера состоит из основной камеры и боковых накладок с герметизирующими узлами. Для случая, когда толщина слоя воды над верхней образующей трубы составляет 1,5 — 2 м, на основную камеру устанавливается
дополнительный короб. Габаритные размеры камеры 3200x2200x3000 мм, масса камеры в сборе не превышает 2000 кг.
Камера обеспечивает выполнение ремонтных работ на участке нефтепровода длиной до 2 м. Одновременно в камере могут вести работы четыре человека.
Перед установкой камеры в районе дефектного участка водолазами размывается шурф необходимых размеров путем отсоса грунта грунтососом. Рыхление грунта вокруг всасывающего наконечника грунтососа производится струей гидромонитора.
Водолазы под водой определили дефектное место и его идентификацию с помощью ультразвукового толщиномера и других специальных технических средств и инструментов. С помощью автокрана камера была сверху установлена на трубу, а затем перевернута вокруг оси трубы, как показано на рис. 14. После установки боковых стенок произвели герметизацию, устранили течь в стыковых элементах, из камеры выкачали воду. Вода, в незначительных количествах поступавшая через уплотнения (до 4 л/мин), откачивалась насосом НЦС-1.
После откачивания воды из камеры стало возможным проведение ремонта дефектов металла и кольцевых сварных соединений с применением сварных или композитномуфтовых технологий, гидроизолирующего покрытия, а также технического контроля состояния трубопровода физическими методами.
7/
Е
Стопор
7~/ / / / / /~7~7
Рис. 14. Установка ремонтной камеры на подводный трубопровод в разных положениях:
I — сверху на трубопровод с помощью крана; 11 — сбоку надвижением;
III — переворачивание и закрепление на трубе; IV — при установке боковых стенок и герметизации соединений
93
Внутри камеры работы выполняли по регламентированной технологии, с использованием имеющихся в распоряжении ОАО "Сибнефтепровод1' технических средств, материалов и инструментов.
На этапе подготовки к ремонту выполнили расчет на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода с учетом дополнительных внешних нагрузок на нефтепровод, связанных с установкой камеры. В зависимости от фазы процесса установки эти нагрузки определяются массой заполненного нефтью провисающего трубопровода, собственным весом ремонтной камеры и выталкивающей силой, действующей на камеру после откачки воды.
Ремонтные работы проводили в зимний период при толщине льда около 1,2 м.
Таким методом были выполнены ремонты на подводных участках в районе озера Ватьтор, реки Пяку-Пур и поймы р. Обь.
5.7. ремонт в осушенном котловане »
Библиотека »
