ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ТРУБОПРОВОДОВ
Послестроительная дефектоскопия.Комплексная проверка качества основного комплекса строительных работ на соответствие их проектным требованиям и требованиям нормативных документов на законченных строительством участках трубопровода в последнее время производится методами послестроительной дефектоскопии,
При выполнении послестроительной дефектоскопии производится проверка:
• внутренней геометрии труб после укладки, балластировки и за
сыпки трубопровода;
• целостности металла труб на переходах через реки и дороги;
• сплошности противокоррозионного покрытия трубопровода по
сле его засыпки;
• положения трубопровода на крутоизогнутых участках.
Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 525
Внутренняя геометрия труб проверяется пропуском внутритруб-ного калибровочного устройства. Пропуск внутритрубного калибровочного устройства в потоке воды или воздуха, закачиваемых в испытываемые участки наполнительными агрегатами (для выявления вмятин, изгибов, овальностей и других недопустимых отклонений от стандартной геометрии поперечного сечения трубы), осуществляется по технологии пропуска очистного или разделительного устройства как при выполнении операции промывки или продувки.
Проверка целостности металла труб производится акустико-эмиссионным способом. Акустико-эмиссионная диагностика в процессе испытания переходов трубопровода через дороги и водные преграды проводится с применением многоканальной акустико-эмисси-онной системы.
Проверка сплошности изоляционного покрытия проводится методом катодной поляризации.
При проверке положения трубопровода на крутоизогнутых участках (овраги, ручьи, балки) измеряются глубина заложения трубопровода, высота засыпки и обвалования.
Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обнаружения нарушения формы и механических повреждений стенок труб (овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения, трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирование фактического пространственного положения трубопровода и его отклонения от проектного. По результатам расшифровки данных самописцев внутритрубной дефектоскопии дается общая оценка исходного (базового) технического состояния трубопровода перед вводом в эксплуатацию.
Конструкция линейной части трубопровода должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной дефектоскопии (что закладывается в проект), в том числе иметь:
• камеры запуска и приема внутритрубных устройств;
• постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную
арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов и дета
лей, а также сварочного грата, подкладных колец;
• минимальный радиус изгиба трубопровода не менее пяти его диа
метров;
• решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек трубопро
вода, исключающие попадание внутритрубных устройств в от
ветвления;
• самостоятельные узлы пуска и приема внутритрубных устройств
на участках переходов трубопровода через естественные и ис-
526 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
кусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода;
• сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств, установленные в узлах пуска, приема и промежуточных пунктах на трубопроводе.
Внутритрубная дефектоскопия трубопровода проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной (подача газа, воздуха) или насосной (подача воды) станции должен быть согласован со скоростью перемещения дефектоскопа. При увеличении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.
По результатам послестроительной дефектоскопии оформляется акт за подписью генподрядчика, субподрядчиков, технадзора заказчика.
Приемка в эксплуатацию.Приемка в эксплуатацию трубопроводов производится после окончания строительства в соответствии с проектом, устранения недоделок, выполнения пусконаладочных работ и начала перекачки продукта по трубопроводу. В акте приемки трубопровода в эксплуатацию определяются сроки доведения производительности трубопровода до уровня, установленного для начального периода.
Если после окончания строительства в течение длительного времени не начинается эксплуатация трубопровода, то производится его консервация. Консервация осуществляется по участкам между закрытыми линейными кранами (задвижками). Консервация заключается в заполнении полости трубопровода сухим газом или другой нейтральной средой, поднятии давления до уровня не ниже 1,2 МПа и выдержки под этим давлением до момента начала эксплуатации объекта. В течение консервационного периода контролируют давление газа в трубопроводе с целью определения его герметичности, В течение консервационного периода непрерывно должна работать система электрохим защиты.
17.14. РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ*
Существующая система газо- и нефтепродуктопроводов России была построена в основном в 70-е — 80-е годы XX в. и в настоящее время характеризуется высокой степенью износа, поскольку за последние десять лет очень слабо подвергалась ремонту. Во второй половине 1990-х гг. по несколько раз в году происходили аварии нефтепроводов, характеризующиеся экологическими катастрофами местного масштаба. Основная масса газовых магистралей — около
Данный параграф подготовлен с участием инж. А.Ю. Забродина
Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 527
150 тыс. км —построена в 1970—1990 гг. 30% газопроводов эксплуатируются более 20 лет, около 15% из них имеют возраст около 30 лет. 40 тыс. км выработали свой расчетный ресурс (33 года). Большая часть нефтепроводов также построена в 1960—1970 гг., и доля нефтепроводов с возрастом свыше 20 лет составила 73%, а свыше 30 лет — 41%.
Основными организациями, эксплуатирующими трубопроводные системы, являются:
• ОАО «Газпром»— магистральные газопроводы, принадлежащие
ОАО «Газпром» объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа. Ее протяженность составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 компрессорные станции, а общая мощность газоперекачивающих агрегатов — 43,8 млн КВт. Кроме того, сегодня в группу Газпром входит 161 газораспределительная организация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляемого газа (около 160 млрд куб. м) в 70% населенных пунктов России. Пропускная способность ЕСГ в настоящее время составляет около 600 млрд куб. м;
• ОАО «АК «Транснефть»— магистральные нефтепроводы. Дея
тельность компании характеризуется следующими показателя
ми: 48,708 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от
420 до 1220 мм; 339 нефтеперекачивающих станции; 856 резер
вуаров емкостью 13,439 млн куб. м; транспорт 93% добываемой
в России нефти; грузооборот 853 млрд т • км;
" ОАО «АК «Транснефтепродукт»— магистральные нефтепродук-топроводы общей протяженностью 18 923 км; перекачивающих насосных станций — 95 шт.; пунктов налива — 65 шт., из них 10 шт. — на железнодорожный транспорт, 55 шт. — на автомобильный транспорт. Объем транспорта нефтепродуктов порядка 30 млн т.
Особую важность представляют надежность и безопасность функционирования трубопроводных систем, что должно обеспечиваться постоянной их диагностикой и своевременным ремонтом.
В ОАО «Газпром» принята Программа ремонта и реконструкции газотранспортной системы, которая по масштабам сложности и ответственности сравнима с программами создания самой системы магистральных газопроводов. Так, на магистральных газопроводах на первый план вышла необходимость переизоляции участков газопроводов с освидетельствованием и ремонтом самих труб и сварных соединений. В соответствии с программой планируется выполнить пе-
528 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
реизоляцию 23 720 км газопроводов, причем в 2004 г. предусматривается ремонт 1800 км, а в дальнейшем постепенное наращивание объемов замены изоляции до 4000 км в год.
Компания «Транснефть» добилась значительного повышения надежности работы нефтепроводов за счет ремонта на основе внутри-трубной диагностики, которой охвачено 43 тыс. км нефтепроводов, причем 23 тыс. км повторно, дефектоскопией магнитными снарядами для определения дефектов в кольцевых сварных швах охвачено 32 тыс. км, 6 тыс. км повторно. В рамках принятой программы планируется провести капитальный ремонт и реконструкцию на 4 тыс. объектах, диагностическое обследование 27,7 тыс. км нефтепроводов (на 3 тыс. км больше, чем в 2003 г.) и 239 резервуаров, привести в полное соответствие нормам 204 нитки подводных переходов.
По магистральным нефтепродуктопроводам в 2003 г. проведено ди-агностическое обследование 4131 км линейной части и 1 млн 69 тыс. куб. м резервуарных емкостей (178 резервуаров). Для сравнения: в 2002 г. — 3441 км линейной части и 815,0 тыс. куб. м резервуарных емкостей (169 резервуаров).
Как уже было сказано выше, анализ современного технического состояния магистральных трубопроводов показывает изношенность основных фондов линейной части, резервуарных парков, оборудования насосных и компрессорных станций. В этих условиях поддержание и восстановление их работоспособности стало самой важной задачей трубопроводного транспорта. Надежность и безопасность эксплуатации трубопроводов находится в прямой зависимости от организации диагностики и эффективного ремонта трубопроводов.
Под эффективным ремонтом трубопроводных системследует понимать своевременность выполнения выборочного и капитального ремонта по результатам оценки технического состояния средствами диагностики с использованием современных интеллектуальных технологий и средств механизации с полным восстановлением проектных показателей прочности, работоспособности, способности выполнения технологических функций.
Следует отметить, что большое количество магистральных трубопроводов и их участков нуждается в капитальном ремонте для повышения их надежности и безопасности. К ним относятся переходы через автомобильные и железные дороги, пересечения трубопроводов с другими коммуникациями, участки, потерявшие продольную устойчивость (всплывшие, оголенные и пр.), трубопроводы с нарушениями охранных зон, с негерметичной запорной арматурой, подводные переходы с неудовлетворительным техническим состоянием, склоно-
Глава 17. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов 529
вые, карстовые, оползневые участки. Большое значение для безопасности трубопроводов и окружающей среды имеет их вынос из зон развивающихся жилых застроек.
Многочисленными обследованиями технического состояния трубопроводов, проводившимися в разные периоды времени с использованием различных технических средств, установлено, что старение изоляционного покрытия, возникновение и накопление дефектов в стенках труб зависит от почвенно-климатических условий прокладки трубопроводов, качества выполнения строительно-монтажных работ и исходных материалов, условий эксплуатационной загруженности участка трубопроводов и других факторов.
До появления внутритрубной диагностики применявшиеся традиционные методы обследования и оценки состояния трубопроводов (контрольные шурфовки, измерение потенциалов электрохимзащиты, учет аварий и их последствий) позволяли получить лишь ориентировочную оценку их технического состояния, в связи с чем принятие решений по выбору участков для капитального ремонта было затруднительно.
Статистическая обработка результатов диагностических обследований магистральных трубопроводов показала, что количество труб с дефектами не превышает 40% от общего количества труб; из них количество труб с опасными дефектами не превышает 0,7% от общего количества труб. Поэтому до внедрения внутритрубной диагностики, в условиях недостаточности информации в процессе капитального ремонта по технологии сплошной замены участков трубопровода осуществлялась замена как дефектосодержащих труб, так и труб, вполне пригодных к дальнейшей эксплуатации. Это вызвало неоправданные перерасходы средств на ремонт.
Использование диагностической информации обеспечивает возможность дифференцированного подхода к проведению ремонта, заключающегося в рациональном сочетании капитального (со сплошной заменой труб и изоляции) и выборочного ремонтов. Получение в результате диагностики достоверной информации по дефектным участкам позволяет при тех же затратах на капитальный ремонт увеличить протяженность отремонтированных трубопроводов.
Рассмотрим основные виды дефектов, являющихся причинами необходимости в ремонте трубопроводов. Общее распределение дефектов по типам приведено на рис. 17.14.1. Наибольшее количество дефектов связано с механическими повреждениями труб, в том числе образование трещин на поверхности, в теле труб, в сварных соединениях, а также коррозионными процессами, включая коррозию под напряжением.
530 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
16% — брак строительно-монтажных работ
|
4%— механические повреждения
70—90% — коррозия
Рис. 17.14,1. Классификация дефектов трубопроводов %
Классификация дефектов по происхождению приведена в табл. 17.14.1.
Из рис. 17.14.1 видно, что подавляющее большинство дефектов имеет причиной коррозионные нарушения.
Это связано, прежде всего, с недостаточно надежной защитой трубопроводов от коррозии при широком применении в 1970—1980 гг. полимерной ленточной изоляции, выполняемой в трассовых условиях. Техническое решение об использовании такой изоляции было вынужденным, так как отечественные трубопрокатные предприятия, несмотря на многочисленные постановления ЦК КПСС и Правительства, не выпускали трубы с заводской изоляцией, а по импорту изолированные на заводах трубы закупались в небольших объемах. Полимерная ленточная изоляция, выполняемая в полевых условиях, имела конструктивные и другие недостатки (нахлест, сползание при засыпке грунтом, образование «крыши» на сварном продольном шве), срок службы ее составляет 12—15 лет, при нанесении допускались ошибки. При этом не всегда жестко контролировались параметры электрохимзащиты. При 2—3-годичной окупаемости газопроводов на определенном этапе эксплуатации предполагалось их переизоляция. Применение современных методов диагностики, в первую очередь внутритрубной с использованием магнитных снарядов, позволяет выявлять дефекты, которые
Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 531
Таблица 17.14.1 Классификация дефектов трубопроводов
| Классификационный признак | Виды дефектов |
| технологическое происхождение (прокат) | • Вмятина (не смешивать с вмятиной механического происхождения), отдельное местное углубление различной величины и формы, образовавшееся от вдавливания валками неудаленной окалины, металлической крошки или • случайных ударов. Включение — загрязнение, металлическое или неметаллическое, различной величины и формы, отличающееся от основного металла микроструктурой, химическим составом и механическими свойствами и вызывающее нарушение • сплошности поверхности. Окалина — окислы металла, расположенные по всей поверхности или на • отдельных ее участках, образовавшиеся в процессе охлаждения нагретого металла. Трещина — узкий разрыв металла, проникающий вглубь, имеющий любое направление на поверхности изделия. Причинами появления трещин могут быть • различные факторы (дефекты слитков или питых слябов, напряжения при • охлаждении, термические напряжения и др.). Пузырь — вздутие различной формы на поверхности изделий. • Раскатанный пузырь — тонкое прямолинейное нарушение сплошности поверхности, образовавшееся из наружного или подкоркового пузыря. Плена — отслаивание металла различной толщины и размера, чаще всего языкообразной формы, вытянутое в направлении прокатки и соединенное с • основным металлом одной стороной. Нижняя поверхность плены и образованное углубление окислены. • Расслоение несплошности в слоях внутри проката. Поверхность металла в • расслоении окислена. Закат — расслоение, выходящее на поверхность листа. • Вкат единичное включение в металл трубы. Размер включения соизмерим с наименьшим размером проката. • Сегрегация — скопление неметаллических включений в определенных слоях проката. • Царапины — механическое повреждение поверхности произвольно направленное, образовавшееся при складировании и транспортировании труб. • Риска — предельная канавка, образовавшаяся от царапанья поверхности металла наварами и другими выступами на прокатном инструменте. Подрез — продольный порез металла буртами валков при одностороннем перекрытии калибра, располагающийся по всей длине на отдельных участках поверхности |
| механическое происхождение | • Царапины на внешней поверхности трубы без зазубрин. • Задиры — то же, но с зазубринами. • Забоины — повреждения с острыми краями от удара. • Вмятины —то же, что и забоины, но без острых краев. • Эрозионные повреждения внутренней поверхности трубопровода. • Лыска на внешней поверхности трубы — равномерное на большой площади утонение стенки трубы |
| коррозионное происхожде- ние | • Сплошная коррозия — коррозия, охватывающая обширную по площади поверхность металла трубы. Равномерная сплошная коррозия протекает с одинаковой скоростью по поверхности подвергнутой коррозии, а неравномерная — с неодинаковой скоростью на различных участках коррелирующего металла. • Местная коррозия — коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла. Местная коррозия в виде отдельных точечных поражений — точечная коррозия. Местная коррозия в виде отдельных пятен — коррозия пятнами. Местное коррозионное повреждение, имеющее вид отдельной раковины. • Линейная коррозия — коррозионные язвы, расположенные по одной линии на малом расстоянии (порядка нескольких диаметров раковины) друг от друга. • Межкристаллическая коррозия — коррозия, распространяющаяся по границам кристаллов (зерен) металла |
532 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
ранее могли быть не обнаружены. Подавляющее число дефектов связано с коррозионными процессами на трубопроводах, имеющих ленточную полимерную изоляцию. Все это на фоне долговременной эксплуатации трубопроводов, их износа определяет необходимость выполнения больших объемов ремонта линейной части трубопроводов.
В настоящее время имеется большое количество технологий ремонта, которые условно могут быть сведены к 5 основным методам (рис. 17.14.2):
• вырезка дефектных участков труб и врезка «катушек»;
• ремонт в местах аварий и утечек с помощью наложения заплат,
хомутов, прижимных устройств;
• ремонт при помощи полноохватывающих стальных муфт, уста
навливаемых на дефектные участки трубопровода;
• намоточные ремонтные конструкции (бандажирование) из ком
позиционных материалов или стальной проволоки, ленты;
• ремонт мелких дефектов на наружной поверхности трубы —
шлифовка, заварка (наплавка).
Поясним суть некоторых указанных методов.
Методы аварийного ремонта.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 стеклово-локнистых материалов с пропиткой их связующей композицией; намотка лент из композиционных материалов.
Полноохватные стальные муфты.Муфты состоят из 2-х цилиндрических полумуфт, которые устанавливаются на ремонтируемую трубу, полностью охватывая ее. Затем обе полумуфты свариваются встык продольными швами с предварительной разделкой кромок или же соединяются накладкой, которая приваривается к полумуфтам угловыми швами внахлест. В зависимости от типа дефекта, его опасности, геометрических параметров (длина, глубина} могут применяться различные по конструкции и назначению муфты:
• без герметизации (короткие и длинные);
• герметизирующие (приварные): герметичные (короткие и длинные,
с заполнением и без заполнения), галтельные, усиленные, бутылоч-
Рис. 17.14.2. Классификация основных методов ремонта
534 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
ные. Каждая из этих муфт предназначена для ремонта дефектов определенного типа и определенной длины. С помощью набора таких муфт могут быть отремонтированы такие дефекты, как коррозия, царапины, расслоения, дефекты сварных швов, вмятины. 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. Неприварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не герметизирует его. Приварные муфты привариваются к трубе герметизирующими кольцевыми швами.
Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт имеют серьезные недостатки:
• необходимость применения сварки на теле трубопровода, запол
ненного 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 простран
стве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает
необходимость заполнения этого пространства антикоррозион
ными жидкостями.
Особой разновидностью ремонта с помощью полноохватывающих муфт является композитно-муфтовая технология (КМТ), которая с середины 80-х годов успешно применяется по всему миру при ремонте трубопроводов различного назначения: для перекачки газа, нефти, нефтепродуктов, химических продуктов.
Композитно-муфтовая технология относится к постоянным методам ремонта. КМТ является наиболее универсальным методом ремонта и позволяет ремонтировать практически все типы дефектов в широком диапазоне изменения их геометрических параметров для магистральных трубопроводов диаметром до 1420 мм:
• трещины в основном материале и сварных швах—длиной до ра
диуса трубы и глубиной до 70% от толщины стенки трубы;
• дефекты в продольных, спиральных и кольцевых сварных швах;
• потери металла коррозионного и механического происхождения
любой протяженности и глубиной до 90% от толщины стенки;
• расслоения (в том числе с выходом на поверхность и расслоения,
примыкающие к сварным швам);
Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 535
« вмятины и гофры;
• комбинации из вышеперечисленных дефектов (например вмяти
ны с риской, с трещиной, коррозия на сварном шве и т. д.);
- сквозные дефекты потери металла в виде течи (в аварийных случаях) .
Технология ремонта позволяет проводить ремонт трубопроводов без выводов их из эксплуатации. Она основана на использовании стальных муфт, в которых кольцевой зазор между муфтой и трубой заполняется композитным составом. Достоинства технологии:
• полное восстановление прочности и долговечности до уровня без
дефектной трубы;
• методология оценки опасности дефекта с целью расчета ремонт
ной конструкции доведена до инженерных стандартов;
• срок службы отремонтированного участка трубы не менее 30 лет;
• ремонт дефектов широкого диапазона;
• не требует остановки перекачки продукта;
• экологически безопасный метод ремонта.
При наличии большого количества дефектов на трубах производят их сплошную замену полномерными трубами. При этом ремонтируемый участок трубопровода прокладывается параллельно действующему либо по старой оси (после ремонта дефектного участка).
Основные технологические схемы ремонта трубопроводовс заменой изоляции включают в себя следующие:
• в траншее без подъема трубопровода с подкопом и поддержкой
ремонтируемого участка;
• в траншее с подъемом ремонтируемого участка трубопровода
трубоукладчиками на высоту, позволяющую пропустить по под
нятому участку очистные и изоляционные машины без подкопа
под трубопроводом;
• на бровке (берме) траншеи с подъемом его на высоту, необходи
мую для пропуска очистной машины, машины подготовки изо
лируемой поверхности и изоляционной машины с раздельным
или совмещенным способом укладки пере изолированного тру
бопровода в траншею.
Проблема ремонта трубопроводов возникла вскоре после ввода в эксплуатацию первого трубопровода. С тех пор изменяется только объем ремонтных работ.
У истоков разработки техники и технологии капитального ремонта стоял Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). Проблемными вопросами при капитальном ремонте являются вскрытие трубопровода, удаление старой изоляции и нанесение новой. Вскры-
536 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
тие трубопровода с применением обычного ковшового экскаватора и засыпка с помощью бульдозера надолго выводили зону проведения капитального ремонта из сельскохозяйственного оборота. Кроме того, использование этой техники сопровождалось опасностью нанесения механических повреждений трубопроводу.
Получила развитие технология выборочного капитального ремонта методом вырезки: разработана и с успехом применяется уникальная отечественная технология вырезки дефектных участков труб с помощью кумулятивных зарядов, использующих энергию взрывов; для нефтепроводов разработана новая передвижная насосная установка для откачки нефти в больших объемах; освоена эффективная технология освобождения трубопровода от нефти и очистки отложений с применением гелевой пробки.
В компании «Транснефть» успешно применяется единственная в мире отечественная технология капитального ремонта действующих магистральных нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия без остановки перекачки, что позволяет не снижать их производительности. Ремонт выполняется с подъемом трубопроводов диаметром до 700 мм в траншее, а также без подъема в траншее (методом подкопа) нефтепроводов диаметром 800—1220 мм. ОАО «Газпром» принял решение заимствовать технологии «Транснефти» по переизоляции трубопроводов специальными комплексами.
В последнее десятилетие при ремонте успешно применяется высоконадежное покрытие «Пластобит», обеспечивающее защиту трубопроводов более 35 лет. Однако ограничением применимости данного покрытия является его использование для труб диаметром не более 820 мм в силу относительно высокой текучести и малой ударной прочности этого материала.
Для изоляции труб любого диаметра (в том числе 1020,1220 мм) разработаны мастичные покрытия типа «Асмол», свойства которых позволяют наносить их на трубы методом экструдирования.
Разработана новая изоляционная лента типа ЛИАМ (лента изоляционная асмольная модифицированная} с увеличенной (до 1,5 мм) толщиной подклеивающего слоя, что обеспечивает надежную изоляцию труб при выборочном ремонте нефтепроводов.
Разработаны и освоены современные унифицированные изоляционные машины по нанесению покрытий этого типа для всех типоразмеров магистральных нефтепроводов.
Приведем примеры технологических комплексов.
1.По мнению специалистов, передовой технологией является: технологическая схема ремонтов с сохранением пространственного по-
Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 537
ложения трубопровода. В этом случае трубопровод будет находиться и ремонтироваться в том положении, в котором находился после сооружения.
Технология 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. При этом необязательно применять трубоукладчики и самоходные опоры, которые выпускают в настоящее время специализированные предприятия. 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.
2. Ремонт нефтепроводов без подъема трубопровода и остановки перекачки нефти обеспечивает огромный экономический выигрыш. При подъеме трубопровода не гарантируется сохранение целостности труб и сварных стыков, что не позволяет говорить о последующей безопасности эксплуатации трубопровода.
Предприятие «Приднестровские магистральные нефтепроводы» совместно с АК «Транснефть» реализовали идею создания новой технологии в серии специальных машин безопасного ремонта магистральных трубопроводов. При этом ставилась задача снизить себестоимость и увеличить производительность ремонта трубопроводов без подъема и поддержки.
На машиностроительных заводах ВПК Украины был изготовлен комплекс землеройной техники для капитального ремонта магистральных трубопроводов (рис. 17.14.3).
Новая технология концептуально отличается от известных, гарантируя сохранность трубопровода при ремонте. Темп выполнения работ возрастает в 5—7 раз, объем земляных работ уменьшается на 35—45%. Гарантию сохранности трубопровода обеспечивает применение на землеройных машинах систем автоматического контроля и управления рабочим процессом непрерывного действия.
Новая технология позволяет производить ремонт без трубоукладчиков при длине вскрытого участка в пределах 20—24 м в зависимости от диаметра трубопровода. При этом напряжения в стенках участков
538 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
трубопровода с размещенными на ней очистной и изоляционной машинами не превосходили допустимых.
Рис. 17.14.3. Комплекс землеройных машин для капитального ремонта магистральных трубопроводов
Землеройный комплекс включает в себя 4 землеройные машины для послойной разработки грунта (МПРГ-1), для вскрытия трубопроводов (МВТ), подкапывающая машина (МПР) и машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод (МП).
Комплекс предназначен для ремонта газо- и нефтепроводов диаметром 530—1220 мм. Эксплуатационная производительность колонны, оснащенной такой техникой, в несколько раз превышает производительность работ традиционным способом. Например, при ремонте трубопровода диаметром 720 мм значение показателя производительно-
Глава 17. Технология и организация строительства манистральных трубопроводов 539
сти составляет 80— 100 пог. м в час, в зависимости от категории разрабатываемого грунта.
Первой движется машина для послойной разработки грунта МПРГ-1. Автоматика обеспечивает следование машины по оси трубопровода, а также контролирует величину заглубления рабочего органа и расстояние его до трубопровода, полностью исключая возможность повреждения.
Двигаясь вдоль оси трубопровода, машина снимает верхний плодородный слой грунта и складирует его в отдельный бруствер в стороне от отработанной выемки; при этом ширина полосы отвода существенно уменьшается.
Производительность машины в несколько раз превышает производительность бульдозера, который тоже можно использовать для выполнения работ по снятию верхнего слоя грунта. Однако здесь есть существенное различие: при копании грунта машина МПРГ-1 движется, не пересекая нитку трубопровода, а бульдозер работает челночным методом поперек трубопровода.
За машиной МПРГ-1 следует машина МВТ для вскрытия трубопровода сверху и по бокам. При работе МВТ с трубопроводами большого диаметра объем вынимаемого грунта уменьшается в 2 раза по сравнению с традиционными методами вскрытия трубопроводов одноковшовыми экскаваторами.
Вслед за машиной для вскрытия трубопроводов с помощью специального ходового механизма по трубе перемещается самоходная роторная подкапывающая машина МПР. Грунт под трубой разрабатывается приводными полуфрезами и перемещается в предварительно подготовленные углубления. Конструкция машины исключает задевание тела трубы зубьями вращающихся фрез. Машина МПР исключительно проста и надежна в работе, способна функционировать в переувлаженных грунтах.
После окончательного вскрытия трубопровода машиной МПР за ней следуют очистная и изоляционная машины, которые обеспечивают снятие старой изоляции с трубы и последующее нанесение на нее нового изоляционного покрытия. Следует отметить, что параметры выемки, разработанной вокруг трубы, позволяют использовать отечественные и зарубежные машины для очистки и изоляции трубопровода. Период очистки и нанесения нового изоляционного покрытия должен соответствовать темпу подсыпки и подбивки трубопровода.
Специальная подбивочная машина МП производит засыпку грунта под тело трубы и его необходимое уплотнение, исключающее наличие пустот и осадку трубопровода в процессе эксплуатации. Автоматика
540 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов
данной машины обеспечивает точное позиционирование механизма уплотнения грунта относительно оси трубопровода. В процессе работы также автоматически задается шаг и усилие уплотнения грунта под трубой.
На основе трехлетнего опыта эксплуатации машин была выполнена их модернизация. Новые машины обеспечивают требуемую надежность, увеличен срок их эксплуатации, расширены технологические возможности, улучшены эксплуатационные и эргономические качества комплекса.