WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

Для эффективного решения задачи выборочного ремонта нужна была универсальная технология ремонта магистральных нефтепроводов, обеспечивающая проведение ремонта большинства типов дефектов трубопроводов с той же производительностью, что и их обнаружение. Проведенный в ОАО ЦТД "Диаскан" технико-экономический сравнительный анализ различных существующих в мировой практике методов ремонта трубопроводов показал, что наиболее универсальной в отечественных условиях является композитномуфтовая технология (КМТ) ремонта.

Новый нормативный документ был утвержден 28 марта 1998 г и содержал алгоритм определения методов выборочного ремонта и санкционировал применение 3-х видов ремонта: заваркой, КМТ, и вырезкой участка. Это было первое масштабное комплексное исследование, основанное на экспериментальных данных, которое позволило упорядочить деятельность эксплуатационных служб Компании и обеспечить единство технической политики ремонтов.

К началу 2000 г. на магистральных нефтепроводах АК «Транснефть» было установлено около 20 тысяч ремонтных конструкций различных типов (рис.5) Однако экспериментальные исследования прочности (и особенно долговечности) ремонтных конструкций (кроме муфт КМТ) практически отсутствовали, носили случайный характер и ограничивались испытаниями на воздействие от статического внутреннего давления. По заданию «АК «Транснефть» в 2000 году в ЦТД «Диаскан» была выполнена работа «Анализ и проведение сравнительных испытаний методов ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов» по программе, утвержденной «АК «Транснефть» и согласованной с Госгортехнадзором России. Для выбора надежных ремонтных конструкций и определения их фактической несущей способности были проведены сравнительные натурные испытания полноохватывающих стальных сварных муфт и муфт с заполнением полости композитным составом с воспроизведением на испытаниях нагрузок, действующих на трубопровод при эксплуатации в реальных условиях.

Рис.5. Методы ремонта нефтепроводов Для сравнительных испытаний были выбраны ремонтные конструкции и разработаны расчетные зависимости для определения нагрузок от максимально возможного напряженного состояния трубопровода при эксплуатации (табл.4).

Таблица Предельные величины испытательных параметров Вид ремонтной конструкции M M P P max, min, max, min, кНхм кНхм МПа МПа Обжимные приварные муфты 1756 846 6,3 0,Необжимные приварные муфты 2000 1612 7,92 0,Муфты с коническими перехо- 821 539 7,6 5.дами Галтельные муфты для ремонта 2129 1408 7,29 0,дефектов поперечных сварных швов («галтельные хомуты») Заварка дефекта 323,6 270 8,98 0,Шлифовка дефекта 806 672 9,22 0,Заплата 327,6 263 9,1 0,Композитная спиральная муфта 691,4 577,0 7,58 0,(КСМ) Изоляционно-силовая оболочка 8,43 0,(ИСО) из композиционных материалов.

В результате проведенных испытаний установлено, что как постоянный вид ремонта для широкого класса дефектов (внешние и внутренние потери металла, риски, расслоения, трещины, вмятины) могут применяться наряду с муфтами КМТ и обжимные приварные муфты. На основании результатов испытаний определены ремонтные конструкции, восстанавливающие прочность дефектного участка до уровня бездефектной трубы на срок не менее лет, при максимальном наружном и внутреннем воздействии, а также разработан, согласован с Госгортехнадзором России и с января 2001 года введен в действие в ОАО «АК «Транснефть» новый нормативный документ — РД 153-39.4-067-00, регламентирующий применение методов устранения дефектов, обнаруживаемых при внутритрубной диагностике и других методах неразрушающего контроля, устанавливающий классификацию дефектов, подлежащих устранению на действующих магистральных и технологических нефтепроводах, методы их устранения и приоритеты выполнения ремонта.

К концу 90-х годов Компанией «Транснефть» была развернута организационно-техническая работа по внедрению метода КМТ на действующих нефтепроводах.

В 1998 года в составе ЦТД «Диаскан» было организовано специальное подразделение по ремонту КМТ, созданы 10 бригад для выполнения комплекса работ на действующих нефтепроводах, из них 4 бригады начали работать на нефтепроводах экспортных направлений. Далее руководство Компании приняло решение организовать с конца 1999 года передачу технологии композитно-муфтового ремонта нефтепроводов в ОАО МН. Важное значение для удешевления применения КМТ имел подбор отечественных компонентов композита и герметика для композитно-муфтового метода ремонта трубопроводов, проводимого ЦТД «Диаскан» совместно с Институтом физической химии РАН. Обучение персонала ОАО МН и получение оборудования от ЦТД «Диаскан» было завершено к июню 2001 года. ОАО МН перешли на установку муфт по КМТ собственными силами.

В шестой главе «Применение изоляционных материалов на магистральных нефтепроводах» проведен анализ развития и эффективности противокоррозионной защиты, в значительной степени определяющей надежность трубопровода.

На нефтепроводах изоляционные покрытия начали применять начиная с конца сороковых годов. Первоначально основным способом пассивной изоляции нефтепроводов являлось нанесение битумных покрытий, наиболее широко применявшееся в те годы в мировой практике.

Большое распространение получила битумно-резиновая мастика, представляющая собой совмещение битумов с резиновой крошкой, полученной от дробления старых резиновых покрышек. В битумных и бризольных покрытиях в качестве обязательного элемента были предусмотрены специальные оберточные материалы – гидроизол, бризол, стеклоткань и крафт-бумага.

Основной причиной несовершенства применяемых в начале 60-х годов изоляционных покрытий являлась необходимость нанесения их в виде горячей эмали, а, следовательно, возникала необходимость разогрева или варки этих эмалей, которые, как правило, проводились непосредственно на трассах, примитивным способом, в кустарных котлах. Опыт применения показал, что для больших диаметров эти покрытия недостаточны надежны. Так битум оползает с трубы, вдавливается в пустоты и пазухи, отслаивается, в местах отслоения развивается коррозия. С 1976 года битумные покрытия на нефтепроводах больших диаметров применять было запрещено.

В начале 60-х годов началась значительная работа по созданию и испытанию изоляционных материалов из пластических масс (полимеров), обладающих более высокими изолирующими свойствами по сравнению с битумными. Метод защиты трубопроводов обмоткой лентами из пластмасс был признан наиболее перспективным.

В отечественной практике пробные изоляционные работы полимерными лентами были проведены в Азербайджане, на газопроводах Гурьев – Орск, Газли – Урал, Елецк – Липецк и на нефтепроводе «Дружба».

В период до середины 70-х годов битумом и ПВХ лентами изолировались трубопроводы любых диаметров, в том числе и больших.

С конца 60-х годов разрабатывается и внедряется комбинированное покрытие Пластобит-2. Рубежным этапом в создании покрытий нового поколения явилась, без преувеличения, разработка покрытия «Пластобит-2М» Институтом ВНИИСПТнефть в сотрудничестве с институтом химии АН КазССР и институтом химии Башкирского филиала АН СССР. «Пластобит-2М» явился базовым покрытием, различные модернизации которого применяются в системе магистрального нефтепроводного транспорта России и по сей день.

Основной вариант покрытия рассчитан для защиты нефтепроводов, имеющих температуру перекачиваемого продукта до +30 0С и проложенных в мягких грунтах. Разработка покрытия осуществлялась под руководством Гумерова А.Г. и Ращепкина К.Е. сотрудниками ВНИИСПТнефти Рамеевым М.К., Шавалеевой Д.М., Калабугиной В.Е., Низамовым К.Р., Антошкиным С.Г., Хайруллиным Ф.Г., Герасимовым Е.И., в испытаниях принимали участие сотрудники ВНИИСТа Санжаровский А.Т., Козловская А.А., Радушнова Т.А., специалисты Управления Урало-Сибирскими МН Конев А.П., Янгуров Х.Н.

и др. С 1977 года начато промышленное внедрение этого покрытия при ремонте магистральных нефтепроводов в соответствии с ТУ 39-01-07-306-(произведена изоляция 10 км нефтепровода ТОН-II Управления Урало-Сибирскими магистральными нефтепроводами).

Далее институтом ВНИИСПТнефть совместно с институтом ВНИИСТ было разработано антикоррозионное покрытие «Пластобит-40», предназначенное для защиты трубопроводов, по которым перекачивается продукт с температурой от 0 0С до +40 0С, при строительстве или их переизоляции при эксплуатации. По результатам приемочных испытаний 10-13 сентября 1984 г.

покрытие было рекомендовано для промышленного применения.

Важным шагом в области совершенствования покрытия противокоррозионной защиты явилось разработка институтом ВНИСПТнефть изоляционной ленты ЛИБ (холодный «Пластобит») для капитального, аварийного ремонта методом замены, заделки стыков трубопроводов, изолированных в базовых условиях. Основным преимуществом ее является замена полимерной клеевой композиции покрытия на пластифицированный битумный подклеивающий слой, который под полимерной лентой имеет срок службы до 35 лет и более. Впервые опытное покрытие изоляционной ленты ЛИБ, полученной на экспериментальном участке ВНИИСПТнефти, было нанесено в 1980 г. на участке 139 км нефтепровода Туймазы – Омск – Новосибирск (ТОН-П) диаметром 720 мм с помощью изоляционной машины УИМ-720. В 1984 году ВНИИСПТнефть.была создана установка УЛИБ для промышленного производства ленты (рис. 6 ).

Рис.6. Установка УЛИБ для производства ленты битумной ЛИБ Позднее для решения проблемы увеличения срока службы покрытий с одновременным облегчением технологии нанесения покрытия на трубопроводы была создана лента ЛИАМ, состоящая из полимерной пленки с нанесенным на нее клеящим слоем асмольной мастики, удачно соединившая в себе надежность покрытий типа «Пластобит» и технологичность клеящей пленки. В октябре 1999 г. был утвержден технологический регламент на изготовление ленты ЛИАМ. В это же время на базе ОАО «Верхневолжскнефтепровод» с участием специалистов Компании, в т.ч. автора работы, была проведена разработка новой установки ЛИМ-2 по выпуску рулонно-битумных материалов.

В 1976 – 1978 годах Комиссией Госкомитета по науке и технике под руководством академика Я. Колотыркина были сформулированы основы технической политики в области антикоррозийной защиты подземных трубопроводов. Наиболее надежным покрытием были признаны заводские покрытия, в частности экструзионное полиэтиленовое покрытие. Покрытия трассового нанесения, в том числе на основе полимерных лент, было разрешено применить на трубопроводах больших диаметров только как вынужденный вариант, в виду отсутствия труб с заводским покрытием.

До 1999 г. на магистральные нефтепроводы в системе «АК «Транснефть» диаметром 1020 – 1220 мм допускались покрытия трассового нанесения: ленточное полимерное в конструкции № 16 и 19, ленточное полимернобитумное, мастичное полимерное армированное; для нефтепроводов средних и малых диаметров: битумные, ленточные, комбинированные типа «Пластобит».

В соответствии с ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» применение полимерных ленточных и комбинированных покрытий на основе мастики и полимерной лены было ограничено и по температуре транспортируемого продукта (не выше 40 0С) и по диаметру трубопроводов (не выше 820 мм). Для защиты нефтепроводов диаметром 1020-1220 мм при трассовом нанесение предусматривалась единственная конструкция, состоящая из двух слоев полимерной ленты типа «Поликен», нанесенной по адгезионному праймеру типа НК50, ПЛ, П-001ВК и обертки типа «Поликен-О» со сроком службы 10-15 лет.

Комбинированные мастичные изоляционные покрытия более надежны (срок эксплуатации до 30 лет и более) и на 10 – 15 % дешевле пленочных изоляционных покрытий, срок эксплуатации которых – 10 – 15 лет. Исходя из этого, АО ВНИИСТ по заказу Компании начинает проводить работы по разработке мастичных составов для применения в составе конструкции № комбинированных мастичных изоляционных покрытий для расширения области ее применения на все диаметры нефтепроводов. Во второй половине 90-х годов разработаны битумно-полимерные мастики БИОМ-2, Асмол.

В системе «АК «Транснефть» при общей протяженности нефтепроводов на начало 2000 года свыше 46 тыс. км, трубопроводы с покрытиями со сроком эксплуатации более 30 лет, составляли 14%, от 20 до 30 лет – 38%, от 10 до 20 лет – 42% и до 10 лет – 6%. При этом на нефтепроводах 50% протяженности составляли пленочные, 42% битумные и 8% комбинированные покрытия. Поэтому 2000 – 2002 гг. стали периодом разработки и массового внедрения принципиально новых изоляционных покрытий. В 2000 году испытания, проведенные Центром полимерных материалов и защитных покрытий АО ВНИИСТ под руководством Р.Т. Сагателяна, позволили принять битумно-полимерные мастики «БИТЭП» и «Транскор» как базовые для разработки комбинированного покрытия на основе мастики и полимерной ленты и защитного покрытия на их основе, после которых мастики «БИТЭП» и «Транскор» были прияты как базовые для разработки комбинированного покрытия.

В августе 2000 г. разработана и утверждена «АК «Транснефть» технология нанесения мастичных покрытий типов «Транскор», «Битэп» с защитной оберткой ДРЛ-Л на нефтепроводы диаметром 1020-1200 мм. Проведены приемочные испытания на нефтепроводах Альметьевск-Горький-2, Ду мм и «Дружба-2», Ду 1200 мм, по результатам которых в ноябре 2000 г.

утверждены ТУ на комбинированное защитное покрытие на основе битумнополимерной мастики и термоусаживающейся ленты для изоляции нефтепроводов диаметром до 1220 мм включительно при их капремонте и получено разрешение на их серийное применение.

До 1998 года для нанесения покрытий использовались изолировочные машины разработки 70 – 80 годов типа ИМГ, ИМ, МГИ, МИ разработки ИПТЭР, Дрогобыч, Август, Кропоткин, СКБ «Газстроймашина», Гипроспецгаз, Ижевск. Указанные машины были созданы для нанесения пленочных покрытий, а также мастичных и комбинированных покрытий на основе нанесения расплавленной мастики методом облива трубы с формированием толщины слоя армирующими материалами. Такая технология не обеспечивала формирование равномерного слоя по образующей трубы.

В 1997 – 1999 годах по заказу «АК «Транснефть» разработаны изоляционные машины для нанесения битумных мастик методом экструзии (МИАБ) (рис.4), которые обеспечивают равномерную их толщину по всей образующей трубы и могут обеспечить расширение применения конструкции № на диаметры трубопроводов 1020 – 1220 мм.

Задачи совершенствования конструкции машин МИАБ и обеспечение ими всех РСК решаются Компанией на современном этапе выполнением Комплексной программы по развитию изоляционных материалов для капитального ремонта нефтепроводов.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»