Содержание к диссертации
Введение
1. Формирование системы магистральных нефтепроводов россии и обеспечение их надежности 9
1.1. Создание системы нефтепроводов. Главтранснефть 9
1.2. Анализ достигнутого научно-технического уровня «Главтранснефти» в сравнении с развитыми зарубежными странами 30
1.3. Разработки институтов РФ (ВНИИОЭНГ, ВНИИСПТнефть, Гипротру-
бопровод) по прогнозированию развития нефтепроводного транспорта 59
1.4. Образование и особенности деятельности Компании «Транснефть» 66
1.4.1. Создание и функции компании «Транснефть» 66
1.4.2. Автоматизация, телемеханизация и связь 74
1.4.3. Состояние обеспечения надежности нефтепроводов 78
2. Развитие методов ремонта нефтепроводов. капитальный ремонт как основной метод обеспечения их надежности 104
2.1. Основные этапы формирования системы проведения ремонтов на нефтепроводах 104
2.2.Диагностика работоспособности нефтепроводов гидравлическими испытаниями 120
2.3 .Существующие методы ремонта магистральных нефтепроводов 125
2.4. Технические средства для капитального ремонта 128
2.5. Выборочный ремонт 147
2.6. Разработка новых принципов ремонта магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубного диагностирования 153
2.7. Состояние нормативно-технической документации по ремонту нефтепроводов 158
2.8. Применение метода капитального ремонта на российских нефтепроводах (1990-1999 г.г.) 163
3. Развитие научно-технического обеспечения в области надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов 182
4. Применение внутритрубных инспекционных средств (ВИС) для диагностики нефтепроводов 210
4.1. Развитие внутритрубной диагностики нефтепроводов. Первые отечественные разработки 210
4.2. Создание ЦТД «Диаскан» 219
4.3. Техническое дооснащение магистральных нефтепроводов для проведения диагностики. Создание нормативно-методической базы диагностирования 233
4.4. Развитие Центра технической диагностики «Диаскан» 235
4.5.Разработка отечественной технологии диагностирования магистральных
нефтепроводов внутритрубными приборами 237
4.6. Деятельности ЦТД «ДИАСКАН» по развитию научно-технического про
гресса в отрасли 245
5. Развитие применяемых ремонтных конструкций для линейной части магистральныхнефтепроводов 254
5.1. Применение ремонтных конструкций в зарубежной и отечественной практики 80-90-х годов 254
5.2. Применение высокопрочных стеклопастиков и других материалов (банда-жирование) в ремонтных конструкциях 272
5.3. Замена участка нефтепровода 274
5.4. Композитно-муфтовая технология ремонта 278
5.5. Создание РД «Методы ремонтных дефектных участков нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики» в 1998 году 280
5.6. Испытания современных ремонтных конструкций для применения на нефтепроводах Компании 291
5.7.Внедрение композитно-муфтовой технологии ремонта трубопроводов без
остановки перекачки 296
6. Применение изоляционных материалов на магистральных нефтепроводах 314
6.1. Основные этапы применения изоляционных материалов, применяемых на нефтепроводах 309
6.2. Разработка и внедрение изоляционного покрытия «Пластобит - 2М» 320
6.3. . Разработка и внедрение изоляционного покрытия «Пластобит-40» 323
6.4. Тенденции развития современных видов изоляционных покрытий для нефтепроводов 331
6.5. Рулонные покрытия 345
6.6. Анализ современного состояния изоляционных покрытий на нефтепроводах 362
7. ОАО «АК «Транснефть» НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ 369
7.1. Приведение объектов нефтепроводной системы в нормативное состояние 369
7.2. Развитие ОАО «ЦТД «Диаскан» технологий диагностирования 377
7.3. Подводные переходы нефтепроводов 381
7.4. Научно-технические разработки 385
7.5. Программа разработки и совершенствования изоляционной защиты нефтепроводов 388
7.6. Экологическая безопасность объектов «Транснефти» 395
7.2. Развитие нефтепроводной системы России 397
Основные выводы 405
Список литературы
- Создание системы нефтепроводов. Главтранснефть
- Основные этапы формирования системы проведения ремонтов на нефтепроводах
- Развитие внутритрубной диагностики нефтепроводов. Первые отечественные разработки
- Применение ремонтных конструкций в зарубежной и отечественной практики 80-90-х годов
Введение к работе
С созданием и развитием топливно-энергетического комплекса в России нефтепроводный транспорт является его основой и связующим звеном. Для развития научно-технического прогресса необходим анализ и изучение исторически проводимой технической политики поддержания надежности нефтепроводов, развития технологий и техники, опыта работы научных институтов, ученых и специалистов в разные годы.
В различные исторические периоды развития нефтепроводного транспорта России большой вклад в развитие методов обеспечения надежности внесли специалисты и ученые Ахатов Ш.Н., Березин В.Л., Вайншток СМ., Гаспарянц Р.С., Галеев В.Б., Галюк В.Х., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Джарджиманов А.С., Дворников В.Л., Едигаров С.Г., Ефремов В.П., Зайцев К.И., Зоненко И.Т., Кар-пачев М.З., Куликов А.А., Кумылганов А.С., Лебедич СП., Ращепкин К.Е., Со-щенко Е.М., Харламенко В.И., Шакиров P.M., Черняев Д.А., Черняев В.Д., Ясин Э.М. и другие.
Исследования в области развития нефтяной промышленности и трубопроводного транспорта в различные годы проводили: Лисичкин СМ., Конфедератов Н.Я., Кострин К.В., Шаммазов A.M.. Мастобаев Б.Н., Бахтизин Р.Н, Кузнецов Б.Г., Еременко П.Т., Воробьев Н.А., Мовсумзаде Э.М., Байбаков Н.К., Джафаров К.И., Матишев В.А., Притула В.В., Щербина Б.Е., Агапкин В.М., Матвейчук А., Блох A.M., Бейдер П.Я., Балаян Р.Д., Мацкин Л.А., Арнаутов Л.И., Карпов Я.К., Черникин А.В., Шашин В.Д., Ставровский Е.Р.и другие.
Основные задачи, стоящие перед отраслью, аналогичны в разные исторические промежутки времени - это обеспечение стабильной доставки нефти потребителям внутри страны и за рубеж, развитие и обеспечение надежной работы нефтепроводной системы. Возможности решения этих задач различны и определяются конкретным историческим периодом, состоянием общества в рассматриваемые периоды, в т.ч. уровнем развития науки, техники и технологий.
С самого начала эксплуатации нефтепровода обеспечение их надежности являлось важной задачей, решение которой, в первую очередь, определяется: • Технической политикой структуры, управляющей системой нефтепроводов,
• Эффективностью применяемых методов ремонта и ремонтных конструкций, а также изоляционных материалов,
• Развитием технологии диагностических работ,
• Результативностью деятельности научных институтов, предприятий, ученых и специалистов по разработке технологий, технических средств и материалов для системы нефтепроводного транспорта.
Анализ современного состояния системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», решение задачи обеспечения надежности их работы позволяет определить тенденции дальнейшего развития трубопроводной сети России.
Цель работы - воссоздание комплексной картины развития системы нефтепроводного транспорта России (СССР) и основных методов обеспечения надежности при эксплуатации линейной части магистральных нефтепроводов, а также используемых при этом техники, технологий и материалов. В соответствии с целью исследования были поставлены следующие основные задачи:
• Создание хронологической картины развития системы нефтепроводного транспорта в СССР (России);
• Анализ научно-технического уровня нефтепроводного транспорта нефти в России и сравнение его с уровнем развития нефтепроводной отрасли в зарубежных странах;
• Выявление проблем обеспечения надежной работы магистральных нефтепроводов;
• Воссоздание исторической картины основных направлений технической политики по обеспечению надежности нефтепроводного транспорта;
• Анализ исторического развития применения методов капитального ремонта, ремонтных конструкций, изоляционных покрытий, организации и технологии диагностических работ на линейной части нефтепроводов;
• Оценка современного состояния трубопроводной отрасли для определения уровня дальнейшего ее развития;
• Исследование деятельности научных институтов, предприятий, ученых и специалистов, обеспечивших развитие методов и технических средств обеспечения надежности системы трубопроводного транспорта
Научная новизна работы. Впервые проведено комплексное историко-техническое исследование развития системы нефтепроводного транспорта СССР (России) и основных методов и технических средств обеспечения надежности при эксплуатации магистральных нефтепроводов на различных исторических этапах для выполнения задач, стоящих перед нефтепроводным транспортом.
Проведен комплексный технико-экономический анализ состояния «Глав-транснефти», а также достигнутого ею научно-технического уровня в сравнении с развитыми зарубежными странами.
Впервые исследованы основные направления технической политики в нефтепроводном транспорте России (СССР).
Исследовано развитие основных методов обеспечения надежности в зависимости от состояния развития техники и технологий в различные исторические периоды.
Результаты проведенных исследований используются проектно-конструкторскими и научно-исследовательскими организациями для разработки новых технологий совершенствования эксплуатации трубопроводного транспорта.
ОАО «ВНИИСТ» на основе исследований автора созданы новые конструкции комбинированных изоляционных материалов для трубопроводов, в т.ч. больших диаметров. С участием автора разработана и внедрена установка ЛИМ-2, на которой было налажено производство изоляционных лент ЛИАМ и ТРАНСКОР, что обеспечило повышение качества изоляционных работ на нефтепроводах и снижение материальных затрат. Результаты исследований использованы при создании двухтомного учебника, пяти монографий и трех учебных пособий для студентов высших учебных заведений нефтяного профиля.
Материалы исследований легли в основу пяти видеофильмов по истории и технологиям трубопроводного транспорта, созданных по заказу ОАО «АК «Транснефть».
Апробация результатов работы. Основные положения работы изложены в докладах на 27 Симпозиуме Международного Комитета по истории и технологиям ICOHTEC-2000, (Прага, август 2000 г.); на I Всероссийской научно-практической конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела» (Уфа, ноябрь 2000 г.); Международной научной конференции «История науки и техники — 2001» (Уфа, ноябрь 2001 г.); на XXIX Симпозиуме Международного Комитета по истории технологий ICOHTEC-2002, (Гренада, Испания, июнь 2002 г), 16 Мировом нефтяном конгрессе (Калгари, Канада, июнь 2000 г.), Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра», (Уфа, ноябрь 2002 г.), IY Американской трубопроводной конференции (Хьюстон, апрель 2003 г.).
По теме диссертационной работы опубликована 41 печатная работа, в том числе 2 учебника, 3 учебных пособия, 6 монографий, 25 статей, 5 тезисов докладов. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, участие в их решении, анализ полученных результатов и рекомендации по их внедрению.
Диссертация состоит из введения и семи глав, изложенных на 258 страницах машинописного текста, включает 67 таблиц, 62 рисунков, список литературы из 298 использованных источников, двух приложений.
Создание системы нефтепроводов. Главтранснефть
Система магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР (рис.1) сформировалась как следствие особых условий размещения добычи и переработки нефти.
Известно, что с экономической точки зрения трубопроводный транспорт является наиболее выгодным по сравнению с другими видами транспортировки нефти.
В 1863 г. великий русский ученый Д.И. Менделеев первым предложил идею использования трубопровода для перекачки нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта. Спустя пятнадцать лет на Апше-ронском полуострове был введен в эксплуатацию первый трубопровод протяженностью всего 12 км и диаметром 75 мм для перекачки нефти с Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым русским инженером В.Г. Шуховым[252, 208, 186 ].
К концу девятнадцатого столетия общая протяженность трубопроводов из районов Баку составляла 230 км, а ежегодный объем перекачки — 1 млн тонн нефти.
До 1917 г. были построены нефтепродуктопроводы общей протяженностью 1300 км, средний диаметр труб составлял 197 мм. Однако эти трубопроводы не могли составить конкуренцию мощной системе железнодорожного транспорта. Так, например, в 1913 г. по трубопроводу Баку — Батуми перекачивалось только 6 % всей транспортируемой нефти [ 252 ] После окончания Гражданской войны была проведена реконструкция трубопроводов, построены новые магистрали на Кавказе, введены в эксплуатацию нефтепроводы Сабунчи - Баку, Хадыженск - Туапсе, Махачкала - Грозный. В 1925 г. был спроектирован и построен магистральный нефтепровод Баку - Батуми протяженностью 834 км и диаметром 250 мм с 13 насосными станциями, оборудованными плунжерными насосами с дизельным приводом, обеспечивающими подачу до 100 мЗ/ч и напор 600 м. Позднее был построен трубопровод Грозный - Туапсе протяженностью 649 км и диаметром 250 мм, на трассе которого разместили 7 насосных станций. В 1936 г. был введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Гурьев — Орск протяженностью 709 км и диаметром 300 мм, предназначенный для транспортировки бакинской, а позднее эмбинской нефти на Орский НПЗ [207, 208, 250, 251].
Дальнейшие успехи в развитии трубопроводного транспорта нефти в России были связаны с освоением месторождений Башкирии, Татарии и Самары. В 1936 г. был построен подземный нефтепровод Ишимбай — Уфа протяженностью 168 км и диаметром 300 мм для перекачки нефти из первых скважин "Второго Баку" на Уфимский НПЗ.
До Второй мировой войны общая протяженность системы магистральных трубопроводов СССР составляла 4100 км, 70% которых применялись для перекачки сырой нефти.
Освоение нефтяных месторождений Поволжья вызвало необходимость строительства новых трубопроводов. Для проектных и технических разработок в 1939 г. был создан трест «Нефтепроводпроект», преобразованный позднее в проектный институт Гипротрубопровод. Здесь были разработаны основы научного проектирования - нормы и нормативы для сооружения и эксплуатации нефтепроводов, актуальные и в настоящее время [ 85, 207 ].
Индустриальное развитие страны способствовало дальнейшему усовершенствованию технологического оборудования (увеличение диаметра труб) и технологии строительства трубопроводов, широкому применению газовой и электрической сварки для стыковки труб. Были выпущены плунжерный насос нового типа подачей 160 мЗ/ч, развивающий напор 600 м, и дизельные приводы. Это оборудование было установлено на насосных станциях на трассах Башкирского, Приволжского, Эмбинского и Кавказского нефтепроводов. Все паровые приводы насосов на нефтепроводе Баку - Батуми были заменены на дизельные.
В эти годы были сделаны первые шаги в плане механизации трудоемкого процесса строительства трубопроводов за счет использования различных машин и механизмов. Вдоль трассы нефтепровода Гурьев — Орск протяженностью 750 км проведены воздушные линии связи с промежуточными блокировочными устройствами и распределительными щитами [207, 208].
В конце 40-х годов по мере освоения нефтяных месторождений Баш-, кирии, Татарии, Самары, Перми и Оренбурга, а также месторождений Северного Кавказа началось активное строительство магистральных нефтепроводов (рис. 1.2) [105, 207, 208, 251].
Начало 50-х годов считается периодом интенсивной добычи нефти в Волго-Уральском регионе. Для перекачки сырой нефти были построены нефтепроводы: Туймазы - Уфа-И, III; Бавлы — Куйбышев-1, II; Туймазы — Омск; Ромашкино - Куйбышев; Шкапово - Ишимбай; Куйбышев - Саратов; Субханкулово - Азнакаево - Альметьевск; Муханово - Куйбышев; Омск - Татарск; Ишимбай - Орск; Зональное - Сызрань и др. Для загрузки железнодорожных цистерн на железнодорожных станциях Уруссу, Чернушка, Бугуруслан, Кротовка, Петропавловск и Татарская были сооружены сливно-наливные эстакады, а также разгрузочный терминал в Новороссийске.
Основные этапы формирования системы проведения ремонтов на нефтепроводах
Нефтепроводы, эксплуатируемые «Главтранснефтью», а затем и АК «Транснефть», по их проектным конструктивным и эксплуатационным характеристикам делятся на три группы [ 222 ]. 1. Нефтепроводы, построенные до 1970 г. (16,6 тыс.км или 35% общей протяженности) введены в эксплуатацию зачастую без активной защиты от коррозии, с битумной изоляцией низкого качества со сроком службы 8-12 лет, с применением сварных фасонных деталей полевого изготовления. Предпусковые испытания нефтепроводов осуществлялись в течение 6 час при давлении, не превышающем 1,1 от рабочего;
2. Нефтепроводы, построенные в 1970-1975 гг. (13,6 тыс.км или 28%) из труб преимущественно больших диаметров (800-1200 мм) со средствами электрохимзащиты, которые вводились обычно во вторую очередь, при. строительстве были частично использованы фасонные изделия заводского изготовления. Время предпусковых испытаний увеличено до 24 час;
3. Нефтепроводы, построенные после 1975 г. (17,8 тыс.км). Построены с применением более современной технологии, с фасонными деталями только заводского изготовления, электроприводными задвижками и средствами телемеханизации, полимерной пленкой, с предпусковыми испытаниями длительностью 24 час при давлении, соответствующем 0,9-0,95 предела текучести металла труб, с применением специальных технических решений на сложных участках трассы, с сооружением вдоль трассовых линий электропередач для энергоснабжения средств электрохимзащиты и т.п.
Изоляция первых нефтепроводов была битумной и битумно-бризольной. Срок службы такой изоляции по диэлектрическим свойствам составлял около 15 лет. С 1970 г. практически повсеместное применение нашли пленочные изоляционные покрытия. Обследование таких покрытий показывает, как правило, наличие подпленочной коррозии уже через 8-10 лет эксплуатации [26, 131 ].
Естественно, что нефтепроводы I и II групп снижали общий технический уровень линейной части сети нефтепроводов. Несмотря на осуществле ниє на этих нефтепроводах работ по замене изоляции путем капиатльного ремонта, расширению масштабов применения электохимзащиты, замене фасонных изделий полевого изготовления и устаревшей запорной арматуры, частичной замене фасонных изделий полевого изготовления и устаревшей запорной арматуры, частичной замене труб, технический уровень линейной части первых двух групп нефтепроводов не удавалось поднять до уровня со-верменных трубопроводов.
С момента сооружения нефтепроводы первой группы ведется постоянный поиск и практическое применение методов обеспечения безопасности и надежности нефтепроводов.
В середине 50-х годов актуальной становится проблема ремонта трубопроводов. До этого времени защита трубопроводов различного назначения осуществлялась только пассивными методами, т.е. покраской или нанесением битумной изоляции на наружной поверхности трубопровода, в основном нормального типа. Однако с расширением районов строительства, особенно в северном и восточном направлениях, где значительная часть трассы трубопроводов проходила через заболоченные, обводненные, засоленные участки и т.д., эффективность защиты трубопроводов только покрытиями стала явно недостаточной, и трубопроводы начали подвергаться коррозионному разрушению. Более того, в этот период началась интенсивная электрификация железных дорог. Рельсовое хозяйство и железнодорожное полотно подготавливались практически без учета влияния построенных на этой трассе трубопроводов. При этом средства электрохимической зашиты трубопроводов от действия блуждающих токов и почвенной коррозии отечественной промышленность не выпускались. Расположенные в непосредственной близости от железных дорог магистральные трубопроводы стали усиленно корродировать.
Например, на участке Уфа-Челябинск, где железную дорогу начали переводить на электрическую тягу в 1955 г., появились коррозионные повреждения от блуждающих токов, сила которых местами достигала 1000 А и более [ 131 ]. Только сквозных повреждений на этом участке даже при интен сивной защите трубопроводов путем прямого дренажа блуждающих токов к отсасывающим фидерам тяговых подстанций было ликвидировано в 1955 г. -5 шт., 1956г.-7,1957 т.-21.
Таким образом, в середине 50-х годов остро встала проблема аварийного и капитального ремонта трубопроводов на участках значительной протяженности.
Практически организация и выполнение капитального ремонта магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов начались лишь с 1956 г. в связи с электрификацией Транссибирской железной дороги. Несмотря на то, что магистральные трубопроводы существовали уже около десяти лет, предприятия трубопроводного транспорта не имели необходимой техники для осуществления ремонта этих трубопроводов [ 131 ]. Первоначально все ремонтные работы выполнялись хозяйственным способом силами эксплуатационного персонала перекачивающих станций. Производственные операции - от рытья шурфов до засыпки отремонтированных участков - осуществлялись, в основном, вручную (Рис.2.2.).
Единственным средством для обслуживания промышленных и жилищ-но-бытовых объектов был трактор С-80 мощностью 80 л.с. Эти тракторы были срочно переоборудованы в бульдозеры и закреплены бригадами по ремонту линейной части магистральных трубопроводов. Естественно, при наличии такой вскрышной техники с последующей ручной доработкой грунта вокруг трубопровода и при отсутствии грузоподъемных механизмов объем выполняемых работ в год составлял всего 2-5 км по территориальному управлению магистральных нефтепроводов (УМН) [ 131 ]. В дальнейшем по мере оснащения необходимой техникой и создания специальных ремонтных колонн объем ремонтных работ постепенно возрастал, но все же значительно отставал даже от объема ежегодного прироста строительства новых трубопроводов в несколько раз.
Развитие внутритрубной диагностики нефтепроводов. Первые отечественные разработки
В нашей стране и за рубежом в 80-х годах продолжаются интенсивные научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки по созданию технических средств диагностирования магистральных трубопроводов. Важный вклад в развитие диагностики трубопроводов внесли совет-- ские и российские ученые Гумеров А.Г., В.В.Клюев, Л.А.Хватова, Г.А.Жукова, Ю.К.Федосенко, Э.В.Венгерский. Б.Ф.Гликман, А.В.Мозгалевский, В.П.Калявин, А.АПархоменко, В.Е.Абрамчук, Л.Г.Эткин, В.А.Ведешенков, ВА.Нашубский и-др.
Основными этапами диагностирования магистральных трубопроводов в этот период являются: выявление изменений характеристик режимов перекачки, обнаружение неисправностей трубопровода и их местонахождения; формулирование рекомендаций по выбору оптимального способа устранения неисправности и корректировке эксплуатационных режимов работы магистральных трубопроводов; оценка технического состояния магистральных трубопроводов, возможности и сроков его дальнейшей эксплуатации при заданном уровне надёжности.
Целью первого этапа диагностирования является получение комплекса данных о наличии и местонахождении дефектов: коррозионных, сквозных и т.д. в стенке трубы; параметрах перекачиваемого продукта: температуры и давлении; изменений геометрии сечения стенки трубопровода, существующих механических и других деформаций.
В период с 1960 по 1980 гг. за рубежом были созданы десятки специализированных фирм, занимающихся разработкой методов и средств технической диагностики магистральных нефтепроводов. Ряд фирм имели определенный опыт в создании средств дефектоскопии и получили широкое признание трубопроводных компаний. Наибольший опыт работы и наилучшие результаты в области внутритрубной дефектоскопии имели фирмы: в области магнитографии линейной части трубопроводов и обследования подводных трубопроводов - "British Gas» [281, 285], в области работы в условиях Севера "British Gas" и NKF [282], в области применения ультразвуковых дефектоскопов - Pipetronix[274]..
Проведенный анализ современных как зарубежных, так и отечественных исследований показывает, что большинство дефектов в трубопроводах распределены по трем основным группам и соответственно внутри-трубные диагностические приборы классифицируются на несколько типов по возможности обнаружения дефектов (аномалии геометрии трубы, потеря металла, трещины и трещиноподобные дефекты) и их измерения. Обобщенная классификация используемых в 90-е годы внутритрубных диагностических снарядов (ВИС) представлена в табл. 4.1. [197].
Изменения геометрии труб, происходящие по тем или иным как конструктивным, так и эксплуатационным причинам, определяют главным образом при помощи специальных калиброванных устройств. Самым первым видом подобных устройств являлся снаряд, в котором использовался калибровочный диск (снаряд-калибр). Такие снаряды показывали, что в некотором неизвестном месте в трубопроводе калибровочный диск вошел в соприкосновение со стенкой трубопровода. Этот снаряд обычно имел простую конструкцию, представляющую собой корпус с несколькими манжетами с установленным на нем спереди стальным или алюминиевым калибровочным диском или фланцем.
Диаметр калибровочного диска выбирался таким образом, чтобы он соответствовал строительным техническим условиям или требованиям нормальной эксплуатации. Это размер мог увеличиваться ступенчато до минимального внутреннего диаметра трубопровода. Если снаряд-калибр проходил через трубопровод без каких-либо повреждений калибровочного диска, то можно было предположить, что в трубопроводе отсутствуют дефекты или препятствия, мешающие проходу следующего по технологии вида дефектоскопа.
Применение ремонтных конструкций в зарубежной и отечественной практики 80-90-х годов
Предметом данной главы является анализ развития применяемых способов и устройств для ремонта магистральных нефтепроводов. Значительный вклад в разработку методов ремонта магистральных нефтепроводов внесли Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Василенко С.К., Ясин Э.М., Сощенко Е.М., Кумылганов А.С., Лисин Ю.В., Галкин Н.П., Малышев Л.Г„ Хайруллин Ф.Г., Столяров Р.Н., Самойлов Б.В., Ирмяков Р.З., Азметов Х.А„ Галеева М.Н., Султанов М.Х., Собачкин А.С., Берчатова А.Р., Сабиров У.Н., Азметов Х.А., Андреев А.А., Дворников В.Л., Теньков Н.Ф. и др.
В виду наличия значительного количества различных способов и устройств (рис.5.1.) для ремонта трубопроводов рассматривались наиболее перспективные, с точки зрения экономичности и надежности.
Радикальным способом ремонта до последнего времени является вырезка дефектного участка с заменой его «катушкой» (Рис.5.2.) [265]. Такой способ требует остановки нефтепровода, слива продукта, очитки полости от взрывоопасных продуктов или изоляции внутренней полости нефтепровода от места сварки надувными шарами или неповоротных кольцевых швов «катушки».
В работе [82] при высокой надежности отмечена очень высокая стоимость такого способа ремонта. Например, стоимость ремонта нефтепровода диаметром 500 мм с установкой «катушки», с учетом простоя в транспортировке и вспомогательных операций, можетдостигнуть почти миллиарда рублей.
Работы существенно упрощаются и ускоряются при применении ремонтной сварки на действующем трубопроводе без его разрезки и без остановки транспорта нефти.
Опыт по применению значительных объемов сварки на действующих нефтегазопроводах без их остановки был получен за последние несколько десятилетий, в том числе при врезках в трубопроводы под давлением. Этот процесс за рубежом получил наименование «Hot Тар» («горячая линия»). Применение этого процесса требует предварительной приварки к трубопроводу полноохва-тывающей муфты из двух полуоткрыт (рис. 5.3). -г Исследования показали, что имеется ряд существенных ограничений в выполнении такого рода сварочных работ по сравнению со сваркой в строительстве. Для процесса «Hot Тар» в Англии и США разработаны некоторые нормативные документы, как для выполнения сборочно-сварочных работ [ 270, 271,273], так и по аттестации технологии и подготовке сварщиков [298].
В Международном институте сварки подкомиссия XIЕ «Сварка магистральных трубопроводов» в октябре 1996 г. провела опрос по технологии применения процесса «Hot Тар» в Австралии, Дании, Германии, Голландии, Италии, Японии, Чехии и Англии [269]. Установлено отсутствие единого подхода к применяемой технологии сварки, хотя были отмечены некоторые общие тенденции.
Имеющийся некоторый опыт возможности безопасного применения сварки на действующих трубопроводах позволил более уверенно проводить капитальный и текущий ремонт действующих трубопроводов без их остановки.
В декабре 1994 г. по заказу Американской газовой ассоциации и исследовательского комитета по трубопроводам известным американским специалистом по ремонту трубопроводов доктором J.F. Kieflier, специалистами Эдисо новского сварочного института W.A. Bruce и Мемориального института Бат-телля D.R. Stephens подготовлено «Руководство по ремонту трубопроводов» [289], обобщающее американский и европейский опыт в области методов ремонта трубопроводов под давлением.
В «Руководстве ...» рассмотрены практически все применяемые методы ремонта, которые сведены в табл. 5.1.
Как видно из таблицы, применяются следующие способы ремонта действующих трубопроводов:
Зачистка металла при поверхностных дефектах глубиной 10-12% от толщины стенки для ликвидации концентраторов напряжений.
Заплавка питтингов и поверхностных дефектов. Установка обжимных ремонтных муфт типа 1, не привариваемых к трубе (для дефектов глубиной не более 0.8 от толщины стенки). Установка герметизирующих ремонтных муфт типа 2, привариваемых к трубе фланговыми швами для ремонта любых дефектов, в том числе и сквозных утечек. Установка многослойных приклеиваемых муфт из высокопрочного стеклопластика типа «часовая пружина» для дефектов глубиной до 0.6 от толщины стенки (метод «Clock Spring»). Установка механических зажимов, как временный метод ремонта, в т.ч. сквозных дефектов. Сварные заплаты и полумуфты, в основном для ремонта малоответственных трубопроводов. Врезка под давлением (процесс «Hot Тар») с установкой лупинга (для отключения части трубопровода). Из восьми методов ремонта пять связаны с использованием сварки. Как видно из таблицы, в наибольшем числе случаев применяются сварные стальные муфты различных конструкций.
