Доклад, представленный на международной конференции "NO-DIG - 2010". Авторы - В.А. Иванов, С.А. Плотников, Кафедра Сооружения и ремонта нефтегазовых объектов, Тюменский государственный нефтегазовый университет (Россия, Тюмень).
В настоящее время гидроизоляционное покрытие десятков тысяч километров трубопроводов, проложенных по территории Российской Федерации, не отвечает требованиям нормативно-технической документации (НТД), что требует колоссальных финансовых затрат на выполнение работ по переизоляции. Основная проблема во время производства ремонтных работ по приведению трубопроводов в соответствие с требованиями НТД и поддержанию их работоспособности связана с большим объемом земляных работ, без которых при существующих технологиях произвести замену изоляционного покрытия невозможно, так как в условиях Западно-Сибирского региона этот вид работ требует вложений от 46 до 92миллионов рублей за один километр.
Из-за старения изоляционного покрытия трубопроводов, возникает контакт металла трубы с агрессивной средой грунта. Вследствие чего возникает коррозия металла, значит необходимо делать упор на обеспечение надежной защиты трубопроводов от наружной коррозии.
В условиях сложного экономического положения в стране вопрос привлечения новых технологий, в особенности основанных на нанотехнологиях, в отрасли, приносящих основной доход государству, становится ключевым.
Капитальный ремонт трубопроводов при замене наружного гидроизоляционного покрытия осуществляется после вскрытия последнего двумя методами: либо в траншее (бесподъемный метод), либо после поднятия его на бровку траншеи.
Первый метод предусматривает выполнение больших объемов земляных работ и практически 50% ручных изолировочных работ. В этом методе положительным является практически исключение дополнительного напряжения газопровода.
Второй метод предусматривает вскрытие трубопровода с последующим поднятием его на бровку траншеи. При этом в результате последовательного искривления оси возникают дополнительные напряжения в стенке трубопровода. Кроме этого необходимо произвести дозачистку дна траншеи, а при возвращении газопровода в исходное положение его стенка испытывает повторные напряжения.
Удаление старой изоляции и продуктов коррозии производится механизированным способом:
с применением специальных резцов;
металлических щеток;
термоабразивных или термомеханических инструментов;
водяной струей под высоким давлением и др.
При производстве работ по любому из двух методов работы ведутся с остановкой перекачки продукта и с большим объемом земляных работ. На территориях, которые характеризуются обширными распространением болот всех типов и паводковых вод работы, возможно вести в основном в зимний период.
Значительная часть времени при капитальном ремонте трубопровода (более 50%) расходуется на производство земляных и рекультивационных работ, что соответственно ведет к значительным материальным и экономическим потерям эксплуатирующей организации.
Несмотря на отлаженные технологии производства работ по переизоляции трубопроводов, существует масса проблем, решение которых позволит обеспечить их надежную эксплуатацию с минимальными затратами.
Среди основных недостатков существующих методов переизоляции трубопроводов можно выделитьследующие:
• в районах Западной и Восточной Сибири, а также районах Крайнего Севера работы возможно вести только в зимний период;
• работы сопровождаются большими объемами земляных работ;
• большой объем работ по подготовке монтажных площадок и временных проездов;
• негативное и достаточно большое воздействие на окружающую природную среду.
Несмотря на то, что новые технологии, которые стали итогами исследований многочисленных зарубежных и отечественных ученых, внедряются в трубопроводный транспорт, тема переизоляции трубопроводов не получила должного внимания, несмотря на то, что статья расходов по переизоляции трубопроводов является самой значительной среди всех видов капитального ремонта. Следовательно, требуются активные и глубокие исследования, которые будут проходить с принципиальным изменением подхода к их поиску.
Метод бесвскрышного ремонта наружной изоляции трубопровода состоит из следующих конструктивных элементов и этапов: в стартовом котловане на трубопровод монтируется ремонтный комплекс, который передним торцом при поступательном движении создаёт вокруг него кольцевое пространство. В средней кольцевой части автоматизированного комплекса осуществляется очистка стенки трубопровода от старой изоляции, которая проталкивается в хвостовую часть устройства. Затем в следующем отсеке кольцевой части комплекса проводится диагностика целостности трубы с последующим нанесением нового гидроизоляционного покрытия.
В хвостовой части, с целью сохранения проектного положения трубопровода, комплексом осуществляется его подбивка грунтом.
При таком методе замены гидроизоляционного покрытия на наружной поверхности трубы практически исключаются гигантские объемы земляных работ, а трубопровод не подвергается дополнительным силовым воздействиям, что исключает его дополнительное напряженно деформированное состояние.
В технологическом полуавтоматическом ремонте комплекса энергопитание и подача изоляционных компонентов будет осуществляться через щелевое пространство, подготовленное барой, размещенной на самоходном устройстве, движущемся по дневной поверхности.
Предлагаемый к разработке комплекс имеет относительно небольшие габариты и стоимость, прост и удобен в эксплуатации и обслуживании.
Одной из отличительных особенностей полуавтоматизированного ремонтного комплекса является то, что его корпус одновременно служит одним из рабочих органов, организующий скважину своим перед ним торцевым элементом, путем разрыхления грунта любого типа (кроме скального) не традиционным методом.
Внедрение комплекса в грунт и последующее его продвижение по ремонтируемым участкам трубопровода осуществляется за счёт микровибрации и механического устройства, размещённого в его кольцевой полости.
Основным рабочим органом устройства являются форсунки для нанесения под высоким давлением влаговытесняющего праймера и догретой мастики (см. схему). Для получения на поверхности газопровода однородного слоя мастики заданной толщины используется принцип вращающегося магнитного поля.
Одновременно или с некоторым запаздыванием по дневной поверхности вдоль оси трубопровода на самоходном устройстве перемещается генератор электроэнергии и емкость с мастикой для покрытия изоляцией его стенки. Жесткий канал для передачи в ремонтный комплекс электроэнергии и мастики.
Предлагаемая технология восстановления работоспособности наружного гидроизоляционного покрытия является безвскрышной и бесподъемной, что обеспечивает исключение какого-либо силового воздействия (отсутствуют дополнительные НДС) на трубопровод и порядка 95% земляных работ.
Разработка и внедрение в производство предлагаемой технологии, основанной на использовании автоматизированного ремонтного комплекса безвкрышной переизоляции трубопроводов, позволит достичь следующих положительных результатов:
• возможность круглогодичного производства работ;
• мобильность и оперативность работ;
• при надлежащем уходе и применении современного оборудования продолжительный срок службы;
• минимизация негативного воздействия на окружающую среду;
• возможность эксплуатации оборудования при отрицательной температуре;
• сокращение материальных затрат на производство работ, в связи с тем, что отсутствует необходимость в масштабных земляных работах, работах по рекультивации земель, использование малого количества единиц техники и др.
Имеется технико-экономическое обоснование проекта и патент на данную разработку.
Комментарии 0