1.5. Обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом
По данным иностранной литературы, ущерб от коррозии только в США составляет более 15 млрд долл. в год. Поэтому вполне естественно, что на борьбу с коррозией затрачиваются значительные средства [97]. Например, только на защиту магистральных трубопроводов ежегодно расходуется более
5 % от общих капиталовложений [18, 27]. Это объясняется тем, что, несмотря на постоянное совершенствование методов защиты от коррозии, они еще далеки от совершенства и во многом противоречивы [32]. Необходимость ремонта определяется рядом факторов:
частотой возникновения утечек, результатами внешней проверки состояния труб, резким увеличением расходов на текущий ремонт;
результатами измерений потенциала «труба земля» и удельного сопротивления антикоррозионного покрытия, результатами измерений толщины труб при помощи ультразвукового толщиномера;
невозможностью поддерживать рабочее давление в трубопроводе;
снижением эффективности катодной защиты;
сопоставлением величин затрат на капитальный ремонт и усиление катодной защиты.
Для контроля степени внутренней и внешней коррозии магистральных трубопроводов, особенно газопроводов, широко применяется система [96]. По результатам полученных данных принимается решение о ремонте. Сильно корродированные участки труб заменяются, умеренно корродированные – оставляются в эксплуатации, но изоляционное покрытие заменяется на новое и усиливается его катодная защита. Особенно страдают трубы на выходе компрессорных станций из-за быстрого разрушения изоляционных покрытий, обусловленного высокой температурой трубопровода.
Если трубы находятся в состоянии, требующем вывода участка трубопровода из эксплуатации, составляется программа капитального ремонта, состоящего обычно из следующих операций:
вскрытие участка трубопровода;
подъем участка трубопровода из траншеи на бровку;
очистка, наружный осмотр;
отбраковка части труб, при необходимости вырезка части труб;
проверка состояния швов;
приварка заплат на поврежденные места;
повторная очистка участка трубопровода, сварка новых труб;
нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия, укладка трубопровода в траншею;
испытание трубопровода, его продувка и засыпка;
подключение отремонтированного участка к остальной части трубопровода;
ввод отремонтированного участка в эксплуатацию и восстановление катодной защиты.
Если трубы находятся в достаточно хорошем состоянии, то производится капитальный ремонт без вывода магистрального трубопровода из эксплуатации. В этих случаях участок, подлежащий ремонту, переводится на работу при несколько пониженном давлении, а в приведенную выше программу капитального ремонта вносятся соответствующие поправки.
В сети нефтепродуктопроводов США старые, давно введенные в строй магистрали составляют более значительную часть, чем в сети газопроводов. Этим объясняется относительно большое число фирм (75 %), проводящих капитальный ремонт своих трубопроводов. Всего отремонтировано нефтепродуктопроводов протяженностью 213805 км, что составляет 2/3 протяженности всех трубопроводов США.
Необходимость проведения капитального ремонта и основные этапы ремонтных работ в этом случае почти такие же, что и для газопроводов, но с одним существенным отличием. Благодаря тому, что нефтепроводы работают при менее высоком давлении, а опасность утечки нефти из трубопровода вследствие относительно небольшой летучести нефти не столь велика, как опасность утечки газа, их чаще удается капитально отремонтировать без вывода из эксплуатации.
Учитывая, что работы по замене и ремонту старых трубопроводов проводятся постоянно, многие компании для выполнения восстановительных работ организуют специальные ремонтные бригады [95, 102].
Согласно [44], при ремонте антикоррозионного покрытия нескольких достаточно длинных участков магистрального газопровода для нанесения изоляции из новых материалов использовали обычную изоляционную технику (рисунок 1.10). Работы на этом газопроводе диаметром 864 мм, проходящем по канадской провинции Саскачеван, были запланированы на лето, когда потребность в газе снижается. В этот период требующие ремонта участки вырезали из газопровода, подняли со дна траншеи и установили на лежки для очистки, обследования и нанесения новой изоляции. В рассматриваемом случае для изоляции участка протяженностью 3 км использовали полиолефиновую ленту, рассчитанную на максимальную рабочую температуру 60 оС.
Ремонтно-восстановительные работы выполняли в следующей последовательности:
– вскрытие подземного газопровода буксируемым плугом (экскаватором);
– подъем плети со дна траншеи и установка на лежки рядом с бровкой;
– удаление первоначальной изоляции с помощью скребков и щеток обычного изоляционно-очистного комбайна;
– зачистка поверхности трубопровода до металлического блеска с помощью передвижной установки пескоструйной очистки;
– предварительный нагрев труб для удаления с их поверхности влаги открытым пламенем;
– заполнение промежутка между валиками продольного и кольцевого сварных швов быстросхватывающимся эпоксидным составом, наносимым специальной установкой;
– нанесение на поверхность трубопровода праймера и термоусаживающейся полиолефиновой ленты с помощью обычного изоляционного комбайна;
– термическая обработка ленты для отвердения эпоксидного праймера, расплавления клеящего вещества ленты и ее усадки, выполняемая передвижным инфракрасным излучателем с электроприводом;
– охлаждение заизолированного трубопровода на лежках, контроль качества выполненных работ, спуск трубопровода в траншею и его засыпка, не требующая принятия предупредительных мер по защите покрытия от повреждения падающим грунтом.
1 – трубопровод диаметром 864 мм; 2 – бобина с полиолефиновой изоляционной лентой; 3 – передвижной изоляционно-очистной комбайн;
4 – инфракрасный облучатель для предварительного нагрева трубопровода;
5 – установка термической обработки усаживающейся ленты; 6 – насос
для подачи подогретого эпоксидного праймера; 7 – троллейная подвеска
на крюке трубоукладчика; 8 – установка-шпаклеватель для заполнения неровностей поверхностей труб быстротвердеющим эпоксидным составом;
9 – передвижная установка для пескоструйной очистки труб
Рисунок 1.10 – Состав изоляционной колонны по нанесению
антикоррозионного покрытия на ремонтируемый участок
трубопровода
Результаты полевых испытаний нового антикоррозионного покрытия позволяют сделать вывод о его пригодности к использованию для ремонта изоляции трубопроводов [101].
Анализ вышеприведенной технологии показывает, что по сравнению с нашей технологией ремонта качеству изоляции придается значительно большее внимание, что приближает ее по надежности к заводской изоляции.
Знакомство с иностранной литературой показывает, что вопросы обеспечения надежности подземных трубопроводов в части защиты их от коррозии включают ряд мероприятий, основным из которых является капитальный ремонт с восстановлением стенки трубы и изоляционного покрытия. На нефтепроводах ремонт с заменой изоляционного покрытия может проводиться без вывода трубопровода из эксплуатации, но при пониженном давлении продукта. Ремонт газопроводов проводится с его остановкой.
|