Лисин Ю.В – Доктор технических наук; Генеральный директор ООО “НИИ Транснефть”. С 1997 г. по 2015 г. Первый вице-президент ОАО «АК «Транснефть».
Сощенко А.Е.- Доктор технических наук; Начальник управления инновационного развития ОАО «АК «Транснефть». Входит в состав Технического комитета по стандартизации «Нефтяная и газовая промышленность»: Подкомитет 10 «Строительство и капитальный ремонт объектов нефтяной и газовой промышленности»
Доклад: композитно-муфтовая технология ремонта трубопроводов. Цитаты из книги «Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России». ООО «Издательский дом Недра» 2013 г.
«Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» эксплуатирует 70 тыс. км трубопроводов… Основная часть магистральных нефтепроводов (73%) была построена более 20 лет назад. Поэтому технологическая политика компании связана со стратегической установкой на сохранение долговременного потенциала действующей системы магистральных нефтепроводов» (с. 231).
«В непростой экономической ситуации и условиях острой нехватки финансовых средств под выполнение намеченных объемов регламентных работ вопрос оптимизации затрат на поддержание надежности и работоспособности нефтепроводов являлся одним из самых насущных» (с. 69)
«…единственным способом уменьшения экологического риска и повышения безопасности эксплуатации до последнего времени оставался капитальный ремонт, заключавшийся в плановой замене протяженных участков трубопроводов и изоляции. При таком подходе к вопросу ремонта требовались большие материальные и финансовые затраты. Кроме того, в условиях ограниченной и не всегда корректной информации, проводилась замена как труб с дефектами, так и труб, не требующих замены и пригодных к дальнейшей эксплуатации». (с. 85).
«Статистика по данным обследования ультразвуковыми дефектоскопами показала, что количество труб, в которых имеются дефекты, не превышает 40% от общего количества труб; при этом доля труб с опасными дефектами не превышает 0,7% от общего количества труб. Кроме этого, было установлено, что 70-75% из количества дефектов, подлежащих немедленному устранению, расположены локально на значительном удалении друг от друга.» (с. 95). «Был проведен значительный объем экспериментальных работ:
проведены натурные испытания на прочность и долговечность 50 образцов прямошовных труб (40 на долговечность и 10 на статистическую прочность), вырезанных из магистральных нефтепроводов со сроком эксплуатации более 25 лет, различных диаметров (Ду 1220, 1020, 720, 530 мм.);
проведены испытания в ОАО ЦТД «Диаскан» стандартных и специальных образцов (всего 915 образцов) материала труб с целью определения механических характеристик, ударной вязкости и циклической трещиностойкости трубных сталей длительно эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов.
Получен главный вывод – деформационное старение металла труб и деградация механических свойств металла труб, отработавших 25 лет и более, проявляются только в отдельных участках трубы, содержащих концентраторы напряжений, которыми являются дефекты стенки труб или сварочных швов. После выявления и ликвидации дефектов трубопроводы можно длительно эксплуатировать. Так, по результатам этих исследований было подсчитано, что трубы из стали марок 17Г и 17ГСУ могут эксплуатироваться еще 30 лет» (с. 234).
«При обнаружении большого количества недопустимых дефектов на ограниченном участке нефтепровода появилась необходимость в экономическом обосновании тех или иных способов восстановлении работоспособности нефтепровода (например ремонтировать каждый участок по отдельности или заменять весь участок целиком).
С развитием внутритрубной диагностики стало необходимым выполнение еще одного вида ремонта трубопроводов - выборочного (опережающего) ремонта. Задачей выборочного ремонта является ликвидация дефектов на трубопроводе, обнаруженных в результате диагностического обследования.
Выборочный ремонт необходим независимо от того, в каком состоянии находится изоляция и через какое время планируется проведение капитального ремонта. Если по результатам диагностики принято решение заменить изоляцию на большом участке (т.е. провести капитальный ремонт), то целесообразно перед этим подготовить трубу. Для этого имеет смысл заранее ликвидировать опасные дефекты. Если их не ликвидировали до капитального ремонта, то они создавали следующие проблемы при капитальном ремонте: задерживали ремонтную колонну на длительное время; создавали опасность для самой ремонтной колонны из-за возможности разрыва трубы» (с. 95).
«Таким образом, после внутритрубного диагностического обследования трубопроводов целесообразно и необходимо выполнить следующую последовательность операций:
выявить опасные дефекты и составить план выборочного ремонта;
провести выборочный ремонт (ликвидировать опасные дефекты);
по необходимости выполнить замену участков и капитальный ремонт.
Все оставшиеся дефекты необходимо держать под контролем, не давая им вырасти в опасные» (с. 96).
«В настоящее время основой технической политики ОАО «АК «Транснефть» по поддержанию работоспособности трубопроводной системы являются проведение сплошного диагностического контроля всей системы и формирование планов ремонта на основании данных диагностирования.
Наличие диагностической информации обеспечивает возможность дифференцированного подхода к проведению ремонта, заключающегося в рациональном сочетании капитального и выборочного ремонтов. При этом методом замены участка труб (т.е. по схеме капитального ремонта) ремонтировались только те ограниченные по протяженности части трубопровода, где по данным внутритрубной диагностики отмечается высокая плотность скопления дефектов, каждый из которых устранять методом выборочного ремонта нецелесообразно» (с. 99).
«В конце 1990-х годов в России одной из самых распространенных является технология, предусматривающая вырезку дефектных участков нефтепровода и врезку (вварку) новых катушек (коротких участков трубопровода). Эта технология, применяемая как при капитальном ремонте, так и при выборочном ремонте, имеет ряд недостатков:
необходимость остановки перекачки нефти на длительное время, что может привести при широком использовании вырезки к значительным потерям в экономике страны из-за возможного срыва поставок нефти потребителям;
необходимость освобождения ремонтируемого участка нефтепровода от нефти;
необходимость проведения сварочных работ на поверхности нефтепровода, требующих определенных мероприятий по обеспечению безопасности» (с. 100)
«Реализация этой технологии ремонта в больших масштабах из-за приведенных выше причин сопряжена со значительными трудностями, поэтому ее применение следует ограничивать только теми дефектами, ремонт которых другими методами невозможен или экономически нецелесообразен» (с. 101).
«Для эффективного решения задачи выборочного ремонта нужна была универсальная технология ремонта магистральных нефтепроводов, обеспечивающая проведение ремонта большей части типов дефектов трубопроводов с той же производительностью, что и их обнаружение. С целью уменьшения общих затрат на ремонт применение такой технологии должно также обеспечить переход от дорогостоящего капитального ремонта трубопроводов к выборочному плановому ремонту только опасных дефектов» (с. 173).
«Также применяется технология ремонта магистральных нефтепроводов с помощью приварных или обжимных стальных муфт…. Однако данная технология имеет следующие недостатки:
необходимость применения сварки на поверхности нефтепровода заполненного нефтью;
отсутствие универсальной конструкции, применимой для дефектов любых типов;
отсутствие возможности ремонта трещин в основном материале и сварных швах.
Кроме того, к недостаткам приварных стальных муфт можно отнести возможность возникновения коррозионных процессов в пространстве между трубой и муфтой, что вызывает необходимость заполнения этого пространства антикоррозионными жидкостями.» (с. 101).
«…Дефекты остальных типов: трещины, гофры, дефекты сварных швов, внутренние потери металла, потери металла примыкающие к продольным сварным швам, сквозные дефекты при помощи технологии Clock Spring не ремонтируются.
Технология Clock Spring не является универсальной, и может применяться только для ремонта отдельных типов дефектов небольшой протяженности, расположенных на поверхности трубы» (с. 179).
«Недостатками технологии фирмы «T.D. Williamson Ins» представлялись сложность, громоздкость и высокая стоимость применяемого оборудования, а также значительный объем сварочных работ на поверхности трубы, находящейся под давлением» (с. 179)
«Проведенный в ОАО «ЦТД «Диаскан» технико-экономический сравнительный анализ различных существующих в мировой практике методов ремонта трубопроводов (вырезка, врезка обводного участка по технологии TWD, ремонт методом «Clock Spring», ремонт методом установки приварных или обжимных муфт, композитно-муфтовая технология) показал, что наиболее полно вышеперечисленным требованиям удовлетворяет композитно-муфтовая технология ремонта.
Эта технология, разработанная английской фирмой «British Gas» и успешно применяемая в мировой практике для ремонта трубопроводов в течение последних пятнадцати лет, основана на использовании стальных муфт, устанавливаемых без приварки к трубопроводу с кольцевым зазором, заполняемым специальным затвердевающим композитным составом.
Метод ремонта по композитно-муфтовой технологии позволяет ремонтировать с полным восстановлением прочности и долговечности трубопровода дефекты практически всех типов в широком диапазоне изменения их геометрических параметров:
трещины;
дефекты в продольных, спиральных, и кольцевых сварных швах;
потери металла любого происхождения;
вмятины;
комбинированные дефекты (в частности, вмятина с риской или трещиной).
Преимуществом композитно-муфтовой технологии является возможность ее адаптации для ремонта трубопроводов под водой.
Внедрение композитно-муфтовой технологии ремонта на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» обеспечивает:
Сокращение до минимума ремонта методом врезки «катушек», в результате:
исключается необходимость остановки перекачки нефти на время ремонта;
значительно снижаются трудоемкость и стоимость ремонта;
исключаются экологические проблемы на прилегающей к месте ремонта территории;
Повышение безопасности ремонта за счет исключения сварочных работ на поверхности действующего нефтепровода;
Полное восстановление прочности и ресурса дефектосодержащих участков нефтепровода;
Унификацию технологии ремонта дефектов нефтепровода различных типов и размеров;
Проведение планового выборочного ремонта дефектосодержащих участков нефтепровода по данным внутритрубной диагностики при минимальном снижении рабочего давления перекачки нефти» (с. 174).
«Композитно-муфтовая технология является наиболее универсальным методом и позволяет выполнять постоянный ремонт трубопроводов диаметром от 325 до 1220 мм., имеющих дефекты, описанные далее.
Это внешние потери металла любого происхождения и конфигурации протяженностью до длины одной секции трубы, шириной до 60%от длины окружности трубы и глубиной до 75% от толщины стенки трубы. К таким дефектам относятся потери металла механического происхождения (риски, царапины, задиры, забоины), коррозионного происхождения (общая коррозия, местная коррозия, коррозионные язвы, ручейковая коррозия, точечная коррозия), технологического происхождения (например, вмятина в прокате). Для длин дефектов менее 100 мм возможен ремонт дефектов глубиной до 90% толщины стенки трубы.
Это внутренние потери металла любого происхождения и конфигурации протяженностью до длины одной секции трубы, шириной до 60% от длины окружности трубы и глубиной до 50% от толщины стенки трубы, а также:
трещины в основном металле глубиной до 70% от толщины стенки трубы с длиной не более радиуса трубы в осевом направлении или до 60% от длины окружности трубы в окружном направлении. При глубине трещины менее 30% толщины длина ремонтируемого дефекта может достигать длины одной секции трубы;
дефекты в поперечных сварных швах глубиной до 90% от толщины стенки трубы с суммарной длиной не более 60% от длины окружности трубы;
дефекты в продольных и спиральных сварных швах глубиной до 70% от толщины стенки трубы с суммарной длиной не более радиуса трубы на длине, равной диаметру трубы;
расслоения протяженностью до длины одной секции трубы, в том числе расслоения с выходом на поверхность и примыкающие к сварным швам;
вмятины и гофры глубиной до 10% от диаметра трубы при диаметрах трубопровода до 530 мм. И до 45*50 мм при диаметрах более 530 мм.;
комбинации дефектов их вышеперечисленных.
Кроме того, при помощи композитно-муфтовой технологии возможен ремонт мелких сквозных дефектов потери металла (течи в аварийных ситуациях).
Композитно-муфтовая технология обеспечивает возможность ремонта дефектов в сочетании со следующими конструктивно-технологическими особенностями трубопровода:
изменение направления (поворот) трубопровода с минимальным радиусом поворота полтора диаметра трубы;
овальность ремонтируемой трубы с разностью значений максимального и минимального диаметров до 70 мм.
Технология установки основана на использовании стальных муфт, в которых кольцевой зазор между муфтой и трубой заполняется композитным составом, затвердевающим в течение 24 ч. Затвердевший композитный состав передает от трубы к муфте часть нагрузки от внутреннего давления, тем самым, обеспечивая восстановление прочности трубопровода в зоне дефекта.» (с. 189).
По сравнению с другими технологиями ремонта нефтепроводов, композитно-муфтовая технология обладает рядом преимуществ, основными из которых являются:
ремонт без остановки перекачки, что особенно важно для ремонта высокозагруженных нефтепроводов, остановка которых связана с потерями от недопоставки нефти потребителям;
универсальность технологии для ремонта дефектов различных типов в широком диапазоне их параметров, включая трещины, глубокие и протяженные дефекты, а также сквозные потери металла;
полное восстановление прочности и долговечности отремонтированного дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектной трубы, приэтом гарантированный ресурс работы муфтовой конструкции при условии качественной ее изоляции составляет не менее 40 лет;
ремонт без применения сварки на поверхности нефтепровода с исключением ухудшения механических характеристик материала трубы в зоне сварки;
пожаро- и взрывобезопасность при проведении ремонтных операций;
исключение экологических проблем, связанных с проведением ремонта, из-за отсутствия необходимости создания (в отличие от технологии ремонта методом вырезки) нефтяных амбаров и технологических нефтепроводов;
невысокая трудоемкость и стоимость проведения ремонта.
К недостаткам композитно-муфтовой технологии можно отнести необходимость обеспечения температуры окружающей среды и перекачиваемой нефти в диапазоне 3-25 град.С при закачке и отверждении композитного состава. Однако использование в зимнее время подогреваемых палаточных укрытий над местом ремонта снимает эту проблему» (с. 191).
«В новых экономических условиях стратегия компании формируется под влиянием следующих требований к нефтепроводному транспорту России:
улучшения производственной структуры;
увеличения поставок экспорта российской нефти на внешнем рынке;
повышения эксплуатационной надежности и безопасности магистральных нефтепроводов.
С учетом этих факторов была разработана «Программа инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2017 г.:
+7 495 363-32-09