Ремонт магистральных газопроводов с использованием сварочных и родственных технологий без остановки перекачки газа

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

Р.Р. Шафиков, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

ремонт магистральных газопроводов с использованием сварочных и родственных технологий без остановки перекачки газа

Магистральные газопроводы относятся к ответственным энергетическим линейным сооружениям с повышенными требованиями по надежности и безопасности. Сегодня одной из основных задач отрасли в области транспорта газа является обеспечение стабильной и бесперебойной работы Единой системы газоснабжения России. Для поддержания надежной и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов необходимо своевременно производить диагностические и ремонтные работы.

Ремонт газопроводов в газотранспортных обществах осуществляется в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Метод ремонта в каждом газотранспортном обществе выбирается с учетом специфики условий производства работ. В настоящее время применяются три основных метода ремонта:

• I метод - ремонт газопровода методом сплошной переизоляции;

• II метод - замена участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем старого (производится, как правило, с параллельной прокладкой нового участка);

• III метод - выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным диагностики.

Все вышеперечисленные методы ремонта выполняются на отключенном и полностью освобожденном от газа участке трубопровода, что требует больших финансовых затрат. В настоящее время отрасль работает в условиях жесткого дефицита финансовых средств, что значительно затрудняет решение вопроса обеспечения эксплуатационной надежности линейной части магистральных газопроводов. Одним из способов снижения затрат на под-

держание работоспособности участков является использование выборочного метода ремонта без остановки перекачки газа, позволяющего значительно экономить материальные ресурсы. Опыт, накопленный передовыми зарубежными фирмами в области эксплуатации и ремонта труб, показывает, что значительное количество дефектов может быть устранено под давлением газа с высокой гарантией обеспечения безопасности проведения работ и высокой эксплутационной надежности газопроводов. Зарубежная информация в этом плане является не только источником заимствования опыта, но и средством развития и оптимизации отечественных технологий ремонта трубопроводов.

Ведение ремонтных работ на действующем трубопроводе без остановки перекачки газа представляет собой довольно опасную технологическую операцию. Такие работы нельзя выполнять без должного обеспечения безопасности. Обязательным условием для проведения ремонтных работ на действующих газопроводах под давлением газа является предварительное полное обследование места ремонта с использованием неразрушающих методов контроля (ультразвукового, магнитографического и др.).

Существует ряд способов восстановления стенки и работоспособности действующих трубопроводов, находящихся под давлением газа. Все способы можно разделить на две группы: безогневые и огневые.

Безогневые способы восстановления работоспособности и несущей способности действующих трубопроводов основаны на применении стеклопластиковых оболочек, бандажировании труб с помощью стальных колец, проволоки или ленты. Применение данных способов затруднено из-за громоздкого оборудования и дорогостоящих материалов (стеклопластиков, эпоксидных смол), а также жестких требований к подготовке поверхности трубы. Проблематичным является вопрос обеспечения долговечности трубопроводов, восстановленных безогневыми способами, при значительных циклических нагрузках. Использование данных способов возможно только там, где гарантируется отсутствие эрозионного износа и коррозии внутренней поверхности стенки трубопровода. В противном случае трубопровод может быть выведен из эксплуатации за короткий срок после ремонта вследствие образования сквозных коррозионных повреждений. Применение стеклопластиковой оболочки может также не обеспечить требуемой долговечности

80 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

Спонсор номера: 19R ВБМ -грцпп

\\ № 6 \\ июнь \ 2003

трубопроводов из-за быстрого старения используемых материалов.

К огневым способам относятся те, в которых применяется дуговая сварка или наплавка металла. С помощью сварки производится приварка муфт, заплат. Наплавкой металла восстанавливается стенка трубопровода.

В зарубежной и отечественной практике общим и наиболее широко применяемым средством восстановления прочности участков с поверхностными дефектами большой площади на действующем газопроводе являются охватывающие сварные муфты двух типов -«А» и «В» (рис. 1).

Муфта типа «А» удобна тем, что устанавливается на трубопроводе без приваривания к трубе и выполняет роль силового элемента, увеличивающего прочность повреждённой части трубы, но она не предназначена удерживать давление, а может использоваться только для устранения несквозных дефектов. Для того чтобы муфта могла воспринимать часть кольцевых напряжений, она должна быть смонтирована без зазора в месте повреждения. Преимуществом применения муфты типа «А» перед дру-

Рис. 1. Типы муфт

гими типами является её эффективная работа при коротких дефектных участках (1_о/20Щ5), заключающаяся в предотвращении выпучивания стенок трубы в зоне дефекта, и, поскольку при короткой длине муфта не испытывает больших окружных напряжений, толщину стенки муфты следует брать равной толщине стенки трубы, а для того чтобы надёжно предотвратить прорыв стенки, необходимо увеличить длину муфты ориентировочно на 100 мм за пределы дефектной зоны. Очевидно, что этот тип муфты не должен применяться для усиления участка с кольцевыми дефектами, так как муфта не воспринимает продольных напряжений.

Муфта типа «В» отличается от рассмотренной тем, что края муфты привариваются угловым швом к трубе газопровода, поэтому муфты типа «В» используются для усиления участков со сквозными дефектами и дефектами кольцевой ориентации. Отсюда следует, что муфта типа «В» должна выдерживать и рабочее давление ремонтируемого газопровода, и довольно значительные продольные усилия от поперечных нагрузок на трубопровод. Таким образом, муфта типа «В» должна быть высокопрочным конструктивным элементом, что повышает требования к технологии изготовления таких муфт. В частности, из-за необходимости выдерживать рабочее давление

Автоматическая сварка трубопроводов

УАСТ-1 -установка автоматической сварки неповоротных стыков трубопроводов диаметром от 325мм до 1420мм

Сварка корневого прохода в режиме управляемого каплепереноса - проволокой сплошного сечения (СВ08Г2С, 1.-56 или другой) в С02 Сварка заполняющих и облицовочного проходов:

- самозащитной, порошковой проволокой

- проволокой сплошного сечения (СВ08Г2С, 1.-56 или другой) в С02

- порошковой проволокой (РНАгс, МедаА! или другой) в С02 или смесях.

Головка для автоматической сварки труОонроводов ГйСТ-1

Специально разработана для тяжёлых условий эксплуатации

Надёжная конструкция обеспечивает высокий ресурс работы

Сертифицирована и аттестована НАКС

Включена в реест оборудования ОАО “Газпром”

Комплектуется источником инверторного типа - ДС 400.33УКП для сварки с управляемым каплепереносом. Обеспечивает сварку «корня» шва во всех пространственных положениях с гарантированным обратным валиком .

Обучение и аттестация персонала Пусконаладочные работы, сопровождение проекта Сервисное обслуживание

лішинотрон

ЗАВОД СВАРОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Россия, 428015, г.Чебоксары, ул. Урукова, 17А тел./факс: (8352) 58-53-50, 45-40-70, 45-60-01 www.tehnotron.ru E-mail: sales@tehnorton.ru

РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ

соединение двух половин сегмента трубы должно выполняться качественной стыковой сваркой на полную толщину, так как сварка внахлёст с подкладкой менее прочна. Опыт использования муфт типа «В» показал, что чем длиннее муфта, тем труднее добиться плотного прилегания, и, поскольку неплотное прилегание отрицательно сказывается на прочности продольного шва, соединяющего половины, длину таких муфт стараются ограничить тремя метрами. Муфты типа «А» и «В» прилегают к трубе по периметру в нескольких точках, а в остальных местах возникает технологический зазор (рис. 2а, 2б).

Поэтому различают следующие виды муфт: если зазор ничем не заполнен, это незаполненная муфта, если зазор заполнен каким-либо полимерным составом (обычно применяют эпоксидный заполнитель), это заполненный тип муфты, а для муфт типа «В» ещё существует герметизированный вид [1,2] (рис. 2в). Практика использования муфт типа «А» и «В» выявила, что герметичные муфты типа «В» в случае их приварки к трубе без учёта термических деформаций, когда сварка выполнена электродами с недостаточно пластичными свойствами, могут оказаться менее прочными, чем муфты типа «А». Вместе с тем муфты типа «В» при качественной сварке кольцевых угловых швов или при сварке с использованием конструкций угловых швов способны обеспечить надёжную работу при напряжениях в стенке трубы на уровне предела текучести трубной стали, т.е. при внутренних давлениях, в 1,3^1,4 раза превышающих рабочее давление.

Накопленный опыт по восстановлению эксплуатационных параметров дефектных участков магистральных газопроводов показал, что наибольшую опасность представляют комбинированные дефекты типа глубоких вмятин и гофров с надрезами, трещинами, коррозионными поражениями сквозного или поверх-

е)

Рис. 2 Усиливающие муфтовые конструкции:

а) полноохватная ремонтная муфта типа «А»;

б) ремонтная муфта типа «В»

(с технологическим зазором);

в) ремонтная муфта типа «В» с полостью, заполненной антикоррозионной жидкостью

ностного характера. Практика усиления участков с подобного рода дефектами выявила достаточную эффективность оболочечных конструкций типа «труба в трубе», когда расстояние между трубопроводом и усиливающим кожухом значительно превышает технологический зазор в муфтах типа «В», и эта полость используется для заполнения специальными составами (некоррозионноактивная жидкость, бетон, цементнопесчаный заполнитель, эпоксидно содержащие растворы). Усиливающая конструкция с некоррозионно-активным заполнителем позволяет остановить рост коррозионных поражений металла и вместе с этим за счёт перераспределения давления между основной трубой и защитной оболочкой происходит снижение уровня напряжений в стенках трубопровода, что приводит к замедлению скорости стресс-коррозионных процессов в трубной стали. При повреждении трубопровода с нарушениями геометрии трубы применяют усиливающую обо-

лочечную конструкцию с заполнением межтрубного пространства бетоном или песчано-цементным заполнителем, поскольку затвердевшие растворы препятствуют свободным перемещениям стенок трубы в зоне геометрических возмущений, например во вмятине, и, следовательно, уменьшают дополнительные изгибные напряжения. При выборе технологии монтажа такой конструкции следует учитывать, что в случае открытого заливочного патрубка возможны усадки твердеющего бетона или песчано-цементного заполнителя, приводящие к возникновению зазоров между стенками трубы и защитной оболочки.

В мировой практике (США, Канада, Англия и другие европейские страны) к основному методу ремонта поверхностных дефектов относят наплавку металла. Этот метод привлекателен своей простотой и применяется напрямую, где использование полнокруговой муфты невозможно (ремонт фитингов и кривых холодного гнутья). По данным «Транс Канада Пайплайн», максимально допустимое утонение труб составляет 10% от толщины стенки. Остальные коррозионные повреждения ликвидируются наплавкой металла с помощью ручной дуговой сварки. «Бритиш Гэс» наплавку металла на действующем газопроводе под давлением проводит с использованием электродов с низким содержанием водорода при контролируемом уровне сварочного тока. Вначале наносится тонкий слой металла на поверхность трубы, затем наплавляется узкий валик длиной в две толщины стенки трубы. Предварительный нагрев для нанесения тонкого слоя составляет минимум 423 К, а для остальной сварки 373 К. Так как теплота отбирается транспортируемым газовым потоком, труба предварительно нагревается до 523 К, и проведение сварочных работ допускается в то время, когда температура превышает минимум, указанный выше.

Таблица 1. Рекомендуемые минимальные значения толщины стенки газопровода из условия гарантируемого отсутствия сквозного проплавления (прожога) стенки

Давление в газопроводе, МПа Толщина стенки, 10-3 м при скорости потока газа, м/с

0 1,5 3,0 6,0

0,1 8,128 - - -

3,4 7,62 6,858 6,096 5,207

6,2 7,112 5,969 4,826 3,81

82 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

Спонсор номера: 19И ВБМ -грцпп

\\ № 6 \\ июнь \ 2003

В работах [3,4,5,6] даны следующие рекомендации по сварке прокорроди-рованных участков труб действующих газопроводов (таблица 1). Максимальный сварочный ток при этом должен быть 100 А, максимальное напряжение дуги - 20 В. Приведенные в таблице рекомендации отражают зависимость температуры стенки газопровода во время сварки от внутреннего давления и скорости потока газа. Рекомендации получены на основе решений уравнений теории теплопроводности.

Экспериментальные данные показали, что рекомендации верны при использовании низководородных электродов и скорости движения электрода 1,6.10-32,08.10-3 метров в секунду. Накопленный зарубежными фирмами опыт в области ремонта газопроводов без остановки перекачки газа необходимо применять в отечественной отрасли с учетом режимов эксплуатации газопроводов. Ремонт газопроводов традиционными методами выполняется на отключенном и полностью

освобожденном от газа участке трубопровода, что требует больших финансовых затрат. В условиях острого дефицита финансовых средств весьма актуально становится использование методов ремонта на действующем газопроводе без остановки перекачки газа. Такие методы ремонта на действующем газопроводе позволят снизить недопоставки газа потребителю, затраты на замену трубы, потери газа в атмосферу и потери газа при продувке газопровода.

Литература

1. Мазель А.Г., Гобарев Л.А. и др. Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением. // Строительство трубопроводов, 1996, №1, с. 16-22.

2. Мазель А.Г., Гобарев Л.А., Нагорнов К.М., Рыбаков А.И. Сварные муфты для ремонта трубопроводов. // Газовая промышленность, 1996, №9-10, с.55-57.

3. BMTFleet Technology Ltd. Business Briefing: Exploration & Production: The Oil & Gas Review 2004. Welding Procedure Development for Repair of In-service Pipelines.

4. Bowdoin L.A. Direct deposit welding advances make it a viable repair technique. Pipe Line and Gas Industry, 2000, Nov., pp.67-72.

5. Bruce W.A. and Alexander C. Pipeline Repair Methods. In Service Welding Course. 2007.

6. Bruce W.A. Repair of in-service pipelines by welding. Pipes & Pipelines International, 2001, September-October, pp.5-11.

7. СТО Газпром 2-2.3-136-2007 «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов часть 1».

8. СТО Газпром 2-2.3-137-2007 «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов часть 2».

КЭМЗ «СВАРКА»

Производство специализированного сварочного оборудования для строительства и ремонта трубопроводов

тел.:+7 (495)500-75-19,782-86-53 • Тел./факс: +7 (495) 721-18-81/67/97 • +38 (044)426-7-426 www.svarka.kiev.ua • e-mail: kemzsvarka@yandex.ru