Приемка в эксплуатацию законченных строительством трубопроводов

Послестроительная дефектоскопия.Комплексная проверка каче­ства основного комплекса строительных работ на соответствие их проектным требованиям и требованиям нормативных документов на законченных строительством участках трубопровода в последнее вре­мя производится методами послестроительной дефектоскопии,

При выполнении послестроительной дефектоскопии производит­ся проверка:

• внутренней геометрии труб после укладки, балластировки и за­
сыпки трубопровода;

• целостности металла труб на переходах через реки и дороги;

• сплошности противокоррозионного покрытия трубопровода по­
сле его засыпки;

• положения трубопровода на крутоизогнутых участках.

Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 525

Внутренняя геометрия труб проверяется пропуском внутритруб-ного калибровочного устройства. Пропуск внутритрубного калибровоч­ного устройства в потоке воды или воздуха, закачиваемых в испыты­ваемые участки наполнительными агрегатами (для выявления вмятин, изгибов, овальностей и других недопустимых отклонений от стандарт­ной геометрии поперечного сечения трубы), осуществляется по технологии пропуска очистного или разделительного устройства как при выполнении операции промывки или продувки.

Проверка целостности металла труб производится акустико-эмиссионным способом. Акустико-эмиссионная диагностика в про­цессе испытания переходов трубопровода через дороги и водные пре­грады проводится с применением многоканальной акустико-эмисси-онной системы.

Проверка сплошности изоляционного покрытия проводится мето­дом катодной поляризации.

При проверке положения трубопровода на крутоизогнутых участ­ках (овраги, ручьи, балки) измеряются глубина заложения трубопро­вода, высота засыпки и обвалования.

Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обнаружения нарушения формы и механических повреждений стенок труб (оваль­ность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения, тре­щин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирование фактического пространственного положения трубопровода и его от­клонения от проектного. По результатам расшифровки данных само­писцев внутритрубной дефектоскопии дается общая оценка исход­ного (базового) технического состояния трубопровода перед вводом в эксплуатацию.

Конструкция линейной части трубопровода должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной дефектоскопии (что закла­дывается в проект), в том числе иметь:

• камеры запуска и приема внутритрубных устройств;

• постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную
арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов и дета­
лей, а также сварочного грата, подкладных колец;

• минимальный радиус изгиба трубопровода не менее пяти его диа­
метров;

• решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек трубопро­
вода, исключающие попадание внутритрубных устройств в от­
ветвления;

• самостоятельные узлы пуска и приема внутритрубных устройств
на участках переходов трубопровода через естественные и ис-

526 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

кусственные препятствия, диаметр которых отличается от диа­метра основного трубопровода;

• сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств, установленные в узлах пуска, приема и промежуточных пунктах на трубопроводе.

Внутритрубная дефектоскопия трубопровода проводится в пото­ке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной (подача газа, воздуха) или насосной (подача воды) станции должен быть согласован со скоростью перемещения дефектоскопа. При уве­личении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.

По результатам послестроительной дефектоскопии оформляется акт за подписью генподрядчика, субподрядчиков, технадзора заказчика.

Приемка в эксплуатацию.Приемка в эксплуатацию трубопрово­дов производится после окончания строительства в соответствии с проектом, устранения недоделок, выполнения пусконаладочных ра­бот и начала перекачки продукта по трубопроводу. В акте приемки трубопровода в эксплуатацию определяются сроки доведения произ­водительности трубопровода до уровня, установленного для началь­ного периода.

Если после окончания строительства в течение длительного време­ни не начинается эксплуатация трубопровода, то производится его консервация. Консервация осуществляется по участкам между закры­тыми линейными кранами (задвижками). Консервация заключается в заполнении полости трубопровода сухим газом или другой нейтраль­ной средой, поднятии давления до уровня не ниже 1,2 МПа и выдерж­ки под этим давлением до момента начала эксплуатации объекта. В те­чение консервационного периода контролируют давление газа в тру­бопроводе с целью определения его герметичности, В течение консервационного периода непрерывно должна работать система электрохим защиты.

17.14. РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ*

Существующая система газо- и нефтепродуктопроводов России была построена в основном в 70-е — 80-е годы XX в. и в настоящее время характеризуется высокой степенью износа, поскольку за по­следние десять лет очень слабо подвергалась ремонту. Во второй по­ловине 1990-х гг. по несколько раз в году происходили аварии нефте­проводов, характеризующиеся экологическими катастрофами мест­ного масштаба. Основная масса газовых магистралей — около

Данный параграф подготовлен с участием инж. А.Ю. Забродина

Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 527

150 тыс. км —построена в 1970—1990 гг. 30% газопроводов эксплуати­руются более 20 лет, около 15% из них имеют возраст около 30 лет. 40 тыс. км выработали свой расчетный ресурс (33 года). Большая часть нефтепроводов также построена в 1960—1970 гг., и доля нефтепрово­дов с возрастом свыше 20 лет составила 73%, а свыше 30 лет — 41%.

Основными организациями, эксплуатирующими трубопроводные системы, являются:

• ОАО «Газпром»— магистральные газопроводы, принадлежащие

ОАО «Газпром» объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ является крупнейшей в мире системой транс­портировки газа. Ее протяженность составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 компрессорные станции, а общая мощность га­зоперекачивающих агрегатов — 43,8 млн КВт. Кроме того, сего­дня в группу Газпром входит 161 газораспределительная органи­зация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляе­мого газа (около 160 млрд куб. м) в 70% населенных пунктов Рос­сии. Пропускная способность ЕСГ в настоящее время составля­ет около 600 млрд куб. м;

• ОАО «АК «Транснефть»— магистральные нефтепроводы. Дея­
тельность компании характеризуется следующими показателя­
ми: 48,708 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от
420 до 1220 мм; 339 нефтеперекачивающих станции; 856 резер­
вуаров емкостью 13,439 млн куб. м; транспорт 93% добываемой
в России нефти; грузооборот 853 млрд т • км;

" ОАО «АК «Транснефтепродукт»— магистральные нефтепродук-топроводы общей протяженностью 18 923 км; перекачивающих насосных станций — 95 шт.; пунктов налива — 65 шт., из них 10 шт. — на железнодорожный транспорт, 55 шт. — на автомо­бильный транспорт. Объем транспорта нефтепродуктов поряд­ка 30 млн т.

Особую важность представляют надежность и безопасность функ­ционирования трубопроводных систем, что должно обеспечиваться постоянной их диагностикой и своевременным ремонтом.

В ОАО «Газпром» принята Программа ремонта и реконструкции газотранспортной системы, которая по масштабам сложности и от­ветственности сравнима с программами создания самой системы ма­гистральных газопроводов. Так, на магистральных газопроводах на первый план вышла необходимость переизоляции участков газопро­водов с освидетельствованием и ремонтом самих труб и сварных со­единений. В соответствии с программой планируется выполнить пе-

528 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

реизоляцию 23 720 км газопроводов, причем в 2004 г. предусматрива­ется ремонт 1800 км, а в дальнейшем постепенное наращивание объе­мов замены изоляции до 4000 км в год.

Компания «Транснефть» добилась значительного повышения на­дежности работы нефтепроводов за счет ремонта на основе внутри-трубной диагностики, которой охвачено 43 тыс. км нефтепроводов, причем 23 тыс. км повторно, дефектоскопией магнитными снаряда­ми для определения дефектов в кольцевых сварных швах охвачено 32 тыс. км, 6 тыс. км повторно. В рамках принятой программы плани­руется провести капитальный ремонт и реконструкцию на 4 тыс. объ­ектах, диагностическое обследование 27,7 тыс. км нефтепроводов (на 3 тыс. км больше, чем в 2003 г.) и 239 резервуаров, привести в полное соответствие нормам 204 нитки подводных переходов.

По магистральным нефтепродуктопроводам в 2003 г. проведено ди-агностическое обследование 4131 км линейной части и 1 млн 69 тыс. куб. м резервуарных емкостей (178 резервуаров). Для сравне­ния: в 2002 г. — 3441 км линейной части и 815,0 тыс. куб. м резерву­арных емкостей (169 резервуаров).

Как уже было сказано выше, анализ современного технического состояния магистральных трубопроводов показывает изношенность основных фондов линейной части, резервуарных парков, оборудова­ния насосных и компрессорных станций. В этих условиях поддержа­ние и восстановление их работоспособности стало самой важной зада­чей трубопроводного транспорта. Надежность и безопасность эксплуа­тации трубопроводов находится в прямой зависимости от организации диагностики и эффективного ремонта трубопроводов.

Под эффективным ремонтом трубопроводных системследует понимать своевременность выполнения выборочного и капитально­го ремонта по результатам оценки технического состояния средства­ми диагностики с использованием современных интеллектуальных технологий и средств механизации с полным восстановлением про­ектных показателей прочности, работоспособности, способности вы­полнения технологических функций.

Следует отметить, что большое количество магистральных трубо­проводов и их участков нуждается в капитальном ремонте для повы­шения их надежности и безопасности. К ним относятся переходы че­рез автомобильные и железные дороги, пересечения трубопроводов с другими коммуникациями, участки, потерявшие продольную устой­чивость (всплывшие, оголенные и пр.), трубопроводы с нарушения­ми охранных зон, с негерметичной запорной арматурой, подводные переходы с неудовлетворительным техническим состоянием, склоно-

Глава 17. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов 529

вые, карстовые, оползневые участки. Большое значение для безопасно­сти трубопроводов и окружающей среды имеет их вынос из зон разви­вающихся жилых застроек.

Многочисленными обследованиями технического состояния тру­бопроводов, проводившимися в разные периоды времени с исполь­зованием различных технических средств, установлено, что старение изоляционного покрытия, возникновение и накопление дефектов в стенках труб зависит от почвенно-климатических условий проклад­ки трубопроводов, качества выполнения строительно-монтажных работ и исходных материалов, условий эксплуатационной загружен­ности участка трубопроводов и других факторов.

До появления внутритрубной диагностики применявшиеся традици­онные методы обследования и оценки состояния трубопроводов (кон­трольные шурфовки, измерение потенциалов электрохимзащиты, учет аварий и их последствий) позволяли получить лишь ориентировочную оценку их технического состояния, в связи с чем принятие решений по выбору участков для капитального ремонта было затруднительно.

Статистическая обработка результатов диагностических обследо­ваний магистральных трубопроводов показала, что количество труб с дефектами не превышает 40% от общего количества труб; из них ко­личество труб с опасными дефектами не превышает 0,7% от общего количества труб. Поэтому до внедрения внутритрубной диагностики, в условиях недостаточности информации в процессе капитального ремонта по технологии сплошной замены участков трубопровода осу­ществлялась замена как дефектосодержащих труб, так и труб, впол­не пригодных к дальнейшей эксплуатации. Это вызвало неоправдан­ные перерасходы средств на ремонт.

Использование диагностической информации обеспечивает воз­можность дифференцированного подхода к проведению ремонта, заключающегося в рациональном сочетании капитального (со сплош­ной заменой труб и изоляции) и выборочного ремонтов. Получение в результате диагностики достоверной информации по дефектным участкам позволяет при тех же затратах на капитальный ремонт уве­личить протяженность отремонтированных трубопроводов.

Рассмотрим основные виды дефектов, являющихся причинами не­обходимости в ремонте трубопроводов. Общее распределение дефек­тов по типам приведено на рис. 17.14.1. Наибольшее количество де­фектов связано с механическими повреждениями труб, в том числе образование трещин на поверхности, в теле труб, в сварных соеди­нениях, а также коррозионными процессами, включая коррозию под напряжением.

530 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

16% — брак строительно-монтажных работ

4%— механические повреждения

70—90% — коррозия
Рис. 17.14,1. Классификация дефектов трубопроводов %

Классификация дефектов по происхождению приведена в табл. 17.14.1.

Из рис. 17.14.1 видно, что подавляющее большинство дефектов имеет причиной коррозионные нарушения.

Это связано, прежде всего, с недостаточно надежной защитой трубо­проводов от коррозии при широком применении в 1970—1980 гг. полимерной ленточной изоляции, выполняемой в трассовых условиях. Техническое решение об использовании такой изоляции было вынуж­денным, так как отечественные трубопрокатные предприятия, несмот­ря на многочисленные постановления ЦК КПСС и Правительства, не выпускали трубы с заводской изоляцией, а по импорту изолированные на заводах трубы закупались в небольших объемах. Полимерная лен­точная изоляция, выполняемая в полевых условиях, имела конструк­тивные и другие недостатки (нахлест, сползание при засыпке грунтом, образование «крыши» на сварном продольном шве), срок службы ее составляет 12—15 лет, при нанесении допускались ошибки. При этом не всегда жестко контролировались параметры электрохимзащиты. При 2—3-годичной окупаемости газопроводов на определенном этапе эксплуатации предполагалось их переизоляция. Применение современ­ных методов диагностики, в первую очередь внутритрубной с исполь­зованием магнитных снарядов, позволяет выявлять дефекты, которые

Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 531

Таблица 17.14.1 Классификация дефектов трубопроводов

Классифика­ционный признак	Виды дефектов
технологиче­ское происхож­дение (прокат)	• Вмятина (не смешивать с вмятиной механического происхождения), отдельное местное углубление различной величины и формы, образовавшееся от вдавливания валками неудаленной окалины, металлической крошки или • случайных ударов. Включение — загрязнение, металлическое или неметаллическое, различной величины и формы, отличающееся от основного металла микроструктурой, химическим составом и механическими свойствами и вызывающее нарушение • сплошности поверхности. Окалина — окислы металла, расположенные по всей поверхности или на • отдельных ее участках, образовавшиеся в процессе охлаждения нагретого металла. Трещина — узкий разрыв металла, проникающий вглубь, имеющий любое направление на поверхности изделия. Причинами появления трещин могут быть • различные факторы (дефекты слитков или питых слябов, напряжения при • охлаждении, термические напряжения и др.). Пузырь — вздутие различной формы на поверхности изделий. • Раскатанный пузырь — тонкое прямолинейное нарушение сплошности поверхности, образовавшееся из наружного или подкоркового пузыря. Плена — отслаивание металла различной толщины и размера, чаще всего языкообразной формы, вытянутое в направлении прокатки и соединенное с • основным металлом одной стороной. Нижняя поверхность плены и образованное углубление окислены. • Расслоение несплошности в слоях внутри проката. Поверхность металла в • расслоении окислена. Закат — расслоение, выходящее на поверхность листа. • Вкат единичное включение в металл трубы. Размер включения соизмерим с наименьшим размером проката. • Сегрегация — скопление неметаллических включений в определенных слоях проката. • Царапины — механическое повреждение поверхности произвольно направленное, образовавшееся при складировании и транспортировании труб. • Риска — предельная канавка, образовавшаяся от царапанья поверхности металла наварами и другими выступами на прокатном инструменте. Подрез — продольный порез металла буртами валков при одностороннем перекрытии калибра, располагающийся по всей длине на отдельных участках поверхности
механическое происхожде­ние	• Царапины на внешней поверхности трубы без зазубрин. • Задиры — то же, но с зазубринами. • Забоины — повреждения с острыми краями от удара. • Вмятины —то же, что и забоины, но без острых краев. • Эрозионные повреждения внутренней поверхности трубопровода. • Лыска на внешней поверхности трубы — равномерное на большой площади утонение стенки трубы
коррозионное происхожде- ние	• Сплошная коррозия — коррозия, охватывающая обширную по площади поверхность металла трубы. Равномерная сплошная коррозия протекает с одинаковой скоростью по поверхности подвергнутой коррозии, а неравномерная — с неодинаковой скоростью на различных участках коррелирующего металла. • Местная коррозия — коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла. Местная коррозия в виде отдельных точечных поражений — точечная коррозия. Местная коррозия в виде отдельных пятен — коррозия пятнами. Местное коррозионное повреждение, имеющее вид отдельной раковины. • Линейная коррозия — коррозионные язвы, расположенные по одной линии на малом расстоянии (порядка нескольких диаметров раковины) друг от друга. • Межкристаллическая коррозия — коррозия, распространяющаяся по границам кристаллов (зерен) металла

532 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

ранее могли быть не обнаружены. Подавляющее число дефектов связа­но с коррозионными процессами на трубопроводах, имеющих ленточ­ную полимерную изоляцию. Все это на фоне долговременной эксплуа­тации трубопроводов, их износа определяет необходимость выполнения больших объемов ремонта линейной части трубопроводов.

В настоящее время имеется большое количество технологий ремон­та, которые условно могут быть сведены к 5 основным методам (рис. 17.14.2):

• вырезка дефектных участков труб и врезка «катушек»;

• ремонт в местах аварий и утечек с помощью наложения заплат,
хомутов, прижимных устройств;

• ремонт при помощи полноохватывающих стальных муфт, уста­
навливаемых на дефектные участки трубопровода;

• намоточные ремонтные конструкции (бандажирование) из ком­
позиционных материалов или стальной проволоки, ленты;

• ремонт мелких дефектов на наружной поверхности трубы —
шлифовка, заварка (наплавка).

Поясним суть некоторых указанных методов.

Методы аварийного ремонта.Методы аварийного ремонта неф­тепроводов (наложение заплат, хомутов, прижимных устройств, за­бивка чопиков) могут рассматриваться только как экстренные, времен­ные методы для ликвидации аварийных ситуаций. В течение одного года участки с дефектами, отремонтированные с помощью аварийной ремонтной конструкции, должны быть вырезаны или отремонтирова­ны другими методами постоянного ремонта.

Бандажирование с помощью намоточных конструкций.Сущест­вует несколько способов ремонта труб намоткой с предварительным натягом: намотка стальной проволоки или ленты; намотка стеклово-локнистых материалов с пропиткой их связующей композицией; на­мотка лент из композиционных материалов.

Полноохватные стальные муфты.Муфты состоят из 2-х цилинд­рических полумуфт, которые устанавливаются на ремонтируемую трубу, полностью охватывая ее. Затем обе полумуфты свариваются встык продольными швами с предварительной разделкой кромок или же соединяются накладкой, которая приваривается к полумуфтам угловыми швами внахлест. В зависимости от типа дефекта, его опас­ности, геометрических параметров (длина, глубина} могут применять­ся различные по конструкции и назначению муфты:

• без герметизации (короткие и длинные);

• герметизирующие (приварные): герметичные (короткие и длинные,
с заполнением и без заполнения), галтельные, усиленные, бутылоч-

Рис. 17.14.2. Классификация основных методов ремонта

534 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

ные. Каждая из этих муфт предназначена для ремонта дефектов определенного типа и определенной длины. С помощью набора таких муфт могут быть отремонтированы такие дефекты, как коррозия, царапины, расслоения, дефекты сварных швов, вмятины. По способу установки на трубу конструкции муфт можно разде­лить на 2 основных типа — приварные и неприварные. В свою очередь и те и другие муфты подразделяются на обжимные и необжимные. Не­приварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не гер­метизирует его. Приварные муфты привариваются к трубе гермети­зирующими кольцевыми швами.

Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт име­ют серьезные недостатки:

• необходимость применения сварки на теле трубопровода, запол­
ненного продуктом (для приварных муфт);

• отсутствие универсальности конструкции для дефектов любых
типов;

• невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных
швах;

• проблема ремонта труб с овальностью (даже величиной до 1 % от
диаметра трубы);

• возможность возникновения коррозионных процессов в простран­
стве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает
необходимость заполнения этого пространства антикоррозион­
ными жидкостями.

Особой разновидностью ремонта с помощью полноохватывающих муфт является композитно-муфтовая технология (КМТ), которая с се­редины 80-х годов успешно применяется по всему миру при ремонте трубопроводов различного назначения: для перекачки газа, нефти, нефтепродуктов, химических продуктов.

Композитно-муфтовая технология относится к постоянным мето­дам ремонта. КМТ является наиболее универсальным методом ремон­та и позволяет ремонтировать практически все типы дефектов в ши­роком диапазоне изменения их геометрических параметров для ма­гистральных трубопроводов диаметром до 1420 мм:

• трещины в основном материале и сварных швах—длиной до ра­
диуса трубы и глубиной до 70% от толщины стенки трубы;

• дефекты в продольных, спиральных и кольцевых сварных швах;

• потери металла коррозионного и механического происхождения
любой протяженности и глубиной до 90% от толщины стенки;

• расслоения (в том числе с выходом на поверхность и расслоения,
примыкающие к сварным швам);

Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 535

« вмятины и гофры;

• комбинации из вышеперечисленных дефектов (например вмяти­
ны с риской, с трещиной, коррозия на сварном шве и т. д.);

- сквозные дефекты потери металла в виде течи (в аварийных слу­чаях) .

Технология ремонта позволяет проводить ремонт трубопроводов без выводов их из эксплуатации. Она основана на использовании стальных муфт, в которых кольцевой зазор между муфтой и трубой заполняется композитным составом. Достоинства технологии:

• полное восстановление прочности и долговечности до уровня без­
дефектной трубы;

• методология оценки опасности дефекта с целью расчета ремонт­
ной конструкции доведена до инженерных стандартов;

• срок службы отремонтированного участка трубы не менее 30 лет;

• ремонт дефектов широкого диапазона;

• не требует остановки перекачки продукта;

• экологически безопасный метод ремонта.

При наличии большого количества дефектов на трубах произво­дят их сплошную замену полномерными трубами. При этом ремонти­руемый участок трубопровода прокладывается параллельно действую­щему либо по старой оси (после ремонта дефектного участка).

Основные технологические схемы ремонта трубопроводовс заме­ной изоляции включают в себя следующие:

• в траншее без подъема трубопровода с подкопом и поддержкой
ремонтируемого участка;

• в траншее с подъемом ремонтируемого участка трубопровода
трубоукладчиками на высоту, позволяющую пропустить по под­
нятому участку очистные и изоляционные машины без подкопа
под трубопроводом;

• на бровке (берме) траншеи с подъемом его на высоту, необходи­
мую для пропуска очистной машины, машины подготовки изо­
лируемой поверхности и изоляционной машины с раздельным
или совмещенным способом укладки пере изолированного тру­
бопровода в траншею.

Проблема ремонта трубопроводов возникла вскоре после ввода в эксплуатацию первого трубопровода. С тех пор изменяется только объем ремонтных работ.

У истоков разработки техники и технологии капитального ремонта стоял Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). Про­блемными вопросами при капитальном ремонте являются вскрытие трубопровода, удаление старой изоляции и нанесение новой. Вскры-

536 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

тие трубопровода с применением обычного ковшового экскаватора и засыпка с помощью бульдозера надолго выводили зону проведения капитального ремонта из сельскохозяйственного оборота. Кроме того, использование этой техники сопровождалось опасностью нанесения механических повреждений трубопроводу.

Получила развитие технология выборочного капитального ремон­та методом вырезки: разработана и с успехом применяется уникаль­ная отечественная технология вырезки дефектных участков труб с по­мощью кумулятивных зарядов, использующих энергию взрывов; для нефтепроводов разработана новая передвижная насосная установка для откачки нефти в больших объемах; освоена эффективная техно­логия освобождения трубопровода от нефти и очистки отложений с применением гелевой пробки.

В компании «Транснефть» успешно применяется единственная в мире отечественная технология капитального ремонта действующих магистральных нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия без остановки перекачки, что позволяет не снижать их производитель­ности. Ремонт выполняется с подъемом трубопроводов диаметром до 700 мм в траншее, а также без подъема в траншее (методом подкопа) нефтепроводов диаметром 800—1220 мм. ОАО «Газпром» принял ре­шение заимствовать технологии «Транснефти» по переизоляции тру­бопроводов специальными комплексами.

В последнее десятилетие при ремонте успешно применяется вы­соконадежное покрытие «Пластобит», обеспечивающее защиту тру­бопроводов более 35 лет. Однако ограничением применимости дан­ного покрытия является его использование для труб диаметром не более 820 мм в силу относительно высокой текучести и малой удар­ной прочности этого материала.

Для изоляции труб любого диаметра (в том числе 1020,1220 мм) раз­работаны мастичные покрытия типа «Асмол», свойства которых по­зволяют наносить их на трубы методом экструдирования.

Разработана новая изоляционная лента типа ЛИАМ (лента изоля­ционная асмольная модифицированная} с увеличенной (до 1,5 мм) толщиной подклеивающего слоя, что обеспечивает надежную изоля­цию труб при выборочном ремонте нефтепроводов.

Разработаны и освоены современные унифицированные изоляци­онные машины по нанесению покрытий этого типа для всех типораз­меров магистральных нефтепроводов.

Приведем примеры технологических комплексов.

1.По мнению специалистов, передовой технологией является: тех­нологическая схема ремонтов с сохранением пространственного по-

Глава 17. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов 537

ложения трубопровода. В этом случае трубопровод будет находиться и ремонтироваться в том положении, в котором находился после соору­жения.

Технология предусматривает вскрытие нижней образующей с по­мощью одноковшового или вскрышных экскаваторов на 65 см ниже трубопровода, затем подкопочной машиной убирается грунт под тру­бой и насаживается очистная машина для предварительной очистки от старой изоляции. При этом необязательно применять трубоуклад­чики и самоходные опоры, которые выпускают в настоящее время специализированные предприятия. Особенности очистной машины: принудительное прижатие резцов к поверхности трубы, которая по­зволяет очищать изоляцию за один проход, что минимизирует меха­нические повреждения. Следующий этап: окончательная очистка по­верхности трубы и нанесения новой изоляции. Изоляционная маши­на позволяет наносить методом экструзии полимерные и битумные материалы, различные мастики любой толщины. После нанесения изоляции работают грунтоподбивочные машины. Весь этот комплекс позволяет достичь производительности до 1 км в смену.

2. Ремонт нефтепроводов без подъема трубопровода и остановки пе­рекачки нефти обеспечивает огромный экономический выигрыш. При подъеме трубопровода не гарантируется сохранение целостности труб и сварных стыков, что не позволяет говорить о последующей безопасности эксплуатации трубопровода.

Предприятие «Приднестровские магистральные нефтепроводы» совместно с АК «Транснефть» реализовали идею создания новой тех­нологии в серии специальных машин безопасного ремонта магист­ральных трубопроводов. При этом ставилась задача снизить себестои­мость и увеличить производительность ремонта трубопроводов без подъема и поддержки.

На машиностроительных заводах ВПК Украины был изготовлен комплекс землеройной техники для капитального ремонта магистраль­ных трубопроводов (рис. 17.14.3).

Новая технология концептуально отличается от известных, гаран­тируя сохранность трубопровода при ремонте. Темп выполнения ра­бот возрастает в 5—7 раз, объем земляных работ уменьшается на 35—45%. Гарантию сохранности трубопровода обеспечивает применение на землеройных машинах систем автоматического контроля и управле­ния рабочим процессом непрерывного действия.

Новая технология позволяет производить ремонт без трубоукладчи­ков при длине вскрытого участка в пределах 20—24 м в зависимости от диаметра трубопровода. При этом напряжения в стенках участков

538 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

трубопровода с размещенными на ней очистной и изоляционной машинами не превосходили допустимых.

Рис. 17.14.3. Комплекс землеройных машин для капитального ремон­та магистральных трубопроводов

Землеройный комплекс включает в себя 4 землеройные машины для послойной разработки грунта (МПРГ-1), для вскрытия трубопроводов (МВТ), подкапывающая машина (МПР) и машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод (МП).

Комплекс предназначен для ремонта газо- и нефтепроводов диамет­ром 530—1220 мм. Эксплуатационная производительность колонны, оснащенной такой техникой, в несколько раз превышает производи­тельность работ традиционным способом. Например, при ремонте тру­бопровода диаметром 720 мм значение показателя производительно-

Глава 17. Технология и организация строительства манистральных трубопроводов 539

сти составляет 80— 100 пог. м в час, в зависимости от категории разраба­тываемого грунта.

Первой движется машина для послойной разработки грунта МПРГ-1. Автоматика обеспечивает следование машины по оси трубопровода, а также контролирует величину заглубления рабочего органа и расстоя­ние его до трубопровода, полностью исключая возможность поврежде­ния.

Двигаясь вдоль оси трубопровода, машина снимает верхний пло­дородный слой грунта и складирует его в отдельный бруствер в сто­роне от отработанной выемки; при этом ширина полосы отвода суще­ственно уменьшается.

Производительность машины в несколько раз превышает произ­водительность бульдозера, который тоже можно использовать для выполнения работ по снятию верхнего слоя грунта. Однако здесь есть существенное различие: при копании грунта машина МПРГ-1 движет­ся, не пересекая нитку трубопровода, а бульдозер работает челноч­ным методом поперек трубопровода.

За машиной МПРГ-1 следует машина МВТ для вскрытия трубопро­вода сверху и по бокам. При работе МВТ с трубопроводами большого диаметра объем вынимаемого грунта уменьшается в 2 раза по срав­нению с традиционными методами вскрытия трубопроводов одноков­шовыми экскаваторами.

Вслед за машиной для вскрытия трубопроводов с помощью специ­ального ходового механизма по трубе перемещается самоходная ро­торная подкапывающая машина МПР. Грунт под трубой разрабаты­вается приводными полуфрезами и перемещается в предварительно подготовленные углубления. Конструкция машины исключает заде­вание тела трубы зубьями вращающихся фрез. Машина МПР исклю­чительно проста и надежна в работе, способна функционировать в пе­реувлаженных грунтах.

После окончательного вскрытия трубопровода машиной МПР за ней следуют очистная и изоляционная машины, которые обеспечива­ют снятие старой изоляции с трубы и последующее нанесение на нее нового изоляционного покрытия. Следует отметить, что параметры выемки, разработанной вокруг трубы, позволяют использовать оте­чественные и зарубежные машины для очистки и изоляции трубопро­вода. Период очистки и нанесения нового изоляционного покрытия должен соответствовать темпу подсыпки и подбивки трубопровода.

Специальная подбивочная машина МП производит засыпку грунта под тело трубы и его необходимое уплотнение, исключающее наличие пустот и осадку трубопровода в процессе эксплуатации. Автоматика

540 Часть IV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

данной машины обеспечивает точное позиционирование механизма уплотнения грунта относительно оси трубопровода. В процессе работы также автоматически задается шаг и усилие уплотнения грунта под трубой.

На основе трехлетнего опыта эксплуатации машин была выполне­на их модернизация. Новые машины обеспечивают требуемую надеж­ность, увеличен срок их эксплуатации, расширены технологические возможности, улучшены эксплуатационные и эргономические каче­ства комплекса.