Подводные переходы магистральных трубопроводов
Подводные переходы магистральных трубопроводов – одна из основных сфер деятельности нашего предприятия.
Строительство подводного перехода магистрального газопровода может быть осуществлено как с использованием траншейного метода, предусматривающего разработку подводной траншеи, укладку в нее трубы и последующую засыпку, так и методом горизонтального направленного бурения. Для реализации целей проекта предприятие имеет необходимую специальную технику, в том числе средства разработки грунта, тяговую лебедку ЛП-152, плавсредства.
Магистральный нефтепровод газопровод: ремонт подводных переходов трубопроводов
Капитальный ремонт подводных переходов магистральных газопроводов и нефтепроводов проводится по результатам обследования и диагностики для приведения трубопровода в нормативное состояние.
Ремонт магистрального трубопровода — обратная засыпка
— При обнаружении недостаточно заглубленных, оголенных и провисающих участков предлагается проведение капитального ремонта трубопровода методом обратной засыпки. Он может быть выполнен различными способами: замыв местным грунтом, отсыпкой инертными материалами с шаланд, укладкой мешков с песчано-цементной смесью и т.д.
Кроме того, мы предлагаем один из самых надежных способов защиты магистральных нефтепроводов и газопроводов – укладку поверх восстановленной отсыпки гибких бетонных матов или габионных конструкций (матов Рено).
Коррозия труб — изоляция трубопровода
— При наличии повреждений изоляционного покрытия трубы нефтепровода или газопровода может быть проведен ремонт или замена непосредственно под водой с использованием специальных подводных изоляционных материалов TORTEX CHEMI-TECH U.W. и SEA SHIELD 2000 HD.
Данные материалы наносятся как под водой, так и на воздухе и обеспечивают эффективную и долгосрочную защиту от коррозии. Материалы прошли сертификацию и рекомендованы к применению на подводных переходах нефтепроводов и газопроводов.
Магистральный нефтепровод и газопровод — ремонт дефекта трубы
— Ремонт дефектов основного металла трубы (вмятины, гофры, коррозия, потеря металла, задиры, расслоения, трещины и т.п.) мы предлагаем выполнять с помощью специального оборудования собственной разработки. Универсальная подводная камера (кессон) предназначена для устранения повреждений подводных переходов нефтепроводов в сухих условиях под нормальным давлением с применением тех же методов ремонта, что и на поверхности.
Данная камера позволяющая производить ремонт дефектных участков труб различными способами (установка приварных муфт, установка композитных муфт, врезка катушек, шлифовка, сварка и т.п.), ремонт изоляции магистрального газопровода и другие работы сухим способом на трубах диаметром до 1420 мм. Рабочая глубина – до 30 м.
Камера в разобранном виде может быть оперативно доставлена в любой район любым видом транспорта, в т.ч. авиационным. Оборудование запатентовано, имеет сертификат соответствия ГОСТ Р и разрешение на применение Ростехнадзора.
Сварщики аттестованы на I уровень в системе НАКС с допуском работы на нефтегазодобывающем оборудовании с учетом дополнительных требований АК «Транснефть»
Установка подводной камеры (кессона) при ремонте Магистрального нефтепровода или газопровода:
Универсальная подводная камера (кессон) для ремонта газопровода — взгляд изнутри:
Классификация дефектов трубопровода (магистрального нефтепровода и газопровода)
Дефекты нефтепровода подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
Дефект, подлежащий ремонту, – каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные эле-менты на нефтепроводе или входящие в его состав, не соответствующие нормативным документам.
Дефект первоочередного ремонта – дефект, ограничивающий эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий ремонту для которого не определяется прочность и долговечность.
Дефекты геометрии трубы
«Вмятина» – местное уменьшение проходного сечения трубы на длине меньшей, чем 1,5 номинального диаметра трубы Dн, без излома оси нефтепровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия.
«Гофр» – уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода.
«Сужение» – уменьшение проходного сечения трубы длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности (Dн-d)/Dн, 2% и более, где Dн — номинальный наружный диаметр трубы, d — минимальный измеренный наружный диаметр трубы.
Дефекты стенки трубы
«Потеря металла» – локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения нефтепровода. Потери металла делятся на объединенные и одиночные. Объединенная потеря металла – это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Одиночная потеря металла – это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.
«Уменьшение толщины стенки» – плавное утонение стенки, образовавшееся в процессе изготовления горячекатаной трубы или технологический дефект проката.
«Расслоение» – внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои, технологического происхождения. «Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) – расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы. «Расслоение в околошовной зоне» – расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние линии перехода шва к основному металлу до края расслоения меньше или равно значения 4–х толщин стенки трубы).
«Трещина» – дефект в виде разрыва металла стенки трубы нефтепровода.
«Дефект поверхности» – дефект проката на поверхности трубы (раскатанное загрязнение, рябизна, чешуйчатость, перегрев поверхности, вкатанная окалина, раковины от окалины, раковины вдавливания), не выводящий толщину стенки трубы за предельные размеры по ГОСТ 19903-74.
Дефекты сварного соединения (шва)
Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву. Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов – «аномалии» поперечного, продольного, спирального сварного шва.
Смещение кромок – несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях.
Косой стык – сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью магистрального нефтепровода), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу. Соединение с углом расположения осей труб друг к другу 3 градуса и более классифицируется как дефект «косой стык» поперечного сварного шва.
Порядок проведения ремонта магистрального трубопровода (нефтепровода, газопровода)
Устранение дефектов трубопровода (нефтепровода, газопровода) подлежащих ремонту производится выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим документом, и при капитальном ремонте с заменой трубы и с заменой изоляции. При капитальном ремонте с заменой изоляции газопровода должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции.
Подробнее о технологии замены изоляции магистрального трубопровода (нефтепровода, газопровода)
Аварийные работы на подводных переходах магистральных газопроводов и нефтепроводов
Аварийные работы на подводных переходах позволяют оперативно ликвидировать такие ситуации как утечки газа или нефти, повреждения трубопровода якорями, критические размывы нефтепровода и газопровода.
Предприятие имеет опыт выполнения аварийных работ на объектах магистрального трубопроводного транспорта предприятий Транснефть и Газпром и специальные технические средства, которые можно оперативно доставить к месту аварии любым видом транспорта, в т.ч. авиационным. Мобилизация аварийной бригады как правило осуществляется в течение 24 часов с момента обращения.
