НАВЕРХ

PTJ
новый номер
архив статей
публикации
новости
архив номеров
контакты

Планомерный подход: устранение утечек из газопровода в бесперебойном режиме

пятница, 14 сентября, 21:00   Асл Венас > DNV GL Трубопроводные технологии   Дженс П. Тронскар > DNV GL Глубоководные технологии   Лии Чон Джи > DNV GL Глубоководные технологии
Планомерный подход: устранение утечек из газопровода в бесперебойном режиме
КРАТКИЙ ОБЗОР
Морские трубопроводы подвергаются разного рода воздействиям, что время от времени приводит к авариям. Для операторов морских трубопроводов такие сбои сопряжены с серьезными рисками с точки зрения безопасности, загрязнения окружающей среды, а также со значительными финансовыми рисками, в том числе связанными и с производственными потерями. Наряду с этим еще одним серьезным риском и вызовом становится время и затраты на ремонт поврежденного трубопровода. Самым критичным является время, особенно если глубина воды превышает необходимую для погружения ремонтной системы глубину. Такие системы не являются стандартными и представляют собой изготовленный на заказ под определенный трубопровод механизм с учетом предъявляемых к месту его расположения требований.

При аварии на трубопроводе очень важно осуществлять комплексный подход к оценке повреждения и ремонту. Чтобы понять, что произошло, необходимо провести качественный анализ не только самого повреждения, но и выяснить первопричину. Перед тем как выбрать наиболее рентабельный метод ремонта, важно провести анализ поврежденного трубопровода, а также оценить все риски.

DNVGL активно участвует во многих офшорных проектах по ремонту трубопроводов (на мелководье и глубоководье), а также по подготовке специалистов. Также проводит работы в режиме реального времени по устранению утечек на газопроводах. DNVGL сотрудничает с ведущими операторами трубопроводов по разработке и сертификации новых систем ремонта глубоководных трубопроводов.

DNVGL также разработала «Руководство по ремонту морских трубопроводов» (Руководство) DNV-RP-F113, которое вы можете бесплатно найти на нашем сайте. Это Руководство недавно был обновлено в связи с поступившими от многих компаний предложениями.

ВСТУПЛЕНИЕ
Трубопроводы подвержены множеству различных угроз. Так, помимо внутренних и внешних коррозий, наибольшую опасность для подводного трубопровода представляют собой угрозы со стороны третьих лиц. Трубопроводы могут быть повреждены во время прокладки. Известны случаи, когда снарядом внутритрубной диагностики уже после укладки трубопровода на протяженности нескольких километров были обнаружены соединительные муфты внутри подводного трубопровода.

В местах крепления муфт, а также на вмятинах от ударов якорей могут быть трещины. И даже при отсутствии видимых утечек возникает необходимость выполнения ремонтных работ, включая дорогостоящую замену участка, которая влечет за собой остановку трубопровода, потери газа, а также откачку воды и осушение трубопровода после ремонта. В случае если утечка трубопровода обнаружена, а природа повреждения такова, что геометрия трубы по-прежнему находится в пределах исходных допусков, могут быть использованы оптимальные по стоимости методы ремонта трубопровода.

При аварии на трубопроводе очень важно осуществлять комплексный подход к оценке повреждения и ремонту. Чтобы понять, что произошло, необходимо провести качественный анализ не только самого повреждения, но и выяснить первопричину. Перед тем как выбрать наиболее рентабельный метод ремонта, важно провести анализ поврежденного трубопровода, а также оценить все риски. Международное сертификационное и классификационное общество DNV GL разработало документы, которые будут актуальны при управлении и контроле над эксплуатацией трубопровода, его целостностью, проверкой и оценкой, проведением ремонтных работ.

Руководство содержит технические требования и директивы, его можно скачать с сайта компании (www.dnvgl.com) бесплатно. Этот документ является единственным в своем роде руководством по ремонту морских трубопроводов «Ремонт подводных трубопроводов» DNVGL-RP-F113. Это Руководство недавно было обновлено с учетом данных, полученных при проведении ремонтных работ. Смотрите также рис. 1.

В этой статье мы рассмотрим несколько примеров проведения ремонтных работ на трубопроводах в период их эксплуатации. Ремонтный процесс происходил в два этапа и включал установку муфт, обеспечивающих перекрытие мест утечки, с последующим проведением капитального ремонта путем установки сварной втулки. В зависимости от глубины воды сварка выполнялась либо в гипербарической обитаемой камере, либо на мелководье с использованием специально построенных коффердамов. Предложенная DNV GL концепция была успешно применена для устранения утечек на подводных трубопроводах. В настоящем руководстве описывается подход, предусматривающий первичную оценку стабильности трещины, а также способы безо­пасного проведения ремонта и восстановления первоначального состояния трубопровода без снижения давления или интенсивности подачи. В статье описывается метод глобальной и локальной механики разрушения, анализ конечных элементов для оценки стабильности трещин, вызывающих утечки газа, а также информация о том, сколько потребуется времени для завершения ремонта. Приведено описание проведения процедуры сварки методом термического анализа сварного шва и полномасштабного испытания макета с использованием потока воды в трубе для имитации принудительного охлаждения, необходимого при подаче газа.

Для обеспечения безопасности ремонтной бригады данная концепция предполагает использование газового сдерживающего барьера, установленного над традиционным механическим аварийным хомутом. В качестве защитного газа используется инертный газ, или азот. Инертный газ находится под давлением, которое постоянно контролируется во время ремонта. В случае внезапной утечки газа в область газового сдерживающего барьера откроется заранее поставленный клапан сброса давления и спустит утечку газа за пределы камеры.

Сложным вопросом остается ремонт трубопроводов, осуществляющих газоснабжение электростанций, для которых неприемлемо ни снижение давления в трубопроводе, ни полная его остановка. Предполагается, что в будущем получат свое развитие дистанционно управляемые системы по проведению ремонтных работ с использованием аналогичных концепций на таких глубинах, на которых водолазы / сварщики не могут работать либо согласно различным государственным регламентирующим документам, либо просто потому, что на данных глубинах нельзя использовать водолазов. В Руководстве DNV RPA203 представлена методология для аттестации новых технологий по ремонту подводных трубопроводов. Дальнейшие ссылки приводятся в соответствии с последней обновленной версией Руководства DNV RP-F113 в области требований к ремонту трубопровода в бесперебойном режиме в рамках квалификации метода ремонта.

НОМЕНКЛАТУРА
  • CTOD Примененное значение раскрытия в вершине трещины
  • CMOD Примененное значение смещения раскрытия трещины
  • CTODmat Material Fracture Toughness Изломостойкость материала при раскрытии в вершине трещины
  • NDT Non Destructive Testing Неразрушающие методы испытаний

ПЛАНОМЕРНЫЙ ПОДХОД к повреждениям и ремонту трубопровода
После локализации повреждения трубопровода необходимо действовать планомерно, чтобы, с одной стороны, избежать ненужных трат и не потерять время, а с другой стороны, минимизировать риски для людей и окружающей среды.

В первую очередь важно правильно определить причину повреждения трубопровода. Анализ должен строиться на основании результатов проведенных диагностик, например, внутритрубной диагностики, на результатах видеосъемки, выполненной подводным аппаратом с дистанционным управлением. Также потребуется проведение водолазных работ, профильных измерений, использование макетов. Результаты данных диагностик необходимы для выяснения первопричины, а также для выбора соответствующего метода ремонта. Необходимо провести анализ эксплуатации трубопровода для того, чтобы понять, что произошло. Руководство по ремонту трубопровода DNVRP-F116 также можно использовать для проведения анализа эксплуатации.

Только после этого может быть проведен качественный анализ первопричины, при котором будут изучены временная шкала событий, предшествующих аварии, основная причина, непосредственная причина и т.д. Смотрите рисунок 2. Для того чтобы иметь основания для подбора методов ремонта, в большинстве случаев требуется проведение глобального и локального анализа и трубопровода, и самого повреждения. В некоторых случаях может потребоваться проведение оценки дефектов, используя метод механики разрушения (ECA), с целью уточнения информации об изменении размера трещин. Смотрите также рисунок 3.

Когда дело доходит до выбора типа ремонта, за основу необходимо брать вышеизложенную информацию. Очень часто стоимость и последствия производственных потерь намного превышают стоимость ремонта. Поэтому предпочтение отдается установке временной муфты, так как это позволяет быстрее ввести трубопровод в эксплуатацию после ремонта. Однако очень часто после этого требуется проведение постоянного ремонта. Такой постоянный ремонт может быть очень трудоемким, дорогостоящим, при котором потребуется остановка трубопровода. В Руководстве DNVGL-RP-F113 вы можете найти различные методы проведения постоянного ремонта, а также требования, предъявляемые к постоянному ремонту. Кроме того, до принятия окончательного решения потребуется провести комплексную оценку рисков, а также анализ эффективности затрат. Смотрите также рисунок 4.

СЛУЧАИ НЕИСПРАВНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
Сварочные ремонтные работы могут потребоваться там, где трубопровод подвергается существенному осевому нагружению или сильной деформации, связанной с сейсмическими событиями или движением грунта. Кроме того, трубопровод может подвергаться осевому нагружению из-за своей конфигурации, то есть в местах пересечений трубопроводов, где есть изгибы и провисания, а также свободные участки, которые и вызывают провисание трубопровода. Для ликвидации утечки в качестве временного ремонта могут быть установлены различные муфты, но поскольку большинство аварийных муфт для устранения утечки используют эластомерные уплотнения, определить с точностью срок службы трубопровода после проведенного ремонта не представляется возможным, поэтому такой тип ремонта может быть квалифицирован только как временный согласно DNV OS-F101: 2013 [1].

Ниже мы рассмотрим некоторые типы утечек на морских трубопроводах, структурированных в Руководстве DNV OS-F101, которые были устранены с использованием сварных соединительных муфт, установленных поверх аварийных хомутов, что и обеспечило постоянный ремонт.

Первый случай касался двух основных утечек и пожара, вызванного незаконными дноуглубительными работами, в результате которых дноуглубительное судно пробило два больших отверстия в трубопроводе. Утечки были остановлены путем установки двух муфт из эластомерного материала. Однако из-за попадания воды трубопровод был временно остановлен для проведения работ по дегидратации и сушке, а затем вновь был пущен в эксплуатацию. Поскольку по трубопроводу осуществлялась транспортировка газа на электростанции в густонаселенные страны Южной Азии, то было принято решение о проведении ремонтных работ в бесперебойном режиме, при котором не предусматривались ни остановка транспортировки газа, ни снижение давления. В качестве консультанта выступило DNV GL, которое предложило использовать сварную соединительную муфту. Для обеспечения безопасности ремонтной бригады было предложено использовать второй защитный слой, т.е газосдерживающий барьер (обеспечивает сдерживание / продувку газа), который позволяет ликвидировать утечку углеводородов в сварочных зонах.

Ремонт трубопровода был выполнен успешно с последующей сертификацией ремонтных работ, термическим анализом сварки, NDT (структурной / усталостной оценкой завершенного ремонта).

Взрыв, последовавший после пробивки отверстий в газопроводе дноуглубительным судном, показан на рисунке 5.

На рисунке 6 — успешно завершенный ремонт.

Перед проведением ремонтных работ DNV GL выполнило структурную оценку ремонта в программе Abaqus и независимый термический анализ сварного шва с использованием программного обеспечение PRCI. Также обратите внимание на два отверстия, которые использовались в качестве входа и выхода для продувки азота во время сварки длинного шва и периферийных сварных муфт.

Описанный выше постоянный ремонт газопровода выполнен на работающем в обычном режиме трубопроводе без понижения давления и уменьшения интенсивности подачи, что позволило не только существенно сэкономить, отказавшись от вынужденного простоя, но и сохранить репутацию оператору.

Во втором случае представлена утечка газа, обнаруженная патрульным судном. Утечка находилась в месте изгиба трубопровода.
Фотография обнаруженной утечки газа показана на рисунке 7.

Водолазы проверили наличие утечки, и после удаления покрытия монтажного соединения было обнаружено, что в месте двойного соединения имеется отверстие размером в 350 мм длиной и 50 глубиной в центральной части. Чтобы оценить критичность свища и принять решение о выполнении постоянного ремонта был проведен глобальный анализ конечного элемента на месте пересечения.

Для того чтобы провести оценку движущей силы трещины и определить стабильность дефекта, в качестве основы для анализа механики локального разрушения конечного элемента была использована полученная в результате проведенного глобального анализа информация об интенсивности нагружений. Выполненные глобальные и локальные анализы представлены в следующих двух разделах.

ГЛОБАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Для оценки осевых нагружений, воздействующих на дефект сварного шва, использовались результаты измерений, проведенные водолазами, а также данные бокового сонара для того, чтобы создать глобальную модель места пересечения и места утечки. Пока проводился анализ трубопровода, для устранения утечки была установлена временная аварийная муфта Plidco. Конфигурация трубопровода в месте утечки показана на рисунке 8.

Для оценки осевых нагружений, воздействующих на дефекты сварного шва, в версии Abaqus 6.8.2 была создана модель конечных элементов. Модель и этапы анализа показаны на рисунке 9. Результаты глобального анализа показали, что дефект в месте утечки подвержен сжимающим напряжениям.

Если трубопровод по какой-то причине во время ремонта или замены опор труб поднимется на 200 мм, напряжения в данной точке будут растягивающими, как показано на рисунках 10 и 11.

Анализ стабильности локального дефекта
Глобальный анализ предоставил исходные данные для детального анализа дефекта сварного шва с установленным аварийным хомутом Plidco и без него. Дефект был смоделирован, как показано на рисунке 12. Чтобы оценить степень воздействия аварийного хомута на дефект и на трещинодвижущую силу (с точки зрения примененной величины раскрытия в вершине трещины — CTOD). Труба была смоделирована, как показано на рисунке 13, с установленным аварийным хомутом Plidco. Предельные условия, а также загруженная 3D-модель проиллюстрированы на рисунке 10.

Целью анализа механики местного разрушения конечного элемента было установить трещинодвижущую силу CTOD и смещение открытия трещины CMOD. На рисунке 15 CTOD (и CMOD) построены для разных уровней давления. Видно, что при низком давлении трещина закрывается (отрицательное CTOD) как результат конфигурации провисания трубопровода в точке утечки (сжимающие напряжения в положении «12 часов»). Сначала при давлениях выше 4,7 МПа (681 фунт / кв. дюйм) трещина имеет тенденцию открываться, поскольку CTOD становится положительным. В этом случае максимальное давление составило4,63 МПа (670,8 фунтов на квадратный дюйм), но CTOD на верхнем и нижнем фронте трещины остается все еще отрицательным, и никакого зарождения трещины не ожидается.

Тем не менее трещина может расти и при низких давлениях из-за колебаний давления. Из рисунка 17 видно, что при максимальных колебаниях давления в 1,31 МПа (~ 190 фунтов на квадратный дюйм) ΔCTOD составляет около 0,011 мм, а при типичном колебании давления в 0,6 МПа (87,5 фунтов на квадратный дюйм) ΔCTOD составляет около 0,005 мм. Следует отметить, что колебания давления довольно ограничены в количестве (один раз в день), таким образом было определено, что при ΔCTOD около 0,005 мм и 0,011 мм рост трещины будет ограничен.

На рисунке 17 ясно видно, что предварительное натяжение ремонтного хомута на трубопроводе благо­творно влияет на CTOD и CMOD. При давлениях выше 5,0 МПа (725 фунтов на квадратный дюйм) трещина имеет тенденцию к открытию по мере того, как CTOD становится положительным. Таким образом, для данного случая максимальное давление составило 4,63 МПа (670,8 фунтов на квадратный дюйм). Здесь верхнее и нижнее CTOD фронта трещины имеют отрицательные значения 0.009 мм, поэтому расширение трещины не произойдет.

Также была создана и проанализирована модель локальных конечных элементов (FEM) для того, чтобы смоделировать утечку с ремонтным зажимом на одной из частей трубопровода, которая подвержена внешним и внутренним нагружениям. Разработана подробная 3D-модель трещины конечных элементов с высоким разрешением, где трубопровод и ремонтный хомут смоделированы как отдельные объекты, которые взаимодействуют через контактную поверхность. Представленные свойства материала были определены для каждой отдельно взятой части, включая нелинейное поведение стали.

Предварительные результаты анализа нелинейных конечных элементов показывают, что в глобальной модели трещина расположена в изгибе трубы, а сжимающие напряжения в стенке трубы возникают при положении трубы «1 час» (на трещине). Анализ также показывает, что при проведении ремонта с разъемной муфтой более высокие сжимающие напряжения возникают снаружи стены, тогда как с внутренней стороны сжимающие напряжения уменьшаются. В этом случае по результатам глобального анализа выявлено, что структурная целостность трубопровода с установленным ремонтным зажимом является допустимой, так как значение CTOD (раскрытие в вершине трещины) намного меньше, чем значение вязкости разрушения металла шва CTODmat, которое составляет 0,15 мм, что обеспечивает изрядный запас по прочности в 16 раз.

Однако для глобального анализа высота опоры No6 была увеличена на 0,2 м, напряжения в положении «12 часов» — растягивающие, при этом значение CTOD составило 0,111 мм при максимальном рабочем давлении 670 фунтов на квадратный дюйм, а запас прочности для увеличения размера трещины значительно сократился. Тем не менее анализ локальных конечных элементов по-прежнему показывает, что значение CTOD будет меньше предполагаемого значения вязкости материала CTODmat и составит 0,15 мм, что дает запас прочности в 1,35. Если предположить, что трещина может проникнуть в основной материал при таком уровне давления, то запас прочности составит около 2,36. При заданном максимальном рабочем давлении в 700 фунтов на квадратный дюйм и диапазоне давления в 290 фунтов на квадратный дюйм приложенное значение CTOD составит 0,115 мм, что даст соответствующий запас прочности в 1,3, при котором скорость роста трещины составит 1,40 мм / год.

РЕМОНТНОЕ РЕШЕНИЕ
Установка уплотнительного аварийного хомута Plidco считается временным ремонтом. Для того чтобы провести постоянный ремонт по ликвидации утечки, аварийный хомут должен быть заменен или изменен путем инкапсуляции. Кроме того, предполагается, что проведение работ по упрочнению конструкции необходимо для уменьшения потенциального роста трещины или неустойчивого разрушения предполагаемого повреждения (то есть в зависимости от уверенности в измеренной конфигурации трубопровода).

Среди вариантов проведения локального ремонта метод сварной изолирующей втулки на основе существующего установленного аварийного хомута на работающем трубопроводе считается выполнимым для достижения ключевых критериев, особенно даты завершения, по сравнению с опцией, включающей обустройство байпаса «горячей врезкой».

Сварка может выполняться на действующем трубопроводе без его вынужденной остановки. Благодаря индивидуальному подходу, при котором учитываются такие параметры, как требуемая нагрузка и допустимая нагрузка при перепадах давления, установка сварной изолирующей муфты позволит достичь требуемой структурной целостности; все работы могут быть смоделированы и сертифицированы, чтобы подтвердить, что отремонтированный участок трубопровода способен выдержать максимальное проектное давление и рабочие осевые нагружения.

Риски, связанные со вспомогательным судном, размещением опор /выверкой конструкций, проведением погрузочно-разгрузочных операций для установки муфты, необходимо определять и минимизировать с помощью структурированной оценки рисков, включая разработку мер по минимизации последствий во время выполнения работ, чтобы свести к минимуму компромиссный потенциал целостности в местах пересечения трубопровода. Как правило, локальный ремонт не требует проведения масштабных работ по сравнению с заменой секции трубопровода методом «горячей врезки» и байпаса. Это, в свою очередь, снижает риск причинения вреда трубопроводу во время ремонтной операции.

Процесс сварки изолирующей втулки над установленным аварийным хомутом не ограничен текущей конфигурацией места пересечения трубопровода. Гипербарическая обитаемая камера может быть адаптирована таким образом, чтобы она соответствовала профилю местоположения в месте утечки, хотя для размещения гипербарической обитаемой камеры требуется проведение подводных раскопок. Сварка изолирующей втулки над установленным аварийным хомутом обычно сопровождается многочисленными рисками: риском размещением судна, риском проведения погрузочно-разгрузочных операций, работ по установке, водолазных работ, а также рисками, связанными непосредственно с проведением работ на действующем трубопроводе, а именно риском возгорания, образованием вызванных водородом трещин в сварном шве, риском, связанным с безопасностью в гипербарической камере, включая риск утечки газа из уплотненного аварийного хомута Plidco в процессе сварки.

Пригодность гипербарического сварного шва и последующее тестирование, полномасштабный макет, а также гипербарическое распространение имеют критические критерии. Концепция, которая была выбрана для постоянного ремонта, показана на рисунке 21.

АНАЛИЗ ПРОЦЕССА ТЕПЛОВОЙ СВАРКИ И ВЫПОЛНЕННОГО СВАРНОГО ШВА
Установка изолирующей втулки требует проведения сварочных работ на трубопроводе в процессе его эксплуатации. Чтобы облегчить ремонт или установить патрубок, применяется технология «горячей врезки». При этом необходимо учитывать три типа рисков. Прежде всего, риск прогара, когда происходит прогорание стенки трубы из-за «блуждания» сварочной дуги. Во-вторых, существует риск возникновения крекинга под давлением кислорода, который возникает за счет высокой скорости процесса охлаждения, необходимого для проведения процесса сварки. Третий риск — это риск утечки газа во время проведения ремонта в гипербарической обитаемой камере.

Существуют различные методы прогнозирования безопасных параметров сварки для проведения сварочных работ на эксплуатируемых трубопроводах с учетом и риска прогара, и риска крекинга водорода. Модель термического анализа PRCI (международного совета по исследованию трубопроводов) по проведению горячей сварки [3] была использована для разработки безо­пасных параметров приварки втулки с усиленным приварным кольцевым элементом (толщина 33,0 мм в месте расположения углового сварного шва) на выполненной из стали 5L Grade X65 трубе диаметром 32 дюйма и толщиной 15,9 мм газопровода, работающего в обычном режиме. Работы в шести случаях были спроектированы с учетом таких параметров, как температура, давление, скорость потока. Предварительные расчеты были выполнены с учетом следующих параметров: температура окружающей среды — 60°F, температура втулки -70 ° F, температура подогрева не принималась во внимание. Хотя фактическая установка должна была проходить под водой в гипербарической обитаемой камере (приблизительно на глубине 25 метров), этот аспект остался не учтенным в модели PRCI, однако для расчета действия атмосферы в камере и влияния атмосферы камеры на теплоотдачу были выполнены дополнительные анализы.

Интенсивность потока, температура и давление для приведенных случаев ремонтных работ показаны в таблице 1. В таблице 2 приведены результаты проведенных ремонтных работ для случая 2, где риск прогара был наиболее критичным. Видно, что максимальная температура внутренней стенки значительно ниже критической температуры прожога и составляет 982 ºC. Все случаи по ликвидации утечки были смоделированы с учетом химического состава трубы. Время охлаждения сварного шва и уровня твердости зоны термического влияния HAZ были практически одинаковыми для всех смоделированных условий потока.

В первом случае (с максимальной скоростью объемного потока) показатель времени охлаждения сварного шва был самым минимальным, а самым высоким — показатель уровня твердости металла зоны термического влияния, во втором случае (с минимальной скоростью объемного потока) время охлаждения сварного шва было максимальное, а уровень твердости металла зоны термического влияния — минимальный. Разница уровней твердости металла между наивысшим и наименьшим уровнем для максимальной подачи тепла составила менее 1 HV. Максимальная твердость зоны термического влияния при минимальной подаче тепла составила 327,5 HV10.

Следовательно, существует незначительный риск возникновения кислородного крекинга. Допустимое количество водорода в металле при предварительном нагреве в процессе сварки 4 мл / 100 г. Обваривание стыков и усиленного приварного кольцевого элемента для крепления втулки к трубе показано схематически на рисунке 20.

ПРИГОДНОСТЬ ПОЛНОМАСШТАБНОЙ МОДЕЛИ
В рамках технического задания подрядчик, выбранный для выполнения гипербарической сварки, должен был сперва провести тестовую гипербарическую сварку полномасштабной модели втулки на образце трубопровода, идентичного по своим химическим и механическим свойствам двум прилегающим трубам в месте утечки, рис. 22, 23. Целью проведения такого полномасштабного испытания стало не только выявить уровень твердости зоны теплового воздействия, а также провести гидроиспытания при давлении выше 100 бар, рис. 24, и проверить оборудование для контроля дифракции сварных швов, а также испытание без разрушения образца подрядчиком по качеству длинного шва и кольцевых сварных соединения, рис. 25. Кроме того, целью было сравнить размеры измеренных дефектов в 29 макро-секциях (рисунок 26), взятых из кольцевых сварных швов, а именно размеры дефектов корня сварного шва, с критериями приемлемости дефектов, полученных ECA в соответствии с требованиями DNV OS-F101 Приложение A [4] и требования BS7910: 2005 [5]. Пример макросекции и показатели твердости показаны на рисунке 27.

ВЫПОЛНЕНИЕ РЕМОНТА НА ШЕЛЬФЕ
После успешно проведенных сварочных работ происходит сертификация проведения процедуры гипербарической сварки и полномасштабного макета, включая гидростатическое испытание образца втулки трубопровода при давлении в 100 бар. Гипербарическая обитаемая камера и камера насыщения загружаются на судно для проведения кампании по ремонту на шельфе. На первой фотографии показано судно DP2 на месте проведения ремонта.

Перед началом работ были установлены 5 забойных свай. Первая свая использовалась для проверки твердости почвы. На рис. 28 показана гипербарическая обитаемая сварочная камера.

После успешной установки тестовой сваи приступили к установке оставшихся 4 свай, которые и будут поддерживать гипербарическую обитаемую сварочную камеру. Камера была установлена на 4 сваях, как видно на рисунке 29, дверь камеры гидроизолируется перед дегидратацией. Перед установкой камеры водолазы удалили аноды на аварийном хомуте Plidco и обрезали болты, чтобы максимально увеличить пространство для установки двух половинок газозащитного барьера. Болты на газозащитном барьере затягивали согласно необходимому крутящемуся моменту, а затем в газозащитный барьер через шланги был нагнетен газ аргон до 20 бар. При сварке половинок втулки давление поддерживалось на постоянном уровне, равном 10 бар.

В случае внезапной утечки газа на выпускной шланг был установлен предохранительный клапан для сброса газа за пределы камеры при достижении уровня давления в 20 бар. На рисунке 30 показан процесс сварки в камере.

Вся подводная сварочная работа была выполнена без снижения давления и остановки потока газа досрочно, качество сварных швов было оценено в соответствии с документом DNV OS-F101 «Принцип золотой сварки» [4], основанном на 100% проведении общего осмотра, на системе управления целостностью трубопровода, на 100% дифракционно-временном методе/методе ультразвуковой дефектоскопии с использованием критической оценки производства, в основу которой положены критерии приемлемости дефектов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В статье представлен опыт успешного сварного ремонта по ликвидации утечки на действующих подводных трубопроводах с использованием аварийных хомутов и газосдерживающих барьеров, закрепленных перед установкой специально спроектированных для данного типа труб и аварийных хомутов втулок. Данный метод был успешно применен для ремонта двух трубопроводов, транспортирующих природный газ для электростанций, расположенных в густонаселенных городах, без снижения давления или прерывания потока газа.

Литература:
  • [1.] DNV-RP-A203 Technology Qualification, July 2013
  • [2.] DNV-RP-F113 Pipeline Subsea Repair, October 2007
  • [3.] Bruce, W. A., Li, V., Citterberg, R., Wang, Y.-Y., and Chen, Y., “Improved Cooling Rate Model for Welding on In-Service Pipelines,” PRCI Con-tract No. PR-185-9633, EWI Project No. 42508CAP, Edison Welding Institute, Columbus, OH.
  • [4.] DNV Offshore Standard DNV-OS-F101: “Submarine Pipeline Systems”, Det Norske Veritas, October 2013.
  • [5.] British Standards, BS 7910: 2005, “Guide on methods of assessing the acceptability of flaws in metallic structures”, July 2005.
Подписка
Узнавайте новости трубопроводной отрасли и подписывайтесь на оригинальную версию журнала PJT:

Подпишитесь бесплатно, чтобы получить следующий выпуск журнала Pipeline Technology Journal и двухнедельного бюллетеня PJT прямо на Ваш почтовый ящик. Вы сможете отказаться от подписки в любое время, если хотите.
Новый номер
Вестник Трубопроводных Технологий: 2/2020
Мероприятия

Pipeline Technology Journal
www.pipeline-journal.net
www.pipeline-journal.ru
E-mail: ptj@eitep.de
E-mail: mail@pipeline-journal.ru

Главный редактор:
Д-р Клаус РИТТЕР
E-mail: ritter@eitep.de
Тел.: +49 (0)511-909-92-10

Издатель русской версии:
ООО «РАДИОФРОНТ»
127521 Москва, Старомарьинское шоссе, д. 23
Тел.: +7 495-619-54-65
www.radiofront.su

Главный редактор русской версии:
Алексей Турбин
E-mail: turbi5428@gmail.com
Тел.: +7 916-566-15-99
о PJT:
PJT - электронный журнал, в котором Вы можете прочитать статьи более 50 000 экспертов по трубопроводам со всего мира.
  • Основное количества печатных изданий журнала предназначены для раздачи на международных событиях по теме трубопроводов по всему миру.
  • PJT является бесплатным изданием, его читатели могут делиться им с коллегами или деловыми партнерами.
темы PJT:
Планирование и проектирование - Эксплуатация и техническое обслуживание - Береговые и морские конструкции - Анализ и отбор маршрутов - Строительная техника - Компоненты трубопроводов, Материалы - Технологии сварки - Технологии бесшовной сварки - Логистика / Отслеживание труб - Защита трубопроводов / Контроль коррозии - Покрытие трубопроводов - Компрессорные и насосные станции - Управление активами - Целостность трубопроводов и объектов - Системы SCADA - Мониторинг / Наблюдение - Контроль и диспетчеризация - Инспекционная инспекция - Обнаружение утечек - Реабилитация стареющих трубопроводов - Ремонтные работы - Стратегии расширения жизненного цикла - Влияние сторонних производителей - Разработка GIS / Базы данных - Системы управления - Энергосбережение Cyber ​​Security - LNG в сравнении с трубопроводом - Стандарты и правила - Экологические риски - Общественное восприятие - Транспортировка двуокиси углерода (CCS) - Питательные трубопроводы (вверх по течению) - Климатические проблемы (холодные, горячие, влажные) - Геоагрегаты - Интеллектуальные сетки / Smart Metering - Подача биогаза - Power2Gas - Разделение - Трубопроводы продуктов - S конвейерные трубопроводы.
Международные и российские новости о трубопроводахх
1 ноября 2018 г.
В Берлине состоялась презентация российско-германского проекта «ptj-Вестник трубопроводных технологий», в рамках которого выпускается русскоязычная версия журнала «Pipeline Technology Journal». Журнал посвящен вопросам инновационного мониторинга и поддержания целостности трубопроводов.

11 октября 2018 г.
Российский выпуск журнала Pipeline Technology Journal был представлен многочисленным трубопроводным компаниям, таким, как ROSEN, на MIOGE 2018...

Copyright © 2018-2020 Журнал «Вестник Трубопроводных Технологий» (Pipeline Technology Journal)