Подледный maintenance. Технологии мониторинга технического состояния, обслуживания и ремонта подводных трубопроводов месторождений арктического континентального шельфа РФ

Условия арктического континентального шельфа РФ характеризуются суровыми природно-климатическими условиями и коротким навигационным периодом, в связи с этим очень важно своевременно организовывать работы по мониторингу технического состояния, обслуживанию и ремонту объектов обустройства газовых месторождений в целом и подводных трубопроводов(ПТ) в частности.

Мониторинг технического состояния, обслуживание и ремонт ПТ проводятся с целью предупреждения аварий и отказов, прогнозирования их технического состояния, планирования ремонта и управления его проведением по фактическому техническому состоянию, обоснования решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации ПТ.

Для достижения указанных целей следует обеспечить мониторинг технического состояния, обслуживание и ремонт всех элементов ПТ, а также сбор, обработку и хранение информации, полученной при строительстве, пуско-наладке, а также получаемой в ходе мониторинга, обслуживания, эксплуатации и ремонта ПТ.

По результатам выполненного мониторинга технического состояния и обслуживания ПТ планируются ремонтные работы по восстановлению их работоспособного состояния. Мониторинг технического состояния и обслуживание ПТ должны учитывать результаты контроля на всех этапах их жизненного цикла: строительство, эксплуатация и ремонт.

Оценка технического состояния ПТ проводится на основе результатов внешних обследований, внутритрубной диагностики, а также с помощью волоконно-оптической системы мониторинга и системы дистанционного коррозионного мониторинга. Техническое состояние ПТ оценивается специализированной организацией на условиях подряда (субподряда) по разработанным специализированной организацией методикам, соответствующим действующим в ПАО «Газпром» требованиям, согласованными и утвержденными эксплуатирующей организацией.

С целью мониторинга технического состояния, обслуживания и ремонта ПТ следует использовать комплекс методов, позволяющих получить необходимую и достаточную информацию, после обработки которой, могут быть получены достоверные параметры технического состояния ПТ.

Выбор методов мониторинга технического состояния, обслуживания и ремонта ПТ обуславливается конструктивными решениями (наличием узлов запуска-приема внутритрубных снарядов, радиусом кривизны отводов, изменением диаметра подводного трубопровода, видом прокладки, сроком службы, природно-климатическими условиями, наличием измерительных средств, возможностями транспорта). Методы и средства контроля, применяемые при проведении мониторинга технического состояния, обслуживания и ремонта ПТ, должны быть аттестованы в соответствии с требованиями ПАО «Газпром» [1].

Мониторинг ПТ

Мониторинг технического состояния ПТ может осуществляться с помощью волоконно-оптической системы мониторинга (рисунок 1) [2] и системы дистанционного коррозионного мониторинга (рисунок 2) в соответствии c [3].

Рисунок 1 – Волоконно-оптическая система мониторинга

Волоконно-оптическая система мониторинга включает в себя:

• постоянный мониторинг целостности ПТ, позволяющий регистрировать локальные дефекты с точностью в 1 м, с помощью специального волоконно-оптического кабеля, установленного на трубопроводе;

• обнаружение утечек, вызванных различными причинами, например, деформацией трубопровода, коррозией или усталостью металла с помощью температурного сенсорного кабеля, проложенного в грунте рядом с трубопроводом;

• геотехнический мониторинг с целью обнаружения подвижек грунта, с помощью специального волоконно-оптического кабеля, проложенного в грунте рядом с трубопроводом;

• регистрация несанкционированного доступа к ПТ, с помощью анализатора, находящегося вместе с проложенным в грунте кабелем сенсором;

• мониторинг технического состояния подводных кабелей с помощью волоконно-оптического кабеля сенсора, интегрируемого в структуру подводного кабеля.
  

Рисунок 2 – Система дистанционного коррозионного мониторинга

Система дистанционного коррозионного мониторинга включает в себя:

• систематический сбор, накопление и анализ данных о коррозионном состоянии ПТ;

• систематический сбор, накопление и анализ коррозионной агрессивности условий эксплуатации ПТ с учетом внутренних и внешних факторов;

• систематический сбор, накопление и анализ дополнительных параметров (температура воды, скорость течения и содержание соли в воде).

Техническое обслуживание подводных трубопроводов.

Техническое обслуживание представляет собой комплекс операций и проводится в целях поддержания работоспособности и исправности ПТ в период его эксплуатации. Планирование, подготовку и организацию технического обслуживания ПТ необходимо проводить в соответствии с Регламентом технического обслуживания и ремонта объектов ПАО «Газпром».

При проведении работ по техническому обслуживанию необходимо соблюдать требования по охране труда и технике безопасности, указанные в инструкциях и правилах, действующих в ПАО «Газпром». Все плановые работы технического обслуживания ПТ должны осуществляться в навигационный период.

Техническое обслуживание ПТ может осуществляться с помощью внешних обследований в соответствии с [4], [5] и внутритрубной диагностики (рисунок 3) в соответствии с [6].

Внешние обследования ПТ включают в себя:

• аэрокосмическая съемка и вертолетные обследования;

• обследование с судов с использованием гидроакустических средств (инженерно-гидрографические изыскания);

• водолазные обследования;

• визуальное обследование с видеофиксацией и гидроакустической съемкой с применением подводных аппаратов;

• измерение катодных потенциалов;

• электромагнитные обследования, основанные на измерении параметров электромагнитных полей;

• методы неразрушающего контроля тела трубы и сварных соединений;

• лабораторные исследования свойств материалов, сварных соединений, изоляционных покрытий дефектных частей ПТ путем их вырезки при авариях и во время проведения ремонтных работ;

• испытания подводных трубопроводов на прочность и герметичность.

Внутритрубная диагностика подводных трубопроводов включает в себя:

• внутритрубный пропуск снарядов для оценки и измерения коррозионных дефектов на внутренней поверхности труб, а также наличия вмятин, гофр и овализации;

• внутритрубный пропуск снарядов для определения пространственных координат, дефектных участков, с указанием их положения на теле трубы для последующего проведения ремонтных работ;

• внутритрубное визуальное обследование с помощью телевизионных камер, оптико-волоконных средств;

Рисунок 3 – Внутритрубный снаряд

В целом при техническом обслуживании ПТ могут использоваться различные средства контроля и наблюдения, одной из основных задач которых является обнаружение утечек. При появлении и развитии утечек, как правило, наблюдаются процессы которые в свою очередь позволяют проводить обнаружение течи на подводных трубопроводах в области ее возникновения. При этом могут быть использованы соответствующие средства регистрации акустических характеристик водных масс, физико-химических характеристик водных масс, прежде всего оптические, зависящие от присутствия химических веществ, входящих в состав природного газа и флюидов.

Шлейф утечки из подводного газопровода содержит пузыри, создающие повышенное рассеивание гидролокационных импульсов эхолоцирующих акустических систем, что позволяет эффективно применять акустические средства регистрации утечек – гидрофоны, эхолоты и гидролокаторы. Природный газ, транспортируемый по подводным трубопроводам, состоит из смеси газов, содержат гидрокарбоны, примеси которого регистрируются в морской воде. Наиболее распространенным методом регистрации в морской воде примесей, связанных с нефтехимическими загрязнениями, являются оптические приборы – флуориметры. Источник света, установленный во флуориметре, который может быть лазерным, светодиодным или другого монохромного типа, вызывает индуцированную флуоресценцию в водных растворах, содержащих гидрокарбоны, которая регистрируется детектором флуориметра в характерном для этих загрязнений диапазоне волн. Преимуществом акустического метода обследования является его чувствительность даже к незначительным утечкам, возможность его применения для любых видов перекачиваемых продуктов, а также безопасность метода с точки зрения экологии. К недостаткам можно отнести снижение чувствительности датчиков при работе с заглубленными в грунт трубопроводами (более 1 м), в этом случае требуется повышение давления перекачиваемого по трубопроводу продукта. В мировой практике существует большое число акустических измерителей регистрации утечек из подводных трубопроводов, которые предназначены для размещения на телеуправляемых подводных аппаратах.

Ремонт ПТ

При проведении технического диагностирования морских подводных трубопроводов выявлению подлежат те дефекты, которые образовались в процессе эксплуатации, возникающие вследствие усталости металла, появления дополнительных нерасчетных нагрузок, ударов, вибрации, перепада температур, коррозии, изнашивания, старения и т.д., а также неправильного технического обслуживания в период эксплуатации.

К основным дефектам подводного оборудования, образованным в процессе эксплуатации можно отнести:

- сплошная коррозия;

- язвенная коррозия (каверна);

- точечная коррозия (питтинг);

- коррозионное растрескивание под напряжением;

- усталостная трещина;

- трещина пластической деформации;

- эрозионный абразивный износ.

На основе выявленных дефектов проводится расчет остаточного ресурса контролируемого объекта, по результатам которого формируется очередность вывода в ремонт (плановый) элементов подводного промысла. При выявлении недопустимых дефектов – выполняется внеплановый ремонт.

Ремонт ПТ включает в себя:

• ремонт ПТ с использованием подводных атмосферных кессонов;

• выборочный ремонт ПТ - локальный ремонт с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке ПТ с вырезкой опасных дефектов, установкой ремонтных муфт, хомутов, катушек труб (рисунок 4);

• замена протяженных дефектных участков ПТ;

• переизоляция дефектных участков ПТ с предварительным устранением выявленных дефектов;

• ремонт подводных трубопроводов методом заварки (восстановление толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва путем наплавки);

• ремонт подводных трубопроводов методом шлифовки (снятие в зоне дефекта слоя металла путем шлифования для устранения концентрации напряжений).

Выборочный ремонт ПТ является наиболее распространённым методом ремонта, поскольку в большинстве случаев является наиболее экономически обоснованным. На сегодня, одним из наиболее прогрессивных и надёжных методов ремонта морских (и сухопутных) трубопроводов является метод ремонта усиливающими обжимными композитными муфтами, позволяющими не только герметизировать зону дефекта, но существенно упрочнить металл стенки трубы. Важно, что ремонт проводится на действующем трубопроводе без остановки перекачки продукта или сброса давления.

Рисунок 4 – Композитная муфта для ремонта локальных повреждений подводных трубопроводов

Принцип работы данного метода ремонта – это компенсация внутреннего давления в трубопроводе за счёт создания контактного давления снаружи при значительной величине момента затяжки болтовых соединений, что позволяет проводить монтаж на рабочих давлениях с гарантированным качеством, в отличие от муфт, устанавливаемых без создания предварительного напряжения. Её отличие от всех существующих на сегодняшний день типов ремонтных муфт – это широкий спектр существующих типоразмеров ремонтируемых труб 89...1420 мм, полное перекрытие ремонтируемого участка, простота монтажа, высокая скорость проведения ремонта и малый объём земляных работ.

При ремонте протяжённых участков трубопроводов можно рассмотреть опыт успешного внедрения роботизированной техники при проведении операций глубоководного ремонта системой SiRCoS.

Процесс ремонта протяженных дефектных участков подводного трубопровода состоит из следующих основных этапов [7]:

• подъем участков трубопровода с помощью H-образных опор;

• обрезка и удаление поврежденного участка трубопровода;

• удаление бетонного покрытия трубопровода;

• монтаж концевых соединителей;

• размещение и установка катушки с помощью монтажного модуля;

• закрытие фланцев.

На рисунке 5 приведена процедура ремонта протяженного дефектного участка подводного трубопровода методом установки ремонтной катушки.

Рисунок 5 – Процедура ремонта протяженного дефектного участка подводного трубопровода методом установки ремонтной катушки

Оригинальное технологическое решение обеспечивает очевидные преимущества операторам, работающим в сложных глубоководных условиях и удаленных районах, с точки зрения значительного снижения потенциальных угроз и сокращения косвенных убытков. Более высокий уровень безопасности на этапах проектирования и строительства трубопровода и технологически продвинутая система ремонта способствуют повышению степени готовности операторов к возможным внешним повреждениям трубопроводов.

Заключение:

Онлайн мониторинг технического состояния ПТ в основном осуществляется с помощью волоконно-оптической системы мониторинга и системы дистанционного коррозионного мониторинга.

Основные виды работ при проведении технического обслуживания ПТ, как правило, заключаются в наружном осмотре, очистке, замере катодного потенциала, толщинометрии, внутритрубной диагностике и т.п. Периодичность данных видов работ различна. Основным оборудованием, выполняемым операции при проведении технического обслуживания, являются телеуправляемые подводные аппараты. Отдельно стоит отметить, что основной объем работ при проведении технического обслуживания ПТ заключается во внутритрубной диагностике с использованием многофункциональных внутритрубных инспекционных приборов.

Для ремонта ПТ могут быть использованы методы местного усиления, замены дефектного участка, замены дефектного участка трубопровода без остановки потока способом врезки под давлением, ремонта обжимными композитными муфтами и т.д., которые позволяют надежно устранять большинство дефектов основного металла и сварных соединений трубопровода.

Технико-технологическое обеспечение мониторинга, технического обслуживания и ремонта подводных трубопроводов в целом аналогично технологиям ремонта сухопутных трубопроводов. Но прямое применение сухопутных технологий под водой невозможно, поскольку необходимо учитывать специфические условия эксплуатации подводных трубопроводов. Разработка техники и технологий для производства работ по мониторингу, техническому обслуживанию и ремонту подводных трубопроводов является сложной инженерной задачей, требующей выполнения большого объема проектных работ, длительного периода испытаний, сертификации и опытной эксплуатации, а также больших капитальных вложений.

Список использованной литературы

1. СТО Газпром 2-3.5-046-2006 «Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром».

2. Волоконно-оптические системы мониторинга состояния инфраструктурных объектов. ООО «Экслибрис-пресс», г.Москва, 2015, УДК 621.39/621.316.5.

3. Р Газпром 9.4-027-2014 Защита от коррозии. Технические требования к системам коррозионного мониторинга морских трубопроводов ОАО «Газпром.

4. Р Газпром 2-3.7-936-2015 Техническое диагностирование морских подводных трубопроводов.

5. Р Газпром 2-1.11-471-2010 Методика по техническому диагностированию кабельных линий напряжением до 1 кВ на объектах энергохозяйства ОАО «Газпром».

6. РД 51-2-97 Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем.

7. Статья «Система SIRCos: ремонт трубопроводов на глубинах ниже уровня погружения водолазов». Научно-технический сборник «Вести газовой науки», 2015, УДК 622.691.4.