Проблемный научно-технический совет росснгс обзор технических журналов Выпуск 15
| Вид материала | Документы |
- Перечень журналов, 42.08kb.
- Российский Союз Нефтегазостроителей росснгс сварка магистральных трубопроводов высокого, 320.61kb.
- Целевые научно-технические программы как форма финансовой поддержки инноваций в России, 90.02kb.
- 3. Оформление результатов работы, 127.64kb.
- Решение заседания Проблемного Научно-технического Совета росснгс, 746.07kb.
- Решение проблемного Научно-технического Совета росснгс, 496.03kb.
- Решение заседания Проблемного Научно-технического Совета росснгс, 746.74kb.
- Решение заседания Проблемного Научно-технического Совета росснгс и нтс ОАО «Стройтрансгаз», 249.23kb.
- К вопросу о компьютерных заимствованиях в современном русском языке, 47.01kb.
- Научно-техническое сотрудничество в странах-членах сэв, 99.2kb.
5. Диагностика КС: нормативное и методическое обеспечение
С 2001 года началось качественное изменение структуры работ по ДООКС. Изменения были вызваны необходимостью решения следующих задач:
- обеспечение мониторинга технического состояния технологических трубопроводов и оборудования КС;
- выявление скрытых дефектов, которые могут привести к авариям (развивающиеся трещины в сварных стыках и основном металле, усталостные повреждения, повышенные статические и динамические напряжения и т.д.);
- расширение номенклатуры диагностируемого оборудования (ГПА, ЗРА, системы подготовки пускового, топливного и импульсного газа и т.д.);
- продление назначенного срока эксплуатации оборудования КС.
Для решения поставленных задач в структуре ДООКС появились новые виды работ, которые потребовали разработки нового, гораздо большего объема и более глубокого и сложного по содержанию пакета НТД:
- мониторинг технического состояния оборудования, обеспечиваемый стационарными диагностическими системами (системы диагностики компрессорного оборудования СДКО, системы контроля напряжений в трубопроводах) и периодические контрольные измерения;
- расширенные диагностические обследования (виброобследования, измерения напряженно-деформированного состояния, выборочный неразрушающий контроль, АЭ измерения и т.д.);
- диагностическое обслуживание строящихся КС;
- диагностическое обслуживание ГПА;
- экспертиза промышленной безопасности оборудования с целью продления назначенного срока эксплуатации;
- диагностическая экспертиза проектов.
Увеличение удельного веса работ по экспертизе промбезопасности благодаря большим инвестициям дало хороший экономический эффект — с 3.13 рубля на 1 рубль затрат в 1999 году до 3,441 рубля на 1 рубль затрат в 2004 году (только при учете экономии на ремонтно-восстановительные работы и эффекта от обоснованного продления назначенного срока эксплуатации).
По материалам журнала «Нефтегазовая Вертикаль», специальный номер. Автор: ВЛАДИМИР ЯКУБОВИЧ, Заместитель директора по науке ИТЦ «ОргтехДиагностика»
6. Новые технологии подводно-технических работ
Технические возможности ООО «Подводсервис» на сегодняшний день позволяют производить следующие виды работ: прокладку подводных трубопроводов и кабелей связи, подсадку трубопроводов, ремонт и восстановление подводной изоляции, берего- и дноукрепление, капитальный ремонт подводных переходов магистральных трубопроводов, строительство и ремонт причальных стенок и ряд других работ на подводных объектах.
В 2001 году впервые в России наша компания провела полный цикл работ по установке гидромуфты Hydro-Tech (США) на р. Печора. А в 2003-2004 гг. нами при участии Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» и ООО «ВНИИГАЗ» разработан и получен па тент на «Муфту подводную стальную стягивающуюся» (МПСС).
Универсальность конструкции МПСС позволяет значительно уменьшить временные за траты при установке.
В 2004-2005 годах 7 муфт были установлены на дефектных участках подводных трубопроводов различного диаметра.
В составе компании работает лаборатория неразрушающего контроля, специалисты которой, помимо широко известных визуально-измерительного и ультразвукового методов, применяют технологию электромагнитного контроля ACFM. Это метод измерения полей переменного тока, который выявляет с высокой степенью достоверности параметры плоскостных дефектов в поверхностном и подповерхностном слоях металла трубы. Наши специалисты прошли обучение в Великобритании в институте TWI и аттестованы регистром Ллойда на проведение контроля методом ACFM. В связи с возникновением проблем при проведении внутритрубной диагностики неравнопроходных подводных переходов магистральных газопроводов одним из новых направлений нашей деятельности стала разработка методов для проведения внутритрубной дефектоскопии на неравнопроходных участках трубопровода. В 2004-2005 гг., используя метод протаскивания, мы выполнили работы по обследованию 10 подводных участков на неравнопроходных газопроводах. Суть метода заключается в том, что внутри участка газопровода протаскивается стальной канат, за который с помощью тяговой лебедки протаскиваются очистные поршни и снаряды-дефектоскопы.
При проведении диагностики специалисты используют оборудование, которое ранее никогда не применялось при работе на реках. Это многолучевой и однолучевые эхолоты Reson, сонары кругового обзора Kongsberg, трассопоисковые системы Radiodetection PCM, подводный управляемый аппарат VideoRay Pro II и др.
В работе стремимся обеспечить заказчикам полный комплекс услуг — от предремонтного обследования, подготовки проектной и сметной документации до выполнения работ по проекту.
По материалам .журнала. «Территория нефтегаз», №6, 2006, Автор: А. Хабибуллин, главный инженер компании ООО «Подводсервис»
7. Опыт выполнения работ по переизоляции магистрального газопровода без остановки транспортировки газа
Значительный практический опыт по переизоляции линейной части действующих МГ без остановки транспортировки газа с применением двухкомпонентных полиуретановых композиций приобретен 2001-2005 гг. производственными подразделениями группы компаний (ГК) «Нефтегазстройизоляция». Головное предприятие ГК – ЗАО «Промышленно-исследовательский институт сварочно-изоляционных технологий при строительстве трубопроводов «Нефтегазстройизоляция» было создано в 1995 г. на базе Киевского филиала СКБ «Газстроймашина» бывшего Миннефтегазстроя СССР. Основными направлениями деятельности ЗАО «ПИИ СИТ «Нефтегазстройизоляция» являются разработка и внедрение новых технологий, материалов и технических средств в области строительства и ремонта магистральных и промысловых газо-нефтепроводов. Разработанные ЗАО «ПИИ СИТ «Нефтегазстройизоляция» технологические приемы удаления старой изоляции, подготовки поверхности трубы и безвоздушного нанесения нового полиуретанового покрытия на линейную часть действующего МГ без его отключения были успешно апробированы на объектах переизоляции трубопроводов НАК «Нефтегаз Украины», таких, как МГ Ивацевичи – Долина, DN 1200, и МГ Елец – Кременчуг – Кривой Рог, DN 1400.
Поврежденное ленточное изоляционное покрытие удаляли с поверхности неотключенного трубопровода гидроструйным способом без механического контакта технологического оборудования с телом трубы. Абразивоструйная подготовка поверхности трубопровода обеспечивала степень очистки SA 2,5 согласно ISO 8501-1 с созданием микрорельефа высотой 60-100 мкм. Полиуретановое изоляционное покрытие наносили с использованием установки УДН2М, созданной ЗАО «ПИИ СИТ «Нефтегазстройизоляция», а также WIWA Duomix 230 (Германия). Операционный контроль осуществляли измерительным комплектом Elcometr (Великобритания). С 2003 г. В состав ГК «Нефтегазстройизоляция» входит ЗАО --Нефтегазстройизоляция» (г. Москва), которому переданы функции головного предприятия ГК «Нефтегазсгройизоляция».
Совместно с ООО «ВНИИГАЗ» ЗАО «Нефтегазстройизоляция» в сентябре - октябре 2003 г. на объекте ремонта МГ Ухта - Торжок 2, DN 1200, Мьшкинского ЛПУ ООО «Севергазпром» были проведены экспериментальные работы в формате Программы отработки и адаптации технологии и оборудования по переизоляции фасонных изделий, отводов и магистральных трубопроводов с применением полиуретановых антикоррозионных материалов.
По результатам проведенных экспериментальных работ ВНИИГАЗом было выдано заключение о целесообразности применения представленной технологии на объектах ОАО «Газпром». В феврале - октябре 2005 г ЗАО «Нефтегазстройизоляция» в соответствии с условиями подрядных договоров, заключенных с ООО «Газпромстройинжиниринг- и ООО «Каспийгазпром», выполняло полный комплекс работ по замене изоляционного покрытия МГ Моздок - Кази-Магомед, DN1200,426-723 км на территории Кизилортовского ЛПУМГ (Республика Дагестан).
МГ Моздок - Кази-Магомед эксплуатируется с начала 80-х гг. ХИ в. Газопровод был изолирован полимерным ленточным материалом типа «Поликен». Противокоррозионная защита МГ находится в критическом состоянии.
В то же время отключение МГ Моздок - Кази-Мзгомед на длительный период для его ремонта по традиционным схемам также затруднительно венду его значимости в энергообеспечении региона.
Подрядные работы ЗАО «Нефтегазстройизоляция» производились на неотключенном трубопроводе без снижения эксплуатационного давления газа, при сложных погодных условиях и необходимости водопонижения на многочисленны» обводненных участках.
При этом подрядчиком была достигнута скорость переизоляции трубопровода DN 1200 равная 250 м в день. Всего ЗАО «Нефтегазстройизоляция» была произведена замена изоляционного покрытия на участке МГ Моздок - Кази-Магомед общей протяженностью 12,5 км.
Вскрытие трубопровода производили отдельными участками протяженностью не более 25. Невскрытые «перемычки», обеспечивающие фиксированное положение оси трубопровода, вскрывали после полного завершения работ на отремонтированных локальных участках, т. е. после выполнения гарантированной подбивки грунта и засыпки. Абразивоструйную подготовку поверхности трубы под нанесение новой изоляции производили с использованием купро-и никельшлаков. Изоляционные работы выполняли с применением установок УДН2М, созданных ЗАО «ПИИ СИТ Нефтегазстройизоляция». Безвоздушное нанесение полиуретановой композиции Scotchcout 352 ht производства фирмы ЗМ (Канада), обеспечивало весьма усиленное покрытие толщиной 2 мм.
Перед засыпкой каждого локального участка МГ осуществляли 100%-й контроль нового изоляционного покрытия на соответствие требованиям ГОСТ 25812-83.
Кроме того, ЗАО «Нефтегазстройизоляция» в соответствии с дефектными актами ЦПТЛ ООО «Каспийгазпром», составленными по результатам внутритрубной диагностики, были выполнены работы по восстановлению несущей способности тела трубы с использованием полимерно-композиционного материала «Диамант» в более чем 200 местах тела трубы.
В отзыве заказчика о результатах выполнения ЗАО «Нефтегазстройизоляция» работ по ремонту МГ с заменой изоляционного покрытия дана высокая оценка качества работ и высказано намерение о дальнейшем сотрудничестве.
По материалам журнала «Газовая промышленность», №9, 2006 автор: А.М. Ахматнуров, Ю.Н. Демин ( «Нефтегазстройизоляция»)