CC BY
14ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 622.692.48; 622.692.4.07
И.И. Мерициди1, e-mail: fokasi@rambler.ru; К.Х. Шотиди1, e-mail: chokonst@gubkin.ru;
И.А. Мерициди1, e-mail: hiraklisa@yandex.ru; Х.А. Мерициди2; В.С. Кармазиков2, e-mail: GeoLineGrupp@yandex.ru
1 ФГБОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «ГеоЛайнПроект» (Москва, Россия).
Концепция разработки комплекса для ремонта подводных трубопроводов
Статья посвящена вопросам создания комплекса по ремонту подводных трубопроводов. В число основных операций, необходимых при проведении подводного ремонта с помощью установки герметизирующих муфт, входят: четкая фиксация подводного модуля на трубе вне зависимости от угла ее расположения к горизонту; снятие изоляции и подготовка поверхности трубы; установка защиты для предотвращения попадания композитного состава во внутреннюю полость трубы; установка силового внешнего бандажа с возможностью закачки композитного состава в межтрубное пространство; возможность закачки композитного состава с поверхности.
Предложены оригинальные технологические и технические решения: проводить ремонт аварийного трубопровода за один цикл путем одного спуска и подъема погружного оборудования; использовать модульное построение блоков; разместить силовой гидравлический привод непосредственно в месте проведения ремонта, под водой; осуществлять посадку погружного блока на аварийную трубу путем гидроразмыва донного грунта через стойки погружного блока; проводить операции по отмыву, зачистке трубы, установке защиты трубы и установке защитного бандажа одним комбинированным устройством; производить закачку композитного состава с поверхности, учитывая опыт цементирования скважин; предусмотреть возможность оптимизации нагрузки на ремонтируемый участок трубы от веса блока погружного оборудования с помощью вспомогательных поплавков; предусмотреть возможность отключения тех или иных блоков или дальнейшее наращивание их функций в комбинированном устройстве.
Рассмотрены основные блоки и модули, входящие в состав ремонтного комплекса. Приведены технические характеристики опытного образца ремонтного комплекса.
Ключевые слова: нефть, разливы, ремонт подводных трубопроводов, комплекс подводного ремонта трубопроводов.
I.I. Meritsidi1, e-mail: fokasi@rambler.ru; K.Kh. Shotidi1, e-mail: chokonst@gubkin.ru;
I.A. Meritsidi1, e-mail: hiraklisa@yandex.ru; Kh.A. Meritsidi2; V.S. Karmazikov2, e-mail: GeoLineGrupp@yandex.ru
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia).
2 GeoLineProject LTD (Moscow, Russia).
The Concept of the Complex Development for Underwater Pipelines Repair
This article is devoted to the issues of creating a complex for the underwater pipelines maintenance. The basic operations necessary for underwater maintenance with the help of the installation of sealing couplings are the following: a fixation of the submarine module on the pipeline regardless of the angle of its location to the horizon; a removal of insulation and pipeline surface preparation; an installation of protection to prevent the composite from hitting the internal cavity of the pipeline; an installation of an external power belt with the ability to inject a composite into the pipeline space; the possibility of injecting a composite from the surface.
Original technological and technical solutions are offered: to repair the emergency pipeline during one cycle by one lowering and one lifting of submersible equipment; to use blocks modular componentry; to place the hydraulic power drive directly near the repair site, so under water; to land the submerged block on the emergency pipeline by means of hydraulic erosion of the bottom soil through the posts of the submerged block; to carry out operations on washing, cleaning the pipeline, installing a pipeline protection and a protective belt by the use of one combined device; to inject
76
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PIPELINES EXPLOITATION ANS REPAIR
the composite from the surface, taking into account the experience of the wells cementing; to provide the possibility of optimizing the load on the maintaining pipeline section from the weight of the submersible unit block with the aid of auxiliary floats; to provide the possibility of certain blocks switching off or their functions further increasing in a combined device.
The main blocks and modules included into the repair complex are considered. Technical characteristics of a prototype of a repair complex are given.
Keywords: oil, spills, repair of underwater pipelines, a complex for underwater pipeline repair.
В настоящее время при проектировании и сооружении подводных трубопроводов на объектах континентального шельфа используются самые современные достижения в области морских технологий. Однако практика эксплуатации подводных трубопроводов показывает, что имеются реальные угрозы их повреждения.
На основании анализа около 700 случаев аварийной разгерметизации подводных трубопроводов установлены основные причины их разрушений. Доминирующими причинами аварийных ситуаций являются: коррозия - 50 %, механические повреждения вследствие воздействия якорей, тралов, вспомогательных судов и строительных барж -20 % и повреждения, вызванные штормами, размывами дна, - 12 % [1]. Поскольку наибольший объем углеводородов - около 90 % - сосредоточен
в арктических морях, а природные условия Арктики крайне затрудняют операции по ликвидации разливов нефти или делают их абсолютно неэффективными, актуальным является ремонт подводных трубопроводов, исходя из прогнозируемого объема строительства морских трубопроводов в северных морях (табл. 1).
Анализ технологий, использующихся для ремонта подводных трубопроводов, проведенный в [2], показал, что технологии ремонта, основанные на установке на поврежденный участок герметизирующих муфт при глубинах согласно табл. 1, наиболее эффективны. Анализ технологий и конструкций устройств, использующихся для ремонта подводных трубопроводов, ведущих фирм мира [2] и проведенный патентный поиск позволили сформулировать основные операции, необходимые при
проведении подводного ремонта с помощью установки герметизирующих муфт. К их числу относятся:
• четкая фиксация подводного модуля на трубе вне зависимости от угла ее расположения к горизонту;
• снятие изоляции и подготовка поверхности трубы;
• установка защиты для предотвращения попадания композитного состава во внутреннюю полость трубы;
• установка силового внешнего бандажа с возможностью закачки композитного состава в межтрубное пространство;
• возможность закачки композитного состава с поверхности. Конструктивно была предложена блоч-но-модульная концепция комплекса, что позволяло бы в дальнейшем менять его характеристики.
На основе проведенного технико-экономического обоснования была дока-
Таблица 1. Прогнозируемые объемы строительства морских трубопроводов в северных морях Table 1. Forecast Volumes of Construction of Offshore Pipelines in the Northern Seas
Регион строительства Construction Region Протяженность планируемых трубопроводов, км Length of Pipelines in Project, km Сроки реализации основных проектов, г. Terms for the Implementation of Major Projects, years Диаметры, дюйм Diameters, inch Максимальные глубины, м Maximum depths, m
Баренцево море Barents Sea 2440 2009-2023 18-46 320
Печорское море Pechora Sea 300 2009-2020 32 250
Карское море - Приямальский шельф Kara Sea - the Priyamalsky shelf 1770 2008-2030 40 100
Карское море - акватория Обской и Тазовой губ Kara Sea - Ob and Tazova Bay water area 250 2008-2030 20-40 12
Охотское море Sea of Okhotsk 500 2015-2030 20-28 200
Ссылка для цитирования (for citation):
Мерициди И.И., Шотиди К.Х., Мерициди И.А., Мерициди Х.А., Кармазиков В.С. Концепция разработки комплекса для ремонта подводных трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. С. 76-82.
Meritsidi I.I., Shotidi K.Kh., Meritsidi I.A., Meritsidi Kh.A., Karmazikov V.S. The Concept of the Complex Development for Underwater Pipelines Repair (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 10, P. 76-82.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017
77
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 1. Общий вид погружного блока Fig. 1. General view of the submersible unit
Рис. 2. Конструкция модуля «Гидравлическая станция»:
1 - погружной электроцентробежный водяной насос (ЭЦВН); 2 - погружные водозаполненные электродвигатели (ПЭДВ); 3 - шестеренные масляные насосы; 4 - гидроаккумуляторы; 5 - гидробак с компенсаторами и гидроаппаратурой Fig. 2. Hydraulic station module structure:
1 - submersible electric centrifugal water pump (SECWP); 2 - submersible water-filled electric motors (SWEM); 3 - gear oil pumps; 4 - hydraulic accumulators; 5 - hydraulic tank with compensators and hydraulic equipment
зана актуальность создания комплекса подводного ремонта с использованием технологии установки герметизирующей муфты.
При разработке и проектировании комплекса были приняты следующие оригинальные технологические и технические решения:
• проводить ремонт аварийного трубопровода за один цикл путем одного спуска и подъема погружного оборудования;
• использовать модульное построение блоков;
• разместить силовой гидравлический привод непосредственно в месте проведения ремонта, под водой;
• осуществлять посадку погружного блока на аварийную трубу путем гидроразмыва донного грунта через стойки погружного блока;
• проводить операции по отмыву, зачистке трубы, установке защиты трубы и установке защитного бандажа одним комбинированным устройством;
• производить закачку композитного состава с поверхности, учитывая опыт цементирования скважин;
• предусмотреть возможность оптимизации нагрузки на ремонтируемый участок трубы от веса блока погружного оборудования с помощью вспомогательных поплавков;
• предусмотреть возможность отключения тех или иных блоков или дальнейшее наращивание их функций в комбинированном устройстве.
В результате была предложена компоновка комплекса в следующем составе:
• блок погружного оборудования;
• блок управления;
• блок приготовления композитного состава.
В транспортном положении все блоки размещены на борту вспомогательного судна, при работе погружной блок закрепляется на аварийном участке подводного трубопровода и связан с помощью кабелей с блоком управления, а с помощью шлангов - с блоком приготовления композитного состава. Блок погружного оборудования представлен на рис. 1.
В соответствии с принятой концепцией в блоке погружного оборудования для возможности проведения ремонта
за один цикл спуска и подъема оборудования предусмотрены следующие модули.
Модуль «Гидравлическая станция»
(рис. 2). Силовые насосы шестеренные с приводом от погружных водозапол-ненных электродвигателей, регулирующая и направляющая гидроаппаратура размещены в герметичном баке, давление в котором соответствует давлению в месте размещения блока, для компенсации объема используются резиновые диафрагмы, электрический привод гидроаппаратуры напряжением 24 В.
Расход и давление,развиваемые модулем, а также гидравлическая схема подсоединения гидроаппаратуры могут меняться исходя из потребности погружного блока. Применяемая гидравлическая жидкость экологически безопасна и водорастворима,что не приводит к ущербу в случае повреждения гидролиний.
Модули захвата трубы, расположенные в передней и задней частях погружного блока, с гидравлическим приводом и гидрозамками для предотвращения самопроизвольного открытия предназначены для фиксации погружного
78
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Порядка 400 участников из 16 стран мира ежегодно
Свыше 12 ООО посетителей из 45 регионов России
РОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОХИМИЧЕСКИЙ ФОРУМ
XXVI международная выставка
ГАЗ. НЕФТЬ. ТЕХНОЛОГИИ
ОРГАНИЗАТОРЫ
ПРАВИТЕЛЬСТВО РЕСПУБЛИКИ •й^а БАШКОРТОСТАН
МИНИСТЕРСТВО <SH С D I/
ПРОМЫШЛЕННОСТИ LX- D D Гч
И ИННОВАЦИОННОЙ iïeïïwïï. ПОЛИТИКИ РБ
ТРАДИЦИОННАЯ ПОДДЕРЖКА
министерство а МИНПРОМТОРГ
ЭНЕРГЕТИКИ РФ /À РОССИИ
союз -тортоео-
J П РОМЫ ШЛЕННАЯ ПАЛАТА Р6.
Ç Адрес Уфа, ул. Менделеева, 158 t* Тел: +7 (347) 246 41 77,246 41 93 Ц E-mail: gasoil@bvkexpo.ru
(S)0@gazneftufa
#газнефтьуфа
#газнефтьтехнологии
#гнт
БАШКИРСКАЯ ВЫСТАВОЧНАЯ КОМПАНИЯ
ЁЗБВК
ЗАБРОНИРОВАТЬ СТЕНД
www.gntexpo.ru
Рис. 3. Конструкция модуля захвата:
1 - рычаг прижимной с резиновой накладкой; 2 - гидромотор привода модуля зачистки; 3 - гидромотор ходового винта; 4 - корпус модуля переднего захвата Fig. 3. Gripping module structure:
1 - clamping lever with a rubber lining; 2 - drive hydraulic drive stripping module; 3 - the hydraulic motor of the lead screw; 4 - front gripper module housing
Рис. 4. Чертеж и конструкция модуля отмыва и зачистки трубы
Fig. 4. Drawing and structure of the module for cleaning and stripping the pipe
блока на аварийном участке трубы. Модульность исполнения позволяет переходить на другой размер ремонтируемой трубы путем замены самого модуля (рис. 3).
В ходе выполнения технического проекта была определена возможность совмещения модуля отмыва и модуля зачистки трубы на одной каретке (рис. 4), что позволило повысить эффективность, а также сократить временные затраты на проведение технологических операций по подготовке дефектного участка трубы. Перемещение в осевом направлении осуществляется с помощью ходового винта с приводом от гидромотора, перемещение круговое - с помощью гидромотора. Привод фрез - от гидромоторов. Качество подготовки поверхности трубы к дальнейшим операциям контролируется видеокамерами. При необходимости обеспечивается многократная обработка дефектной поверхности. Фиксация на трубе осуществляется с помощью узла захвата с приводом от гидроцилиндров. Скорости перемещения и вращения могут меняться подбором характеристик гидромоторов. Для отмыва используется вода, отфильтрованная и поданная под давлением и со скоростью, определяемыми водяным центробежным электронасосом. Модуль установки защитной гильзы для предотвращения попадания композитного состава внутрь аварийного трубопровода (рис. 5). Привод гидравлический. Для более полной адгезии гильзы к трубопроводу внутренняя часть гильзы может быть обработана клеем или другим составом, застывающим в морской воде. Гильза имеет специальное приспособление, позволяющее фиксировать ее на трубопроводе после разжима гидравлических фиксаторов.
Модуль установки герметизатора
имеет гидравлический привод. Герметизатор состоит из двух половинок (рис. 5), которые после фиксации на трубе гидроцилиндрами закрепляются специальными креплениями. Герметизатор снабжен устройством, позволяющим закачивать композитный состав в пространство между гильзой и герметизатором по шлангам из блока
80
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PIPELINES EXPLOITATION ANS REPAIR
Рис. 5. Чертеж и конструкция модулей монтажа гильзы и герметизатора:
1 - модуль монтажа гильзы; 2 - верхняя полумуфта герметизатора; 3 - нижняя полумуфта
герметизатора
Fig. 5. Drawing and structure of modules for mounting the sleeve and hermetic seal: 1 - module for mounting the sleeve; 2 - upper half-coupling of the hermetic; 3 - lower half-coupling of the seal
Рис. 6. Блок управления в контейнере:
1 - блок управления ПЭДВ; 2 - блок управления ЭЦВН; 3 - блок управления погружным оборудованием; 4 - монитор и записывающее устройство видеосистемы Fig. 6. Control unit in the container:
1 - SWEM control unit; 2 - SECWP control unit; 3 - submersible equipment control unit; 4 - monitor and video recorder
приготовления композитного состава и отсоединяющим после заполнения манифольд подачи от шлангов подвода к герметизатору.
Таким образом, предложенная модульная система позволяет осуществлять ремонт трубопроводов как разных диаметров, так и на разных глубинах. В зависимости от потребности модули могут подключаться или отключаться в процессе ремонта. Гидравлическая станция позволяет вводить при необходимости дополнительные модули. Например, модуль поднятия трубы, модуль резки и т. д. Команды на включение модулей подаются из блока управления. Наблюдение за процессами под водой осуществляется с помощью видеокамер. На рис. 6 представлен блок управления, позволяющий осуществлять следующие операции:
• управлять электродвигателями привода насосов гидравлического модуля путем изменения частоты тока;
• управлять погружным электроцентробежным водяным насосом;
• управлять технологическими операциями модулями блока погружного оборудования;
• управлять электродвигателями насосов блока композитного состава;
• контролировать систему видеонаблюдения, которая снабжена подводными видеокамерами с освещением, монитором и возможностью записывания информации с четырех видеокамер.
Блок приготовления композитного состава позволяет приготавливать композитную смесь, предварительно прокачав подготовительные растворы, позволяющие подать различного рода ингибиторы, обезжириватели и другие компоненты для лучшей адгезии композитного состава к металлическим частям. Для этого имеются емкости хранения, смеситель, насосы высокого давления. Показатель заполнения полости герметизатора - появление композитного состава в шланге с обратным потоком. Все отработанные жидкости хранятся в емкостях блока до передачи на утилизацию, что обеспечивает экологическую безопасность проводимых работ.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017
81
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
Для проверки правильности выбранной концепции и проверки работоспособности АО «ЦНИИ «Курс» совместно с ООО «ГеоЛайнПроект» и при участии сотрудников РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработали и изготовили опытный образец в рамках госконтракта между Министерством промышленности и торговли РФ и АО «ЦНИИ «Курс».
Выбор параметров комплекса (табл. 2) был обоснован техническим заданием. Проведенные испытания опытного образца показали работоспособность принятой концепции. Была подтверждена возможность проведения ремонта подводного трубопровода в автоматизированном дистанционном режиме без привлечения труда водолазов. Показана возможность разработки ряда типоразмеров для проведения ремонта трубопроводов любого диаметра и с разными глубинами прокладки труб. Выявлены пути совершенствования конструкции и возможность ее использования для уменьшения ущерба от разлива нефти и нефтепродуктов при авариях на подводных трубопроводах, особенно в ледовых условиях, последнее требует проведения дополнительных исследований.
Литература:
1. Мазлова Е.А., Мерициди И.А. Анализ и применимость методов ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в арктических условиях на континентальном шельфе: отчет НИР ФГБУ «РЭА» Минэнерго РФ. М., 2014.
2. Мерициди И.И., Шотиди К.Х. Сравнительный анализ методов ремонта подводных нефтепроводов // Нефть, газ и бизнес. 2016. № 9. С. 8-12.
References:
1. Maslova E.A., Meritsidi I.A. Analysis and Applicability of Methods for Liquidation of Oil and Oil Products Spills in the Arctic Conditions on the Continental Shelf: a Report of the Research and Production Association of the Federal State Unitary Enterprise «REA» of the Ministry of Energy of the Russian Federation. Moscow, 2014. (In Russian)
2. Meritsidi I.A., Shotidi K.H. Comparative Analysis of Underwater Oil Pipeline Repair Methods. Neft, gaz i biznes = Oil, Gas and Business, 2016, No. 9, P. 8-12. (In Russian)
Таблица 2. Технические характеристики ремонтного комплекса Table 2. Technical characteristics of the repair complex
Наименование параметра Parameter name Значение параметра Value
Диаметр ремонтной трубы,мм Diameter of the repair pipe, mm 320-325
Длина ремонтируемого участка трубопровода, мм Length of the pipeline section to be repaired, mm 1450
Глубина расположения ремонтируемого трубопровода от уровня моря, м, не более Depth of location of the pipeline to be repaired from sea level, m, not exceeding 100
Габаритные размеры (в транспортном положении) совместного блока (блока управления и блока приготовления композитного состава), мм: Overall dimensions (in transport position) of the joint unit (control unit and composite preparation unit), mm: • длина length • ширина width • высота height 6058 2438 2591
Габаритные размеры (в транспортном положении) блока погружного, мм: Overall dimensions (in transport position) of the submersible block, mm: • длина length • ширина width • высота height 4000 2010 2264
Масса комплекса оперативного ремонта трубопровода, т, не более: The weight of the complex of on-line repair of the pipeline, t, not exceeding: • полная масса совместного блока (блока управления и блока приготовления композитного состава) в собранном виде с необходимой заправкой элементами композитного состава, не более total weight of the joint unit (control unit and composite composition preparation unit) assembled and filled with the necessary elements of the composite compound, not exceeding • полная масса блока погружного комплекса оперативного ремонта трубопроводов в собранном виде с необходимой заправкой маслом, не более total weight of the unit of the submersible complex for on-line repair of pipelines assembled and filled with the necessary oil, not exceeding 14 10
Система управления Control system Электрогидравлическая Electrohydraulic
Рабочее давление в гидросистеме, МПа, не более: Operating pressure in the hydraulic system, MPa, not exceeding: • блока гидрооборудования (блока погружного комплекса) block of hydraulic equipment (unit of a submersible complex) • блока приготовления композитного состава block for preparation of composite compound 12 2
Потребляемая мощность в КВт, не более: Power consumption, kW, not exceeding: • блока погружного комплекса block of submersible complex • блока приготовления композитного состава block for preparation of composite compound 40 30
Время проведения ремонтных работ, ч, не более: Time of repair works, h, not exceeding: • на ремонт одного повреждения трубопровода one pipeline damage repair • на застывание композитной смеси the composite mixture solidifying 24 18
Количество штатных работников для обслуживания комплекса оперативного ремонта подводного трубопровода, чел., не более Number of full-time employees for servicing the complex for the on-line repair of the underwater pipeline, people, not exceeding 5
82
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
