CC BY
46ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
УДК 620.197.6:622.692.4.07
В.Н. Протасов1, e-mail: [email protected]; Д.А. Коробов2; О.О. Штырев3, e-mail: [email protected]
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «Ланкор» (Москва, Россия).
3 ООО «НТЦ «Качество-Покрытие-Нефтегаз» (Москва, Россия).
Особенности технологии сборки и контроля качества механического раструбного соединения стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием нефтепромысловых трубопроводов, выполненного методом «Батлер ТЭК»
В статье рассмотрены преимущества, недостатки, область рационального применения, технологические особенности и методы контроля качества механического раструбного соединения стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием, выполненного методом «Батлер ТЭК», при строительстве нефтепромысловых трубопроводов. Отмечено, что фактором, обусловливающим ограниченное применение данного соединения, является толщина стенки труб. Этим объясняется тот факт, что основной областью применения данного метода соединения являются низконапорные нефтесборные трубопроводы. Высоконапорные трубопроводы системы поддержания пластового давления характеризуются значительной толщиной стенки труб, а потому на них метод «Батлер ТЭК» не может быть применен. Авторами статьи проанализированы особенности технологии сборки соединения с учетом применения как летнего, так и зимнего вариантов двухкомпонентного эпоксидного герметика. Описана процедура контроля качества соединения, включающая контроль его внешней дефектности, внешних конструктивных особенностей, несущей способности и герметичности. Рассмотрены этапы периодических испытаний, в рамках которых контролируется несущая способность соединения - сопротивление разрушению и герметичность при заданной величине давления модельной среды в исходном состоянии, после поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба и циклического изменения температуры. Приведены схемы и описаны принципы работы стендов для проведения периодических испытаний. Представлен алгоритм опытно-промышленных испытаний, проводимых в течение 180 и 360 сут на бай-пасных линиях нефтепромысловых трубопроводов на образцах в виде трубных катушек, представляющих собой раструбное соединение отрезков труб, выполненное методом «Батлер ТЭК», с последующим контролем несущей способности и герметичности на специальном стенде.
Ключевые слова: механическое раструбное соединение, трубная катушка, фланцы, метод «Батлер ТЭК», герметик, технология сборки, периодические испытания, контроль качества, несущая способность, поперечный изгиб, термоциклическое воздействие, опытно-промышленное испытание, байпасная линия.
V.N. Protasov1, e-mail: [email protected]; D.A. Korobov2; O.V. Shtyrev3, e-mail: [email protected]
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
2 Lancor LLC (Moscow, Russia).
3 Research and Engineering Center "Quality - Coating - Oil-and-Gas" LLC (Moscow, Russia).
Features of Technology for Assembling and Quality Control of Mechanical Faucet Joint made by the Butler Tech Method of Steel Pipes with Internal Epoxy Coating of Oilfield Pipelines
The article discusses the advantages, disadvantages, scope of rational application, technological features and quality control methods of mechanical faucet joint of steel pipes with internal epoxy coating, made by the Butler Tech method, in the construction of oilfield pipelines. It's noted that the factor that determines the limited use of this compound is the thickness of the pipe wall. This explains the fact that the main application of this connection method is low-pressure oil collection pipelines. High-pressure pipelines of the reservoir pressure maintenance system are characterized by a significant wall thickness of pipes, and therefore the Butler Tech method cannot be applied to them.
86
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
The authors of the article analyzed the features of the joint assembly technology, taking into account the use of both summer and winter versions of two-component epoxy sealant. The procedure for quality control of the connection is described, including the control of its external defects, external design features, load-bearing capacity and tightness. The stages of periodic tests are considered, in which the load-bearing capacity of the joint is controlled - the fracture resistance and tightness at a given pressure value of the model medium in the initial state, after a transverse bend with a given deflection arrow and a cyclic temperature change. Diagrams and principles of operation of stands for periodic testing are given. The algorithm of pilot-industrial tests carried out during 180 and 360 days on bypass lines of oilfield pipelines on samples in the form of pipe coils, which are a faucet joint of pipe segments made by the Butler Tech method, with subsequent control of the bearing capacity and tightness on a special stand is presented.
Keywords: mechanical faucet joint, pipe coil, flanges, Butler Tech method, sealant, assembly technology, periodic testing, quality control, load-bearing capacity, transverse bending, thermal cycling, pilot testing, bypass pipeline.
При строительстве нефтепромысловых трубопроводов в Российской Федерации успешно применяется механическое раструбное соединение стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием, выполненное методом «Батлер ТЭК» (рис. 1).
В целях выявления причин ограниченного использования этого метода были проанализированы его преимущества и недостатки в сравнении с широко применяемой сваркой стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием и последующей противокоррозионной внутренней втулочной изоляцией сварного соединения, рассмотрены особенности технологии сборки и методы контроля качества.
ПРЕИМУЩЕСТВА, НЕДОСТАТКИ, ОГРАНИЧЕНИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ
К подтвержденным длительным опытом применения преимуществам соединения, выполненного методом «Батлер ТЭК», относятся:
• сохранение проходного сечения трубопровода в месте соединения труб, что обеспечивает на этапе строительства трубопровода проектное значение его гидравлического сопротивления и, как следствие, соответствующую энергоэффективность;
• высокую технологичность соединения труб, что обеспечивает минимальные затраты времени на монтаж трубопровода.
Допустимая толщина стенки трубы при соединении, выполненном методом «Батлер ТЭК» Permissible wall thickness of the pipe when connecting using the Butler Tech method
Наружный диаметр трубы, мм Outer diameter of the pipe, mm Толщина стенки трубы, мм Pipe wall thickness, mm
Min Max
57 2 4,5
76 2 5,5
89 2 7
102, 114 2 8
159, 168 3 10
168 3 10
Рис. 1. Раструбное соединение стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием, выполненное методом «Батлер ТЭК»:
1 - стальная труба; 2 - внутреннее эпоксидное покрытие трубы; 3 - герметик
Fig. 1. Faucet joint of steel pipes with internal epoxy coating, made by the Butler Tech method:
1 - steel pipe; 2 - internal epoxy coating of the pipe; 3 - sealant
Ссылка для цитирования (for citation):
Протасов В.Н., Коробов Д.А., Штырев О.О. Особенности технологии сборки и контроля качества механического раструбного соединения стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием нефтепромысловых трубопроводов, выполненного методом «Батлер ТЭК» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 3-4. С. 86-93.
Protasov V.N., Korobov D.A., Shtyrev O.V. Features of Technology for Assembling and Quality Control of Mechanical Faucet Joint made by the Butler Tech Method of Steel Pipes with Internal Epoxy Coating of Oilfield Pipelines. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(3-4):86-93. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2020
87
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
£
¿¡55
Ш
S5
VV
/ / / /
ч \ ч ч
Рис. 2. Труба с внутренним эпоксидным покрытием, соединяемая в раструб методом «Батлер ТЭК»: 1 - стальная труба; 2 - внутреннее эпоксидное покрытие трубы; D - наружный диаметр трубы, мм; L - длина неизолированной части раструба, мм
Fig. 2. Pipe with internal epoxy coating, connected to the faucet by the Butler Tech method: 1 - steel pipe; 2 - internal epoxy coating of the pipe; D - outer diameter of the pipe, mm; L - length of the uninsulated part of the socket, mm
В то же время к числу основных недостатков метода соединения, выполненного методом «Батлер ТЭК», относятся следующие:
• необходимо формировать раструб и конус на присоединительных концах труб. Это требует организации дополнительного производства, приобретения соответствующего технологического оборудования и инструмента, что, соответственно, повышает стоимость труб;
• раструбное соединение не подлежит ремонту. После вырезки разрушенного участка трубопровода устанавливаемые трубы или катушки соединяют сваркой с последующей традиционной внутренней противокоррозионной втулочной изоляцией сварного соединения, существенные недостатки которой рассмотрены в работе [1];
• данное соединение можно применять только для труб с ограниченной толщиной стенки (табл.).
Необходимо отметить, что технологическое оборудование фирмы Butler (США) не предназначено для формирования раструба и конуса на концевых участках труб (рис. 2) с толщиной стенки выше указанной. Это определяет область применения раструбного соединения, выполненного методом «Батлер ТЭК», -преимущественно низконапорные неф-тесборные трубопроводы. Для высоконапорных трубопроводов системы поддержания пластового давления
(ППД) со значительной толщиной стенки труб данный метод не может быть использован.
ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ СБОРКИ
Герметизация стыка между сопрягаемыми поверхностями в соединении, выполненном методом «Батлер ТЭК», обеспечивается применением двух-компонентных эпоксидных гермети-ков зимнего и летнего вариантов. Летний вариант герметика используют при температуре выше 15 °С, причем дополнительного нагрева компонентов перед смешением не требуется. Зимний вариант герметика применяют при температуре ниже 15 °С с дополнительным нагревом компонентов перед их смешением до температуры 30-50 °С. Подготовка герметика предусматривает требуемую дозировку его компонентов и их смешение в соответствующей таре в условиях, указанных производителем герметика. Компоненты герметика должны иметь разный цвет для контроля качества их смешения. Цвет приготовленной смеси должен отличаться от цвета внутреннего эпоксидного покрытия трубы для облегчения визуального контроля выхода герметика из стыка между сопрягаемыми поверхностями раструбного соединения труб. Допустимый интервал времени между подготовкой герметика и его применением для герметизации раструбного
соединения, выполненного методом «Батлер ТЭК», должен быть указан изготовителем герметика. Сопрягаемые поверхности раструба и конуса труб должны быть очищены перед нанесением герметика от грязи и быть сухими. Не допускается наличие на них жировых и масляных загрязнений, влаги в виде пленки, капель, наледи, инея, а также жировых и масляных загрязнений. При очистке и просушке внутренней полости раструба рекомендуется использовать горелку. Герметик следует наносить шпателем на стыкуемые раструбную и конусную части поверхности трубы следующим образом:
• на конусную часть трубы - шириной не менее 50 мм от торца по всему периметру толщиной не менее 3 мм и на торец трубы;
• на раструбную часть трубы - на расстоянии 50 мм от края внутреннего эпоксидного покрытия шириной не менее 45 мм по всему периметру толщиной не менее 3 мм и на торец трубы.
При стыковке электросварных труб сварной шов на внутренней поверхности раструба и риски на поверхности раструба покрывают слоем герметика толщиной не менее 3 мм. При температуре ниже 10 °С непосредственно перед нанесением герметика необходимо прогреть сопрягаемые поверхности раструба и конуса до температуры 15-40 °С.
Введение конусного конца трубы в раструбный конец необходимо производить до меловой отметки на конусном конце трубы сразу же после нанесения герметика, одновременно контролируя соответствие величины давления на манометре сборочного агрегата норме, приведенной в руководстве по эксплуатации агрегата для сборки механических раструбных соединений методом «Батлер ТЭК». Остановка в процессе запрессовки труб категорически запрещается. При несоответствии величины давления на манометре норме сборку стыка необходимо прекратить до обеспечения требуемого давления запрессовки.
После стыковки труб на торцах конусного и раструбного сопряженных концов труб должны образовываться
88
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
TERRITORIJA TEPPI/lTQPI/lfl
NEFTEGAS HECHTErA3
□il and Gas Territory journal expands international cooperation and invites authors from different countries to publish scientific articles in English
Oil and Gas Territory journal is included in the list of Higher Attestation Commission, "the leading reviewed scientific journals and editions in which the basic scientific results of dissertations on competition of scientific degrees of doctor and candidate of sciences should be published".
General information about the journal: http://neftegas.info/en/tng/
MAIN THEMATIC SECTIONS
Automation (including Robotics for oil and gas industry, Software systems, Data analysis, etc.)
Compressors. Pumps
Corrosion protection
Diagnostics
Drilling
Ecology
Equipment
Field development and operation
Gas distribution stations and gas supply Geology
Oil and gas processing
Oil and gas production
Oil and gas transportation and storage
Operation and repair of pipelines
Pipeline fittings
Power engineering
Underground gas storages
Welding
Founder
"Camelot Publishing" LLC
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
Рис. 3. Схема образца в виде трубной катушки, представляющей собой раструбное соединение отрезков труб с фланцами на свободных концах:
1 - раструбное соединение труб методом «Батлер ТЭК»; 2 - фланец; D - диаметр трубы, мм; L - длина катушки, мм
Fig. 3. Scheme of the sample in the form of a pipe coil, which is a faucet joint of pipe segments with flanges at the free ends:
1 - surelock joint of pipes by the Butler Tech method; 2 - flange; D - pipe diameter, mm; L - coil length, mm
4 1 P 2 4
Рис. 4. Стенд для поперечного изгиба трубной катушки с удлинителями:
1 - трубная катушка с раструбным соединением, выполненным методом «Батлер ТЭК»;
2 - нажимная призма; 3 - плита с опорными призмами; 4 - удлинители трубные; 5 - лазерный дальномер
Fig. 4. Stand for transverse bending of a tube coil with extension cords:
1 - tube coils with a surelock joint, made by the Butler Tech method; 2 - pressure prism; 3 - plate with support prisms; 4 - tube extensions; 5 - laser rangefinder
2 1 2
валики герметика толщиной не менее 2 мм по всему периметру сопряжения. При отрицательных температурах после сопряжения конусного конца трубы с раструбным рекомендуется применять нагревательный пояс для обеспечения требуемой температуры отверждения герметика.
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СОЕДИНЕНИЯ
При приемо-сдаточных испытаниях раструбного соединения стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием, выполненного методом «Батлер ТЭК», контролируют его внешнюю дефектность, внешние конструктивные особенности, несущую способность и герметичность в исходном состоянии. Контролируемым показателем внешней дефектности соединения является его внешний вид. Контроль выполняют визуально непосредственно после присоединения очередной трубы. Не допускается наличие трещин,изломов и других видов разрушений. Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемому показателю, если его внешний вид соответствует норме.
Контролируемыми показателями внешних конструктивных особенностей соединения в исходном состоянии являются совпадение торца раструбного конца трубы с меловой риской-отметкой на наружной поверхности сопрягаемого конусного конца трубы и наличие валиков герметика толщиной не менее 2 мм у торцов сопряжения раструбного и конусного концов труб (рис. 1). Контролируемые валики герметика должны быть непрерывными по всему периметру соединения. Для контроля валика у торца конусного конца трубы, расположенного во внутренней полости трубопровода, используют видеоголовку с подсветкой, установленную на транспортной штанге. Видеоголовку вводят во внутреннюю полость присоединенной к трубопроводу трубы и перемещают в осевом направлении в зону выполненного раструбного соединения. Контролируемый валик герметика должен перекрывать внутреннее эпоксидное покрытие трубы. При необходимости фотографируют обнаруженные дефекты. По окончании
процедуры контроля видеоголовку извлекают из внутренней полости трубы. Контроль совпадения торца раструбного конца трубы с меловой риской-отметкой на наружной поверхности сопрягаемого конусного конца трубы выполняют визуально после присоединения очередной трубы. Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемым показателям, если внешний вид и размер валиков герметика, прилегающих к торцам раструбного и конусного концов труб,
и совпадение торца раструбного конца трубы с меловой риской-отметкой на наружной поверхности сопрягаемого с ним конусного конца трубы соответствуют норме.
Контролируемым показателем несущей способности соединения в исходном состоянии является отсутствие разрушения при заданных растягивающей нагрузке и опрессовочном давлении модельной средой.
Контроль осуществляют на опытном раструбном соединении, изготовленном
90
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
I ,
/ П0ДПИСКА / Ил ЖУРНАЛ ~ I B"3MU,bCTBf "КАМ^гтлттп
ПОДПИСНОЙ "Коррозии «;
0 каталогу р,
"спечаги:
ПОДПИСЫВАЙТЕСЬ
НА ЖУРНАЛЫ
СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ:
по России: для стран СНГ: Электронная версия
1 номер В стоимость
«Территория «НЕФТЕГАЗ» 1 800 рублей 2 200 рублей 1 595 рублей уже всё включено.
10 номеров в том числе
«Территория «НЕФТЕГАЗ» 18 ООО рублей 22 ООО рублей 15 950 рублей доставка в любой уголок
1 номер России.
«Газовая промышленность» 1 760 рублей 2160 рублей 1 595 рублей 1Ш?
16 номеров
«Газовая промышленность» 25 520 рублей 31104 рублей 25 520 рублей
Адрес редакции: 108811, г. Москва, Киевское ш., Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б, подъезд 5, офис 505 Б
wwvu.neftegas.info, [email protected] -f-J (495) 240"54"57
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
Рис. 5. Стенд для испытаний трубных катушек с различными конструкциями соединений на сопротивление разрушению и герметичность при опрессовке модельными средами:
1 - трубная катушка с раструбным соединением, выполненным методом «Батлер ТЭК»;
2 - заглушка фланца трубной катушки; 3 - манометр; 4а, 4b, 4c, 4d - краны; 5 - опоры испытательного стенда; 6 - насос ручной опрессовочный; 7 - шланг высокого давления;
8 - тройник; 9 - термокарман для монтажа термопары; 10 - газовый редуктор; 11 - нагреватель ленточный; 12 - теплоизоляция
Fig. 5. Stand for testing tube coils with various connection designs for fracture resistance and tightness during compression with model media:
I - pipe coil with a surelock joint, made by the Butler Tech method; 2 - plug of the pipe coil flange;
3 - pressure gauge; 4a, 4b, 4c, 4d - cranes; 5 - test bench supports; 6 - manual pressure pump; 7 - high-pressure hose; 8 - tee; 9 - thermoweU for mounting a thermocouple; 10 - gas reducer;
II - belt heater; 12 - thermal insulation
на сборочном агрегате для механической сборки трубопроводов в трассовых условиях.
При контроле на сопротивление разрушению при осевой растягивающей нагрузке к свободным концам опытного раструбного соединения приваривают заглушки с хвостовиками для крепления каната лебедки с установленным на нем динамометром.
Величина растягивающей осевой нагрузки должна обеспечивать напряже-
ние в трубной стали за пределами раструбного соединения не ниже предела ее текучести.
Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемому показателю, если его внешний вид после испытаний на растяжение соответствует норме.
При контроле на сопротивление разрушению при опрессовке модельной средой к свободным концам опытного раструбного соединения приварива-
ют фланцы, которые герметизируют заглушками с уплотнительными прокладками. На заглушках установлены впускной и выпускной краны. Опрессов-ку трубной катушки производят модельной средой при заданном давлении. Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемому показателю, если его внешний вид после испытаний заданным давлением соответствует норме.
Контролируемым показателем герметичности соединения в исходном состоянии является сохранение величины опрессовочного давления модельной среды в течение заданного интервала времени.
Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемому показателю, если величина давления модельной среды в соединении после выдержки в течение заданного времени соответствует норме. При периодических испытаниях раструбного соединения стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием, выполненного методом «Батлер ТЭК», контролируют его несущую способность - сопротивление разрушению и герметичность после поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба и циклического изменения температуры. Несущую способность и герметичность соединения проверяют на образцах в виде трубной катушки, представляющей собой раструбное соединение отрезков труб, выполненное методом «Батлер ТЭК», к свободным концам которых приварены фланцы (рис. 3). При испытаниях соединения на поперечный изгиб с заданной стрелой прогиба на фланцах трубной катушки закрепляют удлинители из труб того же диаметра. Трубную катушку с трубными удлинителями устанавливают на опорные призмы стенда для поперечного изгиба (рис. 4). Далее с помощью нажимной призмы 2, установленной на нагружающем устройстве, осуществляют поперечный изгиб. Стрелу прогиба контролируют лазерным измерителем 5, установленным на опорной плите 3 стенда. После испытаний на поперечный изгиб трубную катушку снимают с опорных призм стенда, демонтируют с нее трубные удлинители.
92
№ 3-4 апрель 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ANTICORROSIVE PROTECTION
Следующим этапом контроля является оценка сопротивления разрушению и герметичности при заданном давлении модельной среды на специальном стенде.
При проведении испытаний соединения на сопротивление разрушению на нижний фланец трубной катушки устанавливают заглушку с уплотни-тельной прокладкой, герметизируют фланцевое соединение и монтируют трубную катушку на раме испытательного стенда.
Далее на верхний фланец трубной катушки устанавливают заглушку 2 с уплотнительной прокладкой и герметизируют фланцевое соединение (рис. 5). Открывают краны 4а и 4Ь, закрывают краны 4с и 4d. Закачивают насосом 6 модельную среду в трубную катушку до начала ее вытекания из крана 4а и закрывают этот кран. Создают насосом 6 заданное давление модельной среды в трубной катушке и визуально контролируют внешний вид раструбного соединения. После этого закрывают кран 4Ь, открывают кран 4d, сбрасывают давление и сливают модельную среду из трубной катушки. Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемым показателям, если после поперечного изгиба результаты визуального контроля соединения при опрессовке модельной средой при заданном давлении соответствуют норме.
При термоциклических испытаниях соединения испытываемую трубную катушку подвергают термоциклическому воздействию в течение 10 циклов в режиме, включающем следующие этапы:
• выдержка в морозильной камере при температуре -60±3 °С в течение 8 ч;
• выдержка в теплоизолированной камере при воздействии водяного пара при температуре 110+5 °С в течение 0,5 ч;
• охлаждение на воздухе при комнатной температуре.
После проведения термоциклических воздействий контролируют несущую способность и герметичность трубной катушки при заданном давлении модельной среды на специальном стенде. Для этого полностью повторяют описанную ранее последовательность дей-
ствий, выполненных в ходе процедуры испытаний соединения на сопротивление разрушению.
Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемому показателю, если после термоциклического воздействия результаты его визуального контроля при опрессовке модельной средой при заданном давлении соответствуют норме.
ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ
Опытно-промышленные испытания (ОПИ)раструбных соединений,выполненных методом «Батлер ТЭК», проводят на байпасных линиях нефтепромысловых трубопроводов. В рамках ОПИ контролируют несущую способность -сопротивление разрушению и герметичность раструбного соединения, внешний вид сопряженных поверхностей труб после испытаний в течение 180 и 360 сут. Стоит отметить, что некоторые нефтегазовые компании увеличивают продолжительности ОПИ до двух лет. Испытания проводят на образцах в виде трубных катушек (рис. 3), причем на каждом этапе параллельно испытывают не менее двух трубных катушек, предварительно маркированных индексами 1 и 2. По окончании первого этапа (180 сут) демонтируют трубную катушку с индексом 1, а по завершении второго этапа (360 сут) - трубную катушку с индексом 2. После окончания каждого этапа испытаний составляют акт внешнего осмотра испытанной трубной катушки с указанием срока испытаний, режима работы трубопровода, результатов осмотра внешнего вида. Кроме того, составляют акт сдачи-приемки испытанной трубной катушки, которую затем направляют в аттестованную лабораторию для контроля несущей способности раструбного соединения, его герметичности при заданной величине давления модельной среды, внешнего вида сопряженных поверхностей раструбного соединения. Методики испытаний при контроле несущей способности и герметичности соединения после комплекса внешних воздействий на трубную катушку на байпасной линии трубопровода
в рамках ОПИ аналогичны методикам, примененным при периодических испытаниях.
Для контроля внешнего вида сопряженных поверхностей раструбного соединения после первого и второго этапов испытаний на байпасной линии у испытанных катушек отрезают фланцы. Затем раструбное соединение разрезают вдоль продольной оси на два полуцилиндра. Свободные концы каждого полуцилиндра зажимают за пределами конического сопряжения в зажимах разрывной машины и, включив ее на растяжение, осуществляют относительный сдвиг соединенных слоем эпоксидного герметика поверхностей конусного и раструбного концов труб, обеспечив их разделение. После этого машину разрывную выключают, а раструбный и конусный концы труб демонтируют из ее зажимов. Контроль внешнего вида сопряженных поверхностей конусного и раструбного концов труб на отсутствие на них коррозионных разрушений или продуктов коррозии осуществляют визуально или с применением лупы и подсветки. Соединение соответствует техническим требованиям по контролируемым показателям, если результаты контроля несущей способности и герметичности соединения при заданной величине давления модельной среды, а также внешнего вида сопряженных поверхностей раструбного соединения после испытаний в течение 180 и 360 сут на байпасной линии нефтепромыслового трубопровода соответствуют нормам.
Литература:
1. Протасов В.Н., Коробов Д.А. Обеспечение требуемого уровня качества внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений стальных элементов нефтепромысловых трубопроводов с внутренним эпоксидным покрытием // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 12. С. 48-55.
References:
1. Protasov V.N., Korobov D.A. Goal Quality Assurance of Inner Anti-Corrosive Protection of Welded Joints in Epoxy Coated Steel Pieces of Oilfield Pipelines. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2018;(12):48-55. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3-4 April 2020
93
