Нефтегазовая промышленность: технологии и эксплуатация

— 1 —

УДК 622.692.4+622.276.8

РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И

ГАЗА

К ДАЛЬНЕМУ ТРАНСПОРТУ

Аннотация

В статье рассматриваются методы и технологии ремонта основного оборудования установок

подготовки нефти и газа к дальнему транспорту. Проанализированы типичные виды отказов

сепараторов,

теплообменных

аппаратов,

насосно-компрессорного

оборудования

и

резервуарных парков. Предложена классификация ремонтных работ, включающая текущий,

средний и

капитальный ремонт. Особое внимание

уделено применению современных

диагностических методов — ультразвуковой и акустико-эмиссионной дефектоскопии, а

также

технологиям

восстановления

геометрических

параметров

деталей.

Рассмотрены

вопросы

организации

ремонтных

работ

в

условиях

действующего

производства

и

требований промышленной безопасности.

Ключевые

слова:

подготовка

нефти

и

газа,

ремонт

оборудования,

дефектоскопия,

сепараторы,

насосно-компрессорное

оборудование,

капитальный

ремонт,

техническое

обслуживание.

1. Введение

Система транспортировки нефти и газа на дальние расстояния представляет собой

одну

из

наиболее

капиталоёмких

и

технологически

сложных

отраслей

топливно-

энергетического

комплекса.

Надёжность

магистральных

трубопроводов

и

перекачивающих станций в значительной мере определяется техническим состоянием

оборудования, задействованного в процессах подготовки углеводородного сырья к

транспорту [1, 2].

Подготовка

нефти

включает

операции

обезвоживания,

обессоливания,

стабилизации и дегазации. Подготовка газа предполагает очистку от механических

примесей

и

капельной

влаги,

осушку,

отбензинивание

и

одоризацию.

Все

эти

технологические процессы реализуются с применением разнообразного оборудования

—

от

сепараторов

и

адсорберов

до

насосных

и

компрессорных

агрегатов,

эксплуатируемых в условиях высоких давлений, температур и агрессивных сред [3].

Интенсивный

характер

эксплуатации,

воздействие

коррозионно-активных

компонентов пластовых флюидов, механические нагрузки и температурные перепады

неизбежно

приводят

к

износу

и

деградации

оборудования.

Своевременный

и

качественный ремонт является необходимым условием обеспечения промышленной

безопасности

и

экономической

эффективности

производства.

Настоящая

статья

посвящена систематизации подходов к ремонту оборудования установок подготовки

нефти и газа (УПНГ) с учётом современных технологий диагностики и восстановления.

Нефтегазовая промышленность: технологии и эксплуатация

— 2 —

2. Классификация оборудования УПНГ и основные виды его износа

2.1. Состав технологического оборудования

Оборудование

УПНГ

по

функциональному

назначению

подразделяется

на

следующие группы [4]:

1)

аппараты для разделения фаз — нефтегазовые и газожидкостные сепараторы,

отстойники, каплеуловители;

2)

теплообменное оборудование — кожухотрубные теплообменники, печи огневого

нагрева, рекуперативные блоки;

3)

насосно-компрессорное оборудование — центробежные и поршневые насосы,

газовые компрессоры;

4)

резервуарные

парки

—

стальные

вертикальные

цилиндрические

резервуары

(РВС), резервуары с плавающей крышей (РВСПК);

5)

трубопроводная обвязка и запорно-регулирующая арматура.

2.2. Характерные виды износа и повреждений

Анализ эксплуатационных данных показывает, что наибольшее число отказов

оборудования УПНГ обусловлено следующими механизмами деградации [5, 6]:

Вид оборудования

Характерные дефекты

Причины возникновения

Сепараторы

Коррозионные язвы, трещины в

сварных швах, эрозия внутренних

устройств

Сероводородная коррозия,

гидроабразивный износ

Теплообменники

Коррозия и накипь трубок, течи

через трубные решётки,

деформация корпуса

Термоциклические нагрузки,

отложения солей

Насосы

Износ рабочих колёс,

кавитационные повреждения,

утечки через сальники

Гидроабразивный износ,

пульсации давления

Компрессоры

Износ клапанов, поршневых колец,

задиры цилиндров

Загрязнённый газ, нарушение

смазки

Резервуары РВС

Коррозия днища и кровли,

деформации стенки,

разгерметизация швов

Почвенная и атмосферная коррозия

Таблица 1 — Характерные дефекты оборудования УПНГ

3. Система технического обслуживания и ремонта

3.1. Структура системы ППР

Нефтегазовая промышленность: технологии и эксплуатация

— 3 —

В

нефтегазовой

промышленности

России

применяется

планово-

предупредительная

система

технического

обслуживания

и

ремонта

(ТОиР),

регламентированная отраслевыми документами [7]. Данная система предусматривает

три основных вида ремонтных воздействий:

Текущий ремонт (ТР) выполняется в процессе эксплуатации без длительного

вывода

оборудования

из

работы

и

предусматривает

замену

быстроизнашиваемых

деталей

и

уплотнений,

устранение

мелких

дефектов

и

подтяжку

соединений.

Периодичность — каждые 4–8 тысяч машиночасов в зависимости от типа оборудования.

Средний ремонт (СР) предполагает частичную разборку машины или аппарата,

дефектацию основных узлов и замену деталей с износом, превышающим допустимый.

Средний

ремонт

позволяет

восстановить

работоспособность

без

полного

разбора

агрегата. Периодичность — каждые 16–24 тысячи машиночасов.

Капитальный ремонт (КР) является наиболее трудоёмким и предполагает полную

разборку оборудования, дефектацию всех деталей и сборочных единиц, замену или

восстановление изношенных элементов, а также испытания после сборки. КР позволяет

полностью

восстановить

ресурс

оборудования.

Периодичность

определяется

нормативными документами и, как правило, составляет 5–7 лет для сосудов давления и

3–5 лет для насосно-компрессорного оборудования [8].

3.2. Методы технической диагностики

Современная стратегия ремонта оборудования УПНГ базируется на принципе

«ремонт по фактическому состоянию», реализация которого невозможна без применения

надёжных диагностических методов. К основным из них относятся [9]:

Ультразвуковая

толщинометрия

и

дефектоскопия

(УЗД)

применяются

для

измерения остаточной толщины стенок корпусных элементов и выявления внутренних

дефектов

(трещин,

расслоений,

непроваров)

без

вскрытия

оборудования.

Метод

позволяет обследовать сосуды давления в рабочем состоянии под давлением.

Акустическая

эмиссия

(АЭ)

используется

для

обнаружения

активно

развивающихся дефектов при нагружении сосудов давления. АЭ-контроль позволяет

выявить трещины, коррозионные повреждения и зоны пластической деформации на

ранних стадиях развития.

Магнитная

и

вихретоковая

дефектоскопия

применяется

для

выявления

поверхностных

и

приповерхностных

дефектов

в

ферромагнитных

и

немагнитных

конструкциях соответственно. Данные методы особенно эффективны при контроле

трубных пучков теплообменников.

Вибродиагностика ротационного оборудования позволяет по спектру вибрации

определить техническое состояние подшипников, дисбаланс и несоосность роторов

насосов

и

компрессоров

без

их

разборки.

Сопоставление

результатов

с

базовыми

значениями позволяет своевременно назначить ремонт.

Нефтегазовая промышленность: технологии и эксплуатация

— 4 —

4. Технологии ремонта основных видов оборудования

4.1. Ремонт сепараторов и сосудов давления

Ремонт

сосудов

давления

регулируется

требованиями

Федеральных

норм

и

правил ПБ 03-584-03 и ГОСТ Р 52630-2012. Перед началом ремонтных работ сосуд

подлежит освобождению от продукта, пропарке или продувке инертным газом, а также

выдаче наряда-допуска [10].

Наиболее

распространённым

видом

ремонта

сосудов

является

устранение

коррозионных повреждений. При глубине питтинговой коррозии до 20% от расчётной

толщины стенки допускается заварка дефектов ручной дуговой или аргонодуговой

сваркой с последующим контролем качества швов методами УЗД и радиографии. При

значительных площадях утонения применяется вырезка дефектного участка и вварка

новой вставки из однотипного материала.

Демонтаж и замена внутренних устройств (тарелок, насадки, каплеотделительных

сеток)

производятся

при

исчерпании

ресурса

или

при

их

разрушении

вследствие

гидравлических

ударов.

Восстановленный

сосуд

после

сборки

подвергается

гидравлическим испытаниям давлением, равным 1,25 рабочего, или пневматическим

испытаниям — 1,1 рабочего давления.

4.2. Ремонт теплообменного оборудования

Кожухотрубные

теплообменники

являются

одним

из

наиболее

часто

ремонтируемых видов оборудования УПНГ. Плановая чистка трубного пространства от

отложений

выполняется

гидромеханическим

или

химическим

способом

с

периодичностью, определяемой скоростью образования накипи. Химическая промывка

растворами ингибированных кислот позволяет полностью растворить карбонатные и

сульфатные отложения без разборки аппарата [11].

При обнаружении дефектных трубок теплообменника применяют следующие

решения: заглушение трубок медными пробками (допускается до 15% от общего числа

трубок), замена отдельных трубок с переразвальцовкой концов в трубной решётке,

полная замена трубного пучка с изготовлением нового на ремонтном предприятии.

Критерием необходимости полной замены пучка является превышение допустимого

числа заглушённых трубок или обнаружение трещин в трубных решётках.

4.3. Ремонт насосно-компрессорного оборудования

Текущий

ремонт

центробежных

насосов

включает

замену

торцовых

или

сальниковых

уплотнений,

проверку

и

регулировку

осевого

зазора

ротора,

замену

подшипников

при

признаках

их

износа.

Данные

виды

ремонта,

как

правило,

выполняются силами персонала производственного объекта.

Капитальный ремонт насоса производится на ремонтном предприятии. После

полной разборки агрегата проводится обмер деталей и их сопоставление с чертёжными

Нефтегазовая промышленность: технологии и эксплуатация

— 5 —

размерами. Рабочие колёса с признаками кавитационного износа и коррозии заменяются

новыми. Восстановление изношенных посадочных мест вала выполняется методом

плазменного или электродугового напыления с последующей механической обработкой

до требуемых размеров [12].

Ремонт поршневых и винтовых компрессоров включает притирку клапанных пар,

замену поршневых колец и штоковых уплотнений, восстановление геометрии цилиндров

(расточку и хонингование). После сборки компрессор обкатывается на испытательном

стенде на холостом ходу, затем под нагрузкой с контролем виброскорости, температур

подшипников и производительности.

4.4. Ремонт резервуарных парков

Ремонт

вертикальных

стальных

резервуаров

является

наиболее

сложной

и

трудоёмкой операцией в системе ТОиР объектов нефтепроводного транспорта. Полное

обследование РВС с частичным или полным опорожнением выполняется не реже одного

раза в 10 лет в соответствии с требованиями РД 08-95-95 [13].

Коррозионные повреждения днища резервуара устраняются заменой поражённых

листов

или

наложением

металлических

накладок

с

обваркой

по

периметру.

При

значительном износе нижнего пояса стенки применяется технология «врезки» — замена

участков

стенки

при

опёртом

резервуаре

с

применением

специальной

монтажной

оснастки.

Герметичность

швов

после

ремонта

проверяется

вакуумным

методом

с

использованием вакуум-камер.

Антикоррозионная защита восстанавливается нанесением систем ЛКП на основе

эпоксидных и полиуретановых покрытий толщиной 400–600 мкм с предварительной

пескоструйной обработкой поверхности до степени Sa 2,5 по ISO 8501-1.

5. Организация ремонтных работ и требования безопасности

Организация

ремонта

оборудования

УПНГ

в

условиях

действующего

производства

представляет

собой

значительную

техническую

и

организационную

задачу.

Вывод

оборудования

в

ремонт

требует

разработки

схем

обводных

линий

(байпасов),

согласования

с

диспетчерской

службой

и

получения

разрешительной

документации [14].

К

ключевым

требованиям

промышленной

безопасности

при

производстве

ремонтных работ относятся: оформление нарядов-допусков на огневые работы и работы

в замкнутых пространствах, контроль загазованности рабочей зоны газоанализаторами,

применение

инструмента

и

оснастки

во

взрывозащищённом

исполнении,

а

также

обеспечение работников средствами индивидуальной защиты органов дыхания.

Всё

большее

распространение

получает

практика

привлечения

к

ремонту

специализированных

сервисных

организаций,

располагающих

необходимым

оборудованием и аттестованным персоналом. Это позволяет сократить время простоя

Нефтегазовая промышленность: технологии и эксплуатация

— 6 —

агрегатов

и

повысить

качество

ремонта

за

счёт

применения

специализированной

технологической оснастки.

6. Заключение

Проведённый анализ позволяет сформулировать следующие основные выводы:

1.

Надёжная

эксплуатация

оборудования

УПНГ

обеспечивается

применением

системы планово-предупредительных ремонтов с обязательным применением

методов технической диагностики.

2.

Внедрение методов вибродиагностики и ультразвукового контроля позволяет

перейти к стратегии ремонта по фактическому техническому состоянию, снижая

затраты и предотвращая аварийные отказы.

3.

Применение современных технологий восстановления (плазменное напыление,

композитные

материалы,

полимерные

антикоррозионные

покрытия)

существенно увеличивает межремонтный ресурс оборудования.

4.

Организация ремонтных работ на действующих производственных объектах

требует

строгого

соблюдения

требований

промышленной

и

пожарной

безопасности.

Список использованных источников

1.

Коршак

А.

А.,

Шаммазов

А.

М.

Основы

нефтегазового

дела.

—

Уфа:

ДизайнПолиграфСервис, 2020. — 544 с.

2.

Бобровский С. А. Трубопроводный транспорт нефти. — М.: Наука, 2019. — 592 с.

3.

Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти. — Казань: Фэн, 2000. — 416 с.

4.

Технологический

регламент

на

техническое

обслуживание и

ремонт

оборудования

установок комплексной подготовки нефти. — М.: ПАО «Транснефть», 2021.

5.

Гумеров А. Г., Азметов Х. А. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных

нефтепроводов. — М.: Недра-Бизнесцентр, 1998. — 271 с.

6.

Дунаев В. Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. — М.:

ЦентрЛитНефтеГаз, 2020. — 320 с.

7.

РД

39-132-94.

Правила

по

эксплуатации,

ревизии,

ремонту

и

отбраковке

нефтепромысловых трубопроводов. — М.: Миннефтепром, 1994.

8.

ГОСТ Р 52630-2012. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия.

— М.: Стандартинформ, 2012.

9.

Шубин

И.

Н.

Диагностика

и

ремонт

технологического

оборудования

нефтеперерабатывающих заводов. — М.: Химия, 2018. — 248 с.

10.

ПБ 03-584-03. Правила проектирования, изготовления и приёмки сосудов и аппаратов

стальных сварных. — М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2003.

11.

Лащинский А. А. Конструирование сварных химических аппаратов: справочник. — Л.:

Машиностроение, 1981. — 382 с.

Нефтегазовая промышленность: технологии и эксплуатация

— 7 —

12.

Герике Б. Л. Диагностика и мониторинг технического состояния горного оборудования.

— Кемерово: КузГТУ, 2012. — 280 с.

13.

РД

08-95-95.

Положение

о

системе

технического

диагностирования

сварных

вертикальных

цилиндрических

резервуаров

для

нефти

и

нефтепродуктов.

—

М.:

Госгортехнадзор, 1995.

14.

Правила промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего

под избыточным давлением. ФНП ПБ. — М.: ФСЭТАН, 2021.