Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Антикоррозионная защита нефтегазового оборудования и сооружений. Учебное пособие
.pdf
Предварительно нагретая до 4050 °С изолируемая стальная поверхность очищается
по ГОСТ 9.40280, степень очистки 2. Полиэтилен проходит также абразивную подготовку
для образования шероховатости поверхности
Стальная поверхность и прилегающее заводское изоляционное покрытие равномерно нагреваются до температуры не менее 100 + 10 °С.
Предварительно приготовленный эпоксидный
праймер наносится на стальную поверхность
и прилегающее изоляционное покрытие по всему изолируемому участку
Обернуть манжету вокруг сварного шва так,
чтобы нахлест на заводское покрытие составлял не менее 75 мм с каждой стороны, а взаимный перехлест концов манжеты не менее
100 мм
Разогреть мягким пламенем клеевой слой на
замковой пластине и установить ее по центру
взаимного перехлеста концов манжеты, прихлопывая ее рукой или прикатав силиконовым
роликом. Замок должен располагаться на образующей трубы в районе 2 или 10 ч по часовому
циферблату
Рис. 2.19. Технологическая последовательность применения манжеты
ÒÈÀË-Ì
Температурные индикаторы RM-TEMP-IN-STICK-60/70C являются дешевым и эффективным средством для контроля температуры
предварительного нагрева и представляют собой тонкие пластмассовые пластины с нанесенным на конце жидкокристаллическим индикатором температуры. Предназначены для использования рабочимиизолировщиками.
Прикатывающие ролики используются для удаления воздуха
из-под манжеты во время монтажа.
81
Рис. 2.20. Термоусаживающиеся манжеты Raychem
Беспраймерные манжеты WPC 60 И WPC 120 применяются для
антикоррозионной защиты сварных стыков подземных трубопроводов, эксплуатируемых при 60 и 120 °С соответственно. Представляют
собой толстую основу из радиационно-сшитого полиэтилена, на которую нанесен термоплавкий адгезив, обладающий высокой прочностью на сдвиг. Манжеты WPC 60 и WPC 120 совместимы с большинством покрытий трубопроводов.
2.4.4. ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ
МАТЕРИАЛОВ И КОМПАУНДОВ НА ОБЪЕКТАХ
НЕФТЕГАЗОВОЙ, ГАЗОВОЙ И СМЕЖНЫХ ОТРАСЛЕЙ
Серьезные теоретические результаты, достигнутые учеными
в области адгезионных соединений, снижения коррозионного и эрозионного износа полимерных материалов и покрытий, являются хорошей научной базой для внедрения разработок на объектах нефтегазовой отрасли.
В настоящее время для ремонта трещин, каверн в металле
и для соединения деталей все большее распространение получает
нанесение защитных слоев мастик и композиций на основе эпоксид-
82
ных, фенолформальдегидных, кремнийорганических, полиуретановых, полиэфирных и других синтетических связующих веществ.
К сожалению, практический опыт применения полимеров при
обслуживании и ремонте технологического и вспомогательного оборудования на предприятиях не находит полного освещения в печати.
Однако обзор имеющихся к настоящему времени информационных
материалов позволяет сделать прогноз о перспективности дальнейшего развития данного направления.
Ряд авторов полагает, что эпоксидные материалы и композиции
наиболее полно отвечают требованиям условий эксплуатации и технологии нанесения. Эпоксидные материалы обладают высокой адгезией практически ко всем материалам, менее чувствительны к отклонениям от технологии приготовления композиции, а прочность клеевого соединения на основе эпоксидных компонентов не зависит от
толщины клеевого шва.
При проведении монтажных и ремонтных работ в полевых условиях непосредственно на месте эксплуатации наибольшее применение нашли материалы холодного отверждения, способные полимеризоваться без специального прогрева.
Так, находят внедрение на некоторых нефтедобывающих предприятиях РФ клеевые соединения стальных труб и труб из полимерных материалов (поливинилхлорида, стеклопластиков, бипластмассовых); разработаны конструкции раструбных и муфтовых соединений.
Используется технология восстановления стальных трубопроводов
с помощью полимерных композиций.
К традиционным способам устранения повреждений трубопроводных систем относят сварку-заливку каверн, наварку накладок, хомутов. Но вследствие значительной концентрации напряжений в местах устранения дефекта несущая способность сооружений до первоначального уровня не восстанавливается. При последующем ремонте
затрудняется использование очистных и изоляционных машин. Кроме
того, при применении сварки в условиях эксплуатации действующих
трубопроводов требуется проведение длительных и трудоемких подготовительных работ.
Технология восстановления трубопроводов с помощью полимерных композиций значительно проще.
После осмотра обнаженной зоны дефекта устраняют выход продукта через повреждение. При наличии сквозного свища производят
его засверловку, затем забивают деревянную коническую пробку, тре-
83
щины шпатлюют высоковязкими, нейтральными к продукту шпатлевками, конопатят или зачеканивают свинцом.
От старого покрытия трубы очищают по всей окружности на
расстоянии 500 мм от края свища и не менее пяти длин видимого
участка трещины по обе стороны повреждения вдоль трубы. Очистку
производят скребками, металлическими щетками, абразивной бумагой, а также с помощью механизмов угловых реверсивных пневмощеток, очистных машин и др. Зачищенный участок промывают
бензином или ацетоном.
Для устранения повреждений в трубопроводах с путевым подогревом нефти рекомендованы стандартные клеи: эпоксидный ВК-28,
эпоксидно-кремнийорганические ТКМ-75, К-400, фенолкаучуковые
ВК-3, ВК-4, ВК-13, кремнийорганические ВК-2, ВК-6, полиуретановый ВК-20.
Водонефтестойкие конструкционные клеи типа "Спрут" уступают по своим физико-механическим свойствам эпоксидным композициям. Но при использовании клеев серии "Спрут" на склеиваемых
поверхностях допускается наличие воды, нефти и нефтепродуктов,
в связи с чем указанные клеи рекомендуются для ремонта трубопроводов в тех случаях, когда тщательная подготовка поверхностей, подлежащих восстановлению, затруднена или невозможна, а также если
утечку продукта устранить не удается.
Технологию восстановления повреждений в трубопроводе, которая зависит от рабочего давления и характера повреждений, можно
осуществлять способом приклеивания металлической накладки; наложения стеклопластикового пластыря; намоткой бандажа; установкой
ленточного многослойного хомута, силового хомута или разжимной
пробки.
Для устранения крупных трещин в трубопроводах большого
диаметра рекомендовано использовать накладные муфты с герметиком, которые благодаря особой конструкции можно устанавливать
на трубопроводе, не дожидаясь прекращения утечки продукта.
Разъемная муфта состоит из двух полумуфт, стягиваемых болтами
(рис. 2.21).
Для удобства монтажа в нижней полумуфте имеется штуцер,
по которому отводят продукт, поступающий из трубы. После соединения полумуфт на штуцер навинчивают пробку, а давление среды временно воспринимают внутренние уплотнения муфты, расположенные
по обе стороны дефекта.
84
12345 67 8
Рис. 2.21. Схема накладной муфты:
1 труба; 2, 4 уплотнения; 3 герметик; 5 разъемная муфта; 6
дефект; 7 штуцер для заливки герметика; 8 фланцы
Для заливки герметика в муфте предусмотрены специальные
полости, образованные внутренними и внешними уплотнениями на
концах муфты. Внешние уплотнения устанавливают только после очистки наружной поверхности трубы от загрязнений. Герметик заливают в муфту через штуцеры, расположенные на нижней полумуфте;
верхние штуцеры служат для выхода воздуха.
Ремонт подводных трубопроводов осуществляют непосредственно в водной среде или в кессоне. При работе в водной среде используют клеи "Спрут-4, -9М, -12", а в кессоне любой из составов типа
"Спрут". При герметизации подводных трубопроводов в кессоне работы выполняют так же, как и при ремонте трубопроводов подземной
прокладки. Для герметизации трубопроводов под водой рекомендуется освободить аварийный участок от футеровки и пригруза, если он
создает помехи при выполнении работ. Герметизирующие элементы
подают водолазу к месту их установки в собранном виде.
В последнее время для устранения повреждений в подводных
трубопроводах применяют гидромуфты. В кожухе муфт расположены
скользящие клиновые элементы и уплотняющие кольца, позволяющие с помощью гидронасоса создавать распор и обеспечивать за счет
сил трения плотность соединения с основным трубопроводом. Герметизирующую композицию подают в полость муфты насосом надводного или подводного типа. При этом обратный клапан, установленный
на впускном патрубке, препятствует вытеканию герметизирующей
композиции из муфты.
85
Имеется опыт аварийного ремонта газопроводов диаметром 1000 мм и более способом приклеивания накладок из листовой
стали изнутри и снаружи трубопровода. Восстановленные таким
образом газопроводы можно эксплуатировать до капитального ремонта в течение нескольких лет.
Характерным повреждением чугунных трубопроводов является
потеря герметичности стыков из-за выхода из строя уплотнительных
манжет. Одним из распространенных способов восстановления герметичности таких соединений является нагнетание в раструб полимерных клеевых композиций, которые, попав в образовавшиеся неплотности или трещины, полимеризуются в них. Разработаны конструкторско-технологические решения, согласно которым герметизирующую композицию можно вводить в поток газа без остановки эксплуатации газопровода.
Еще одним способом восстановления герметичности раструбных соединений газопроводов (преимущественно из чугунных труб),
производимым без остановки перекачки, является установка полиуретановых или металлических форм (в зависимости от давления в трубопроводе) на потерявший герметичность стык, которые заполняют герметизирующей клеевой композицией.
Разработан способ ремонта, не требующий вскрытия ремонтируемого участка трубопровода. В ремонтируемый трубопровод через
инжекционную головку подают герметизирующую клеевую композицию, которая полимеризуется, и герметичность трубопровода восстанавливается.
Все большее применение в последние годы полимерные материалы находят при ремонте резервуаров. Их используют для герметизации:
кровли и верхних поясов резервуара при наличии сквозных
коррозионных повреждений;
сварных швов, имеющих мелкие трещины, и участков с отпотинами в верхних и средних поясах;
клепаных соединений;
прокорродировавших участков днища и первого пояса корпуса резервуара.
Повреждения в резервуарах, находящиеся выше уровня нефтепродукта, устраняют с помощью клеев, не опорожняя емкости. Если
в месте дефекта происходит утечка и ее не удается устранить зачеканкой, уровень нефти опускают ниже поврежденного места, а затем
осуществляют ремонт с применением клеевых соединений.
86
Накоплен опыт применения полимерных клеящих веществ для
ремонта металлической запорной арматуры и насосного оборудования.
Разработана технология восстановления клиновых задвижек
с помощью эпоксидных клеев. Процесс восстановления осуществляют в следующей последовательности. Изношенные уплотнительные
поверхности клина и корпуса (рис. 2.22) обрабатывают для удаления
дефектного слоя и придания правильной геометрической формы.
1
2
Рис. 2.22. Задвижка клинового типа, восстановленная способом
склеивания:
1 клин; 2 корпус; 3 стальные кольца; 4 клеевой слой
Затем в корпусе и на клине со стороны уплотнительных поверхностей растачивают отверстия на глубину 34 мм, в которые устанавливают на клей с зазором по наружному диаметру предварительно
обработанные и притертые кольца из износостойкого материала. Благодаря наличию жидкой клеевой прослойки и зазора в месте посадки
колец в корпусе и на клине осуществляется самоустановка колец, что
87
и обеспечивает герметичность затвора. При последующем ремонте
задвижки необходимо только прогреть слой клея до 300 °С для удаления колец, очистить поверхность контакта корпуса и клина от клея
и приклеить новые кольца в указанной выше последовательности.
Для восстановления изношенных рабочих колец центробежных
насосов (например, марки 5МС-7Х10) предложено также применять
технологию ремонта с помощью клеев.
Ступицу рабочего колеса (рис. 2.23) обрабатывают по наружному диаметру до полного удаления изношенной канавки лабиринтного
уплотнения. Затем на обработанную поверхность приклеивают металлическое кольцо, имеющее припуск на обработку по наружному диаметру и по торцу. После отверждения клеевого слоя кольцо в сборе
с колесом окончательно обрабатывают до требуемых размеров.
С помощью полимерных клеев могут быть успешно ликвидированы трещины и промывы в корпусах запорной арматуры и насосов.
При этом края трещин необходимо засверлить.
Разнообразные по размерам и характеру разрушения, дефекты
на поверхностях оборудования, трубопроводов и строительных конструкций на предприятиях бывшего СССР устраняли в основном ремонтными композициями отечественного производства.
Выбор адгезива для восстановления свойств поверхности опре-
деляется целым рядом факторов, из которых важнейшими являются его химическая стойкость
1
к действию среды, рабочая температура, стабильность свойств в течение длительной эксплуатации и др.
2
3
Рис. 2.23. Восстановленное рабочее колесо центро-
бежного насоса:
1 клеевой слой; 2 рабочее колесо; 3 метал-
лическое кольцо
88
2.5. КЛЕИ В ПРАКТИКЕ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ
И ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ
2.5.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КЛЕЕВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Клеи используются практически во всех отраслях промышленности, и потребность в них с каждым годом возрастает. Во многих
случаях клеевым соединениям следует отдать предпочтения перед
сваркой, пайкой. Кроме того, это практически единственный приемлемый метод соединения разнородных материалов (например, металлических и неметаллических) между собой.
Важное достоинство клеевых соединений их способность
противостоять коррозии и гниению. В ряде случаев клеевые соединения обеспечивают герметичность конструкций. Основными недостатками большинства клеев являются их относительно невысокая прочность при неравномерном отрыве и необходимость во многих случаях
производить нагревание при склеивании.
В настоящее время разработано большое число клеевых композиций, созданных на основе эпоксидных, фенолформальдегидных,
кремнийорганических, полиуретановых, полиэфирных смол и других
синтетических вяжущих, а также неорганических материалов силикатов, керамики, металлов.
В нефтегазовой и газовой отраслях, несмотря на высокие технологические и эксплуатационные характеристики многих клеев, последние не нашли должного распространения. В то же время имеются
научные и практические разработки в родственных областях, подтверждающие эффективность применения клеевых соединений трубопроводов, фитингов и арматуры. В частности, в ряде публикаций приведены результаты широкой промышленной апробации клеев К-153,
К-400, Т-111, ЭД-20, ЭД-22, УП-583, Л-18, ГИПХ-122, ГИПХ-127,
Спрут-12, Спрут-9М, Спрут-5МДИ, ТКМ-75, ВК-2, ВК-3, ВК-4, ВК-6,
ВК-13, ВК-20, ВК-28.
Следует отметить, что выбор клея для конкретных условий во
многих случаях представляет довольно трудную задачу, так как приходится учитывать воздействие на клеевой шов сразу многих факторов: температуры, коррозионного и эрозионного износа, механических напряжений, излучений и др.
Клеевая композиция в большинстве случаев представляет собой
смесь различных ингредиентов. Определенную роль при выборе клея
89
играет химическая основа связующего вещества. Ниже дается общая
оценка свойств клеевых материалов, герметиков и компаундов на
различной химической основе.
2.5.2. ЭПОКСИДНЫЕ КЛЕИ
Эпоксидные клеи занимают особое место среди клеящих материалов благодаря таким ценным свойствам, как высокая адгезия ко
многим материалам, широкий интервал рабочей температуры, стойкость ко многим агрессивным средам и др.
Кроме того, некоторые эпоксидные клеи можно отверждать при
комнатной температуре, а склеивать ими при высоком давлении.
Ассортимент эпоксидных клеев весьма широк, однако большинство
из них способно работать при температуре, не превышающей 150 °С.
В последнее время получены новые термостойкие эпоксидные смолы
и отвердители, которые можно использовать для создания клеев
с рабочей температурой до 300 °С и выше. Термостойкие клеи можно
получать также на основе обычных эпоксидных смол, модифицированных некоторыми термостойкими полимерами, в частности кремнийорганическими, фенольными, а также сравнительно недавно
разработанными карборансодержащими продуктами.
В результате целенаправленного изменения состава и свойств
эпоксидных смол (создание смол с более высоким содержанием
эпоксигрупп, применение циклоалифатических эпоксидов и т. д.)
и синтеза смол, модифицированных другими полимерами (фенолоэпоксидных и др.), получены клеи с температурой эксплуатации
от минус 260 до плюс 300 °С. Для большинства эпоксифенольных
смол рабочая температура колеблется от минус 200 до плюс 300 °С,
а некоторые эпоксидно-фенольные клеи сохраняют половину исходной прочности при 345 °С [8, 9].
2.5.3. ФЕНОЛФОРМАЛЬДЕГИДНЫЕ КЛЕИ
Фенолформальдегидные клеи изготовляют на основе как новолачных, так и резольных смол, причем резольные смолы используют
гораздо чаще.
В процессе отверждения при нагревании фенолформальдегидных смол резольного типа проходит их дальнейшая конденсация,
катализаторами которой могут служить кислоты, а также серно-,
90
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]