1

0BNAVLJANJE DOTRAJALIH NAFTOVODA PRIMJENOM METODE

UVLAČENJA U ČELIČNU CIJEV POLIETILENSKE CIJEVI

VISOKE GUSTOĆE

Autor: Nikola Despot,dipl.ing.stroj.

Puknuća cjevovoda se događaju u naftnoj djelatnosti, a najčešći uzroci puknuća cjevovoda je

korozija s unutrašnje strane.

Trajno sprečavanje unutrašnje korozije može se postići izborom poliestera i polietilena kao

zamjenskih materijala novog cjevovoda.Tu se pojavljuju ograničenja zbog tlaka te visoki i

komplicirani građevinski zahtjevi i prateći troškovi (urbane regije, vodotoci, željezničke

pruge, šume, ceste, otkupi i odštete itd.), te lokacijske i građevinske dozvole pa se odnos

između zamjene novim cjevovodom i rehabilitacije starog cjevovoda znatno mijenja u korist

rehabilitacije.

Kontinuirana prevencija unutrašnje korozije čeličnih cjevovoda na značajnim cjevovodima

provodi se doziranjem kemijskih inhibitora koji molekularnim filmom stvaraju barijeru

između korozivnog fluida i čeličnog cjevovoda.

Za masovnu primjenu inhibiranje je neprikladno zbog visokih troškova opremanja cjevovoda

dozirnim agregatima sa spremnicima kemikalija, te trajnih operativnih troškova posluživanja

agregata i nabave kemijskih inhibitora.

Cjevovodima nafta putuje od svog odredišta naftne bušotine do sabirne, mjerne odnosno

otpremne stanice i rafinerije.

Priključnim i sabirnim naftovodima putuje nafta pomiješana s vodom dok magistralnim

naftovodima prolazi suha (dehidrirana) nafta.

Cjevovodi su različitog promjera od najmanje 8O mm za priključne do 5OO mm za

magistralne naftovode.

Uzroci puknuća cjevovoda sa vanjske strane su naprezanja u tlu – klizišta, vanjska korozija na

mjestima gdje je loše izvedena antikorozivna zaštita, lutajuće struje, vanjska mehanička

oštećenja, ali je korozija s unutarnje strane najčešći uzrok puknuća.

Budući da je korozija s unutrašne strane cjevovoda glavni uzrok puknuća cjevovoda, to su

prvi na udaru upravo priključni naftovodi kojima putuje tzv. mokra nafta.

Jedan od glavnih uzroka stvaranja korozije u priključnim naftovodima je slana voda, a sa

starošću polja i većom iscrpljenošću ležišta u proizvedenoj kapljevini ima je sve više, a njezin

salinitet u prosjeku je 1O OOO do 15 OOO mg/l NaCl.

2

Sulfatoreduktivne bakterije kojima je inficirana većina naših proizvodnih naftnih ležišta kao

produkt svoga metabolizma izazivaju koroziju sumporovodikom otopljenim u vodi.

Jedna od metoda rehabilitacije cjevovoda je tzv. metoda „ U – liner „.

Ta metoda je dobila ime po karakterističnom obliku cijevi pripremljene za uvlačenje u stari

cjevovod.

Presavijenoj polietilenskoj cijevi PEHD u obliku slova U smanjen je za 4O – 5O % promjer što

znatno smanjuje otpore uvlačenja.

Koristeći svojstvo termoplastičnog materijala PEHD uz pomoć topline u tvornici se cijev

presavija do oblika dvostrukog slova „ U „ i tako pripremljena cijev trajno zadržava

presavinuti oblik.

Nakon insertiranja u cjevovod PEHD cijev se povratno oblikuje temperaturom omekšavanja

pomoću vodene pare.

Kad se postignu stabilni parametri omekšavanja PEHD cijevi (pod kontrolom moraju biti

temperatura stijenke polietilenske cijevi na ulaznom i izlaznom kraju rehabilitiranog

cjevovoda, unutrašnji tlak pare u omekšanoj cijevi, maksimalna temperatura pare, kao i

3

količina kondenzata) slijedi faza razvijanja presjeka cijevi odnosno povratno oblikovanje do

čvrstog dosjeda s matičnom cijevi.

To se postiže smanjenjem dovoda pare i postepeno kontroliranim porastom tlaka zraka u

sada omekšanoj cijevi.

Nakon ostvarenog čvrstog dosjeda postepeno se vrši hlađenje razvijene PHDE cijevi i

ohlađena cijev zadržava čvrsti dosjed s matičnom cijevi.

Usporedba troškova između rehabilitacije i zamjene starih novim cjevovodima u prosječnim

uvjetima rehabilitacija bi bila jeftinija od zamjene cjevovoda za približno 15 – 20 %.

Rehabilitacija je tehnički bolje rješenje od zamjene cjevovoda jer trajno zaustavlja unutarnju

koroziju.

Unutarnji promjer tako dobivene cijevi je nešto manji, no pošto je stijenka polietilenske cijevi

vrlo glatka, protok fluida je bolji tj. u hidrauličkom je smislu manjak promjera anuliran.

Na polietilenskoj cijevi se teže taloži parafin što rezultira dvojakom koristi – dobra se

protočnost zadržava i nakon dulje primjene, a ujedno su i manji troškovi čišćenja cjevovoda,

ne baš beznačajni u troškovima proizvodnje i distribucije.

Čvrstoća tako dobivene cijevi veća je od prvobitne čelićne, a smanjuje se i gubitak topline

fluida, čime se dodatno povećava protočnost.

PEHD rehabilitacija je znatno povoljnije i brže rješenje čak i u najjednostavnijim okolnostima,

a pogotovo u građevinski i imovinsko pravno kompliciranim slučajevima.

Primjer rehabilitacije jednog naftovoda:

REHABILITACIJA NAFTOVODA TRASE ČEŠALJ Č – 1 DO SABIRNE STANICE SS -1 Ø 4 ''

STRUŽEC.

1. PRIPREMNI RADOVI ( zadužen korisnik – naručitelj);

1.1. Rješenje imovinsko pravnih odnosa i osiguranje nesmetanog rada na ukupnoj trasi

naftovoda i na početnom i završnom dijelu trase;

1.2. Propisati mjere sigurnosti za vrijeme izvođenja radova;

1.3. Izvršiti prema geodetskoj podlozi iskolčenje lomova na ukupnoj trasi;

1.4. Osiguranje protupožarne zaštite za vrijeme izvođenja radova;

1.5. Osigurati prihvat istisnute vode poslije tlačnih proba;

1.6. Rasterećenje naftovoda od tlaka, ispiranje od ugljikovodika te istiskivanje zaostale vode

u cjevovodu.

4

1.7. Demontaža naftovoda na bušotini razdjeljivaču ili češlju s blindiranjem otvora koji nisu

predmet rehabilitacije;

1.8. Proparivanje naftovoda i čišćenje od parafina poliuretanskim klipovima promjera 10 %

većim od unutrašnjeg promjera naftovoda.Operacija potiskivanja poliuretanskih klipova

obavlja se pneumatski i to do 6 puta ili dok nije potpuno očišćen parafin.

Poliuretanski klipovi imaju zadaću čišćenja naftovoda od parafina i na svojoj vanjskoj

staklastoj kožici u slučaju njezinog oštečenja nakon prolaza kroz naftovod pokazuju da bi

moglo doći do oštečenja PEHD cijevi kod uvlačenja (zaostale prokapljine od zavarivanja i sl.).

2. GRAĐEVINSKI I STROJARSKO – MONTAŽNI RADOVI

2.1. GRAĐEVINSKI RADOVI

2.1.1. Iskop šahte na sabirnoj stanici SS 1 za '' S '' komad - početna šahta;

2.1.2. Iskop šahte u trasi na lomu L1 - srednja šahta;

2.1.3. Iskop šahte u trasi na lomu L2 - srednja šahta;

2.1.4. Iskop šahte u trasi na lomu L3 - srednja šahta;

2.1.5. Iskop šahte u trasi na međuspoju - srednja šahta;

5

2.1.6. Iskop šahte na češlju Č1 - završna šahta;

2.1.7. Iskop šahte na mjestu A,B i C ( zaglava kalibar ploče zbog nagnječenja i eliptičnosti

osnovne cijevi).

2.2. STROJARSKO MONTAŽNI RADOVI

Potrebno je utvrditi zakrivljenost postojećih lukova naftovoda na trasi i u postrojenju.

Lukovi ulaza naftovoda u zemlju i izlaza iz zemlje te lukovi na trasi moraju za metodu

U – liner imati zakrivljenost veću ili jednaku 15 D.

Prema snimljenim kutevima lukova slijedi radionička izrada zamjenskih lukova i '' S ''

komada.

Za zavarivačke radove izvoditelj treba imati :

- Certifikat o sposobnosti za izvođenje zavarivačkih radova;

- Rješenje o imenovanju odgovorne osobe za nadzor kvalitete zavarivačkih radova;

- WPS – specifikaciju postupka zavarivanja;

- PQR – potvrdu o ispitivanju zavarenog uzorka;

- Certifikate zavarivača;

- Certifikate osnovnog i dodatnog materijala;

- Tehnologija Rx kontrole;

- Kvalifikaciju-certifikaciju operatera za ispitivanje bez razaranja;

- Zavarivački dnevnik;

- Tehnologiju zaštite od korozije;

- Građevinski dnevnik;

Treba napomenuti da minimalna temperatura okoline pri kojoj izvoditelj može izvoditi

radove s PEHD cijevi je +5 ˚C.

2.2.1. Zamjena '' S '' komada na sabirnoj stanici SS – 1;

2.2.2. Zamjena '' S '' komada na češlju Č – 1;

2.2.3. Zamjena lukova sa lukovima radijusa 15D na L1, L2 i L3;

6

2.2.4. Nakon zamjene ulaznog i izlaznog '' S ''-a i lukova na trasi naftovod se ispituje vodenim

tlakom na čvrstoću i to 50 bar 1 sat kako bi se utvrdilo stvarno stanje starog naftovoda.

Očitovanje tlaka vrši se na dva manometra i registrirajućim manometrom s pisaćem.

Uspješnost ili neuspješnost tlačne probe utvrđuje se u pisanom obliku i privitak je tehničkoj

dokumentaciji.

2.2.5. Istiskivanje vode iz naftovoda poslije tlačne probe i čišćenja naftovoda od parafina.

Ta se operacija izvodi poliuretanskim klipovima ( promjera 10% većeg od unutrašnjeg

promjera naftovoda).

Poliuretanski klipovi imaju zadaću istisnuti vodu i očistiti stijenku naftovoda od zaostalog

parafina , a na svojoj vanjskoj staklastoj pokožici pokazati eventualne opstrukcije unutar

naftovoda (prokapljine zavara i sl.) koje bi ugrozile polietilensku cijev prilikom uvlačenja.

Operacija potiskivanja poliuretanskih klipova obavlja se pneumatski i to u 6 navrata.

2.2.6. Određivanje lokacije međuspojnice i izrezivanje naftovoda na toj lokaciji za ugradnju

međuspojnice ( dužina međuspojnice je 1 metar).

Lokacija međuspojnice određuje se prema dužini cjevovoda ( max. dužina uvlačenja PEHD

cijevi je cca 600 metara).

Međuspojnica treba biti u depresiji cjevovoda radi istjecanja tekučine-kondenzata kod

proparivanja i na pristupačnoj lokaciji za građevinske strojeve.

U slučaju da dionica ima depresiju veću od 15 m potrebno je izraditi dodatno spojno mjesto

radi istjecanja kondenzata pare ( veliki stupanj kondenzata u depresiji sprečava zagrijavanje

PEHD cijevi i njezino vraćanje u prvobitni kružni oblik s dobrim prijanjanjem uz čeličnu cijev

naftovoda).

7

8

2.2.7. Kalibriranje cjevovoda čeličnom kalibar pločom promjera 95% od nominalnog

promjera naftovoda obavlja se pneumatski.

U pisanom obliku utvrđuje se oštećenost ili neoštećenost kalibar ploče.

Na navedenom primjeru imali smo nepredviđene radove nakon zaglave kalibar ploče na

lokaciji A ,B i C zbog nagnječenosti i eliptičnosti osnovne cijevi.

Kalibriranje cjevovoda vrši se od krajnih točaka prema međuspojnici.

2.2.8. Na krajeve cjevovoda kod sabirne stanice SS – 1 i kod češlja Č – 1 zavare se grlate

prirubnice.

2.2.9. Pneumatski se uz pomoć poliuretanskog klipa provuče kroz dionicu naftovoda

pomoćno čelična sajla Ø 5 mm.

Nakon toga se pomoćnom sajlom uvuće radna sajla Ø 8 mm nosivosti 4 t, što premašuje

najveće dopušteno opterećenje za PEHD cijev.

9

3. UVLAČENJE U – LINERA, PROPARIVANJA UVUČENE PEHD CIJEVI I ISPITIVANJE

UVLAČENJE U NAFTOVOD PEHD CIJEVI točka 3.1 do točke 3.5.

Osim središnjeg međuspoja izvedeni su međuspojevi u točkama A,B i C gdje je došlo do

zaglave kalibar ploče.

3.1. Dionica za uvlačenje PEHD CIJEVI od češlja Č – 1 do međuspoja A;

3.2. Dionica za uvlačenje PEHD CIJEVI od središnjeg međuspoja do međuspoja A;

3.3. Dionica za uvlačenje PEHD CIJEVI od središnjeg međuspoja da međuspoja B;

3.4. Dionica za uvlačenje PEHD CIJEVI od međuspoja C do međuspoja B;

3.5. Dionica za uvlačenje PEHD CIJEVI od sabirne stanice SS – 1 do međuspoja C.

10

Mjesto uvlačenja se odabere gdje se može dovesti prikolica sa namotanom PEHD U cijevi.

Prije uvlačenja se na čeličnu cijev naftovoda stavi plastični prsten koji sprečava oštečenje

PEHD cijevi kod uvlačenja.

Vezanje sajle za povlačenje za PEHD cijev:

11

Rehabilitaciju priključnih naftovoda vršili smo za čelične cijevi 3'', unutrašnji promjer

79,3mm i čelične cijevi 4'', unutrašnji promjer 104,7mm.

Debljina stijenke PEHD U cijevi je bila 5 mm.

Prilikom uvlačenja praćena je sila i brzina uvlačenja.

Početni nateg sajle je bio 500 – 800 kg, max. nateg je bio 1300 kg, a nesmije preći vrijednost

od 1600 kg.

Brzina uvlačenja je bila prosječno 1 m / min.

Najveća izmjerena brzina u samom početku uvlačenja bila je 20 m / min, ali se je povećanjem

dužine uvučene cijevi smanjivala pa je pred sam kraj uvlačenja dolazilo i do zastoja u trajanju

od po nekoliko minuta koliko je trebalo da pri maksimalnom dopuštenom nategu vitla cijev

popusti i ponovo krene.

3.6. Proparivanje i razupiranje PEHD U cijevi u čvrsti dosjed s čeličnim cjevovodom

Ta se aktivnost obavlja zagrijavanjem PEHD U cijevi niskotlačnom parom temperature 120˚C,

na jednom kraju da bi PEHD cijev omekšala.

Kod proparivanja na krajeve se stavlja čelična obujmica da ne dođe do širenja PEHD cijevi.

12

Nakon što se postigne ista temperatura na oba kraja dionice naftovoda koji se propariva

postepeno se dodaje komprimirani zrak radi povećanja tlaka u PEHD U cijevi na 2 do 4 bar.

Povećani tlak formira PEHD cijev iz oblika U u okrugli oblik i ostvaruje se čvrsti dosjed

između PEHD i čelične cijevi u vremenu od cca 2 sata.

Postepenom promjenom odnosa komprimiranog zraka i pare PEHD cijev se kontrolirano

hladi i očvršćava,ali sada u čvrstom dosjedu na matičnu cijev.

Operacija povratnog oblikovanja cijevi U – LINERA traje oko 8 – 9 sati.

3.7. Spajanje dionica tipskim PE spojnicama prema slici u točki 2.2.6.

Zaštitna čelična cijev nije montirana (zavarena) dok ce cjevovod ne ispita na nepropusnost.

3.8. Izrada početnog i završnog prirubničkog spoja na sabirnoj stanici SS – 1 i češlju Č – 1.

13

Plastični kraj cijevi ugrije se grijačom tlačnom pločom koja se stegne na prirubnicu

naftovoda.

Pritisak ploče se olabavi kad se spoj ohladi na temperaturu okoline.

14

3.9. Kontrola nepropusnosti komprimiranim zrakom PEHD cjevovoda i međuspojnica

Cjevovod se blindira na početku i kraju i stavi pod ispitni tlak zraka od 8 bar.

Krajeve, sve međuspojnice i kontrolne čepove premaže se sapunicom da se izvrši kontrola da

nema propuštanja tj. oštečenja PHDE cijevi.

O ispitivanju na nepropusnost cjevovoda sačinjava se zapisnik.

3.10. Montaža i zavarivanje zaštitne čelične cijevi na međuspojnice

Poslije uspješnog ispitivanja na nepropusnost zavarivaju se zaštitne čelične cijevi na

međuspojnice.

3.11. Uljevanje mase za popunjavanje prostora u međuspojnicama

Popunjavanje prostora između PEHD cijevi i zaštitne čelične cijevi u međuspojnicama vrši se

masom za podljevanje trgovačkog naziva TRIKOSAL.

4. ZAVRŠNI RADOVI

4.1. Ispitivanje cjevovoda PEHD – ČELIK vodenim tlakom na čvrstoću.

Cjevovod se blindira,postave se kontrolni manometri i manometar s pisačem te se u njemu

postepeno diže tlak vode do 50 bar.

Trajanje tlačne probe treba biti min. 1 sat o čemu se sačinjava zapisnik.

4.2. Poslije uspješne tlačne probe vrši se kalibriranje naftovoda kuglom i istiskivanje vode

od tlačne probe.

4.3. Demontaža opreme i uređaja.

4.4. Deblindiranja na sabirnoj stanici i češlju.

4.5. Montaža u prvobitno stanje.

4.6. Puštanje rehabilitiranog naftovoda u rad.

4.7. Završni građevinski radovi s dovođenjem terena u prvobitno stanje.

4.8. Izrada zapisnika o primopredaji radova i dokaza kvakitete.

ZAKLJUČAK

Prednost ovog načina sanacije naftovoda je trajno rješavanje korozije s unutrašnje strane

cjevovoda, te jeftinija sanacija cjevovoda od drugih klasičnih metoda.