- •Технология и организация строительства магистральных нефтегазопроводов (Лекционные материалы) Москва
- •Захлест – кольцевой стык, соединяющий плети после их укладки в проектное положение.
- •1. Структура строительно-монтажных работ
- •2. Подготовка строительного производства
- •3. Организация строительства
- •4 Транспортировка и хранение труб и других материалов
- •5. Земляные работы
- •5.1. Разработка траншеи и котлованов
- •5.2. Особенности производства работ зимой
- •5.3. Особенности производства работ в условиях болот
- •5.4. Засыпка уложенного трубопровода
- •5.5. Техническая рекультивация земель
- •5.6. Буровзрывные работы
- •6. Монтаж трубопровода
- •7. Изготовление отводов холодным гнутьем труб
- •8 Требования к трубам
- •12 Оценка состояния изоляционных покрытий подземных магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации
- •13. Укладка трубопровода
- •13.1. Способы и правила укладки
- •13.2. Защита трубопровода от механических повреждений
- •14. Строительство трубопровода на переходах
- •14.1. Подземные переходы под дорогами
- •14.2. Переходы через подземные и наземные коммуникации
- •14.3. Переходы через овраги, балки и малые водотоки
- •14.4. Строительство надземных переходов
- •14.5 Строительство переходов через большие водотоки
- •Укладка трубопроводов способом протаскивания с поточно-расчлененным монтажом их в створах переходов
- •Укладка трубопроводов способом свободного погружения
- •Способ наклонно-направленного бурения
- •Микротоннелирование
- •Капитальный ремонт подводных переходов
- •Аварийный ремонт
- •15. Монтаж узлов кранов и задвижек
- •16. Строительство участка трубопровода в стесненных условиях
- •17. Строительство трубопроводов в особых грунтовых условиях
- •17.1. Болота и обводненные участки
- •17.2. Барханные пески, поливные земли и соры
- •18. Производство работ в охранных зонах действующих трубопроводов и других коммуникаций
- •19. Строительство с использованием труб с заводским изоляционным покрытием
- •19.1. Входной контроль качества изолированных труб
- •19.2. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы.
- •19.3. Защита покрытия при сварочно-монтажных работах
- •19.4. Изоляция сварных стыков труб
- •19.5. Особенности при укладочных работах
- •19.6. Ремонт повреждений изоляционных покрытий
- •20. Особенности строительства в условиях многолетнемерзлых грунтов
- •20.1. Организация производства работ
- •20.2. Подготовка строительства
- •20.3. Строительство и эксплуатация временных дорог
- •20.4. Земляные работы
- •20.5. Установка свайных опор для надземных трубопроводов
- •20.6. Монтаж и укладка подземного трубопровода
- •20.7. Монтаж надземного трубопровода
- •21. Особенности Строительства в горных условиях
- •21.1. Организация строительства
- •21.2. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы
- •21.3.Строительство на косогорных участках трассы
- •21.4. Строительство на участках с продольным уклоном
- •23 Послестроительная дефектоскопия
- •Приемка в эксплуатацию законченных строительством трубопроводов
- •24. Техника безопасности
- •25. СтроительствО магистральных трубопроводов за рубежом
- •25.1. Организационно-технологические схемы строительства
- •25.2. Земляные работы
- •25.3. Cварочно-монтажные работы
- •25.4. Изоляционные работы
- •25.5. Особенности технологий укладки трубопроводов
- •25.6. Сооружение переходов трубопроводов бестраншейным
- •26 Современные технические средства для строительства и ремонта трубопроводов
- •27 Сваркапри выборочном ремонте нефтепроводов
- •Приложение 1
- •Действующих нормативных документов, на которые сделаны ссылки
Капитальный ремонт подводных переходов
Существующие в системе «АК «Транснефть» ППМН через крупные и средние реки выполнены в подводном варианте. Проектирование и строительство их осуществлялись в 50-70 гг. согласно СНиП П-Д.10-62, СНиП П-45-75 и других строительных норм и правил, действующих в то время. В настоящее время в эксплуатации находятся ПП, построенные 40-50 лет назад, например, через р. Ишим нефтепроводов ТОН-I, II, 1955 г. постройки, через р. Сургут нефтепровода «Ромашкино-Куйбышев» диаметром 529 мм, постройки 1954 г. и другие. Некоторые из них не ремонтировались ни разу со времени строительства. В то же время в практике эксплуатации ПП имеются случаи, когда подводный переход через 2-3 года работы требовал капитального ремонта, например, переходы через р. Вятка нефтепроводов «Холмогоры-Клин», «Сургут-Полоцк». Анализ повреждений таких переходов показывает, что их аварийное состояние вызвано в основном некачественным выполнением строительных работ (укладка труб выше проектных отметок, отсутствие засыпки подводных и береговых траншей, невыполнение работ по креплению берегов и др.) или недостатками проекта (отсутствие пригрузки, заглубление их без учета деформаций русла и т.д.).
При капитальном ремонте подводного перехода производится частичная или полная замена трубопровода, изоляции, арматуры, берегоукреплений и т.д.
Выбор схемы и метода капитального ремонта зависит от технического состояния ПП, количества ниток, характеристики водной преграды, природно-климатических условий в районе перехода.
Схема 14.14
Каждый из перечисленных методов ремонта подводных трубопроводов имеет свои преимущества.
В последние годы при ремонте, замене и строительстве подводных переходов Компания активно применяют передовые технологии. Методами, используемыми при ремонте подводных переходов, являются:
метод наклонно-направленного бурения;
технология ремонта «труба в трубе»;
метод микротоннелирования;
метод выборочного устранения дефектов в русловой части на больших глубинах с применением герметизирующих камер.
Ремонт подводного перехода прокладкой нового трубопровода взамен существующего (или в другом створе) в подводной траншее выполняется по технологической схеме строительства перехода.
Прокладка подводных трубопроводов осуществляется протаскиванием по дну водоема или методом погружения с поверхности водоема.
Недостатки метода:
требуются дополнительные операции по установке и отстроповке понтонов;
увеличение материальных и трудовых затрат при работе с понтонами.
Метод «труба в трубе» предусматривает расположение внутри существующего трубопровода нового трубопровода меньшего диаметра. При этом значительно повышается надежность нефтепровода, сокращается время строительства и уменьшается влияние на окружающую среду по сравнению с традиционной переукладкой. Важнейшим условием выполнения этой задачи является беспрепятственное протаскивание трубопровода меньшего диаметра в кожухе большего диаметра и сохранение целостности изоляционного покрытия трубопровода. Применение метода «труба в трубе» позволяет завершить протаскивание новой трубы в короткие сроки и значительно сократить строительно-монтажные работы по ремонту ПП. Преимуществом метода является минимальные объемы строительно-монтажных работ.
Недостатки метода «труба в трубе»:
снижается пропускная способность;
применение метода невозможно при наличии кривых вставок, эллипсности сечения, вмятин, гофр;
диаметр защитного кожуха должен быть больше диаметра рабочего трубопровода не менее чем на 150-200 мм.
Одним из прогрессивных методов строительства переходов магистральных трубопроводов через различные водные преграды – наклонно-направленное бурение (ННБ). При применении этого метода не требуется проводить берегоукрепительные работы, ликвидировать разливы и оголения трубопровода, а значительная глубина его залегания, увеличенная толщиной стенки, и использование качественных изоляционных материалов обеспечивают высокую эксплуатационную надежность сооруженных подводных переходов.
Схема 14.15
Однако, наряду с преимуществами, метод наклонного бурения имеет ряд недостатков, главные из которых следующие:
ремонтонепригодность;
необходимость глубокого (10-40 м от дна) геотехнического бурения и гидрогеологические изыскания;
отсутствие надежных решений при проходе наклонным бурением галечниковых, валунных, илистых и карстовых грунтов;
повышенные требования к устойчивости береговых откосов;
возможность загрязнения водотока буровым раствором.
Схема 14.16
Широкое распространение получил метод выборочного устранения дефектов в русловой части на больших глубинах (до 25 м) с применением герметизирующих камер. Применение этого метода позволяет исключить переукладку ниток подводных переходов, а значит значительно экономить время и материальные ресурсы.
Применение бестраншейных технологий в отечественной практике
Реконструкция резервной нитки нефтепровода Сургут-Полоцк на переходе через р.Волга (2050 км)
Проект реконструкции по заданию ОАО «АК «Транснефть»разработан в 2001 г. Проектным институтом ЗАО «ПИРС» (г.Омск); генеральный подрядчик – ООО «Волго-Вятская Строительная компания (г.Нижний Новгород), подрядчики – ОАО «Мосгазпроводстрой» (г.Москва) и ПЛС «Пайплайн Сервисез Лтд» (г.Самара) – установка горизонтально-направленного бурения (ГНБ).
Проектом была предусмотрена прокладка нового трубопровода Д 720 мм через старый трубопровод диаметром 1020 мм.
Общая протяженность подземного перехода 3715 м, диаметр 1020х14 мм, Рраб = 55 атм; нефтепровод был забалластирован кольцевыми чугунными грузами на переходе через р.Волга (149 шт.); то же на переходе р.Кузьма (95 шт.) и кольцевыми железобетонными грузами (70 шт.) на переходе через озеро. Минимальный радиус упругого изгиба на переходе р.Волга- 1000 м.
Технические решения по реконструкции:
прокладка нового трубопровода диаметром 720х16 мм в существующем трубопроводе протяженностью 1492 м под р.Волга.
прокладка открытым способом трубопровода 720 мм на остальных участках с демонтажом старого трубопровода.
Опорожнение старого трубопровода производилось пропуском ОУ под давлением воды, затем пропуск ОУ под давлением воздуха для удаления воды.
Технология работ: сварка плетей длиной по 150 м, изоляция и испытание плетей гидравлическим способом, оснащение опорными кольцами плетей, протаскивание плетей по мере наращивания.
Проектом первоначально были предусмотрены опорно-направляющие кольца NMV 65 немецкой компании DSI, расстановка колец на трубопроводе с шагом 1,5 м, нормативная нагрузка на одно кольцо – 300 кгс, максимальный коэффициент трения – 0,3.
Для протаскивания использовалась установка ГНБ, старый трубопровод предварительно заполнялся инертной жидкостью (H2O + гашеная известь) для уменьшения веса протаскиваемого трубопровода. Расчетные тяговые усилия составили 15-85 тс. Скорость протаскивания 1,5-2,0 м/мин.
Перед протаскиванием плетей выполнялась пробная проходка калибра; в качестве калибра использовалась трехтрубная секция 720х16 мм, оснащенная опорными кольцами.
Испытание опорно-направляющих колец
Немецкая компания DSI отказалась дать гарантии на то, что их опоры не разрушатся. После этого ПИРС обратился в ОАО «ВНИИСТ» - по применению опор конструкции ОАО «ВНИИСТ».
Так как эти опоры ранее применялись только для коротких переходов (через дороги), были проведены испытания на специальном изготовленном стенде с целью определения:
конструкции подмотки под опорными кольцами (поясами);
усилия затяжки поясов (для исключения сдвигов);
степени износа «подушек»;
коэффициента трения.
Имитировалось перемещение на расстоянии 2000 м, нагрузка на одно кольцо 1000, 1500 и 3000 кгс, скорость перемещения 0,37-0,46 м/сек. Износ опорных вставок («подушек») составил 5-15 мм, коэффициент трения – 0,32.
Акт испытаний был представлен в Госгортехнадзор России и было получено согласование на применение указанных колец на переходе р.Волга.
Протаскивание
На монтажной площадке кольца были установлены с шагом 2 м, в головной части – сдвоенные кольца (технологические); усилие затяжки – 2,0-2,5 кгс. К плети был присоединен на шарнире оголовник на металлических «салазках».
При протаскивании калибра наибольшее тяговое усилие возникало при прохождении кривого участка кожуха на левом берегу – 54 тс., затем оно было постоянное – 32 тс до выхода из кожуха, у выхода снова имел место рост усилия.
Степень износа колец в головной части дюкера превысила расчетные значения, что указывает на то, что действительные нагрузки на кольца превышали расчетные – при прохождении упругоизогнутого участка кожуха.
Для ввода плети в кожух был установлен направляющий желоб высотой 1/3 D кожуха; плеть поддерживали 6 трубоукладчиков, расставленных через каждые 20 м.
Строительство перехода методом микротоннелирования на участке БТС «Ярославль-Кириши»
Целью данного проекта являлось обеспечение ремонтоспособности закрытого участка нефтепровода.
Для выполнения этой задачи микротоннелепроходческим комплексом RVS-300 «Zoltay» по проектному предложению ООО «Альянс-К» и решению ОАО «Гипротрубопровод» из двух стволов с выходом на поверхности был проложен защитный стальной кожух 1220х12 мм общей протяженностью 390 метров (рисунки 4.21 и 4.22).
Геологический разрез трассы закрытой прокладки представлял собой различные группы грунта: суглинки мягко-тугопластичной консистенции; суглинки илистые, местами текучие; супеси пластичной и текучей консистенции; глины тугопластичные; песок мелкий и средний; торф хорошо разложившийся – большей частью водонасыщенные.
В ходе работы микрощитом, оснащенным ротором со специальным породоразрушающим инструментом, в подрусловой части перехода были встречены и разработаны 9 валунов диаметром не менее 0,3-1,0 м. Средняя скорость проходки составила 9,3 м/сутки. Разработка комплексом RVS-300 велась с применением гидротранспорта круглосуточно, в том числе при низких значениях температуры воздуха до -300С.
Из подготовленных шахтных стволов на берегах реки прокладка стального кожуха проведена в три этапа с выходом на поверхности при максимальной глубине 11,5 м по заданным вертикальным углам поворотов в две траншеи линейной части.