Общие сведения о подводных переходах. Обеспечение надёжности и безопасности трубопроводного транспорта. Ремонт дефектов основного металла трубы. Состав и порядок проведения работ по диагностированию трубопровода. Аварийные работы на подводных переходах.
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ
1.1 Классификация подводных переходов
1.2 Охранная зона подводных переходов
1.3 Натурные обследования подводных переходов МГ
1.4 Условия эксплуатации подводных трубопроводов
2. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДИАГНОСТИКИ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
2.1 ООО Подводно-техническая фирма «Возрождение»
2.2 Состав и порядок проведения работ по диагностированию
3. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
1 Подготовительные работы
3.2 Основные работы
3.3 Капитальный ремонт подводных переходов.
3.3.1 Ремонт дефектов основного металла трубы
3.4 Аварийные работы на подводных переходах
3.5 Способ изоляции
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов в настоящее время является основным средством доставки этих продуктов от мест добычи, переработки или получения к местам потребления. Для транспортировки нефти и газа в центральные и западные районы сооружаются трубопроводы длиной в сотни и тысячи километров. Трубопроводы такой протяженности пересекают огромное число разнообразных водных препятствий: малые и большие реки, водохранилища, озера, глубокие болота и т.д. Пересечение водных преград магистральными трубопроводами чаще всего решается путем строительства подводных переходов.
Подводный переход — особый конструктивный элемент линейной части магистрального трубопровода, который представляет потенциальную опасность для окружающей среды. Поэтому был выпущен ряд нормативно-технических документов, определяющих правила проектирования, строительства и эксплуатации подводных переходов, общим принципом которых является предупреждение аварийных разливов нефти или выхода газа при сохранении эффективности трубопроводной системы.
При планировании работ по обеспечению безопасности трубопроводных систем учитывают необходимость решения ряда социальных проблем. Как и в любой инженерной задаче, необходимо стремиться к поиску оптимального решения. Платежи за загрязнение окружающей природной среды существенно деформируют экономику предприятий. Так, в 1993 г. по сравнению с 1992 г. платежи только в газовой отрасли выросли в 44 раза, а в нефтяной — в 85 раз. Поэтому предприятия, эксплуатирующие и контролирующие переходы через водные препятствия, должны обеспечивать равновесие трубопроводных систем с естественной природной средой. Если это равновесие при активизации опасных природных процессов нарушается, то оно приводит к авариям, иногда катастрофическим.
Дальнейшее старение трубопроводов, многократное повышение уровня требований к безопасности и надежности трубопроводного транспорта, современные научные представления и инженерные разработки создают сегодня предпосылки для совершенствования концептуальных подходов к вопросу предупреждения аварийных ситуаций на подводных переходах.
Для анализа риска возникновения аварий важно определить набор типичных аварийных ситуаций с той или иной степенью вероятности их возникновения в зависимости от старения металла труб, повреждения изоляции, размыва подводных переходов и других технических и антропогенных факторов.
Техническая политика должна быть постоянно направлена на снижение риска аварий и повышение надежности трубопроводного транспорта. Ибо, как сказано в Декларации, принятой на Всемирном форуме по окружающей среде: «Любая деятельность, если польза от неё обществу не превышает ущерба от связанного с ней риска, не может быть оправдана».
Подводным переходом называется гидротехническая система сооружений одного или нескольких трубопроводов, пересекающая водные преграды, при строительстве которой применяются специальные методы производства подводно-технических работ. К подводным следует относить трубопроводы, уложенные по дну или ниже отметок дна водоема.
Трубопроводы, прокладываемые на пойменных участках рек, следует также относить к категории подводных, т.к. при эксплуатации во время паводка они будут находиться под водой. При проектировании и строительстве таких трубопроводов необходимо соблюдать те же требования, что и при сооружении подводных трубопроводов.
Трубопроводы, прокладываемые через ручьи и речки шириной до 10 м, глубиной менее 1,5 м не относятся к подводным переходам, т.к. при их сооружении и ремонте не требуется специальное подводно-техническое оборудование.
В состав подводного перехода входят:
— участок основной и резервных ниток, ограниченный для многониточных переходов запорной арматурой, установленной на берегах водоема, а для однониточных — горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10% обеспеченности;
— берегоукрепительные сооружения, предназначенные для предохранения трубопроводов от размывов, оползней и т.д.
— сооружения для регулирования русловых деформаций в районе перехода;
— защитные сооружения от аварийного выхода перекачиваемых продуктов;
— информационные знаки ограждения охранной зоны ПП на судоходных и сплавных водных путях;
— вертолетные площадки;
— специальные защитные сооружения, предотвращающие повреждения трубопровода тормозными устройствами плотов, якорями на судоходных и сплавных реках;
— плановые магистрали (базисные линии для наблюдения за размывом берегов, базисы, по концам которых устанавливаются угломерные инструменты, контрольные отводы и другие устройства, закрепленные на местности долговременными опорными знаками).
Трубопроводы на подводных переходах через реки и водоемы классифицируются по различным признакам. Главными из них являются ширина и глубина водной преграды.
Граничная длина подводного перехода определяется из следующих факторов:
— для многониточных переходов — участок, ограниченный камерами пуска приёма ОУ, установленных на берегах;
— для однониточных переходов — участок, ограниченный запорной арматурой и уровнем вод не ниже отметок 10 % обеспеченности.
В соответствии со СНиП 2.05.06-85* подводные переходы через водные преграды в зависимости от условий работы, диаметра трубопровода и судоходности водной преграды относятся к категориям I, II и В.
В соответствии со СНиП 1.02.07-87 подводные переходы подразделяются по группам сложности в зависимости от ширины водного объекта (таблица — 1).
Таблица 1 Группы сложности подводных переходов
Рисунок 1 Конструктивная схема планового положения подводного перехода 1- берег реки; 2 — горизонт высоких вод; 3 — резервная нитка подводного перехода; 4 — камера пуска СОД (резервная нитка); 5 — задвижка; 6 — камера пуска СОД (основная нитка); 7 — камера приёма СОД (линейная часть); 8 — основная нитка подводного перехода; 9 — кабель связи; 10 — защитный валик; 11 — прогнозируемый предельный профиль размыва русла реки; L — минимальное расстояние между осями трубопроводов
Охранная зона устанавливается для исключения возможности повреждения подводного перехода и представляет собой участок водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток переходов на 100 м с каждой стороны.
В разработанных и утвержденных Правилах охраны магистральных трубопроводов предусмотрены меры, обеспечивающие сохранность подводного перехода.
С этой целью места пересечения трубопроводов с судоходными реками, а также каналами обозначаются на берегах информационными знаками, которые устанавливаются предприятием, эксплуатирующим ПП.
Информационные знаки согласовываются с бассейновыми управлениями водного пути и вносятся в перечень судоходной обстановки и лоцманские карты.
Тип, параметры, размеры, цвет сигнальных щитов информационных знаков должны соответствовать ГОСТ 26600-85 (рисунок — 2).
Любые работы и действия, производимые в охранной зоне подводного перехода (кроме аварийных), выполняются только после получения письменного разрешения на производство работ от эксплуатирующей организации.
Главной особенностью и сложностью проведения натурного обследования подводных переходов МТ является труднодоступность осмотра их поверхности. Из-за положительной плавучести МТ подводные переходы балластируются чугунными или железобетонными грузами, реже — путем применения сплошного обетонирования.
Кроме того, все подводные переходы футеруются деревянными рейками для предохранения изоляционного покрытия от повреждений при укладке.
Основной целью технического диагностирования подводных переходов является оценка их технического состояния и соответствия требованиям обеспечения надежной эксплуатации.
Для достижения данной цели необходимо выполнение следующих задач:
— определение фактического положения трубопроводов в плане и по высоте относительно линии дна и склонов берега в сопоставлении с проектным профилем створа перехода;
— контроль состояния берегоукрепления;
— обнаружение оголенных и провисших участков и определение их протяженности;
— измерение интенсивности колебаний в потоке провисших участков;
— оценку состояния футеровки и изоляционного покрытия;
— определение оползневой опасности береговых склонов.
— обнаружение утечек газа на русловых и береговых участках перехода.
Используемые для подводных переходов методы и средства обследования преимущественно те же, что и для остальной линейной части магистральных газопроводов.
Дополнительно выполняют следующие работы:
— телевизионный осмотр условий залегания трубопроводов на переходах;
— гидроакустические измерения на русловой части с определением размеров незаглубленных участков;
— поиск утечек газа через свищи на русловой части газоанализаторами, устанавливаемыми на катере, который движется в створе перехода, а на переходах с защитным кожухом при помощи специальных датчиков и регистраторов;
— электрометрию для оценки состояния изоляции;
— измерение колебаний провисающих участков, с помощью устанавливаемых на них первичных преобразователей, с выводом кабеля на берег и портативной виброизмерительной аппаратурой;
— портативную тензометрию для контроля эрозионных процессов береговых участков и склонов; для этих целей используют также телевизионные, фотометрические и геодезические методы.
Фактически обследование подводного перехода при водолазных работах сводится к контролю размыва траншеи, нарушения балластировки и футеровки трубопровода, наличия свищей.
Измерение характеристик потока реки производится согласно соответствующим Рекомендациям.
Пойменная часть подводного перехода обследуется аналогично обследованию подземного газопровода (обычно после каждого паводка).
Для подводных трубопроводов учитываются стандартные условия:
Ш внутреннее давление перекачиваемого продукта;
Ш температурные нагрузки, вызванные несовпадением эксплуатационной температуры стенок трубопровода и температуры замыкания конструкции при монтаже;
Ш нагрузки, вызывающие искривление продольной оси трубопровода;
Ш весовые нагрузки от грунта засыпки;
Ш выталкивающее усилие, определяемое по закону Архимеда;
Ш горизонтальная и вертикальная составляющие гидродинамического воздействия потока;
Ш переменное гидродинамическое воздействие;
Ш силы упругости трубопровода;
Ш сжимающее или растягивающее продольное усилие, вследствие изменения температурного режима и внутреннего давления;
Ш нагрузки, связанные с балластировкой и наличием изоляции.
Нестандартные условия эксплуатации подводных переходов
Транспортировка по подводному трубопроводу газа, имеющего отрицательную температуру, приводит к обмерзанию трубопровода и, как следствие, повышению его плавучести, что является дестабилизирующим фактором.
Под действием подводных течений происходит размыв грунтовой насыпи над трубопроводом, уменьшается ее несущая способность. Происходит подвсплытие трубопровода и образование провисших участков.
Под воздействием течения, возникают колебания, аналогичные колебаниям надземного трубопровода.Они сопровождаются прогрессирующим разрушением грунтовой засыпки имогут быть рассмотрены на основе стержневой модели трубопровода.
подводный переход трубопроводный ремонт
В системе обеспечения надёжности и безопасности трубопроводного транспорта наибольшую сложность представляют пересечения газопроводами и нефтепроводами рек, каналов, озёр и водохранилищ подводные переходы или дюкеры. Подавляющее большинство подводных переходов построено траншейным способом непосредственно в руслах рек и в водоёмах. Несмотря на достигнутые успехи в прокладке дюкеров таким способом, самому методу присущи недостатки, которые снижают уровень долговременной надёжности подводных переходов. Участки подводных переходов, по указанным причинам, являются постоянными зонами риска.
Аварии на подводных переходах наносят огромный экономический ущерб, а ликвидация аварий неизмеримо более трудоёмкий и долговременный процесс, чем на сухопутной линейной части.
Для безопасной работы подводных переходов трубопроводов необходимо применение самых современных технических средств на этапах изысканий для проектирования, строительства и последующей диагностики.
Руководящим документом при мониторинге подводных переходов ОАО «Газпром» на данный момент является РД 51-3-96 «Регламент по техническому обслуживанию подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды».
В спектр основных задач по диагностике технического состояния подводного перехода входят следующие этапы:
1. Выполнение подводной (батиметрической) съёмки акватории.
2. Обнаружение оголённых и провисающих участков трубопроводов и определение их линейных размеров.
3. Определение состояния балластировки трубопровода на оголённых и провисающих участках.
4. Поиск посторонних предметов на дне акватории подводного перехода.
5. Определение планово-высотного положения трубопроводов под слоем грунта в русловой части.
6. Водолазные работы с подводной теле-видео аппаратурой.
7. Топографическая съёмка береговой части с определением планово-высотного положения трубопроводов.
На предприятии ООО Подводно-техническая фирма «Возрождение» внедрён и успешно используется приборный комплекс для контроля строительства и мониторинга состояния подводных переходов, для объектов любой сложности и протяжённости. Состав приборного комплекса не является жёсткой замкнутой структурой, он представляет собой набор компонентов, решающих определённый перечень задач. Компоненты составляются исходя из методики обследования, особенностей объекта и сезона проведения работ. Некоторые компоненты подобраны таким образом, чтобы производился взаимный контроль данных, полученных различными приборами и методами сбора информации. Одним из наиболее важных этапов диагностики подводных переходов является съёмка подводной части акватории и обнаружение оголённых и провисающих участков трубопроводов. Классически эта работа выполняется однолучевым промерным эхолотом, совместно с гидролокатором бокового обзора (ГБО).
Судно, двигаясь по запроектированным промерным галсам, с некоторой дискретностью описывает подводный рельеф. ГБО даёт представление о подводной ситуации, дополняя данные промеров акустическим изображением, позволяющим оценить размеры и формы обнаруженных объектов
Рисунок 3 Гидролокационное изображение размытого трубопровода.
Исходя из опыта работы по диагностике подводных трубопроводов на объектах различной сложности, необходимо сделать следующее заключение: промерные работы с использованием классической технологии не всегда эффективно решают задачу получения достаточной информации о состоянии подводного рельефа и ситуации. Например, на подводных переходах с сильно расчленённым рельефом техногенного характера, применение однолучевого эхолота и гидролокатора бокового обзора малоэффективно в силу особенностей данного оборудования. Также эта технология малоэффективна на протяжённых объектах, требующих большой степени детализации, например при обследовании морских подводных трубопроводов. Таким образом, однолучевые эхолоты, даже в комплексе с ГБО, недостаточно полно решают задачу детального обследования дна акваторий подводных переходов. Расстояния (офсеты) между всеми ключевыми точками промерного судна — датчиком динамических перемещений и антеннами устройств, должны быть тщательно измерены и учтены в системе координат судна.
Рисунок 4 Геометрия осей судна и принципиальная схема расположения основных датчиков системы.
На предприятии ООО Подводно-техническая фирма «Возрождение» данный приборный комплекс установлен и успешно используется на малых промерных катерах (рисунок — 5), которые легко транспортируются по автомобильным дорогам и могут быть применены на большом количестве подводных переходов в разных точках страны.
Тщательно выверенная схема расположения устройств системы позволяет уверенно проводить работы в условиях небольшого волнения, при высоте волны более 1 метра.
Рисунок 5 Малый промерный катер с установленным приборным комплексом
Точное координирование промерного судна осуществляется в реальном времени с помощью геодезических GPS- приёмников, использующих технологию DGPS или RTK.
Опорная базовая станция, установленная на берегу находится на пункте с известными координатами и по радиоканалу транслирует дифференциальную коррекцию для приёмника, находящегося на судне.
При невозможности использования этой технологии в связи с большой (более 15-20 км) протяженностью подводного перехода может использоваться система дифференциального сервиса глобального действия.
Контроль планово-высотного положения трубопровода на подводных (русловых) участках подводного перехода выполняется несколькими методами, имеющими возможность взаимного контроля.
В качестве основного метода используется трассопоисковая система с генератором сигнала, подключаемым к трубопроводу.
На подводных переходах большой протяжённости требуется повышенная мощность генератора сигнала.
Трассопоисковая система, применяемая на русловых участках подводных переходов, в отличие от наземной, производящей измерения вертикальной составляющей в статике, должна собирать данные в режиме непрерывного движения, так как установлена на судне, двигающемся по съёмочным галсам, ориентированным поперёк трубопровода.
Окончательное вычисление планово-высотного положения оси трубопровода осуществляется в режиме пост-обработки.
Существует прямая зависимость точности определения положения трубопровода от глубины до его оси. В целях повышения достоверности измерений следует увеличивать количество съёмочных галсов, создавая избыточные измерения, дублировать измерения в разных частотных диапазонах и использовать независимый метод контроля.
Независимым методом контроля данных электромагнитного трассоискателя на русловых участках является метод акустического профилирования. Он имеет свои недостатки, но на участках со средней и большой глубиной воды (10-20 м) и небольшим (1-3 м) заглублением трубопровода под поверхностью дна водоёма показал положительные результаты (рисунок — 6).
Рисунок 6 Акустическое изображение замытого трубопровода на глубине 3 м
К недостаткам акустического метода можно отнести уменьшение проникновения сигнала с ростом толщины грунта над трубопроводом, громоздкость аппаратуры, относительная сложность в настройках и управлении. Положительное качество возможность в режиме реального времени наблюдать величину слоя грунта над верхом замытого трубопровода.
В случае совпадения данных, полученных от двух независимых источников, положение трубопровода определяется уверенно.
Совместное использование этих методов позволяет уменьшить погрешности каждого метода в отдельности.
Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.
Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:
Ш дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;
Ш дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;
Ш поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;
Ш продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.
Проведение работ по внутритрубной инспекции производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов. На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые), получаем информацию об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации используем комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда-профилемера.
Проведение диагностических работ начинается с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5 — 7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода.
На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.
На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.
На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков. Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5 — 2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.
Пред ремонтное обследование подводного перехода проводится в соответствии с «Регламентом технической эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов». Необходимость проведения пред ремонтного обследования определяется Заказчиком.
Передача подводного перехода для выборочного ремонта производится Заказчиком Подрядчику с оформлением акта передачи. Передаваемый подрядчику ПП должен быть обозначен на местности в соответствии с РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» с указанием километража, пикетов, восстановлением опознавательных знаков, закреплением створными знаками, вехами места дефекта, обозначением подземных коммуникаций проложенных в одном техническом коридоре с ремонтируемым трубопроводом. Все знаки закрепления координируются в системе высотной съемки подводного трубопровода с привязкой к государственной геодезической сети. Форма акта должна соответствовать РД 39-00147105-015-98. «Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов».
Подрядчик выполняет следующие подготовительные работы:
· Устройство подъездных путей и временных причалов;
· Размещение и обустройство полевых жилых городков;
· Оборудование пунктов погрузки-выгрузки;
· Перебазировку ремонтной бригады к месту производства работ;
· Организацию временного строительного хозяйства (складов, пунктов хранения ГСМ, пунктов технического обслуживания технических средств и т. Д.);
· Оповещение заинтересованных организаций в соответствии с п. 9.1.3 о сроках начала ремонтных работ и получение разрешения на производство работ;
· Подготовку зоны производства работ.
В зависимости от конкретных условий ремонта подготовка зоны производства работ предусматривает:
· Осуществление проверки и приемка закрепленной геодезической основы;
· Выполнение расчистки полосы отвода на берегу от лесорастительности (и снега в зимний период);
· В зимний период выполнение расчистки льда в зоне дефектного участка от снега, усиление ледяного покрова в местах установки техники;
· Выполнение обследования участка дна в зоне производства работ и расчистка от посторонних предметов в соответствии с РД 31.84.01-90 «Единые правила безопасности труда на водолазных работах».
2 Основные работы
Основные работы по выборочному ремонту подводных трубопроводов производятся в соответствии с рабочим проектом и требованиями действующих нормативных документов, правилами охраны и технической эксплуатации магистральных трубопроводов, регламентами и инструкциями по ликвидации аварий, повреждений и по производству работ в охранных зонах магистральных трубопроводов.
Подводные земляные работы при ремонте трубопроводов выполняются способами и механизмами, предусмотренными ПСД и ППР, в которых должны быть учтены:
· Физико — механические свойства грунтов;
· гидрологические характеристики водной преграды (ширина, глубина, скорость течения, волнение, судоходность);
· сезонность выполнения работ;
· рыба хозяйственная значимость водной преграды;
· требования охраны окружающей среды;
· наличие в зоне производства работ подземных коммуникаций (кабеля связи, трубопроводов).
Складируемый в отвал грунт не должен мешать судоходству в районе перехода. Условия транспортировки грунта в отвал определяются ППР с учетом технических условий районного управления водных путей и судоходства, управления по использованию водных ресурсов и рыбоохраны в соответствии с решениями рабочего проекта и ППР.
Подводные земляные работы выполняются специальными земснарядами для устройства подводных траншей, а также средствами малой гидромеханизации предусмотренными ППР (грунтосососами и гидромониторами).
При подготовке трубопровода к ремонту и монтажу ремонтных устройств должны использоваться универсальные плавучие краны и сухопутные краны, устанавливаемые на плавучие площадки или лед, а также специальные монтажные устройства (рамы). Допускается применение специализированного плавучего ремонтного средства с кессонной камерой (СПРС-К).
Для устройства плавучих баз под краны и другое оборудование, а также для транспортировки грузов должны применяться баржи и универсальные плавучие понтоны типа УП, КС. Для буксировки несамоходных плав средств применяются буксирные катера.
Контроль качества ремонтных работ должен осуществляться специалистами или специальными службами, входящими в состав строительных организаций или привлекаемыми со стороны, и оснащенными техническими средствами, обеспечивающими необходимую достоверность и полноту контроля.
Производственный контроль качества строительно-монтажных работ должен включать входной контроль рабочей документации, конструкций, изделий, материалов и оборудования, операционный контроль отдельных производственных операций и приемочный контроль ремонтных работ в соответствии с ВСН 012-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Контроль качества и приемка работ».
Скрытые работы подлежат освидетельствованию с составлением актов. Акт освидетельствования скрытых работ должен составляться на завершенный процесс или операцию, выполненные самостоятельным подразделением исполнителя.
Запрещается выполнение последующих работ при отсутствии актов освидетельствования предшествующих скрытых работ.
По завершении земляных работ должна производиться исполнительная съемка согласно «Регламенту технической эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов» на соответствие отметок дна проекту.
Подводные переходы магистральных трубопроводов — одна из основных сфер деятельности нашего предприятия.
Строительство подводного перехода магистрального газопровода может быть осуществлено как с использованием траншейного метода, предусматривающего разработку подводной траншеи, укладку в нее трубы и последующую засыпку, так и методом горизонтального направленного бурения. Для реализации целей проекта предприятие имеет необходимую специальную технику, в том числе средства разработки грунта, тяговую лебедку ЛП-152, плавсредства.
Магистральный нефтепровод газопровод: ремонт подводных переходов трубопроводов
Капитальный ремонт подводных переходов магистральных газопроводов и нефтепроводов проводится по результатам обследования и диагностики для приведения трубопровода в нормативное состояние.
Ремонт магистрального трубопровода — обратная засыпка
— При обнаружении недостаточно заглубленных, оголенных и провисающих участков предлагается проведение капитального ремонта трубопровода методом обратной засыпки. Он может быть выполнен различными способами: замыв местным грунтом, отсыпкой инертными материалами с шаланд, укладкой мешков с песчано-цементной смесью и т.д.
Кроме того, есть один из самых надежных способов защиты магистральных нефтепроводов и газопроводов — укладку поверх восстановленной отсыпки гибких бетонных матов или габионных конструкций (матов Рено).
Ремонт дефектов основного металла трубы (вмятины, гофры, коррозия, потеря металла, задиры, расслоения, трещины и т.п.) предлагается выполнять с помощью специального оборудования. Универсальная подводная камера (кессон) предназначена для устранения повреждений подводных переходов нефтепроводов в сухих условиях под нормальным давлением с применением тех же методов ремонта, что и на поверхности.
Данная камера позволяющая производить ремонт дефектных участков труб различными способами (установка приварных муфт, установка композитных муфт, врезка катушек, шлифовка, сварка и т.п.), ремонт изоляции магистрального газопровода и другие работы сухим способом на трубах диаметром до 1420 мм. Рабочая глубина — до 30 м.
Камера в разобранном виде может быть оперативно доставлена в любой район любым видом транспорта, в т.ч. авиационным. Оборудование запатентовано, имеет сертификат соответствия ГОСТ Р и разрешение на применение Ростехнадзора.
Сварщики аттестованы на I уровень в системе НАКС с допуском работы на нефтегазодобывающем оборудовании с учетом дополнительных требований АК «Транснефть»
Установка подводной камеры (кессона) при ремонте Магистрального нефтепровода или газопровода:
Рисунок 7 Универсальная подводная камера (кессон) для ремонта газопровода — взгляд изнутри
Рисунок 8 Классификация дефектов трубопровода (магистрального нефтепровода и газопровода)
Дефекты нефтепровода подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
Дефект, подлежащий ремонту, — каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы на нефтепроводе или входящие в его состав, не соответствующие нормативным документам.
Дефект первоочередного ремонта — дефект, ограничивающий эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий ремонту для которого не определяется прочность и долговечность.
Дефекты геометрии трубы
«Вмятина» — местное уменьшение проходного сечения трубы на длине меньшей, чем 1,5 номинального диаметра трубы D, без излома оси нефтепровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия.
«Гофр» — уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода.
«Сужение» — уменьшение проходного сечения трубы длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности (Dн-d)/Dн, 2% и более, где Dн — номинальный наружный диаметр трубы, d — минимальный измеренный наружный диаметр трубы.
Дефекты стенки трубы
«Потеря металла» — локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения нефтепровода. Потери металла делятся на объединенные и одиночные. Объединенная потеря металла — это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Одиночная потеря металла — это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.
«Уменьшение толщины стенки» — плавное утонение стенки, образовавшееся в процессе изготовления горячекатаной трубы или технологический дефект проката.
«Расслоение» — внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои, технологического происхождения. «Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) — расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.»Расслоение в околошовной зоне» — расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние линии перехода шва к основному металлу до края расслоения меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы).
«Трещина» — дефект в виде разрыва металла стенки трубы нефтепровода.
«Дефект поверхности» — дефект проката на поверхности трубы (раскатанное загрязнение, рябизна, чешуйчатость, перегрев поверхности, вкатанная окалина, раковины от окалины, раковины вдавливания), не выводящий толщину стенки трубы за предельные размеры по ГОСТ 19903-74.
Дефекты сварного соединения (шва)
Трещина, непровар, несплавление — дефекты в виде несплошности металла по сварному шву. Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов — «аномалии» поперечного, продольного, спирального сварного шва.
Смещение кромок — несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях.
Косой стык — сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью магистрального нефтепровода), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу. Соединение с углом расположения осей труб друг к другу 3 градуса и более классифицируется как дефект «косой стык» поперечного сварного шва.
Порядок проведения ремонта магистрального трубопровода (нефтепровода, газопровода). Устранение дефектов трубопровода (нефтепровода, газопровода) подлежащих ремонту производится выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим документом, и при капитальном ремонте с заменой трубы и с заменой изоляции. При капитальном ремонте с заменой изоляции газопровода должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции. Подробнее о технологии замены изоляции магистрального трубопровода (нефтепровода, газопровода)
Аварийные работы на подводных переходах позволяют оперативно ликвидировать такие ситуации как утечки газа или нефти, повреждения трубопровода якорями, критические размывы нефтепровода и газопровода.
Предприятие имеет опыт выполнения аварийных работ на объектах магистрального трубопроводного транспорта предприятий Транснефть и Газпром и специальные технические средства, которые можно оперативно доставить к месту аварии любым видом транспорта, в т.ч. авиационным. Мобилизация аварийной бригады как правило осуществляется в течение 24 часов с момента обращения.
3.5 Изоляционные работы
Изоляция подводного трубопровода выполняется в соответствии с технологией, установленной в ППР. Тип, конструкция защитных покрытий, материалы и изделия, применяемые для изоляционных работ, определяются рабочим проектом (см. гл. 2). Изоляционные работы ведутся непосредственно на трассе, заводах или стационарных базах.
Перед изоляцией поверхность трубопровода осушают и очищают от грязи, ржавчины, неплотно сцепленной с металлом окалины, пыли, земли и наледи, а также обезжиривают. При температуре воздуха ниже 10 °С поверхность трубопровода необходимо подогревать до температуры не ниже 15 °С (но не выше 50 °С).
Трубопроводы очищают механическим способом с помощью вращающихся щеток и иглофрез, а также дробеструйным и дробеметным методами. В трассовых условиях наружные поверхности трубопроводов очищают самоходными очистными машинами. После очистки поверхность металла должна оставаться шероховатой и обеспечивать достаточное сцепление защитного покрытия с трубой. Очищенную поверхность трубопровода следует сразу же огрунтовать. Грунтовку наносят на сухую поверхность ровным слоем без пропусков, пузырей и подтеков. Для равномерного растирания грунтовки на изоляционной машине (или комбайне) устанавливается вращающееся полотенце. Температура грунтовок при нанесении должна быть от 10 до 30 °С. Поэтому при температуре ниже 10 «С грунтовку рекомендуется выдержать не менее 48 ч. в помещении с температурой не ниже 15 °С (но не выше 45 °С) или подогреть на водяной или масляной бане с температурой не выше 50 «С.
Изоляционные покрытия наносятся, как правило, механизированным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность. Очистку и нанесение грунтовки на трубопроводы следует производить в зависимости от диаметра трубы очистными и изоляционными машинами.
Нанесение изоляционного покрытия на влажную поверхность труб во время дождя, тумана, снега и сильного ветра не разрешается.
Технология проведения изоляционных работ соответствует требованиям ВСН 008-88.
При применении труб с заводской изоляцией их концы после сварки стыков изолируются непосредственно на трассе.
Все дефектные участки изоляции следует исправлять сразу после их обнаружения. Изоляцию, как правило, ремонтируют теми же материалами, которыми изолировались трубы. Если изоляция имеет наружную обертку, то перед ремонтом ее следует удалить. Поверхность трубы, подлежащая ремонту, должна быть подготовлена, т. е. высушена, очищена от грязи, ржавчины, неплотно сцепленной с металлом окалины, пыли, земли, наледи, а также обезжирена от копоти и масла. Степень очистки поверхности труб перед нанесением покрытия должно соответствовать тому виду защитного покрытия, каким собираются ремонтировать. Затем на данный участок слоем в 0,1-0,2 мм наносят соответствующую клеевую грунтовку и заплатку из липкой ленты, которую приглаживают до полного прилипания. Заплатка должна перекрывать дефект не менее чем на 15 см по периметру.Крупные повреждения изоляции следует ремонтировать, нанося липкую ленту спирально по клеевой грунтовке. При этом ее наносят, захватывая на 5-10 см имеющуюся изоляцию на смежных участках, с нахлестом 50 % ширины рулона плюс 3 см. Сплошность отремонтированного изоляционного покрытия следует проверять до нанесения защитной обертки.
4. РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ПРИГРУЗОВ
4.1 Исходные данные
К подводным переходам относятся участки трубопроводов, пересекающих естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища), шириной 10 м и более по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.
Подводные переходы трубопроводов через водные преграды проектируют на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглобительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды.
Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются для многониточных переходов — участок, ограниченный запорной арматурой, установленный на берегах.
Створы переходов через реки выбирают на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими не размываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы.
Створ подводного перехода необходимо, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство на перекатах, как правило, не допускается.
По нормативной литературе для трубы диаметром 1020х16 мм выписываем необходимые данные:
— Площадь сечения, F=504 см2;
— осевой момент сопротивления W=12480 см3;
— осевой момент инерции I=636600 см4;
— удельный вес металла трубы qm=3960 Н/м.
При расчете устойчивости против всплытия подводного трубопровода, пересекающего реки, необходимо учитывать вертикальную и горизонтальную составляющие силового гидродинамического воздействия потока воды на трубу в процессе укладки трубопровода на дно траншеи.
Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия на единицу длины трубопровода
где — гидродинамический коэффициент обтекания трубы водным потоком; — средняя скорость течения воды в слое на уровне уложенного на дно подводной траншеи трубопровода, м/с; — удельный вес воды с учетом растворенных в ней молей, принимаемых равным (1,025-1,15)104Н/м3.
Коэффициент определяется в зависимости от числа Рейнольдса
По экспериментальным данным, при Re<105; для гладких труб и для бетонированных или офутерованных труб при 105<Re<107.
Вертикальную составляющую воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода Py рассчитывают по формуле
где — гидродинамический коэффициент подъемной силы, .
Интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода по формуле
где — угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости на выпуклом и вогнутом рельефе (в радианах); — радиус кривизны рельефа дна траншеи, который должен быть больше или равным минимальному радиусу упругого изгиба оси трубопровода из условия прочности; E — модуль Юнга, E=2,061011 Па.
Выталкивающая сила воды по формуле
Для расчета устойчивости подводного трубопровода с учетом гидродинамического воздействия потока жидкости следует иметь в виду следующее.
Вертикальная составляющая Py действует в том же направлении, что и выталкивающая сила воды.
Горизонтальная составляющая действует на трубу, сдвигая её в сторону от оси траншеи. Для противодействия за счет дополнительной нагрузки q создается сила трения
Величина вводится в формулу так же с положительным знаком.
Тогда требуемый вес балластировки в воде будет определен по формуле
где — коэффициент надежности по нагрузке, для чугунных грузов ; qтр — расчетный вес единицы длины трубопровода в воздухе с учетом изоляции при коэффициенте надежности по нагрузке nсв=0,95; qдоп — с учетом возможного опорожнения трубопровода (по СНиП 2.05.06-85*) может быть принятой равной нулю.
Соответственно формула для расчета веса балластировки в воздухе принимает вид
где — удельный вес материала пригруза.
При укладке подводных трубопроводов необходимо производить проверку устойчивости трубы против смятия под действием внешнего гидростатического давления воды по формуле
где — средний диаметр трубы,
глубина водоёма; — глубина заложения трубопровода от дна водоёма до верхней образующей.
Балластировку подводных трубопроводов в пределах участка подводно-технических работ выполняют кольцевыми чугунными грузами, жестко фиксируемых на трубопроводе.
Расстояние между одиночными чугунными грузами рассчитывают по формуле
где , — средняя масса и объем одного груза соответственно.
Выбираем чугунный кольцевой груз диаметром 1020 мм: Р груза=2000 кг, R1=630 мм, R2=560 мм, R3= 550 мм, А=723 мм, В= 610 мм, С=1300 мм.
Число пригрузов, необходимое для балластировки участка трубопровода длиной L, определяют по формуле
Дробное число N округляют в большую сторону до ближайшего целого числа.
1. Кримчеева Г. Г. Диагностика изоляционных покрытий : метод. указания / Г. Г. Кримчеева. — Ухта : УГТУ, 2009. — 45 с.
2. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др “Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов”,- Недра: СПб, 2011 г.,729с.
3. Отчет “Мониторинг (диагностика) русловых процессов на подводных переходах магистральных газопроводов Дюртюлинского ЛПУМГ через р. Белая”, — М.: 2007 г., 34 с.
4. Отчет “Результаты внутритрубной инспекции магистрального газопровода Челябинск-Петровск 1020 мм, на участке 405-412,9 км”, — М.: 2009 г., 101 с.
5. СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»
6. А.М.Шаммазов, Ф. М. Мугаллимов, Н.Ф. Нефедова
7. «Подводные переходы магистральных нефтепроводов». Москва недра 2000
8. Иванов В.А., Кузьмин С.В., Крамской В.Ф., Торопов С.Ю. «Сооружение подводных переходов магистральных трубопроводов». Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. 217 — с.
Размещено на Allbest.ru