Ремонт магистрального газопровода

При групповом способе установки грузов на нефтепроводе или кустовой схеме размещения анкерных устройств расстояние между соседними группами не должно превышать 25 м.

При укладке нефтепроводов в скальных и мерзлых грунтах согласно СНиП 111-42 — 80* следует выравнивать основания под нефтепроводы слоем мягкого грунта толщиной не менее 10 см над выступающими частями, однако допуск отклонения составляет всего +10 см.

Особое внимание необходимо обратить на устройство основания нефтепровода в скальных грунтах. Если в мерзлых грунтах за период просадки присыпного грунта мерзлый грунт успеет оттаять и в конце концов сформируется нормальное ложе для нефтепровода, то в скальных грунтах по мере просадки грунта первоначально начнет разрушаться изоляция, а затем на теле трубы могут появиться вмятины и эздиры. При больших выступах скальной породы образуйся вмятины с трещинообразованиями, которые впоследствии приводят к порыву нефтепровода.

Как один из вариантов решения этой задачи, можно рекомендовать для подстилающего слоя и подсыпки нефтепроводов гидрофобизированные грунты, которые находят применение при ремонте магистральных газопроводов. Наилучшими как по стоимости, так и по своим основным свойствам для гидрофобизации грунтов являются вяжущие ВМТ-Л и ВМТ-3. Гидрофобизированные грунты дают меньшую осадку трубопровода, практически не размываются, морозостойки и теплоустойчивы, коррозионная активность их уменьшается с высокой и повышенной до низкой, сохраняются защитные свойства изоляционных покрытий трубопровода. Вяжущее ВМТ-3 может, кроме того, использоваться для закрепления и гидрофобизации грунтов при берегоукреплении, ремонте размываемых склоновых участков, балластировке трубопровода и т.д.

Мягкую подсыпку дна траншеи и засыпку мягким грунтом нефтепровода, уложенного в скальных, каменистых, щебенистых, сухих комковых и мерзлых грунтах, допускается по согласованию с проектной организацией и заказчиком заменять сплошной надежной защитой, выполненной из негниющих, экологически чистых материалов.

Изолированный участок нефтепровода после укладки необходимо незамедлительно присыпать и засыпать грунтом. Присыпанный участок допускается оставлять незасыпанным грунтом не более 24 ч.

 

 

 

 

 

4. Расчет напряженного  состояния трубопровода при изоляционно-укладочных  работах

Совмещенный способ

 

Изоляция и укладка трубопровода в проектное положение на дно траншеи может осуществляться совмещенным или раздельным способами. И в том, и в другом случае принимают упругую изогнутую ось трубопровода. При совмещенном способе опорные поверхности начального и конечного участков приподнятого трубопровода находятся на разных уровнях, таким образом, расчетная схема несимметрична (рис.4.1)

Так как совмещенный способ укладки трубопровода наиболее распространен и имеет ряд преимуществ, таких как:

• при укладке трубопровода раздельным способом есть вероятность повреждения изоляции;
• происходит дополнительное расходование горючего на технических средствах;
• дополнительный износ деталей.

В следствии чего расчет произведем для совмещенного способа.

Исходными данными к расчету являются: Е=2,1·105МПа – модуль Юнга; hт=1,62 м; – глубина траншеи, В=1,5; Dу=1,23 м – ширина траншеи по дну; Dн =820 мм, δ=10 мм, Dвн=800 мм, удельный вес металла γм=78500 Н/м3, примем высоту подьема соответственно очистной и изоляционной машин - hоч=1,2 м, hиз=2,4 м, грунт – суглинок, для которого угол внутреннего трения φгр=20˚, fгр=tgφгр=0,36 и сцепление грунта сгр=20 кПа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.4.1. Расчетная схема несимметричного подъема трубопровода:

К1, К2, К3-усилия, развиваемые трубоукладчиками или группами трубоукладчиков; R1b, R2b-опорные вертикальные реакции; Gиз, Gоч - вес соответственно изоляционной и очистной машин; qтр – нагрузка от собственного веса трубопровода; hоч, hиз – высота подьема соответственно очистной и изоляционной машин; h1 – высота подьема трубопровода первым трубоукладчиком; l1, l2, l3, l4, lоч, lиз – расстояния.

 

В расчете сделано следующее допущение: изоляционная машина Gиз совмещена с первым краном-трубоукладчиком (или первой группой трубоукладчиков) К1, т.е. lиз=0, а высота подьема трубопровода первым трубоукладчиком h1 равна высоте подъема изоляционной машины hиз.

Определим площадь сечения стенки трубы по формуле

 

м2,

 

где Dн, Dвн – соответственно наружный и внутренний диаметры.

Найдем осевой момент инерции и осевой момент сопротивления

 

м4

 

м3.

 

Определим расчетное сопротивление материала

 

МПа

 

где R2н=σт – предел текучести [2];

m – “II”-категория [3];

к2 – коэффициент надежности по материалу [3];

кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода [3].

 

Найдем вес трубы

 

Н/м,

 

где nсв – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса.

Определим значения комплексов:

комплекс I ;

комплекс II .

Соответствующие им значения коэффициентов a и b определим по диаграмме [2] в двух точках пересечения:

первый вариант: a=1,64, b=1,98;

второй вариант: a=1,68, b=2,45.

Дальнейший расчет производим по первому варианту. Расстояния l1, l2, l3 и l4 расчитаем по формулам

 

м;

 

м;

 

м;

 

м.

 

Найдем изгибающие моменты

 

МН·м

М1=-0,786 МН·м

Условие прочности имеет вид

 

 МН·м.

 

Как видно, моменты Мх и М1 условию прочности удовлетворяют.

Усилия на крюках трубоукладчиков (или групп трубоукладчиков) определим, используя зависимости

 

кН;

 

где Gиз – вес изоляционной машины ИЛ-821 равный Gиз=37,3 кН [2];

 

кН;

 

где Gоч – вес очистной машины ОМ-1422 равный Gоч=49,6 кН [2];

 

кН.

 

Найдем реакции R1b и R2b

 

кН;

 

кН.

 

Определим вылет стрелы аmin и аmax

 

аmin=0,3+

=0,3+ =0,71 м,

 

аmax=

м.

 

Используя для работы в изоляционно-укладочной колонне краны-трубоукладчики Т-1530В с моментом устойчивости Му=412 кН·м и максимальной грузоподьемностью 150 кН [2]. Допускаемое вертикальное усилие найдем по формуле

 

 

где Кн.ч. – коэффициент надежности по грузоподъемности, учитывающий неровный рельеф местности, Кн.ч.=0,9;

Му – номинальный момент устойчивости трубоукладчика, указываемый в паспорте, Му=412 кН;

 

кН.

 

Сопоставив величину Кдоп со значениями К1, К2 и К3, видим, что в качестве К1 и К3 необходимо использовать группу из двух кранов-трубоукладчиков. Их общее число в колонне составит 5.

 

 

 

5.Испытание нефтепроводов

Испытание отремонтированных с заменой труб участков магистральных нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность проводят после полной готовности участка (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

Испытание участков нефтепроводов на прочность и проверку на герметичность следует осуществлять гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) и как исключение — пневматическим (воздухом) способом.

Гидравлическое испытание нефтепроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания .

  Нефтепровод, как правило, испытывают  гидравлическим способом (рис. 5.1).

Рис. 5.1 Схема гидравлического испытания участка нефтепровода:

1-существующий нефтепровод; 2-прокладываемый  участок нефтепровода;

3-опрессовочный агрегат; 4-манометр (вторичный прибор); 5-воздухоспус-

кной кран (вантуз); 6-линейная арматура; 7-амбар для сброса воды; 8-дат-

чик давления; А-опасная зона (150-200м).

 

При испытании гидравлическим способом:

а) на прочность

В нижней точке рисп = рзав (рзав — гарантированные заводом испытательные давления без учета осевого подпора) для участков всех категорий; в верхней точке рисп = 1,25рраб для участков I и II категорий и рисп = 1,1 рраб для участков III и IV категорий, кроме участков, построенных из цельнотянутых труб, для которых в верхней точке рисп = 1,25рраб для всех категорий. Продолжительность испытаний на   прочность — 24 ч.

Для прилегающих прибрежных участков водных преград на втором этапе испытания, т.е. после укладки, но до засыпки нефтепровода продолжительность испытания может ограничиваться 12 ч, но третий этап также должен быть не мене 24ч;

б) на герметичность

    Давление при проверке на герметичность принимается равным рраб; продолжительность проверки определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 ч .

При совместном испытании на прочность участков I и ІІ категорий с участками III и IV категорий нижняя точка принимается на участке III (IV) категории, при этом испытательное давление в любой точке этих участков не должно превы- шать заводского испытательного давления.

Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность ремон-тируемый участок нефтепровода следует разделить на отдельные участки, огра-ниченные заглушками или линейной араматурой.

   Линейная арматура может  быть использована в качестве  ограничительного элемента при  испытании в случае, если перепад  давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.

При пневматическом испытании заполнение ремонтируемого участка нефтепровода и подъем давления в нем до испытательного рисп должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных задвижках (кранах), а при отсутствии байпасных линий — при прикрытых линейных задвижках (кранах) для обеспечения возможности быстрого отключения дефектного участка и предотвращения значительного разрушения нефтепровода.

Для выявления утечек воздуха в процессе закачки в трубопровод следует добавлять одорант.

При пневматическом испытании подъем давления в нефтепроводе следует производить плавно — не более 0,3 МПа (3 кгс/см2) в час, с осмотром трассы при давлении, равном 0,3 испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см2). На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением нефтепровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных задвижках (кранах) или прикрытых задвижках (при отсутствии байпасных линий). Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и задвижки и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры давления в течение не менее 12ч.

Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки нефтепровода на герметичность.

При заполнении нефтепроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

Нефтепровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания его на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

При пневматическом испытании нефтепровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.

При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок нефтепровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

После испытания нефтепровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

Заполнение нефтепровода на участках переходов через водные преграды нефтью должно производиться таким образом, чтобы полностью исключить возможность поступления в полость трубопровода воздуха.

Удаление воды может осуществляться следующими способами:

пропуском поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха со сбросом воды в специально подготовленные котлованы, амбары, а также в амбары защитных сооружений от разлива нефти и нефтепродуктов при повреждениях нефтепроводов;

сбросом воды (самотеком или откачкой насосами) в пониженных точках рельефа местности;

пропуском поршней-разделителей под давлением перекачиваемого продукта или самим транспортируемым продуктом (прямой контакт) со сбросом воды в емкости одной из перекачивающих станций или нефтеперерабатывающих заводов, где возможен отстой воды и последующая очистка до санитарных норм.

Способ удаления воды зависит от реальной обстановки, условий на месте, объема вытесняемой воды, возможности и согласия принять опрессовочную воду на последующих перекачивающих станциях или нефтеперерабатывающих заводах.

После удаления воды концы труб заглушаются.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

 

1. Душин В.А., Шаммазов А.М. Капитальный ремонт линейной части магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. – Уфа: Фонд содействия развитию научных исследований, 1999. – 159 с.
2. Бабин Л.А. и др. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. – М.: Недра, 1995. – 246 с.
3. Магистральные трубопроводы. СНиП 2.05.06-85*. – М.: 1997. – 59 с.