Проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера – многолетнемерзлых грунтов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 9– Индивидуальные термостабилизаторы

      Глубинные - сезонно-действующие  глубинные охлаждающие устройства (СОУ) с глубиной подземной части 20-50 м предназначены для замораживания и температурной стабилизации грунтов устьев скважин, плотин и других сооружений. Такие СОУ состоят из нескольких индивидуальных термостабилизаторов и имеют гибкую вставку из полиэтиленовых труб различной длины (рисунок 10). Разрабатывается новая конструкция СОУ, глубина подземной части которого достигает 100 м. Такая конструкции состоит целиком из металла и монтируется на месте.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 10 - сезонно-действующие глубинные охлаждающие устройства

 

Технология  производства работ при монтаже  систем «ГЕТ» и «ВЕТ» включает следующие этапы:

1 заводское  изготовление конденсаторных блоков  и других комплектующих изделий в соответствии с проектом - охлаждающие и соединительные трубы поставляются в заданных отрезках с гидроизоляцией усиленного типа;

2     монтаж систем на стройплощадке  - сварка стальных охлаждающих  и соединительных труб системы «ГЕТ» выполняется с применением автоматической сварки методом СВД (сварка вращающейся дугой).

Установка термостабилизаторов, ТОВ и труб термометрических производится с применением переносных установок  типа УКБ 12/25 оснащенных электродвигателями или двигателями внутреннего сгорания, что позволяет осуществлять работы по свайному полю, при существующих газопроводах с перекрытий, в подвалах и других стесненных условиях.

Применение  систем «ГЕТ» позволяет значительно  укрупнять объекты, исключать пандусы, сокращать площади застройки и насыпи, применять металлические сваи из стали 10-20 взамен 09Г2С.

Изоляция стыков трубопровода

Для обеспечения  проектного теплового режима в процессе эксплуатации нефтепровода надземный  участок должен иметь тепловое изоляционное покрытие, которое наносится на эпоксидное антикоррозионное покрытие.

Технические требования на антикоррозионное и теплогидроизоляционное покрытие представлены в таблице 8.

Состав теплогидроизоляционного  и антикоррозионного покрытия следующем:

первый слой – эпоксидное покрытие d = 350 мм;

второй слой – пенополиуретан плотностью не менее 75 кг/м³ ,d = 100 мм;

третий слой – спиральновитая оболочка из оцинкованной стали  d = 1,2 мм первого класса покрытия.

Допустимая  минимальная температура окружающей среды при хранении теплогидроизолированных труб минус 60 ^oС, температура транспортируемого продукта  до 80 ^oС.

В состав работ  по гидроизоляции сварных стыков входят:

предварительная очистка зоны сварного стыка;

пескоструйная очистка изолируемой зоны;

нанесение эпоксидного праймера;

изоляция зоны сварного стыка термоусаживающимися манжетами ТИАЛ-М 820.350.2,0 с замковой пластиной ТИАЛ-ЗП 350х125 по ТУ                   2293-002-58210788-2004.

В состав работ  по нанесению теплоизоляционного покрытия входят:

установка сегментов (полуцилиндров) из пенополиуретана на участок трубы свободный от теплоизоляционного заводского покрытия;

нанесение эпоксидного  праймера на оцинкованную оболочку трубы;

установка термоусаживающейся манжеты ТИАЛ-М 1030.650.2,4 с замковой пластиной ТИАЛ-ЗП 650х150 по ТУ 2293-002-58210788-2004;

установка кожуха из оцинкованной стали для механической защиты теплоизоляционного покрытия;

гидроизоляция краевых зон кожуха адгезивной лентой 100х2,0;

крепление кожуха с помощью винтов – саморезов.

На очищенную  поверхность стыка нанести эпоксидное покрытие  (праймер). Наличие пропусков, подтеков, сгустков, пузырей - не допускается [10].

В процессе работ  по нанесению теплогидроизолированного покрытия следует контролировать качество установки герметизирующего материала, оцинкованного стального кожуха и крепления оцинкованного стального кожуха.

Запорная  арматура

Запорная арматура на трассе нефтепровода устанавливается  в зависимости от  рельефа местности, но не реже, чем через 30 км. Кроме  того, предусматривается установка береговых задвижек на подводных переходах через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной более 1,5 м. Береговые задвижки должны быть расположены вне охранной зоны реки. На надземном участке задвижки должны располагаться у неподвижных опор. Магистральные линейные и береговые задвижки должны быть электроприводные шиберные с концами под приварку с классом герметичности затвора «А» по ГОСТ 9544-93 климатического исполнения ХЛ, условным диаметром 800, условным давлением 8,0  и 10,0 МПа.

На надземном  участке шиберные задвижки устанавливаются  на фундамент и закрепляются анкерными  болтами. При подземной прокладке  в качестве фундамента используются фундаментные железобетонные плиты, укладываемые на уплотненные основания.

Задвижки должны иметь дистанционное управление, охранную сигнализацию и быть включены в систему телемеханики. 

Переходы  через автомобильные и железные дороги

Прокладка нефтепровода на переходах через автомобильные  дороги IV и III категорий, а также через железную дорогу предусмотрена подземная в защитных кожухах диаметром 1020×10 мм по ГОСТ 10704-91.

Переходы выполнены  в соответствии со СНиП 2.05.06-85*[2] и техническими условиями владельцев дорог.

Глубина заложения  от подошвы рельса железной дороги до верхней образующей футляра в соответствии с требованием п. 6.34  СНиП 2.05.06-85*[2], принята не менее 3 м и не менее 1,5 м от подошвы насыпи дороги до верха защитного футляра. Глубина заложения от верха покрытия автомобильной дороги до верхней образующей футляра не менее 1,4 м.

Переход дорог  без покрытия (зимники, грунтовые  дороги) предусматривается открытым способом, с последующим восстановлением  земляного полотна и методом прокола (или горизонтального бурения) на автодорогах с усовершенствованным покрытием.

Для протаскивания через защитный кожух на рабочем трубопроводе предусмотрена установка опорно-направляющих предохранительных колец по ТУ 1469-001-01297858-98, с заделкой концов кожуха герметизирующими резинотканевыми манжетами по ТУ 2531-007-01297858-02.

Для предохранения манжет от воздействия грунта засыпки на нее монтируют укрытие из стеклопластика.

Для исключения заиливания манжета в корпусе  защитного укрытия, оборачивается нетканым синтетическим материалом в два слоя.   

Переходы  через подземные коммуникации и  ВЛ

На рассматриваемом  участке нефтепровод пересекает подземный кабель связи и два  кабеля сигнализации. Переход выполняется  закрытым способом одновременно с переходом через железную дорогу в соответствии с техническими условиями, представленными заинтересованными организациями-владельцами коммуникаций.

При пересечении  между нефтепроводом и кабелями связи, расстояние в свету по вертикали принимается не менее 0,5 м.

При пересечении  магистрального нефтепровода с газопроводом и конденсатопроводами расстояния между ними в свету должно выполняться под углом не менее 60 градусов.

Проектируемый нефтепровод пересекает линии электропередач 6 и 110 кВ. Угол пересечения принят не менее 60 градусов (СНиП 2.05.06-85*[2] пункт 3.25).

Переходы  через водные преграды

Переходы через реки запроектированы подводными однониточными. Ширина рек не превышает по меженному горизонту 18 м, глубина не более 1,5 м, исключение составляет река Тыкоделькы, ее ширина 13 м, глубина 4,4 м и реки Таз, Айваседопур, Пякупур – ширина в межень которых более 75 м и глубина, соответственно, 4,8, 2,4 и 2,6 м. Переход через реки Таз, Айваседопур и Пякупур в две нитки методом наклонно-направленного бурения выполняет ООО ИПСК «НГС Темпобур» по отдельному договору.  Расстояние между основной и резервной нитками принято 30 м. Резервные нитки обустроены узлами СОД.

На участке  надземной прокладки нефтепровода переходы через реки выполнены воздушным способом. Расстояние от пролетного строения или от низа трубы принято не менее 0,2 м до уровня воды при 1 %-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода.

На участке  подземной прокладки величина заглубления  нефтепровода на водных переходах определялась с учетом перспективных данных по предельным деформациям на русловых и береговых участках, она составляет не менее 0,5 м от линии предельного профиля размыва до верха забалластированного трубопровода, но не менее 1 м до естественных отметок дна водоема.

При переходе через  овраги и балки нефтепровод прокладывается на глубине не менее 1,0 м от дна верха забалластированного трубопровода.

Узлы  приема и пуска средств очистки  и диагностики (СОД)

Для возможности  осуществления операций по очистке  и диагностике нефтепровода предусматривается установка узлов приема и пуска СОД:

• узел пуска средств очистки и диагностики на ГНПС, км 0, Ду 800 мм, Ру 8,0 МПа;
• узел приема и пуска средств очистки и диагностики на НПС-1, км 172,  
  Ду 800 мм, Ру 8,0 МПа;
• узел приема и пуска средств очистки и диагностики на НПС-2, км 313,  
  Ду 800 мм, Ру 10,0 МПа;
• узел приема и пуска средств очистки и диагностики на 428 км, Ду 800 мм, Ру 8,0 МПа;
• узел приема средств очистки и диагностики на узле  подключения к системе магистральных нефтепроводов  км 543, диаметром 800 мм, Ру 8,0 МПа.

На участках между насосными станциями км 75, 253, 400 и 460  по требованию заказчика предусматривается установка промежуточных узлов приема и запуска СОД.

Узлы приема и пуска СОД оснащаются заводскими камерами в комплекте с концевыми  быстрооткрывающимися затворами, технологическими патрубками, патрубками для приборов автоматики, грузоподъемными устройствами, устройствами запасовки снарядов.

Для дренажа  нефти из камер приема и пуска  СОД предусматривается установка емкостей подземных горизонтальных типа ЕП-20 с насосом  на горловине.

Откачка нефти  осуществляется в  нефтепровод или в передвижную емкость.

Технологическая схема узла приема и пуска СОД  позволяет выполнять следующие  операции:

• перекачку нефти минуя НПС;
• перекачку нефти через НПС;
• заполнение нефтью камеры пуска из магистрального нефтепровода до начала приема СОД через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов с малой подачей не более 50 м³/ч. Контроль заполнения камеры производится по изменению уровня в дренажной емкости;
• подогрев нефти в дренажной емкости производится переносным подогревателем;
• заполнение нефтью камеры приема из магистрального нефтепровода с подачей не более 50 м³/ч с контролем заполнения по изменению уровня в дренажной емкости;
• подогрев нефти в дренажной емкости переносным электроподогревателем;
• запуск СОД при работающей  промежуточной НПС;
• запуск СОД в случае остановки промежуточной НПС;
• прием в случае работы промежуточной НПС;
• прием в случае остановки промежуточной НПС;
• дренаж нефти из камеры запуска или камеры приема и прилегающих наземных участков трубопроводов в дренажную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;
• откачку нефти из дренажной емкости в передвижную емкость или нефтепровод;
• подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска или приема СОД через специальный патрубок при открытом воздушнике на газовоздушной линии.

Парафин собранный  в поддон при удалении скребка  из камеры приема СОД, собирается в герметичный контейнер и вывозится на ближайшую НПС.

Оборудование  и арматура узла пуска и приема СОД должны быть климатического исполнения ХЛ1 по ГОСТ 15150-69*[30].

Для возможности  проведения обратной перекачки на узлах  приема-запуска СОД предусмотрен узел переключающей арматуры с выхода НПС на вход с контролем протечек.

Для контроля утечек нефти по линейной части нефтепровода на входе и выходе площадок приема-запуска СОД, расположенных на НПС, устанавливаются ультразвуковые расходомеры, смотри раздел «Автоматизация».

 

 

 

Расчет  нефтепровода на устойчивость против всплытия

Расчет нефтепровода на обводненных участках на устойчивость положения (против всплытия) выполнен в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*[2].

Расчет устойчивости трубопровода сооружаемого на болоте против всплытия

Исходные данные для  расчета:

- плотность  бетона ρ_бет=2600 кг/м³;

- плотность  битума ρ_бит= 1060 кг/м³;

- плотность  воды ρ_в= 1025 кг/м³;

- плотность  футеровки ρ_фут= 600 кг/м³.

- наружный диаметр  трубопровода D_н= 820 мм;

- длина перехода L_тр= 100 м;

- грунт –  суглинок r_гр= 1700 кг/м³;

_{- угол поворота  оси трубопровода  β=5⁰;}

_{- радиус  изгиба трубопровода     ρизг=5000 м.}

Защита от коррозии

 Для защиты от коррозии в проекте приняты трубы и детали трубопроводов с заводскими защитными покрытиями усиленного типа. Антикоррозионная защита сварных соединений нефтепровода выполняется в трассовых условиях.

Подземная часть  нефтепровода подлежит комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

Участки надземной  прокладки изолированы от подземного участка установкой на нефтепроводе в зоне перехода электроизолирующей вставки.

При подсоединении  к системе магистральных нефтепроводов в районе Пурпе на проектируемом нефтепроводе также устанавливается изолирующая вставка для электрического разделения участков.

Испытание  нефтепровода

По окончании  строительно-монтажных работ нефтепровод  испытывается на прочность и проверяется на герметичность гидравлическим способом. При этом, согласно действующим нормам, испытание на прочность будет выполняться на давление в низкой точке испытываемого участка, равное заводскому испытательному давлению без учета осевого подпора, указанному в технических условиях на применяемые трубы, и в верхней точке – не менее 1,25 Р_раб. для участков I - II категории и 1,1 Р_раб. для участков III категории.