Магистральные трубопроводы

Содержание Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Состав и назначение объектов магистрального газопровода

1.2 Устройство подводного перехода магистрального газопровода

1.3 Классификация дефектов

1.4 Виды ремонта ЛЧМГ и краткое описание

1.5 Ремонт ППГ, последовательность технологических операций ремонта ППГ с помощью кессона

1.5.1 Ремонт подводного перехода газопровода

1.5.2 Последовательность технологических операций ремонта газопровода с помощью кессона

1.6 Виды работ при ремонте газопровода с заменой труб

1.6.1 Подготовительные работы

1.6.2 Земляные работы

1.6.3 Подъёмно-очистные работы

1.6.4 Сварочно-монтажные работы

1.6.5 Укладка трубопровода

1.7 Технологические карты

1.8 Контроль качества и приемка работ

2. Расчётная часть

2.1 Выполнить подбор трубы для замены участка газопровода и расчет толщины стенки трубопровода

2.2 Определить объем земляных работ и подобрать технику

2.3 Выполнить подбор грузоподъемной техники при ремонтных работах Заключение Список использованных источников Введение Трубопроводный транспорт — это вид транспорта, осуществляющий передачу на расстояние жидких, газообразных или твёрдых продуктов по трубопроводам. Трубопроводный транспорт предназначен главным образом для транспортировки газа (Газопроводный транспорт).

Трубопроводный транспорт — это прогрессивный, экономически выгодный вид транспорта. Ему свойственны: универсальность, отсутствие потерь грузов в процессе транспортировки при полной механизации и автоматизации трудоёмких погрузочно-разгрузочных работ, возврата тары и др. В результате этого снижается себестоимость транспортировки.

Поддержание работоспособного состояния подводных переходов нефтепроводов невозможно без проведения восстановительных и ремонтных работ. Выполнение этой задачи сопряжено с большими капиталовложениями, а в сложных условиях строительства и со значительными техническими трудностями. Это приводит к значительному увеличению числа аварий при эксплуатации нефтепроводов, связанных со снижением защитных свойств изоляционных покрытий, накапливанием усталости металла, а так же с развитием дефектов в сварных соединениях труб.

1. Теоретическая часть

1.1 Состав и назначение объектов магистрального газопровода Магистральный газопровод — это трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

К магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением транспортируемого продукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки природного или попутного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорных станций (КС) до газораспределительных станций (ГРС)) городов и населенных пунктов.

Рисунок 1 — Схема магистрального газопровода

1 — газовая скважина с газопроводом от её устья до газосборного пункта; 2 — газосборный пункт; 3 — газопромысловы коллектор; 4- головные сооружения; 5 — ГКС; 6 — магистральный газопровод; 7 — запорная арматура (отключающие краны с продувными свечами); 8 — промежуточная компрессорная станция; 9 — линия технологической связи; 10 — переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 — аварийный запас труб; 12 — переход через железную (или шоссейную) дорогу; 13 — вдоль трассовая эксплуатационная дорога с подъёздом к ней; 14 — переход через крупную водную преграду; 15 — защитное сооружение; 16 — отвод от магистрального газопровода; 17 — ГРС; 18 — ПХГ; 19 — КС ПХГ; 20 — линия электропередачи; 21 — дом линейного ремонтёра-связиста; 22 — водосборник (конденсатосборник) с продувочной свечёй; 23 — система ЭХЗ; 24 — лупинг; 25 — вертолётная площака; 26 — конечная газораспределительная станция; 27 — газораспределительный пункт; 28 — городские газовые сети.

В состав наземных объектов магистрального газопровода входят КС, ГРС и газораспределительные пункты (ГРП). Основные сооружения КС — компрессорная станция, ремонтно-эксплуатационный и служебно-эксплуатационные блоки, площадка с пылеуловителями, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Головные сооружения и головная КС часто представляют собой единый площадочный комплекс. КС строят друг от друга на расстоянии примерно 125 км.

Подземные хранилища газа (с КС или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом газ в них накапливается, а зимой подается потребителям). Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Обычно газ закачивают в водоносные горизонты пористых пород, выработанные нефтяные и газовые месторождения или в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности.

1.2 Устройство подводного перехода магистрального газопровода В состав перехода МГ через водные преграды входят следующие сооружения:

— участок магистрального газопровода в границах ПМГ;

— узлы береговых задвижек и камер пуска-приема средств очистки и диагностики;

— берегоукрепительные сооружения, предназначенные для предотвращения размыва береговой и русловой части перехода;

— информационные знаки ограждения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных водных путях;

— пункт наблюдения (блок-пост обходчика);

— вдольтрассовая линия электропередачи (ЛЭП);

— средства электрохимзащиты (ЭХЗ);

— трансформаторная подстанция для обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и средств ЭХЗ, линейной телемеханики, освещения;

— средства и оборудование телемеханики;

— стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике;

— датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, системы обнаружения утечек (СОУ), системы контроля межтрубного пространства перехода, выполненного методом или «труба в трубе» ;

— опорные сооружения воздушных переходов;

— дюкеры, свечные краны, запорная арматура.

1.3 Классификация дефектов Дефект — это любое несоответствие регламентированным нормам. Главной причиной появления дефектов является отклонение рабочего параметра от нормативного значения, обоснованного допуском.

Классы дефектов.

К первому классу относятся:

— всплывшие участки трубопровода (участки магистрального газопровода, потерявшие проектное положение оси в обводнённом грунте с выходом на поверхность воды);

— арочные выбросы (участки магистрального газопровода, потерявшие в процессе эксплуатации проектное положение оси с выходом на дневную поверхность);

— выпучины (участки трубы, выпучившиеся в результате морозного пучения грунтов, обычно при промерзании талых грунтов, вмещающих трубопровод):

а) симметричные;

б) несимметричные (в виде одной полуволны синусоиды);

в) типа «змейка» в горизонтальной плоскости (с двумя и более полуволнами);

— провисы (оголённые участки трубы без опирания на грунт, возникающие, к примеру, в результате карстовых явлений или оттаивания вечномёрзлых грунтов);

— просадки (участки трубы, проседающие при оттаивании вечномёрзлых грунтов).

Ко второму классу относятся:

— овальность трубы (дефекты геометрической формы сечения трубопровода, возникающий в результате превращения начального кольцевого сечения трубы в эллиптическое);

— вмятина (местное изменение формы поверхности трубы, не сопровождающееся утонением стенки);

— гофры (поперечная складка на поверхности трубы, характеризуется глубиной, которую обычно соизмеряют с толщиной стенки трубы).

К третьему классу относятся дефекты стенок труб металлургического происхождения и образовавшиеся при транспортировке, сооружений и эксплуатации магистрального газопровода:

— расслоения;

— закаты (несплошность металла в направлении прокатки листа на значительной длине);

— плены (отслоение металла различной толщины и величины, вытянутое в направлении прокатки);

— рванины (раскрытый глубокий окисленный разрыв поверхности металла разнообразного очертания);

— ликвация (повышенное содержание неметаллических включений);

— риска (продольная канавка, образовавшаяся при прокатке труб).

Дефекты стенок труб, образовавшиеся при транспортировке труб, сооружений и эксплуатаций магистрального газопровода:

— утонения стенки трубы на значительной площади;

— локальные повреждения стенки трубы как единичные, так и групповые;

— линейно-протяжные дефекты:

а) царапины;

б) задиры.

Причины возникновения дефектов труб.

Существующая технология прокатки металла, технология непрерывной разливки стали на отдельных металлургических заводах является одной из причин изготовления некачественных труб.

На трубных заводах входной контроль сырья несовершенен или полностью отсутствует — дефекты сырья становятся дефектами труб.

При очистке трубопроводов скребками-резцами возникают дефекты пластической деформации локальных участков поверхности трубы — подрезы.

Дефект сварного соединения — это отклонения разного рода от установленных норм и технических требований, которые уменьшают прочность и эксплуатационную надежность сварных соединений и могут привести к разрушению всей конструкции.

Наплывы — чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей, в результате натекания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Они могут быть местными (в виде отдельных застывших капель) или протяженными вдоль шва.

Подрезы — представляют собой углубления, образующиеся в основном металле вдоль края шва.

Прожоги — это проплавление основного или наплавленного металла с возможным образованием сквозных отверстий.

Незаваренные кратеры — образуются при резком обрыве дуги в конце сварки.

Оценка степени опасности дефектов.

Степень опасности дефектов следует оценивать по критериям статической и динамической устойчивости продуктопроводов. По критерию статической устойчивости следует оценивать опасность классических деффектов, классифицируемых как потеря металла.

По критерию динамической устойчивости следует оценивать опасность дефектов, классифицируемых как локальные концентраторы напряжений в основном металле при повторно-статическом нагружении трубопровода внутренним давлением.

Принятие решения о степени опасности дефекта базируется на заключении о характере, местоположении и размерах, а также на представлениях физики прочности об опасности дефекта такого рода. При этом должна учитываться вероятность правильной классификации дефекта, точность определения его размеров и координат. В случае недостаточной достоверности или точности результатов необходимо осуществить повторный контроль, причем, возможно, другими методами, например, радиографическим, вихретоковым.

1.4 Виды ремонта ЛЧМГ и краткое описание Ремонт линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) подразделяется на следующие основные виды: аварийный, текущий и капитальный.

Аварийный ремонт — ликвидация аварий и повреждений на трубопроводах.

Текущий ремонт — это комплекс работ по систематическому и своевременному проведению профилактических мероприятий:

— ремонт изоляционных покрытий трубопроводов длиной до 500 м;

— подсыпка площадок;

— ремонт ограждений крановых площадок;

— восстановление вдоль трассовых дорог;

— восстановление проектной глубины заложения трубопроводов;

— устранение утечек газа;

Работы по капитальному ремонту ЛЧМГ могут выполняться:

— с выводом участка газопровода из эксплуатации;

— с понижением давления до значения, установленного нормативными документами.

1.5 Ремонт ППГ, последовательность технологических операций ремонта газопровода с помощью кессона

1.5.1 Ремонт подводного перехода газопровода Виды капитального ремонта ППГ:

— формирование защитного слоя грунта над верхней образующей трубопровода;

— подсадка трубопровода до проектных отметок;

— ремонт дефектного участка с подъемом трубопровода над поверхностью воды и заменой дефектного участка;

— переукладка подводного трубопровода с заменой трубы;

— замена дефектного участка при помощи шахтных колодцев;

— ремонт дефектного участка подводного перехода при помощи кессона;

— ремонт изоляционного покрытия подводного перехода газопровода;

— ремонт берегоукреплений;

— ремонт дефектного участка подводного трубопровода с установкой упрочняющих конструкций — стальных, композитных муфт;

— восстановление проектного положения балластных грузов и футеровки;

— ремонт подводного перехода с применением конструкции «труба в трубе» ;

— ремонт оголенных и провисающих участков подводного перехода устройством насосоаккумулирующих сооружений;

— восстановление реперных знаков и знаков судоходной обстановки.

Из всех перечисленных методов капитального ремонта подводного перехода можно выделить пять наиболее распространенных:

— формирование защитного слоя грунта над верхней образующей;

— подсадка трубопровода на проектные отметки;

— переукладка участка трубопровода с полной или частичной заменой трубы традиционным способом;

— ремонт дефектов методом установки муфты;

— ремонт дефектного участка подводного перехода при помощи кессона.

Очевидно, что подводные переходы представляют собой участки магистральных газопроводов, эксплуатация которых проходит в условиях значительных воздействий природного характера. Такие факторы, как подвижки и эрозия речного дна, размыв русла при его вертикальной и плановой деформациях, способны существенно изменять морфологию дна. Такие естественные процессы создают реальные условия для размывания подводного трубопровода даже при глубинах подводной траншеи, рассчитанных с учетом прогнозируемого предельного профиля размыва.

1.5.2 Последовательность технологических операций ремонта газопровода с помощью кессона Подводная камера (кессон) — это универсальная подводная камера предназначена для устранения повреждений подводных переходов газопроводов (ремонт сварных швов, установка муфт, ремонт изоляции) диаметрами 325 — 1420 мм на глубине до 30 м при скорости течения до 1,5 м/с.

При этом конструкция обеспечивает возможность герметизации при отклонении геометрических параметров труб относительно номинального.

В состав изделия входят:

— корпус универсальной камеры с фланцами для присоединения съемных частей и комплектом крепежа, и уплотнений для герметизации соединений, а также с приспособлениями для балластировки;

— сборная спусковая шахта из нескольких;

— система осушения, состоящая из комплекта насосного оборудования с необходимым количеством шлангов;

— система вентиляции, состоящая из комплекта вентиляторов и воздушных магистралей;

— система электрооборудования, обеспечивающая управление насосным и вентиляционным оборудованием, освещение камеры и связь;

— средства аварийного жизнеобеспечения;

— обеспечивающие плавсредства с системой якорей, предназначенное для фиксации верха шахты, обеспечения доступа в камеру и размещения надводных частей систем, входящих в состав камеры.

Камера в разобранном состоянии транспортируется любыми видами транспорта и устанавливается водолазами на дефектный трубопровод при помощи плавкрана.

Необходимое оборудование устанавливается на специальном обеспечивающем понтоне, закрепляемом на 4-х якорях, обеспечивающих его неподвижность. Для компенсации подъемной силы при осушении камеры устанавливаются навесные пригрузы.

Технические характеристики:

Конструкция — разъемная по горизонтали из 2-х половин, соединение — фланцевое на болтах, герметизация на трубе — фланцевая с уплотнением.

Шахта — стальная D — 1000 мм с внутренней лестницей.

Корпус камеры — сталь толщиной 7 мм с жесткостями из уголка 80×80 мм.

Размеры — длина — 3000 мм, ширина — 2500 мм, высота — 2500 мм.

Вес камеры — 3 тн.

Объем камеры — 20 куб.м.

Масса навесных пригрузов — до 18 тн.

Система жизнеобеспечения:

Вентиляция — приточно — вытяжная через шланги с помощью вентиляторов, находящихся на понтоне.

Электроосвещение — напряжением 24 В через кабеля от источника питания на понтоне.

Осушение камеры — эжектором по шлангам на поверхность.

Связь — телефонная двухсторонняя.

Контроль состава воздуха — газоанализатором.

Аварийный комплект — автономные дыхательные аппараты, автономные источники света.

Технология применения подводной камеры (кессона):

1 этап: Определение места дефекта трубопровода.

Установка камеры производится в следующей последовательности. Определяется место дефекта на поверхности по расстоянию от контрольных точек.

Производится водолазное обследование дна, в ходе которого уточняется местоположение оси и глубина залегания трубопровода с помощью трассоискателя, наличие препятствий для земляных работ.

Определенное местоположение дефекта закрепляется ориентирами на дне и буями на поверхности. Производится вскрытие верха трубопровода, определяются границы секции и расположение продольных швов на дефектной секции и двух прилегающих секциях.

2 этап: Разработка подводного котлована, приборное обследование.

При совпадении полученных данных с данными обследования производится разработка котлована в месте дефекта до уровня, позволяющего снять изоляцию и обследовать дефект визуально, с использованием подводного телевидения и с помощью приборов.

Размеры котлована должны позволить произвести заводку и монтаж частей камеры на трубопровод и составляют:

— глубина относительно нижней образующей трубы — 1,5 м;

— длина по низу вдоль оси трубопровода — 6 м;

— ширина по низу — 5 м;

— откосы — в зависимости от типа грунта и течения.

3 этап: Установка Подводной камеры (кессона).

Под трубопровод с помощью плавкрана и лебедок заводится нижняя половина камеры. Работы ведутся под управлением водолазов.

На установленную нижнюю половину устанавливается верхняя, центровка производится водолазами имеющимися приспособлениями. Половины камеры соединяются между собой болтами.

4 этап: Установка спускной шахты кессона.

Водолазы монтируют съемные части и устанавливают секции шахты, подаваемые им с поверхности плавкраном. Герметизация частей камеры осуществляется имеющимися на соединительных плоскостях прокладками.

5 этап: Откачка воды, обеспечение вентиляции воздуха, освещения.

После герметизации вода из камеры откачивается погружными насосами. Производится вентиляция внутреннего объема. В камеру через шахту подаются необходимые материалы и оборудование для выполнения обследования и ремонта.

Для осуществления сварочных работ производится постоянная приточно — вытяжная вентиляция и освещение камеры.

6 этап: Демонтаж Подводной камеры, обратная засыпка котлована.

По окончании ремонтных работ, контроля их качества и восстановления изоляции трубопровода камера затапливается, ее части демонтируются. Котлован в месте работ замывается до черных отметок дна.

При работах зимой со льда плавсредства не требуются, монтаж осуществляется автокраном или иным грузоподъемным приспособлением.

1.6 Виды работ при ремонте газопровода с заменой труб Способ производства ремонта ЛЧМГ следует определять по технологическому набору ремонтно-строительных работ для достижения конечной цели ремонта. Это может быть:

— замена поврежденного изоляционного покрытия трубопровода при отсутствии повреждений металла трубы;

— замена поврежденного изоляционного покрытия трубопровода с предварительной заваркой каверн металла труб, приваркой заплат и муфт на стенки труб;

— замена поврежденного изоляционного покрытия трубопровода с предварительной заваркой каверн металла труб, приваркой заплат и муфт на стенки труб, выбраковкой и вырезкой участков, не, подлежащих ремонту;

— прокладка новой нитки трубопровода параллельно действующей с последующим отключением старой нитки, извлечением, ремонтом и повторным использованием ее для различных нужд.

Допускается частичная замена изоляционного покрытия газопровода при условии усиления электрохимической защиты трубопровода до уровня, обеспечивающего его коррозионную защищенность.

1.6.1 Подготовительные работы В подготовительный период к строительству, строительная организация в соответствии со СНиП 3.01.03−84 должна осуществить следующие мероприятия:

— принять от генподрядчика трассу подводного перехода в натуре с закрепляющими знаками, передача трассы должна быть оформлена актом с приложением плана перехода и ведомости планово-высотного обоснования, реперы и выносные знаки должны иметь абрис относительно характерных пунктов на местности, ось трассы и углы ее поворотов должны быть закреплены выносными опорными знаками в двух-трех точках за пределами строительной площадки; при этом ось трассы закрепляется на каждой стороне водоема;

— проверить наличие основных реперов и установить временные на период строительства перехода, при ширине реки до 200 м устанавливают по одному реперу на каждом берегу, более 200 м — не менее двух реперов на каждом берегу, реперы располагать за пределами разрабатываемых береговых траншей и монтажной площадки;

— выполнить контрольную нивелировку основных и привязку к ним временных реперов;

— выполнить нивелировку по створам подводных трубопроводов на переходе промерами подводного участка трассы;

— осуществить проверку и разбивку углов поворота и кривых трассы в пределах перехода с выносом закрепляющих знаков за пределы участков работы землеройных механизмов и отвалов грунта;

— уточнить ширину водоема при расстояниях между урезами воды:

а) до 200 м — по тонкому тросу между берегами;

б) более 200 м — с помощью геодезических инструментов с разбивкой берегового базиса;

— закрепить в натуре все характерные точки проектного профиля в пределах незатопленной части перехода с выносом знаков за пределы производства земляных работ;

— установить временный водомерный пост о привязкой его к реперу.

1.6.2 Земляные работы Перед началом земляных работ необходимо обследовать участки дна реки или водоема. Обнаруженные препятствия в виде топляков и отдельных валунов следует устранить отмывкой гидромониторами с последующим подъемом плавучими грузоподъемными средствами при участии водолазов.

Для устройства подводных траншей можно применять:

— землечерпательные ковшовые снаряды;

— землесосные рефулерные снаряды;

— гидромониторно-эжекторные снаряды;

— взрывной способ.

Тип механизма для выемки подводного грунта следует выбирать в зависимости от его физико-механических свойств, объема выемки, гидрологического режима, условий судоходства, глубины водоема, периода (времени года) производства работ.

Плавучие грунторазрабатывающие снаряды следует выбирать с учетом продолжительности навигационного периода и времени буксировки снаряда на объект.

В случае разработки траншей через судоходные реки и водохранилища (при больших объемах и глубинах) рекомендуется совмещать работу высокопроизводительных земснарядов, имеющих недостаточную глубину опускания рамы, с работой специальных земснарядов меньшей производительности, но с большей глубиной опускания рамы для разработки подводных траншей до проектных отметок.

Разработку траншей на прибрежных участках следует выполнять бульдозерами и экскаваторами с учетом обводненности грунтов и правил техники безопасности.

На крупных переходах с большим объемом разработки тяжелых и скальных грунтов работу земснарядами необходимо выполнять в соответствии с проектом производства работ или индивидуальной технологической картой, которую разрабатывает строительная организация перед началом работы с учетом фактических условий на переходе.

При строительстве переходов с большим объемом разработки тяжелых и скальных грунтов тип механизмов для работы на береговых и русловых участках следует выбирать на основании технико-экономических расчетов, с учетом себестоимости рыхления, извлечения и удаления грунта различными механизмами, которые использованы на данном переходе.

Необходимость производства взрывных работ при устройстве подводных траншей на переходах устанавливает проектная организация с учетом требований по охране окружающей среды и техники безопасности.

Подводные взрывные работы могут быть выполнены методами накладных, шпуровых и скважинных зарядов. При выборе способа взрывных работ следует учитывать:

— сохранность расположенных рядом сооружений;

— гидрологические и геологические условия на участке подводной траншеи;

— расчетную глубину подводной траншеи;

— влияние взрывов на ихтиофауну.

Метод взрывных работ, максимальный вес взрываемых зарядов и безопасное расстояние определяет проектная организация и указывает их в проекте организации строительства подводного перехода.

Заряды следует укладывать на скальное дно водоема, очищенное от илистых и песчаных наносов. Очистку от наносов выполняют гидромониторами. Рекомендуется использовать заряды взрывчатых веществ направленного действия.

Места отвалов грунтов при подводных выемках следует выбирать с учетом технологии подводных земляных работ, условий судоходства и лесосплава и согласовывать с заинтересованными организациями.

При заглублении, подводных трубопроводов, предварительно уложенных по дну, в проекте производства работ должны быть указаны величина допустимого заглубления трубопровода за одну проходку, число проходок, очередность выполнения работ.

Подводные траншеи с уложенным трубопроводом засыпают местным грунтом, если в проекте перехода не предусмотрены особые условия для засыпки траншеи другим материалом.

Засыпку подводных траншей можно выполнять рефулированием грунта земснарядами или с использованием плавучих транспортных средств. Способ засыпки траншей выбирают в зависимости от производства работ в зимний или летний периоды, ширины траншеи, глубины воды, скоростей течения и объемов работ. В зимний период допускается засыпка траншей самосвалами при достаточной прочности льда.

Разработку подводных траншей при расположении в коридоре двух или более ниток трубопроводов следует начинать с нижней по течению нитки трубопровода.

1.6.3 Подъёмно-очистные работы Для очистки и изоляции трубопроводов используют специальные ремонтно-строительные машины, имеющие разъемный рабочий орган.

Участок магистрального трубопровода, подлежащий демонтажу, отключают путем перекрытия кранов (задвижек) в начале и конце участка; ремонтируемый участок полностью освобождают от продукта и отсоединяют от действующего трубопровода вырезкой «катушек»; с обеих сторон его к действующему трубопроводу приваривают сферические заглушки; подготовительные и земляные работы, подъем и очистку трубы от старой изоляции, отбраковку ее осуществляют в той же последовательности, что и на II этапе; затем трубу разрезают на плети, пригодные для дальнейшей эксплуатации, и перевозят для последующего использования при ремонте других участков; отбракованные участки вывозят на стационарную базу.

Очистку поверхности трубопровода осуществляют в два этапа: предварительный — при подъеме трубопровода; окончательный — после выполнения сварочно-восстановительных работ.

Подъемно-очистные работы включают в себя:

— подъем вскрытого участка трубопровода и монтаж очистной машины;

— очистку от старой изоляции и визуальный осмотр трубы;

— укладку на лежки.

К подъемно-очистным работам приступают сразу после вскрытия трубопровода. С помощью подъемных механизмов его приподнимают и на него насаживают очистную машину для снятия с поверхности трубопровода старой изоляции и продуктов коррозии. После очистки приподнятый трубопровод укладывают на бровке траншеи на лежки. Высота лежек должна быть достаточной для осмотра трубопровода со всех сторон. Работы по укладке трубопровода на опоры и его предварительной очистки производятся непосредственно после проходки подкапывающей машины. Технологическая последовательность работ по предварительной очистке и укладке газопровода включает:

— поддержание вскрытого участка (с сохранением его положения) трубоукладчиком и насадку на трубу очистной машины с разъемным рабочим органом;

— очистку от старого изоляционного покрытия и визуальный осмотр очищенной поверхности трубы;

— установку очищенного участка газопровода на опоры для сохранения положения.

1.6.4 Сварочно-монтажные работы При строительстве подводного перехода газопровода применяют те же методы сварки, что и на суше.

До начала сварочно-монтажных работ необходимо получить следующую документацию:

— сертификаты и паспорта на трубы и сварочные материалы;

— список сварщиков;

— заключение о результатах механических испытаний допускных контрольных сварных соединений;

— журнал регистрации результатов механических испытаний, допускных и контрольных стыков.

Сварочно-монтажные работы в зависимости от их объемов выполняют в несколько этапов: поворотная сварка труб в секции из трех труб на стенде; сварка секций труб в плеть; сварка плетей в нитку трубопровода.

Поворотная сварка труб выполняется с применением сварочного полуавтомата, а при малых объемах сварочных работ вручную. При строительстве переходов значительной протяженности сварку отдельных труб в трехтрубные секции выполняют на специальном стенде, состоящем из трех линий.

При полуавтоматической сварке труб на стенде работы ведутся следующим образом:

— на первой линии — сборка стыка при помощи внутреннего центратора, подогрев стыка и ручная сварка корневого шва;

— на второй линии — ручная подварка корня шва изнутри трубы;

— на третьей линии — автоматическая сварка под слоем флюса остальных слоев.

При ручной поворотной сварке работы выполняются следующим образом:

— на первой линии — сборка стыка при помощи внутреннего центратора подогрев стыка, сварка первого и второго слоёв;

— на второй линии — подварка корня шва изнутри трубы по всему периметру;

— на третьей линии — сварка третьего и четвёртого слоёв.

Плети дюкера небольшой протяжённости до 300 м обычно сваривают из одиночных труб последовательным наращиванием.

Рисунок 2 — Схема сборки и сварки труб в плети

1 — инвентарная лежка; 2 — трубоукладчик; 3 — штанга центратора; 4 — труба; 5 — внутренний центратор; 6 — энергопоезд; С1, С2 — рабочие места электросварщиков; Т1 — Т3 — рабочие места монтажников; М — рабочее место машиниста энергопоезда.

В процессе сборки и сварки стыков сварщиками и мастером или прорабом осуществляется операционный контроль. После сварки очередного стыка сварщики должны очистить шов от шлака, окалины, брызг наплавленного металла и предъявить его для визуального контроля и приемки мастеру или прорабу. Все стыки должны быть также подвергнуты контролю гамма или рентгеновскими лучами. При сварке трубопровода сварные стыки подвергаются:

— операционному контролю в процессе сборки и сварки;

— внешнему осмотру и замеру параметров сварных соединений;

— 100% - му контролю гамма и рентгеновскими лучами.

1.6.5 Укладка трубопровода Существуют следующие способы укладки подводных трубопроводов, предусмотренные в ППР:

— протаскивание трубопровода или отдельных его плетей по дну водоема;

— свободное погружение плавающего трубопровода на дно при заполнении его водой или откреплении понтонов, удерживающих трубопровод на поверхности водоема;

— укладка с трубоукладочных судов;

— опускание трубопровода с помощью плавучих кранов.

Технология укладки трубопровода на дно водоема должна быть разработана с учетом следующих факторов:

— назначения трубопровода;

— топографических условий в створе перехода (крутизна береговых откосов, рельеф пойменного участка, ширина пересекаемого водоема);

— диаметра трубопровода, его массы, прочностной характеристики;

— гидрологического режима водоема, периода (времени года) производства работ, условий судоходства и лесосплава;

— экономичности применяемого способа работ.

При разработке проекта производства работ необходимо выполнить расчет устойчивости положения трубопровода других параметров (расстановка понтонов, радиус изгиба. Перед укладкой трубопровода необходимо:

— проверить и испытать все технические средства и их взаимодействие, проверить средства связи, провести инструктаж персонала и определить ответственность каждого исполнителя за свой участок работы;

— проверить отметки продольного профиля траншеи, а также профиль спусковых устройств при участии представителей технического надзора;

— проверить расчет устойчивости положения трубопровода.

После гидравлического испытания уложенного трубопровода воду из него удаляют. Перед тем как пропустить поршни, шары или другие устройства, вытесняющие воду, следует до подводного перехода установить на трубопроводе вентили или задвижки достаточного сечения для выхода воздуха.

Засыпка подводной траншеи, в которую уложен трубопровод, разрешается только после контрольных промеров, подтверждающих укладку трубопровода на проектные отметки, и гидравлического испытания уложенного трубопровода.

Виды укладки трубопровода в траншею:

Укладка трубопровода способом протаскивания по дну Укладка трубопровода способом протаскивания по дну подводной траншеи рекомендуется в случае:

— плавного рельефа одного из берегов в створе переходов, при котором возможна планировка на этом участке в соответствии с допустимым радиусом изгиба трубопровода при его протаскивании;

— необходимости укладки трубопровода в летний период через судоходные водные преграды;

— наличия площадки достаточных размеров в створе перехода для устройства спусковой дорожки, на которую укладывают нитку трубопровода перед протаскиванием;

— достаточной прочности протаскиваемого трубопровода с учетом воздействия на него тяговых усилий.

В технологический процесс укладки трубопровода способом протаскивания по дну водоема входят:

— устройство и оборудование спусковой дорожки;

— укладка трубопровода на спусковую дорожку;

— оснащение трубопровода понтонами (при необходимости);

— проверка готовности подводной траншеи (промеры глубин и проверка отметок дна траншеи);

— установка и закрепление тяговых средств;

— приварка оголовка и прокладка тяговых тросов с закреплением их на оголовке;

— протаскивание всей нити трубопровода или отдельных секций со сваркой межсекционных стыков;

— контроль положения уложенного в соответствии с проектом трубопровода.

В зависимости от длины укладываемой нитки (плети) трубопровода, его диаметра и массы, а также рельефа прибрежного участка спусковая дорожка может быть устроена следующим образом:

— с роликоопорами на спланированном участке территории в створе перехода;

— рельсовый путь с тележками;

— береговая траншея, заполняемая водой;

— безрельсовые тележки и другие приспособления.

Спусковую дорожку в плане трассируют, как правило, прямолинейно. Вертикальная трассировка ее на перепаде отметок от берега до подводного участка должна быть выполнена криволинейно с учетом допускаемого радиуса упругого изгиба трубопровода.

Длина спускового пути должна обеспечивать монтаж трубопровода на полную длину его подводного участка или длину отдельных плетей, если Протаскивание ведется с последовательным наращиванием плетей трубопровода.

Минимальный радиус кривизны спускового пути и соответствующий ему радиус упругого изгиба трубопровода определяют с учетом возможных силовых воздействий, вызывающих продольные напряжения в трубопроводе на спусковом пути.

В процессе протаскивания трубопровода все рабочие посты (тяговая лебедка, тормозная лебедка, сварочный пост около уреза берега) должны иметь двустороннюю: дублированную связь с пунктом управления, который следует размещать около спусковой дорожки. С пункта управления должен быть обеспечен визуальный обзор всей спусковой дорожки. Должны быть отработаны условные сигналы движения и остановки трубопровода, которые в зависимости от ширины водной преграды можно передавать с пункта управления по телефону с помощью портативных радиостанций и дублировать световыми сигналами.

Укладка трубопровода способом протаскивания с поточно-расчлененным монтажом в створе перехода.

Технология строительства подводных переходов с поточно-расчлененным монтажом трубопровода в створе перехода исключает необходимость предварительного монтажа плетей трубопровода с их поперечным перемещением на спусковую дорожку, а также сварку гарантийных стыков около уреза воды.

Этот способ укладки рекомендуется применять при строительстве подводных переходов из труб диаметром 1220−1420 м, когда перекладка плетей трубопроводов весьма трудоемка.

Типология строительства подводного трубопровода с поточно-расчлененным монтажом заключается в следующем:

В створе перехода монтируют спусковую дорожку. Вдоль спусковой дорожки на расстоянии, равном длине секций трубопровода, устанавливают следующие рабочие посты:

1) сборки, центровки и прихватки секций;

2) сварки стыков;

3) контроля качества сварки физическими методами;

4) изоляции и защиты стыков.

Подготовленные секции труб укладывают трубоукладчиками на тележки или роликоопоры спусковой дорожки, расположенные напротив первого рабочего поста.

На 1 посту с помощью центратора выполняют сборку и прихватку стыка, сварку корневого слоя шва и подварку стыка.

На следующих сварочных постах проводят сварку заполняющих и облицовочных слоев.

Контроль готового сварного шва на 3 посту, на 4 посту — нанесение изоляции и осуществление защиты стыка.

Укладка трубопровода свободным погружением.

Способ укладки свободным погружением с заполнением полости водой следует применять для трубопроводов, имеющих положительную плавучесть.

Для укладки трубопроводов, положительная плавучесть которых обеспечивается закреплением понтонов, можно применять способ свободного погружения путем последовательного открепления понтонов.

В технологический процесс укладки трубопроводов способом свободного погружения с заполнением их водой входят:

— монтаж трубопровода на спусковой дорожке;

— оснащение трубопровода разгружающими понтонами в соответствии с проектом производства работ, а также вентилями для выпуска воздуха и заливки воды в трубопровод;

— спуск трубопровода на воду;

— буксировка трубопровода к месту укладки;

— установка плавающего трубопровода в створе перехода;

— погружение плавающего трубопровода в проектное положение путем заполнения его водой с одновременным выпуском воздуха через вентиль на противоположном конце трубопровода.

Способ укладки трубопроводов свободным погружением рекомендуется при следующих условиях:

— пересекаемая водная преграда несудоходна или в месте перехода возможен перерыв судоходства на время установки трубопровода;

— поверхностная скорость течения невелика (до 0,6 — 0,8 м/с) и не требуются сложные устройства для удержания плавающей нитки трубопровода в створе перехода;

— трассировка перехода на берегах предусматривает прокладку трубопроводов с кривыми вставками.

При разработке технологии укладки трубопроводов способом свободного погружения необходимо определить:

— вес трубопровода в различных положениях в воде и его массу на суше;

— силу воздействия потока воды на трубопровод, необходимость закрепляющих устройств и их расчет;

— допустимую глубину погружения трубопровода при его заполнении водой;

— напряжения, возникающие в трубопроводе от воздействия всех нагрузок на трубопровод в процессе погружения на дно.

При заполнении водой трубопроводов, имеющих положительную плавучесть, необходимо следить, чтобы погружение трубы начиналось с заливаемого конца. Для этого рекомендуется противоположный конец трубы в начальный период поддержать при помощи понтона, плавучих средств или придавить заливаемый конец трубопровода.

Закачку воды в трубопровод следует вести до тех пор, пока полностью не выйдет воздух из воздушного патрубка.

Укладка трубопровода с трубоукладочного судна.

Укладке трубопровода с трубоукладочной баржи должны предшествовать следующие работы:

— промеры дна и водолазное обследование по створу перехода;

— разработка подводной траншеи в границах, определенных проектом;

— установка береговой опоры с блоком, изготовление оголовка трубопровода, подготовка оборудования и оснастки, необходимых для выполнения работ на первом этапе укладки;

— установка светящихся створных знаков и ограничительных буев;

— устройство временных причалов для вспомогательных судов;

— устройство площадки для складирования труб;

Укладку с трубоукладочной баржи осуществляют в несколько последовательных этапов:

— укладывают трубопровод на одном из прибрежных участков протаскиванием к берегу наращиваемой на барже плети;

— укладывают трубопровод на русловом участке с перемещением баржи по створу перехода;

— укладывают трубопровод на другом прибрежном участке по аналогии с первым этапом;

— стыкуют основной и прибрежный участок в единую нитку и опускают трубопровод в траншею.

Укладка трубопровода с помощью плавучих кранов.

Укладка подводных трубопроводов с использованием плавучих кранов имеет ограниченное применение. В основном этот способ применяется при укладке трубопровода с криволинейными береговыми участками (утками), когда укладка трубопровода протаскиванием по дну или свободным погружением представляет большие трудности.

Для трубопроводов, которые можно заполнить водой перед опусканием на дно, процесс укладки в летних условиях состоит из следующих операций:

— монтаж трубопровода и оснащение его понтонами;

— перемещение трубопровода со стапеля на воду и буксировка к мосту укладки;

— заведение трубопровода в створ буксирами;

— заполнение водой трубопровода, удерживаемого на поверхности кранами, и опускание его на дно.

Учитывая сложность укладки трубопровода с помощью плавучих кранов, в проекте производства работ должны быть разработаны все технические операции с учетом местных условий.

1.7 Технологические карты Технологическая карта — представляет собой документ, который содержит все необходимые сведения и, соответственно, инструкции для персонала, который выполняют определенный технологический процесс или же техническое обслуживание объекта. Подготовительные работы включают в себя: — схему организации рабочей зоны строительной площадки с указанием зоны складирования материалов и конструкций; проходов и проездов; размещения машин, механизмов, лесов, подмостей; опасной зоны вокруг зданий и сооружений; размещения санитарно-бытовых помещений;

— схемы расстановки машин, механизмов и оборудования с привязкой их к осям здания или сооружения с указанием опасных зон, способов их ограждения. В схемы транспортирования, складирования и хранения материалов и изделий следует включать:

— требования к условиям перевозки и таре, перечень рекомендуемых транспортных средств и тары с указанием их основных характеристик и количества перевозимых материалов и конструкций;

— требования к организации площадки складирования, ее размерам, типу покрытия, уклонам и к температурно-влажностному режиму хранения материалов;

— схемы складирования сборных конструкций и полуфабрикатов, порядка их загрузки и разгрузки;

— схемы складирования материалов, требующих защиты от переувлажнения или сухости.

При основных работах в описании технологического процесса включаются:

— требования к качеству предшествующего технологического процесса, например к качеству кирпичной кладки для производства штукатурных работ с указанием допускаемых отклонений и замером фактических отклонений;

— технологические схемы процесса;

— схемы механизации работ (расстановки на объекте машин, технологического оборудования и оснастки).

Описание технологического процесса должно содержать:

— указания по организации рабочих мест, включающие схемы размещения рабочих и средств механизации;

— мероприятия по обеспечению устойчивости конструкций и частей зданий (сооружения) в процессе возведения (разборки);

— условия, обеспечивающие требуемую точность монтажных работ;

— перечень строительных (технологических) процессов, последовательность и способы выполнения технологических операций;

— порядок совмещения технологических процессов и операций во времени и в пространстве с учетом безопасности работ.

1.8 Контроль качества и приемка работ До начала строительства заказчик передаёт по акту подрядной строительной организации створ подводного перехода, закреплённый геодезическими знаками с необходимым числом реперов за пределами зоны производства земляных работ, и документацию в сроки, необходимые для опережающего строительства подводных переходов. Строительная организация должна обеспечить сохранность опорных геодезических знаков на время строительства и передать их заказчику после завершения строительства перехода. Сварочные работы при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов и контроль их качества следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-42−80 и ВСН 006−88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка». ВСН 012−88/Миннефтегазстой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ» .

2. Расчётная часть

2.1 Подбор трубы для замены участка нефтепровода и расчет толщины стенки трубопровода Для замены участка трубопровода выбираем трубы диаметром 1420 мм из стали 17Г2СФ, выпускаемые Ижорским трубным заводом по ТУ 1381−003−47 966 425−2006.

Толщину стенки трубы находят исходя из нормативного значения временного сопротивления на разрыв, диаметра трубы и рабочего давления с использованием предусмотренных нормами коэффициентов.

Номинальная толщина стенки трубопровода определяется согласно СНиП 2.05.06−85* следующим образом:

Расчетные сопротивления материала труб растяжению и сжатию R₁ и R₂ определяются по формулам:

МПа, Толщина стенки:

мм.

Принимаем ближайшее стандартное значение толщины стенки по ТУ 14−3-14−25−86, д = 20 мм, Внутренний диаметр трубопровода,, мм

мм.

Продольные осевые напряжение от расчетных нагрузок и воздействий _пр.N, МПа вычисляется по формуле:

;

⁰C,

МПа.

Так как, то возможны осевые растягивающие напряжения; определяют коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, по формуле:

.

Расчётная толщина стенки с учётом влияния продольных осевых сжимающих напряжений равна:

мм.

Принимаем ближайшее стандартное значение толщины стенки по ТУ 14−3-14−25−86, д=20 мм.

Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении производят по условию:

МПА,

МПа.

Условие выполняется, следовательно, прочность участка трубопровода в продольном направлении обеспечена. Вывод: по произведенным расчетам для замены участка трубопровода выбираем трубы диаметром 1420 мм с толщиной стенки 20 мм из стали 17Г2СФ.

2.2 Определить объем земляных работ Размеры траншеи (глубина, ширина по дну, откосы) устанавливаются в зависимости от назначения и диаметра трубопровода, характеристики грунтов и других условий.

В соответствии со СНиП 2.05.06−85* глубина траншеи для трубопроводов, диаметром 1000 мм и более определяется по формуле:

Ширина траншеи по дну для трубопроводов, диаметром 700 мм и более принимается:

.

Критическая глубина траншеи, на которой удерживается вертикальный откос, определяется в соотвествии с георией механики грунтов следующим образом:

м.

При q=10<0, т. е при такой внешней нагрузке откос не может сохранять вертикальную форму.

Предельное значение нагрузки:

.

Предельное значение нагрузки должно быть менее, чем нагрузка q, условие выполняется.

При условии работающей вблизи техники получим следующее выражение критической глубину вертикального откоса:

Определяем площадь поперечного сечения:

м²,

м³.

Объем земляных работ составляет 5514 м³.

2.3 Подбор техники Для ремонтируемого участка, длинной 300 м и с объемом земляных работ 5514 м³ подбираем технику:

Несамоходный землесосный снаряд ТЗР-251−3 — 1 шт.

Технические характеристики:

Берем производительность данного землесоса 250 м³/ч.

Одна рабочая смена длится 8 часов, получаем выражение, из которого видно, какой объём грунта очистит один землесосный снаряд за смену:

м³/смен.

Определяем сколько смен будут работать 1 землесосный снаряд объемом работ, равным 5516,7 м³:

смены.

1 землесосный снаряд марки ТЗР-251−3 выполнит объем земляных работ, равный 5516 м³, за 3 смены по 8 часов каждая.

Так же происходят работы по подъёму ремонтируемого газопровода с под водной траншеи. Поднимают с помощью тяговой лебёдки, марки ЛП-151.

Технические характеристики:

Расчитываем объём стали на ремонтируемом участке 300 м:

.

Определяем массу ремонтируемого трубопровода:

Величину протаскивания определяем по формуле:

где-коэфициент трения газопровода о грунт;

— общий вес трубы;

Тяговое усилие расчитывается по формуле:

Заключение

В данном курсовом проекте я рассмотрел капитальный ремонт подводного перехода газопровода, описал виды работ при ремонте ППГ (подготовительные, земляные, подъемно-очистные, сварочные, изоляционно-укладочные), описал различные дефекты (заводские, при сварочных работах). Ремонт с помощью кессона до сих пор актуален и применяется очень часто при различных ремонтах ППГ.

В расчетной части произвел подбор трубы и подобрал сталь для трубы и толщину стенки трубы для газопровода, диаметром 1420 мм. Также определил объем земляных работ, который равен 5514 м³ для ремонтируемого участка, длиной 300 м. Для данного объема земляных работ произвел подбор техники: 1 землесосный снаряд марки ТЗР-251−3 для размыва траншеи. Определил тяговое усилие лебёдки, марки ЛП-151 для поднятия участка газопровода с подводной траншеи. Тяговое усилие равно 688,8 кН. Все земляные работы с данным количеством техники будут вестись в течение 3 дней.

Список использованных источников

магистральный трубопровод ремонт дефект

1 Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов/ П. И. Тугунов, В. Ф. Новосёлов, А. А. Коршак и др. — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002. — 658 с.

2 Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ Р. А. Алиев, В. Д. Белоусов, А. Г. Немудров и др. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1988. — 368 с.: ил.

3 СНиП 2.05.06−85* Магистральные трубопроводы.

4 ГОСТ Р 51 164−98 Трубопроводы стальные магистральные.

5 Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. Пособие/ Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков и др. — Санкт-Петербург: Недра, 2006. — 824 с., ил.

6 СНиП 2.05.06−85: Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия.

7 СП 42−102−2004 Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб.

8 Р. А. Алиев, И. В. Березина, Л. Г. Телегин и др. «Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз», M.: Недра, 1987 г.