Капитальный ремонт подводного перехода межпромыслового газопровода через реку

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В решении экономических и социальных задач трубопроводный транспорт приобрел важное народнохозяйственное значение.

Транспортировка газа по межпромысловым газопроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

При транспортировке больших объемов продукта, высоких давлениях необходимо обеспечивать надежность межпромысловых трубопроводов и предупреждение отказов, аварий. Естественное старение магистральных нефтепроводов и в связи с этим значительное повышение требований к их экологической безопасности - характерные особенности условий работы трубопроводного транспорта газа. Эти моменты и определяют основные направления совершенствования системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в отрасли

Качество выполнения работ по капитальному ремонту во многом определяется совершенством применяемых машин и механизмов, качественной организацией операционного контроля на всех этапах работ и, наконец, грамотным выполнением требований технологии ремонта.

При обнаружении дефектов появляется необходимость в обосновании тех или иных способов восстановления работоспособности межпромыслового газопровода (капитальный ремонт или выборочный ремонт дефектов, подлежащие немедленному устранению, расположены на значительном удалении друг от друга).

В разделе «Диагностика» освещён вопрос о назначении, устройстве и принципах действия различных диагностических устройств типа приборного комплекса дефектоскопа "MAGNESCAN HR" и комплекса "CALIPER"

В «Расчётном» разделе представлены вычисления, необходимые для определения необходимой толщины стенки трубопровода и количеству пригрузов.

В «Специальном вопросе» рассмотрен новый сварочный аппарат. Установка состоит из источника питания сварочной дуги ВДУ-500 «Урал-Орбита» производства ЗАО «Уралтермосвар», самоходной сварочной головки Polycar-Pipe фирмы Polysoude (Франция), блока управления головкой с пультом дистанционного управления, и комплекта направляющих поясов для труб различного диаметра.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» описываются мероприятия по технике безопасности для монтажников, сварщиков и водолазов.

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о районе

Данный участок межпромыслового газопровод расположен на территории месторожденья ****, расположенного в приполярной части Западно-Сибирской низменности, между реками Ныда и Правая Хетта, простирается в направлении на юг от побережья Обской губы.

Административно месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого АО. Город Новый Уренгой расположен на востоке в 120 км, на юго-западе на расстоянии 90 км расположен г. Надым и пос. Старый Надым, на северо-западе в 85 км - пос. Ныда и Нумги, на юго-востоке в 25 км - пос. Пангоды [1]..

На севере района проходят магистральные газопроводы Центрального направления (Ямбург-Западная граница РФ, Ямбург-Тула, Ямбург-Поволжье, Ямбург-Елец), а на юге как Ценрального, так и Северного. С Центральным направлением связаны газопроводы Уренгой-Ужгород и Уренгой-Центр, а с Северным - ****-Надым-Пунга, Уренгой-Грязовец, Уренгой-Петровск, Уренгой-Новопсков [1].

В орографическом отношении район работ представляет полого-холмистую слабо расчлененную равнину с абсолютными отметками рельефа от 7 до 60 м. В долинах рек и на побережье Обской губы отметки являются наименьшими. Сейсмически район неактивен [1].

Гидрографическая сеть в районе работ представлена несудоходными реками с притоками. На севере - р. Ныда с левым притоком Хэяха, на юге - Правая Хетта (приток р. Надым) с левыми притоками Пангода, Хабитосе [1].

Климат района субарктический, характеризуется продолжительной суровой зимой с метелями и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет -5,60С. Наиболее холодными месяцами являются январь и февраль со среднемесячной температурой -300С. Лето короткое со средней температурой июля +130С [1].

Среднегодовое количество осадков составляет 300-400 мм, из них основное количество выпадает в летне-осеннее время. Преобладающее направление ветров северное и северо-восточное. Сила ветра в среднем от 8 до 12 м/сек. Толщина снежного покрова в понижениях рельефа достигает одного метра, а на открытых участках - до 30 см. Продолжительность снежного покрова от 200 до 240 дней. Период отопительного сезона с 1 сентября по 1 июня, продолжительность - девять месяцев [1].

Район расположен в лесотундровой зоне. Леса приурочены в основном к долинам рек, где произрастают лиственница, ель, карликовая береза и кустарниковая ива [1].

В районе работ отмечается двухслойное строение мерзлой толщи. Кровля современной мерзлоты в зависимости от грунтовых условий залегает на глубине от 1 до 10 м, а толщина изменяется от 15 до 50 м. Древняя мерзлота, представляющая основную часть многолетнемерзлых пород (ММП), начинающая с глубины 45 м, кончается на глубине 350 м, охватывает песчаные отложения нижней части некрасовской серии, тавдинскую и люлинворскую свиты. Льдистость пород изменяется от 20 % до 55 %. Суммарная толщина наиболее льдистых отложений составляет от 200 до 300 м. Температура грунтов изменяется от минус 30С до минус 10С на подошве годовых теплооборотов. Древняя мерзлота в основном имеет температуру минус 0,50С, её площадное распространение носит сплошной характер, с надмерзлотными и межмерзлотными таликами под руслами рек и под озерами [1].

Сезонное протаивание ММП начинается в конце мая - начале июня и заканчивается в середине сентября - начале октября. Средняя глубина протаивания составляет от 0,8 до 1,5 м. Из специфических форм мерзлотного рельефа встречаются поля протаивания [1].

Основным источником водоснабжения служат подземные воды межмерзлотного горизонта, развитого по всей площади [1].

Надмерзлотные породы сезонно-талого слоя залегают близко к земной поверхности и накапливаются, как правило, непосредственно под кровлей мёрзлой толщи и, реже, на подстилающих талых глинах и суглинках [1].

1.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Наиболее полно гидрогеологическая характеристика комплекса на севере Тюменской области изучена в Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях (Северная и Южная группа месторождений) и в меньшей степени на Ямальском и Гыданском полуостровах (Арктическая группа) [1].

1.3 Основные характеристики подводного перехода

· длина подводного перехода - 153 м ;

· ширина русла - 30 м;

· максимальная глубина реки - 3 м;

· максимальная глубина разрабатываемой траншеи - 3,4 м;

· характеристика трубы - 142020 мм;

· рабочее давление - 7.5 МПа;

Течение реки - 0,5 м/с. Футеровка: сплошная, деревянными рейками. Балластировка: чугунными грузами, марка СЧ-15. Река Б. Я. не судоходная.

2. Расчётный раздел

2.1 Расчет толщины стенки трубопровода

В общем случае толщину стенки трубопровода можно определить следующим образом [2]:

,

где - коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб;

- коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, nр=1,1;

р - внутреннее давление в трубопроводе;

Dн - наружный диаметр трубопровода;

- расчетное сопротивление материала и его можно рассчитать по формуле

,

где нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали, =в=550МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для первой категории трубопроводов m=0,75 [1];

- коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали к1=1,47;

- коэффициент надежности по назначению, для трубопровода с условным диаметром 1420 мм и внутренним давлением 7,5 МПа =1,15;

МПа;

Коэффициент =1 при сжимающих продольных осевых напряжениях пр N>0.

При пр N<0 определяется по формуле

.

Первоначально принимаем 1=1.

Рассчитаем предварительную толщину стенки

Уточняем это значение по ГОСТ и принимаем д=20 мм.

Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле

,

где t - расчетный перепад температур;

- коэффициент Пуассона, =0,3;

- коэффициент линейного расширения металла,

=1,210-5 1/0С;

Е - модуль Юнга, Е=2,06105 МПа;

- коэффициент надежности по температуре, =1,1;

Dвн - внутренний диаметр трубопровода.

мм;

Расчетный перепад температур t

,

.

Рассчитаем продольные напряжения

Так как для (-)>0 =1 и данный случай уже рассчитан, то рассчитаем значение коэффициента двуосного напряженного состояния для (+)<0

Для данного значения коэффициента 1 рассчитаем толщину стенки

Окончательно принимаем трубу 1420Ч20.

2.2 Проверка толщины стенки на прочность и деформацию

Прочность в продольном направлении проверяется по условию [14]:

R,

где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (0) =1,0 , при сжимающих (<0) определяется по формуле

=,

где -кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления,

=,

=,

=.

=245,84<268,4 МПа, что удовлетворяет условию;

=-6,7<2,6 МПа, условие выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям

,

,

где -максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

-коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;

-кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления;

нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали, =т=360МПа;

=t,

где =5000м - упругого изгиба оси трубопровода

Для проверки по деформациям находим:

1)кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления

;

МПа.

Коэффициент определяется по формуле

,

.

Условие выполняется 220МПа;

2)продольные напряжения

при <0, =0,14,

>0, ,

для положительного температурного перепада

а)=,

б)=,

условие , выполняется в двух случаях

МПа,

МПа,

для отрицательного температурного перепада

а)=

МПа

б)

МПа

условие , выполняется в двух случаях

МПа; МПа

2.3 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе

Уравнение устойчивости подводного трубопровода [14] имеет следующий вид

,

где - коэффициент надежности по нагрузке, =1 для чугунных пригрузов ;

- коэффициент надежности против всплытия, =1,1 для русловых участков переходов при ширине реки до 200 м ;

- расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу дна траншеи.

- расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;

- величина пригруза, необходимая для компенсации вертикальной составляющей Ру воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода, =Ру;

- величина пригруза, необходимая для компенсации горизонтальной Рх составляющей воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода, =Рх /к;

к - коэффициент трения трубы о грунт при поперечных перемещениях, к=0,45;

- нагрузка от веса перекачиваемого продукта, =0 т.к. рассчитывается крайний случай - трубопровод без продукта;

- расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода;

=1040 кг/м3 - плотность изобита.

Расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод

,

где - наружный диаметр футерованного трубопровода;

в =1100 Н/м,[2] - плотность воды.

где - толщина изоляционного покрытия,

- толщина покрытия грунтовки,

- толщина покрытия мастики,

- толщина обертки.

Н/м.

Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия потока

,

Сх-гидродинамический коэффициент лобового сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса и характера внешней поверхности трубопровода.



где Vср - средняя скорость течения реки, Vср=0,5 м/с;

- кинематическая вязкость воды, м2/с.

Для офутерованного трубопровода и 105<Re<107 коэффициент Сх=1,0.

Н/м.

Вертикальная составляющая гидродинамического воздействия потока

,

Су - коэффициент подъемной силы, Су=0,55;

Н/м.

Расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода рассчитаем по следующей формуле

=( + +),

где - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, =0,95;

- нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы;

-нормативная нагрузка от собственного веса изоляции;

- нормативная нагрузка от собственного веса футеровки.

Нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы

Размещено на http://www.allbest.ru/

,

м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы (для стали м=78500 Н/м3);

Н/м.

Нормативная нагрузка от собственного веса битумной изоляции

,

где - плотность битумной изоляции (изобита);

Dн.и. - наружный диаметр изолированного трубопровода

Н/м.

Нормативная нагрузка от собственного веса обертки

q=к··D···g

где к=1,09- коэффициент для двухслойной изоляции;

=0,6·10 м - толщина обертки;

=880 кг/м - плотность обертки.

q=1,09·3,14·1,436·0,6·10·880·9,81=25,45 Н/м.

Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции

q=q+q=368,4+25,45=393,85 Н/м.

Нормативная нагрузка от собственного веса футеровки

,

где - плотность деревянной футеровки;

Dн.ф. -наружный диаметр офутерованного трубопровода.

Н/м.

Расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода

=0,95(6901,72+593,85+1827,02)=8666,46 Н/м.

Дополнительная выталкивающая сила за счет изгиба трубопровода

где

J- осевой момент инерции поперечного сечения трубы

,

,

Величина пригрузки трубопровода в воде

Н/м.

Определим расстояние между пригрузами и их число.

Для балластировки трубопровода выбираем чугунные кольцевые марка СЧ1520 ГОСТ 1412-85 массой 2000 кг, объемом 0,175 м3 , толщина груза =0,065м, ширина груза 0,88 м, наружный диаметр Dн =0,88 м.

Расстояние между пригрузами [14].

где Qг - масса груза;

Vг - объем груза;

Число пригрузов [14].

Nг=L/lг=153/1,29=118,6.

Принимаем количество пригрузов Nг=119 шт.

Глава 3. Технологическая часть

3.1 Диагностическое обследование

Критерий обследования подводных переходов основан на информации, полученной по результатам проведенных обследований. Критерий основан на факторах, характеризующих техническое состояние подводных переходов, и их балльных количественных оценках [3], приведенных в таблице 1.

Таблица 1

Факторы, характеризующие техническое состояние подводных переходов, и их балльные количественные оценки

№	Фактор	Характеристика фактора	Бальная оценка
1	Минимальная высота грунта над верхней образующей в русловой части	0,2 м	4
2	Наличие провисов трубы	нет	0
3	Глубина водоема над минимально заглубленным участком	0.3	1
4	Наличие размывов на береговых урезах	есть	3
5	Наличие предупреждающих знаков	есть	0
6	Защищенность перехода средствами ЭХЗ	нет	4
7	Наличие КИП	нет	2
8	Состояние изоляционного покрытия	есть повреждения	2
9	Обследование перехода проведено	два года назад	2
Суммарная балльная оценка перехода: 18

Данная оценка позволяет считать переход через реку Б.Я. неисправным и требующим капитального ремонта в установленный планом срок. При наличии провисающих участков трубопроводов ремонт должен быть закончен до весеннего паводка.

Методы и средства контроля технического состояния подводного перехода [12].

Методика приборного обследования подводного перехода выбирается, исходя из его особенностей и сезона проведения работ. При обследовании могут быть использованы плавсредства, вертолеты и другие транспортные и технические средства. Также может быть использована система спутниковой навигации.

Для планово-высотной привязки промерных точек верха трубопроводов, грунта дна и береговых участков перехода (коридора) могут применяться оптические, оптико-электронные, радиотехнические, лазерные и т.п. геодезические приборы и инструменты с абсолютной погрешностью определения планового положения промерных точек не более 1,5 мм в масштабе плана топографической съемки перехода (коридора).

Для определения высотных отметок верха трубопровода могут применяться электромагнитные и магнитные системы, акустические и другие профилографы и т.п. трубопоисковые приборы, обеспечивающие абсолютную погрешность при глубине залегания трубопровода относительно горизонта воды:

· до 10 м - не более 0,1 м;

· более 10 м - не более 0,2 м.

Для определения высотных отметок обнаженных или оголенных подводных трубопроводов и дна водной преграды могут применяться эхолоты, обеспечивающие абсолютную погрешность измерений не более 0,1 м.

При глубине водной преграды менее 5 м и скорости течения менее 0,5 м/с допускается определение высотных отметок дна с помощью футштоков, наметок или речного лота с лот-линейкой.

Для обнаружения и предварительной оценки протяженности обнаженных и провисающих участков подводных трубопроводов и наличия посторонних объектов на дне могут применяться гидролокаторы бокового (ГБО), секторного (ГСО) или кругового (ГКО) обзора с разрешающей способностью не хуже 0,5 м с абсолютной погрешностью определения относительно судна и места измерения со льда координат выявленных объектов не более 1 м.

При обследовании обнаженных или провисающих участков для обеспечения подводной видеосъемки могут применяться водолазные телевизионные системы или телекамеры, установленные на борту телеуправляемых подводных аппаратов.

Для определения мест повреждения антикоррозионной изоляции трубопроводов могут применяться электромагнитные и магнитные системы, обеспечивающие абсолютную погрешность измерения планового положения мест повреждения не более 0,5 м (относительно судна или места измерения со льда).

Для измерения толщины стенок размытых трубопроводов могут применяться ультразвуковые, рентгенографические и т.п. толщиномеры с абсолютной погрешностью измерения не более 0,5 мм.

На современных газопроводах и их переходах через водные преграды измерение толщины стенок трубопроводов может осуществляться методом внутритрубной дефектоскопии.

Для измерения скоростей течения водной преграды могут применяться гидрометрические вертушки и другие приборы с относительной погрешностью измерения не более 10%.

Поиск утечек газа через трещины или небольшие свищи на газопроводе

выполняют путем транспортирования катером, вертолетом или другим средством вдоль трассы газопровода специальных приборов.

Все нестандартизированные средства измерений, предназначенные для контроля за техническим состоянием подводных трубопроводов, могут быть допущены к применению только после их метрологической аттестации.

Средства контроля технического состояния переходов должны:

· ежегодно калиброваться отраслевой метрологической службой по подводным переходам в соответствии с нормативными требованиями к метрологическому обеспечению измерений в Российской Федерации;

· обеспечивать, как правило, непосредственно при проведении обследований документирование измеряемых параметров на бумажных или магнитных (машинных) носителях информации;

· обеспечивать соблюдение мер безопасности и сохранности перехода и его сооружений при проведении обследований.

Допускается применение приборов, основанных на других физических принципах, если их применение технически целесообразно и точность, обеспечиваемая прибором, удовлетворяет вышеуказанным требованиям.

Внутритрубная диагостика.

Внутритрубная диагностика газопроводов проводится с целью обнаружения нарушения их формы и механических повреждений стенок труб (овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения,

трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирования фактического пространственного положения трубопровода и его отклонения от проектного.

По результатам расшифровки данных внутритрубной диагностики дается общая оценка исходного (базового) технического состояния газопровода перед вводом в эксплуатацию.

Внутритрубную диагностику газопроводов проводят путем пропуска

по нему специальных снарядов и осуществляют в последовательности:

1. магнитный очистной поршень-шаблон для сбора металлических предметов, случайно попавших в полость газопровода, и проверки возможности пропуска инспекционных дефектоскопов;

2. снаряды для выявления коррозионных дефектов, обнаружения трещин в стенках и сварных соединениях труб, пространственного положения газопровода.

Конструкция межпромыслового газопровода должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной диагностики, в том числе иметь:

· камеры запуска и приема внутритрубных устройств;

· минимальный радиус изгиба межпромыслового газопровода не менее пяти его диаметров;

· решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек газопровода, исключающие попадание внутритрубных устройств в ответвления;

· сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств.

Внутритрубную диагностику газопровода следует выполнять по специальной инструкции, которая должна предусматривать организацию работ по пропуску диагностических устройств, технологию их пуска и приема, методы и средства контроля за прохождением диагностических устройств, требования безопасности и противопожарные мероприятия.

Внутритрубная диагностика газопровода проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы станции должен быть согласован с оптимальными параметрами перемещения диагностического устройства.

В общем случае в состав основных работ по внутритрубной диагностике входят (в порядке последовательности их выполнения):

· подготовка газопровода к пропуску внутритрубного устройства;

· запасовка внутритрубного устройства в камеру запуска;

· пропуск внутритрубного устройства под давлением транспортируемого

газа (воздуха, воды) с записью информации о техническом состоянии

газопровода в памяти устройства;

· приемка внутритрубного устройства в камере приема;

· расшифровка полученной информации.

Устройства применяемые для очистки и диагностики межпромыслового газопровода.

Скребки очистные и снаряды-калибры [5].

Скребки очистные предназначены для очистки полости трубопровода от грязи, мусора и других посторонних предметов.

Снаряды-калибры позволяют определить реальное минимальное проходное сечение обследуемого участка по величине загиба металлических лепестков калибровочного диска, обеспечивают подготовку участка к пропуску инспекционных снарядов-дефектоскопов.

Техническая характеристика ПМО1

1. Диаметр, мм ................................................................................ 1400

2. Длина, мм ..................................................................................... 1900

3. Масса, кг ....................................................................................... 2000

4. Скорость движения, м/с ................................................................. 8,0

5. Проходное сечение ................................................................... 0,85 D

Разработчик и изготовитель - ПО "Спецнефтегаз".

Приборный комплекс дефектоскоп "MAGNESCAN HR" [5].

Предназначен для определения внутренней и внешней потери металла труб. Дефектоскоп работает с использованием принципа рассеивания магнитного потока. Датчики расположены по всей окружности и охватывают всю стенку трубы. Отклонения магнитного поля в местах аномалий или дефектов записываются. Осуществляется четкое разрешение внутренней и внешней потери металла, а остаточная толщина стенки может быть представлена в процентах от номинальной толщины стенки.

Данные подвергаются цифровой обработке и записываются. После

диагностического обследования данные подвергаются интерпретации с

использованием мощных персональных компьютеров. Данные предоставляются в виде списка характерных особенностей и графических изображений с условной цветопередачей в виде распечатки или файла данных.

Техническая характеристика дефектоскопа "MAGNESCAN HR"

1. Номинальный диаметр, мм..........................................................1420

2. Количество датчиков, шт ............................................................ 108

3. Максимальное давление, МПа ...................................................... 10

4. Диапазон рабочих температур, °С................................................ 445

5. Максимальная толщина стенки, мм ............................................. 25

6. Скорость движения прибора, м/с ........................................... 0,7-4,0

7. Наименьший радиус углов поворота .................................... R = 3 D

8. Минимальная глубина дефекта ..................... 10% толщины стенки

9. Минимальный размер дефекта (длина) .......... две толщины стенки

10. Точность измерения глубины дефекта..........+10% от номинальной толщины стенки

Разработчик и изготовитель - "Pipetronix", Германия.

Комплекс "CALIPER" [5].

Предназначен для инспекции трубопроводов на наличие вмятин, овальностей, поперечных сварных швов и изменений толщины стенки с помощью механических датчиков.

Техническая характеристика комплекса "CALIPER"

1. Диаметр, мм ................................................................................ 1420

2. Общая длина ............................................................................... 1,8 D

3. Минимальный диаметр прохода............................................. 0,75 D

4. Чувствительность измерительной системы:

· шероховатость.................................................................... 0,002 D

· изменение толщины стенки.............................................. 0,001 D

5. Измерительная система пути...................... два дисковых одометра

6. Точность измерения пути, %.................................................... +0,1

7. Локальная точность между маркерными точками или в промежутках между двумя сварными швами ............................................. 0,1%

8. Максимальное давление в процессе работы, МПа ...................... 10

9. Максимальный пробег в газопроводе, км ................................... 250

10. Максимальное расстояние регистрации, км ............................... 250

11. Минимальный радиус углов поворота ................................ R = 3 D

Разработчик и изготовитель - "Pipetronix", Германия.

Для внутритрубной диагностики могут быть использованы инспекционные снаряды других фирм, имеющих опыт в освидетельствовании магистральных трубопроводов.

После проведения диагностики межпромыслового газопровода [9] приборами "MAGNESCAN HR" и "CALIPER", были выявлены различные дефекты, результаты приведены в таблице 2.

.

Таблица 2

Выявленные дефекты

№	Описание дефекта	Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР)	Дефекты первоочередного ремонта (ПОР)
1	Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или расположенный на сварном шве	7	3
2	Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной	7	5
3	Потеря металла (внешняя и внутренняя)	24	0
4	Риска, царапина, задир	12	4
5	Расслоение, расслоение в околошовной зоне	3	2
6	Смещение поперечного шва	1	0

3.2 Водолазное обследование

Перед началом производства земляных работ выполняется водолазное обследование [6] дна реки Б.Я. с целью выявления препятствий, мешающих производству работ и проверке совпадения отметок с проектными.

После окончания разработки траншеи до проектных отметок, до укладки новой нитки межпромыслового газопровода производится водолазное обследование подводной траншеи по дну, глубины траншеи и величины откосов по проекту.

После окончания укладки выполняется водолазное обследование уложенного трубопровода с целью проверки его положения на дне траншеи.

После засыпки подводной траншеи выполняется водолазное обследование с целью соответствия фактических отметок засыпки проектным.

Обследование дна подводного перехода по ходовому тросу.

Перед обследованием выполняются следующие мероприятия:

· устанавливаются на обоих берегах знаки, обозначающие границы обследуемой полосы в пределах ширины раскрытия траншеи плюс пять метров выше и ниже по течению;

· прокладываются направляющие тросы по границам обследуемой полосы;

· укладывается ходовой трос, имеющий на концах балласт с буйками, в начале обследуемой полосы.

Двигаясь от одного конца к другому концу ходового троса водолаз выполняет обследование дна. Дойдя до конца ходового троса, водолаз переносит его вместе с балластом и буком по направляющему тросу на расстояние двойной видимости под водой. Другой конец переносится на такое же расстояние рабочими на лодке. После этого двигаясь по ходовому тросу в обратном направлении, водолаз продолжает обследование. Длина ходового троса принимается чуть больше ширины обследуемой полосы.

Обследование межпромыслового газопровода уложенного в траншею:

Водолаз передвигается по дну подводной траншеи вдоль уложенного трубопровода, при этом проверяет его состояние после выполнения укладки методом свободного погружения. Проверяется целостность футеровки и изоляции, возможное смещение грузов, совпадение положения межпромыслового газопровода в траншеи с проектным положением. Периодически водолаз отходит от трубопровода к бровке траншеи, при этом проверяется фактическое положение уложенного трубопровода. Обо всех отклонениях от проектного положения (наличие провисов, отклонение от оси траншеи) водолаз докладывает на поверхность и отмечает эти места буйками. После выбора всей длины водолазного шланга водолаз буком место следующего погружения, переходит на другую сторону трубопровода и обследует данный участок в обратном направлении.

3.3 Земляные работы

Подготовительные работы при выполнении земляных работ на переходах [4].

Перед началом земляных работ на переходах, в зависимости от участков перехода выполняется специальный комплекс подготовительных работ [4].

При подготовке к земляным работам на береговых и пойменных участках переходов, необходимо, чтобы подрядчик [4]:

· вынес в натуру геодезические разбивочные знаки для обозначения границ расчистки территории под строительство перехода;

· закрепил оси перехода (пикеты) геодезическими знаками с привязкой их к оси трассы межпромыслового газопровода;

· произвёл детальную разбивку горизонтальных кривых перехода межпромыслового газопровода с выносом пикетов за пределы строительной полосы;

· разработал пообъектные проекты производства земляных работ;

· выполнил планировку строительной полосы с засыпкой ям, выравниванием микрорельефа, срезкой склоновых продольных и поперечных бугров, засыпкой низинных мест;

· подготовил временные насыпные дороги с профилированной проезжей частью и кюветами для стока воды и временные насыпные площадки для строительно-монтажных работ;

· обеспечил контроль качества и приемку земляных работ от строительного подразделения.

Участки срезки и складирования почвенно-растительного слоя грунта закрепляются вешками, видимыми бульдозеристом во время работы [4].

Срезка грунта производится слоями в соответствии с указаниями проекта, с учетом уклонов и неровностей территории [4].

Строительные полосы и строительные площадки в створах переходов должны быть подготовлены ровными, без резких перепадов высот [4].

До начала подводных земляных работ производится обследование дна реки водолазами с целью выявления наличия посторонних предметов (бревен, крупных валунов, затонувших предметов), способных помешать работе механизмов при разработке траншей.

Земляные работы на береговых участках переходов [4].

Разработка траншей, котлованов, насыпей и других сооружений на береговых участках переходов выполняется в соответствии с требованиями и по технологии, изложенными в проекте и ППР, с использованием технических средств подрядной и, при необходимости, субподрядной организации.

Способы производства земляных работ на береговых участках переходов определяются уровнем воды на реке и состоянием грунтов. Схемы разработки береговых траншей обосновываются в ППР с учетом:

· рельефа берегов и поймы;

· наличия и категории мерзлых и скальных грунтов;

· состава специальной землеройной техники;

· объемов работ и сроков их выполнения;

· экологических требований и других условий.

В зависимости от параметров разрабатываемой траншеи, высоты и уклонов берегового склона, применяемая техника и оборудование используется раздельно или совместно. Типовая схема комплексной разработки траншей на береговых участках переходов, приведена на Рис.1. Земляные работы предусматривают срезку растительного слоя и части склона, разработку траншеи на высоких отметках экскаватором и бульдозером, а ниже уровня воды - земснарядом.



Бульдозером

Экскаватором

Земснарядом

Рис. 1 Типовая технологическая схема разработки механизмами подводных и прибрежных траншей на переходах

Разработка траншей на береговых склонах экскаваторами должна вестись с устранением недоборов и подчисткой дна траншеи.

При разработке траншей экскаваторами с обратной лопатой допускается перебор грунта до 10 см.

Разработка траншеи экскаваторами выполняется лобовыми и боковыми забоями. Выбор типов механизмов зависят от размеров траншеи по верху, места отвалов грунта и условий работы.

Границы береговых отвалов грунта, размещаемых в пределах полосы отвода, закрепляются вешками. Схема размещения отвалов приведена на Рис. 2.



1 - траншея; 2 - берма; 3 - экскаваторный отвал; 4 - бульдозерный отвал; 5 - отвал плодородного грунта (для рекультивации)

Рис. 2 Расположение отвалов извлеченного грунта в границах рабочей полосы

При разработке береговых траншей в многолетнемерзлых грунтах необходимо применять предварительное рыхление.

Рыхление грунтов выполняться взрывным или механическим (бурение, дробление) способами.

При работе механизмов на склонах необходимо учитывать их устойчивость от опрокидывания или скольжения по уклону косогора. Устойчивость экскаваторов или бульдозеров на самопроизвольный сдвиг проверяют по формуле

Fc = Pcosaf,

где, Fc - сдвигающая сила;

Р - масса оборудования;

f - коэффициент трения скольжения материала ходовой части механизма о грунт.

Разработка траншеи экскаватором на уклоне без подвижной якорной страховки ведут в направлении сверху вниз. В этом случае ковш выполнят роль якоря. При уклоне до 30° в качестве подвижного якоря используется один бульдозер.

На время прекращения работ экскаватор заякоривается ковшом в траншее.

Разработка траншеи землесосным снарядом, с удалением грунта из траншеи на берег, выполняется с предварительным устройством карт намыва с дамбами ограждения, предотвращающими сползание с берега отвалов влажного грунта и попадание его в воду.

Складирование грунта на берег осуществляется при учете наличия свободных площадей, крутизны склонов, технической возможности применяемых земснарядов, а также принятой технологии работ.

Засыпка траншеи на береговом участке после укладки в неё межпромыслового газопровода выполняется тем же грунтом с использованием экскаватора и бульдозера. Засыпка траншеи в зоне многолетнемерзлых грунтов выполняться привозным песчано-гравелистым грунтом, с обкладкой межпромыслового газопровода мешками (из нетканых материалов) с грунтом.

3.4 Сварочные работы

До начала сварочно-монтажных работ необходимо [4]:

· развести и разложить на площадке трубе (секции труб) с учетом расчетной длины плетей;

· разместить в зоне производства работ кран - трубоукладчик, сварочный агрегат, бульдозер, наружный центратор, инвентарные лежки, передвижную защитную палатку.

Трубы должны соответствовать требованиям технических условий [4].

Перед сборкой труб (секций) необходимо [4]:

· произвести визуальный осмотр поверхностей труб;

· очистить внутреннюю полость труб от загрязнений и посторонних предметов;

· выправить вмятины на концах труб с использованием безударных разжимных устройств;

· обрезать дефектные участки труб;

· зачистить электрошлифмашинкой до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм, обнаруженные дефекты устраняются в соответствии с п.4.2 СНиП III-42-80.

Сборка труб (секций) с помощью наружного центратора производится в следующем порядке [4]:

· на торец первой подготовленной к центровке трубы установить центратор;

· трубоукладчиком с помощью клещевого захвата или стропа поднять вторую, подготовленную к центровке трубу, и зачищенным концом ввести его в центратор;

· установить требуемый зазор, стянуть центратор винтовым зажимом;

· произвести прихватку стыка.

Непосредственно перед прихваткой и сваркой производится просушка (или подогрев) кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков [4].

После окончания центровки труб выполняют сварку первого корневого слоя шва. Количество слоёв указано в таблице 3. При вынужденных перерывах более 3 минут во время сварки корневого слоя шва необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева. Необходимость подогрева и его параметры определяют в зависимости от эквивалента углерода стали, толщины стенки стыкуемых труб, температуры окружающего воздуха и покрытия электродов. Если это правило не соблюдено, то стык должен быть вырезан и заварен вновь [4].

К моменту окончания центровки труб необходимо просушить электроды.

Таблица 3

Минимально допустимое число слоёв [7].

		Минимально допустимое число слоёв
Диаметр, мм	Толщина стенки трубы, мм	Поточно-расчленённый способ	Специальные сварочные работы электродами с покрытием основного вида
1420	18,3	6	5
	21,8	7	6
	27,1	8	7

Поле сварки корневого слоя шва электродами с целлюлозным покрытием его поверхность зачищается от шлака шлифмашинкой до получения плоской поверхности [4].

Горячий проход осуществляется непосредственно после сварки и шлифовки корневого слоя шва, выполненного только с применением целлюлозных электродов. Время между окончанием сварки первого слоя шва и началом выполнения горячего прохода не должно превышать 5 минут. При вынужденных перерывах после сварки первого слоя шва более 5 минут необходимо поддерживать температуру торцов труб на уровне требуемой температуры предварительного подогрева. Если это условие не выполняется, то стык должен быть вырезан и заварен вновь [4].

Перед наложением каждого последующего слоя шва поверхность предыдущего слоя шва должна быть очищена от шлаков и брызг наплавленного металла, После окончания сварки поверхность облицовочного слоя шва так же должна быть очищена от шлака и брызг [4].

Величина зазора при сборке труб, температура предварительного подогрева, тип и марка сварочных электродов определяется технологической картой на сварку труб, утвержденной главным инженером треста и территориальной конторой по качеству строительства [4].

Сварочные соединения подвергают внешнему осмотру и неразрушающему контролю физическими методами. Внешнему осмотру подвергают все сварные стыки, для чего каждый стык перед осмотром необходимо очистить от шлака, грязи и брызг наплавленного металла. При этом сварные соединения не должны иметь трещин, подрезов глубиной более 0.5 мм, недопустимых смещений кромок, прожогов, кратеров и выходящих на поверхность пор, а также других дефектов формирования шва. Ширина шва должна соответствовать технологической инструкции на конкретный метод сварки, усиление шва должно быть высотой 1-3 мм и иметь плавный переход к основному металлу [4].

Неразрушающему контролю стыки труб выполненные электродуговой сваркой, подвергаются в объёме 100%, для этого используется рентгеновский аппарат “Мир-2Д”, который способен просветить стенку толщиной 20 мм [4].

3.5 Изоляционные работы

Для защиты подводного межпромыслового газопровода от коррозии используется изоляция, выполненная в заводских условиях [4].

Изоляционные работы выполняемые в полевых условиях, производятся в следующей технологической последовательности [4]:

· подготавливаются изоляционные материалы к работе;

· производится сушка или подогрев труб;

· очищается поверхность трубопровода от коррозии, окалин, грязи, маркировочной краски и т.п.;

· наносятся грунтовка и покрытие (изоляционная лента и обертка);

· производится контроль качества изоляции труб.

Конструкция изоляционного покрытия, в зависимости от условий нанесения и вида используемого материала, а также основные характеристики покрытий, в том числе термоусадочных муфт [4].

Плети трубопровода с усиленной изоляцией, состоящего из полимерной ленты и обертки покрываются сплошным слоем стандартной деревянной рейки (футеровки), предохраняющей изоляционное покрытие от механических повреждений при протаскивании трубопровода по дну подводной траншеи [4].

Требования к футеровке определяются соответствующими Техническими условиями (ТУ), качество которой проверяется входным и пооперационным контролем [4].

В процессе визуального контроля проверяются размерность, сплошность и надежность закрепления футеровочного покрытия на трубе [4].

Контроль качества изоляционных покрытий на переходах предусматривает [4]:

· проверку сплошности покрытия с использованием дефектоскопов;

· проверку прилипаемости изоляционных материалов выборочно (в местах, вызывающих сомнение);

· визуальную проверку состояния изоляционной пленки и обертки на трубе.

Приемка изоляции подводного участка межпромыслового газопровода после его укладки выполняется методом катодной поляризации [4].

Проверка изоляционных работ, а также условия применения труб с заводской изоляцией и термоусадочной муфтой на этих трубах выполняется в соответствии с требованиями СП 106-34-96.

3.6 Футеровка подводного трубопровода

До начала работ выполняется следующее [4]:

· проверяется качество изоляционного покрытия;

· доставляются на строительную площадку футеровочные рейки, необходимые материалы, приспособления и инструменты;

· подготавливается площадка для изготовления проволочных скруток и поясов;

· подготавливаются к работе машины, оборудование, приспособления и инструменты.

Работы по футеровке выполняются в следующей последовательности операций [4]:

· плеть трубопровода выкладывается на лежаки;

· проверяется качество изоляционного покрытия;

· пакеты футеровочной рейки развозят трубоукладчиками вдоль трубопровода и раскидывают с интервалом 20м;

· из пакетов рейки в ручную раскладывают по длине трубопровода;

· одновременно с этими работами производится заготовка проволочных скруток;

· футеровка выполняется с помощью универсального стропа (мягкого полотенца), рейки укладывают на строп, плотно подгоняя, друг к другу, с учетом покрытия 3/4 окружности трубопровода;

· путем подъема крюка рейки прижимаются к трубопроводу, и после укладки остальной части реек закрепляются проволочными скрутками через 1м;

· после установки скруток крюк со стропом опускается к следующему участку.

3.7 Балластировка подводного трубопровода

трубопровод подводный прочность месторождение

До начала балластировки выполняются следующие работы [4]:

· проверяется качество футеровки;

· отмечаются места установки чугунных грузов на трубопроводе краской;

· планируется строительная площадка вдоль плети;

· проверяется комплектность грузов;

· подготавливаются к работе машины и механизмы, инвентарь, приспособления, средства для безопасного ведения работ.

Работы по балластировке выполняют в следующей последовательности [4]:

1. комплекты грузов трубоукладчиками развозятся вдоль трубопровода и раскладываются, так чтобы нижние элементы одной гранью касались трубопровода, верхние располагались рядом с ними;

2. после раскладки грузов трубопровод последовательно поднимается и перекладывается трубоукладчиками на нижние элементы. Затем производится навеска верхних элементов с одновременной центровкой отверстий под стяжные болты. При этом необходимо следить за тем, чтобы исключалась возможность удара или падения груза на трубопровод;

3. верхние и нижние элементы соединяются болтами и затягиваются гайками.

Соединенные элементы подвергаются антикоррозионной окраске лакокрасочными материалами или битумом.

3.8 Очистка внутренней полости и испытание на прочность и герметичность

Очистка внутренней полости межпромыслового газопровода [5].

При строительстве, внутрь межпромыслового газопровода попадают грунт, вода, различные предметы, инструмент, на внутренней поверхности трубы имеется окалина, иногда ржавчина. Если не удалить их, то при эксплуатации трубопровода может произойти его закупорка в одном или даже в нескольких местах; не удаленные предметы, если даже и не закупорят трубы, могут вывести из строя оборудование.

Поэтому перед сдачей в эксплуатацию, обычно перед испытанием на прочность, межпромысловый газопровод должен быть полностью очищен не только от крупных посторонних предметов, но и от грязи и даже пыли. Только в этом случае качество очистки можно считать хорошим, а внутреннюю полость подготовленной к перекачке продукта.

Схемы очистки внутренних полостей межпромыслового газопровода[5].

Очистка проводится после выполнения всех сварочно-монтажных, изоляционно-укладочных и земляных работ, т. е. линейная часть межпромыслового газопровода должна быть практически подготовлена к перекачке продукта.

В настоящее время основным способом очистки внутренней полости является, продувка по трубопроводу с большой скоростью воздуха или газа с одновременным пропуском по нему специальных очистных устройств, называемых поршнями.

Кроме продувки, применяют способ промывки внутренней полости водой с пропуском поршня впереди движущейся воды.

Однако следует отметить, что при этом методе очистки требуется большое количество воды, которая загрязняется и неочищенной сбрасывается в водоемы. Таким образом, при всех положительных производственных и технологических сторонах метода, нельзя не учитывать ущерб, наносимый при его применении окружающей среде. Продувка газом также приводит к загрязнению атмосферы, а кроме того, и к непроизводительным потерям газа, что тоже необходимо учитывать. С этих точек зрения предпочтительной является продувка воздухом.

Очистка, способом протаскивания очистного устройства применяют при очистке подводных переходов, по которым пропускать поршни не рекомендуется. Суть способа заключается в следующем. Еще до укладки трубопровода по дну подводной траншеи внутрь его протаскивают трос. Диаметр троса рассчитывается на наибольшее усилие протаскивания внутри трубопровода очистного устройства. К концу троса прикрепляют очистное устройство, которое протаскивают с помощью троса по трубопроводу. В качестве тягового средства может быть использован трактор или лебедка. Очистное устройство должно иметь достаточно прочную конструкцию и в то же время плотно прилегать к внутренней поверхности труб. Для более качественной очистки полости к жесткому очистному устройству можно последовательно на расстоянии до 10 метров от него подсоединить мягкий поршень из пенополиуретана, имеющего конструкцию типа поршня ДЗК (конструкция так названа по именам ее авторов -- Димера А. И., Зубова Н. М. и Климовского Е. М.).

Этот метод очистки надежен и достаточно прост по сравнению с другими методами.

Испытание на прочность и герметичность межпромыслового газопровода.

Участок межпромыслового газопровода предварительно испытывают гидравлическим способом. После предварительного испытания на прочность участок проверятся на герметичность под рабочим давлением в течение времени, необходимого для осмотра участка, но не менее одного часа.

Переход участка межпромыслового газопровода через водные преграды, укладываемые с помощью подводно-технических средств, испытываются в три этапа:

· первый этап - после сварки на стапеле - водой при давлении Р = 1,5 Рраб, но не более давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы, в течение 6 ч;

· второй этап - после укладки перехода - водой при давлении 1,25 Рраб в течение 12 ч;

· третий этап - одновременное испытание на всём участке трубопровода.

3.9 Укладка новой плети трубопровода

Укладка новой плети межпромыслового газопровода через реку Б.Я. производится методом протаскивания после монтажа плети, изоляции, футеровки, навеса балластных пригрузов, выкладки плети в створ перехода на правом берегу реки [4].

Протаскивание плети трубопровода производится с правого берега на левый берег. На правом берегу часть веса снимается трубоукладчиками. В качестве подвижного тягового средства используется трубоукладчик ТГ-634. При протаскивании используется тяговый трос диаметром 38 мм. Тяговый трос укладывается в створ перехода с помощью подвижного тягового средства и троса проводника. После выкладки плети в створ перехода за пятку закрепляется тяговый трос на протаскиваемом трубопроводе. За оголовок плети крепится трос оттяжки. Для оттяжки оголовка используется дежурное транспортное средство, размещающееся на левом берегу [4].

Небольшая часть трубопровода, 15м после оголовка не балластируется до конца протаскивания, на этом участке навешивается понтон [4].

Для прохода трубоукладчиков, снимающих часть веса плети, на правом берегу вдоль уреза производится планировка дороги. Расстановка трубоукладчиков производится по схеме: первый устанавливается на расстоянии 16-20 м от конца плети, следующие на расстоянии 30-40 м друг от друга [4].

При вхождении в воду протаскиваемого трубопровода оголовок удерживается в приподнятом положении, более тяжелая часть - пятка протаскивается по дну траншеи [4].

Во время протаскивания необходимо вести строгий контроль за правильностью перемещения плети по створу перехода, обеспечить синхронность работы механизмов, четкость выполнения команд руководителя [4].

По окончании протаскивания производится доработка траншеи на правом берегу и укладка трубопровода на проектные отметки. На левом берегу производится догрузка трубопровода до проектной величины балластировки [4].

До начала работ по укладке трубопровода [4]:

· устанавливается тяговое средство;

· подготавливается плеть к укладке, закрепляется конец тягового троса на оголовке;

· протаскивается тяговый трос через водную преграду, закрепляется на лебедке;

· подготавливаются к работе и размещаются на стройплощадке машины, механизмы, инвентарь и средства для безопасного ведения работ;

· проводится инструктаж рабочих и специалистов, распределение обязанности;

· проверяется взаимодействие всех машин, механизмов, средств связи и сигнализации;

· размещается пункт управления работами для обеспечения обзора всей зоны работ.

Протаскивание трубопровода по дну траншеи выполняется в следующей последовательности [4]:

· плеть трубопровода выкладывается трубоукладчиками по оси перехода;

· трубоукладчики расставляются по всей длине плети для снятия веса трубопровода на суше;

· после полной готовности плети к укладке производится оттяжка тягового троса с выборкой слабины;

· по сигналу руководителя работ включается в работу тяговое средство;

· трубоукладчики поднимают плеть на высоту 20-30 см;

· плеть сопровождается трубоукладчиками до момента выхода из работы.

В процессе протаскивания трубопровода все рабочие посты имеют двухстороннюю связь с пунктом управления для полной координации тяговой лебедки и трубоукладчиков. Команды для трогания и остановки трубопровода, которые передаются с пункта управления при помощи радиостанций, дублируются условными сигналами, должны быть отработаны заранее [4].

1 - тормозная лебедка; 2 - спусковая дорожка; 3 - тележки; 4 - плеть на спусковой дорожке; 5 - место сварки стыка; 6 - автокран; 7 - приямок для схода тележек; 8 - плеть трубопровода, подготовленная к укладке; 9 - электросварочный агрегат; 11 - трубоукладчики; 12 - стенд для сварки двухтрубных звеньев

Рис. 4. Укладка трубопровода методом последовательного протаскивания плетей

Врезка нового участка трубопровода [4].

Перед началом врезки подводного перехода межпромыслового газопровода необходимо произвести следующие подготовительные работы: