Характеристика прокладки газонефтепроводных трубопроводов
Организация подводных переходов
Подводные переходы должны быть расположены на прямых и слегка изогнутых участках рек, избегая пересечения больших каналов и кривых с выпрямляющимися потоками. Участок подводного прохода должен быть расположен перпендикулярно динамической оси потока, избегая участков каменистой местности.
Длина секции кроссовера определяется расположением точек входа и выхода из скважины. Допускается отклонение точки выхода начального лаза от поверхности дня от расчетного положения на 1% от длины перехода, но не более 9 м и минус 3 м вдоль оси скважины и 3 м вдоль нормали.
При прокладке газопровода с использованием метода горизонтального направленного бурения нет необходимости прокладывать предупреждающую полосу для обозначения маршрута газопровода. Опознавательные знаки устанавливаются на границах прокладки газопровода по методу ГНБ.
Трубы (марка стали, прочностные характеристики, толщина стенки) следует учитывать, принимая во внимание повышенную сложность строительства и невозможность исправлениеа трубопровода во время эксплуатации. На заводе трубы изолируются трехслойным полимерным покрытием толщиной 2-4 мм. Толщина стенок трубы должна соответствовать требованиям и быть получена с запасом, обеспечивающим большую эксплуатационную надежность перехода.
Подводные переходы газопроводов через водные преграды шириной более 75 м на поверхности воды в периоды слабого стока должны быть оборудованы резервными трубами. Диаметр каждой трубы следует выбирать так, чтобы скорость потока в трубе составляла 0,75 от расчетной скорости потока газа.
Расстояние в плане между параллельными трубопроводами для нефти и газа должно составлять не менее 15 метров.
Свободное расстояние в зоне пересечения трубопровода нефте- и газопродуктов с другими сооружениями должно быть не менее 1 м.
Прокладка газопроводов на подводных переходах планируется с углублением в дне пересеченных водных преград. Значение углубления учитывается сообразно претензиям с учетом возможных деформаций канала и предполагаемых дноуглубительных работ на участках канала в течение 25 лет.
Углубление нефте- и газопродуктового трубопровода должно производиться не менее чем на 6 м от самой нижней отметки дна на участке пересечения и не менее чем на 2 м от линии возможной эрозии или плановой выемки грунта. канал для жизни прокладываемых коммуникаций. Прогноз должен быть сделан сообразно претензиями отражен в проектной документации.
Проектные отметки верхней части трубопровода на пересечении должны быть назначены как минимум на 2 м ниже предельного профиля в соответствии с прогнозом деформаций канала и пересеченных берегов водного барьера. Прогноз деформации канала и берега сделан на момент эксплуатации, оцененный в три раза пересечения (100 лет).
Минимальный слой почвы должен быть достаточным, чтобы исключить возможность бурового раствора и попадания в водную среду.
Угол входа в скважину определяется топографо-геологическими условиями и составляет от 8 до 15 градусов. Когда разница между отметками бурения и нижней точкой скважины составляет от 30 до 45 м, а диаметр трубы — до 500 мм, угол входа можно увеличить до 20 градусов. Угол выхода должен быть от 5 до 8 градусов.
Радиус отслеживания не должен быть меньше допустимого радиуса упругой кривизны трубопровода.
Контейнеры для грязи должны быть предусмотрены с обеих сторон.
В подводных переходах через барьеры, которые не являются судоходными и не тают, а также в каменистых почвах, допускается уменьшение глубины трубопроводов, но верх (балласт, покрытие) во всех случаях должен быть не меньше возможной отметки, эрозия дна водоема в течение расчетного срока полезного использования.
В районах с низкой несущей способностью проект должен включать инженерные работы по укреплению естественных оснований территорий и дренажа: основание подструктур, фундаментов для дренажных почв, формирование водопропускных труб и дренажных канав, засорение почв, заполнение окружающих плотин в затопленных низинах.
Трубы, отрезанность швов
Более высокие требования предъявляются к качеству защитного покрытия из-за технологии прокладки трубопровода с использованием метода ГНБ и отсутствия возможности последующего исправленного покрытия. Изолирующее покрытие должно иметь хорошую адгезию и быть устойчивым к сдвигу, растрескиванию и истиранию. При необходимости для теплоизоляции используется дополнительное защитное покрытие.
Физико-механические и геометрические свойства покрытия стальных труб должны соответствовать ГОСТу. Сварные швы при соединении тянутых стальных труб также должны подвергаться антикоррозионной обработке.
Для строительства секций труб, созданных методом ГНБ, следует использовать трубы с заводским трехслойным полипропиленовым или полиэтиленовым покрытием с усиленным типом специальной конструкции. По сравнению со стандартными заводскими покрытиями толщина покрытий для специальных применений должна быть увеличена на 0,2-0,5 мм (по обхвату труб).
Сообразно претензиям к строительству стальных трубопроводов методом ГНБ используются изоляционные покрытия для труб очень усиленного типа, изготовленные на заводе по ГОСТ и состоящие из:
— адгезивная подложка на основе семи с активными адгезивными добавками;
— слой экструдированного полиэтилена:
— для труб сечением до 245 мм — плотность слоя не менее 2,6 мм, сцепление к стальной поверхности — не менее 36 Н / см, ударопрочность – около 12 Дж, отсутствие поломок на испытательное электрическое напряжение — не менее 12,5 кВ;
— для труб радиусом до 25 см — толщина слоя не менее 4 мм, слипание со стальной поверхностью — 4 Н / см, жизнестойкость удара — не менее 16 Дж, без разрушения испытательного напряжения — не менее 16 киловатт;
— для труб диаметром 55 см — толщина слоя не менее 2,5 мм, адгезия к стальной поверхности — не менее 35 Н / см, ударная твердость — не менее 17,5 Дж, без разрушения при растяжении Испытание электрооборудования — не менее 17,5 кВ.
Тип изоляционного покрытия должен определяться проектом. Концы трубок длиной 120 ± 20 мм или, по требованию потребителя, 150-180 мм должны быть свободны от изоляции и иметь защитное покрытие при транспортировке и хранении трубок.
Во многих случаях пенополиуретановые системы используются в качестве теплоизоляции, что гарантирует работу системы с температурой охлаждающей жидкости до 130 ° C, с возможностью кратковременного повышения температуры для 150 ° C. Поверх слоя из пенополиуретана — блокировка для протянутых трубок, необходимо нанести защитную полиэтиленовую оболочку, которая защищает от механических повреждений, воздействия влаги.
При вытягивании водотяг из стали крупных размеров (dn> 500 мм) в скальных почвах и почвах с повышенным содержанием обломочного материала толщина защитного слоя может быть увеличена до 10 × 15 мм для восприятия абразивных нагрузок.
Закрытость сварных соединений должна производиться с помощью термоусадочных трубок. Перекрытие стыковой изоляции на заводском покрытии должно быть не менее 7,5 см. Край заводского покрытия по ширине перекрытия должен быть обработан для придания ему шероховатости.
Физико-механические свойства изоляционного покрытия сварных соединений на основе термоусадочных материалов должны соответствовать требованиям ГОСТ. Для труб с трехслойным полиэтиленовым покрытием следует использовать термоусадочные муфты на основе полиэтилена, для труб с полипропиленовым покрытием — термоусаживаемые муфты на основе полипропилена или полиэтилена, совместимые с заводским покрытием, а также комплект (ТВК) из двух рукавов (основного и защитного), специально предназначенных для прокладки трубопроводов методом ГНБ
Допускается обособленность швов, приваренных поверх газопровода, в условиях трассы: полимерными клейкими лентами на основе поливинилхлорида, состоящими из слоев, битумно-полимерной грунтовки.
Изоляционные ленты должны соответствовать следующим требованиям:
— предел прочности при температуре 22 ° С не менее 19 МПа;
— относительное удлинение при температуре 23 ° С не менее 195%;
— температура хрупкости минус не превышает 55 ° С;
— адгезия при температуре 20 ° С к стали — не менее 20 Н / см, скотч — не менее 7 Н / см, лейкопластырь — не менее 5 Н / см.
Для контроля состояния изоляции на обоих концах подводного канала необходимо предусмотреть установку контрольных и измерительных точек в клеммном блоке, где 4 выхода подключены к изолированному кабелю нефтепродуктопровода на расстоянии. среди них: 10, 100 и 10 м.
Проверка надежного соединения
При скреплении трубопровода должны выполняться следующие виды контроля: эксплуатационный контроль при сборке и клепке соединений, визуальный контроль совмещения, методы неразрушающего контроля (100%). Проверка сварных соединений должна проводиться в соответствии с требованиями.
При изоляции зоны сварных швов с помощью термоусаживаемых рукавов должны выполняться следующие виды контроля:
— тщательный контроль используемых материалов;
— визуальный или проверка средств степени прочистки металлической поверхности;
— подробный учет температурного режима нагрева трубы и ее термической усадки;
— осматривание и государственное контролирование защитного покрытия.
Качество защитного покрытия зоны сварного соединения, выполненного из термоусадочных (или других) материалов, должно соответствовать ГОСТ.
Непрерывность изолирующего покрытия трубопровода, подготовленного к прокладке, должна контролироваться с помощью искрового дефектоскопа сообразно претензиям государственного стандарта. Весь внешний слой трубопровода подлежит контролю.
Очищение внутри трубопровода
Полость трубопровода должна быть очищена от накипи и заусенцев, а также от предметов, случайно обнаруженных при строительстве. Полость трубопровода очищается путем промывки водой с прохождением очистительного или разделительного устройства в соответствии с Правилами технической эксплуатации пересечений магистральных линий через водные преграды.
Очистка полости переходов через водные преграды должна проводиться путем пропускания упругих поршневых сепараторов следующим образом:
на газопроводах — промывкой, осуществляемой в процессе заполнения водой для предварительных гидравлических испытаний, или продувкой, проводимой перед испытанием переходов;
на линиях нефтепроводов — путем промывки, которая проводится при заполнении трубопровода водой для гидравлических испытаний перекрестков.
Воду следует сливать в подготовленные глиняные емкости с непроницаемыми поддонами.
Контролирование состояния покрытия после нанесения
Изоляционное покрытие после волочения трубы следует проверять методом катодной поляризации не ранее, чем через сутки после окончания волочильных работ. По результатам проверки составлен закон для оценки качества изоляции завершенных участков подземного трубопровода.
После завершения прокладки подводного прохода и подключения его к смежным секциям, качество изоляции должно быть проверено еще раз.
Порядок проведения приемочных испытаний на крепость и герметичность
В соответствии с требованиями, пересечения магистральных трубопроводов проходят испытания на монументальность в три этапа: 1-й этап — после сварки на стапеле или на площадке, но до изоляции; 2 этап — после протяжки; 3-й этап — одновременно с прилегающими участками, если иное не указано в проектной документации.
Очистка полости и испытания на нерушимость, а также апробирование на герметичность должны проводиться в соответствии с разработанным подрядчиком проектом и согласовываться в установленном порядке с конструктором, заказчиком, организацией, уполномоченной контролировать соблюдение требований промышленной безопасности и обеспечение работоспособности объектов, эксплуатирующей организацией и дающим добро председателем комиссии по испытаниям трубопроводов инструкции по очистке, исследование на фундаментальность и непроницаемость.
Инструкции по очистке, испытаниям на прочность и герметичность должны включать:
— методы, параметры и последовательность работ;
— схема прочистки и испытаний трубопроводов;
— методы и средства обнаружения и устранения неисправностей (залипание поршней, утечки, разрывы);
— схема организации связи;
— требования безопасности, пожарной безопасности и инструкции по размеру охранных зон;
— места забора и отвода воды при гидравлических испытаниях, согласованные с землепользователями или водопользователями;
— требования по охране окружающей среды.
Диагностика на жизнеспособность трубопровода и проверка проницаемости следует проводить с использованием гидравлического (вода, незамерзающая жидкость) или пневматического (воздух, природный газ) метода для газопроводов и гидравлического метода для нефтепродуктопроводов.
Оборудование для гидравлических испытаний должно включать гидравлический пресс (насос), манометр, мерный бак или водомер для измерения количества перекачиваемой воды и количества утечек. Торцевые заглушки устанавливаются на концах испытуемого оборудования.
При стресс-тестировании трубопровода выполняются следующие операции:
— постепенно увеличивать давление в соединениях труб (0,2-0,4 МегаПа каждое), поддерживая давление на каждой ступени не менее 5 минут;
— при достижении испытательного давления в течение 10 минут давление не падает более чем на 0,1 МПа, что приводит к дополнительной перекачке воды.
Опробование на утечку должно проводиться после диагностических результатов на безопасность и снижения испытательного давления до максимального рабочего давления, принятого в конструкции.
Трубопровод считается прошедшим апробирование на надежность и водонепроницаемость, если во время обследования на надежность трубопровода при достижении испытательного давления не случается разрушения трубы, разрыва стыковые соединения, утечки воды и утечки не обнаружено во время испытания на утечку.