Сооружение магистральных трубопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

по дисциплине «Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ.»

Специальность 21.02.03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Тема: Сооружение магистральных трубопроводов

Выполнил студент: (Ф.И.О.)

Дужий Ксения Александровна

Ижевск, 2022г

Содержание

Введение

Глава 1. Назначение магистральных трубопроводов

1.1 Состав магистральных трубопроводов

1.2 Классификация и категории магистральных трубопроводов

Глава 2 Общие требования к прокладке магистральных трубопроводов

2.1 Обеспечение устойчивости трубопроводов на подводных переходах, на болотистых и многолетнемерзлых грунтах

2.2 Конструктивные схемы укладки магистральных трубопроводов

Заключение

Список использованных источников

Введение

С целью овладения указанным видом профессиональной деятельности и соответствующими профессиональными компетенциями обучающийся в ходе освоения профессионального модуля должен:

иметь практический опыт:

- выполнения строительных работ при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ;

уметь:

- осуществлять расчет и проектирование простейших узлов строительных конструкций;

- применять техническую документацию по строительству трубопроводов и хранилищ, сооружению перекачивающих и компрессорных станций;

- проводить геодезические работы при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ;

- применять методы механизации процесса строительства и реконструкции объектов транспорта, хранения и распределения газа, нефти и нефтепродуктов;

- использовать автоматизированные системы управления технологическими процессами сооружения газонефтепроводов и газонефтехранилищ;

- составлять и читать документы по эксплуатации и ремонту газонефтепроводов;

- выполнять расчеты: количества реагентов для ликвидации гидратов в магистральных газонефтепроводах (МГ), количества конденсата, установок электрохимзащиты (ЭХЗ);

- определять утечки в трубопроводе, обследовать техническое состояние футляров переходов, устранять выявленные дефекты;

- проводить анализ состояния грунтовой засыпки, определять просадку грунта;

- проводить электрохимические измерения;

- подбирать трубопроводную арматуру;

- производить отбор проб нефтепродуктов;

- проводить анализ диагностических исследований трубы и выбирать способ ремонта;

- ликвидировать неисправности линейной арматуры и производить ее ремонт;

- составлять схемы автоматизации производственных процессов;

- разрабатывать мероприятия по защите окружающей среды при эксплуатации и ремонте магистралей.[2]

знать:

- состав сооружений магистральных нефтепроводов и газопроводов;

- строительные конструкции для транспорта, хранения и распределения газа, нефти и нефтепродуктов;

- состав сооружений компрессорных перекачивающих станций;

- основы проектирования и методы расчета простейших узлов строительных конструкций;

- основные виды геодезических работ при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ;

- основы инженерно-технического обеспечения объектов транспорта, хранения и распределения газа, нефти и нефтепродуктов;

- методы механизации процесса строительства и реконструкции объектов;

- нормативно-техническую документацию по правилам строительства газонефтепроводов и газонефтехранилищ;

- технологию строительства магистральных трубопроводов, хранилищ нефти и газа в нормальных и сложных условиях;

- основы организации строительных работ при сооружении перекачивающих и компрессорных станций;

- основы охраны окружающей среды при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ;

- автоматизированные системы управления технологическими процессами сооружения газонефтепроводов и газонефтехранилищ;

- ресурсосберегающие технологии при проектировании, сооружении и эксплуатации трубопроводов и нефтебаз;

- техническую документацию по правилам эксплуатации линейной части магистральных газонефтепроводов;

- функции линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС);

- устройство, принцип действия, правила эксплуатации установок электрохимзащиты (ЭХЗ);

- правила ухода за переходом в различное время года;

- способы снижения уровня состояния грунтовых вод, работу дренажных систем, методы диагностирования состояния линейной части трубопроводов;

- условное обозначение арматуры, влияние арматуры на работу трубопровода;

- правила технической эксплуатации кранов и задвижек;

- характерные повреждения трубопроводов и способы их ликвидации;

- назначение, состав и оснащение аварийно-восстановительной службы (АВС) и аварийно-восстановительных поездов (АВП) на магистральных трубопроводах;

- правила эксплуатации резервуаров и резервуарного парка, сливо-наливных устройств, трубопроводов перекачивающих станций и нефтебаз; баз сжиженного газа (БСГ), станций подземного хранения газа (СПХГ); установок для снабжения сжатым природным газом транспортных двигателей;

- меры безопасности;

- правила и формы обслуживания различных газораспределительных станций (ГРС) и газораспределительных пунктов;

- порядок вывода трубопровода в ремонт, виды ремонтов и их периодичность;

- состав и сущность всех ремонтных работ на линейной части магистрального трубопровода;

- причины выхода из строя резервуаров и методы их ремонта;

- причины выхода из строя приемных и раздаточных устройств газа и нефти, способы их ремонта;

- дефекты трубопроводов и оборудования;

- источники загрязнения окружающей среды при эксплуатации и ремонте магистральных газонефтепроводов, хранилищ газа и нефти;

- системы автоматизации и телемеханизации линейной части газонефтепроводов, автоматизированные системы управления технологическими процессами;

- системы перекачки нефти.

Глава 1. Назначение магистральных трубопроводов

Согласно СНиП 2.05.06 - 85* к магистральным трубопроводам относятся магистральные трубопроводы и ответвления от них, с условным диаметром до 1400мм включительно с избыточным давлением среды свыше 1,2 МПа (12кгс/см2) до 10 МПа (100кгс/см2) одиночной прокладки и прокладки в технических коридорах, предназначенных для транспортировки нефти, нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и стабильного бензина), природных, нефтяных и искусственных углеводородных газов, сжиженных углеводородных газов фракций и их смеси, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре +40 °C не выше 1,6 МПа (16 кгс/см2), товарной продукции в пределах КС, НПС, СПХГ, ДКС, УЗРГ, ГИС и т.д. из районов их добычи (промыслов), производства (от головных перекачивающих насосных станций), хранения или переработки до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий и портов).[1]

1.1 Состав магистральных трубопроводов

В состав магистральных трубопроводов входят:

трубопровод (от мест выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС, УЗРГ, ПРГ узлами пуска и приёма очистных устройств, конденсатосборники и устройства для ввода метанола;

установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройств электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

ёмкости для хранения и раз газирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;

головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, КС, ГРС, ГИС, СОГ, УРГ;

СПХГ;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;

указатели и предупредительные знаки;

объекты ремонтно-эксплуатационных служб (РЭП), административные и жилищно-бытовые сооружения;

водозаборные устройства, водопроводы, канализация и т.п.

постоянные дороги и вертолётные площадки, расположенные вдоль магистральных трубопроводов и подъезды к ним.

В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы получили название, характеризующее их целевое назначение: газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, конденсатопроводы, водопроводы, амиакопроводы, трубопроводы контейнерного транспорта и т.д Настоящая дисциплина в рамках направления «Нефтегазовое дело» рассматривает сооружение магистральных трубопроводов, транспортирующих углеводородное сырьё или продукты переработки (газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы).[2].[4]

Головными называют сооружения, на которых подготавливают углеводородное сырье (нефть, продукты переработки нефти или газ) к дальнему транспорту. Комплекс головных сооружений (ГС) различен и зависит от вида транспортируемого продукта, состава и давления, добываемого на промысле и поступающего на УПН (установка подготовки нефти) или газосборный пункт. Как правило, в комплекс ГС входят установки по очистке газа или нефти от механических примесей, влаги, установки отделения от газа, серы и высокоценных компонентов (гелия и др.). К головным сооружениям относятся и НПС или КС в начальной точке трубопровода, на территории которой обычно размещают перечисленные сооружения. Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль, металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно - измерительных приборов. Твёрдые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов, цилиндров, лопаток турбин. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.[7]

Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах отделяется примесь от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объёмные (гравитационные) и циклонные.

В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу. В масляных пылеуловителях, представляющие собой вертикальные сосуды, происходит контактирование масла и смеси газа с механическими примесями. В результате оседающий в пылеуловителях шлам периодически удаляют, загрязнённое масло заменяют.

Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидким поглотителем) и адсорбционным (с твёрдыми поглотителями). В качестве абсорбентов (жидких поглотителей) используют чаще всего диэтиленгликоль, а в качестве адсорбентов (твёрдых поглотителей) используют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Периодически часть адсорбентов отключается от системы и подвергается регенерации.

Линейная часть представляет собой непрерывную трубу между отдельными КС, пересекающую на всём протяжении множество естественных и искусственных препятствий, которые называются переходами; т.е. переход через автомобильную или железную дороги, подводный переход через реку или ручей, балочный переход через овраг, ручей. Кроме этого на линейной части размещается крановые узлы, перемычки, узлы запуска и приёма очистных устройств и другие сооружения, обеспечивающие транспорт газа или других продуктов.

Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам - в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродуктов, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях при технико - экономическом обосновании и условии обеспечения надёжности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территории населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства сельскохозяйственных и других работ регламентируются «Правилами охраны магистральных трубопроводов». В целях безопасности технические коридоры располагают на расстоянии не менее 40км. Прокладка осуществляется только подземно (подземная прокладка), прокладка трубопровода по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведённых в п.7.1 СНиП 2.05.06-85*. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надёжную и безопасную эксплуатацию трубопроводов. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надёжности трубопровода.[6]

1.2 Классификация и категории магистральных трубопроводов

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до 100 кгс/см2) включительно;

II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включительно.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм:

I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включительно;

II - то же, свыше 500 до 1000 включительно;

III - то же, свыше 300 до 500 включительно;

IV - 300 и менее.

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06 - 85* устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода в зависимости от условий работы, объёма неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл.1 СНиП 2.05.06 - 85*. Категории B; I; II; III; IV принимаются по СНиП III-42-80*. Категории магистральных трубопроводов в зависимости от способа прокладки приведены в табл.2 СНиП 2.05.06 - 85*. Категории отдельных участков магистральных трубопроводов приведены в табл.3* СНиП 2.05.06 - 85*. Согласно СНиП трубопроводы подразделяются на категории:

В - трубопроводы в пределах КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ, НПС, ГИС, проложенных внутри зданий и территории;

I - узлы пуска и приёма очистных устройств, крановые узлы, узлы подключения к КС, НПС, СПХГ и т.д., участки между охранными кранами, подводные переходы, переходы через автомобильные и железные дороги, болота 3-го типа;

II - межпромысловые коллекторы, участки примыкающие к узлам подключения ГРС, КС, СПХГ, ГИС и за охранными кранами, газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки запорной арматуры, пуска и приёма очистных устройств и т.д, болота 2-го типа, овраги;

III - переходы через болота 1-го типа, пашни, луга, балки;

IV - остальное, неперечисленное выше;[8]

При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемого трубопровода на ближайшие 20 лет, а также условия строительства и обслуживания трубопровода в период его эксплуатации, выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов. Не допускается предусматривать прокладку магистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим министерствам и ведомствам. Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами.

Прокладку трубопровода на оползневых участках следует предусматривать ниже зеркала скольжения или надземно на опорах, заглублённых ниже зеркала скольжения на глубину, исключающую возможность смещения опор. Расстояния от оси подземных и наземных (внасыпи) трубопроводов до населённых пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в табл.4* СНиП 2.05.06 - 85*. Расстояния от КС, ГРС, НПС до населённых пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать в зависимости от класса и диаметра газопровода и категории НПС и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в табл.5* СНиП 2.05.06 - 85*. Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопроводами в одном техническом коридоре принимают согласно табл.7 СНиП.

В зависимости от сложности участков строительства трубопроводы разделяют на III категории участков. Сложными называют участки, на которых в период всего строительства сохраняются условия, исключающие обычные, типовые для линейного строительства методы работ. На таких участках необходимы специальные машины и специальная технологическая схема ведения работ.[5]

К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, имеющие ширину по зеркалу воды более 50 м, болота II и III типов, барханные незакреплённые пески, отдельные продольные уклоны крутизной более 30° и протяжённостью более 100м, горные участки с чередованием подъёмов и спусков крутизной от 10° и более, поворотов и наличием косогорных участков любой крутизны, вечномёрзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки шириной по зеркалу воды до 50м, закреплённые барханные пески, болота I типа, продольные уклоны крутизной до 30°, косогорные участки с боковой крутизной до 15°, подземные и воздушные переходы через железные дороги, отдельные продольные уклоны крутизной более 30° и протяжённостью менее 100м, овраги и балки. К участкам III категории сложности относятся участки, не вошедшие в I и II категории. При наличии в общей длине трассы более 50% участков I и II категории сложности, в том числе не менее 30% I категории, - трасса особой сложности; при наличии от 15 до 50% участков I и II категорий сложности, в том числе не менее 10% I категории, - трасса повышенной сложности; при наличии до 15% участков I и II категории сложности - трасса нормальной сложности.[8]

Таблица 1. Категории магистральных трубопроводов

Трубопровод	Подземная укладка	Наземная укладка	Надземная укладка
Газопровод:
диаметром менее 1200мм	IV	III	III
диаметром 1200мм и более	III	III	III
Нефтепровод и нефтепродуктопровод:
диаметром менее 700мм	IV	III	III
диаметром 700мм и более	III	III	III

Глава 2 Общие требования к прокладке магистральных трубопроводов

Диаметр трубопроводов должен определяться расчётом в соответствии с нормами технологического проектирования. Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчётом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров. На участках переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приёма очистных устройств.

Трубопровод и узлы пуска и приёма очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств. Надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчётом, но не более 30км. Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать на обоих берегах водных преград, на ответвлениях к ГРС при протяжённости ответвлений свыше 1000м на расстоянии 300-500м от ГРС; на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений на расстоянии не менее для газопроводов 1400мм - 1000м; для 1000 - 1400мм -750м; менее 1000мм -500м, на обоих берегах болот III типа протяжённостью свыше 500м.

При параллельной прокладке двух ниток и более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100м друг от друга по радиусу. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, естественные и искусственные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50м. Запорная арматура диаметром 400мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты. Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, - байпасы, продувочные линии и перемычки, - следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки. Высота продувочной свечи должна быть не менее 3м от уровня земли. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками. Линейная запорная арматура газопроводов I класса диаметром 1000мм и более, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.[10]

2.1 Обеспечение устойчивости трубопроводов на подводных переходах, на болотистых и многолетнемерзлых грунтах

Подводные переходы. Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

При глубине подводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средства разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения трубопроводов и укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

Для закрепления (балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные и кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и анкерные устройства. В особо сложных условиях Западной Сибири и Крайнего Севера при соответствующем обосновании для балластировки подводных переходов трубопроводов диаметром 1020 мм и более в русловой части допускается применять чугунные кольцевые грузы.[11]

Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготовляться в виде изделий из бетона, особо тяжелых бетона и железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м3 (для особо тяжелых бетонов не менее 2900 кг/м3). Каждый груз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и объема груза, а грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду маркируются дополнительным индексом.

Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы должны изготавливаться из чугуна, из железобетона или других материалов в виде двух половин с определенной плотностью.

Каждый полугруз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и наружного диаметра, для которого предназначен этот груз.

Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных частей цилиндрической оболочки.

Анкерные устройства изготавливаются из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

Болота. Прокладка предусматривается подземно и лишь в исключительных случаях разрешается наземная в насыпи или надземная прокладка.

Этапы строительства на болотах:

1. Подготовка трассы. Первоначально устраивается лежневая дорога. Если грунт талый, то производится выемка торфа или отсыпка песка, или устраиваются песчаные сваи, или производится осушение с помощью дренажных труб. Если грунт мерзлый, то производится лишь расчистка трассы.

2. Земляные работы. Если грунт талый, то используют взрыв, бульдозер, экскаватор или землесос. Если грунт мерзлый, то роторный экскаватор - траншеекопатель.

3. Сварка в нитку

4. Изоляция

5. Укладка в траншею. Может проводиться по следующим вариантам

- протаскивание трубопровода полной длины;

- протаскивание с наращиванием секций l=100-200 м;

- укладка методом сплава с берега;

- укладка методом сплава с роликовых опор;

- укладка сплавом с одновременной изоляцией (непрерывный сплав).

6. Закрепление трубопровода от всплытия (трубы с положительной плавучестью). Трубы закрепляют с помощью анкерных устройств (забивка, завинчивание или выстрел гарпуна) и пригрузов (ж/б груз, бетонный груз, грунт)

7. Засыпка

8. Очистка и испытание

Вечномерзлые грунты. Строительство осуществляется в период, когда мерзлота находится в нерастопленном состоянии, только в этом случаи возможно перемещение строительной техники. В летний период необходима специальная техника, которая могла бы работать на оттаявшем грунте. Снижение продольных напряжений при продольной прокладке трубопроводов осуществляется подогревом труб в процессе их укладки в траншею, пропуском внутрь труб горячих газов и засыпкой трубопроводов грунтом сразу после прогрева. Применяются две схемы прокладки труб - подземная и надземная. Подземные трубопроводы закрепляются утяжеляющими грузами, анкерами и дисковыми анкерами, надземные - на опорах, устанавливаемых в грунте. При надземной укладке на опорах используются компенсаторы.[9]

Категории просадочности грунтов:

1. Грунты, не просадочные при оттаивании или которые дают незначительную равномерную осадку при оттаивании (малольдистые грунты);

2. Малопросадочные грунты, дают равномерную осадку до 10%;

3. Льдонасыщенные грунты, дающие неравномерную осадку 10-40%;

4. Содержат крупные включения подземного льда, в результате протаивания образуются термокарсты и провалы в грунтах.

Категории трубопроводов по температуре продукта:

1. Горячие участки (температура всегда положительная);

2. Теплые участки (температура как положительна, так и отрицательна, но средняя температура выше ноля);

3. Холодные участки (температура отрицательна).

2.2 Конструктивные схемы укладки магистральных трубопроводов

В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов. К основным схемам прокладки относятся: подземная, наземная и надземная. (прим. полуподземная относится к наземной прокладке трубопровода).

Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства, составом грунтов, другими природно-климатическими условиями и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения и целесообразности различных вариантов.

Подземная схема укладки является наиболее распространённой (98% от общей протяжённости) и предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр трубопровода.

При подземной укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория после окончания строительства, используются пахотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. Сооружённый трубопровод не нарушает и сохраняет возможность естественной миграции животных. При возникновении аварийной ситуации и разрушении трубопровода, возникаемая взрывная волна поглощается грунтом. Однако на участках с вечномёрзлыми, скальными и болотистыми грунтами данная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходимость специальной балластировки на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надёжного антикоррозионного покрытия от почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства. Отсутствует возможность постоянного контроля за состоянием трубопровода. Выявленные дефекты могут быть устранены только при проведении капитального ремонта трубопровода.

Заглубление трубопроводов до верха трубопровода надлежит принимать в соответствии со СНиП 2.05.06-85*, м, не менее:

при условном диаметре менее 1000мм -0,8

1000мм и более (до 1400мм) -1,0

на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению -1,1

в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований-1,0

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин -0,6

на пахотных и орошаемых землях -1,0

при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов -1,1(от дна канала)

Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учётом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования. Заглубление забалластируемого трубопровода определяется, как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

Ширину траншеи понизу следует назначать не менее:

D + 300мм - для трубопроводов диаметром до 700мм;

1,5D для трубопроводов диаметром 700мм и более. При диаметрах трубопроводов 1200 и 1400мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D + 500мм, где D - условный диаметр трубопровода.[12]

Для трубопроводов диаметром 1000мм и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При прокладке трубопровода в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путём присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20см или при засыпке с применением специальных устройств. При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию трубопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению. При проектировании и прокладке трубопроводов на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода. При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должны приниматься не менее 350мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°. При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчёте трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания. На трассе трубопроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5км друг от друга.

Наземная схема прокладки преимущественно используется в сильно обводнённых и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями или когда иной способ прокладки трубопровода невозможен.

При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая - ниже, на уровне или выше дневной поверхности. Для безопасности и сохранности поверхности трубы целесообразно выполнять обваловку трубопровода. Для уменьшения объёма насыпи, увеличения устойчивости трубопровода в горизонтальной плоскости (особенно на криволинейных участках) выполняется полуподземная, т.е. с частичным заглублением трубопровода в неглубокую траншею глубиной 0,4-0,8м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров.

При наземной укладке сокращается объём земляных работ, сохраняется температурный баланс трубопровода. Однако частично ограничивается возможность ведения сельскохозяйственной деятельности и естественная миграция животных, но при всех её преимуществах, недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений.

Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков рекомендуется в пустынных, горных районов, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномёрзлых грунтов, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия.

При надземной прокладке сводится к минимуму объём земляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей балластировке, а также в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная укладка имеет недостатки: загромождённость территории, устройство опор, специальных проездов для техники и миграции животных, значительная подверженность трубопровода суточным и сезонным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер и сооружения «компенсаторов». Для транспортировки высоковязких и застывающих нефтей, а также трубопроводы в районах вечномёрзлых грунтов прокладываются с путевым подогревом или с тепловой изоляцией в каналах и коллекторах. Для сокращения тепловых потерь стенки каналов изготавливают из теплоизоляционных материалов.[12]

трубопровод прокладка многолетнемерзлый

Заключение

Сооружение магистральных трубопроводов - одна из важнейших отраслей строительства, обеспечивающих развитие нефтяной и газовой промышленности и энергетики нашей страны.

Сооружение магистральных трубопроводов в нашей стране осуществляет вполне сложившаяся отрасль строительного производства, имеющая постоянные высококвалифицированные кадры и значительный парк специализированных машин. Ежегодный объем и темпы строительства трубопроводов значительно превышают объем и темпы строительства других сооружений линейного типа. Отрасль первой осваивает новые районы строительства - европейский Север, Западную Сибирь, горные районы Урала и Карпат, имеющие сложные природно-климатические условия, редкую дорожную сеть. В связи с этим отрасль лишь в малой степени может использовать опыт, накопленный другими. Развитие ее в основном идет непроторенными путями

Список использованных источников

1. Сутак А.В. Оборудование нефтеперерабатывающего производства: уч.пос. для СПО.-2-е изд.,стер.-М.:Академия,2014.-336с.

2. Чесноков В.К. Организация производственных работ персонала подразделения: Учебное пособие. - Ижевск,2017.-205с.

3. Чесноков В. К. Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ: курс лекций. - Ижевск,2017.-198с.

4. Транспорт и хранение нефти и газа: Учебное пособие Б.Н. Мастобаев, А.М. Нечваль, Г.Е. Коробков, М. М. Гареев, Санкт Петербург, Недра 2013 г.

5. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учебник для ВУЗов. Изд-е 3е перераб. и доп. Ф.М. Мустафин и др. - Уфа: ГОФР, 2012 - 576 с.: ил.

6. Добыча нефти и газа: Учебное пособие Ю.В. Зейгман, Санкт Петербург, Недра 2011 г.

7. Технология сооружения газонефтепроводов. Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев, А.Г. Гумеров, А.Е. Лаврентьев, И.Ф. Контемиров, А.М. Нечваль и др. Под ред. Г.Г. Васильева Учебник Уфа: Нефтегазовое дело 2012 - 632с.

8. Основы нефтегазового дела: А.А. Коршак, А.М. Шаммазов Учеб. для ВУЗов. - Уфа. «ДизайнПолиграфСервис» 2012. с.544.

9. Оборудование резервуаров: Учеб. пособие для ВУЗов. Изд-е 2е перераб. и доп. Н.И. Коновалов, Ф.М. Мустафин, Г.Е.Коробков и др. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2015. - 214 с.

10. Стальные вертикальные резервуары низкого давления для нефти и нефтепродуктов: Учеб. пособие для ВУЗов. Н.В. Николаев, В.А. Иванов, В.В. Новосёлов - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2012. - 496 с.

11. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, А.М. Нечваль, А.Е. Лаврентьев

12. Типовые расчёты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. Учеб. Пособие С-Пб.: Недра 2012 - 824с.

Размещено на Allbest.ru