4. Система автоматической бентонитовой смазки

В процессе ведения проходки, необходимо удерживать усилия продавливания на низком уровне.

Одной из возможности достижения этого является, смазывание трубного става при помощи инектирования бентонита.

Каждая с 3 по 5 трубу продавливания, оснащены пунктом смазывания бентонитовой суспензии (рисунок 4.4)

Рисунок 4.4 – Схема системы автоматической бентонитовой смазки

Эти трубы имеют три инъекционные форсунки, расположенные под углом 120⁰ и подключенные к пунктам

Рисунок 4.5 – Система смазки труб бентонитом

При помощи магнитных клапанов возможно управляемое, дозируемое инъектирование.

Бентонитовый раствор подается при небольшом избыточном давлении, в пространство между трубой и грунтом и распределяется на внешней поверхности трубы.

Раствор проникает в окружающий грунт, и ведет, таким образом, к значительным снижениям сил трения.

5. Промежуточные домкратные станции

О дним из следующих мероприятий позволяющих не превышать допустимые для труб усилия продавливания, является применение промежуточных домкратных станций (рисунок 4.6).

Рисунок 4.6 – Промежуточная домкратная станция

Они применяются по тому же принципу, что и основная домкратная станция.

Эти так, называемые промежуточные домкратные станции, состоят из стальной оболочки, с размещенными в ней по окружности гидроцилиндрами.

Из соображения наглядности, промежуточная домкратная станция находится за телескопической секцией щита.

В реальности, промежуточные домкратные станции применяются на расстоянии 100 – 150 метров друг от друга.

Усилия продавливания основной домкратной станции, распостроняются только на трубный став, до первой промежуточной домкратной станции.

Эта промежуточная станция собирается при выдвижении главных продавливающих гидроцилиндров, после этого главные гидроцилиндры фиксируются в данном положении и служат в качестве опоры.

Силы трения действуют только на движущуюся в настоящий момент часть трубного става.

Несколько включенных последовательно промежуточных домкратных станций позволяют выполнять проходку на протяженные участки. При этом промежуточная домкратная станция и основная станция, включаются последовательно по возрастающей, начиная с первой.

При помощи бентонитовой смазки и промежуточной домкратной станции можно выполнить объект на всю длину без строительства промежуточных вспомогательных шахт.

В приемном котловане проходческий щит демонтируется и удаляется.

Технологические котлованы засыпаются, и вновь построенный трубопровод вводится в действие.

4.5. Особенности прокладки нефтепроводов методом «труба в трубе»

При прокладке нефтепроводов методом «труба в трубе», в качестве обделки тоннеля используются стальные трубы.

Металлическая обделка должна обеспечивать экологически безопасную эксплуатацию нефтепровода в случае нарушения его герметичности.

Толщина стенки металлической обделки должна быть определена как для рабочего нефтепровода в соответствии с требованиями [6]. Дополнительно должен быть выполнен расчет устойчивости поперечного сечения обделки на воздействие внешнего давления, продольных сжимающих усилий и изгиба на криволинейных участках.

Диаметр металлической обделки принимается с учетом диаметра нефтепровода, полимерной гильзы или опорно-направляющих колец (обосновывается проектом) и условий протаскивания нефтепровода (профиля тоннеля, технологии протаскивания нефтепровода).

Металлическая обделка должна иметь заводское покрытие из экструди­рованного полиэтилена или полипропилена специального исполнения в соответ­ствии с требованиями ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-003-1-03 и ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-005-1-03. При выборе полипропиленового покрытия сле­дует учитывать низкую морозостойкость данного покрытия.

Проектом обосновывается необходимость заполнения межтрубного пространства инертной средой для защиты металлической обделки от внутренней коррозии.

По обоим концам металлической обделки должны устанавливаться сальниковые герметизирующие устройства, способные выдержать рабочее давле­ние в нефтепроводе. Конструкция сальниковых герметизирующих устройств должна быть разработана по специальным техническим требованиям.

Сальниковые герметизирующие устройства должны устанавливаться в технологических колодцах, которые оборудуются средствами контроля загазован­ности при необходимости обслуживания.

Трубопровод должен быть оборудован системой контроля давления среды в межтрубном пространстве.

Радиус трассировки тоннеля в конструкции типа «труба в трубе» должен приниматься не менее 1200 Dн.

Способ сооружения конструкции «труба в трубе» (монтажом всей конструкции в сборе (металлической обделки с расположенным в ней нефтепроводом) на строительно-монтажной площадке с последующим протаскиванием ее в тоннель или протаскиванием металлической обделки с последующим протаскиванием в ней нефтепровода) определяется проектом.

При проектировании трубопровода, сооружаемого способом «труба в трубе», следует предусматривать:

- обустройство стартовой и приемной шахт тоннеля;

- проходку ТП проходческим комплексом с продавливанием металлической обделки;

- гидравлическое испытание металлической обделки на внутреннее давление с последующим пропуском разделителей (определяется проектом);

- протаскивание рабочего нефтепровода (в соответствии с проектом – с предварительным протаскиванием в тоннель полимерной гильзы или закреплением на протаскиваемом нефтепроводе опорно-направляющих колец);

- гидравлическое испытание рабочего нефтепровода;

- обустройство технологических колодцев для установки сальниковых герметизирующих устройств (используются стартовая и приемная шахты тоннеля);

- установку сальниковых герметизирующих устройств в межтрубном пространстве рабочего нефтепровода и кожуха;

- заполнение межтрубного пространства инертным газом (если предусмотрено проектом);

- устройство компенсаторов в железобетонных лотках.

Для обеспечения протаскивания защитного кожуха в тоннель и нефтепровода в защитный кожух должны применяться устройства, приспособления и материалы, исключающие их повреждения в процессе протаскивания (скользящие опоры, полимерные гильзы, опорно-направляющие кольца и другие). В конструкции тоннеля должны быть предусмотрены решения по обеспечению проектного положения нефтепроводов. Не допускается соприкосновение нефтепровода с защитным кожухом (кроме полиэтиленового) и конструктивными элементами тоннеля.

Диаметр защитного кожуха выбирается исходя из диаметра нефтепровода, оборудования для обеспечения протаскивания рабочего нефтепровода (полимерных гильз, опорно-направляющих колец) и условий протаскивания рабочего нефтепровода.

Для обеспечения протаскивания в тоннель стального защитного кожуха, а также нефтепровода (в случаях, когда не используется защитный кожух), исключающего их повреждение, проектом должно быть предусмотрено применение монтажных устройств (полимерных гильз, полимерных пластин и других устройств). При протаскивании нефтепровода в защитный кожух также должно быть предусмотрено применение оборудования, предотвращающего его повреждение при протаскивании (полимерных гильз, опорно-направляющих колец).

Проектом должна быть предусмотрена герметизация пространства между защитным кожухом и нефтепроводом по обоим концам тоннельного участка специальными устройствами (эластичными манжетами, сальниковыми герметизирующими устройствами).

В местах установки сальниковых герметизирующих устройств должна быть обеспечена соосность рабочего нефтепровода и защитного кожуха с помощью опорных центрирующих колец.

Пространство между защитным кожухом и обделкой тоннеля по обоим концам тоннеля герметизируется эластичными манжетами.

При необходимости, обоснованной проектом, предусматривается заполнение кольцевого межтрубного пространства инертной средой (азот) и установка по обоим концам стального защитного кожуха сальниковых герметизирующих устройств между нефтепроводом и защитным кожухом.