Neftegazovoe_stroitelstvo_2005

524Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

•монтаж катодных и контрольных электрических выводов от трубопроводов, а также контактных соединений анодных, защитных заземлений и протекторных выводов;

•установку и закладку в сооружаемые фундаменты несущих опорных конструкций для монтажа оборудования.

Работы первой стадии следует вести одновременно с основными строительными работами по технологической части трубопровода.

Во второй стадии необходимо осуществлять работы по установке оборудования, подключение к нему электрических кабелей, проводов и индивидуальное опробование электрических коммуникаций и установленного оборудования.

Работы второй стадии должны быть выполнены, как правило, после окончания основных видов строительных работ и одновременно с работами специализированных организаций, осуществляющих пуск, опробование и наладку средств и установок электрохимической защиты по совмещенному графику.

Пуск, опробование и наладку средств и установок электрохимической защиты проводят с целью проверки работоспособности как отдельных средств и установок ЭХЗ, так и системы электрохимической защиты, ввода ее в действие и установления режима, предусмотренного проектом для обеспечения электрохимической защиты участка подземного трубопровода от внешней коррозии в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

17.13. ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ТРУБОПРОВОДОВ

Послестроительная дефектоскопия. Комплексная проверка качества основного комплекса строительных работ на соответствие их проектным требованиям и требованиям нормативных документов на законченных строительством участках трубопровода в последнее время производится методами послестроительной дефектоскопии.

При выполнении послестроительной дефектоскопии производится проверка:

•внутренней геометрии труб после укладки, балластировки и засыпки трубопровода;

•целостности металла труб на переходах через реки и дороги;

•сплошности противокоррозионного покрытия трубопровода после его засыпки;

•положения трубопровода на крутоизогнутых участках.

Глава17. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов 525

Внутренняя геометрия труб проверяется пропуском внутритрубного калибровочного устройства. Пропуск внутритрубного калибровочного устройства в потоке воды или воздуха, закачиваемых в испытываемые участки наполнительными агрегатами (для выявления вмятин, изгибов, овальностей и других недопустимых отклонений от стандартной геометрии поперечного сечения трубы), осуществляется по технологии пропуска очистного или разделительного устройства как при выполнении операции промывки или продувки.

Проверка целостности металла труб производится акустикоэмиссионным способом. Акустико-эмиссионная диагностика в процессе испытания переходов трубопровода через дороги и водные преграды проводится с применением многоканальной акустико-эмисси- онной системы.

Проверка сплошности изоляционного покрытия проводится методом катодной поляризации.

При проверке положения трубопровода на крутоизогнутых участках (овраги, ручьи, балки) измеряются глубина заложения трубопровода, высота засыпки и обвалования.

Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обнаружения нарушения формы и механических повреждений стенок труб (овальность, вмятины и др.), дефектов коррозионного происхождения, трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксирование фактического пространственного положения трубопровода и его отклонения от проектного. По результатам расшифровки данных самописцев внутритрубной дефектоскопии дается общая оценка исходного (базового) технического состояния трубопровода перед вводом в эксплуатацию.

Конструкция линейной части трубопровода должна обеспечивать возможность проведения внутритрубной дефектоскопии (что закладывается в проект), в том числе иметь:

•камеры запуска и приема внутритрубных устройств;

•постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов и деталей, а также сварочного грата, подкладных колец;

•минимальный радиус изгиба трубопровода не менее пяти его диаметров;

•решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек трубопровода, исключающие попадание внутритрубных устройств в ответвления;

•самостоятельные узлы пуска и приема внутритрубных устройств на участках переходов трубопровода через естественные и ис-

526 Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

кусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода;

• сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение внутритрубных устройств, установленные в узлах пуска, приема и промежуточных пунктах на трубопроводе.

Внутритрубная дефектоскопия трубопровода проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной (подача газа, воздуха) или насосной (подача воды) станции должен быть согласован со скоростью перемещения дефектоскопа. При увеличении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.

По результатам послестроительной дефектоскопии оформляется акт за подписью генподрядчика, субподрядчиков, технадзора заказчика.

Приемка в эксплуатацию. Приемка в эксплуатацию трубопроводов производится после окончания строительства в соответствии с проектом, устранения недоделок, выполнения пусконаладочных работ и начала перекачки продукта по трубопроводу. В акте приемки трубопровода в эксплуатацию определяются сроки доведения производительности трубопровода до уровня, установленного для начального периода.

Если после окончания строительства в течение длительного времени не начинается эксплуатация трубопровода, то производится его консервация. Консервация осуществляется по участкам между закрытыми линейными кранами (задвижками). Консервация заключается в заполнении полости трубопровода сухим газом или другой нейтральной средой, поднятии давления до уровня не ниже 1,2 МПа и выдержки под этим давлением до момента начала эксплуатации объекта. В течение консервационного периода контролируют давление газа в трубопроводе с целью определения его герметичности. В течение консервационного периода непрерывно должна работать система электрохимзащиты.

17.14. РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ*

Существующая система газо- и нефтепродуктопроводов России была построена в основном в 70-е — 80-е годы XX в. и в настоящее время характеризуется высокой степенью износа, поскольку за последние десять лет очень слабо подвергалась ремонту. Во второй половине 1990-х гг. по несколько раз в году происходили аварии нефтепроводов, характеризующиеся экологическими катастрофами местного масштаба. Основная масса газовых магистралей — около

Данный параграф подготовлен с участием инж. А.Ю. Забродина

Глава17. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов 527

150 тыс. км — построена в 1970—1990 гг. 30% газопроводов эксплуатируются более 20 лет, около 15% из них имеют возраст около 30 лет. 40 тыс. км выработали свой расчетный ресурс (33 года). Большая часть нефтепроводов также построена в 1960—1970 гг., и доля нефтепроводов с возрастом свыше 20 лет составила 73%, а свыше 30 лет — 41%.

Основными организациями, эксплуатирующими трубопроводные системы, являются:

•ОАО «Газпром» — магистральные газопроводы, принадлежащие ОАО «Газпром» объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа. Ее протяженность составляет более 150 тыс. км. В нее входят 264 компрессорные станции, а общая мощность газоперекачивающих агрегатов — 43,8 млн КВт. Кроме того, сегодня в группу Газпром входит 161 газораспределительная организация. Они обслуживают 403 тыс. км (75%) распределительных газопроводов страны и обеспечивают поставку 58% потребляемого газа (около 160 млрд куб. м) в 70% населенных пунктов России. Пропускная способность ЕСГ в настоящее время составляет около 600 млрд куб. м;

•ОАО «АК «Транснефть» — магистральные нефтепроводы. Деятельность компании характеризуется следующими показателями: 48,708 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 420 до 1220 мм; 339 нефтеперекачивающих станции; 856 резервуаров емкостью 13,439 млн куб. м; транспорт 93% добываемой в России нефти; грузооборот 853 млрд т • км;

•ОАО «АК «Транснефтепродукт» — магистральные нефтепродуктопроводы общей протяженностью 18 923 км; перекачивающих насосных станций— 95 шт.; пунктов налива— 65 шт., из них 10 шт. — на железнодорожный транспорт, 55 шт. — на автомобильный транспорт. Объем транспорта нефтепродуктов порядка 30 млн т.

Особую важность представляют надежность и безопасность функционирования трубопроводных систем, что должно обеспечиваться постоянной их диагностикой и своевременным ремонтом.

В ОАО «Газпром» принята Программа ремонта и реконструкции газотранспортной системы, которая по масштабам сложности и ответственности сравнима с программами создания самой системы магистральных газопроводов. Так, на магистральных газопроводах на первый план вышла необходимость переизоляции участков газопроводов с освидетельствованием и ремонтом самих труб и сварных соединений. В соответствии с программой планируется выполнить пе-

528 Часть ГУ. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

реизоляцию 23 720 км газопроводов, причем в 2004 г. предусматривается ремонт 1800 км, а в дальнейшем постепенное наращивание объемов замены изоляции до 4000 км в год.

Компания «Транснефть» добилась значительного повышения надежности работы нефтепроводов за счет ремонта на основе внутритрубной диагностики, которой охвачено 43 тыс. км нефтепроводов, причем 23 тыс. км повторно, дефектоскопией магнитными снарядами для определения дефектов в кольцевых сварных швах охвачено 32 тыс. км, 6 тыс. км повторно. В рамках принятой программы планируется провести капитальный ремонт и реконструкцию на 4 тыс. объектах, диагностическое обследование 27,7 тыс. км нефтепроводов (на 3 тыс. км больше, чем в 2003 г.) и 239 резервуаров, привести в полное соответствие нормам 204 нитки подводных переходов.

По магистральным нефтепродуктопроводам в 2003 г. проведено диагностическое обследование 4131 км линейной части и 1 млн 69 тыс. куб. м резервуарных емкостей (178 резервуаров). Для сравнения: в 2002 г. — 3441 км линейной части и 815,0 тыс. куб. м резервуарных емкостей (169 резервуаров).

Как уже было сказано выше, анализ современного технического состояния магистральных трубопроводов показывает изношенность основных фондов линейной части, резервуарных парков, оборудования насосных и компрессорных станций. В этих условиях поддержание и восстановление их работоспособности стало самой важной задачей трубопроводного транспорта. Надежность и безопасность эксплуатации трубопроводов находится в прямой зависимости от организации диагностики и эффективного ремонта трубопроводов.

Под эффективным ремонтом трубопроводных систем следует понимать своевременность выполнения выборочного и капитального ремонта по результатам оценки технического состояния средствами диагностики с использованием современных интеллектуальных технологий и средств механизации с полным восстановлением проектных показателей прочности, работоспособности, способности выполнения технологических функций.

Следует отметить, что большое количество магистральных трубопроводов и их участков нуждается в капитальном ремонте для повышения их надежности и безопасности. К ним относятся переходы через автомобильные и железные дороги, пересечения трубопроводов с другими коммуникациями, участки, потерявшие продольную устойчивость (всплывшие, оголенные и пр.), трубопроводы с нарушениями охранных зон, с негерметичной запорной арматурой, подводные переходы с неудовлетворительным техническим состоянием, склоно-

Глава17, Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов 529

вые, карстовые, оползневые участки. Большое значение для безопасности трубопроводов и окружающей среды имеет их вынос из зон развивающихся жилых застроек.

Многочисленными обследованиями технического состояния трубопроводов, проводившимися в разные периоды времени с использованием различных технических средств, установлено, что старение изоляционного покрытия, возникновение и накопление дефектов в стенках труб зависит от почвенно-климатических условий прокладки трубопроводов, качества выполнения строительно-монтажных работ и исходных материалов, условий эксплуатационной загруженности участка трубопроводов и других факторов.

До появления внутритрубной диагностики применявшиеся традиционные методы обследования и оценки состояния трубопроводов (контрольные шурфовки, измерение потенциалов электрохимзащиты, учет аварий и их последствий) позволяли получить лишь ориентировочную оценку их технического состояния, в связи с чем принятие решений по выбору участков для капитального ремонта было затруднительно.

Статистическая обработка результатов диагностических обследований магистральных трубопроводов показала, что количество труб с дефектами не превышает 40% от общего количества труб; из них количество труб с опасными дефектами не превышает 0,7% от общего количества труб. Поэтому до внедрения внутритрубной диагностики, в условиях недостаточности информации в процессе капитального ремонта по технологии сплошной замены участков трубопровода осуществлялась замена как дефектосодержащих труб, так и труб, вполне пригодных к дальнейшей эксплуатации. Это вызвало неоправданные перерасходы средств на ремонт.

Использование диагностической информации обеспечивает возможность дифференцированного подхода к проведению ремонта, заключающегося в рациональном сочетании капитального (со сплошной заменой труб и изоляции) и выборочного ремонтов. Получение в результате диагностики достоверной информации по дефектным участкам позволяет при тех же затратах на капитальный ремонт увеличить протяженность отремонтированных трубопроводов.

Рассмотрим основные виды дефектов, являющихся причинами необходимости в ремонте трубопроводов. Общее распределение дефектов по типам приведено на рис. 17.14.1. Наибольшее количество дефектов связано с механическими повреждениями труб, в том числе образование трещин на поверхности, в теле труб, в сварных соединениях, а также коррозионными процессами, включая коррозию под напряжением.

534 Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

ные. Каждая из этих муфт предназначена для ремонта дефектов определенноготипа и определеннойдлины. С помощью наборатаких муфт могут быть отремонтированы такие дефекты, как коррозия, царапины, расслоения, дефекты сварных швов, вмятины.

По способу установки на трубу конструкции муфт можно разделить на 2 основных типа — приварные и неприварные. В свою очередь и те и другие муфты подразделяются на обжимные и необжимные. Неприварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не герметизирует его. Приварные муфты привариваются к трубе герметизирующими кольцевыми швами.

Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт имеют серьезные недостатки:

•необходимость применения сварки на теле трубопровода, заполненного продуктом (для приварных муфт) ;

•отсутствие универсальности конструкции для дефектов любых типов;

•невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных швах;

•проблема ремонта труб с овальностью (даже величиной до 1% от диаметра трубы);

•возможность возникновения коррозионныхпроцессов в пространстве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает необходимость заполнения этого пространства антикоррозионными жидкостями.

Особой разновидностью ремонта с помощью полноохватывающих муфт является композитно-муфтовая технология (КМТ), которая с середины 80-х годов успешно применяется по всему миру при ремонте трубопроводов различного назначения: для перекачки газа, нефти, нефтепродуктов, химических продуктов.

Композитно-муфтовая технология относится к постоянным методам ремонта. КМТ является наиболее универсальным методом ремонта и позволяет ремонтировать практически все типы дефектов в широком диапазоне изменения их геометрических параметров для магистральных трубопроводов диаметром до 1420 мм: %

•трещины в основном материале и сварных швах — длиной до радиуса трубы и глубиной до 70% от толщины стенки трубы;

•дефекты в продольных, спиральных и кольцевых сварных швах;

•потери металла коррозионного и механического происхождения любой протяженности и глубиной до 90% от толщины стенки;

•расслоения (в том числе с выходом на поверхность и расслоения, примыкающие к сварным швам);

Глава17.Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов53

•вмятины и гофры;

•комбинации из вышеперечисленных дефектов (например вмятины с риской, с трещиной, коррозия на сварном шве и т. д.);

•сквозные дефекты потери металла в виде течи (в аварийных случаях).

Технология ремонта позволяет проводить ремонт трубопроводов без выводов их из эксплуатации. Она основана на использовании стальных муфт, в которых кольцевой зазор между муфтой и трубой заполняется композитным составом. Достоинства технологии:

•полное восстановление прочности и долговечности до уровня бездефектной трубы;

•методология оценки опасности дефекта с целью расчета ремонтной конструкции доведена до инженерных стандартов;

•срок службы отремонтированного участка трубы не менее 30 лет;

•ремонт дефектов широкого диапазона;

•не требует остановки перекачки продукта;

•экологически безопасный метод ремонта.

При наличии большого количества дефектов на трубах производят их сплошную замену полномерными трубами. При этом ремонтируемый участок трубопровода прокладывается параллельно действующему либо по старой оси (после ремонта дефектного участка).

Основные технологические схемы ремонта трубопроводов с заменой изоляции включают в себя следующие:

•в траншее без подъема трубопровода с подкопом и поддержкой ремонтируемого участка;

•в траншее с подъемом ремонтируемого участка трубопровода трубоукладчиками на высоту, позволяющую пропустить по поднятому участку очистные и изоляционные машины без подкопа под трубопроводом;

•на бровке (берме) траншеи с подъемом его на высоту, необходимую для пропуска очистной машины, машины подготовки изолируемой поверхности и изоляционной машины с раздельным или совмещенным способом укладки переизолированного трубопровода в траншею.

Проблема ремонта трубопроводов возникла вскоре после ввода в эксплуатацию первого трубопровода. С тех пор изменяется только объем ремонтных работ.

У истоков разработки техники и технологии капитального ремонта стоял Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). Проблемными вопросами при капитальном ремонте являются вскрытие трубопровода, удаление старой изоляции и нанесение новой. Вскры-

536 Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

тие трубопровода с применением обычного ковшового экскаватора и засыпка с помощью бульдозера надолго выводили зону проведения капитального ремонта из сельскохозяйственного оборота. Кроме того, использование этой техники сопровождалось опасностью нанесения механических повреждений трубопроводу.

Получила развитие технология выборочного капитального ремонта методом вырезки: разработана и с успехом применяется уникальная отечественная технология вырезки дефектных участков труб с помощью кумулятивных зарядов, использующих энергию взрывов; для нефтепроводов разработана новая передвижная насосная установка для откачки нефти в больших объемах; освоена эффективная технология освобождения трубопровода от нефти и очистки отложений

сприменением гелевой пробки.

Вкомпании «Транснефть» успешно применяется единственная в мире отечественная технология капитального ремонта действующих магистральных нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия без остановки перекачки, что позволяет не снижать их производительности. Ремонт выполняется с подъемом трубопроводов диаметром до 700 мм в траншее, а также без подъема в траншее (методом подкопа) нефтепроводов диаметром 800—1220 мм. ОАО «Газпром» принял решение заимствовать технологии «Транснефти» по переизоляции трубопроводов специальными комплексами.

Впоследнее десятилетие при ремонте успешно применяется высоконадежное покрытие «Пластобит», обеспечивающее защиту трубопроводов более 35 лет. Однако ограничением применимости данного покрытия является его использование для труб диаметром не более 820 мм в силу относительно высокой текучести и малой ударной прочности этого материала.

Для изоляции труб любого диаметра (в том числе 1020,1220 мм) разработаны мастичные покрытия типа «Асмол», свойства которых позволяют наносить их на трубы методом экструдирования.

Разработана новая изоляционная лента типа ЛИАМ (лента изоляционная асмольная модифицированная) с увеличенной (до 1,5 мм) толщиной подклеивающего слоя, что обеспечивает надежную изоляцию труб при выборочном ремонте нефтепроводов.

Разработаны и освоены современные унифицированные изоляционные машины по нанесению покрытий этого типа для всех типоразмеров магистральных нефтепроводов.

Приведем примеры технологических комплексов.

1. По мнению специалистов, передовой технологией является: технологическая схема ремонтов с сохранением пространственного по-

Глава17. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов 537

ложения трубопровода. В этом случае трубопровод будет находиться и ремонтироваться в том положении, в котором находился после сооружения.

Технология предусматривает вскрытие нижней образующей с помощью одноковшового или вскрышных экскаваторов на 65 см ниже трубопровода, затем подкопочной машиной убирается грунт под трубой и насаживается очистная машина для предварительной очистки от старой изоляции. При этом необязательно применять трубоукладчики и самоходные опоры, которые выпускают в настоящее время специализированные предприятия. Особенности очистной машины: принудительное прижатие резцов к поверхности трубы, которая позволяет очищать изоляцию за один проход, что минимизирует механические повреждения. Следующий этап: окончательная очистка поверхности трубы и нанесения новой изоляции. Изоляционная машина позволяет наносить методом экструзии полимерные и битумные материалы, различные мастики любой толщины. После нанесения изоляции работают грунтоподбивочные машины. Весь этот комплекс позволяет достичь производительности до 1 км в смену.

2. Ремонт нефтепроводов без подъема трубопровода и остановки перекачки нефти обеспечивает огромный экономический выигрыш. При подъеме трубопровода не гарантируется сохранение целостности труб и сварных стыков, что не позволяет говорить о последующей безопасности эксплуатации трубопровода.

Предприятие «Приднестровские магистральные нефтепроводы» совместно с АК «Транснефть» реализовали идею создания новой технологии в серии специальных машин безопасного ремонта магистральных трубопроводов. При этом ставилась задача снизить себестоимость и увеличить производительность ремонта трубопроводов без подъема и поддержки.

На машиностроительных заводах ВПК Украины был изготовлен комплекс землеройной техники для капитального ремонта магистральных трубопроводов (рис. 17.14.3).

Новая технология концептуально отличается от известных, гарантируя сохранность трубопровода при ремонте. Темп выполнения работ возрастает в 5—7 раз, объем земляных работ уменьшается на 35—45%. Гарантию сохранности трубопровода обеспечивает применение на землеройных машинах систем автоматического контроля и управления рабочим процессом непрерывного действия.

Новая технология позволяет производить ремонт без трубоукладчиков при длине вскрытого участка в пределах 20—24 м в зависимости от диаметра трубопровода. При этом напряжения в стенках участков

538 Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

трубопровода с размещенными на ней очистной и изоляционной машинами не превосходили допустимых.

Рис. 17.14.3. Комплекс землеройных машин для капитального ремонта магистральных трубопроводов

Землеройный комплекс включает в себя 4 землеройные машины для послойной разработки грунта (МПРГ-1), для вскрытия трубопроводов (МВТ), подкапывающая машина (МПР) и машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод (МП).

Комплекс предназначен для ремонта газо- и нефтепроводов диаметром 530—1220 мм. Эксплуатационная производительность колонны, оснащенной такой техникой, в несколько раз превышает производительность работ традиционным способом. Например, при ремонте трубопровода диаметром 720 мм значение показателя производительно-

Глава 17. Технологияиортнизациястроительствамагистральныхтрубопроводов 539

сти составляет 80— 100 пог. м в час, в зависимости от категории разрабатываемого грунта.

Первой движется машина для послойной разработки грунта МПРГ-1. Автоматика обеспечивает следование машины по оси трубопровода, а также контролирует величину заглубления рабочего органа и расстояние его до трубопровода, полностью исключая возможность повреждения.

Двигаясь вдоль оси трубопровода, машина снимает верхний плодородный слой грунта и складирует его в отдельный бруствер в стороне от отработанной выемки; при этом ширина полосы отвода существенно уменьшается.

Производительность машины в несколько раз превышает производительность бульдозера, который тоже можно использовать для выполнения работ по снятию верхнего слоя грунта. Однако здесь есть существенное различие: при копании грунта машина МПРГ-1 движется, не пересекая нитку трубопровода, а бульдозер работает челночным методом поперек трубопровода.

За машиной МПРГ-1 следует машина МВТ для вскрытия трубопровода сверху и по бокам. При работе МВТ с трубопроводами большого диаметра объем вынимаемого грунта уменьшается в 2 раза по сравнению с традиционными методами вскрытия трубопроводов одноковшовыми экскаваторами.

Вслед за машиной для вскрытия трубопроводов с помощью специального ходового механизма по трубе перемещается самоходная роторная подкапывающая машина МПР. Грунт под трубой разрабатывается приводными полуфрезами и перемещается в предварительно подготовленные углубления. Конструкция машины исключает задевание тела трубы зубьями вращающихся фрез. Машина МПР исключительно проста и надежна в работе, способна функционировать в переувлаженных грунтах.

После окончательного вскрытия трубопровода машиной МПР за ней следуют очистная и изоляционная машины, которые обеспечивают снятие старой изоляции с трубы и последующее нанесение на нее нового изоляционного покрытия. Следует отметить, что параметры выемки, разработанной вокруг трубы, позволяют использовать отечественные и зарубежные машины для очистки и изоляции трубопровода. Период очистки и нанесения нового изоляционного покрытия должен соответствовать темпу подсыпки и подбивки трубопровода.

Специальная подбивочная машина МП производит засыпку грунта подтело трубы и его необходимое уплотнение, исключающее наличие пустот и осадку трубопровода в процессе эксплуатации. Автоматика

540 Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

данной машины обеспечивает точное позиционирование механизма уплотнения грунта относительно оси трубопровода. В процессе работы также автоматически задается шаг и усилие уплотнения грунта под трубой.

На основе трехлетнего опыта эксплуатации машин была выполнена их модернизация. Новые машины обеспечивают требуемую надежность, увеличен срок их эксплуатации, расширены технологические возможности, улучшены эксплуатационные и эргономические качества комплекса.

17.15. ТЕХНОЛОГИИ И ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ЗА РУБЕЖОМ

Организационно-технологические схемы строительства. Методы организации строительства во всех зарубежных странах примерно одинаковы. Строительство ведется по хорошо отработанной типовой схеме, рекомендованной Международной ассоциацией трубопроводостроительных фирм. Сооружение магистрального трубопровода ведется поточным методом крупными комплексными подразделениями, каждое из которых имеет единое оперативное подчинение, несмотря на то, что в подразделении могут быть бригады из субподрядных фирм.

При осуществлении строительства магистрального трубопровода за рубежом большое значение придается правильной и четкой организации управления проектно-строительными работами на основе методологии управления проектами (см. часть V).

В зарубежной практике подготовительные работы, как правило, выполняются на 1—1,5 года раньше основных, что создает условия для беспрерывного производства основных работ. В каждом строительном потоке постоянно имеется 20—25-процентный запас основных машин. Гнутье труб выполняется на трассе с помощью передвижных трубогибочных машин, после рытья траншеи, что обеспечивает полную вписываемость в нее трубопровода, позволяет уменьшить уровень напряженного состояния трубопровода в период его эксплуатации.

Технические средства и способы прокладки трубопроводов в различных странах примерно одинаковы. Некоторая разница в применяемой технике и методах строительства объясняется характерным для каждой страны климатом, геологической структурой и действующими техническими нормами.

Как правило, общий технологический процесс сооружения линейной части магистрального трубопровода, как и в России, делится на

Глава17.Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов 541

технологические операции, выполняемые в определенной последовательности:

•разбивка трассы, установка вех, пикетов, в случае необходимости ограждение строительной полосы;

•расчистка строительной полосы от леса и кустарника, обработка вырубленной растительности;

•планировка строительной полосы и строительство вдольтрассового проезда, снятие плодородного слоя земли;

•осушение монтажной полосы и полосы рытья траншеи (при необходимости);

•развозка труб или трубных секций и раскладка их по трассе;

•рытье траншеи заданной глубины, при необходимости, подсыпка мягкого грунта на дно;

•измерение профиля траншеи и гнутье труб «по месту»;

•монтаж трубопровода — центровка труб или трубных секций и сварка кольцевого стыка;

•контроль качества сварных соединений;

•изоляция трубопровода или мест стыковых соединений (при применении изолированных на заводе труб), контроль качества изоляционного покрытия;

•укладка трубопровода в траншею, при необходимости, совмещенная с ремонтом поврежденных мест в изоляционном покрытии;

•засыпка трубопровода, при необходимости, присыпка мягким грунтом, уплотнение грунта;

•соединение в траншее длинных плетей трубопровода (ликвидация захлестав) и врезка запорной арматуры;

•очистка полости и испытание трубопровода;

•возвращение на место плодородного слоя почв (рекультивация), окончательная зачистка трассы.

Параллельно с выполнением этих основных работ выполняют работы по сварке труб в секции в базовых условиях; нанесению изоляционного покрытия на базе, сооружению переходов дорог, переходов рек, строительству систем катодной защиты, связи и т. д.

Прокладка надземного трубопровода включает в себя следующие технологические операции:

•бурение скважин под вертикальные свайные опоры;

•установка свай;

•раскладка труб по трассе;

•монтаж и сварка труб в нитку;

•установка ригелей опор;

542Часть TV. Технология и организация строительства нефтегазовых объектов

•установка и регулировка опорных конструкций;

•подъем трубопровода и укладка на опорах;

•монтаж теплоизоляции трубопровода;

•очистка полости и испытание трубопровода;

•соединение плетей (замыкание).

По прогнозам специалистов, такая последовательность операций

восновном сохранится и в ближайшем будущем. При этом можно применять обычное оборудование (например, трубоукладчики), но

вбольшем количестве.

Исключением являются землеройные машины: понадобятся более мощные и производительные роторные и одноковшовые экскаваторы.

Предполагают, что сварка труб в секции на базах будет нецелесообразна при применении длинных труб (18—24 м) из-за усложнения транспортных работ при перевозке, погрузке и разгрузке тяжелых секций. При применении труб большого диаметра повышаются экономичность и техническая целесообразность использования автоматической сварки.

При использовании труб диаметром 1020 мм и более нанесение изоляционного покрытия на заводах или базах становится обязательным, так как возрастают трудности трассового нанесения высококачественного изоляционного покрытия.

При увеличении диаметра труб возможно придется усложнить их засыпку в траншее: сначала засыпать только нижнюю половину трубы, утрамбовать засыпку и потом досыпать верхнюю часть. Это необходимо, чтобы не изменилось сечение трубы под давлением насыпанного грунта.

Увеличение длины труб (18—24 м) позволяет отказаться от традиционных трубосварочных баз и сократить число сварных швов в трассовых условиях.

Для антикоррозионной защиты стыков широко применяются термоусаживающиеся манжеты, изготовленные из полимерных материалов.

В странах ЕС практически все трубы поставляются с заводской изоляцией.

Все большее распространение за рубежом (Швейцария, Италия, Финляндия) получает прокладка трубопроводов (особенно газопроводов) в тоннелях при пересечении горных хребтов и других естественных препятствий (особенно в скальных грунтах).

Земляные работы. Параметры земляных сооружений, применяемых при строительстве магистральных трубопроводов (ширина, глубина и откосы траншеи, сечение насыпи и крутизна ее откосов и др.), устанавливают в зависимости от диаметра прокладываемого трубо-

Глава 17. Технологияиорганизациястроительствамагистральныхтрубопроводов 543

провода, способа его закрепления, рельефа местности, грунтовых условий и определяют проектом. Размеры траншеи (глубина, ширина по дну, откосы) устанавливают в зависимости от назначения и диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий.

ВСША нефтепроводы полагается прокладывать ниже уровня плодородных почв, минимальная глубина заложения в мягких грунтах должна составлять 76 см, а в скальных — 45,7 см. При пересечении дорог глубина заложения по отношению к дренажным кюветам должна быть не менее 91,5 см.

ВФРГ высота засыпки трубопроводов, уложенных в местах, где возможно действие нагрузок от движения транспорта, железных дорог и взлетно-посадочных полос, должна составлять минимум 1 м. Во всех других местах трубопровод должен быть засыпан слоем грунта высотой 0,8—1 м, на небольших участках — 0,6—2 м.

Во Франции минимальная высота засыпки трубопровода — 0,8 м. Если эта высота уменьшена, то подрядчик должен обеспечить трубопроводу дополнительную защиту в виде кожухов, патронов, полускорлуп, бетонных плит и т. д. Если трубопровод забалластирован, то глубина его заложения исчисляется от верхней образующей балластного устройства. В том месте, где на дне траншеи сделано соединение плетей трубопровода (ликвидация захлеста), отрывается приямок длиной 1,5 м, шириной 1 м сверх обычной ширины траншеи, глубиной не менее 0,6 м.

Выбору глубины траншеи за рубежом придается гораздо большее значение, чем в России, так как там во много раз больше объем трубогибочных работ, трубопровод приспосабливается к профилю вырытой траншеи. Траншея, как правило, имеет стабильную глубину, практически не зависящую от рельефа местности. Это позволяет избежать планировки микрорельефа (срезки грунтов) и, следовательно, эрозии грунтов.

Иногда трубопровод может быть проложен на больших глубинах. Так, в Канаде глубина заложения трубопровода «Эдмонтон—Саска- чеван» составляла 1 м, Трансканадского газопровода — 1,2 м, газопровода диаметром 1321 мм в Кувейте — 1,2—1,5 м, трубопровода «Эль Пасо—Аризона» (США) — 1,5 м.

Согласно Американскому стандарту ASME B31.4, заглубление нефтепровода до верха трубы близко требованиям СНиП 2.05.06-85* и Канадского национального стандарта CAN3-2183-M86.

Чтобы обеспечить темп рытья траншей, равный темпу сварочных и изоляционных работ, зарубежные землеройные бригады оснащены