Капитальный ремонт подводных переходов

Существующие в системе «АК «Транснефть» ППМН через крупные и средние реки выполнены в подводном варианте. Проектирование и строительство их осуществлялись в 50-70 гг. согласно СНиП П-Д.10-62, СНиП П-45-75 и других строительных норм и правил, действующих в то время. В настоящее время в эксплуатации находятся ПП, построенные 40-50 лет назад, например, через р. Ишим нефтепроводов ТОН-I, II, 1955 г. постройки, через р. Сургут нефтепровода «Ромашкино-Куйбышев» диаметром 529 мм, постройки 1954 г. и другие. Некоторые из них не ремонтировались ни разу со времени строительства. В то же время в практике эксплуатации ПП имеются случаи, когда подводный переход через 2-3 года работы требовал капитального ремонта, например, переходы через р. Вятка нефтепроводов «Холмогоры-Клин», «Сургут-Полоцк». Анализ повреждений таких переходов показывает, что их аварийное состояние вызвано в основном некачественным выполнением строительных работ (укладка труб выше проектных отметок, отсутствие засыпки подводных и береговых траншей, невыполнение работ по креплению берегов и др.) или недостатками проекта (отсутствие пригрузки, заглубление их без учета деформаций русла и т.д.).

При капитальном ремонте подводного перехода производится частичная или полная замена трубопровода, изоляции, арматуры, берегоукреплений и т.д.

Выбор схемы и метода капитального ремонта зависит от технического состояния ПП, количества ниток, характеристики водной преграды, природно-климатических условий в районе перехода.

Схема 14.14

Каждый из перечисленных методов ремонта подводных трубопроводов имеет свои преимущества.

В последние годы при ремонте, замене и строительстве подводных переходов Компания активно применяют передовые технологии. Методами, используемыми при ремонте подводных переходов, являются:

• метод наклонно-направленного бурения;

• технология ремонта «труба в трубе»;

• метод микротоннелирования;

• метод выборочного устранения дефектов в русловой части на больших глубинах с применением герметизирующих камер.

Ремонт подводного перехода прокладкой нового трубопровода взамен существующего (или в другом створе) в подводной траншее выполняется по технологической схеме строительства перехода.

Прокладка подводных трубопроводов осуществляется протаскиванием по дну водоема или методом погружения с поверхности водоема.

Недостатки метода:

• требуются дополнительные операции по установке и отстроповке понтонов;

• увеличение материальных и трудовых затрат при работе с понтонами.

Метод «труба в трубе» предусматривает расположение внутри существующего трубопровода нового трубопровода меньшего диаметра. При этом значительно повышается надежность нефтепровода, сокращается время строительства и уменьшается влияние на окружающую среду по сравнению с традиционной переукладкой. Важнейшим условием выполнения этой задачи является беспрепятственное протаскивание трубопровода меньшего диаметра в кожухе большего диаметра и сохранение целостности изоляционного покрытия трубопровода. Применение метода «труба в трубе» позволяет завершить протаскивание новой трубы в короткие сроки и значительно сократить строительно-монтажные работы по ремонту ПП. Преимуществом метода является минимальные объемы строительно-монтажных работ.

Недостатки метода «труба в трубе»:

• снижается пропускная способность;

• применение метода невозможно при наличии кривых вставок, эллипсности сечения, вмятин, гофр;

• диаметр защитного кожуха должен быть больше диаметра рабочего трубопровода не менее чем на 150-200 мм.

Одним из прогрессивных методов строительства переходов магистральных трубопроводов через различные водные преграды – наклонно-направленное бурение (ННБ). При применении этого метода не требуется проводить берегоукрепительные работы, ликвидировать разливы и оголения трубопровода, а значительная глубина его залегания, увеличенная толщиной стенки, и использование качественных изоляционных материалов обеспечивают высокую эксплуатационную надежность сооруженных подводных переходов.

Схема 14.15

Однако, наряду с преимуществами, метод наклонного бурения имеет ряд недостатков, главные из которых следующие:

• ремонтонепригодность;

• необходимость глубокого (10-40 м от дна) геотехнического бурения и гидрогеологические изыскания;

• отсутствие надежных решений при проходе наклонным бурением галечниковых, валунных, илистых и карстовых грунтов;

• повышенные требования к устойчивости береговых откосов;

• возможность загрязнения водотока буровым раствором.

Схема 14.16

Широкое распространение получил метод выборочного устранения дефектов в русловой части на больших глубинах (до 25 м) с применением герметизирующих камер. Применение этого метода позволяет исключить переукладку ниток подводных переходов, а значит значительно экономить время и материальные ресурсы.

Применение бестраншейных технологий в отечественной практике

Реконструкция резервной нитки нефтепровода Сургут-Полоцк на переходе через р.Волга (2050 км)

Проект реконструкции по заданию ОАО «АК «Транснефть»разработан в 2001 г. Проектным институтом ЗАО «ПИРС» (г.Омск); генеральный подрядчик – ООО «Волго-Вятская Строительная компания (г.Нижний Новгород), подрядчики – ОАО «Мосгазпроводстрой» (г.Москва) и ПЛС «Пайплайн Сервисез Лтд» (г.Самара) – установка горизонтально-направленного бурения (ГНБ).

Проектом была предусмотрена прокладка нового трубопровода Д 720 мм через старый трубопровод диаметром 1020 мм.

Общая протяженность подземного перехода 3715 м, диаметр 1020х14 мм, Р_раб = 55 атм; нефтепровод был забалластирован кольцевыми чугунными грузами на переходе через р.Волга (149 шт.); то же на переходе р.Кузьма (95 шт.) и кольцевыми железобетонными грузами (70 шт.) на переходе через озеро. Минимальный радиус упругого изгиба на переходе р.Волга- 1000 м.

Технические решения по реконструкции:

• прокладка нового трубопровода диаметром  720х16 мм в существующем трубопроводе протяженностью 1492 м под р.Волга.

• прокладка открытым способом трубопровода  720 мм на остальных участках с демонтажом старого трубопровода.

Опорожнение старого трубопровода производилось пропуском ОУ под давлением воды, затем пропуск ОУ под давлением воздуха для удаления воды.

Технология работ: сварка плетей длиной по 150 м, изоляция и испытание плетей гидравлическим способом, оснащение опорными кольцами плетей, протаскивание плетей по мере наращивания.

Проектом первоначально были предусмотрены опорно-направляющие кольца NMV 65 немецкой компании DSI, расстановка колец на трубопроводе с шагом 1,5 м, нормативная нагрузка на одно кольцо – 300 кгс, максимальный коэффициент трения – 0,3.

Для протаскивания использовалась установка ГНБ, старый трубопровод предварительно заполнялся инертной жидкостью (H₂O + гашеная известь) для уменьшения веса протаскиваемого трубопровода. Расчетные тяговые усилия составили 15-85 тс. Скорость протаскивания 1,5-2,0 м/мин.

Перед протаскиванием плетей выполнялась пробная проходка калибра; в качестве калибра использовалась трехтрубная секция  720х16 мм, оснащенная опорными кольцами.

Испытание опорно-направляющих колец

Немецкая компания DSI отказалась дать гарантии на то, что их опоры не разрушатся. После этого ПИРС обратился в ОАО «ВНИИСТ» - по применению опор конструкции ОАО «ВНИИСТ».

Так как эти опоры ранее применялись только для коротких переходов (через дороги), были проведены испытания на специальном изготовленном стенде с целью определения:

• конструкции подмотки под опорными кольцами (поясами);

• усилия затяжки поясов (для исключения сдвигов);

• степени износа «подушек»;

• коэффициента трения.

Имитировалось перемещение на расстоянии 2000 м, нагрузка на одно кольцо 1000, 1500 и 3000 кгс, скорость перемещения 0,37-0,46 м/сек. Износ опорных вставок («подушек») составил 5-15 мм, коэффициент трения – 0,32.

Акт испытаний был представлен в Госгортехнадзор России и было получено согласование на применение указанных колец на переходе р.Волга.

Протаскивание

На монтажной площадке кольца были установлены с шагом 2 м, в головной части – сдвоенные кольца (технологические); усилие затяжки – 2,0-2,5 кгс. К плети был присоединен на шарнире оголовник на металлических «салазках».

При протаскивании калибра наибольшее тяговое усилие возникало при прохождении кривого участка кожуха на левом берегу – 54 тс., затем оно было постоянное – 32 тс до выхода из кожуха, у выхода снова имел место рост усилия.

Степень износа колец в головной части дюкера превысила расчетные значения, что указывает на то, что действительные нагрузки на кольца превышали расчетные – при прохождении упругоизогнутого участка кожуха.

Для ввода плети в кожух был установлен направляющий желоб высотой 1/3 D кожуха; плеть поддерживали 6 трубоукладчиков, расставленных через каждые 20 м.

Строительство перехода методом микротоннелирования на участке БТС «Ярославль-Кириши»

Целью данного проекта являлось обеспечение ремонтоспособности закрытого участка нефтепровода.

Для выполнения этой задачи микротоннелепроходческим комплексом RVS-300 «Zoltay» по проектному предложению ООО «Альянс-К» и решению ОАО «Гипротрубопровод» из двух стволов с выходом на поверхности был проложен защитный стальной кожух 1220х12 мм общей протяженностью 390 метров (рисунки 4.21 и 4.22).

Геологический разрез трассы закрытой прокладки представлял собой различные группы грунта: суглинки мягко-тугопластичной консистенции; суглинки илистые, местами текучие; супеси пластичной и текучей консистенции; глины тугопластичные; песок мелкий и средний; торф хорошо разложившийся – большей частью водонасыщенные.

В ходе работы микрощитом, оснащенным ротором со специальным породоразрушающим инструментом, в подрусловой части перехода были встречены и разработаны 9 валунов диаметром не менее 0,3-1,0 м. Средняя скорость проходки составила 9,3 м/сутки. Разработка комплексом RVS-300 велась с применением гидротранспорта круглосуточно, в том числе при низких значениях температуры воздуха до -30⁰С.

Из подготовленных шахтных стволов на берегах реки прокладка стального кожуха проведена в три этапа с выходом на поверхности при максимальной глубине 11,5 м по заданным вертикальным углам поворотов в две траншеи линейной части.