/
Автор: Быков Л.И. Мустафин Ф.М. Васильев Г.Г. Гумеров А.Г.
Теги: рудничный (шахтный) транспорт доставка по лаве, откатки по штрекам, подъем по стволам транспорт по поверхности трубопроводный транспорт трубопроводы нефтегазовая промышленность учебное пособие для вузов промышленное оборудование
ISBN: 5-247-03884-3
Год: 2004
Текст
ПРОМЫСЛОВЫЕ
ТРУБОПРОВОДЫ
И
ОБОРУДОВАНИЕ
Допущено
Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации
по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия
для студентов высших учебных заведений
по направлению “Нефтегазовое дело"
Москва «НЕДРА» 2004
УДК 622.692
ББК 39.71
П81
Авторы:
Ф. М. МУСТАФИН, Л. И. БЫКОВ, А. Г. ГУМЕРОВ, Г. Г. ВАСИЛЬЕВ,
А. Д. ПРОХОРОВ, |О. П. КВЯТКОВСКИЙ|, И. Ш. ГАМБУРГ,
Ю. И. СПЕКТОР, Ф. М. МУСТАФИН
Рецензенты:
А. Р. Хафизов, д-р техн, наук,
профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» УГНТУ
А. Б. Соловьев, зам. директора ООО «СМУ-4»
А. И. Дьячук, канд. техн, наук, главный специалист ГУП «ИПТЭР»
по промысловым проблемам Заслуженный нефтяник РБ
Учебное пособие выпущено при содействии ОАО «Стройтрансгаз» и ООО «СМУ-4»
Промысловые трубопроводы и оборудование: Учеб, пособие
П81 для вузов / Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков, А. Г. Гумеров и др.—
М.: ОАО «Издательство „Недра"», 2004.— 662 с.: ил.
ISBN 5-247-03884-3
Приведены основные положения по проектированию, строительству
и эксплуатации промысловых трубопроводов, расчеты на прочность и устой-
чивость в соответствии с действующими нормативными документами. Рас-
смотрены вопросы сбора и подготовки нефти к дальнейшей транспортировке,
а также даны расчеты на прочность оборудования, сосудов и аппаратов
газонефтепроводов и газонефтехранилищ.
Для подготовки бакалавров и магистров по направлению 553600 «Нефте-
газовое дело», а также для подготовки дипломированных специалистов по спе-
циальности 090700 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонеф-
тепроводов и газонефтехранилищ» направления 650700 «Нефтегазовое дело».
УДК 622.692
ББК 39.71
ISBN 5-247-03884-3 © Коллектив авторов, 2004
© Оформление. ОАО «Издательство „Недра"», 2004
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие................................................ И
Глава 1
ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ................................... 12
1.1. Классификация промысловых трубопроводов............... 12
Состав промысловых трубопроводов........................ 20
1.2. Материалы для строительства промысловых трубопроводов. 23
1.2.1.Общие положения входного контроля материалов для стро-
ительства промысловых трубопроводов ............... 23
Нормы выборочное™ входного контроля................ 24
1.2.2.Трубы для промысловых трубопроводов............... 25
1.2.2.1. Стальные трубы для трубопроводов.......... 28
Бесшовные трубы.............................. 29
Электросварные трубы......................... 30
Многослойные трубы........................... 31
Импортные трубы.............................. 31
Основные тенденции производства нефтегазопроводных
и коррозионностойких стальных труб........... 38
1.2.2.2. Алюминиевые трубы......................... 51
1.2.2.3. Чугунные трубы ........................... 53
1.2.2.4. Неметаллические трубы..................... 57
Пластмассовые трубы.......................... 57
Стеклопластиковые трубы...................... 77
Железобетонные трубы......................... 79
Стеклопластикобетонные трубы................. 82
Полимержелезобетонные трубы.................. 82
Асбоцементные трубы.......................... 83
1.2.2.5. Полимерметаллические многослойные и комбиниро-
ванные трубы....................................... 85
Металлопластиковые трубы..................... 85
Коррозионностойкие гибкие трубы ............. 88
Стальные трубы, футерованные с наружной и внут-
ренней стороны полиэтиленом.................. 89
1.2.3. Сварочные материалы............................. 92
Входной контроль сварочных материалов.............. 92
3
1.2.4. Изоляционные материалы и способы защиты трубопроводов
от коррозии.............................................. 95
1.2.4.1. Материалы для защиты трубопроводов от наружной
коррозии............................................. 95
Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии . 95
Классификация и обзор применяемых защитных покры-
тий трубопроводов.............................. 98
Обзор конструкций и способов нанесения изоляционных
покрытий на трубопроводы за последние годы... 104
1.2.4.2. Материалы для защиты трубопроводов от внутренней
коррозии............................................ 124
Основные причины возникновения коррозии внут-
ренней поверхности трубопровода............... 124
Классификация способов защиты трубопроводов
от внутренней коррозии........................ 130
Защитные покрытия............................. 134
1.3. Проектирование промысловых трубопроводов............... 149
1.3.1. Проектная документация на строительство линейных соору-
жений .................................................. 149
Технико-экономическое обоснование (ТЭО) ............ 150
Общая пояснительная записка......................... 151
Генеральный план и транспорт........................ 151
Технологические решения............................. 152
Управление производством, предприятием и организация
условий и охраны труда рабочих и служащих........... 153
Архитектурно-строительные решения.................... 153 •
Инженерное оборудование, сети и системы /........... 153
Сметная документация................................ 153
1.3.2. Обеспечение качества сооружения промысловых трубопро-
водов................................................... 154
1.3.2.1. Организация технического надзора на объектах про-
мысловых трубопроводов.............................. 154
1.3.2.2. Особенности функционирования контрольных служб
в трубопроводном строительстве...................... 156
1.3.2.3. Основные требования, предъявляемые к производст-
венному контролю в трубопроводном строительстве ... 157
1.3.2.4. Классификация методов производственного контроля
в трубопроводном строительстве...................... 159
1.3.2.5. Задачи и функции производственного контроля
В трубопроводном строительстве...................... 163
1.3.3. Расчет промысловых трубопроводов на прочность и устой-
чивость................................................. 166
1.3.3.1. Нагрузки и воздействия..................... 167
1.3.3.2. Определение толщины стенок труб и соединительных
деталей.............................................. 169
4
1.3.3.3. Проверка напряженного состояния и устойчивости
подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов .. 173
1.3.3.4. Примеры расчета трубопроводов и соединительных
деталей............................................ 186
Определение толщины стенки трубы............. 186
Нагрузки и воздействия....................... 187
Проверка напряженного состояния и устойчивости
трубопровода.................................. 187
Расчет устойчивости трубопровода против всплытия 191
Расчет соединительных деталей трубопровода... 193
1.4. Строительство промысловых трубопроводов............... 194
1 4.1. Подготовительные работы......................... 194
1.4.2. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы.... 200
1.4.3. Сборка и сварка трубопровода .................... 204
1.4.3.1. Подготовка кромок и сборка стыков.......... 204
1 4.3.2 Технология сварки........................... 209
1.4.3.3. Сварка захлестов........................... 211
1.4.3.4. Сборка трубопроводов механическими соединениями 214
Типы клеевых соединений трубопроводов........ 214
Сборка трубопроводов механическими соединениями
фирмы “BUTLER TECH" .......................... 219
Состав оборудования системы механического соеди-
нения "BUTLER TECH"........................... 222
Сборка труб в трассовых условиях............. 223
1.4.4. 3емляные работы.................................. 233
1.4.5. Изоляционные работы.............................. 239
Очистные машины.................................... 246
Изоляционные машины................................ 246
Комплект изоляционных и очистных машин для труб
диаметром 108 — 219 мм.............................. 247
Изоляции труб и трубных секций в заводских или базовых
условиях............................................ 248
Ремонт изоляционных покрытий........................ 251
1.4.6. Укладка трубопровода в траншею................... 252
1.4.7. Строительство переходов трубопроводов через естественные
и искусственные препятствия............................. 263
1.4.7.1. Подземные переходы трубопроводов через железные
и автомобильные дороги ....................... 266
1.4.7.2. Подводные переходы......................... 275
Технология укладки подводных промысловых трубо-
проводов открытым способом.................. 280
Укладка трубопровода с поверхности воды...... 283
Технология укладки подводных промысловых трубо-
проводов закрытым способом.................... 285
Сравнение бестраншейных методов прокладки трубо-
проводов ..................................... 299
5
Технические аспекты........................... 299
Продолжительность строительства............... 300
Экономические аспекты......................... 301
Строительный риск............................. 303
1.4.7.3. Надземные переходы......................... 304
Монтаж надземных трубопроводов................ 310
1.4.8. Прокладка промысловых трубопроводов в особых природных
условиях............................................... 318
1.4.8.1. Прокладка трубопроводов на сильно пересеченной
местности.......................................... 319
1.4.8.2 Прокладка трубопроводов через болота и обводнен-
ные участки........................................ 331
1.4.8.3. Прокладка трубопроводов на многолетнемерзлых,
просадочных и пучинистых грунтах................... 345
1.4.8.4. Прокладка трубопроводов в сейсмических районах... 351
1.4.8.5. Прокладка трубопроводов в барханных песках
на поливных землях и при пересечении соров......... 352
1.4.9. Балластировка и закрепление промысловых трубопроводов ... 352
1.4. Ю.Засыпка траншей................................... 361
1.4.11.Восстановление трассы и работы по рекультивации... 365
1.4.12.Очистка полости, испытание и приемка в эксплуатацию
промысловых трубопроводов.......................... 367
Испытание трубопровода на прочность и герметичность. 368
1.5. Эксплуатация и техническое обслуживание промысловых
трубопроводов.............................................. 379
1.5.1. Проходное давление в системах сбора нефти, газа и воды.... 379
1.5.2. Очистка промысловых трубопроводов................. 380
1 5.3.Уход за трассой трубопроводов. Технический коридор
Охранные зоны. Знаки безопасности...................... 383
1.5.4. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов... 385
1.5.5. Нормы отбраковки нефтепромысловых трубопроводов... 388
1.5.6. Расчет остаточного ресурса изоляционных покрытий трубо-
проводов .............................................. 391
Примеры расчета..................................... 396
1. Пример расчета остаточного ресурса изоляционных покры-
тий эксплуатируемых трубопроводов................... 396
2. Пример расчета срока службы различных изоляционных
покрытий............................................ 397
1.5.7. Диагностика и определение остаточного ресурса нефтегазо
промысловых трубопроводов.............................. 398
1.5.7.1. Классификация дефектов, повреждений и анализ
параметров технического состояния трубопро-
водов ............................................. 398
Эксплуатационные дефекты...................... 404
Типовая программа комплексного технического диаг-
6
ностирования нефтепромысловых трубопроводов 406
Сбор информации, ознакомление с эксплуатационно-
технической документацией.................... 410
Внутритрубная диагностика нефтегазопромысловых
трубопроводов................................ 414
Контроль за состоянием защитного антикоррози-
онного покрытия.............................. 414
Контроль за состоянием основного металла труб. 415
Контроль за кольцевыми сварными соединениями
трубопроводов................................ 416
Акустико-эмиссионная (АЭ) диагностика участков
трубопроводов................................ 416
Химический анализ, механические испытания и ме-
таллографические исследования металла и сварных
соединений................................... 417
Проверочные расчеты на прочность и расчеты оста-
точного ресурса.............................. 418
Обработка результатов обследования и порядок
приемки работ................................ 418
1.5.7.2. Расчеты остаточного ресурса нефтепромысловых тру-
бопроводов на основе статистических методов....... 419
Расчет остаточного ресурса трубопровода по мини-
мальной вероятной толщине стенки труб по резуль-
татам диагностики............................ 419
Вероятностный расчет остаточного ресурса с уче-
том общего коррозионно-эрозионного износа
стенки трубы................................. 421
Расчет остаточного ресурса по статистике отказов трубо-
проводов .................................... 428
Примеры расчета.............................. 431
1. Пример определения расчетной и отбраковочной
толщины стенок труб.......................... 431
2. Пример расчета остаточного ресурса трубопровода
по минимальной вероятной толщине стенок труб.. 432
3. Пример расчета остаточного ресурса трубопровода
с учетом общего коррозионно-эрозионного износа
стенок....................................... 434
4. Пример расчета прогнозирования остаточного
ресурса трубопровода по отказам его элементов. 436
1.5.8. Ремонтные работы на промысловых трубопроводах... 437
Аварийный ремонт................................... 453
1.6. Охрана труда при строительстве и эксплуатации промысловых
трубопроводов.......................................... 458
1.7. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации
промысловых трубопроводов................................. 463
7
Глава 2
СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ДАЛЬНЕЙШЕЙ ТРАНСПОР-
ТИРОВКЕ ................................................ 469
2.1. Сбор и подготовка нефти на промысле................ 469
2.2. Основные системы сбора продукции скважин........... 472
2.3. Установки для подготовки нефти..................... 474
2.4. Установка подготовки воды.......................... 478
Глава 3
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ............... 481
3.1. Автоматизированные групповые замерные установки.... 481
3.2. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти.. 485
3.3. Оборудование для отделения газа от пластовой жидкости. 498
3.4. Оборудование для очистки и подготовки нефтепромысловых
сточных вод............................................. 501
Глава 4
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ, СОСУДОВ И АППА-
РАТОВ ГАЗОНЕФТЕПРОМЫСЛОВ И ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ............... 510
4.1. Общие положения.................................... 510
4.2. Расчет цилиндрических обечаек...................... 513
4.2.1 .Условия применения расчетных формул........... 513
4.2.2. Методика расчета гладких цилиндрических обечаек.. 514
4.2.3. Пример расчета цилиндрических обечаек......... 515
4.3. Расчет выпуклых днищ................'.............. 516
4.3.1. Условия применения расчетных формул........... 516
4.3.2. Эллиптические и полусферические днища......... 517
4.3.3. Торосферические днища......................... 518
4.3.4. Пример расчета выпуклых днищ.................. 519
4.4. Расчет плоских круглых днищ и крышек............... 520
4.4.1. Область применения расчетных формул........... 520
4.4.2 . Расчет плоских круглых днищ и крышек......... 523
4.4.3. Пример расчета плоских круглых днищ и крышек.. 524
4.5. Расчет конических обечаек ..'...................... 526
4.5.1. Расчетные параметры........................... 526
4.5.2. Область и условия применения расчетных формул.... 529
4.5.3. Расчет конических обечаек, нагруженных давлением. 531
4.5.4. Пример расчета гладких конических обечаек, нагруженных
внутренним избыточным давлением..................... 536
4.5.5. Пример расчета гладких конических обечаек, нагруженных
наружным давлением.................................. 537
4.6. Расчет на прочность нефтегазового оборудования при малоцикло-
вых нагрузках........................................... 540
8
4 6.1 .Условия применения расчетных формул............... 540
4.6.2. Циклы нагружения.................................. 540
4.6.3. Условия проверки на малоцикловую усталость........ 541
4,6 4.Упрощенный расчет на малоцикловую усталость........ 544
4.6.5. Уточненный расчет на малоцикловую усталость....... 545
4.6.6. Определение допускаемой амплитуды напряжений и допус-
каемого числа циклов нагружения........................ 550
4.6.7. Пример расчета допускаемой амплитуды напряжений
и допускаемого числа циклов нагружения................. 552
4.7. Расчет на прочность укрепления отверстий........... . 553
4.7.1.Условия применения................................. 553
4.7.2.Основные формулы расчета........................... 556
4.7.3.Одиночные отверстия в сосудах и аппаратах.......... 563
4.7.4.Учет взаимного влияния отверстий в сосудах и аппаратах,
нагруженных внутренним давлением ................. 566
4.7.5. Минимальные размеры сварных швов.................. 569
4.7 ,6.Пример расчета на прочность укрепления отверстий. 571
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................... 574
ПРИЛОЖЕНИЯ.................................................. 591
Приложение АКаткегории участков промысловых трубопроводов .... 592
Приложение Б Материалы противокоррозионных покрытий........ 599
Приложение В Требования к покрытиям........................ 606
Требования к покрытиям усиленного типа......... 606
Требования к покрытиям нормального типа........ 612
Типы внутренних защитных покрытий.............. 613
Приложение Г Значение коэффициентов надежности по нагрузке . 615
Приложение Д Значение коэффициентов надежности по материалу .... 617
Приложение Е Минимальное расстояниие от оси трубопровода ... 619
Приложение Ж Величина испытательного давления............... 628
Приложение 3 Номограмма для определения конечного переходного
сопротивления защитного покрытия трубопровода ........... 636
Приложение И Допускаемые напряжения для сталей.............. 637
Допускаемые напряжения для углеродистых и низко-
легированных сталей при расчетах оборудования на
прочность...................................... 637
Допускаемые напряжения для теплоустойчивых хро-
мистых сталей.................................. 638
Допускаемые напряжения для жаропрочных, жаро-
стойких и коррозионностойких сталей аустенитного
класса......................................... 639
Допускаемые напряжения для жаропрочных, жаро-
стойких и коррозионностойких сталей аустенитного
и аустенито-ферритного класса.................. 641
9
Приложение К Расчетные значения предела текучести и временного
сопротивления.............................................. 642
Приложение Л Коэффициент линейного расширения.............. 650
Приложение М Расчетные значения модуля продольной упругости. 651
Приложение Н Термины и их обозначения...................... 652
Приложение О Справочное. Принятые сокращенные названия промы-
словых объектов............................................ 659
Приложение П Справочное. Основные и дополнительные единицы СИ 659
Производные единицы СИ, имеющие специальные
наименования.................................. 660
Приложение Р Определение баррелей в тонне.................. 661
10
ПРЕДИСЛОВИЕ
Поступающая из нефтяных и газовых скважин
продукция не представляет собой соответственно чистые нефть
и газ. Вместе с нефтью из скважины поступает пластовая вода, по-
путный газ, твердые частицы механических примесей (горные
породы, затвердевший цемент). Природный газ, добываемый на
газовых месторождениях, содержит повышенное количество влаги,
а также твердые частицы. В таком виде нефть и газ транспортиро-
вать по трубопроводам потребителю недопустимо.
Перед нефтегазодобывающей промышленностью стоит задача
строгого соблюдения требований по охране окружающей среды
при разработке нефтяных и газовых месторождений.
Ежегодно по промысловым трубопроводам отрасли перекачи-
ваются сотни миллионов кубометров нефти, газа и технологи-
ческих жидкостей, содержащих в больших количествах такие кор-
розионноактивные компоненты, как сероводород, двуокись угле-
рода, ионы хлора и т. д.
Из-за высокой агрессивности транспортируемых сред сроки
службы промысловых трубопроводов и оборудования значительно
ниже нормативных и составляют от 2 до 15 лет. Нефтегазодобываю-
щие управления за период эксплуатации месторождений производят
многократную замену промысловых трубопроводов и оборудования.
Поэтому предприятиям отрасли для поддержания объектов
добычи нефти и газа в работоспособном состоянии необходимо
использовать не только современные материалы и оборудование в корро-
зионностойком исполнении, но и новые методы расчета на прочность,
на трещиностойкость, определение остаточного ресурса и т. д.
В книге авторами представлены обобщенные материалы специа-
листов ВНИИСТа, ВНИИГаза, ГУП "ИПТЭР", РГУНГа, УГНТУ и свой
опыт работы по проектированию, строительству, эксплуатации и диаг-
ностике нефтегазопромысловых трубопроводов. Рассмотрены основ-
ные системы и оборудование для сбора и подготовки нефти на промыс-
лах. Приведены расчеты на прочность оборудования, сосудов и аппара-
тов для газопефгепромыслов и газонефтепроводов. В нашей стране на-
зрела необходимость создания единого центра по проблемам
строительства и эксплуатации промысловых трубопроводов. Разра-
ботка и внедрение новых технологий и материалов, анализ и статис-
тика эксплуатации, научные рекомендации ведущих ученых и спе-
циалистов позволили бы сэкономить нефтяным компаниям значи-
тельные средства на обустройство и эксплуатацию месторожденинй.
11
X ПРОМЫСЛОВЫЕ
глава ТРУБОПРОВОДЫ
1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Промысловые трубопроводы — это капитальные
инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок экс-
плуатации и предназначенные для бесперебойной транспортиров-
ки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей
от мест их добычи (начальная точка трубопровода (рис. 1.1.) до уста-
новок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магист-
ральный трубопровод или для подачи на другой вид транспорта —
железнодорожный, речной, морской.
Основной составляющей промыслового трубопровода является
линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб
или секций и уложенная в траншею тем или иным способом.
Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообраз-
ных топографических, геологических, гидрогеологических и кли-
матических условиях. Вдоль трассы трубопроводов встречаются
участки с грунтами малой несущей способности, а также болоти-
стые участки, участки многолетнемерзлых и скальных грунтов
и др. Кроме того, трубопроводы пересекают значительное число
естественных и искусственных препятствий (реки, озера, желез-
ные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конст-
руктивных решений, которые обусловлили бы как надежную
работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию
пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назна-
чению.
В настоящее время существуют следующие принципиально
различные конструктивные схемы прокладки промысловых трубо-
проводов: подземная, наземная и надземная, а также редко
используемая прокладка в каналах и коллекторах. Выбор той или
иной схемы прокладки (рис. 1.2) определяется условиями строи-
тельства и окончательно принимается на основании технико-
экономического сравнения различных вариантов [200].
12
Рис. 1.1. Начальная точка промыслового трубопровода
13
Рис. 1.2. Классификация способов прокладки промысловых трубопроводов
14
При подземной и наземной прокладке трубопроводы обычно
засыпают минеральным грунтом. Специально обработанные грунты
при засыпке трубопроводов применяют с целью: предотвращения
смерзания изоляции с грунтом, обеспечения устойчивости трубо-
провода против всплытия на участках с высоким уровнем грунто-
вых вод; деаэрации электролита почвы; нейтрализации грунта кис-
лотами или щелочами; уменьшения опасности биокоррозии путем
обработки различными химикатами; замены грунта на менее кор-
розионноагрессивный; теплоизоляции трубопровода и обеспече-
ния гидрофобизации.
Обеспечение устойчивости трубопровода закрепленными, гид-
рофобизированными грунтами не является универсальным спосо-
бом, однако за счет своих достоинств — невысокой стоимости, воз-
можности использования для приготовления грунтово-вяжущей
смеси обычных минеральных грунтов — он предоставляет проекти-
ровщикам и строителям трубопроводов дополнительные возмож-
ности по выбору оптимального способа балластировки, увеличива-
ет число возможных вариантов, что в конечном итоге сказывается
на темпах и стоимости строительства [35, 140]
Закрепление трубопровода грунтом производят отдельными пе-
ремычками или сплошным слоем, размеры которых определяют при
помощи соответствующих расчетов с учетом диаметра трубопровода,
физико-механических свойств грунта, размеров траншеи. Предпо-
чтительнее использовать сплошной слой закрепленного грунта.
При закреплении грунтов в него добавляют вяжущее вещество
для трубопроводов ВМТ летней и зимней модификации, представ-
ляющее собой остаток термического крекинга гудрона нефти с лег-
ким газойлем коксования и нефтяным битумом, выпускаемым
по ТУ 0258-001-02080196 - 2000.
Целью деаэрации электролита почвы является снижение
концентрации растворенного кислорода воздуха как агрессивного
реагента, участвующего в катодной и анодной реакциях и значи-
тельно увеличивающего скорость коррозии металла.
Уменьшение опасности биокоррозии достигают путем добав-
ления в засыпаемый грунт различных ядохимикатов, например
извести, являющейся наиболее дешевым материалом. Высокое зна-
чение pH препятствует росту сульфатвосстанавливающих бакте-
рий. Поэтому используют специальные засыпки, создающие высо-
кое значение pH вокруг трубы.
Гидрофобизации грунтов применяется для защиты изоляции
трубопроводов от механических повреждений, вредного воздей-
ствия окружающей среды и приводит к замедлению процесса ее
старения. Под термином "гидрофобизированные" подразумевают-
ся грунты, обработанные вяжущими продуктами и имеющие повы-
15
шенную водостойкость, водонепроницаемость, низкую коррозион-
ную активность и газопроницаемость [165].
Замену грунта на менее агрессивный осуществляют с целью
уменьшения коррозионной активности грунта, т. е. улучшения его
физико-механических свойств. С этой целью проводят нейтрали-
зацию грунта кислотами и щелочами.
Ниже представлены схемы прокладки трубопроводов (рис. 1.3 —1.5).
Подземные схемы (рис. 1 3) прокладки являются наиболее распрос-
траненными (98 % от общей протяженности) и предусматривают
прокладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диа-
метр труб. При подземной прокладке достигается максимальная
механизация работ всех видов, не загромождается территория
и после окончания строительства используются пахотные земли,
отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осад-
ков; трубопровод находится в стабильных температурных услови-
ях. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотисты-
ми грунтами данная схема прокладки является неэкономичной
из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходи-
мость применения балластировки на участках с высоким стоянием
Рис. 1.3. Подземные схемы прокладки трубопровода:
a — прямоугольная форма траншеи; б — трапецеидальная форма
траншеи; в — смешанная форма траншеи; г— прокладка с балластировкой
седловидными пригрузами; g — прокладка с использованием винтовых
анкеров для закрепления против всплытия; е — прокладка в обсыпке из спе-
циально обработанных грунтов
16
грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия приводит
к значительному увеличению стоимости строительства [9, 15, 19, 200].
Наземные схемы прокладки преимущественно используются
в сильно обводненных и заболоченных районах при высоком уров-
не грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя
грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скаль-
ных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями.
При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода
располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя
образующая — ниже, на уровне или выше дневной поверхности.
Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубо-
провода в горизонтальной плоскости (особенно на криволинейных
участках) рекомендуется проектировать прокладку трубопровода
в неглубокую траншею глубиной 0,4 —0,8 м с последующим соору-
жением насыпи необходимых размеров. При всех ее преимуще-
ствах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи
и необходимость устройства большого числа водопропускных
сооружений.
Надземную прокладку трубопроводов или их отдельных участ-
ков [144, 193, 200] рекомендуется применять в пустынных и горных
районах, в болотистых местностях, в районах горных выработок,
оползней и в районах распространения многолетней мерзлоты,
а также на переходах через естественные и искусственные препят-
Рис. 1.4. Наземные схемы прокладки трубопровода:
a — повышенной устойчивости с обсыпкой минеральным грунтом; б — по-
вышенной устойчивости с обсыпкой гидрофобизированным грунтом; в —
в насыпи с обсыпкой минеральным грунтом; г— в насыпи с обсыпкой гидро-
фобизированным грунтом
2 Э-185
17
Рис. 1.5. Надземные схемы прокладки трубопровода (план):
а — прямолинейная прокладка с П-образными компенсаторами; б —
зигзагообразная прокладка; в — прямолинейная прокладка со слабоизогну-
тыми компенсационными участками; 1 — трубопровод; 2 — неподвижная
(анкерная) опора; 3 — промежуточная продольно-подвижная опора;
4 — П-образный компенсатор; 5—промежуточная свободноподвижная опора;
6 — шарнирная опора; 7 — слабоизогнутый компенсационный участок
ствия. При надземной прокладке сводится к минимуму объем зем-
ляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей пригрузке
и в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих то-
ков-. Однако надземная прокладка имеет недостатки: загроможден-
ность территории, необходимость устройства опор, специальных
проездов для техники и миграции животных и значительную под-
Рис. 1.6. Прокладка трубопровода в каналах или коллекторах:
1 — трубопровод; 2 — лежка-опора; 3 — теплоизоляционные плиты
18
верженность трубопровода суточным и сезонным колебаниям тем-
пературы, что требует принятия специальных мер.
В каналах и коллекторах прокладывают водоводы, теплопро-
воды, трубопроводы для перекачки высоковязких и застывающих
нефтей, в том числе с путевым подогревом, а также трубопроводы
в вечномерзлых грунтах. Для сокращения тепловых потерь стенки
каналов изготавливают из теплоизоляционных материалов (рис. 1.6).
Приведем классификацию промысловых трубопроводов:
По виду'перекачиваемого продукта.
нефтепроводы;
газопроводы;
нефтегазопроводы;
метан олопр ов оды ;
конденсатопроводы;
ингибиторопроводы;
водопроводы;
паропроводы;
канализационные.
По назначению:
самотечные;
напорные;
смешанные.
По рабочему давлению:
низкого (до 0,6 МПа);
среднего (до 1,6 МПа);
высокого (свыше 1,6 МПа) давления.
По способу прокладки:
подземные;
наземные;
надземные;
подводные.
По функции:
выкидные (от устьев скважин до групповой установки);
сборные коллекторы (принимающие продукцию от нескольких
трубопроводов) ;
товарные (транспортирующие товарную продукцию).
По способу изготовления:
сварные;
сборные.
По форме расположения:
линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию);
кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую
кольцевую линию);
лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).
19
По материалу:
стальные;
чугунные;
полимерные;
стеклопластиковые;
полимерметаллические;
комбинированные.
По изоляционным покрытиям:
внешняя;
внутренняя;
без изоляции.
На нефтяных месторождениях наиболее распространены тру-
бопроводы диаметром от 75 до 350 мм, на газовых месторождениях
используются трубопроводы диаметром до 1420 мм.
Состав промысловых трубопроводов
На нефтяных месторождениях применяют такие виды трубо-
проводов, как [171, 200]:
выкидные — прокладывают от нефтяных скважин, за исключе-
нием участков, расположенных на кустовых площадках скважин
(на кустах скважин), для транспортировки продуктов скважин
до замерных установок;
нефтегазосборные — для транспортировки продукции неф-
тяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени
сепарации нефти (нефтегазопроводы);
газопроводы для транспортировки нефтяного газа от установок
сепарации нефти до установки комплексной подготовки газа, уста-
новки предварительной подготовки газа или до потребителей;
нефтепроводы для транспортировки газонасыщенной или
разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбо-
ра нефти и дожимной компрессорной станции до центрального
пункта сбора;
газопроводы для транспортировки газа к эксплуатационным
скважинам при газлифтном способе добычи;
газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью
увеличения нефтеотдачи;
трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем
захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие
горизонты;
нефтепроводы для транспортировки товарной нефти от цент-
рального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;
газопроводы для транспортировки газа от центрального пункта
сбора до сооружения магистрального транспорта газа;
ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам
20
или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.
Для газовых и газоконденсатных месторождений используют:
газопроводы-шлейфы, предназначенные для транспортировки
газа и газового конденсата от скважин месторождений и подземного
хранилища газа до установки комплексной подготовки газа, уста-
новки предварительной подготовки газа и от компрессорной станции
подземного хранения газа до скважин для закачки газа в пласт;
газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпро-
мысловые коллекторы, трубопроводы для транспортировки газа
и газового конденсата от установки комплексной подготовки газа,
установки предварительной подготовки газа до головных сооруже-
ний, дожимной компрессорной станции, компрессорной станции,
подземного хранения газа, газоперерабатывающего завода, незави-
симо от их протяженности;
трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора
в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;
трубопроводы сточных вод под давлением более 10 МПа для по-
дачи их в скважины и закачки в поглощающие пласты;
метанолопроводы [200].
Границами внутриплощадочных промысловых трубопроводов
являются ограждения соответствующих площадок, а при отсут-
ствии ограждения — пределы отсыпки соответствующих площадок.
К коллекторам (сборным, межпромысловым трубопроводам)
относятся трубопроводы, транспортирующие продукт от пунктов
подготовки (сбора) до головных сооружений или газоперерабаты-
вающего завода.
Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в раство-
ренном состоянии при абсолютном давлении упругости паров
при 20 °C выше 0,2 МПа и в свободном состоянии, в дальнейшем
именуются нефтегазопроводами, а транспортирующие разга-
зированную нефть — нефтепроводами.
Трубопроводы для транспорта газа и газового конденсата газовых
и газоконденсатных месторождений и ПХГ, а также нефтяного газа
подразделяют на четыре класса (в зависимости от рабочего давления):
I класс — свыше 20 до 32 МПа включительно;
II класс — свыше 10 до 20 МПа включительно;
III класс — свыше 2,5 до 10 МПа включительно;
IV класс — менее 2,5 МПа.
Трубопроводы для транспорта нефти, нефтепродуктов
и других жидких продуктов нефтяных месторождений в зависи-
мости от диаметра подразделяют на три класса:
I класс — трубопроводы с условным диаметром 600 мм и более;
II класс — трубопроводы с условным диаметром от менее 600
до 300 мм включительно;
21
Таблица 1.1
Категории трубопроводов в зависимости от их назначения
№ п/п Назначение трубопроводов Категория трубопроводов
1. Метанолопроводы и трубопроводы, транспортирующие II
вредные среды; трубопроводы, транспортирующие среды
с парциальным давлением сероводорода более 300 Па.
Трубопроводы нестабильного конденсата I и II классов;
ингибиторопроводы; газопроводы-шлейфы I и II клас-
сов; газовые и межпромысловые коллекторы; газо-
проводы I класса; нефтегазопроводы I класса с газовым
фактором 300 м* 1 2 3/т и более, трубопроводы систем завод-
нения, транспортирующие пластовые и сточные воды
под давлением 10 МПа и более; трубопроводы систем
увеличения нефтеотдачи пластов с давлением
10 МПа и выше
2. Выкидные трубопроводы нефтяных скважин; нефтегазо- III
проводы I класса с газовым фактором менее 300 м3/т;
II класса — с газовым фактором 300 м3/т и более; газо-
проводы II и III классов; трубопроводы нестабильного
конденсата III класса; газопроводы-шлейфы III класса;
трубопроводы систем заводнения, транспортирующие
пресную воду под давлением 10 МПа и более, а также
транспортирующие пластовые и сточные воды под дав-
лением менее 10 МПа; нефтепроводы I класса
Трубопроводы нестабильного конденсата IV класса; га-
зопроводы-шлейфы IV класса; нефтегазопроводы
II класса с газовым фактором менее 300 м3/т и III класса
независимо от газового фактора; нефтепроводы II и
III классов; трубопроводы систем заводнения, транспор-
тирующие пресную воду под давлением менее 10 МПа
Примечания:
1. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения
вечномерзлых грунтов, теряющих при оттаивании способность (с относи-
тельной просадочностыо более 0,1), необходимо принимать не ниже трубо-
проводов II категории.
2. Для трубопроводов, транспортирующих среды с парциальным давле-
нием сероводорода 300 Па и менее, категория назначается так же, как для
трубопроводов со средами, не содержащими сероводород.
22
Ill класс — трубопроводы с условным диаметром менее 300 мм.
Категории трубопроводов в зависимости от их назначения
представлены в табл. 1.1. [200].
Категории участков трубопровода определяются по приложению А.
1.2. МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
1.2.1. Общие положения
входного контроля материалов для строительства
промысловых трубопроводов
Входной контроль — это контроль качества
продукции, поступившей от поставщиков. Он состоит в проверке
продукции на предмет соответствия требованиям проекта госстан-
дартам, техническим условиям (ТУ) или другой нормативно-техни-
ческой документации (НТД).
К объектам входного контроля при строительстве промысло-
вых трубопроводов относят: трубы, сварочные материалы, изоля-
ционные материалы, средства балластировки, трубопроводную
арматуру, контрольно-измерительные приборы (КИП), вспомо-
гательные материалы. Как правило, поставщик поставляет мате-
риалы и оборудование не все сразу, а некоторыми частями, т. е.
партиями.
Партия — такой объем продукции, предоставленный в распо-
ряжение заказчика, когда каждая единица продукции имеет одина-
ковые показатели качества, а качество партии в целом подтвержда-
ется одним документом. Документ, подтверждающий качество
партии продукции, называется сертификатом соответствия.
В нем указывают:
данные об изготовителе;
наименование продукции и ее условное обозначение;
номер партии, дату изготовления, состав (количество продук-
ции) в партии;
номер нормативно-технической документации (ГОСТ, ТУ и др.),
по которому производят приемку продукции;
другие данные в соответствии с госстандартом и техническими
условиями.
При отсутствии сертификатов соответствия продукция к ис-
пользованию допускается только после проведения всех испыта-
ний согласно нормативно-техническим требованиям на данную
23
продукцию и получения результатов, подтверждающих соответ-
ствие продукции установленным требованиям проекта. Входной
контроль производят работники службы производственно-техни-
ческой комплектации и службы контроля качества строительной
организации.
Нормы выборочное™ входного контроля
Входной контроль осуществляет выборочно. Планирование
входного контроля производят на статической основе.
Выборка — некоторая часть продукции, произвольно взятая из
контролируемой партии, которая подвергается контролю.
Обычно выборочный контроль является одноступенчатым,
т. е. решение о качестве контролируемой партии принимают на ос-
новании контроля одной выборки. Объем выборки, т. е. число
проконтролированных единиц продукции в партии зависит от
объема партии, требуемой достоверности и точности результатов
контроля.
Выборочную оценку уровня дефектности w для некоторой
партии из m единиц продукции определяют по формуле
п
Xki
w = ——; w<d. (1.1)
тр
где п — число проверенных единиц продукции в партии, шт.; к( —
число дефектов в i-й единице продукции; т — количество единиц
продукции в партии; р — количество контролируемых параметров;
d — допускаемый уровень дефектности (5; 10; 15%).
Достоверность результатов входного контроля определяется
доверительной вероятностью А (0,9; 0,95; 0,99) того, что выборочная
оценка уровня дефектности w попадает в нормированный интервал
значений.
Объем выборки зависит от коэффициента вариации измере-
ний, определяемого по формуле
G = — или G = —, (1.2)
М х
где г, S — точное и приближенное значение среднего квадратич-
ного отклонения результатов измерений; М — математическое
ожидание измеряемой величины; х — среднее арифметическое
значение измеряемой величины.
Коэффициент вариации определяется с точностью выполне-
ния измерений. Для различных видов контроля рекомендованы
коэффициенты вариации. Например, для оптического —*0,05 — 0,2;
24
дзд акустического — 0,2 —0,4; для радиационного — 0,45 — 0,5; для
электрического — 0,1 — 0,15 и т. д.
Объем выборочного контроля п с учетом доверительной веро-
ятности А, допускаемого уровня дефектности d и коэффициента
вариации определяют по специальным таблицам, например
по табл. 1.2.
Так, при т - 1000, А = 0,95, d = 10%, G = 0,2 объем выборки
п = 18 шт.
Таблица 1.2
Определение объемов выборки при входном контроле
(на 1000 единиц контролируемой продукции)
G А = 0,9 А = 0,95 А = 0,99
Допускаемый уровень дефектности d, %
5 10 20 5 10 20 5 10 20
0,05 532 74311 54 0,1 14 5 3 19 7 4 31 11 5 0,15 27 8 4 38 12 5 65 19 7 0,2 46 13 5 65 18 7 111 31 11 0,3 100 27 8 150 38 12 240 65 19 0,4 176 46 13 249 65 18 430 111 31 0,5 274 70 19 367 99 26 608 172 46
Планы контроля с объемами выборок и другими статистическими
параметрами организация-подрядчик согласовывает с заказчиком.
1.2.2. Трубы для промысловых трубопроводов
Перед нефтегазодобывающей промышленностью
стоят задачи улучшения использования природных ресурсов при
разработке нефтяных и газовых месторождений с повышенными
требованиями к охране окружающей среды.
Ежегодно по нефтегазопромысловым трубопроводам отрасли
перекачиваются сотни миллионов кубометров нефти и технологи-
ческих жидкостей, содержащих в больших количествах коррозион-
ноактивные компоненты. Из-за высокой агрессивности транспор-
тируемых сред сроки службы промысловых трубопроводов значи-
тельно ниже нормативных. Применение ингибиторов коррозии,
как показала практика, приводит к несущественному увеличению
25
срока службы нефтепромысловых трубопроводов. До настоящего
времени промышленность Российской Федерации не производит
в требуемых объемах трубы нефтяного сортамента в коррозионно-
стойком исполнении и оборудование с защитным покрытием.
По этой причине нефтегазопромысловые объекты продол-
жают, в основном, обустраивать с использованием обычных труб
и оборудования из металлов без покрытия.
Срок службы промысловых трубопроводов различного назна-
чения, определенный на основе обобщения статистических данных
по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов
отрасли, приведен в табл. 1.3 [171].
Разрушение нефтегазопромысловых трубопроводов обуслов-
лено недостаточной несущей способностью конструкции труб
и их соединений. Причины разрушений связаны с такими факто-
рами, как:
заводские дефекты труб — металлургические дефекты (слоис-
тость стенок труб, закаты, неметаллические включения, плены); ис-
пользование сталей с нерасчетными характеристиками прочности,
пластичности, вязкости;
отклонение геометрических параметров;
дефекты заводских сварных швов и соединений труб, выпол-
ненных в базовых и трассовых условиях (непровары, смещение
кромок, шлаковые включения, ослабления околошовных зон ос-
новного металла, трещины);
механические повреждения труб при транспортировке, строи-
тельстве и эксплуатации — вмятины, царапины, задиры, приварка
«заплат», различного рода крепежных элементов, утонение конце-
вых участков труб при перетаскивании их волоком, сквозные по-
вреждения, гофры;
перенапряжение труб, обусловленное нарушениями требова-
ний проекта и ошибками проектных решений: дополнительное
к проектному искривление трубопровода в вертикальной и гори-
зонтальной плоскостях вплоть до образования гофр; принятие
в проектах недостаточно обоснованных конструкций; недоучет
продольных напряжений в трубах и продольных перемещений и т. п.
перенапряжение труб в результате действия неучтенных на-
ползающих грунтов при укладке труб в тело оползней, размыв под-
водных трубопроводов, колебания размытых участков под воздей-
ствием потока и т. п. ;
коррозия труб, приводящая к образованию различных выемок,
каверн, свищей в стенке трубы, к уменьшению ее толщины (см. § 1.2.4);
другие причины.
Отказы трубопроводных систем в основном зависят от наружной
и внутренней коррозии труб (табл. 1.4).
26
Таблица 1.3
Фактические сроки службы промысловых трубопроводов
по регионам отрасли
Назначение трубопровода, транспортируемая среда Фактические сроки службы по регионам добычи, годы
Урал— Поволжье Западная Сибирь Южные районы Другие районы
Нефтегазосборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин до центральных пунктов сбора и дожимных насосных стан- ций (выкидные линии, нефтегазо- сборные коллекторы, газопроводы, внутриплощадочные трубопрово- ды) при парциальном давлении се- роводорода до 300 Па 10 10 8 12
Те же трубопроводы, но при парци- альном давлении сероводорода в продукции скважин свыше 300 Па 5 5 4 6
Трубопроводы систем заводнения 6 нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод при пар- циальном давлении сероводорода до 300 Па 7 5 8
Те же трубопроводы, но при парци- альном давлении сероводорода свы- ше 300 Па 3 4 3 Г 6
Трубопроводы пресных вод 15 15 15 15
Нефтепроводы, газопроводы для 20 транспортирования товарной неф- ти и газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистраль- ного транспорта, газопроводы для транспортирования газа к эксплуата- ционным скважинам при газлифт- ном способе добычи, газопроводы для подачи газа в продуктивные плас- ты с целью увеличения нефтеотдачи 20 20 20
27
Таблица 1.4
Статистика причин разрушения промысловых трубопроводов *
Причины Годы эксплуатации Усреднен- ное значе- ние, %
1 2 3 4 5 6
Заводские дефекты труб 7 7 7 8 9 10,5 9
Дефекты соединения труб 11,5 18 17 22 22 18 19
Дефекты строительно-
монтажные 8 5 4 5 5 5,5 5
Коррозия наружная 21 22 26,5 20,5 22,5 23 22
Коррозия внутренняя 33,5 32,5 33,5 31,5 29 32,5 32
Нарушение правил экс-
плуатации 10 9 5 6,5 8,5 4.5 7
Другие причины 9 6,5 7 6,5 7,5 6 6
* По материалам ОАО "Башнефть", "Татнефть" и отдельных НГДУ Запад-
ной Сибири.
Поэтому для повышения надежности работы нефтегазо-
промысловых трубопроводов необходимы разработка и применение
новых коррозионностойких труб.
1.2.2.1. Стальные трубы для трубопроводов
Для промысловых трубопроводов трубы подразделяются
в соответствии с:
а) ГОСТ 8731-87; ГОСТ 8732 - 78; СТ 8733-74; ГОСТ 8734-75 —
бесшовные трубы;
б) ГОСТ 20295 — 74 — электросварные трубы диаметром до 800 мм;
в) ТУ — трубы диаметром более 800 мм;
г) специальными ТУ — импортные трубы [178, 202, 204];
д) ТУ — новые бесшовные нефтегазопроводные трубы;
е) ТУ — новые бесшовные трубы из коррозионностойкой стали.
Трубы для промысловых трубопроводов подразделяют.
I. По способу изготовления на:
бесшовные:
а) горячедеформированные;
б) горячекатанные;
в) горячепрессованные;
г) холоднодеформировапные;
д) холоднокатанные;
в) холоднотянутые;
28
сварные:
а) прямошовные;
б) спиральношовные;
в) многослойные.
II. По размерам:
малого диаметра: 57 — 426 мм;
большого диаметра: 530— 1420 мм.
Наиболее часто применяются трубы диаметром: 159; 219; 273;
325; 377; 426; 530; 720; 820; 1020; 1220; 1420.
III. По назначению (в зависимости от условий эксплуатации)
трубы делятся на три группы:
1) из малоуглеродистых сталей с пределом прочности до 490 МПа,
предназначены для эксплуатации при t > 0 °C и р < 5,4 МПа, строитель-
ство трубопроводов из таких труб можно выполнять при t > минус 40 °C;
2) из малоуглеродистых низколегированных сталей с пределом
прочности 490 — 540 МПа, предназначены для эксплуатации в север-
ных районах страны при t > минус 40 °C и р < 5,4 МПа;
3) из низколегированных сталей с пределом прочности выше
540 МПа, предназначены для эксплуатации и строительства трубо-
проводов при t > минус 60 °C и р < 9,8 МПа.
Для трубопроводов (за исключением трубопроводов нефтяных
месторождений), транспортирующих среды с парциальным давле-
нием сероводорода более 300 Па, применяют трубы из спокойных
углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 20295-74
и бесшовные (диаметром до 426 мм включительно) при отсутствии
электросварных труб с необходимыми техническими характери-
стиками и прямошовные (диаметром более 426 мм) с удовлетвори-
тельной стойкостью против сероводородного растрескивания.
Бесшовные трубы
Холоднокатанные трубы получают прокаткой на станах холод-
ной прокатки или при помощи сочетания процессов холодной про-
катки и волочения. При изготовлении холоднотянутых труб ис-
пользуют холодное волочение. Горячекатанные трубы диаметром
до 820 мм изготовляют при помощи различных станов: автомати-
ческих, пилигримовых, непрерывных и т. д.
ТУ 14-3-460 — 75 (Трубы стальные бесшовные для паровых кот-
лов и трубопроводов из ст. 20) — для участков трубопроводов кате-
горий В, I, II;
ТУ 14-3-1071 — 82 (Трубы стальные бесшовные горячекатанные
термообработанные из ст. 20) — для участков трубопроводов кате-
горий III, IV;
ГОСТ 8731 —87 (Трубы стальные бесшовные горячеформирован-
ные группы В из ст. 20 и из ст. 10) — для участков категорий III, IV;
29
ГОСТ 8733 — 74 (Трубы бесшовные холоднодеформированные
и теплодеформированные термообработанные групп В и Гиз ст. 20
и из ст. 10) —для участков трубопроводов категорий I, II, IV;
Примечание. Применение труб из ст. 20 и ст. 10 по ГОСТ 8731 —87,
ГОСТ 8733 — 74 в северной климатической зоне не допускается. Указан-
ные трубы разрешается использовать в других климатических зонах
при условии включения дополнительных требований по ударной
вязкости, неразрушающим методам контроля, предельным отклонени-
ям от геометрических размеров труб и гидравлическим испытаниям
на уровне ТУ 14-3-1128 — 82, которые оговариваются при составлении
заказа на трубы [171, 200].
Технические условия на разработанные в последние годы неф-
тегазопроводные коррозионностойкие трубы еще не вошли в дей-
ствующие нормативно-технические документы, и поэтому обзор
новой трубной продукции представлен в следующем подразделе.
Электросварные трубы
При строительстве трубопроводов используют электросварные
трубы диаметром 114 — 1420 мм, которые изготавливают с помощью
сварки давлением и плавлением. Сварку давлением применяют
при производстве труб диаметром до 600 мм с толщиной стенки
до 12 мм из углеродистых и низколегированных сталей (индукцион-
ная сварка, контактная стыковая сварка сопротивлением и оплав-
лением). На трубных заводах для производства прямошовных
и спиральношовных труб используют сварку плавлением, а именно:
электродуговую сварку под флюсом (0 426— 1420 мм) и в среде
инертных газов (0 до 460 мм).
Электросварные прямошовные трубы изготавливают прессо-
ванием или горячим вальцеванием; трубы малого диаметра —
с одним продольным швом; трубы большого диаметра — из двух
скорлуп, соединенных двумя продольными швами.
Электросварные спиральношовные трубы изготовляют из
непрерывной стальной ленты при помощи двусторонней автомати-
ческой сварки под слоем флюса.
TYS Х88-40 —77/ЯС (Трубы электросварные диаметром 1020 мм
из нормализованного листа) — для транспортировки газа, содержа-
щего сероводород до 6 % объемных;
TYS Х4655-28/40 —83 (Трубы электросварные диаметром 720
и 1020 мм с двусторонним сварным продольным швом);
ТУ 28-КС — 76-Т* (Трубы электросварные диаметром 720 мм
из нормализованного листа) — для транспортировки газа, содержа-
щего сероводород до 6 % объемных;
ТУ 28-79-8X52* (Трубы электросварные диаметром 720 мм
из листа регулируемой прокатки) — для транспортировки газа, со-
зо
держащего сероводород до 0,1 % объемных;
ТУ 40/78* H2S-KC (Трубы электросварные диаметром 720
и 1020 мм из листа регулируемой прокатки) — для транспорти-
ровки газа, содержащего сероводород до 6 % объемных.
Примечание. Допускается использование только при ремонте действую-
щих трубопроводов, построенных из труб, отмеченных звездочкой (").
Готовые трубы разрезают на мерные длины, которые подверга-
ют испытанию и отделке.
Многослойные трубы
Многослойные трубы изготавливают в двух вариантах. Первый
предполагает изготовление двухслойных спиральношовных труб
на станах, аналогичных ранее описанным. Сначала изготовляют
один слой, затем на него наматывают второй. Второй вариант по-
зволяет изготавливать трубы с любым числом слоев, в этом случае
каждая труба состоит из пяти многослойных и двух монолитных
обечаек по концам. Многослойные трубы любой толщины стенки
производят из тонколистового дешевого металла.
Многослойные биметаллические трубы имеют основной слой
из конструкционной — углеродистой или низколегированной ста-
ли и плакирующий слой из коррозионностойкой стали. От основ-
ного слоя зависит конструктивная прочность и другие механиче-
ские характеристики трубопровода, а плакирующий слой, который
находится в контакте с агрессивной средой, обеспечивает требуе-
мую коррозионную стойкость трубопровода.
Основные требования к трубам, применяемые для строительно-
монтажных работ, изложены в СП 34-116 — 97 "Инструкция по проек-
тированию, строительству и реконструкции промысловых трубопро-
водов" и РД 39-132 — 94 "Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту
и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов" [171, 200].
Также применяются импортные многослойные трубы, которые
должны соответствовать требованиям нормативных документов.
Импортные трубы
Импортные трубы обычно маркируют согласно стандарту API
(Американский нефтяной институт), по которому трубные стали
объединяют в группы по значениям предела текучести (табл. 1.5).
Обозначение группы: ХЦ в квадратике стоит число — предел теку-
чести в тыс. фунтов на дюйм2.
Пример. Х46 — 46000 фунт/дюйм2 ~ 323 МПа.
Существуют следующие группы сталей Х-42; Х-46; Х-52; Х-56;
Х-60; Х-65; Х-70.
31
По стандарту API помимо механических свойств регламентируют:
а) процесс изготовления труб;
б) химический состав стали;
в) размеры, массу и длину трубы;
г) давление при гидравлических испытаниях в процессе изго-
товления;
д) методы неразрушающего контроля, которые применяются
при изготовлении;
е) условия ремонта труб.
В обозначение трубы по стандарту API включают:
1) название фирмы-изготовителя труб;
2) монограмму API — товарного знака, означающего, что дан-
ная труба изготовлена в соответствии с требованиями API;
3) размер диаметра трубы в дюймах;
4) массу одного фута трубы в фунтах;
5) класс прочности труб;
6) вид изготовления:
S — бесшовные трубы;
Е — сварные прямошовные трубы;
SW — спиральношовные трубы;
F — трубы с продольным швом, сваренным прессовыми
методами.
7) тип стали:
Е — сталь, выполненная в электропечах;
М — высокопрочная низколегированная сталь.
8) тип термообработки:
HN — нормализация или нормализация и отпуск;
HQ — закалка и отпуск;
HS — высокий отпуск.
Таблица 1.5
Техническая характеристика импортных сталей
Марка Минимальный предел текучести от, МПа Предел прочности ов, МПа
Х42 295 422
Х46 323 443
Х52 366 464 - 506
Х56 394 499 - 527
Х60 422 527-548
Х65 457 541-562
Х70 492 576
32
Пример. Mannesmannroehren-Werke A.G. 0 48 50196 EMHN.
Расшифровка. Труба изготовлена по стандарту API фирмой
Маннесманн; наружным диаметром 48 дюймов (1220 мм), массой
50196 фунт/фут (747,67 кг/м), сварная прямошовная из высоко-
прочной стали, нормализованная.
Входной контроль труб производят на предмет их соответствия
техническим требованиям, изложенным в нормативно-технической
документации на трубы. При входном контроле проверяют:
наличие сертификата соответствия, содержащего: номи-
нальный размер трубы; номер и дату ТУ, по которому изготовлена
труба; марку стали; номер партии; результаты мехиспытаний
с указанием номера плавки, к которым относятся результаты испы-
таний; результаты гидравлических испытаний и рентгеновской де-
фектоскопии; вид термообработки; химический анализ плавки;
соответствие данных сертификата и заводской маркировки:
на внутренней поверхности каждой трубы, на расстоянии
500 мм от одной из ее концов несмываемой краской наносят марки-
ровку: завод-изготовитель, номер контракта, номер плавки, номиналь-
ные размеры, номер трубы, дату изготовления, эквивалент углерода;
длину трубы:
длина трубы должна быть в пределах 10,5— 11,6 м (и до 11,8 м
по согласованию). Предельные отклонения по длине для труб
1 класса точности (4-15, — 0) мм, для труб 2 класса — (4-100, — 0) мм.
Длину труб измеряют рулетками или мерными проволоками.
диаметр и толщину стенки трубы (диаметр измеряется
по ГОСТ 20.295 — 85). Наружный диаметр трубы определяют путем
измерения периметра трубы рулеткой с последующим пересчетом
по формуле •
Пн=П/л— 2АП — 0,2 мм, (1.3)
где П — периметр трубы, мм; л — 3,14159; ДП — толщина полотна ру-
летки, мм; 0,2 мм — припуск на прилегание полотна рулетки к телу трубы.
Предельные отклонения по наружному диаметру труб:
£)н<200±1,5мм;£)н = (200 —350) ±2 мм; £)н = (350 —530) ±2,2 мм;
Он = (530 — 630) ±3 мм; Он = (720 — 820) ±4мм; Он = (820—1020) мм ±
± 0,7 %; Сн > 1020 мм ± 0,6 %.
Толщину стенки измеряют штангенциркулями с ценой деления
0,01 мм. Минусовой допуск должен быть не более 5 % номинальной
толщины. Отклонения толщины стенки трубы должны соответство-
вать требованиям госстандартов на трубы;
овальность концов труб — отношение разности между
наибольшим и наименьшим диаметром к номинальному диаметру —
должна быть не более 1 % DH при 5 < 20 мм, и 0,8 % DB при 5 > 20 мм.
3 Э-185
зз
Овальность определяют путем измерения диаметра торца трубы
нутромером или индикаторной скобой в двух взаимно перпендику-
лярных плоскостях;
кривизну труб, которая не должна превышать 1,5 мм на 1 м
длины: общая кривизна не должна превышать 0,15 % длины трубы;
состояние кромок и косину реза. Концы труб обрезают
под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торцов
(косина реза) не должно превышать 1,6 мм для труб номинальным
наружным диаметром 1020 мм и более и 1,2 мм для труб номиналь-
ным наружным диаметром менее 1020 мм. Кромки труб должны
иметь разделку под сварку. Для нефтепроводов косина реза должна
быть < 1,0 мм — для Он < 530 мм; 1,6 мм — для DH > 530 мм. Концы
труб должны иметь фаску, выполненную механическим способом.
Для труб номинальной толщиной стенки менее 15 мм используется
фаска с углом скоса 30° и допускаемым отклонением минус 5°.
Притупление должно быть в пределах 1—3 мм;
наличие дефектов на поверхности труб:
не допускается наличие трещин, рванин, плены, закатов,
а также выходящие на поверхность или торцевые участки расслое-
ния. В зоне шириной не менее 40 мм от торцов труб не допускаются
расслоения, превышающие 6,5 мм. В основном металле труб допус-
каются расслоения, если их размер в любом направлении
не превышает 80 мм, а площадь не превышает 5000 мм в квадрате.
Расслоения площадью не менее 5000 мм в квадрате и длиной в лю-
бом направлении 30 — 80 мм располагаются друг от друга на рассто-
янии не менее 500 мм.
Трубы изготавливают из листов, прошедших 100 % ультразву-
ковой контроль (УЗК).
Допускается зачистка поверхностных дефектов, кроме трещин,
при условии, что толщина стенки после зачистки не выходит за преде-
лы своего минимального значения. Допускаются вмятины глубиной
не более 6 мм, а также поверхностные дефекты типа задира, цара-
пины, если при последующей их шлифовке толщина стенки трубы
не выйдет за пределы допуска на толщину стенки.
сварные швы, или сварные соединения труб и изделий, должны
иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без
резких переходов, подрезов, несплавлений по кромке, непроваров,
осевой рыхлости и других дефектов формирования шва.
Усиление наружного шва находится в пределах 0,5 —2,5 мм
для труб толщиной стенки до 12 мм включительно и 0,5 —3,0 мм
для труб толщиной стенки свыше 12 мм. Высота усиления внутрен-
него шва находится в пределах 0,5 — 2,5 мм.
На заводе-изготовителе сварные швы подвергаются 100 %-му
ультразвуковому контролю.
34
На концах труб на длине L > 150 мм усиление внутреннего шва
должно удаляться до высоты 0 — 0,5 мм. Не допускаются трещины,
непровары, подрезы глубиной более 0,4 мм, выходящие на поверх-
ность поры.
трубы необходимо подвергать ремонту (ВСН 012-88 п. 4.6),
если: глубина царапин, задиров не более 5 %;
вмятины на концах труб имеют глубину не более 3,5 % от £>н;
глубина задиров фасок не более 5 мм.
химический состав, углеродный эквивалент, механические
свойства основного металла и сварочного шва контролируются
дополнительно — одна труба из партии. Все остальные параметры,
рассмотренные выше, контролируются на всех трубах — 100 %.
Трубы разбраковывает (т. е. определяет бракованные трубы
или нет) комиссия, состоящая из представителей строительно-
монтажной организации, заказчика и транспортных ведомств
(железная дорога, Морфлот, речфлот).
Ударная вязкость (KCU) на поперечных образцах типа 11—13
по ГОСТ 9454 — 78 и процент вязкой составляющей в изломе
для основного металла труб номинальной толщиной 6 мм и более
должны удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 1.4.
Для труб номинальной толщиной стенки 6—12 мм допускается
изготовление полнотолщинных (без обработки черновых поверх-
ностей) образцов на ударную вязкость. Для труб номинальной
толщиной стенки менее 6 мм ударная вязкость не определяется.
Для труб диаметром 325 мм и менее допускается определение
ударной вязкости на продольных образцах'. Для труб диаметром
менее 168 мм ударная вязкость на образцах Шарпи не определя-
ется [47].
Процент вязкой составляющей в изломе следует определять на
полнотолщинных образцах DWTT высотой 75 мм для труб номи-
нальной толщиной стенки 8,5 мм и более и высотой 50 мм — для
труб номинальной толщиной стенки менее 8,5 мм.
Для труб толщиной стенки до 12 мм включительно допускается
определение вязкой составляющей в изломе на образцах Шарпи.
Ударная вязкость (KCU) для основного металла и сварных
соединений труб и соединительных деталей на образцах типа 1—3
по ГОСТ 9454 — 78 и ГОСТ 6996 — 66 соответственно должна отве-
чать требованиям, приведенным в табл. 1.7 и определенным при
температуре минус 60 °C для изделий северного исполнения и ми-
нус 40 °C — для изделий обычного (умеренного) исполнения.
Ударная вязкость сварных соединений для труб, выполнен-
ных дуговой сваркой, на образцах с острым надрезом (Шарпи)
при температуре 0 °C должна быть не ниже 39,2 Дж/см2 (4,0 кгс • м/см2).
Образцы Шарпи для сварного соединения имеют сечение 10 х 10 мм2
35
Таблица 1.6
Требования к ударной вязкости KCU и вязкой составляющей
в изломе для основного металла труб
Наружный диаметр труб, мм Рабочее давление, МПа Среднеарифметические значения ударной вязкости и вязкой составляющей в изломе при минимальной эксплуатационной темпе- ратуре стенки трубопровода, не менее
KCU на образцах типа И —13 ГОСТ 9454-78 (1 измене- ние), Дж/см2 (кгс • м/см2) Вязкая составляющая в изломе образ- цов ДВТТ, %
До 426 До25включ. 29,4 (3,0) —
Свыше 25 34,8 (3,5) —
Свыше 426 До 16 включ. 29,4 (3,0) 50
добЗОвключ. Свыше 16 39,2 (4,0) 50
Свыше 630 До 12 включ. 29,4 (3,0) 50
до820включ. Свыше 12до 16 39,2 (4,0) 50
Свыше 16 49,0 (5,0) 60
Свыше 820 До 7,5 включ. 39,2 (4,0) 60
до1020включ. Свыше 7,5
до 12 включ. 58,8 (6,0) 70
Свыше 12 78,5 (8,0) 80
Свыше 1020 До 7,5 ввключ. 78,5 (8,0) 80
до 1400включ. Свыше 7,5
до 12 ввключ. 108 (11,0) 85
Свыше 12 118 (12,0) 85
для труб номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 5 х 10 мм2 —
для труб номинальной толщиной стенки 12 мм и менее.
Каждую трубу подвергают на заводе-изготовителе испытанию
гидростатическим давлением, вызывающим в минимальной толщи-
не стенки трубы кольцевые деформации, равные деформациям,
вызванным испытанием трубы без осевого подпора.
Величину гидростатического давления при отсутствии осевого
подпора определяют по формуле
2tmjn Rtst
d -2t
ue xlnom
(1-4)
rgre tmin — минимальная толщина стенки труб, см; Rtst — расчетное
сопротивление при определении испытательного давления, МПа;
tnom — номинальная толщина стенки труб, см; de — наружный диа-
метр трубы, см.
36
Таблица 1.7
Требования к ударной вязкости KCU
Номинальная толщина Среднеарифметическое значение ударной вязкости, не менее, Дж/см2 (кге м/см2)
От 6 до 12 включ. 34,3 (3,5)
Свыше 12 до 25 включ. 39,2 (4,0)
Свыше 25 44,1 (4,5)
Значение Rtst принимается в зависимости от нормативного преде-
ла текучести: 95 % — в течение 20 с для сварных труб, выполненных
дуговой сваркой; 95 % — в течение 10 с для сварных труб, выполненных
токами высокой частоты; 80 % — в течение 10 с для бесшовных труб.
Заводом-изготовителем гарантируется возможность доведения
давления гидравлического испытания при испытании трубопро-
вода до давления, вызывающего напряженное состояние, при кото-
ром в минимально допускаемой стенке трубы Rtst равно норматив-
ному значению предела текучести.
Соединительные детали трубопроводов — тройники, перехо-
ды, отводы и днища (заглушки) — изготавливают в соответствии
с государственными стандартами или техническими условиями, ут-
вержденными в установленном порядке, из труб или листовой ста-
ли. Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетворять
требованиям, применяемым для труб.
Ударная вязкость основного металла и сварных швов соответ-
ствует требованиям табл. 1.7.
Требования к ударной вязкости для соединительных деталей
диаметром 57 — 219 мм или номинальной толщиной стенки менее
6 мм не регламентируются.
Для промысловых трубопроводов применяются следующие кон-
струкции соединительных деталей:
а) тройники:
горячей штамповки;
штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горя-
чей штамповки;
сварные без специальных усиливающих элементов (ребра, на-
кладки и т. д.);
б) переходы концентрические и эксцентрические штампован-
ные и штампосварные;
в) отводы гнутые гладкие, изготовленные из труб путем про-
тяжки в горячем состоянии, гнутые при индукционном нагреве
или штампосварные из двух половин;
37
г) днища (заглушки) эллиптические или сферические.
Толщина стенок соединительных деталей определяется расче-
том и принимается не менее 4 мм.
Конденсатосборники изготовляют из труб и деталей заводско-
го производства. Диаметр и толщину стенок конденсатосборников
определяют путем расчета.
Конденсатосборники покрывают антикоррозионной изоляци-
ей, соответствующей изоляции трубопровода на данном участке,
и подвергают предварительному гидравлическому испытанию на
давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.
После изготовления сварные соединительные детали подверга-
ют термообработке.
Соединительные детали испытывают гидравлическим давлени-
ем, равным 1,3 рабочего давления для деталей трубопроводов кате-
гории II и III, и 1,5 — для деталей трубопроводов категории I.
Для изолирующих фланцевых соединений следует использо-
вать фланцы по ГОСТ 12821 — 80 (4 изменения). Сопротивление
изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно
быть не менее 103 Ом.
Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и разме-
ры впадины, выступа, а также длину этих крепежных деталей выби-
рают с учетом толщины изолирующих (диэлектрических) втулок и
прокладок. К каждому из фланцев изолирующего соединения при-
варивают изолированный контактный вывод из стальной полосы
размером 30 х 6 мм.
Основные тенденции производства нефтегазопроводных
и коррозионностойких стальных труб
В нашей стране имеется большой потенциал по выпуску корро-
зионностойких промысловых труб. Выпускаются трубы не только
в соответствии с государственным стандартом, но также и по тех-
ническим условиям, учитывающим все особенности транспортиру-
емых сред и часто сильно отличающимся от стандартных. Появле-
ние новых требований к трубам продиктовано сегодняшними реа-
лиями — доля трудноизвлекаемых запасов нефти составляет сейчас
около 60 % и продолжает расти. Становятся более тяжелыми и усло-
вия транспортировки углеводородов. На многих из ныне действую-
щих месторождений добываемая нефть имеет высокое содержание
таких агрессивных компонентов, как сероводород и углекислота,
увеличенную обводненность, которая в сумме с растворенными
в ней солями образует электролиты. Ситуация усугубляется еще
и тем, что обводненная нефть содержит увеличенный процент
абразивных веществ, негативно влияющих на механическую проч-
ность труб. Все эти факторы серьезно увеличивают нагрузку на ис-
38
пользуемые трубы, что, в свою очередь, приводит к снижению
срока их службы. И трубы, выпущенные в соответствии с нормати-
вами, не выдерживают порой и года работы в таких условиях.
Поэтому разработан целый комплекс технических условий, регла-
ментирующих ряд важных показателей работы трубопроводов,
в том числе скорость их коррозии. Выпуск труб в соответствии со
многими из этих ТУ позволяет уменьшить скорость коррозии тру-
бопроводов в 6 —7 раз. Добиться такого результата позволяют со-
временные технологии обработки металла, улучшающие его каче-
ство и изменяющие его структуру. В результате у нефтяных компа-
ний реже возникает необходимость замены трубопроводов, умень-
шаются производственные издержки. Немаловажным фактором
является и снижение аварийности трубопроводов, в результате ко-
торого уменьшается вероятность загрязнения окружающей среды.
Одним из способов повышения стойкости труб является при-
менение специальных марок сталей, подвергнутых термической
обработке. Работы в данном направлении успешно ведутся
в ОАО "ВНИИТнефть" совместно со специалистами ведущих рос-
сийских трубных заводов и нефтедобывающих предприятий на
протяжении последних 10 лет.
Было установлено, что марганец, традиционно применяемый
как легирующий элемент при производстве нефтегазопроводных
труб, негативно влияет на коррозионную стойкость стали. Марга-
нец способствует образованию на поверхности труб рыхлых про-
дуктов коррозии. Локальные отслоения продуктов коррозии ини-
циируют образование язв и интенсифицируют насыщение металла
водородом. В связи с этим для производства труб повышенной кор-
розионной стойкости было решено использовать относительно
недорогую сталь 20 с ограниченным содержанием серы и фосфора.
Термическая обработка труб из стали 20, включающая ряд цикли-
ческих закалок с последним циклом закалки из межкритического
интервала температур и последующим высокотемпературным
отпуском, позволила получить мелкозернистую (8 — 9 балл) ферри-
то-перлитную структуру с зернистой формой карбидов. Сталь с по-
добной структурой отличалась достаточно высокой прочностью
в сочетании с высокой ударной вязкостью и хладостойкостью.
Подбор химического состава и термической обработки позволил
получить сталь с повышенной коррозионной стойкостью. Порого-
вое напряжение сульфидному коррозионному растрескиванию ддя
данной стали составляло 70 % от предела текучести, водородные
трещины после выдержки в сероводородсодержащей среде отсут-
ствовали. Скорость общей коррозии в модельных H2S- и СО2-со-
держащих средах не превышала 0,5 мм/год. Трубы, изготовленные
по данной технологии, безаварийно эксплуатируются на Самот-
39
лорском месторождении и на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз"
более 5 лет[156].
Дальнейшее повышение коррозионной стойкости нефтегазо-
проводных сталей было достигнуто за счет применения комплекс-
ной системы легирования и микролегирования.
Было установлено что микролегирование стали ванадием в ко-
личестве 0,04 — 0,90 % мае. позволяет повысить не только прочность
и хладостойкость стали 20, но и ее стойкость к водородному рас-
трескиванию и СКРН
Повышение коррозионной стойкости стали может быть до-
стигнуто и за счет легирования хромом в количестве 0,80 — 0,95 %.
Подобное легирование способствует образованию на поверхности
стали плотных продуктов коррозии, что заметно повышает ее кор-
розионную стойкость.
На основании проведенных исследований были разработаны
и внедрены на ВТЗ марки стали 20В и 06ХФ.
После проведения лабораторных исследований во ВНИИТнефти
установлено, что улучшенная сталь 20 (исходя из опыта эксплуата-
ции на месторождениях ТНК) из всех существующих марок сталей
имеет более высокую коррозионную стойкость.
По данным промысловых испытаний в течение трех лет уста-
новлено, что коррозионная стойкость стали 20 (улучшенной) в 3 —
4 раза выше обычных [99].
Разработаны и испытаны низколегированные (электросварные
и горячедеформированные) трубы с повышенной коррозионной
стойкостью и без изменения традиционной технологии сварки. Это
стали 08ХМЧА, 06X1Ф, коррозионная стойкость которых по лабо-
раторным и промысловым данным выше стали 20 (улучшенной).
Цена труб с повышенной эксплуатационной надежностью на 30 —
40 % дороже обычных.
Исследования ИКС ЦНИИчермет по низколегированным
и углеродистым сталям выполнены по договору с ОАО "Славнефть-
Мегионнефтегаз", согласно которому перед институтом была по-
ставлена задача установления причин различной коррозионной по-
вреждаемости труб одинакового размерного и марочного сорта-
мента, с идентичной микроструктурой и химическим составом и
отличающихся в сходных условиях эксплуатации только сроком бе-
заварийной службы: одни работают без повреждений весь проект-
ный срок, другие разрушаются в результате сквозных коррозион-
ных повреждений через несколько месяцев. Результаты исследова-
ний получены применительно к средам, характерным для условий
местной нефтедобычи и содержащим минимальное количество се-
роводорода. В большинстве это были водные среды с довольно вы-
соким содержанием ионов хлора и углекислоты. В результате было
40
установлено, что основным фактором, определяющим аномально
высокую скорость коррозии, является присутствие в стали особого
типа неметаллических включений, которые назвали условно корро-
зионноактивными неметаллическими включениями (КАНВ),
Экспериментально подтверждено, что в основном это кальцийсо-
держащие включения — оксиды и сульфиды, которые вносятся
в стати, в процессе выплавки и, главным образом, внепечной обра-
ботки, во время сравнительно новых технологических операций.
Это сталеплавильные процессы рафинирования стали, включаю-
щие обработку кальцийсодержащими компонентами и др., которые
начинали активно внедряться 15 — 20 лет назад, и были направлены,
главным образом, на снижение содержания серы и повышение
ударной вязкости. Примерно в это же время стала возрастать ава-
рийность трубопроводных систем, о чем свидетельствуют стати-
стические данные.
Как показывает практический опыт работы на двух заводах
(ОАО "Северсталь" и ОАО ВТЗ), применяя освоенные на предприя-
тиях современные технологии выплавки и внепечной обработки,
строго регламентировав их параметры, возможно получение стали
чистой по КАНВ. В настоящее время разработаны и согласованы
с Госгортехнадзором технические условия на бесшовные трубы
производства ОАО ВТЗ из стали 20ПКС — повышенной коррозион-
ной стойкости. Уровень чистоты стали составлял 1 шт. • мм, что яв-
ляется гарантией отсутствия аномально высоких скоростей корро-
зии на промысловых трубопроводах. Дальнейшее развитие разра-
ботанной технологии является перспективным направлением про-
изводства высоконадежных труб для нефтесборных систем. Новой
научно-практической задачей является изучение взаимосвязи меж-
ду количеством и составом включений и коррозионной стойкостью
сталей в средах с более жесткими показателями агрессивности,
в том числе в сероводородсодержащих средах.
В последние годы благодаря совместным работам ЦНИИчермета
им. И. П. Бардина, ЗАО "Кедр-БИМ" и НИФХИ им. Л. Я. Карпова
налажено производство биметаллических труб (т. е. труб плакиро-
ванных коррозионностойкими сталями). Эти трубы имеют основ-
ной слой из конструкционной — углеродистой или низколегиро-
ванной стали и плакирующий слой из коррозионностойкой стали.
Основной слой обеспечивает конструктивную прочность и другие
механические характеристики трубопровода, а плакирующий
слой, который находится в контакте с агрессивной средой, —
требуемую коррозионную стойкость трубопровода.
Основное преимущество таких биметаллов — это высокая
коррозионная стойкость, причем не только против общей и яз-
венной, но и против питтинговой коррозии, к которой склонны
41
обычные нержавеющие стали в водных хлорсодержащих средах.
Кроме того, высокая прочность соединения слоев в таких биме-
таллах делает их технологичными, полностью исключает вероят-
ность расслоений при резке, формовке, сварке, в том числе мон-
тажной. В отличие от применения других коррозионностойких
труб срок службы возрастает не в 2 — 4 раза, а на порядок. Срок
службы трубопроводов систем нефтесбора может составить более
30 лет. Трубопроводы из плакированных труб могут эффективно
использоваться в самых различных, в том числе наиболее жестких
условиях эксплуатации. Стоимость таких биметаллов отличается
от стоимости углеродистых и низколегированных сталей в 2 — 3 раза.
В основе новых технологических схем получения биметалли-
ческих труб положен способ электрошлаковой наплавки (ЭШН)
слоя из коррозионностойкой стали на основу из углеродистой или
низколегированной стали. При использовании способа наплавки
соединение плакирующего слоя с основным происходит в жидком
состоянии благодаря проплавлению основного слоя на определен-
ную глубину и перемешиванию наплавляемого металла с расплав-
ленным металлом основы. При этом получается очень высокая
прочность сцепления слоев, что и гарантирует отсутствие расслое-
ний не только при сварке, гибке, резке и других технологических
переделах, но и в процессе эксплуатации, что важно для предуп-
реждения явления имплозии внутреннего слоя.
Другим наиболее важным преимуществом способа ЭШН явля-
ется то, что при наплавке, как и в процессе электрошлакового пере-
плава (ЭШП), происходит рафинирование плакирующего слоя
по сере, кислороду, неметаллическим включениям, что существен-
но повышает его коррозионную стойкость по сравнению с нержа-
веющими сталями открытой дуговой выплавки. Это и является ос-
новным фактором, который позволяет использовать сравнительно
дешевые марки плакирующего слоя и обеспечивать очень высокую
коррозионную стойкость [180].
Основные результаты промысловых испытаний сводятся к сле-
дующему:
1. Скорость коррозии, оцениваемая по потерям массы образ-
цов, установленных в байпасный участок для плакированных ста-
лей не превышает 0,01 мм/год и в каждый испытательный период
в среднем на 1 — 2 порядка ниже, чем для образцов углеродистых
или низколегированных сталей.
2. На поверхности плакированных труб отсутствуют видимые
невооруженным глазом признаки локальной коррозии — язвенной
или канавочной. Кроме того, скорость образования осадка на поверх-
ности плакированных труб на порядок ниже, чем на трубах из про-
стых сталей.
42
3. Коррозия в зоне монтажных стыков плакированных труб вы-
ражена так же незначительно, как и для всей остальной поверхности.
4. По предварительным оценкам срок службы нефтепроводов
из сварных плакированных труб составит 30 и более лет.
По результатам эксплуатации экспериментальных участков
трубопроводов из плакированных труб в ОАО "Славнефть-Мегион-
нефтегаз" принято решение о более широком использовании свар-
ных плакированных труб для строительства трубопроводов, глав-
ным образом, на труднодоступных заболоченных участках, где осо-
бенно затруднены ремонтные работы.
Для строительства трубопроводов из плакированных труб раз-
работана вся необходимая нормативно-техническая документация
на изготовление отводов, фланцев, тройников и других деталей
для биметаллического трубопровода. Кроме того, АО "ВНИИСТ"
при участии ОАО "ВНИИПТ химнефтеаппаратуры" разработал
технологическую инструкцию на сварку монтажных стыков
биметаллических труб. Вся указанная документация согласована
с Госгортехнадзором.
Поставка бесшовных биметаллических труб осуществляется
по ТУ 14-1-5392 — 2000 "Трубы биметаллические бесшовные корро-
зионностойкие", согласованным с Госгортехнадзором.
Сортаменты, наименование стандартов и ТУ на бесшовные
нефтегазопроводные и коррозионностойкие трубы, производи-
мые в настоящее время группой заводов ТМК, представлены
в табл. 1.8— 1.11.
Анализ применяемой нормативной базы (ГОСТ, СНиП, РД, ТУ
и др.) при изготовлении отечественной трубной продукции, поста-
вок труб по импорту из стран СНГ и строительстве трубопроводов
на территории России показывает, общий фонд применяемых стан-
дартов для производства труб насчитывает около 90 наименований,
которые в настоящее время относятся к категории межгосудар-
ственных стандартов в рамках стран СНГ.
В целом экспортно-импортные операции по поставкам трубной
продукции в странах СНГ осуществляются с использованием этих
стандартов, разработанных в 1970— 1980 гг. и имеющих характери-
стики, удовлетворяющие требованиям потребителей на тот период.
За последние 10 лет разработаны всего два новых межгосудар-
ственных стандарта на трубы (ГОСТ 10704 — 91 и ГОСТ 30245 — 91)
и два национальных: ГОСТ Р 50278 — 92, ГОСТ Р 51164 — 98.
Большинство существующих стандартов не гармонизированы
со стандартами промышленно развитых стран Европы, США, Кана-
ды и других государств.
В существующих, стандартах на трубы не отражены последние
достижения научного и технического прогресса и законодательных
43
Таблица 1.8
Сортамент нефтегазопроводных бесшовных труб
Наруж- ный диаметр, Толщина стенки, мм
4,5 5 6 7 8 9 10 11 12 14 15 16 18 20 22
мм Масса 1 погонного метра, кг
57 5,83 6,41 7,55 8,63 9,67 10,65 11,59 12,48 13,32 14,85 15,54 16,18 17,31
76 7,93 8,75 10,36 11,91 13,42 14,87 16,28 17,63 18,94 21,40 22,56 23,67 25,75 27,62
89 9,38 10,36 12,28 14,15 15,98 17,76 19,48 21,16 22,79 25,89 27,37 28,80 31,52 34,03 36,35
102 11,96 14,20 16,40 18,54 20,64 22,69 24,68 26,63 30,38 32,18 33,93 37,29 40,44 43,40
114 13,44 15,98 18,47 20,91 23,30 25,65 27,94 30,18 34,52 36,62 38,67 42,61 46,36 49,91
121 14,30 17,02 19,88 22,29 24,86 27,37 29,84 32,26 36,94 39,21 41,43 45,72 49,81 53,71
146 20,71 23,99 27,22 30,41 33,54 36,62 39,65 45,57 48,46 51,29 56,82 62,14 67,27
152 21,60 25,03 28,41 31,74 35,02 38,25 41,43 47,64 50,68 53,66 59,48 65,10 70,53
159 22,64 26,24 29,79 33,29 36,74 40,15 43,50 50,06 53,27 56,42 62,59 68,55 74,33
168 20,10 23,97 22,79 31,56 35,29 38,96 42,59 46,16 53,17 56,59 59,97 66,58 72,99 79,21
194 36,69 41,08 45,37 49,64 53,86 62,14 66,21 70,23 78,12 85,82 93,31
219 31,52 36,60 41,63 46,61 51,84 56,42 61,26 70,77 75,46 80,10 89,22 98,15 106,88
245 46,76 52,38 57,95 63,47 68,95 79,75 85,08 90,35 100,76 110,97 120,98
273 52,28 58,59 64,86 71,07 77,24 89,42 95,43 101,40 113,19 124,78 136,17
325 70,13 77,68 85,18 92,62 107,37 114,67 121,92 136,27 150,43 164,38
351 67,67 75,91 84,10 92,23 100,32 116,35 123,14 132,19 147,82 163,26 178,50
426 122,51 142,24 152,03 161,77 181,10 200,24 219,18
Таблица 1.9
Нормативная документация на нефтегазопроводные бесшовные трубы
Стандарт Наружный диаметр, мм Марка стали Группа (категория) прочности
ГОСТ 8731-78, ГОСТ 8732-78 "Трубы стальные бесшовные горячедеформированные" 57-426 10, 20, 35, 45, 09Г2С, ЗОХГСА, 15Х5Мит.д. А Б, В, Г,
ТУ 14-3-1128-82 "Трубы стальные бесшовные горячедеформированные для газопроводов, газлифтных систем и обустройства га- зовых месторождений" 57-325 20, 09Г2С, 10Г2С I, II, III категории
ТУ 14-3-1618-89 "Трубы бесшовные горячедеформированные для газо- проводов газлифтных систем и обустройства нефтяных и газовых месторождений северных районов" 57-426 20, 13ГФ, 16ГД 09Г2С К42, К48
ТУ 14-3-1798-91 "Трубы стальные бесшовные горячедеформированные для изготовления деталей трубопроводов" 168-325 20, 09Г2С
ТУ 14-3-1963-95 "Трубы бесшовные сероводородостойкие" 57-168'; 168-325 20, 12ГФ I, II категории
ТУ 14-3-1971-97 "Трубы бесшовные горячедеформированные нефтега- зопроводные повышенной коррозионной стойкости и эксплуатационной надежности из углеродистой стали (сталь марки 20 и ее модификации)" 57-168" 68-426 20В К48
ТУ 14-3-1972-97 “Трубы бесшовные горячедеформированные нефтега- зопроводные повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости" 57-168* 168-426 06X1, 06X1Ф К42, К52
Продолжение табл. 1.9 Нормативная документация на нефтегазопроводные бесшовные трубы
Стандарт Наружный диаметр, мм Марка стали Группа (категория) прочности
ТУ 14-1-5439-2001 "Трубы бесшовные горячедеформированные нефтега- зопроводные повышенной стойкости против локальной коррозии и хладостойкости" 57-273 20-ПКС К42
ТУ 14-1-5439-2001 Трубы бесшовные горячедеформированные нефтега- зопроводные повышенной стойкости против локальной коррозии и хладостойкости" 273-426 20ЮЧ К42
ТУ 1308-195-0147016-01 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные нефтегазопроводные коррозионно- и хладостойкие, предназначенные для строительства, капитального ре- монта и реконструкции подводных переходов" 168-426 13ХФ К52
ТУ 1308-226-0147016-02 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные нефтегазопроводные из микролегированных сталей с увеличенным ресурсом эксплуатации" 168-426 13ХФАР К52
ТУ 1317-214-0147016-02 Трубы бесшовные горячедеформированные нефтега- зопроводные повышенной надежности при эксплуата- ции для месторождений ТПП "Когалымнефтегаз" 168-426 20Ф К54
ТУ 1317-204-0147016-02 Трубы стальные бесшовные нефтегазопроводные хла- достойкие, повышенной коррозионной стойкости" 57-426 09ГСФ, 12ГФ К48. К50, К52
Окончание табл. 1.9
Нормативная документация на нефтегазопроводные бесшовные трубы_______________
Стандарт Наружный диаметр, мм Марка стали Группа (категория) прочности
ТУ 1381-159-0147016-01 42-245 09ГСФ, 06X1, 06ХФ К42, К48
“Трубы стальные бесшовные нефтегазопроводные с улучшенной поверхностью для нанесения антикоррози- онного покрытия" ТУ 14-156-37-97 89-426 20Ф(В), 06Х1Ф К42, К48, К52
' Трубы бесшовные горячедеформированные нефтега- зопроводные повышенной хладостойкости и коррозион- ной стойкости для месторождений ОАО "Сургутнефтегаз" ТУ 1317-233-0147016-02 168-426 13ХФА К52
"Трубы бесшовные горячедеформированные нефтега- зопроводные повышенной надежности при эксплуатации для месторождений ОАО "Томскнефть «Восточная нефтяная компания»" API 5L 21,3-323,9 В, Х42-Х80
ASTMA53 168,3-323,9 АВ
"Стандартная спецификация для трубы стальной из черного металла и с покрытием, полученным с помощью окунания в горячий расплав, оцинкованной, сварной и бесшовной" ASTMA106 219.1-323.8 А, В, С
"Стандартная спецификация для бесшовных труб из уг- леродистой стали для использования при высоких темпе- ратурах" EN 10208 (DIN 17172) 219.1-323.8 Е240,7-Е415,7
DIN 2460 219.1-324.9 St.37.4, St.44.4, St.52.4
Таблица 1.10
Сортамент на трубы бесшовные из коррозионностойкой стали
(нержавеющие трубы)
Наруж- ный диаметр, мм Толщина стенки, мм
4,5 5 6 7 8 9 10 И 12 14 15 16 18 20 22
Масса 1 погонного метра, кг
42 4,19 4,59 5,36 6,08 6,75 7,37 7,94 8,46
57 5,86 6,45 7,59 8,69 9,73 10,72 11,66 12,58 13,4 14,94 15,64 16,28
68 7,99 7,82 9,23 10,60 11,91 13,18 14,39 15,58 16,68 18,76 19,73 20,65 22,34
76 9,40 8,81 10,42 11,99 13,50 14,97 16,38 17,75 19,06 21,54 22,71 23,83 24,95
89 8,48 10,42 12,36 14,25 16,08 17,87 19,61 21,29 22,93 26,06 27,55 28,99 31,72 34,25
95 11,17 13,25 15,29 17,27 19,21 21,10 22,93 24,72 28,14 29,78 31.37 34,40 37,23
114 16,08 18,59 21,05 23,45 25,81 28,12 30,38 34,75 36,86 38,92 42,89 46,66 50,23
121 17,12 19,81 22,44 25,02 27,55 30,03 32,46 37,18 39,46 41,70 46,01 50,13 54,05
127 18,02 20,85 23,63 26,36 29,04 31,67 34,25 39,26 41,70 44,08 48,69 53,11 57,33
146 24,15 27,40 30,60 33,75 36,88 39,91 45,86 48,77 51,62 57,18 62,54 67,71
152 28,59 31,94 35,24 38,49 41,70 47,95 51,38 54,01 59,86 65,52 70,98
159 29,98 33,51 36,98 40,40 43,78 50,38 53,61 56,78 62,99 69,50 74,80
168 31,77 35,52 39,21 42,86 46,46 53,51 56,96 60,36 67,01 73,46 79,72
180 38,20 42,19 46,14 50,03 57,68 61,43 65,12 72,37 79,42 86,27
194 45,67 49,96 54,20 62,54 66,64 70,68 78,63 86,37 93,91
219 51,87 56,78 61,65 71,23 75,94 80,61 89,79 98,78 107,56
245 101,41 111,68 121,76
Примечание:
Возможно изготовление труб с размерами, не указанными в таблице. Поставка труб производится по допол-
нительному техническому соглашению.
Трубы изготавливаются длиной от 2 до 12,5 м.
Э-185
Нормативная документация
на трубы из коррозионностойкой стали
Таблица 1.11
Стандарт Наружный диаметр, мм Марка стали
ГОСТ 9940-81 "Трубы бесшовные горячедеформированные из коррози- онностойкой стали" 42-245 20X13, 12X13, 12X17, 08-12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 06ХН28М2Т, 10-20Х23Н18, 02-08Х18Н10 и другие по ГОСТ 5632-72
ТУ 14-1-5410-2001 "Трубы бесшовные горячедеформированные из низколе- гированной коррозионностойкой стали марок 04Х18Н10, 03Х18Н11, 03Х17АН9, 304LN" 42-245 04Х18Н10, 03Х18Н11, 03Х17АН9, 304LN
ТУ 14-ЗР-197-2001 “Трубы бесшовные из коррозионностойких сталей с по- вышенным качеством поверхности" 76-245 08Х18Н10Т, 08Х18Н12Т
ТУ 14-156-42-2000 “Трубы горячепрессованные из стали марки 07Х15Н4М2Т-ПТ (ЧС-137ПТ)" 76-245 07Х15Н4М2Т-ПТ
ТУ 14-156-45-2002 “Трубы стальные бесшовные горячедеформированные из нержавеющей стали для холодного передела" 83-245 08Х18Н10Т, 08Х18Н12Т
ТУ 14-1-5392-2000 “Трубы биметаллические бесшовные коррозионностой- кие" 159-245 Основной слой (наружный) — углероди- стые или легированные стали Плакирующий слой (внутренний) — кор- эозионностойкие стали
DIN 17456 "Бесшовные кольцеобразные трубы из коррозионно- стойкой стали" СО 42-245 X6CrNiTil810 и другие согласно техниче- ской документации
актов Российской Федерации по формулированию нормативных
требований для обеспечения гарантированной надежности и безо-
пасности трубопроводных систем. Не разработаны стандарты
на трубы повышенной ответственности, в том числе газонефтепро-
водные диаметром более 820 мм, промысловые на давление 30 МПа
и более и др. В существующих стандартах на трубы не находят
отражения нормативные требования, направленные на повышение
качества и несущей способности. Поэтому важным для повышения
качества трубной продукции является принятие и утверждение го-
сударственной программы "Формирование национальной системы
стандартизации трубной продукции в Российской Федерации”.
В соответствии с этой программой для стальных сварных труб
разработан и с 01.01.2004 г. вступает в силу национальный ГОСТ
“Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов,
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов".
В настоящем стандарте нашли отражение следующие новые
положения:
расширен сортамент труб, диапазон класса прочности сталей,
рабочих параметров эксплуатации труб и других показателей
по сравнению с межгосударственным стандартом ГОСТ 20295 — 85;
введены дополнительные более жесткие требования к хими-
ческому составу трубных сталей в части ограничения содержания
микролегирующих добавок и вредных примесей. Введен контроль-
ный анализ химсостава стали на готовых трубах;
рекомендовано определять ударную вязкость на образцах
с острым надрезом различных зон сварного соединения;
увеличен объем неразрушающего контроля труб физическими
методами. Предложено применять 100 % неразрушающий контроль
исходного листа или рулонной стали в линии листопрокатного ста-
на, или в линии трубосварочного стана. Наряду с рентгеновским
и ультразвуковым дефектоскопическим контролем предложено
проверять сплошность тела всего периметра трубы магнитным ме-
тодом;
введены требования к технологическим процессам производ-
ства труб и требования по обеспечению надежности и безопасно-
сти труб при эксплуатации. Установлен гарантированный срок экс-
плуатации труб. Впервые на основе количественной оценки трещи-
ностойкости труб прогнозируется уровень работоспособности га-
зопроводов в условиях возможных лавинных (протяженных)
разрушений;
расширен диапазон контролируемых параметров при проведе-
нии приемо-сдаточных испытаний труб. Введены новые критерии
и методы оценки качества и работоспособности труб:
устанавливается впервые гарантированный срок эксплуата-
50
ции труб до 15 лет на базе накопленного опыта многолетней ра-
боты трубопроводных систем, исследований в различных научных
организациях (ВНИИГАЗ, ЦНИИчермет, ВНИИСТ, ИМАШ РАН,
РосНИТИ и др.), нормативных актов Госгортехнадзора России
и ряда законов Российской Федерации;
наряду с проведением приемо-сдаточных испытаний введены
периодические и квалификационные испытания труб, позволяющие
устанавливать предельные рабочие параметры (давление, темпера-
тура, транспортируемые продукты и др.) эксплуатации труб [17].
Стандарт гармонизирован с межгосударственным стандартом
ГОСТ 20295 и с иностранными стандартами, в том числе API Spec. 5L,
ANS/ASME В31.4 EN 10208-2, BS 8010:1992. BS 4515:1992, DIN 17120 и др.
Но еще не решены многие другие проблемы по стандартизации
трубной продукции, в том числе предстоят большие работы по раз-
работке технических регламентов в соответствии со вступившим
в силу с 01.07.2003 г. Федеральным законом № 184-ФЗ "О техниче-
ском регулировании".
1.2.2.2. Алюминиевые трубы
Трубы из алюминия и его сплавов обладают большей стой-
костью, чем стальные, в углеводородных средах, в условиях почвен-
ной коррозии и низких температур. Алюминиевые трубы имеют
небольшую массу, достаточно высокие механические и технологи-
ческие свойства. За счет гладкости стенок труб повышается произво-
дительность трубопроводов на 10— 15 %, так как при перекачке про-
дуктов уменьшается трение о стенки труб, а также предотвращается
отложение парафина и других примесей на их стенках [181, 189].
Алюминиевые трубы рекомендуется применять: для газонеф-
тепроводов, транспортирующих агрессивные среды; прокладывае-
мых в коррозионноактивных грунтах; при надземной прокладке,
когда необходима легкость конструкции (строительство воздуш-
ных переходов); для прокладки в труднодоступных горных усло-
виях, в болотистой местности; в прибрежной полосе моря; при
прокладке газонефтепроводов на поверхности земли в районах
вечной мерзлоты и т. д.
При сооружении газонефтепроводов из алюминиевых труб со-
кращается объем очистных и изоляционных работ, выполняемых
на трассе, так как не требуется применять изоляцию (за исключе-
нием прокладки в щелочных грунтах); облегчаются транспортиро-
вание труб и монтаж трубопроводов.
Стыковые соединения алюминиевых труб выполняют свар-
ными с применением различных методов сварки или разъемными,
например с помощью резьбовых муфт. Сопряжение алюминиевого
51
трубопровода со стальным можно осуществлять на фланцах
с принятием мер защиты против гальванической коррозии.
Трубы из алюминия и его сплавов можно применять для маги-
стральных и промысловых газонефтепроводов диаметром до 300 мм.
Материал для труб выбирают исходя из следующих основных
требований: алюминиевый сплав должен хорошо свариваться мето-
дом дуговой сварки или другими методами, предел текучести
алюминиевого сплава — не более 0,7 от временного сопротивления,
относительное удлинение — не менее 15 %, ударная вязкость алю-
миниевых сплавов при температуре 15 °C — не менее 30 Дж/см2.
При температуре от 60 до —50 °C нормативные характеристики
алюминиевых труб не изменяются.
В качестве материала для алюминиевых труб можно использо-
вать: чистый алюминий марок АД1, АД, АДО; сплавы алюминиево-
магниевые, не упрочняемые термической обработкой, марок АМг2,
АМгЗ, АМгб, а также высокопрочные сплавы системы Al — Mg — Zn
марки В92, системы А1 —Си —Мд марок Д1 и Д16 и системы А1 —
Мд —Si марки АД35, упрочняемые термической обработкой, и др.
Выбор той или иной марки алюминиевого сплава зависит от рабо-
чего давления газонефтепровода и технологии его монтажа.
Для сварных газонефтепроводов высоких давлений можно
применять трубы, изготовленные из алюминиевых сплавов марок
АМгб и В92, а также АД35; для сварных газонефтепроводов средне-
го давления — из сплавов АМг2 и АМг и для сварных трубопрово-
дов низкого давления — из алюминия марок АДО, АД и АД1.
При изготовлении несварных газонефтепроводов с резьбовыми
или фланцевыми соединениями можно использовать высокопроч-
ные дюралюмины марок Д1, Д16 и др.
За рубежом для изготовления труб применяют аналогичные
по свойствам сплавы.
Трубы из алюминия и его сплавов по способу изготовления
делятся на бесшовные — прессованные, тянутые (т. е. изготовлен-
ные волочением и холодной прокаткой), плоскосворачиваемые;
на сварные — прямошовные, спиральношовные и плоскосворачи-
ваемые.
Целесообразность применения того или иного способа для из-
готовления труб определяется рядом факторов, и, прежде всего,
требованиями качества, точности размеров и стоимости изготовле-
ния, а также особенностями применяемого материала для труб.
Наиболее производительным является метод прессования бес-
шовных труб на специальных гидравлических прессах. Ассорти-
мент труб, получаемых на прессах, весьма разнообразен.
У нас в стране из алюминия и его сплавов изготовляют
бесшовные трубы длиной 1 — 6 м двух видов: тянутые — диаметром
52
6—120 мм, толщиной стенки 0,5 — 5 мм и прессованные — диамет-
ром 18 — 300 мм, толщиной 1,5 — 40 мм. Сварные трубы получают
из ленты методом непрерывной сварки токами высокой частоты диа-
метром 10 — 220 мм, толщиной стенки 0,5 — 4 мм. Освоение изготов-
ления сварных труб из листов и полос позволит в дальнейшем рас-
ширить сортамент труб. За рубежом применяют трубы примерно
такого же типа.
Технические требования, предъявляемые к алюминиевым
трубам делятся по:
механическим свойствам материала;
химическому составу, технологическим свойствам;
качеству поверхности;
точности изготовления;
гидравлическому испытанию на прочность и др.
Отожженные трубы из чистого алюминия марок АД, АД1
и АДО должны выдерживать (без образования трещин) испытание
на продольное сжатие. Отожженные трубы из сплава марки АМг
испытывают на сплющивание до соприкосновения стенок.
Структура труб не должна быть крупнокристаллической.
Трубы должны быть прямыми, с обрезанными перпендикулярно
к продольной оси концами, без заусенцев. Допускаемая кривизна
тонкостенных труб или стрела прогиба — не более 1 мм на 1 м дли-
ны; толстостенных — 3 — 5 мм на 1 м длины. Общая кривизна труб
не должна превышать произведения местной кривизны на длину
труб в метрах.
Косина реза не должна выводить трубы за пределы половины
допускаемого отклонения по длине и превышать: 2 мм для труб диа-
метром 120 — 200 мм и 7 мм для труб диаметром свыше 200 мм.
Овальность и разностенность труб не должны превышать их
допускаемые отклонения соответственно по наружному диаметру
и толщине стенки. Наружная и внутренняя поверхность труб долж-
на быть гладкой и ровной, без плен, трещин, пузырей, расслоений,
посторонних включений, рисок, грубых следов протяжки, забоин,
царапин, вмятин и пятен коррозионного происхождения. Допуска-
ются единичные мелкие дефекты: плены, забоины, царапины, пу-
зыри и вмятины глубиной, не выходящей за пределы минусового
допуска по толщине стенки трубы.
1.2.2.3. Чугунные трубы
Чугунные трубы обладают по сравнению со стальными боль-
шей коррозионной стойкостью и долговечностью, а также мень-
шей сложностью изготовления. Вместе с тем они имеют большую
металлоемкость (большая толщина стенок). Общие затраты на про-
53
изводство и монтаж чугунных трубопроводов, отнесенные к одно-
му году их службы, оказываются меньшими, чем эти же затраты
при сооружении стальных трубопроводов [181, 189, 204].
Трубы из серого чугуна широко применяют для изготовления
водопроводов как в России, так и за рубежом. Они получили боль-
шое распространение также для трубопроводов различного назна-
чения. Для газонефтепроводов используют трубы из высокопроч-
ного чугуна с шаровидным графитом, который наряду с высокой
прочностью имеет достаточную пластичность, обладает, как и се-
рый чугун, хорошими литейными свойствами, а также имеет низ-
кую стоимость по сравнению с другими материалами.
Трубы из высокопрочного чугуна благодаря более высокой ме-
ханической прочности и пластичности способны выдерживать
внутренние рабочие давления, даже несмотря на некоторое ослаб-
ление их стенок под действием точечной коррозии, и имеют боль-
ший срок службы, чем обычные трубы из серого чугуна.
Изготовление чугунных труб заключается в заливке металла,
осуществляемой различными способами, в формы. В России
наибольшее распространение имеют центробежный метод литья
труб из серого чугуна в водоохлаждаемые формы и полунепрерыв-
ный метод литья чугунных труб.
Центробежный метод отливки чугунных труб в металли-
ческой водоохлаждаемой форме — наиболее производительный,
экономичный и простой.
Полунепрерывным методом литья изготовляют трубы из серого
чугуна эвтектического состава с минимальным содержанием фосфора
(С —3,6-3,9; Si — 1,7-2,2; Мп — 0,6-1; Р — 0,2-0,3; S —до 0,1 %).
Дефект чугунных труб центробежного литья — разностен-
ность. При полунепрерывном методе литья труб этого нет, так как
трубы формуют на оправке (внутренний кристаллизатор). Но, тем
не менее, эти трубы имеют шлаковые включения и газовые ракови-
ны. В случаях протекания неполного процесса самоотжига при по-
лунепрерывном литье труб возможно ухудшение их пластических
свойств, образование поверхностного отбела и даже растрескива-
ние. Улучшение свойств труб достигнуто в результате повышения
качества шихтовых материалов, совершенствования процесса
плавки чугуна.
Полунепрерывный метод литья рекомендуется применять так-
же и для изготовления раструбных труб из высокопрочного чугуна
с шаровидным графитом, в частности, диаметром свыше 300 мм.
Экспериментально доказано, что процесс литья протекает нор-
мально, без захватов и заклинивания труб. Для повышения прочно-
сти и пластичности высокопрочного чугуна необходима последую-
щая термическая обработка труб (отжиг).
54
Трубы из серого чугуна по назначению подразделяются
на напорные водопроводные и сливные (канализационные). Напор-
ные водопроводные трубы составляют примерно 15 % от общего
выпуска чугунных труб.
Изготовляют чугунные трубы длиной L с раструбом (рис. 1,7а),
имеющим размеры Dp Sp Zj, /2, /3 и /4, и со стыковым соединением
под уплотнительные манжеты (рис. 1.76), имеющим размеры DI, s,
®1> ^2- D3, D4, I, I3 и /4.
Напорные трубы с раструбом в зависимости от толщины стен-
ки s с условным проходом Dy = 65— 1000 мм подразделяют на клас-
сы: ЛА (s = 6,7 — 22,5 мм), A (s = 7,4 — 24,8 мм) и Б (s = 8 —27 мм).
Наружные диаметры DH цилиндрической части труб составляют
81 — 1048 мм. Трубы с раструбом изготовляют методом центробеж-
ного и полунепрерывного литья мерной длины (2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
и 10 м) и немерной длины (в пределах указанных длин (500 мм)).
Трубы всех классов отливают из серого чугуна не ниже
марки СЧ15. Гидравлическое испытание труб с раструбом проводят
в зависимости от их размеров и класса. Для Dy < 300 мм испытатель-
ное давление составляет 2,5; 3,5 и 4 МПа; для Dy > 300 — 600 мм —
2; 3 и 3,5 МПа и для Dy> 600 мм — 2; 2,5 и 3 МПа соответственно
для классов ЛА, А и Б. Максимальное рабочее давление в чугунных
трубопроводах не должно превышать испытательного.
Рис. 1.7. Чугунная труба: a — с обычным раструбом;
б — с соединением под резиновую уплотнительную муфту
55
Поверхностная твердость труб должна быть не выше НВ 230,
а в середине толщины стенки — не более НВ 215. Прочность труб
определяют на изгиб растяжением кольца, отрезанного от гладкого
конца трубы.
Предел прочности чугунных труб с раструбом из серого чугуна
в зависимости от их диаметра следующий:
Г>Уг мм < 300 350 400 500 600 700 800 900 1000
Я, МПа 392,0 333,2 274,4 254,8 254,8 245,0 245,0 235,2 235,2
Чугунные трубы из серого чугуна со стыковым соединением
под резиновые уплотнительные манжеты изготавливают, как и рас-
трубные классов ЛА, А и Б, но других размеров: Dy ~ 65 — 300 мм,
Dpf = 81 —326 мм; s = 6,7— 10,8 мм (класс АА); s = 7,4— 11,9 мм
(класс A), s = 8—13 мм (класс Б).
Предел прочности труб из серого чугуна, определяемый при ис-
пытании на изгиб растяжением кольцевого образца трубы, должен
быть не менее 392 МПа. Эти трубы должны выдерживать гидравли-
ческое давление: 2,5 МПа — для класса ЛА 3,5 МПа — для класса А
и 4 МПа — для класса Б.
Напорные трубы со стыковым соединением под резиновые
уплотнительные манжеты изготавливают методом центробеж-
ного и полунепрерывного литья. Поставляют их в комплекте с рези-
новыми манжетами Б-1 при отклонениях наружного диаметра
от 0 до + (4,5 +0,0015 Dy) мм и манжетами Б-2 при отклонениях
от 0 до минус (4,5 + 0,0015 Dy) мм.
Таблица 1.12
Размеры напорных труб с раструбом из высокопрочного чугуна, мм
Условный диаметр DY Наружный диаметр DH Толщина стенки t Длина труб L
65 81 6,0 2; 3; 4
80 98 6,0 3; 4; 5
100 118 6,0 3; 4; 5: 6
150 170 6,5 3; 4; 5, 6
200 222 7,0 3; 4; 5; 6
250 274 7,5 3; 4; 5; 6
300 326 8,0 3; 4; 5; 6
400 429 8,5 3; 4; 5; 6
500 532 9,0 3; 4; 5; 6
600 635 10,0 3; 4; 5; 6
56
Напорные трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным
графитом изготавливают центробежным методом следующих ма-
рок ВЧ 40; ВЧ 45 и др. (табл. 1.12).
Испытательное гидравлическое давление для труб Dy от 65 до 200 мм
составляет 5 МПа; для труб Dy от 400 до 600 мм — 4,5 МПа. Кри-
визна труб на любом их участке допускается не более 1,2 мм на 1 м
длины для труб Dy = 65 — 200 мм и 1 мм — для труб Dy = 250 — 600 мм.
Предельные отклонения размеров труб составляют: по длине L
± 20 мм, по толщине t — (1 + 0,05s) мм; по наружному диаметру ци-
линдрической части Dh ± (4,5 ± 0,0015 Dy) мм.
Трубы комплектуют резиновыми уплотнительными манжетами
Б-1 или Б-2.
1.2.2.4. Неметаллические трубы
Пластмассовые трубы
Пластмассовые трубопроводы обладают следующими пре-
имуществами. Они не подвержены электрохимической корро-
зии, которая создает значительные осложнения при эксплуата-
ции металлических трубопроводов. Потери давления на трение
в пластмассовых трубах благодаря их гладкой внутренней
поверхности приблизительно на 30 % меньше, чем в стальных
Рис. 1.8. Классификация труб из полимерных материалов
57
и чугунных трубах, поэтому пропускная способность пластмас-
совых труб данного условного прохода примерно соответствует
пропускной способности стальной трубы следующего по номи-
налу условного прохода. Трубы из термопластов в 6 — 14 раз легче
металлических, что обеспечивает экономию при их транспорти-
ровании и монтаже. Трубы малых и средних диаметров из поли-
олефинов могут также поставляться потребителям в бухтах, что
упрощает их перевозку и укладку в траншеи. Вероятность разру-
шения пластмассового трубопровода при замерзании в нем воды
мала, поэтому в зимний период, когда потребление воды прекра-
щается, трубопроводы из полиолефинов можно не опорожнять.
Низкая электрическая проводимость исключает возможность
возникновения в пластмассовых трубах блуждающих токов
и связанного с ним коррозионного повреждения трубопровода
[5, 182, 189, 206, 222].
Ограничение применения пластмассовых трубопроводов про-
исходит из-за их основных недостатков: низкий модуль упругости
(теряют свою форму); низкая теплостойкость; высокий коэффици-
ент линейного расширения (что обусловливает необходимость уст-
ройства компенсаторов); подверженность ползучести и старению
(т. е. нагрузки должны быть 0,2 — 0,25 ствр при 2 — 3 % деформации
за 50 лет); изменение свойств с течением времени; хладоломкость
(т. е. при низких температурах уменьшается пластичность и увели-
чивается хрупкость).
Классификация труб по виду полимерного материала представ-
лена на рис. 1.8.
Для сооружения промысловых трубопроводов в нашей стране
используются преимущественно трубы из полиэтилена низкого
давления (ПНД), полиэтилена высокого давления (ПВД), полипро-
пилена (ПП) и суспензионного поливинилхлорида (ПВХ) и стекло-
пластиков. В зарубежной практике для этих целей используются
трубы из полибутадиенстирола, полиэтилена (ПЭ,) ПП, хлориро-
ванного ПВХ, а также из стеклопластиков. Трубы из фторопластов
в России и за рубежом применяются для монтажа технологических
трубопроводов.
Технической документацией, действующей в России, по тол-
хцине стенки и по рабочему давлению напорные трубы подразделя-
ются на типы, указанные в табл. 1.13 [5, 222].
Отечественные трубы из ПНД и ПВД выпускают по ГОСТ Р 50838 — 95
и ГОСТ 18599-01, из ПП — по ТУ 38-102-100-76, из ПВХ —
по ТУ 6-19-231-83 (табл. 1.14).
Напорные трубы из ПЭНД, ПЭВД предназначены для трубо-
проводов, транспортирующих воду, газ, воздух и другие жид-
кие и газообразные вещества, к которым ПЭ химически стоек.
58
Таблица 1.13
Типы пластмассовых труб
Материал труб Тип трубы Максимальное рабочее давление (МПа) при температуре транспортируемой среды, °C
до 20 до 40 до 60
ПЭНД Л—легкий 0,25/0,1 0,1/ -
СЛ—сред! 1елегкий 0,4/0,16 0,16/ - —
С — средний 0,6 / 0,25 0,2/0,1 —
Т — тяжелый 1,0/0,6 0,4 / 0,2 —
ПЭВД Л 0,25/0,1 0,1 / - —
СЛ 0,4/0,16 0,16/ - 0,06/ -
С 0,6 / 0,25 0,24/0,1 0,1 / -
т 1,0/0,6 0,4 / 0,2 0,16/ -
ПВХ СЛ 0,4/ - 0,2/ - —
с 0,6/0,25 0,4/ - —
т 1,0 / 0,4 0,6/0,1 0,1 /
ОТ— особотяжелы? 1,6/1,06 1,0/0,4 0,2/ -
ПП Л 0,25 / - 0,16/ - 0,1 /
С 0,6/0,16 9,4/ - 0,25 / -
т 1,0/0,25 0,6/0,1 0,4/-
Примечание:
В числителе указаны максимальные рабочие давления для случая транс-
портирования веществ, к которым материал труб химически стоек (в среде
данной концентрации при данной температуре не происходит химического
разрушения полимера); в знаменателе — то же, для случая транспортирова-
ния веществ, к которым материал труб химически относительно стоек (в сре-
де данной концентрации при данной температуре происходит частичная по-
теря несущей способности труб, трубы должны применяться с повышенным
запасом прочности).
Трубы из ПП отличаются от полиэтиленовых легкостью и тепло-
стойкостью. Прочность ПП труб выше, а газо- и паропроницаемость
ниже. Стоимость их выше, чем стоимость труб из полиэтилена.
Трубы из ПВХ имеют следующие отличия по сравнению с по-
лиэтиленовыми: имеют большую плотность; меньшую морозостой-
кость; склонны к старению под действием ультрафиолетовых лу-
чей; с понижением температуры повышается хрупкость; чувстви-
тельны к надрезам, царапинам и требуют более бережного отноше-
ния при транспортировании и монтаже.
59
Таблица 1.14
Номенклатура выпускаемых напорных труб
Типы труб Наружные диаметры напорных труб
пнд пвд ПП пвх
Л 63 - 1200 32 - 160 110-315 —
СЛ 40 - 1200 25- 160 20-315 75-315
С 25 - 800 16 - 125 20 - 315 40 - 315
т 10 - 500 10 - 500 10-200 25-315
от 16 - 500 32 - 630 — 10-315
Основной способ производства полиэтиленовых труб — непре-
рывная шнековая экструзия.
Приготовленные гранулы полиэтилена засыпают в бункер эк-
струдера, откуда захватывают шнеком и транспортируют через
обогревательный цилиндр. Во время прохождения через него мате-
риал пластифицируется и в вязкотекучем состоянии продавливает-
ся через образуемый дорном и мундштуком (формовочное устрой-
ство) кольцевой зазор экструзионной головки. Труба, выходящая
из экструдера, поступает на калибровку, ее охлаждают водой, мар-
кируют и нарезают на отрезки заданной длины при помощи резака
или наматывают на катушку (барабан) (рис. 1.9, 1.10, 1.11).
Свойства полиэтилена во многом определяются его плотно-
стью. В российских и международных стандартах принята следую-
Упаковочное
Загрузочное устройство
отверстие Формовочное Маркировочное для готовой
для сырья устройство устройство продукции
Экструдер Охлаждающие емкости Резак
Рис. 1.9. Схема экструдерной установки
60
Рис. 1.10. Намотка полиэтиленовой трубы на катушку
Рис. 1.11. Стеллажи готовой продукции
61
щая классификация полиэтилена по группам плотности, г/см3:
ПНП (ПВД) — полиэтилен низкой плотности (полиэтилен высо-
кого давления) — 0,910 — 0,925;
ПСП (ПНД) — полиэтилен средней плотности (полиэтилен низ-
кого давления) — 0,926 — 0,940;
ПВП (ПНД) — полиэтилен высокой плотности (полиэтилен низ-
кого давления) — 0,941—0,965.
Полимеризацией при высоком давлении получают разветвлен-
ный полиэтилен с низкой плотностью. Полимеризацией при низ-
ком давлении различными методами (газофазный, суспензионный,
растворный) получают линейный полиэтилен. При этом за счет вве-
дения сополимеров может быть получен полиэтилен различной
плотности — от 0,92 до 0,96 г/см3. Отечественные трубные марки
полиэтилена низкого давления производятся газофазным методом
с использованием в качестве сополимера бутена-1. Полимеризаци-
ей при низком давлении может быть получен полиэтилен средней
плотности.
Внешне трубы из ПНД и ПВД ничем не отличаются, поэтому
при отсутствии маркировки или паспорта на трубы отличить их
довольно трудно. Если имеются два отрезка трубы из ПНД и ПВД
одного наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки, то тру-
бы из ПНД при приложении равных нагрузок сплющиваются
в меньшей степени. Трубы из ПНД более твердые, чем трубы
из ПВД, поэтому на поверхности трубы из ПНД при проведении
по ней ногтем обычно остается малозаметная царапина, тогда как
на поверхности трубы из ПВД она более заметна. При ударе о твер-
дую поверхность детали из ПВД издают глухой звук, а детали
из ПНД — звонкий или слегка звонкий звук.
Высокая прочность и монолитность соединения может быть
получена только при сварке изделий из одинаковой пластмассы.
Трубы из полиэтилена, полипропилена или полибутена, сваренные
между собой, не образуют прочного соединения и легко разруша-
ются при механических испытаниях.
Напорные трубы из полиэтилена (табл. 1.14), предназначенные
для трубопроводов, транспортирующих воду, в том числе для
хозяйственно-питьевого водоснабжения, при температуре от 0
до 40 °C, а также другие жидкие и газообразные вещества произво-
дят по ГОСТ 18599—2001 "Трубы напорные из полиэтилена.
Технические условия", который учитывает требования междуна-
родного стандарта ISO 4427:1996 "Трубы полиэтиленовые для водо-
снабжения. Технические условия".
Трубы для газопроводов производятся по ГОСТ Р 50838-95*
“Трубы из полиэтилена для газопроводов", в котором с 01.01.2000
запрещено применение ПЭ 63 для изготовления газопроводных труб.
62
Трубы предназначены для газопроводов, транспортирующих при-
родные газы газовых и нефтяных месторождений, отвечающие
требованиям ГОСТ 5542-87, не содержащие ароматических и хло-
рированных углеводородов, и газовоздушные смеси, не содержа-
щие указанных углеводородов. Трубы изготавливают отрезками
длиной от 5 до 24 м, а также длинномерными в бухтах или на катуш-
ках (барабаны).
Соединительные детали из полиэтилена для трубопрово-
дов изготавливают методом литья под давлением и прессова-
нием. Для трубопроводов диаметром свыше 300 мм соедини-
тельные детали изготавливают методом сварки и гнутья из за-
готовок труб.
Подразделяются фитинги по способу соединения на четыре вида:
детали для соединения труб сваркой встык;
детали для соединения труб враструб (вода);
детали с удлиненными хвостовиками для соединения труб
сваркой встык или при помощи муфт с закладными нагрева-
телями (ЗН);
детали с ЗН.
Соединительные детали выпускаются в соответствии с техни-
ческими условиями (рис. 1.12):
ТУ 6-49-22-90 "Детали соединительные из полиэтилена низко-
го давления для напорных труб” предназначаются для изготовле-
ния соединительных деталей методом литья под давлением, прессо-
вания и намотки для использования в трубопроводах, транспорти-
рующих воду, воздух и другие жидкие и газообразные вещества,
к которым стоек полиэтилен (рис. 1.13);
ТУ 6-49-14-89 "Детали соединительные из полиэтилена высо-
кого давления для напорных труб" распространяются на соедини-
тельные детали, изготавливаемые методом литья под давлением для
сварки враструб и предназначаются для трубопроводов, работаю-
щих при температурах до 60 °C;
ТУ 6-19-218-86 "Детали соединительные из полиэтилена низ-
кого давления сварные и гнутые для напорных труб" предназнача-
ются для изготовления сварных и гнутых деталей, методами сварки
нагретым инструментом, экструзионной сварки и гнутья;
ТУ 6-19-359-97 "Детали соединительные из полиэтилена для
газопроводов" используются для производства деталей для соеди-
нения труб с использованием сварки нагретым инструментом
встык (рис. 1.14);
По ТУ 2248-004-18425183-01 "Детали соединительные литьевые
и сварные из полиэтилена для газопроводов” производят соедини-
тельные детали, изготовленные методом литья под давлением
и сваркой встык или враструб;
63
Рис. 1.12. Соединительные детали
ТУ 2248-032-00203536-96 "Детали соединительные из полиэти-
лена с удлиненными хвостовиками" служат для производства дета-
лей, предназначающихся для соединения труб с использованием
сварки нагретым инструментом встык и с помощью муфт с заклад-
ными нагревателями.
Соединения пластмассовых труб делят на две основные груп-
пы: неразъемные и разъемные. Неразъемные соединения нельзя ра-
зобрать без повреждения деталей. К этой группе относятся свар-
ные и клеевые соединения. Разъемные соединения можно разо-
брать и вновь собрать. К ним относятся фланцевые с накидными
гайками, раструбные, с резиновым уплотнительным кольцом и нип-
пельные соединения.
Вид соединения труб выбирают в зависимости от условий мон-
тажа и эксплуатации трубопроводов, а также свойств материала
труб. При этом учитываются экономические соображения, в том
числе стоимость необходимых соединительных и комплектующих
деталей и трудоемкость монтажа. Как правило, основная доля со-
единений в трубопроводах приходится на неразъемные. Разъемные
соединения применяют в местах установки трубопроводной арма-
туры, насосов и другого оборудования и приборов.
64
Рис. 1.13. Соединительные детали из полиэтилена высокого давления
по ТУ 6-49-14-89:
а—муфта; б—угольник;в— тройник;г—тройник переходной; gr—переход
е — втулка под фланец; ж — заглушка; и — угольник с крепежным фланцем;
к—втулка для штуцерных соединений; л — втулка для дюритовых соединений .
5 Э-185
65
Рис. 1.14. Соединительные детали по ТУ 6-19-359-97:
а — отвод 90°; б — тройник неравнопроходный; в — тройник диаметром 63,
ПО и 160 мм; г — тройник диаметром 225 мм; д — переход; е — втулка
под фланец; ж — отвод 45°; и — отвод 45° с удлиненным хвостовиком;
к — отвод 90° с удлиненным хвостовиком; л — тройник равнопроходный
с удлиненным хвостовиком; м — втулка под фланец с удлиненным хвостови-
ком; н — заглушка с удлиненным хвостовиком; п — переход с удлиненным
хвостовиком
66
Для получения неразъемных соединений пластмассовых тру-
бопроводов применяют сварку и склеивание. Сварка термопластов
представляет собой технологический процесс получения неразъем-
ного соединения элементов конструкций, основанный на диффу-
зии макромолекул полимеров. Оптимальные условия протекания
диффузионной сварки термопластов возможны при их переходе
в вязкотекучее состояние, которое достигается при нагревании
свариваемых материалов или при действии на них растворителя.
Прочность соединения обусловливают возникающие силы меж-
атомного и межмолекулярного взаимодействия.
Способы тепловой сварки можно классифицировать по меха-
низму процесса, способам передачи тепловой энергии, процессам
превращения энергии, степени механизации и т. д. Рассмотрим
классификацию в зависимости от источника нагревания, по кото-
рой различают сварку с использованием внешнего теплоносителя
и сварку с генерированием тепла внутри свариваемого материала
путем преобразования различных видов энергии.
Сварка нагретым газом производится путем одновременного
разогрева свариваемых изделий и присадочного материала струей
горячего газа-теплоносителя, нагреваемого в специальной горелке.
Сварка нагретым инструментом основана на оплавлении
свариваемых поверхностей путем их прямого контакта с инстру-
ментом (рис. 1.15), нагреваемым с помощью электрического тока,
открытым пламенем и т. д. При сварке нагретым инструментом
встык и враструб трубы после оплав-
ления свариваемых поверхностей
разводят, инструмент убирают, а оп-
лавленные поверхности соединяют
под небольшим давлением и сварива-
ют. При сварке встык осуществляет-
ся оплавление торцов труб, а в каче-
стве нагревательного инструмента
применяется плоский или профили-
рованный диск —кольцо. При сварке
враструб оплавляются внутренняя
поверхность раструба и соответству-
ющая ей наружная поверхность тру-
бы, а нагревательный элемент имеет
два рабочих элемента: гильзу — для
оплавления наружной поверхности
трубы и дорн — для оплавления внут-
ренней поверхности раструба.
Сварка электросопротивлением
Рис. 1.15. Нагревательный
инструмент
заключается в нагреве металличе-
67
ского элемента электрическим током. В качестве нагревателя при-
меняют спираль или сетку из металла с высоким электросопротив-
лением. Концы металлического элемента выводят наружу и соеди-
няют с источником тока низкого напряжения. Оптимальный режим
поддерживают, регулируя силу тока и время его пропускания.
Сварка происходит по межвитковым зазорам спирали (или сетки),
которая остается внутри сварного шва. Сварка электросопротивле-
нием длится несколько секунд, поскольку процесс нагрева не свя-
зан ни с теплопроводностью материала, ни с его толщиной.
Сварка нагретым присадочным материалом основана на ис-
пользовании теплоты расплавленного присадочного материала, по-
даваемого между соединяемыми поверхностями, который, попадая
в разделку шва, часть своей теплоты передает материалу соединяе-
мых поверхностей. Он плавится, и образуется сварной шов. Этот
способ подразделяется на сварку экструдируемой присадкой (экст-
рузионная сварка) и сварку нагревом прутка в контактном нагрева-
теле, которые можно выполнять как с подогревом (нагретым газом
или контактным способом), так и без подогрева соединяемых по-
верхностей.
При экструзионной сварке расплав получается с помощью
микроэкструдера, обеспечивающего непрерывную подачу распла-
ва, а в качестве исходного сырья используется гранулированный
материал.
При сварке нагревом прутка в контактном нагревателе рас-
плав получается из присадочного прутка путем его нагрева в уст-
ройствах прямоточного типа, из которых расплав выдавливается
непрерывно поступающим, еще не нагретым присадочным прут-
ком, который сматывается с бухты и подается в нагревательный ци-
линдр с помощью специальных тянущих роликов. Для сварки труб
чаще применяют сварку экструдируемой присадкой.
Сварка генерированием тепла внутри свариваемого материала
путем преобразования различных видов энергии подразделяется
на сварку трением и сварку инфракрасным излучением.
Сварка трением заключается в получении тепловой энергии
для оплавления свариваемых поверхностей за счет трения. Очень
низкая теплопроводность термопластов способствует сохранению
теплоты лишь в зоне трущихся поверхностей, в то время как темпе-
ратура всего изделия остается практически неизменной. Из воз-
можных двух способов сварки труб трением (вращение непосред-
ственно труб или применение промежуточного вращающегося
подвижного элемента) в строительстве применяют второй способ.
Процесс сварки инфракрасным излучением основан на свой-
стве термопластичных материалов поглощать падающие на них ин-
фракрасные лучи и превращать электромагнитную энергию в теп-
68
левую (инфракрасное излучение имеет электромагнитную приро-
ду). Процесс сварки идентичен сварке нагретым инструментом,
но менее эффективен и применяется редко.
Склеивание — это метод создания неразъемного соединения
элементов конструкции с помощью клея, образующего клеевую
прослойку, между которой и соединяемыми материалами сохраня-
ется граница раздела. Клеевая прослойка является самостоятель-
ной фазой, определяющей свойства соединения.
Трубы из ПЭ и ПП соединяются сваркой. Склеивание не при-
меняется, так как эти материалы являются неполярными и при
обычных условиях имеют слабые адгезионные свойства. При свар-
ке труб из полиолефинов наиболее рационально применять сварку
нагретым инструментом встык.
Неразъемные соединения труб из непластифицированного
ПВХ осуществляют сваркой (нагретым газом с применением при-
садочного материала; нагретым профилированным инструментом
встык; трением; растворителями) и склеиванием. Сварные соеди-
нения значительно уступают клеевым по прочности и монтажным
качествам. В условиях строительной площадки очень трудно полу-
чить качественное сварное соединение труб из ПВХ, а для тонко-
стенных труб из высокопрочного ПВХ — практически невозможно.
В практике строительства пластмассовых трубопроводов при-
меняют следующие разъемные соединения: фланцевые, с накид-
ными гайками, раструбные с резиновым уплотнителем. Их исполь-
зуют для установки на трубопроводе арматуры, различного обору-
дования и приборов, для выполнения соединений пластмассовых
труб с металлическими, при необходимости частой разборки тру-
бопровода в процессе эксплуатации (например, для промывки или
продувки), компенсации осевых перемещений труб при темпера-
турных изменениях длины трубопровода. В некоторых случаях, на-
пример при монтаже трубопроводов из фторопласта-4, возможно
применение только разъемных соединений [5, 182, 183, 189, 222].
Фланцевое соединение пластмассовых трубопроводов включа-
ет, как правило, свободные металлические фланцы, соединитель-
ные болты и гайки, прокладку и буртовые втулки (или отбортовки
на трубе) под свободные фланцы. Свободные фланцы выполняют
из металла или упрочненных пластиков, например стеклопластика.
Соединения с накидными гайками бывают разной конструкции.
Чаще применяют соединения на отбортованных трубах и на внут-
реннем конусном кольце. Соединение на отбортовках имеет три
металлические детали — накидную гайку, упорное кольцо и резьбо-
вую втулку, а соединение на внутреннем конусном кольце — еще
и конусное кольцо. Указанные детали можно также изготовлять
из полимерных материалов (литьем под давлением). В соединении
69
на отбортовках между отбортованными концами труб устанавлива-
ют плоскую резиновую прокладку. В соединениях на внутреннем
конусном кольце на поверхности конусного кольца, как правило,
делают накатку, что необходимо для исключения сползания пласт-
массовой трубы с конусного кольца при осевых нагрузках на трубо-
провод. Преимущество соединения на отбортованных трубах
состоит в том, что транспортируемая по трубам среда не соприкаса-
ется с металлическими деталями, имеющими более низкую корро-
зионную стойкость. К недостаткам фланцевых соединений и соеди-
нений с накидными гайками относятся большой расход металла
на изготовление деталей, высокая трудоемкость изготовления
(монтаж) и соответственно высокая стоимость по сравнению
со сварными соединениями, а также коррозия металлических деталей.
Раструбные (компенсационные) соединения на резиновых уп-
лотнителях подразделяют на соединения, в которых уплотнитель
перемещается в раструбе (катится или скользит). Практическое
применение при строительстве трубопроводов имеет первый тип
соединений. Соединения на резиновых уплотнителях чаще исполь-
зуют для труб из непластифицированного ПВХ. Для полиолефино-
вых труб, которые эффективно соединяются сваркой, их применя-
ют реже. К тому же раструбы под резиновый уплотнитель, отфор-
мованные на концах полиолефиновых труб, имеют нестабильные
размеры, а необходимость компенсации температурных удлинений
для трубопроводов из полиолефинов менее существенна, чем для
трубопроводов из ПВХ. К достоинствам соединений с резиновыми
уплотнителями относятся: простота монтажа, разборки и ремонта,
возможность некоторого взаимного поворота соединяемых труб
без нарушения герметичности (например, при просадке грунта),
широкие технологические допуски при сборке соединения, а также
способность компенсировать температурные изменения длины
трубопровода.
В настоящее время применяют соединения, в которых резино-
вое кольцо укладывают в желобок определенной формы, выполнен-
ный в теле раструба. Необходимую деформацию кольца обеспечи-
вают за счет выбора его диаметра и глубины желобка с таким расче-
том, чтобы кольцо в свободном состоянии выступало из желобка
на величину, большую, чем зазор между поверхностями соединяе-
мых деталей. На практике применяют как дуговые желобки, так и
желобки, по форме приближающиеся к прямоугольнику. Первые
обеспечивают лучшее уплотнение, поскольку давление транспор-
тируемой жидкости вдавливает кольцо в клинообразную полость,
образованную желобком и смежной с ним уплотняемой поверх-
ностью. Кольцо закупоривает щель тем плотнее, чем выше давление.
В производственной практике встречаются резьбовые соеди-
70
нения, соединения с уплотнением по наружной поверхности труб
и ниппельные соединения, которые используются очень редко.
Для сварки и монтажа пластмассовых трубопроводов
применяются передвижные установки и монтажные приспособле-
ния, разработанные ИЭС им. Е. О. Патона, ВНИИСТ, НИКИМТ,
ГИПРОНИИгаз, НИИМосстрой, ВНИИМонтажспецстрой, СКВ Мос-
строй и др. Конструкции установок не имеют принципиального раз-
личия и отличаются в основном типом силового привода для созда-
ния давления в процессе сварки (табл. 1.15).
Сварочную технику производит завод "Газоаппарат” (г. Саратов),
АО "Электронно-гидравлическая автоматика" (г. Москва), ЭЦ ОАО
ГИПРОНИИгаз (г. Москва), ОЭРМЗ (г. Набережные Челны), Инсти-
тут физики высоких энергий (г. Протвино, Московская обл.) и др.
Установка для сварки пластмассовых труб диаметром 160 —
315 мм, разработанная НИИМосстроем, представляет собой те-
лежку, на которой смонтированы подвижный и неподвижный хо-
муты для зажима труб, механизм обработки торцов труб перед
сваркой, электронагревательный диск для оплавления торцов труб,
механическая силовая система для создания давления в процессе
оплавления и осадки, а также пульт управления [5, 189, 222].
Техническая характеристика
установки для сварки труб диаметром 160-315 мм
Диаметр свариваемых труб, мм.......................... 160, 225, 250,315
Длина свариваемых труб, м......................................6—12
Производительность, сгык/смену...................................15
Потребляемая мощность, кВт........................................3
Напряжение, В............................................... 220 — 230
Электродвигатель:
тип..........................................АОЛ2-21-6, АОЛ2-31-60
мощность, кВт................................................1,5
частота оборотов, об/мин....................................1000
Мощность электронагревательного диска, кВт......................1,5
Габариты, мм........................................2870 х 1070 х 1085
Общая масса, кг.................................................965
При строительстве пластмассовых трубопроводов широкое
распространение получили установки УМСТ-09 и УСПТ-09 для
сварки труб наружным диаметром 90 — 225 мм (рис. 1.16) Саратовс-
кого завода "Газоаппарат".
При сварке труб небольших диаметров для обработки их тор-
цов используются торцовочные устройства с ручным рычажным
приводом. Торцовочное устройство УТПМ-110 (рис. 1.17) состоит
из двух опорных дисков 11с режущими ножами 1, расположенной
71
’Я
ф
<
о
Я
<
о
Й
со
Я
о
о.
к
X
S
я
я
ф
Й
0)
Я
0)
о
К
я
я
CO
й
о
я
се
а
я
св
Cl
се
X
се
я
s
и
X
w
Тип привода подвижного Завод- хомута изготовитель Рычажно- З-д "Газоап- гидравли парат", "со и £ 2 Q х Й < х g-C X « д^2 Е Е ЭП "НИКИМТ", г. Дубна Тоже » <£ со >Я 1 в О 0) £ „и . а х « § «С § 4! А Й ! О >s 3 к § о<
’Е ф к о 2 ф о Я Р Гидравли- ческий о g § Й § >я £ О со g
Е н & к s г й
Условия работы На трассе 0) % о Н й ф 6 и 2 ш К и ip р £ ф й К (0 & & &§ £ о х •? I £ Н 1 1 § § го
Источник питания нагревателя Газовая гец инфракрасная со 3 £ о О, о £ ЕТ (1) й и о сч g * £ Н° < & § ё 2? in CD g & Ьч < о к S я Я (В £ 3 Сб Ф s’ о со г<о ЯГ
0) 1 1 S 3 S и _& й 1 вг§ ssi I
3 ) Von к о < F S ’g, S & 1 к
'в ар иве изде; -труба втулка «иве к «О - со
и Труба- труба— труба - труба — Труба- стыком Труба- труба— труба — Патруб патрубо нец, па- отводы, Патруб! патрубо
этр емых а, мм ©я - О СМ С 8 о о i2 UO* s§
Диам< сварива издели) 63, и 160,2 - сч со* § о я. - „ s§ ' со 1 1 1 СО О о ’ W—< «—< СО in см см ° <=> со
Марка борудо- вания О о Н С СП о ci с о ГК см со со со со СО СО § Ё о со
О и £ W И И ио о о о
72
Рис. 1.16. Установка УМСТ-09 для сварки
пластмассовых труб в полевых условиях
между дисками обгонной муфты 9, приводного рычага 4 с рукоят-
кой 5, трех роликов 10. Для работы устройство вводят между торца-
ми труб, при этом упор 3 и рычаг захвата 2, опираясь на наружную
поверхность одной из труб, фиксирует устройства относительно
торцов обрабатываемых труб. Торцуемые трубы прижимаются
Рис. 1.17. Устройство для торцовки труб УТПМ-110
73
к дискам торцевателя с помощью механизма сварочной установки.
Торцевание производится при возвратно-поступательном движении
рукоятки 5. При рабочем ходе торцевателя рукояткой 5 и рычагом
привода 4 с помощью обгонной муфты 9 поворачивают диски 11с
закрепленными на них ножами 1 относительно торцов неподвижно
закрепленных и прижатых к дискам труб, благодаря чему с торцов
труб снимается стружка. При обратном ходе рукоятки 5 обгонная
муфта проскальзывает, и диски остаются неподвижно зажатыми
между торцами обрабатываемых труб.
Центровка дисков 11 относительно оси трубы осуществляется
с помощью упора 3 и захвата 2, закрепленных на траверсе 8 и охва-
тывающих трубу по наружному диаметру. Для каждого диаметра
обрабатываемых труб на одном из дисков 11 со стороны захвата
имеется гравировка. Для подготовки торцовочного устройства к ра-
боте нужно отпустить винты 6 и установить упор 3 на необходимую
величину. Вращая тягу 7, разводят рычаги захвата 2 для свободного
ввода устройства между торцами обрабатываемых труб. После это-
го, вращая тягу 7, подводят и фиксируют рычаги захвата 2 к наруж-
ной поверхности трубы.
Зарубежными фирмами выпускается большое количество сва-
рочных установок, на данный момент превосходящих по качеству
(и по стоимости) отечественное оборудование. В России наиболее
популярно сварочное оборудование немецких фирм, таких
как Widos, Rothenberger (рис. 1.18, 1.20 ), Leister, Wavin, FRIAMAT
(рис. 1.19), Georg Fj cher (рис. 1.21) и др.
Рис. 1.18. Машина для стыковой сварки полиэтиленовых труб
74
б
Рис. 1.19. Сварочные аппараты (а ); специальное оборудование
и принадлежности (б)
75
Рис. 1.20. Машина для сварки полимерных труб
Рис. 1.21. Седельные хомуты с поворотным отводом
76
Стеклопластиковые трубы
Стеклопластик — это композиционный материал, состоящий
из стекловолокнистого наполнителя (выполняющего роль упроч-
няющего, армирующего компонента) и полимерного связывающего
(равномерно распределяющего нагрузки между стеклянными во-
локнами, склеивая их, и придающего всей композиции жесткость)
[129, 181, 189, 222].
Оптимальное соотношение наполнителя и связывающего — 60 : 40.
Особенностью стеклопластика как конструкционного материа-
ла является то, что сам материал создается только в процессе изго-
товления изделия, а его свойства зависят от вида и свойств компо-
нентов, их количественного соотношения, схемы армирования,
способа изготовления изделия и других факторов.
Для изготовления стеклопластиков используются стекловолокни-
стые изделия из бесщелочного стекла в виде: элементарных волокон
различного диаметра (7—13 мм); прядей или нитей, полученных
из непрерывных или шпательных элементарных стеклянных воло-
кон; стеклянных тканей и лент; стеклянных матов или стеклорогожи.
В качестве полимерного вяжущего используются термореак-
тивные смолы: полиэфирные, эпоксидные, фенолформальдегид-
ные, кремнийорганические, фурановые и некоторые другие, а так-
же их сочетания. Кроме термореактивных в нашей стране начина-
ют применять также и термопластичные смолы: полиэтилен, фто-
ропласт и др.
Трубы из стеклопластиков применяются для газонефтепрово-
дов, обвязки резервуаров, для транспортировки кислот, для соору-
жения водоводов и канализации, на нефтехимических заводах для
транспортировки различных жидкостей.
Рассмотрим основные преимущества и недостатки применения
труб из стеклопластиков.
Преимущества:
высокая коррозионная стойкость;
хорошие диэлектрические свойства;
низкая шероховатость (следовательно, уменьшаются потери
напора);
малая плотность (а значит, легкость монтажа);
большая прочность (используются с давлением до 12,5 МПа);
не подвержены действию блуждающих токов;
обладают значительной гибкостью;
низкий коэффициент линейного расширения;
низкая теплопроводность;
способность предотвращать отложения парафина (до полного
отсутствия);
огнестойкость;
77
сокращение сроков строительства трубопроводов и снижение
стоимости монтажных работ;
исключение вредных для здоровья видов работ по изоляции
и сварке труб; повышение экологической безопасности при строи-
тельстве;
увеличение сроков службы трубопроводов; сокращение коли-
чества порывов на нефтепроводах, соответственно снижаются по-
тери нефти и загрязнение окружающей среды.
Недостатки:
чувствительны к перегрузкам, т. е. склонны к растрескиванию
под действием высокого давления;
электростатичны, т. е. способны накапливать статический
заряд электричества;
нестабильность показателей механических свойств;
сложность обеспечения герметичности стыковых соединений;
относительно высокая стоимость;
ограничение рабочих параметров и диаметра трубопровода;
не разработана технология проведения ремонтных работ;
отсутствует экономичная научно-обоснованная технология
строительства на болотах и вечномерзлых грунтах.
В зависимости от вида наполнителя и технологических свойств
полимерной композиции стеклопластиковые трубы можно под-
разделить на следующие виды:
трубы из стеклотекстолита — слоистого пластика с напол-
нителем в виде стеклянной ткани или ленты;
трубы из стекловолокнита — прессовочной композиции
с наполнителем в виде рубленого стекловолокна, ровницы и нити;
трубы из свам — ориентированного стекловолокнистого анизо-
тропного материала с наполнителем в виде элементарных стеклянных
волокон, прядей или нитей, параллельно уложенных относительно
друг друга в один или несколько слоев по толщине стенки трубы;
трубы с наполнителем в виде предварительно формован-
ного короткого стекловолокна или стекломатов;
трубы с комбинированным наполнителем из стеклоленты,
стеклонитей или прядей различной их ориентации по слоям
стенки трубы, а также в сочетании с лентами или трубами из термо-
пластов — бипластмассовые трубы.
Трубы последних двух видов наиболее целесообразны для газо-
нефтепроводов.
Большой интерес представляют "надувные’' трубы, производи-
мые в США. Их поставляют в рулонах как эластичный шланг, раз-
вертывают и отверждают на месте монтажа трубопровода. Такие
трубы, эксплуатирующиеся при высоких давлениях в коррозион-
ных условиях сред, выпускают для нефтехимических заводов
78
и нефтепромыслов. Трубы состоят из нескольких слоев: внутренне-
го слоя из смолы, намотанной герметизирующей пленки из термо-
пласта, основного слоя смолы и наружного слоя из окрашенной по-
лиэфирной смолы.
Трубы выпускаются диаметром: 50,8; 76,2; 102,6; 152,4 мм.
Трубы, например, диаметром 50,8 мм имеют толщину стенки 2 мм
и могут работать при давлении 2,1 МПа и температуре до 65 °C.
Трубы в трассовых условиях расширяются и отверждаются
с использованием портативных воздухонагревателей и парогене-
раторов.
Железобетонные трубы
Железобетонные трубы по сравнению с чугунными и сталь-
ными обладают рядом преимуществ:
пропускная способность их на 15 —25 % больше пропускной
способности чугунных за счет гладкости стенок;
внутри труб при их эксплуатации не образуются коррозионные
отложения, увеличивающие потери напора и уменьшающие про-
пускную способность трубопроводов;
коррозионная стойкость и долговечность выше, чем у стальных
и чугунных труб;
срок службы составляет, примерно, 80 лет;
в меньшей степени подвергаются разрушающему действию
блуждающих электрических токов;
имеют сравнительно небольшую металлоемкость; на их изго-
товление даже со стальной облицовкой или внутренним цилиндром
расходуется металла в 2,5 — 3 раза меньше, чем на стальные трубы
того же диаметра;
стоимость значительно ниже стоимости металлических.
К недостаткам напорных железобетонных труб относятся:
значительная масса, что осложняет их транспортировку
и укладку;
невозможность предварительного соединения звеньев труб
на поверхности земли у траншеи;
трудность установки арматуры и фасонных частей [189].
Напорные железобетонные трубы изготовляют с раструбом.
Железобетонные предварительно напряженные напорные тру-
бы классифицируют по ряду признаков: назначению; размерам;
способу изготовления; способу осуществления предварительного
напряжения спиральной и продольной арматуры; конструкции,
форме торцов и виду стыкового соединения; классам прочности
и др. [181, 189].
По конструкции трубы подразделяют на цилиндровые (в стен-
ке которых имеются стальные, сваренные из тонколистовой стали,
79
или пластмассовые цилиндры) и бесцилиндровые со спиральным
каркасом и продольной арматурой.
По способу изготовления предварительно напряженные желе-
зобетонные трубы подразделяются на следующие виды:
1. Со стальным цилиндром и предварительно напряженной
спиральной арматурой с нанесением необжатого защитного слоя
на поверхность.
2. С предварительно напряженной продольной и спиральной
арматурой с нанесением необжатого защитного слоя.
3. С предварительно напряженной продольной и спиральной
арматурой с нанесением обжатого защитного слоя в процессе пере-
дачи гидравлического давления на стенки трубы.
4. С предварительно напряженной продольной и спиральной
арматурой, с одновременным бетонированием и обжатием внут-
реннего и защитного слоя стенки трубы в процессе виброгидро-
прессования.
5. Со спиральной и продольной арматурой и с применением са-
монапрягающего цемента.
6. Стеклопластикобетонные с предварительно напряженной
продольной арматурой
Трубы первых трех видов изготовляют по трехступенчатой техно-
логии (сначала выполняют железобетонный сердечник, а затем нави-
вают спиральную арматуру и наносят защитный слой на поверхность
трубы). Трубы четвертого и пятого видов изготовляют по одноступенча-
той технологии, а шестой — по двухступенчатой технологии [116, 189].
По прочности железобетонные трубы делятся на три класса:
класс I (рабочее давление 1,5 МПа); класс II (давление 1 МПа)
и класс III (давление 0,6 МПа). Класс железобетонных напорных
труб определяют по результатам гидравлических испытаний труб.
Если трубы не выдерживают испытательное давление, соответству-
ющее рабочему давлению труб класса I, то их переводят в класс II
или III или в безнапорные трубы.
Виброгидропрессованные трубы (рис. 1.22а) поставляют по трем
классам прочности диаметром условного прохода Dy 500, 600, 800
1000, 1200, 1400 и 1600 мм длиной 5 м с толщиной стенки 1/9— 1/15
диаметра на давления до 1,5 МПа. Железобетонные центрифугиро-
ванные трубы с арматурным каркасом, а также трубы со стальным
цилиндром обычно производят с расчетом на давление до 1 МПа.
Центрифугированные трубы (рис. 1.226, в) изготовляют диаметром
условного прохода Dy 500, 600, 700, 800, 900 и 1000 мм. По своим раз-
мерам и свойствам трубы разных заводов-изготовителей имеют
некоторые различия. Раструб труб характеризуется размерами Dp
О2, 1р, ступенчатый и буртовой втулочный концы труб — раз-
мерами о, /а, /^, D3 и D4.
80
Рис. 1.22. Железобетонные напорные трубы:
а—виброгидропрессованные; б— центрифугированные со ступенчатым
втулочным концом; в — центрифугированные с буртовым втулочным
концом
6 Э-185 81
Из рассмотренных видов железобетонных труб наиболее перс-
пективны для газонефтепроводов трубы со сталвным или пластмас-
совым цилиндром и виброгидропрессованные.
При современном уровне развития производства возможно со-
здание железобетонных труб на давление до 2,5 МПа за счет усовер-
шенствования способов изготовления труб со стальным или пласт-
массовым цилиндром, а также благодаря изменению технологии
изготовления напряженно армированных труб методом виброгид-
ропрессования с применением специальных плотных бетонов и т. д.
Железобетонные трубы целесообразно использовать для со-
оружения отводов от магистральных газопроводов, коллекторов
и других трубопроводов на промыслах, а также для разводящих се-
тей на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах, неф-
тебазах, для городских газовых сетей и т. д.
Стеклопластикобетонные трубы
Разновидностями неметаллической арматуры, которую можно
использовать для изготовления бетонных труб, являются стеклян-
ные нити, жгуты и ленты, пропитанные синтетическими смолами
(связующее). Отсутствие в этих трубах спиральной стальной арма-
туры позволяет их рекомендовать для сооружения трубопроводов
в коррозионноактивных грунтах или в грунтах с наличием блужда-
ющих токов, когда стальная арматура железобетонных труб выхо-
дит из строя вследствие сильной ее коррозии [181, 189, 206].
Бетонные трубы со стеклопластиковой арматурой имеют такую
же высокую прочность, как и обычные трубы, но меньшую массу,
большую гибкость, повышенную стойкость в грунтах с сульфатной
агрессией к воздействию бактерий и блуждающих токов, а также
другие особенности.
Такие трубы изготовляют по двухступенчатой технологии: на пер-
вом этапе получают бетонный сердечник трубы с продольной предва-
рительно напряженной стальной арматурой из проволоки периоди-
ческого профиля или арматурной пряди; на втором проводят армиро-
вание (намотку) стеклопластиковой арматурой с одновременной ее
пропиткой и нанесением защитного слоя из синтетических смол.
Стеклопластикобетонные раструбные трубы можно изготов-
лять диаметром 300 — 2000 мм, длиной 5 — 7 м и применять на трубо-
проводах на давления до 1 МПа и выше.
Полимержелезобетонные трубы
Один из видов этих труб — железобетонные трубы, футеро-
ванные изнутри тонкостенным цилиндром — чехлом из термо-
пластичных полимеров — полиэтилена, полипропилена, поливинил-
хлорида, получаемым на машинах методом шнековой экструзии.
82
Рис. 1.23. Полимержелезобетонная труба:
1 — спиральная арматура; 2 — продольная арматура; 3 — профилированная
полимерная оболочка; 4 — бетонная стенка
Полимержелезобетонные трубы (рис. 1.23) сочетают в себе ра-
боту трех материалов: бетон воспринимает напряжения сжатия, ар-
матура — растягивающие напряжения, а полимер придает трубе
водонепроницаемость, химическую стойкость, износостойкость
и другие свойства. Изготовляют их в горизонтальных или верти-
кальных формах, состоящих из раздвижных сердечников и наруж-
ной опалубки. Полимерный чехол надевают на сердечник, устанав-
ливают арматурный каркас, все это помещают в форму (опалубка)
и проводят бетонирование с применением вибраторов для уплотне-
ния бетона.
Асбоцементные трубы
Асбоцементные трубы по сравнению со стальными обладают
некоторыми преимуществами: они не подвержены почвенной кор-
розии (т. е. не требуют защитных покрытий) и не разрушаются под
воздействием блуждающих токов. Малая водопоглощаемость обес-
печивает прочность асбоцементных труб при низких температу-
рах. Срок их службы составляет около 50 лет. Стоимость их почти
в 2 раза ниже стоимости стальных труб. К недостаткам труб отно-
сятся их газопроницаемость, а также хрупкость и небольшая сопро-
тивляемость ударам. Газопроницаемость может быть намного
уменьшена за счет совершенствования технологии изготовления
асбоцементных труб, а также вследствие применения специальных
способов закупорки микропор их стенок [181, 189].
Асбоцементные трубы диаметром до 1500 мм, эксплуатируемые при
давлении до 1,5 МПа, широко применяют на строительстве водопро-
83
водов и канализационных сетей. При определенных условиях изго-
товления эти трубы могут быть использованы для сооружения газо-
проводов, расчитанных на давление до 0,5 МПа.
На основании исследований и опыта эксплуатации асбоцемент-
ные трубы рекомендуется использовать для строительства трубо-
проводов на газовых промыслах, для отводов магистральных газо-
проводов к промышленным предприятиям и населенным пунктам,
а также для городских газовых сетей.
Асбоцемент — искусственный каменный материал из затвер-
девшей смеси асбеста и цемента. При изготовлении труб для газо-
проводов применяют портландцемент. Асбест обладает свойством
адсорбировать цемент на поверхности своих волокон. При переме-
шивании и уплотнении массы волокна асбеста переплетаются меж-
ду собой и образуют в асбоцементном изделии армирующую сетку,
что значительно повышает прочность изделия при растяжении
и изгибе.
Газонепроницаемые асбоцементные трубы ГАЗ-НД и ГАЗ-СД
применяются на трубопроводах, работающих при внутреннем
давлении от 0,005 до 0,3 МПа диаметром условных проходов 100,
150, 200, 250, 300, 350, 400, 450 мм. Предназначаются они для под-
земных газовых сетей, транспортирующих природные, нефтя-
ные и другие углеводородные газы. Допускается применять асбо-
цементные трубы для газопроводов, работающих на давлении
до 0,5 МПа.
Асбоцементные трубы изготовляют длиной L = 2950, 3950 и 6000 мм
с обточенными концами надлине /=200 мм с плавным переходом
к необточенной части (рис. 1.24). Трубы ГАЗ-НД имеют следующие
размеры на концах: внутренний диаметр трубы d = 96ч-456 мм;
наружный диаметр D = 122-ь528 мм; толщина стенки t = 13ч-43,5 мм.
Рис. 1.24. Асбоцементная труба с обточенными концами
84
1.2.2.5. Полимерметаллические
многослойные и комбинированные трубы
Несмотря на то что применение пластмассовых труб является
эффективным средством повышения надежности трубопроводов,
трубы из полимерных материалов обладают рядом недостатков:
большой коэффициент температурного расширения, недостаточ-
ная прочность и твердость.
Основным ограничивающим фактором более широкого приме-
нения труб из термопластов является низкое рабочее давление
(до 1,6 МПа). Повышение несущей способности пластмассовых
труб за счет армирования позволяет значительно расширить их об-
ласть применения в нефтегазодобывающей отрасли.
Налажен выпуск труб, объединяющих в себе достоинства ме-
таллических и пластмассовых труб. Разработаны и внедряются три
вида труб:
1. Металлопластиковые трубы (МПТ);
2. Коррозионностойкие гибкие трубы (КГТ);
3. Стальные трубы футерованные полиэтиленом.
Металлопластиковые трубы
МПТ представляют собой трубы из термопластичных материа-
лов, армированные сварным сетчатым каркасом из проволоки. Кар-
кас из низколегированной стали обыкновенного качества воспри-
нимает механические нагрузки. Полиэтилен высокой плотности
обладает хорошими антикоррозионными свойствами.
Основные свойства МПТ: высокая антикоррозионная стой-
кость, пониженная склонность к различным отложениям, проч-
ность в 4 — 5 раз выше прочности неармированных полиэтилено-
вых труб, низкие потери на трение, простота и удобство в монтаже
и эксплуатации, повышенный срок службы по сравнению с нержа-
веющими и полиэтиленовыми трубами, стоимость в 3 — 10 раз ниже
стоимости нержавеющих труб.
МПТ изготавливаются методом экструзии из полимерных ма-
териалов (полиэтилен низкого давления) с одновременным армиро-
ванием стальным сварным каркасом из проволоки с последующим
оформлением законцовок под резьбовое, муфтовое или фланцевое
соединение труб между собой (рис. 1.25). В каждой точке пересече-
ния продольные и спиральная проволоки каркаса свариваются кон-
тактной сваркой. Законцовка под фланцевое соединение привари-
вается к трубе с использованием сварки.
Металлопластиковые трубы производят несколько различных
предприятий: ООО "Мепос" (г. Екатеринбург); ЗАО "Кавказ-
трансгаз" (г. Ставрополь); “ЗАО “Полимак" (г. Екатеринбург)
85
1
2
Рис. 1.25. Конструкция металлопластиковой трубы:
1 — полиэтиленовая матрица; 2 — стальной проволочный каркас
и НГДУ "Чекмагушнефть" ОАО "Башнефть" (г. Дюртюли).
При большом количестве названий принципиальных различий
по технологии их изготовления нет. Трубы и конструктивные эле-
менты одного типоразмера различных изготовителей имеют доста-
точно близкие геометрические и прочностные характеристики.
Выпускаются трубы диаметром от 89 до 225 мм с толщиной стенки
от 10 до 14 мм.
Техническая характеристика МПТ, выпускаемых ООО “Мепос" для Dy 89:
Наружный диаметр, мм..........................................89
Толщина стенки, мм..........................................10,5
Масса 1 погонного метра, кг.................................5,32
Внутреннее рабочее давление, МПа...............................4
Испытательное давление, МПа....................................6
Эксплуатационная температура, °C..................от 60 до минус 30
Длина трубы, ..................................................Ю
Соединение..............................................муфтовое
Техническая характеристика МПТ, выпускаемых ООО "Ме-
пос", представлена в табл. 1.16.
Монтаж металлопластиковых труб осуществляется контактной
сваркой полиэтиленовых законцовок с последующим усилением
стальными фланцами или муфтами.
Во ВНИИТнефть (г. Самара) разработаны коррозионностойкие
металлопластиковые гибкие трубы, предназначенные для транс-
портировки нефти, водонефтяных смесей и других высокоагрес-
сивных жидкостей [95, 96]. Сварной сетчатый каркас выполнен
из высокопрочной легированной стали. Конструкция концевых
соединений обеспечивает ремонтопригодность труб. Соединение
труб — фланцевое.
86
Таблица 1.16
Техническая характеристика МПТ, выпускаемых ООО "Мепос"
Параметр Трубы
МПТ 95 МПТ 115 МПТ 140 МПТ 200
Тип соединения
резьбовое раструбное; фланцевое; сварное фланцевое; сварное
Наружный диаметр, мм
номинальный допускаемое отклонение 95 ±0,5 115 ±0,8 140 ±1.0 200 ±1.5
Толщина стенки, мм номинальная 11,0 11,5 12,0 12,5
допускамое отклонение Вес 1 погонного метра, кг + 1,0-0,5 6,75 8,45 10,18 15,15
Физико-механические свойства растягивающая осевая нагрузка, не менее, кН 6,0 6,0 9,0 14,0
разрывное давление, не менее, МПа 18,0 16,0 12,0 9,5
Максимальный внутренний диаметр составляет 300, толщина
стенки 31 мм, рабочее давление — до 6,3 МПа.
Фитинги и соединительные детали должны обеспечивать функ-
циональное назначение изделия и коструктивно могут быть выполне-
ны в различных вариантах с использованием различных материалов.
Кафедрой прикладной математики и механики УГНТУ под ру-
ководством проф. В. И. Агапчева разработаны новые конструкции
соединительных деталей для МПТ [5].
Выбрано решение, по которому соединительные детали имеют
коррозионную стойкость, аналогичную внутренней стенке труб, а
несущая их способность не ниже способности тела труб. Такое ре-
шение было найдено в упрочнении соединительных деталей из по-
лиэтилена стальной оболочкой, воспринимающей внешние нагруз-
ки. Испытания соединительных деталей предлагаемой конструк-
ции подтвердили теоретические расчеты и показали их работоспо-
собность при внутреннем давлении 4 МПа.
С целью изучения длительной работоспособности металлопла-
стиковых труб были вырезаны и испытаны образцы с двух выкид-
ных линий скважин в ОАО "Башнефть". Линии находились в эксп-
87
луатации 9 лет. Транспортировалась водонефтяная смесь под давле-
нием 1,6 МПа. Визуальный внешний осмотр не выявил никаких из-
менений. Образцы выдержали испытание на герметичность при
внутреннем давлении 7 МПа и на прочность при давлении 12 МПа
в течение 40 сут. Было сделано заключение о возможности дальней-
шего применения МПТ с внутренним давлением транспортируе-
мой среды до 4 МПа включительно и дан прогноз срока службы
МПТ до 40 лет. Однако испытание катушек на разрушение при рас-
тяжении до обнажения проволок показало, что они покрыты
нефтяной эмульсией, что свидетельствует либо о микродефектах
внутренней поверхности труб, либо о дефектах сварного соедине-
ния, через которые транспортируемая среда проникает к проволоч-
ному каркасу и мигрирует вдоль него под действием внутреннего
давления. Можно также предположить, что под действием внутрен-
него давления в течение длительного времени набухание внутрен-
ней стенки трубы нефтью могло произойти с гораздо большей ин-
тенсивностью, чем набухание без давления, и достичь каркаса.
Начиная с 1977 г. металлопластиковые трубы применяются
на предприятиях подземного выщелачивания редкоземельных
металлов, эксплуатируется более 1 500 км. На химических заводах
минеральных удобрений и кислот — около 50 км.
С 1989 г. на нефтяных месторождениях Сибири, Удмуртии,
Башкортостана, Северного Кавказа и Западного Урала эксплуати-
руется около 2500 км МПТ на выкидных линиях и нефтесборе с ра-
бочим давлением до 4 МПа, в качестве водоводов питьевого водо-
снабжения — около 150 км.
Коррозионностойкие гибкие трубы (КГТ)
КГТ — трубы, изготавливаемые из нескольких слоев с целью
обеспечения гибкости, прочности и коррозионной стойкости трубы
Гибкость и большая строительная длина труб позволяет сущест-
венно снизить затраты времени и труда, изменить монтаж трубопро-
водов сведя его к простому выматыванию гибкой трубы с барабана.
Основные технические данные для Dy 89:
Наружный диаметр, мм........................................90 ± 3
Масса 1 пм, кг...............................................4,3
Внутреннее рабочее давление, МПа...............................4
Испытательное давление, МПа.................................. 6
Эксплуатационная температура, °C... ............от 40 до минус 45
Радиус трубы, м, не менее......................................1
Длина секции, м, по желанию...............................до 200
Соединение.............................................фланцевое
Транспортировка производится в барабанах или бухтах.
88
Стальные трубы, футерованные с наружной и внутренней
стороны полиэтиленом
Стальные трубы, футерованные с наружной и внутренней сто-
роны полиэтиленом, предназначены для транспортирования высо-
коагрессивных сред при температуре окружающей среды от 40
до минус 45 °C, могут быть использованы в качестве высоконапор-
ных подземных коммуникаций.
Их отличает простота производства и относительная дешевиз-
на, монтаж производится обычной электродуговой сваркой.
Техническая характеристика:
Наружный диаметр, мм.................................89 х 6, 114 х 9
Внутреннее рабочее давление, МПа..............................20
Длина секции, м......................................... 10 — 25
В комплекте поставляются футерованные отводы.
Защита зоны сварного шва от коррозии с внутренней стороны
производится втулками (см. раздел 1.2.4.2), а с наружной стороны —
термоусаживающимися муфтами.
Все операции технологического процесса производства труб
с внутренней и внешней изоляцией отвечают современным требо-
ваниям. На этих предприятиях в заводских условиях делается боль-
шая часть всех технологических операций, предусмотренных при
сооружении трубопровода, а именно:
сортировка труб (по геометрическим параметрам, на соответ-
ствие металлов госстандартам);
контроль качества стыков труб при сварке их в трехтрубную
плеть;
очистка наружной поверхности стационарными дробеметны-
ми, дробеструйными и иглофрезерными установками с контролем
качества подготовленной поверхности;
нанесение наружной изоляции в цеховых условиях с контро-
лем исходного сырья, технологических операций нанесения клея-
щего слоя, основного защитного покрытия и автоматического конт-
роля сплошности и адгезии к основному металлу.
Цеховая технология изготовления трубных плетей позволяет:
максимально автоматизировать и механизировать технологи-
ческие процессы;
исключить влияние погодных условий на качество выполняе-
мых работ;
увеличить производительность труда при сооружении трубо-
проводов.
В целях обеспечения высокого качества строительства и на-
89
дежности в эксплуатации трубопроводов необходимо соблюдать
все требования, предъявляемые к производству погрузочно-разгру-
зочных и транспортных работ.
В истории строительства нефтепромысловых трубопроводов
было много интересных предложений по транспортировке метал-
лопластиковых труб с наружной изоляцией, которые не нашли при-
менения на практике по разным причинам. Одной из главных явля-
ется провисание труб и повреждение наружной изоляции при
транспортировке.
Совместно с НПО "ЗНОК и ППД ОАО "Татнефть", Челябин-
ским АО "Уралавтоприцеп" разработано и изготовлено транспорт-
ное средство для перевозки труб.
Конструкция транспортного средства позволяет:
вписываться в радиусы поворота существующих транспортных
дорог при общей длине труб 34 м;
укладывать трубы в траншеи на глубину до 3-х м с помощью ма-
нипулятора и траверсы;
складываться до длины 16 м при движении без труб;
перевозить трубы без провисания и нарушения наружной изо-
ляции;
производить транспортировку в двух направлениях (сцепное
устройство находится как на передней, так и на задней тележке);
перемещаться перпендикулярно продольному направлению
движения;
быть устойчивой во время движения на косогорах с уклоном
до 20 %.
С помощью тягача (например, УРАЛ-375, КРАЗ и др.) транспорт-
ное средство телескопически раздвигается до длины 34 м. Трубы
с помощью манипулятора и траверсы укладываются на подложке
соответствующей диаметру плетей и прижимаются сверху план-
кой. На тележках имеется специальное устройство, позволяющее
уменьшить радиус поворота.
Прокладка трубопроводов осуществляется с учетом требова-
ний проекта на сооружаемый участок на основании нормативных
документов. Транспортное средство устанавливается вдоль тран-
шеи. Плети с помощью манипулятора и траверсы раскладываются
в траншее в одну линию для производства сварочных работ.
Компания "Arco Oil and Gas" построила подводный газопровод
протяженностью 6 км из многослойной трубы для транспортировки
коррозионноактивного газа [135]. Трубопровод построен из сталь-
ных труб, внутри которых находятся стеклопластиковые трубы.
На трубопровод нанесена внешняя полиэтиленовая изоляция, пре-
дусмотрена также электрохимическая защита с помощью кольце-
вых цинковых протекторов — анодов, пространство между ними
90
заполнено цементом. Стыки между секциями изолировали термо-
усаживающими муфтами.
Подводя итог вышесказанного, можно констатировать, что
в настоящее время, к сожалению, отсутствует полная статистика
по эксплуатации и аварийности новых конструкций труб. Поэтому
трудно дать рекомендацию или выделить наиболее приемлемые мате-
риалы для эксплуатации в тех или иных условиях. Можно с уверенно-
стью предположить, что в ближайшие годы основным материалом для
промысловых труб станут пластмассы. Разработка и производство
универсальных труб, рассчитанных на давление до 10,0 МПа и изго-
товленных из новых недорогих конструкционных пластиков,
позволили бы решить многие проблемы нефтегазодобывающей
отрасли.
В нашей стране назрела необходимость создания единого цент-
ра по проблемам строительства и эксплуатации промысловых тру-
бопроводов и оборудования. Принятие необоснованных и не про-
шедших экспертизу решений было бы невозможно с привлечением
ведущих ученых и специалистов. Разработка и внедрение новых
технологий и материалов, анализ и статистика эксплуатации, науч-
ные рекомендации позволили бы сэкономить нефтяным компани-
ям значительные средства на обустройство и эксплуатацию место-
рождений.
Нами рассмотрена незначительная часть выпускаемых в Рос-
сии и за рубежом неметаллических, полимерметаллических, много-
слойных армированных и комбинированных труб. Применение
этих труб на нефтегазопромысловых объектах не решает всех про-
блем по транспортировке продукции скважин. В среднем они доро-
же металлических в два раза (некоторые импортные трубы —
на порядок), использование таких труб ограничено несущей спо-
собностью, допускаемым давлением, диаметром и т. д.
Многообразие таких труб говорит о желании различных неф-
тяных компаний разработать и внедрить с минимальными затрата-
ми свою конструкцию труб для конкретных условий эксплуатации.
Строятся обычно заводы с небольшой производительностью.
На практике имеется и отрицательный опыт внедрения в на-
шей стране новых разработок зарубежных специалистов. Напри-
мер, срок службы стальных промысловых трубопроводов с внут-
ренним алюминиевым покрытием, без защиты сварных стыков,
оказался значительно ниже, чем у обычных труб из углеродистой
стали 20. Также приостановлено производство труб и эксплуатация
некоторых видов стеклопластиковых трубопроводов, ввиду отсут-
ствия экономичной научно обоснованной технологии их строитель-
ства и безопасного применения в болотистой местности севера
Западной Сибири.
91
1.2.3. Сварочные материалы
Для ручной электродуговой сварки стыков промыс-
ловых трубопроводов применяются электроды с целлюлозным (Ц),
основным (Б) и рутиловым (Р) видами покрытий по ГОСТ 9466 — 75
и ГОСТ9467-75 [34, 41, 112, 178].
Выбор типа электродов производят в соответствии с табл. 1.17.
Для автоматической газоэлектрической сварки стыков
труб применяют:
сварочную проволоку с омедненной поверхностью по
ГОСТ 2246-70;
углекислый газ по ГОСТ 8050 — 85 (2 изменения) — (двуокись
углерода газообразная);
аргон газообразный по ГОСТ 10157 — 79;
смесь из углекислого газа и аргона.
Для газокислородной сварки применяют.
технический кислород первого, второго и третьего сортов
по ГОСТ 5583-78;
технический ацетилен.
Для автоматической и полуавтоматической сварки стыков
труб применяют самозащитные порошковые проволоки, аттесто-
ванные марки которых следует выбирать в соответствии с техноло-
гической картой.
Входной контроль сварочных материалов
К сварочным материалам относят электроды, сварочную про-
волоку, сварочный флюс и др.
Технические требования к электродам определены в
ГОСТ 9466 - 75 и в ГОСТ 9467 - 75.
Электроды поставляют упакованными в пачки, завернутыми
в водонепроницаемую бумагу или картонные коробки. В свою оче-
редь, пачки укладывают в деревянные или металлические контей-
неры. Электроды поставляют партиями, состоящими из электродов
одной марки, одного диаметра и изготовленными по одной техноло-
гии. При приемке партии электродов контролируют:
1) целостность упаковки;
2) внешний вид покрытия электрода, т. е. обмазки.
На одном электроде допускается:
наличие пор — не более трех на длине 100 мм, при этом диаметр пор
не должен превышать 2 мм, а глубина — половины трещины покрытия,
наличие волосяных трещин — не более двух, при этом длина
каждой трещины — не более 12 мм;
местные вмятины — не более трех, длина вмятины — не бо-
лее 12 мм, глубина — не более половины толщины покрытия;
92
Типы электродов
Таблица 1.17
Нормативное значение вре- менного сопро- тивления металла труб, МПа Назначение электрода для сварки Тип электрода (ГОСТ 9467 - 75), вид электродного покрытия (ГОСТ 9466 - 75)
До 550 включ. От 550 до 600 включ. первого (корневого) слоя шва неповоротных стыков труб Э42-Ц; Э42-Ц; Э50-Ц
До 550 включ. От 550 до 600 включ. "горячего" прохода неповоротных стыков труб Э42-Ц; Э50-Ц; Э42-Ц; Э50-Ц; Э60-Ц
До 500 включ. От 500 до 600 включ. и ремонта сваркой корневого слоя шва поворотных и неповоротных стыков труб Э42А-Б; Э46А-Б; Э50А-Б; Э60 Б5’
До 500 включ. От 500 до 600 включ. Для подварки изнутри трубы Э42А-Б; Э46А-Б; Э50А-Б
До 500 включ. От 500 до 550 включ. и ремонта' заполняющих и облицо- вочного слоев шва (после "горячего" прохода электродами Ц или после корневого слоя шва, выполняемого электродами Б) Э42А-Б; Э46А-Б; Э50-Б; Э55-Ц
Примечание:
1. типы электродов, предназначенных для сварки термоупрочненных
труб.
2. Для сварки промысловых газопроводов IV класса с нормативным зна-
чением временного сопротивления до 460 МПа могут применяться электроды
с покрытием рутилового вида — типов Э42-Р и Э46-Р по ГОСТ 9466 — 75.
Для автоматической сварки стыков труб под флюсом применяются флюсы
по ГОСТ 9087 — 81 и проволоки углеродистые или легированные преимуще-
ственно с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246 — 70.
продольные риски и отдельные задиры глубиной не более
0,25 толщины покрытия и суммарной длины не более 25 мм;
3) адгезию электродного покрытия (проверяют методом падения).
Покрытие не должно разрушиться при свободном падении электрода
плашмя на гладкую стальную плиту с высоты 1 м при 5 < 3 мм
и 0,5 м при 5 > 4 мм. Допускается частичное откалывание покрытия
общей длиной не более 5 % длины покрытой части электрода;
4) концентричность электродного покрытия.
93
Концентричность проверяют микрометром в трех местах, сме-
щенных относительно друг друга на 50—100 мм по длине электрода
и на 120° по окружности. Концентричность — разность толщин
покрытия — не должна превышать 0,08 мм при d = 2 мм; 0,15 при
d = 3 мм; 0,2 мм при d=4 мм;
5) отсутствие ржавчины на стержне электрода;
6) сварочно-технологические свойства: легкость возбуждения
и стабильность горения дуги; равномерность плавления обмазки
и стержня без образования козырьков и отваливания кусков; лег-
кость удаления шлака, отсутствие трещин, надрывов и пор в свар-
ном шве.
Качество поверхности покрытия контролируют визуально, без
применения увеличительных приборов. Длину электрода, размеры
поверхностных дефектов определяют штангенглубинометрами,
штангенциркулями, линейками с погрешностью не более 0,1 мм.
Приемку сварочной проволоки производят в соответствии
с ГОСТ 2246 — 70. Проволоку поставляют свернутой в мотки диамет-
ром 200 — 600 мм. Каждый моток перевязывают мягкой проволокой
не менее чем в трех местах. На каждый моток проволоки крепят ме-
таллическую бирку с указанием завода-изготовителя, условного обо-
значения проволоки, номера партии. Моток обворачивают в непромо-
каемый материал. Каждая партия проволоки состоит из проволоки од-
ной марки, плавки, диаметра, назначения и одного вида поверхности.
При приемке партии проволоки контролируют:
1) внешний вид поверхности.
Поверхность проволоки должна быть чистой, гладкой, без тре-
щин, расслоений, плен, закатов, раковин, забоин, окалины, ржав-
чины, масла и других загрязнений. На поверхности проволоки
не допускаются риски, царапины, местная рябизна и отдельные
вмятины. Глубина указанных дефектов не должна превышать пре-
дельного отклонения по диаметру проволоки;
2) диаметр проволоки с точностью до 0,01 мм в двух взаимно
перпендикулярных направлениях. Предельное отклонение диамет-
ра проволоки составляет
для проволоки d= 1,0—1,2 мм ( — 0,09) мм
d= 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 мм ( — 0,12) мм
d = 4,0 — 5,0 мм ( — 0,16) мм;
3) химический состав.
Сварочные флюсы поставляют в бумажных кулях массой
по 25 кг. При приемке партии флюса контролируют:
1) однородность состава флюса — не допускается загрязнение
флюса посторонними сыпучими и жидкими материалами;
2) гранулометрический состав флюса;
3) плотность флюса.
94
1.2.4. Изоляционные материалы
и способы защиты трубопроводов от коррозии
Наружная и внутренняя коррозия является ос-
новной причиной отказов нефтегазопромысловых трубопроводов
(табл. 1.4). Повышение надежности работы трубопроводных систем
возможно при применении новых технологичных и эффективных
методов антикоррозионных мероприятий и защитных покрытий.
1.2.4.1. Материалы для защиты трубопроводов
от наружной коррозии
Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии
Промысловые подземные трубопроводы эксплуатируются
в среде, представляющей собой почвенный электролит, который
весьма активно способствует коррозионному разрушению незащи-
щенного металла. Очевидно, что эффективность противокоррози-
онной защиты в значительной степени определяет надежность тру-
бопровода. Важнейшим техническим мероприятием по борьбе
с коррозией является предотвращение непосредственного кон-
такта металла труб с агрессивной средой, что достигается
созданием на поверхности трубопровода специальной оболочки,
называемой изоляционным покрытием. Изоляционное покрытие
имеет определенную конструкцию в зависимости от коррозионной
активности грунтов [18, 72, 78, 91, 107, 109, 147, 153, 206, 230].
Срок службы металлических конструкций в естественных
условиях окружающей среды часто относительно короткий.
Продлишь его можно в основном четырьмя способами, которые ши-
роко используются в практике. К ним относятся:
изоляция поверхности трубопровода от контакта с внешней аг-
рессивной средой;
использование коррозионностойких материалов;
воздействие на окружающую среду с целью снижения ее
агрессивности;
применение электрохимической защиты подземных металли-
ческих сооружений.
Классификация способов защиты трубопроводов от коррозии
представлена на рис. 1.26.
Первый способ носит название пассивной защиты. Он преду-
сматривает:
а) нанесение на поверхность металла слоя химически инерт-
ного относительно металла и окружающей агрессивной среды
вещества с высокими диэлектрическими свойствами. В качестве
защитных материалов применяют различного рода мастики, крас-
95
СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ НАРУЖНОЙ КОРРОЗИИ
Рис. 1.26. Классификация способов защиты трубопроводов
от наружной коррозии
ки, лаки, эмали, пластмассы. Эти материалы, жидкие в процессе
нанесения, затем высыхают, образуя твердую пленку, которая об-
ладает достаточной прочностью и хорошим сцеплением (адгезия)
с поверхностью защищаемого металла.
Применение защитного слоя на металлических объектах —
наиболее распространенный метод. Также наносят на изделия
из малостойкого металла (обычно углеродистые стали) тонкого слоя
другого металла, обладающего меньшей скоростью коррозии в дан-
ной среде (например, цинкование, хромирование или никелирова-
ние стальных изделий);
б) специальные методы укладки, часто применяемые для защи-
ты подземных сооружений на территории городов и промышлен-
ных площадок, например коллекторную прокладку, при которой
подземные трубопроводы размещают в специальных каналах.
Изолирующим слоем в данном случае является воздушный зазор
между стенкой трубопровода и каналом;
Второй способ защиты — введение в металл компонентов,
повышающих его коррозионную стойкость в данных условиях,
или удаление вредных примесей, ускоряющих коррозию. Он при-
меняется на стадии изготовления металла, а также при термиче-
ской и механической обработке металлических деталей. Во многих
случаях легирование металла, мало склонного к пассивации, метал-
лом, легко пассивируемым в данной среде, приводит к образова-
нию сплава, обладающего той же (или почти той же) пассивируемо-
стью, что и легирующий металл. Таким путем получены многочис-
ленные коррозионностойкие сплавы, например нержавеющие стали,
легированные хромом и никелем. Однако широкое внедрение этого
способа сдерживается высокой стоимостью нержавеющих металлов.
Сюда же часто относят использование неметаллических мате-
риалов, обладающих высокой химической стойкостью (асбоце-
мент, бетон, керамика, стекло, пластмасса и т. д.). Однако изготов-
ление изделий из коррозионностойких материалов не должно рас-
сматриваться как способ защиты от коррозии: где нет коррозион-
ного процесса, там нет и защиты от него.
Третий способ защиты предусматривает снижение агрессив-
ности окружающей среды, которое можно добиться несколькими
способами: деаэрация электролита почвы, гидрофобизация грун-
тов, нейтрализация грунта различными кислотами и щелочами,
уменьшение опасности биокоррозии и замена грунта на менее аг-
рессивный.
Четвертый способ — активная защита или электрохимиче-
ская защита (ЭХЗ) трубопроводов. Задача метода ЭХЗ подзем-
ных металлических сооружений — защита от почвенной коррозии,
от коррозии блуждающими токами и торможение коррозионного
7 Э-185
97
процесса с целью исключения появлений отказов трубопроводов
[37]. Сюда относятся:
постоянная катодная поляризация металлического сооруже-
ния, эксплуатирующегося в среде с достаточно большой электро-
проводностью. Такая поляризация, осуществляемая от внешнего
источника электрической энергии, носит название катодной защи-
ты. В некоторых случаях катодная поляризация может произво-
диться не постоянно, а периодически, что дает ощутимый экономи-
ческий эффект. При катодной защите изделию придается настоль-
ко отрицательный электрический потенциал, что оно становится
катодом и разрушение металла термодинамически невозможно;
катодная поляризация, вызванная электрическим контак-
том сооружения с металлом, обладающим более отрицатель-
ным электродным потенциалом, например стального сооружения
с отливками из магниевых сплавов. Более электроотрицательный
металл (магний) в среде с достаточно высокой электропроводно-
стью подвергается разрушению, и его следует периодически возоб-
новлять. Такой металл называется протектором, а метод — про-
текторной защитой (от лат. "protector" — защитник).
электродренажная защита, к этому методу можно отнести
мероприятия по борьбе с блуждающими токами, которые осуще-
ствляются по двум основным направлениям: предупреждение или
уменьшение возможности возникновения блуждающих токов
на самом источнике тока и проведение специальных работ на защи-
щаемом подземном сооружении по отводу блуждающих токов.
Мероприятия первого направления — обязательная, но только на-
чальная мера. Независимо от этого вида работ обязательно произ-
водится защита самих подземных сооружений: использование
установок дренажной защиты — УДЗ, устройство электрических
экранов установка изолирующих фланцев (соединений) на трубо-
проводах.
Классификация и обзор применяемых защитных покрытий
трубопроводов
В зависимости от диаметра и конкретных условий прокладки и
эксплуатации трубопроводов применяются два типа защитных
покрытий: усиленный и нормальный [36, 67].
Усиленный тип защитных покрытий применяется на участ-
ках трубопроводов I и II категорий всех диаметров, на трубопро-
водах диаметром 820 мм и более, а также на трубопроводах любого
диаметра, прокладываемых в зонах повышенной коррозионной
опасности:
в засоленных почвах любого района страны (солончаковые,
солонцы, солоди, такиры, соры и др.);
98
в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах;
на участках перспективного обводнения или орошения; на перехо-
дах (подводных; в поймах рек; через железные и автомобильные
дороги); на расстоянии в обе стороны от переходов в соответствии
с приложением Е и действующими нормативно-техническими доку-
ментами РД 39-132 — 94; СП 34-116 — 97; ГОСТ Р51164 — 98 [67, 71, 200].
на пересечении с различными трубопроводами плюс в обе сто-
роны от пересечения в соответствии с НТД;
на территориях компрессорных станций, газовых распредели-
тельных станций, насосных станций, установок комплексной подго-
товки газа и на расстоянии от них в соответствии с приложением И;
на участках:
промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;
блуждающих токов источников постоянного тока;
трубопроводов с температурой транспортируемого продукта
330 К (30 °C) и выше;
нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых
на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ,
а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий.
Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия
нормального типа
Согласно ГОСТ Р51164 — 98, регламентируются 22 конструкции
защитных покрытий трубопровода (приложение Б). Иногда допу-
скается применять другие виды изоляционных покрытий при со-
гласовании с заказчиком, Госгортехнадзором и проектировщиком
в соответствии с утвержденными ТУ, другими НТД или сертифика-
тами качества новых поступающих импортных изоляционных ма-
териалов.
На трубопроводах прокладываемых под автомобильными, же-
лезными дорогами, подводными переходами, в скальных грунтах,
необходимо применять жесткую футеровку из негниющих матери-
алов или обетонирование с опорной фиксацией.
Следует производить изоляцию:
полимерную ленточную на трубопроводах не более 820 мм;
битумную на трубопроводах не более 820 м;
стеклоэмалевуто на трубопроводах не более 530 мм.
Согласно ГОСТ Р51164 —98 [67] к изоляционным покрытиям
предъявляются требования по 21-му показателю. Например: проч-
ность, относительное удлинение, температура хрупкости, проч-
ность при ударе, адгезия, грибостойкость, переходное сопротивле-
ние, диэлектрическая сплошность, пенетрация, водопоглощение
и т. д. (приложение В).
Трубопроводы при надземной прокладке необходимо защи-
щать от атмосферной коррозии лакокрасочными металлическими
99
покрытиями или покрытиями из консистентных смазок. Лакокра-
сочные покрытия имеют общую толщину не менее 0,2 мм и сплош-
ность не менее 1 кВ на толщину (рис. 1.27). Контроль лакокра-
сочных покрытий производят: по толщине — толщиномером
типа МТ-41НЦ или МТ-ЗЗН, а по сплошности — искровым дефек-
тоскопом типа ЛКД-1 или "Крона-1Р".
Консистентные смазки применяют в районах с температурой
воздуха не ниже минус 60 °C на участках с температурой эксплуа-
тации трубопроводов не выше 40 °C. Покрытие содержит 20 % алю-
миниевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 и имеет толщину в пределах
0,2 —0,5 мм.
При проектировании электрохимической защиты трубопро-
водов и оборудования рассматриваются группы или отдельные
сооружения: скважины или кусты скважин, многониточные систе-
мы трубопроводов и одиночные трубопроводы, площадки устано-
вок комплексной подготовки нефти и газа и другие сосредоточен-
ные объекты; при этом схемы защиты всех групп сооружений
согласовывают между собой.
Глубинные анодные заглубления предусматриваются при зале-
гании на глубине до 10 м грунтов с более высоким (в 2 — 3 раза)
электросопротивлением по сравнению с нижележащими слоями
и при расположении скважин по сетке менее чем 200 м.
Рис. 1.27. Лакокрасочное покрытие
надземных технологических трубопроводов
100
В случае неглубокого заложения (до 20 м) анодные заземления
устанавливают не менее чем на 300 м от защищаемых сооружений.
Если осуществляют электрохимическую защиту выкидных ли-
ний (шлейфов), то точка дренажа должна находиться не менее чем
в 50 м от устья скважины. При этом сила тока защитной установки
увеличивается на величину защитного тока, потребляемого обсад-
ной колонной скважин.
При совместной прокладке трубопроводов в одном коридоре
они считаются электрохимически защищенными от подземной
коррозии, если поляризационный потенциал находится в пределах
между минимальным защитным и максимально допускаемыми по-
тенциалами. Не применяются системы электрохимической защиты
с обязательным уравниванием защитных потенциалов в точке дре-
нажа на трубопроводах с различными электрическими параметрами.
Тепловая изоляция трубопроводов предусматривается в слу-
чае необходимости:
обеспечения заданной температуры продукта в соответствии
с нормами технологического проектирования при транспортиров-
ке его в зимних условиях (высокопарафинистая нефть, обводнен-
ная нефть, конденсат, вода и др.);
исключения пучения и осадки трубопровода;
обеспечения сохранности окружающей среды.
Защитные покрытия трубопроводов должны обладать сле-
дующими свойствами:
1) водонепроницаемостью, исключающей возможность насы-
щения пор покрытия почвенной влагой и тем самым препятствую-
щей контакту электролита с поверхностью защищаемого металла;
2) хорошей адгезией (прилипаемость) покрытия к металлу,
что предотвращает отслаивание изоляции при небольшом местном
разрушении, а также исключает проникновение электролита под
покрытие;
3) сплошностью, обеспечивающей надежность покрытия, так
как даже мельчайшая пористость в покрытии приводит к созданию
электролитических ячеек и к протеканию коррозионных процессов;
4) химической стойкостью, обеспечивающей длительную рабо-
ту покрытия в условиях агрессивных сред;
5) электрохимической нейтральностью: отдельные составляю-
щие покрытия не должны участвовать в катодном процессе, в про-
тивном случае это может привести к разрушению изоляции при
электрохимической защите металлического сооружения;
6) механической прочностью, достаточной для проведения изо-
ляционно-укладочных работ при сооружении металлического
объекта и выдерживающей эксплуатационные нагрузки;
7) термостойкостью, определяемой необходимой температу-
101
рой размягчения, что важно при изоляции "горячих" объектов,
и необходимой температурой наступления хрупкости, что имеет
большое значение при проведении изоляционных работ в зимнее
время;
8) диэлектрическими свойствами, определяющими сопротив-
ление прохождению тока, предотвращающими возникновение
коррозионных элементов между металлом и электролитом и обус-
ловливающими экономический эффект от применения электрохи-
мической защиты;
9) отсутствием коррозионного и химического воздействия
на защищаемый объект;
10) возможностью механизации процесса нанесения изоляци-
онного покрытия как в базовых, так и в полевых условиях;
11) недефицитностью (широкое применение находят только
те материалы, которые имеются в достаточном количестве);
12) экономичностью (стоимость изоляционного покрытия
должна быть во много раз меньше стоимости защищаемого объекта).
Всем этим требованиям не отвечает ни один естественный или
искусственный материал, так как при обеспечении высокого каче-
ства покрытий несоизмеримо возрастает стоимость. Поэтому вы-
бор изоляционного покрытия определяется конкретными условия-
ми строительства и эксплуатации трубопроводов, наличием сырье-
вой базы, технологичностью процесса нанесения покрытия и т. д.,
эти условия и определяют диапазон материалов, применяемых в ка-
честве покрытий для стальных труб.
Классификация защитных покрытий трубопроводов (рис. 1.28)
принята исходя из назначения, типов, материалов изоляционных
покрытий, способов и температуры нанесения изоляции и т. д., ко-
торые используются в настоящее время или прошли опробацию ра-
нее с положительным или отрицательным эффектом. Более подроб-
но представленные изоляционные материалы и способы их нанесе-
ния широко рассмотрены в учебной, нормативной и периодиче-
ской литературе.
В настоящее время в нашей стране трубопроводы в основном
изолируются: полимерными ленточными покрытиями; битумны-
ми, битум-полимерными, асфальто-смолистыми мастиками с при-
менением полимерных ленточных материалов; полимерными
покрытиями заводского нанесения. Из этих материалов наилучши-
ми эксплуатационными свойствами на сегодняшний день облада-
ют полимерные изоляционные покрытия заводского нанесения
толщиной 3,5—5 мм с изоляцией зоны сварных стыков термоуса-
живающимися лентами и манжетами. Наиболее перспективными
по своим свойствам являются полимерцементные, полиурета-
Рис. 1.28. Классификация защитных покрытий трубопроводов
Их широкое применение возможно при значительном понижении
стоимости.
Иногда на отдельных промысловых трубопроводах с заведомо
известной высокой скоростью внутренней коррозии применяют
при согласовании с проектировщиком, Госгортехнадзором и при-
родоохранными организациями эксплуатацию без защитных по-
крытий или только с окраской праймером.
Обзор конструкций и способов нанесения изоляционных по-
крытий на трубопроводы за последние годы
Для создания верхнего слоя покрытия за рубежом используют
термостабилизированный полиэтилен. Фирма "Маннесманн" для этих
целей применяет выпускаемый фирмой BASF полиэтилен низкой
плотности Lupolen 2452 Е, обладающий высокой стойкостью к старе-
нию под воздействием ультрафиолетового облучения и тепловых на-
грузок, а также хорошими физико-механическими свойствами [151].
С целью повышения стойкости полиэтилена к растрескиванию
под напряжением и обеспечения длительного сохранения свойств
покрытия фирма BASF для изоляции труб методом экструзии раз-
работала специальную композицию термостабилизированного по-
лиэтилена средней плотности Lupolen 3652 DX [153].
В США для защиты наружной и внутренней поверхностей труб
широко используется покрытие из эпоксидного порошкового мате-
риала, напыляемого электростатическим способом на разогретую
поверхность, на которой формируется защитная пленка толщиной
0,25 мм. Также применяется пластмассовая изоляция, выполненная
в виде тонкостенной пленки из фторопласта.
В Великобритании создана новая противокоррозионная изоля-
ция, приготавливаемая на основе каменноугольной смолы, которая
предназначена для защиты от коррозии резервуаров и трубопрово-
дов, в том числе подводных. Эта изоляция сохраняет высокие защит-
ные свойства при температурах до 120 °C [29].
Французская фирма СИФ в качестве основного слоя покрытия
применяет композицию термосветостабилизированного полиэти-
лена марки Alka ten 9211 BLK 9024 фирмы ИСИ (Нидерланды) [152].
В Японии фирма "Ниппон стил" для изоляции труб большого
диаметра применяет полиэтилен марки К-395 фирмы “ЮБИ индас-
триз", а фирма "Ниппон Кокан" применяет полиэтилен низкого
давления. Французская фирма "Атокем" использует полиэтилен
марки Lakten 1002 [232].
Порошкообразный полиэтилен для изоляции труб используют
фирмы "Хехст" (ФРГ), "Кей энд Крамер" (Нидерланды), "Дейчи хай
Фрегнеси" (Япония) и др. В основном применяются термосветоста-
билизированные композиции полиэтилена высокого давления, на-
104
носимого на нагретую трубу методом напыления и последующего
оплавления [154].
Самым распространенным способом нанесения наружного по-
крытия из полиэтилена является экструдирование. Полиэтилен
можно наносить на зачищенную поверхность стальной трубы без
подогрева последней. В этом случае материал покрытия наносится
на двигающуюся поступательно трубу через отверстие кольцевого
экструдера.
Для улучшения сцепления покрытия с поверхностью металла
при экструдировании полиэтилена применяется промежуточный
слой клейкого материала. Впервые подобная технолотия нанесения
полиэтиленового покрытия была разработана фирмой Sumitomo.
Использование клейких свойств промежуточного слоя позволило
значительно повысить плотность полиэтилена [231].
Эпоксидные покрытия нашли широкое применение в течение
последних лет для труб различных диаметров и назначения.
В соответствии с широко используемым в странах Западной
Европы стандартом DIN 30671 эпоксидное покрытие, наносимое
на трубы, должно в исходном состоянии иметь: минимальную тол-
щину слоя 300 мкм; диэлектрическую сплошность при напряжении
3,0 кВ; адгезию при испытании методом решетчатого надреза
не ниже балла Gt 1А; прочность на удар не менее 10 Дж; глубину
вдавливания цилиндрического пуансона с нагрузкой 10 Н/мм2 при
повышенных температурах не более 0,1 мм за 24 ч; относительное
удлинение при растяжении не менее 5 % и др. [205].
Наиболее распространенный способ нанесения эпоксидного
покрытия на поверхность металла — напыление в электростатиче-
ском поле.
К недостаткам тонкопленочных эпоксидных покрытий отно-
сятся низкие показатели стойкости к катодному отслаиванию
и ударной прочности. В связи с этим в последнее время проводятся
исследования как по повышению качества тонкопленочных эпок-
сидных покрытий, так и по повышению их ударной прочности.
По рекомендации фирмы "Ниппон Кокан" (Япония), стойкость
эпоксидных покрытий к катодному отслаиванию и его адгезионную
прочность можно повысить за счет усовершенствования самого
технологического процесса изоляции труб, при котором увеличива-
ется площадь контакта поверхности [98].
Еще одной рекомендацией этой фирмы является использова-
ние технологии оксидирования поверхности трубы путем образо-
вания на ней прочной окисной пленки толщиной в несколько мик-
ронов, обладающей высокими адгезионными свойствами, которая
исполняет роль связующего между эпоксидным покрытием и сталь-
ной поверхностью.
105
Для повышения адгезии эпоксидного покрытия к металличе-
ской поверхности трубопровода фирма "Пирин кемикал сервисес"
(Великобритания) разработала реактив Accomet PC, предназначен-
ный для защиты от коррозии трубопроводов. Перед нанесением
эпоксидного покрытия на наружную поверхность труб наносят
слой силиконоксида хрома или железа. Обработка способствует
лучшей адгезии эпоксидной смолы [228].
Одним из эффективных путей повышения ударной прочности
тонкопленочной эпоксидной изоляции является применение ком-
бинированных защитных покрытий.
Одним из таких видов является эпоксидно-полиэтиленовое
покрытие. Такое покрытие многослойно и обеспечивает высокую
степень сцепления с металлом и надежность. Способ нанесения та-
кого покрытия разработан японской фирмой Sumitomo Metal Ind.
Первый слой толщиной 0,1— 0,3 мм состоит из смеси различных
смол (основной компонент — эпоксидная смола) в порошкообраз-
ном состоянии. После обычной подготовки поверхности трубы
на нее наносится слой порошка, предварительно прошедшего элек-
тронное облучение. Порошок наносится на поверхность металла,
нагретого до 150 °C или выше. Первый слой покрытия получается
пористым, что обусловливает хорошее сцепление со сталью и с по-
следующим слоем покрытия. Поверх эпоксидного слоя наносятся
два слоя полиэтиленового покрытия с различной плотностью [231].
Трубопроводы, работающие при высоких давлениях и темпера-
турах, в последние годы изолируются материалами, одним из ком-
понентов которых является стеклоткань или стекловолокно, замет-
но повышающее прочность покрытий и их термо- и коррозионную
стойкость. Применение стеклоткани и стекловолокна позволило
расширить область использования таких традиционных видов
покрытий, как битумные материалы. Стеклоткань и стекловолокно
при соответствующем подборе свойств в зависимости от их обра-
ботки повышают сопротивляемость покрытий ударным воздей-
ствиям при транспортировке и укладке труб, а также воздействию
грунтов и т. д.
Это прежде всего относится к битумным покрытиям, на кото-
рых часто наблюдаются механические повреждения, возникающие
при хранении, транспортировании и укладке труб, появляются так-
же непокрытые участки — результат размягчения и растекания ма-
териала покрытия при высоких температурах или неплотного при-
легания покрытия к поверхности металла из-за плохой зачистки
трубы, или понижение прочности покрытия при низких температу-
рах. Битумные покрытия в сочетании со стекловолокном образуют
надежную и устойчивую изоляцию [229].
Покрытия, получаемые на основе каменноугольных материа-
106
лов, отличаются высокой температурой плавления, поэтому их ис-
пользуют для изоляции труб, идущих от компрессорных станций.
Благодаря использованию стеклоткани прочность покрытия значи-
тельно увеличивается, что в сочетании с устойчивостью каменно-
угольной смолы к воздействию высоких температур дает совер-
шенно новые свойства покрытий. Широкое применение каменно-
угольных материалов ограничевается из-за высокой токсичности.
Стекломатериалы, прочные, устойчивые против коррозии
и влагонепроницаемые, использованы для создания принципиаль-
но новых изоляционных покрытий, предназначенных для особо
агрессивных сред. Бельгийская фирма Owens-Coming Fiberglas
Europe S. А. разработала новое покрытие, получившее наименова-
ние Flakeglass. В этом покрытии применяются чешуйки стекла тол-
щиной 3 мкм при длине и ширине 3,2; 0,8 и 0,4 мм. В качестве связу-
ющего используются полиэфиры, эпоксидные смолы или другие
вещества. Покрытие Flakeglass наносится на поверхность металла
разбрызгиванием.
Для изготовления ленточных покрытий в основном приме-
няются полиэтилен и поливинилхлорид. Ленточные покрытия
обладают достаточно высокой прочностью и сопротивляемостью
износу. Но их применение ограничивается, как и битумных покры-
тий, действующей нормативно-технической документацией [67,
200[. Например, они не применяются на трубопроводах диаметром
более 820 мм.
По способу нанесения на трубы ленточные покрытия делятся
на три типа:
1) полиэтиленовые и поливинилхлоридные ленты с клейким
слоем, которые могут применяться как в заводских, так и в трассо-
вых условиях;
2) состоящие из пластмассовой пленки и клейкого слоя, нано-
симых на трубы отдельно;
3) слоистые ленты, состоящие из нескольких слоев поливинил-
хлоридной или полиэтиленовой пленки с клейким слоем из бутило-
вой резины или каменноугольной смолы.
Существуют также пешролатумные ленты, применяемые в ос-
новном в холодном состоянии [225, 226]. Первоначально использова-
лись бумажные или тканевые полосы, пропитанные петролатумом.
Петролатум химически нейтрален, поэтому покрытия из него практи-
чески не требуют предварительной обработки поверхности металла.
К преимуществам петролатумных ленточных покрытий необ-
ходимо отнести хорошие клейкие свойства и низкую влагопрони-
цаемость. Однако определенным препятствием является невысокая
прочность этих лент, поэтому в последние годы появились комби-
нированные покрытия на основе петролатума.
107
Одним из внедренных видов ленточных покрытий, где исполь-
зуется в качестве основы петролатум, является Denspol. Это покры-
тие включает три компонента — праймер и два слоя ленточного по-
крытия. Праймер представляет собой петролатумный раствор; пер-
вый слой намотки — лента из петролатума, армированного стекло-
волокном; наружный слой выполняется из гибкой и прочной
поливинилхлоридной ленты.
Изоляцию сварных стыков труб в трассовых условиях за рубе-
жом осуществляют различными методами и материалами. Для этих
целей применяют: термоусаживающиеся манжеты, муфты и ленты;
полимерные липкие ленты; битумные и каменноугольные покры-
тия; порошковые эпоксидные краски [154].
Основу широко применяющихся термоусаживающихся ман-
жет и муфт составляет радиационно-вулканизованный полиоле-
фин трехмерной структуры, который при тепловом воздействии на
него обеспечивает усадку изделия на стыке. На внутреннюю
поверхность основы наносится специальный адгезив-клей, кото-
рый, сплавляясь при усадке манжеты, обеспечивает ее адгезию
к металлу и заводскому покрытию (рис. 1.29).
Рис. 1.29. Укладка трубопровода с защитным покрытием заводского нане-
сения и изоляцией сварных стыков термоусаживающимися манжетами
108
Термоусадочные оберточные ленты и муфты для изоляции свар-
ных соединений труб с заводской изоляцией, а также оборудование
для их нанесения выпускают и предлагают фирмы Raychem (США,
Япония, Бельгия), CANUSA (Канада), ВНИИСТ, "ТЕРМА-СТ" (Моск-
ва), Ameron, DIRAX (США), Трубопласт (Екатеринбург) и др.
В английском журнале “Pipe Line and Gas Ind.” John Dickeron
описывает развитие технологий использования расплавляемых
порошковых синтетических смол для защитных антикоррозион-
ных покрытий трубопроводов с начала 1950-х гг. , когда впервые
смола EPON была применена в таком назначении, и до использова-
ния современных синтетических смол [87].
В работе авторов Я. А. Середницкого и О. Ф. Иткина рассмот-
рены потребности в капитальном ремонте магистральных нефте-
проводов. На основе сопоставления технике-эксплуатационных па-
раметров и технологий нанесения нескольких типов современных
покрытий подтверждены преимущества однослойных полиурета-
новых покрытий. Приведены основные свойства исходных мате-
риалов и покрытий “Протегол'' [188].
Предприятием “Авангард" предложена упругогибкая ленточ-
ная спираль, содержащая охватывающие один другого непрерыв-
ные витки ленты из композиционного материала, выполненной
из двух-десяти слоев, каждый выполнен из двух систем переплетен-
ных нитей. Нити основы ориентированы в спиральном направле-
нии ленты. Объемное соотношение нитей ткани и полимерного
связующего от 1 : 0,37 до 1 : 0,57. Данная конструкция служит для
защиты трещинообразных и коррозионных дефектов стенок тру-
бопровода, тем самым повышает надежность трубопровода [130].
На "Волжском трубном заводе" открыт новый производствен-
ный комплекс — трубоизоляционный мини-завод мощностью
250 — 300 тыс. т труб в год. В качестве исходных материалов для на-
.несения покрытия использовались следующие материалы:
эпоксидный праймер марки NARGAURD 7-2500; адгезив марки
HERBERTS O-BRIEN; адгезив марки FUSBOND ЕМВ 1580 либо
FUSBOND ЕМВ 206D (фирма DUPONTS); полиэтилен SCLAIRE ВР 35
(фирма NOVA CHEMICAL) [217].
Качество изоляционного покрытия является одним из основ-
ных критериев, определяющих срок службы магистрального неф-
тепровода. Как показывает практика, наиболее надежными из при-
меняемых в системе магистральных нефтепроводов АК “Транс-
нефть" изоляционных материалов являются покрытия типа "Плас-
тобит", где применены битумные мастики, защищенные от потери
пластификаторов пленочными покрытиями. Несмотря на разнооб-
разие материалов, используемых и предлагаемых для защиты тру-
бопроводов от коррозии, мастичные покрытия остаются наиболее
109
конкурентоспособными по стоимости и технологиям нанесения.
Наиболее распространенные в настоящее время материалы на ос-
нове полимеров, наносимых экструдированием, и эпоксидных смол
требуют тщательной очистки и подготовки поверхности труб перед
нанесением и используются только в заводских и базовых усло-
виях. Применение данных материалов в полевых условиях без
сверхвысоких затрат невозможно. Учитывая, что большая часть
трубопроводов заизолирована пленочными и битумными покрыти-
ями без защиты от потерь пластификаторов со сроком службы
от 15 до 20 лет, ремонт нефтепроводов с заменой изоляции будет
еще долгое время оставаться актуальным.
На основе нефтеполимера "Асмол" разработан спектр мастик
для антикоррозионной защиты нефтепроводов, предназначенных
для применения как в теплое время года, так и в зимних условиях.
Значение коэффициента теплопроводности материалов “Асмол" на
порядок выше, чем у битумов. Разработана новая технология нане-
сения асмольных мастик на нефтепроводы в условиях трассы путем
экструдирования их на поверхность трубы. Разработаны техниче-
ские условия на покрытия типа ПААТ (покрытие на основе термо-
усаживающейся ленты и мастики "Асмол") для нефтепроводов диа-
метрами до 1220 мм включительно.
Также разработана мастика для подклеивающего слоя повы-
шенной толщины в составе ленты ЛИАМ (лента изоляционная ас-
мольная модифицированная). Повышенная (до 1,5 мм) толщина
подклеивающего слоя изоляционной ленты ЛИАМ позволяет обес-
печить надежный ее контакт с трубой в местах сварных швов трубы
и тем самым повысить качество изоляции.
Более широкое внедрение асмольных покрытий ограничива-
ется высокой токсичностью материалов.
Проведенные сравнительные исследования отечественных
и зарубежных изоляционных материалов показали предпочтитель-
ность применения полиуретанов в качестве антикоррозионных по-
крытий для труб, используемых для подводных переходов, выпол-
няемых методом наклонно-направленного бурения. В настоящее
время начаты работы по строительству установки для производства
таких труб. [69].
Одним из направлений повышения надежности эксплуатации
нефтепроводов является улучшение качества применяемых мате-
риалов и технологии их нанесения при капитальном ремонте. Опыт
эксплуатации нефтепроводов с различными видами изоляционных
покрытий показал, что конструкция битумного изоляционного по-
крытия обеспечивает надежную защиту трубопровода от коррозии.
При капитальном ремонте нефтепроводов ОАО "Магистральные
нефтепроводы «Дружба»" в конструкции изоляционного покрытия
110
"Пластобит" были применены и "Изобит" взамен мастики МРБ,
и пленка "ПВХ-Пластобит", высокое качество нанесения которых
обеспечивают усовершенствованная очистная и новая изоляцион-
ная машины. Изменение состава изоляционных материалов в кон-
струкции покрытия "Пластобит" позволило: упростить процесс
приготовления мастики в установках битумоплавильных котлов
УБК 81 А; усовершенствовать технологический цикл приготовле-
ния мастики, так как мастика "Изобит" поставляется не в бумаж-
ной, а в полиэтиленовой упаковке (полиэтилен является одновре-
менно пластификатором), что позволяет избежать коксования
и соответственно затрат на ежедневную очистку котлов от бумаги;
производить изоляционные работы всесезонно (до минус 20 °C);
увеличить срок службы изоляционного покрытия [70, 71].
Покрытия "Пластобит" и "Пластобит-40" (ТУ 39-1076 — 94) соот-
ветствуют требованиям к изоляции усиленного типа и обеспечи-
вают эффективную защиту трубопровода. Конструкция покрытия
состоит из грунтовки, мастики битумно-полимерной, ленты изоля-
ционной и защитной обертки. В качестве грунтовки могут исполь-
зоваться грунтовки ГПБ-1, ГТ-831, ГТ-760 ИН или битумная.
В качестве мастик применяется битумная изоляционная "Изобит",
битумно-полимерная "Изобитен-Н", битумно-резиновая МБР.
В качестве изоляционной ленты можно использовать ленты поли-
мерные для защиты газо-, нефте- и нефтепродуктопроводов или
ленту поливинилхлоридную (ПВХ). Б качестве защитной обертки
применяются оберточные материалы рулонного типа с прочностью
не менее 0,5 МПа и толщиной в пределах 0,5— 1,2 мм. Преимуще-
ство покрытия "Пластобит-40" по сравнению с пленочными (по-
крытие по схеме 2+1 — два слоя липкой изоляционной ленты +
один слой защитной обертки) состоит в увеличении срока службы.
Кроме того, стоимость изоляционных материалов покрытия "Плас-
тобит-40" несколько ниже пленочного покрытия по схеме 2+1.
Срок службы изоляционных покрытий типа "Пластобит" опреде-
лится в ближайшие годы по мере накопления опыта и исследований
эксплуатируемых трубопроводов.
УкрНИИгаз совместно с кафедрой технологии пластмасс Харь-
ковского государственного политехнического университета разра-
ботал покрытие на основе эпоксидно-битумной композиции для ан-
тикоррозионной защиты трубопроводов. Рассматриваются пре-
имущества и технология нанесения покрытия [53].
Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР)
исследованы свойства пленочных изоляционных покрытий нефте-
проводов и разработаны рекомендации, позволяющие увеличить
сроки их службы. Рекомендуемое НТД покрытие усиленного типа
из липких полимерных лент по схеме 1+1(1 слой изоляционной
111
ленты + 1 слой липкой защитной обертки на основе полиэтилена)
в практике эксплуатации не оправдало себя. Как правило, че-
рез 3 — 4 года эксплуатации в покрытии наблюдается подпленочная
коррозия, которая, в конечном счете, приводит к потере адгезии к
металлу на значительной части трубы и коррозии металла. Одна из
главных причин подпленочной коррозии, по мнению специалистов
ИПТЭР, — проницаемость полиэтилена, который является основой
изоляционного и оберточного (защитного) слоев, по отношению
к влаге и газу (кислород). Известно, что проницаемость покрытия
обратно пропорциональна числу его слоев и что при одной и той же
толщине проницаемость меньше, если это покрытие составлено
из нескольких слоев материала. Исходя из этого принципа, реко-
мендуется конструкция покрытия из липких лент на основе поли-
этилена, состоящая из двух слоев изоляционной липкой ленты и од-
ного слоя защитной липкой обертки, т. е. по схеме 2+1. При нане-
сении конструкции покрытия с применением лент на основе поли-
этилена по схеме 2+1 возможно использование следующих
механизмов: очистных машин типа ОМС или ОМ для 3-й степени
очистки поверхности трубы по ВСН 008-88; грунтовочного устрой-
ства типа ГУ, смонтированного на изоляционной машине для нане-
сения грунтовки ГПБ-1 или ГПБ-2; изоляционной машины типа ИМ
или ИЛ для намотки по свеженанесенной грунтовке двух слоев изо-
ляционной ленты типа "Полилен", "НКПЭЛ", "Поликен", "Нитто"
или других лент с шириной рулона 450 мм с нахлестом 225 мм при
натяжении 1 Н/мм, а также для нанесения поверх изоляционной
ленты в один слой [72].
Конструкция 2+1 надежнее конструкции 1 + 1 ввиду увеличе-
ния толщины покрытия и лучшей защиты трубы от механических
повреждений при засыпке трубопровода и в период эксплуатации
при взаимодействии системы "изолированная труба—грунт". Это
подтверждается и исследованиями С. А. Марченко, который уста-
новил, что через 1—2 года эксплуатации водопроницаемость конст-
рукций изоляционных покрытий 2 + 1 и 1 + 1 становится практиче-
ски одинаковой. Основной причиной этого является водопроницае-
мость изоляционных лент и оберток, в том числе и между витками.
На кафедре "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газо-
не фтехранилищ" УГНТУ получены патенты (пат. № 2183785,
пат. № 2184303, пат. № 2205324) на изобретение новых конструкций
изоляционных полимерных лент и оберток с двусторонним липким
слоем, увеличивающих надежность эксплуатации трубопроводов
[131, 137, 139].
Конструкции изоляционных лент и оберток с двусторонним
липким слоем рекомендуется использовать в качестве изоляцион-
ных пленочных покрытий и в качестве обертки для битумных, би-
112
тум-полимерных, асфальто-смолистых и полимерных ленточных
покрытий.
Проведенные экспериментальные исследования на полимер-
ных липких лентах и обертках показали, что адгезия в нахлесте при
соединении липкими сторонами увеличивается в 6, 5, 10 раз, а ско-
рость проникновения электролита через витки изоляции уменьша-
ется в 4 — 5 раз (в зависимости от свойств материалов фирм постав-
щиков).
Высокая адгезия и низкая скорость проникновения электроли-
та между смежными витками изоляционных оберток позволяют по-
высить эффективность использования изоляционных покрытий
при минимальных затратах.
На основании проведенных исследований и полученных патен-
тов разработана отраслевая "Инструкция по применению полимер-
ных изоляционных лент и оберток с двусторонним липким слоем",
РД39Р-00147105-026-02 [173].
Компанией Kendall-Polyken (США) разработан новый тип
изоляции, надежно защищающей от коррозии нефте- и газопро-
воды с помощью трехслойной полимерной композиции. Первый
слой непосредственно примыкает к трубам, второй — защищает
от коррозии, третий — прикрывает изоляцию от повреждений раз-
личных типов. При нанесении антикоррозионного слоя работы
ведутся напылением, причем достигается сцепление порядка
1000 унций/дюйм, что достаточно для защиты от воздействия воды
и других факторов. По сравнению с используемыми ранее система-
ми новая изоляция создает защитные слои одинаковой толщины;
отмечена простота и значительная скорость нанесения изоляции.
Особо важным является возможность нанесения изоляции при
температуре от минус 34 до +85 °C, что определяет возможность
применения технологии в различных климатических условиях [76].
Компанией "Armstrong World Ind." (США) запатентован способ
нанесения изоляционного фосфато-керамического покрытия на
трубы с использованием нетканого переплетения фибры. Толщина
покрытия составляет 5 — 20 мм [134].
Для нанесения антикоррозионного покрытия предлагается ис-
пользовать битумный материал нового качества в порошкообраз-
ном состоянии [118]. Рассматривается технология нанесения тон-
кодиспергированной порошкообразной битумно-резиновой ком-
позиции на изолируемую поверхность с помощью пистолета-рас-
пылителя с тепловым насадком, обеспечивающим нагрев подавае-
мых воздухом со скоростью 2 — 6 м/с частичек композиции инфра-
красным излучением. В результате теплового воздействия, равного
100 — 200 кДж на 1 кг изоляционной массы, битум расплавляется
до жидкого состояния (90— 150 °C) и, соприкасаясь с изолируемой
8 Э-185
ИЗ
поверхностью, покрывает ее прочным слоем. Расстояние от тепло-
вого насадка пистолета до обрабатываемой поверхности должно
составлять 100 — 200 мм. Интенсификация теплопередачи обеспе-
чивается за счет большой площади контакта тонкодиспергирован-
ных порошкообразных битумных частичек с тепловым потоком.
Рекомендуемый средний размер частиц битумной композиции
(оптимальное соотношение битум : цемент : резина — 50:40: 10),
диспергированной в быстроходном дезинтеграторе, составляет
0,4 мм. При прохождении от наконечника распылительного при-
способления до конца рефлектирующего насадка битумная состав-
ляющая частиц успевает нагреться до жидкого состояния. Приме-
няемые в качестве минерального порошка цементная пыль или
известняк структурируют битум в изоляционном слое. Резиновый
порошок в битумной композиции предотвращает ее слеживае-
мость [116].
В США авторами N. С. Fawlcy, G. Tipton и J. Schmidt запатенто-
ван способ изготовления изоляционной высокопрочной компо-
зитной обмоточной ленты для покрытия трубопроводов с целью за-
щиты от коррозии. Лента изготавливается из стекловолокна, нити
которого переплетаются между собой и затем покрываются рези-
ной [135].
В Италии фирмой "Pipeline Rehabil" (авторы Y. Re и A. Colombo),
в качестве антикоррозионных ленточных покрытий для трубопро-
водов предложена композиция на основе ленты из термопла-
стичной арамид-нейлоновой основы со специальной адгезионной
добавкой на основе бутила. Перед внедрением покрытия оно было
всесторонне изучено. Проверено сопротивление ползучести, сдви-
гу, сжатию. Даны адгезионные свойства. Испытания на старение
имитировали ресурс работы в течение 50 лет. Провели технологи-
ческие испытания на удар, воздействие температур и др. Изучено
влияние дефектов на характеристики покрытий. Затем покрытие
испытали в реальных полевых условиях. Характеристики покрытия
удовлетворяли эксплуатационным требованиям [114].
В США компанией "Shaw Ind. Ltd." (авторами D. Wong и др.),
запатентована конструкция наружной противокоррозионной изо-
ляции для трубопроводов. Изоляция состоит из эпоксидного прай-
мера и наружной оболочки из полиолефина. Кольцевое простран-
ство между праймером и полиолефиновой оболочкой заполняется
смесью эпоксидной смолы и полиолефина, причем соотношение
составляющих этой смеси изменяется по толщине промежуточного
слоя. В непосредственной близости от эпоксидного праймера про-
межуточный слой состоит в основном из эпоксидной смолы, в то
время как в непосредственной близости от наружной оболочки
промежуточный слой состоит в основном из полиолефина [133].
114
В настоящее время в газовой промышленности существуют три
основных метода изоляции стальных труб полиэтиленом: агломе-
рация, рукавная и обмоточная экструзии. Предлагается комбини-
рованное эпоксидно-полиэтиленовое покрытие — трехслойная
изоляция [26].
УкрНИИгаз предложил полимерную композицию, которая
надежно защищает от коррозии поверхность трубопроводов и ме-
таллических изделий любой геометрии. Специальный порошковый
модификатор коррозии, добавленный в композицию, позволяет
наносить ее на необработанную и даже покрытую слоем ржавчины
поверхность. Покрытие обладает высокими адгезионными, прочност-
ными и диэлектрическими свойствами, устойчиво к атмосферному
воздействию и влиянию коррозионноагрессивных грунтов [145].
Фирма "Т. I. В. Chemie" (Германия) разработала новую двух-
компонентную полиуретановую изоляцию марки Protegol 32 — 55,
предназначенную для использования на подземных трубопроводах.
Новая изоляция не содержит растворителей и имеет короткое вре-
мя полимеризации, после окончания которого обеспечивается вы-
сокая адгезия к металлической поверхности, подвергавшейся пред-
варительно пескоструйной или дробеструйной очистке. Новая изо-
ляция не требует использования праймера и может применяться
на трубопроводах с рабочей температурой до 76 °C [148].
Компанией "The Kendall Со." (США) запатентован способ изго-
товления противокоррозионной изоляции для трубопроводов,
состоящей из слоя праймера и изоляционной ленты, спирально
накладываемой на трубопровод, поверх слоя праймера. И праймер,
и изоляционная лента изготавливаются на основе резины, при этом
в состав праймера вводится определенное количество реагента, пре-
пятствующего образованию гидроксидных ионов, обычно образую-
щихся из электронов, генерируемых системами катодной защиты.
Благодаря предотвращению образования гидроксидных ионов,
и в особенности диффундирующих ионов натрия, предотвращается
катодное отслоение противокоррозионной изоляции (рис. 1.30) [132].
Компания "Servicised Ltd." (Великобритания) специализиру-
ется по изоляции труб, фитингов и арматуры в полевых условиях.
Разработанное компанией противокоррозионное покрытие состо-
ит из толстого слоя адгезионного компаунда и прочной эластичной
пленки. Подобная изоляция обладает высокими адгезионными
свойствами и высокой стойкостью против катодного отслоения
Изоляция накладывается на изолируемую поверхность в холодном
состоянии, и она вполне совместима с покрытиями на основе ка-
менноугольной смолы, с битумными покрытиями и эпоксидной
изоляцией, накладываемыми на изолируемую поверхность труб
в заводских условиях [86].
115
Рис. 1.30. Ручное нанесение полиуретанового покрытия
с помощью установки WIWA
Фирма "Denso North America" (США) разработала новую эпок-
сидно-уретановую изоляцию для трубопроводов, которая не содер-
жит изоцианатов и канцерогенных смол. Изоляция наносится
на изолируемую поверхность в жидком состоянии с помощью щет-
ки или ролика и может использоваться для защиты сварных швов,
выполняемых в полевых условиях [223].
Фирма "Vivian Regina” (Springs, ЮАР) с 1963 г. производит тка-
ни с покрытием из стекловолокна. Оберточный материал для труб
этой фирмы представляет собой нетканые войлоки или ткани из
стекловолокна с полимерным связующим. Повышенная прочность
обеспечивается продольной ориентацией штапельного стекложгу-
та, а материал Menshwrap изготавливается в виде переплетенной
сетки. Эти оберточные материалы являются армирующими для би-
тумных изоляционных покрытий, они обладают исключительной
стойкостью к кислотам и щелочам, не гниют при воздействии влаги
и микроорганизмов [117].
Проведенные ВНИИСТом комплексные испытания двухслой-
ных и трехслойных заводских полиэтиленовых покрытий труб,
производимых на российских предприятиях, свидетельствуют о бе-
зусловных преимуществах трехслойных систем покрытий на осно-
116
вс современных изоляционных материалов. Использование таких
покрытий позволяет в значительной степени повысить надежность
и эффективность противокоррозионной защиты трубопроводов
и увеличить продолжительность срока их эксплуатации.
Процесс нанесения защитных покрытий в заводских условиях
можно условно разделить на три стадии: подготовительные работы
(рис. 1.31), нанесение изоляции (рис. 1.32), завершающие работы
(рис. 1.33).
Основными причинами возникновения дефектов защитных
покрытий являются:
1. Применение некачественных либо несоответствующих изо-
ляционных материалов. Изменение показателей качества изоляци-
онных материалов происходит в результате неправильных: транс-
портировки (деформация рулонов), хранения (засорение битума
землей, обводнение битума при хранении под открытым небом)
или приготовления (нарушение дозировки компонентов битумной
мастики, перегрев мастики, чрезмерное разведение грунтовки ра-
створителем) .
2. Некачественная подготовка поверхности защищаемого ме-
талла трубопровода (очистка его от ржавчины, окалины, обезжири-
вание) снижает адгезию к защищаемому металлу. Применяемый
клеевой слой — адгезив — не обеспечивает физико-химического
взаимодействия покрытия с плохо очищенной поверхностью ме-
талла.
3. Некачественное нанесение грунтовки на трубопровод.
При длительном или неудовлетворительном хранении грунтов-
ки происходит ее загустевание, в связи с чем грунтовка наносится
на трубопровод неравномерно, с подтеками. В этом случае ее необ-
ходимо разбавить бензином до условной вязкости 15 с по ВЗ — 4 или
плотности 0,81...0,82; в непроцеженной грунтовке могут быть сгуст-
ки битума, поэтому грунтовку следует процеживать через сито
с ячейками не более 0,1 мм.
При нанесении грунтовки на влажную поверхность трубы
образуются пузыри, которые снижают прилипаемость грунтовки
и покрытия к металлу.
При нанесении грунтовки в ветреную погоду в грунтовочном
слое могут образоваться воздушные пузыри. В этом случае рабочую
зону необходимо закрыть от ветра фанерным щитом или, если эта
мера не дает эффекта, прекратить работу. Одной из причин плохой
прилипаемости грунтовки является пыль, оседающая на трубе пос-
ле очистки от ржавчины. Для удаления пыли на очистной машине
необходимо оборудовать отсос, а за последним рядом щеток укре-
пить брезентовое полотенце.
При неравномерном обливе трубы грунтовкой, перекосе бре-
117
Входной контроль труб
(визуальный)
Предварительный нагрев
в газовой печи
Абразивная очистка
внешней поверхнос-
ти труб в дробемет-
ной установке сталь-
ной колотой дробью
Очистка внутренней
полости труб от пыли
путем продувки
Контроль
качества подготовки
поверхности труб
(визуальный)
Нагрев трубы перед
хроматированием
Хроматирование
поверхности
трубы
Нагрев трубы
Рис. 1.31. Подготовительные работы
перед нанесением защитных покрытий
118
ф
ф
о
я
’S
о
ф
о
я
о
я
ф
<
Я
и
ф
Я
<
о
с
ф
о
я
о
я
ф
<
Я
я
о
а
я
Я
<
о
я
я
<
я
ф
Я
£
о
с
>
&
е
ф
ф
ф
ф
я
7?
я
я
я
Я
ф
£
ф
я
я
ф
ф
ф
я
я
я
я
я
ф
я
ф
я
я
ф
ф
ф
я
я
я
'я'
я
я
ф
<
я
я
я
к
ф
о
я
’Я
о
и
я
ф
о
я
о
я
ф
<
я
я
о
а
я
Я
<
о
я
ф
Я
й
о
я
я
я
я
я
ф
£
ф
я
я
ф
ф
ф
я
я
я
'я'
я
я
ф
<
я
я
ф
о
я
<
я
ф
£
о
я
ф
я
о
я
>я
о
a
я
ф
о
я
ф
я
я
ф
ф
ф
я
W
ф
я
&
>я
о
я
о
5
я
"ТЕГ
я
о
119
>.
а
S
а
Е
м
о
я-
к
о
X
S
ь
2
а
*
о
к
S
о
Е
3
о
<
Е
ф
S
№
Ф
о
Б
н
о
S
2
к
о
м
о
а
о
и
S
о
с
о
*
Ф
о
н
а
ф
е
<
§
S
<
X
о
ф
h
ю
а
о
в
1
о
в
rd
и
о
а
s
а
03 кг
ф
S
к
rd
и
о
<
о
&
X
о
>s
3
S
5
«
в*
Е
О
S
ф
S
2
§’5
Е
td
и
ф
S'
rd
я
>а
5
м
S
РЗ
Рис. 1.33. Завершающий этап производства труб с защитным покрытием
120
зентового полотенца, сильном его загрязнении и износе могут об-
разовываться пропуски в грунтовочном слое; для устранения этих
дефектов надо отрегулировать облив трубы грунтовкой или сме-
нить полотенце. Пропуски грунтовки у сварных швов необходимо
закрасить вручную кистью. Кроме того, в технологии нанесения ру-
лонных изоляционных покрытий имеется существенный недостаток.
При изоляционных работах промежуток времени между нанесени-
ем грунтовки на трубу и намоткой полиэтиленовой ленты так мал,
что растворитель, имеющийся в грунтовке, не успевает испариться.
Малопроницаемая полиэтиленовая пленка препятствует испаре-
нию растворителя, под ней возникают многочисленные вздутия,
нарушающие адгезионное соединение между слоями покрытия:
4. Дефекты, возникающие при нанесении полимерных изоля-
ционных лент Большая разнотолщинность ленты при механизиро-
ванном нанесении приводит к складкам, морщинам, гофрам. При
незначительной разнотолщинности усиленное натяжение наноси-
мой ленты расправляет ее.
Плохая торцовка рулонов и телескопический сдвиг витков лен-
ты в рулоне приводят к некачественному нанесению покрытия.
Такие рулоны необходимо отторцевать или использовать для руч-
ной работы, например при ремонте покрытий.
Плохо отрегулированная машина, неправильно выбранный
угол наклона шпуль, недостаточное натяжение ленты приводят
к образованию гофр, морщин и неравномерному нахлесту.
Нанесение липкой ленты двумя рулонами разной ширины при-
водит к неравномерному нахлесту и несплошности покрытия.
Необходимо подбирать рулоны одинаковой ширины.
При переходе клея на смежную нелипкую сторону нарушается
прилипаемость ленты. Необходимо строго соблюдать температур-
ный режим нанесения ленты (в соответствии с техническими услови-
ями на данную ленту).
Нанесение ленты на плохо очищенную от брызг металла и грата
поверхность сварных стыков приводит к проколам изоляционного по-
крытия. Эти места перед нанесением изоляции необходимо зачистить.
Недостаточное или чрезмерное натяжение ленты при размотке
рулона ведет к образованию гофр, перекосу и, как следствие, к об-
разованию поперечных морщин и складок.
Во избежание гофрообразования следует использовать изоля-
ционные ленты, характеризующиеся незначительной склонностью
к ползучести и обеспечивающие хорошее сцепление (адгезия)
с поверхностью трубы, поскольку появление на изоляционном по-
крытии гофр в период эксплуатации связано со смещением изоля-
ции относительно трубы.
5. Дефекты, возникающие при изоляционно-укладочных работах.
121
Дефекты в защитных покрытиях могут возникать при несоблю-
дении требований нормативно-технической документации на про-
изводство работ, в частности, при выпадении осадков, при темпера-
туре ниже минус 30 °C, при сильном ветре, при неправильной на-
стройке либо неисправности изоляционных и очистных машин.
При раздельном способе производства изоляционно-укладочных
работ, когда трубопровод находится на берме траншеи, изоляционное
покрытие может быть повреждено от оплывания на солнце, растрес-
кивания на морозе, продавливания на лежках и других посторон-
них механических воздействий; дефекты могут быть выявлены при
осмотре покрытия, после чего должен быть выполнен ремонт по-
крытия с последующей проверкой качества дефектоскопом.
Повреждения покрытия при укладке трубопровода с бермы
в траншею возникают при захвате трубы петлей троса, при недо-
статочной ширине полотенца или при вытаскивании полотенца из-
под трубопровода; при ударе об откосы траншеи во время опуска,
особенно на криволинейных участках трассы. Дефекты покрытия
выявляют в траншее и тут же устраняют.
Повреждения покрытия при совмещенном способе производ-
ства изоляционно-укладочных работ могут возникать при укладке
трубопровода не по оси траншеи. При укладке трубопровода в жар-
кую погоду, когда покрытие не успевает остыть и касается стенок
траншеи, возможны его продавливания и сдиры. Спуск трубопрово-
да с температурой битумного покрытия выше 30 °C на неровное дно
траншеи, а также наличие на нем камней или комьев засохшей глины
неизбежно приводит к продавливанию покрытия. Для предохране-
ния покрытия от повреждения трубопровод необходимо уклады-
вать точно по оси траншеи; дно траншеи должно быть спланирова-
но, засохшие комья грунта и камней нужно удалить, а на участках
каменистых, щебенистых, сухих грунтов подсыпать на дно тран-
шеи рыхлый грунт и таким же грунтом присыпать трубопровод.
6. Механические воздействия грунта при эксплуатации приво-
дят к сдвигающим или растягивающим напряжениям изоляцион-
ного покрытия, в результате чего происходят растрескивание, об-
разование гофр, складок, задиров, царапин.
После укладки изолированного трубопровода в траншею при
стабилизации грунтовой засыпки покрытие подвергается всевоз-
можным деформациям. Деформации совместно с действием
поверхностно-активных составляющих грунтов приводят к разру-
шению покрытий, то есть к нарушению целостности изоляции
и интенсивной коррозии трубопроводов.
Грунт, сползающий в "пазуху" траншеи при его естественной
осадке, создает сдвигающие напряжения на верхней боковой по-
верхности трубопровода и подвергает защитное покрытие ползуче-
122
сти, при этом может возникнуть растрескивание и гофрообразова-
ние [29, 45. 46, 54].
7. Физико-химическое воздействие грунта, влияние поверхно-
стно-активных компонентов грунтово-коллоидной среды, в т. ч.
приводящее к выпотеванию и вымыванию пластификаторов
из изоляционных покрытий.
8. Неправильная эксплуатация трубопровода (резкий перепад
температур перекачиваемого продукта, перекачка продукта с тем-
пературой выше проектной и т. д.).
9. Низкое качество осуществляемых мер электрохимической
защиты: перепад значений потенциала "труба —земля" выше или
ниже допускаемого. Катодная поляризация при повышенных зна-
чениях потенциала приводит к отслаиванию покрытий.
10. Несоблюдение режимов нанесения изоляционных покры-
тий в зимних условиях — нарушение режимов подогрева трубопро-
вода, грунтовки, изоляционных покрытий, нарушение режимов
хранения.
И. Смерзание изоляционного покрытия трубопровода с водо-
насыщенным грунтом.
12. При засыпке трубопровода грунтом ударная нагрузка на по-
крытие может быть весьма значительной — особенно в зимнее вре-
мя, когда обледенелый грунт имеет высокую твердость, а покрытие
находится в состоянии, близком к хрупкому. Часто нарушение
целостности и сплошности защитных покрытий происходит при за-
сыпке трубопроводов скальным грунтом, что категорически запре-
щается.
Эффективность изоляционных покрытий наружной поверхно-
сти подземных трубопроводов определяется, в основном, природой
материала и покрытия на его основе, конструкцией покрытия, тех-
нологией нанесения покрытия на трубопровод и другими условия-
ми в процессе эксплуатации. Необходимо учитывать, что на прак-
тике возможны случаи, когда трубопровод находится в экстремаль-
ных условиях, т. е. на него действует весь комплекс неблагоприят-
ных воздействий.
Тангенсальное давление, действующее на изоляционное
покрытие в верхней части трубы, как представлено в работах
Б. И. Борисова, в большей степени зависит от свойств грунта [18].
Уменьшение давления грунта на изолированный трубопровод при-
водит и к уменьшению вероятности образования гофр и растрески-
вания изоляционных покрытий.
Также в работах Б. И. Борисова представлены данные исследо-
ваний, по которым сделан вывод, что с увеличением влажности
грунтов увеличивается растрескивание изоляционных покрытий
и уменьшается срок службы.
123
Одним из наиболее экономичных методов обеспечения надеж-
ности эксплуатации газонефтепроводов и увеличения срока служ-
бы изоляционных покрытий является прокладка трубопроводов
в обсыпке из гидрофобизированных грунтов [108, 174].
Натурные полигонные исследования основного критерия оцен-
ки качества изоляции — переходного сопротивления труба — земля
показывают, что защитные свойства изоляционных покрытий тру-
бопроводов при обсыпке гидрофобизированным грунтом уменьша-
ется значительно медленнее, чем при обсыпке обычным минераль-
ным грунтом.
Благодаря улучшенным физико-механическим свойствам гид-
рофобизированных грунтов (низкие значения газопроницаемости
фильтрации, водонасыщения, коррозионной активности, набуха-
ния; высокие значения коэффициента водоустойчивости и сцепле-
ния) переходное сопротивление образцов изолированных труб
уменьшается незначительно. Кроме того, уменьшение газопрони-
цаемости, фильтрации, водонасыщения и коррозионной активно-
сти грунтов обсыпки трубопровода приводит к сокращению выпо-
тевания и вымывания пластификатора и других компонентов
из изоляционных материалов.
Таким образом, обсыпка изолированного трубопровода гидро-
фобизированными грунтами защищает изоляцию от механических
повреждений при засыпке и создает защитную оболочку (или эк-
ран), препятствующую отрицательному воздействию окружающей
среды на защитные свойства изоляции. При этом значительно уве-
личивается срок ее службы, что позволяет эксплуатировать трубо-
проводы без переизоляции и капитального ремонта весь норматив-
ный срок — 30 и более лет.
Экономические расчеты показывают, что затраты на гидро-
фобизацию грунта более чем на порядок ниже, чем затраты на пе-
реизоляцию трубопровода в период эксплуатации [108].
Условия эксплуатации трубопровода весьма многообразны,
поэтому большой выбор имеющихся в настоящее время защитных
покрытий, которые отличаются друг от друга как свойствами, так и
технологией нанесения, позволяет во многих случаях успешно ре-
шать проблему борьбы с наружной коррозией.
1.2.4.2. Материалы для защиты трубопроводов
от внутренней коррозии.
Основные причины возникновения коррозии внутренней
поверхности трубопроводов
Продукция нефтяных и газовых скважин представляет собой
124
многокомпонентную смесь, состоящую из нефти, газа, воды и раз-
личных примесей. В процессе движения этой смеси по трубопрово-
дам происходят различные физические и химические процессы
(отложение парафинов, солей, абразивный износ, коррозионное
разрушение поверхности), в результате которых нарушается нор-
мальная работа трубопроводов.
Для обеспечения эффективной работы трубопроводов необхо-
димо предотвратить возможность развития этих процессов.
Вопросам коррозионного разрушения внутренней поверх-
ности промысловых трубопроводов посвящены работы многих
авторов [2, 4, 11, 12, 23, 47-52, 97, 100-104, 156, 161, 162, 166, 179,
186, 187, 209, 219]. На основании этих исследований можно отме-
тить следующее.
Основными видами коррозии нефтегазопроводных труб явля-
ются коррозия с потерей массы (общая, язвенная, канавочная кор-
розия) и сульфидное коррозионное растрескивание под напряже-
нием (КРН). Последний вид коррозионного поражения проявля-
ется в сероводородсодержащей среде и является наиболее опас-
ным. При взаимодействии стали с сероводородсодержащей средой
образуется атомарный водород, диффундирующий вглубь металла
и вызывающий его охрупчивание и растрескивание по всему объе-
му. Трещины и дефекты, образующиеся под воздействием атомар-
ного водорода на начальной стадии, имеют микроскопические раз-
меры. Со временем их количество растет, что может привести к их
слиянию и образованию макротрещины. Поскольку сталь под воз-
действием водорода склонна к охрупчиванию, макротрещина часто
развивается мгновенно по хрупкому механизму. Разрушение тру-
бопроводов вдоль образующей, сопровождаемое раскрытием тру-
бы на несколько метров, как правило, связано именно с сульфид-
ным коррозионным растрескиванием [156].
Экспериментальные исследования нефтегазопроводных труб,
разрушившихся вдоль нижней образующей (канавочная коррозия),
проведенные в ОАО "ВНИИТнефть", показали наличие в объеме ме-
талла множественных микротрещин, связанных с неметаллически-
ми включениями. Разрушение труб происходит в несколько стадий.
Сначала вдоль нижней образующей трубы за счет механико-кор-
розионного износа образуется канавка. Это приводит к увеличе-
нию нагрузок в области канавки, ее интенсивному насыщению
водородом и образованию множественных микротрещин.
С течением времени количество и длина микротрещин растут,
что приводит к их объединению между собой. Это и вызывает
разрушение трубы. Следует отметить, что разрушение труб по опи-
санному выше механизму происходит и на месторождениях с ма-
лым содержанием сероводорода в добываемой среде: Самотлор-
125
ском месторождении, месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз"
и “Когалымнефтегаз".
Основными способами повышения стойкости труб к перечислен-
ным видам коррозии является применение специальных марок сталей
или защитных покрытий [179].
Задача установления причин различной коррозионной по-
вреждаемости труб очень сложная. Трубопроводы одинакового
сортамента и диаметра с идентичной микроструктурой и химиче-
ским составом и, казалось бы, в сходных условиях эксплуатации зна-
чительно отличаются сроком безаварийной службы: одни работают
без повреждений весь проектный срок, другие разрушаются в ре-
зультате сквозных коррозионных повреждений через несколько
месяцев (как правило, из-за канавочной или язвенной коррозии).
Одним из факторов, определяющих аномально высокую ско-
рость коррозии является присутствие в стали особого типа неме-
таллических включений, которые назвали условно коррозионноак-
тивными неметаллическими включениями (КАНВ). Обнаруженные
включения не идентифицированы как общеизвестные сульфиды,
оксиды, силикаты и др., выявляемые методами, предусмотренными
нормативно-технической документацией для трубных сталей,
основанными на балльной оценке неметаллических включений на
нетравленном шлифе в оптических полях микроскопа при регла-
ментируемых увеличениях. Это связано с тем, что большая часть
таких включений имеет малые размеры — не более 1—2 мкм [179].
Опасными являются только включения, образующиеся при опреде-
ленном соотношении входящих в них элементов — кальция, алю-
миния, серы, марганца и т. д. Рабочая гипотеза предполагает, что
КАНВ являются источником атомарного кислорода, определяю-
щего скорость катодных реакций на поверхности металла.
Ранее эти включения не принимались во внимание из-за незна-
чительности своих размеров, не оказывающих значимое влияние
на требуемый комплекс эксплуатационных свойств стали (вяз-
кость, пластичность и т. п.), и поэтому их нормирование не преду-
смотрено давно сформированной технической документацией.
Их количество, как установлено, никак не коррелирует с содержа-
нием других включений, которые стандартно оцениваются при
производстве стального проката. Сталь может быть очень чистая
по обычным включениям, но корродировать с очень большой ско-
ростью из-за присутствия КАНВ. И наоборот, в стали могут присут-
ствовать обычные включения вплоть до 4 баллов (оксиды, сили-
каты), но КАНВ при этом может не быть, и тогда трубы служат дол-
го. Из этого следует, что КАНВ в значительной степени определяют
стойкость стали против локальной коррозии в водных хлорсодер-
жащих средах, причем, как установлено специалистами НИФХИ
126
им. Л. Я. Карпова, эта зависимость имеет место не только в систе-
мах нефтесбора, но и в теплосетях [179].
В настоящее время известны пять типов КАНВ, которые оказы-
вают влияние на коррозионную стойкость. Они имеют различный
химический состав, разную природу, а также разную степень и ме-
ханизм влияния на коррозионную стойкость.
Освоенные на предприятиях ОАО «Северсталь» и ОАО ВТЗ со-
временные технологии выплавки и внепечной обработки позволя-
ют получить стали чистые по КАНВ.
Появлению коррозии в нефтесборных коллекторах способ-
ствует выделившаяся в процессе транспорта минерализованная вода,
при отсутствии которой коррозия, как правило, не происходит.
Попадание пресной воды в действующий трубопровод, транс-
портирующий пластовую воду в объеме 10—15 %, усиливает корро-
зию трубопровода в 19,5 раза. Увеличение содержания кислорода
в пластовой воде до 1,3 г/м3 в результате поступления в трубопровод
атмосферного воздуха повышает скорость коррозии в 40 раз [187].
Одной из основных причин возникновения коррозионных си-
туаций в нефтесборных коллекторах является гидродинамический
режим транспортирования продукции нефтяных скважин, что при-
водит при низких скоростях потока к расслоению эмульсии, обра-
зованию застойных зон, возникновению и интенсивной работе
макрогальванических пар.
Сульфиды железа, образующиеся при взаимодействии серово-
дорода, продуцируемых сульфатвосстанавливающими бактериями
(СВБ), с находящимися в воде ионами железа интенсифицируют
коррозионный процесс. Образующаяся тонкодисперсная взвесь
сульфида железа постепенно скапливается в донной части коллек-
тора, особенно в застойных зонах, и способствует ускоренному
развитию местной коррозии под осадками.
При анализе продуктов коррозии, извлеченных с донной части
коллекторов, было установлено, что в их состав, наряду с прочими,
входят карбонаты и сульфиды железа, являющиеся продуктами хи-
мических реакций, протекающих при наличии в воде углекислоты
и сероводорода.
Участки поверхности трубопровода под осадками (отложе-
ниями) являются анодами, а сам осадок — катодом. Возникает мак-
рогальваническая пара, в результате работы которой металл трубы
под осадком (анод) интенсивно разрушается. Присутствующие
в составе осадка сульфиды железа резко интенсифицируют про-
цесс коррозии.
Для предотвращения коррозии трубопроводов рекомендуют
обеспечивать турбулентное течение газожидкостной смеси со ско-
ростью не менее 0,65 м/с.
127
Предупредить внутреннюю коррозию частично возможно,
обеспечив эмульсионную структуру потока.
В реальных условиях эксплуатации нефтепроводов не всегда
удается увеличить скорость перекачиваемой жидкости. Это может
быть связано с уменьшением толщины стенки трубопровода вслед-
ствие коррозии, со снижением добычи нефти и часто меняющи-
мися режимами течения.
Одним из способов уменьшения скорости коррозии промысло-
вых трубопроводов является применение ингибиторов.
Согласно электрохимической теории коррозии Н. Д. Томашова,
разрушение поверхности металла в водной среде обусловлено про-
теканием таких процессов, как:
анодный, характеризуемый переходом ионов металла в ра-
створ;
перенос электронов в металле;
катодный процесс ассимиляции электронов содержащимся
в растворе деполяризатором.
Высокая скорость коррозии наблюдается также в нефтесбор-
ных коллекторах больших диаметров, по которым продукция сква-
жин транспортируется с низкими скоростями потока. Большинство
отказов из-за коррозии имеет место на нефтепроводах диаметрами
530 — 720 мм, где наблюдается расслоенный режим течения жидкости.
Имеют место случаи порывов нефтепроводов, по которым пе-
рекачивается товарная нефть с минимальным содержанием воды
(1 — 3 %). В этих условиях при низкой скорости потока нефти в про-
цессе транспорта происходит выделение воды в виде отдельной
фазы, что приводит к ускоренному разрушению трубопроводов.
С увеличением пропускной способности нефтепроводов, даже
при достаточно высокой обводненности нефти, частота появления
порывов будет минимальна. Пленка нефти предохраняет металл
трубы от контакта с водой. Эффект естественного ингибирования
поверхности трубы нефтью снижается с ростом обводненности
нефти и при определенном соотношении углеводородной и водной
фаз не зависит от увеличения пропускной способности.
Наибольшее количество коррозионных разрушений промы-
словых трубопроводов наблюдается в системе ППД, по которым
перекачиваются сеноманские и смешанные (пресные и минерали-
зованные) воды, причем сборные (низконапорные)_водоводы более
подвержены коррозии, чем высоконапорные. Более 50 % от общего
числа порывов приходится на водоводы сеноманских и смешанных
вод; наименьшая частота порывов зафиксирована на водоводах
пресных вод.
Для напорных водоводов характерно образование свищей пре-
имущественно в сварных швах и околошовных зонах. В сборных
128
водоводах коррозионные поражения имеют вид язв и канавок
и локализуются преимущественно в нижней части трубы.
Уменьшить опасность коррозии можно путем специальной
подготовки вод до поступления их в систему ППД, а именно, удале-
нием из нее мехпримесей, агрессивных газов, нефтепродуктов
и стерилизацией воды от СВБ. Возникновение и развитие локальной
коррозии можно уменьшить увеличением скорости транспорта вод,
исключающим расслоение потока и выпадение осадков; системати-
ческой очисткой полости трубопроводов от осадков механическими
или химическими способами; применением ингибиторов коррозии.
Микропульсации давления в коллекторах подготавливают
условия для начала разрушения кристаллической решетки металла,
а макропульсации с сопутствующими факторами (коррозия) спо-
собствуют развитию разрушений.
На характер разрушения трубопровода существенно влияет
профиль трассы. Так, "канавка" по нижней образующей чаще при-
урочена к восходящим участкам трассы, при уклоне 0,5— 1,0° и бо-
лее. Канавочная форма разрушения наблюдается при обводненно-
сти нефти. В случае коррозии трубопровода по "канавке" относи-
тельные потери металла по сечению трубы незначительны. Измене-
ния толщины стенки вне “канавки" ничтожны и находятся в пре-
делах допусков на толщину стенки труб.
Единая закономерность сроков эксплуатации трубопровода
до порыва отсутствует. Можно лишь отметить, что иногда наблюда-
ется сокращение срока эксплуатации от полугода до двух лет.
Поражение металла в виде пятен, каверн развивается в основ-
ном на горизонтальных и нисходящих участках. В начале восходя-
щих участков образуются поражения в виде рельефных канавок.
Понижение pH воды в застойных зонах после проведения со-
лянокислотных обработок нефтяных скважин увеличивает ско-
рость коррозии в несколько раз.
Канавочное разрушение наряду с другими причинами связано
с гидродинамическими параметрами транспортируемой газожид-
костной смеси, а именно со структурой течения потока, нижние слои
жидкости представляют собой водную фазу, отслоившуюся в резуль-
тате разрушения эмульсии и гравитационного осаждения.
Показателем типа гидродинамического режима течения водо-
нефтяных эмульсий является' критерий Фруда [94]
V2
Fr=—,
Dg
(1.5)
где V— скорость течения смеси, м/с; D — внутренний диаметр тру-
бы, м; g — ускорение свободного падения, м/с .
9 Э-185
129
При Fr < 0,2 происходит расслоение эмульсии, и коррозия про-
текает по нижней образующей трубопровода. Если Fr находится
в пределах от 0,5 до 2,25, образуется эмульсия типа нефть в воде (опас-
ность коррозии остается по-прежнему высокой); при Fr > 2,25 —
эмульсия типа вода в нефти (скорость коррозии резко уменьшается).
Существует несколько методик, определяющих гидродинами-
ческие условия, при которых не образуются водные скопления
в нефтесборных коллекторах, вызывающих коррозию. На основе
анализа статистических данных о коррозионном разрушении неф-
тепроводов Западной Сибири установлена зависимость для опреде-
ления критической скорости течения при допущении, что водонеф-
тяная смесь представляет собой стабильную эмульсию [91, 202],
£0,268 ^,171 Г( p^p^gf’366
Кр =6,69 П(Т7Ч -----------L , J------------jr™ ,м/с,
Уэ Рэ (-10,96 р2+9,94 р,- +1)0-653
(1-6)
где уэ — кинематическая вязкость стабильной эмульсии, м2/с; рг— рас-
ходное объемное газосодержание; рэ — плотность эмульсии, кг/м3;
рв — плотность воды, кг/м3; о — поверхностное натяжение на гра-
нице нефть —вода,н/м.
Для условия образования пробковой структуры потока смеси
ГИПРОТюменьнефтегазом предложена зависимость
Дгкр =0,2 +
2г
X*
е~2’5Рг
(1-рг)2’
(1.7)
где i — геометрический уклон трубы; X* — коэффициент гидравличе-
ского сопротивления смеси.
Классификация способов защиты трубопроводов от внутрен-
ней коррозии
Основными направлениями борьбы с коррозией внутренней
поверхности нефтегазопромысловых трубопроводов является
применение:
различных технологических мероприятий; ингибиторов корро-
зии; высокоэффективных и экономичных и защитных покрытий
(полимерные, силикатные, металлические, комбинированные);
труб из коррозионностойких и неметаллических материалов.
На рис. 1.34а представлена классификация способов защиты
трубопроводов от внутренней коррозии.
К технологическим методам повышения надежности нефте-
промысловых трубопроводов относится применение электрохими-
ческой защиты (ЭХЗ); регулирование (повышение) производитель-
130
Рис. 1.34. Классификация способов защиты трубопроводов от внутренней коррозии
131
ности и скорости потока перекачиваемой среды; предварительная
подготовка и очистка продукции скважин от примесей (механиче-
ские, соли, сероводород, углекислый газ, кислород, сульфатвосста-
навливающие бактерии (СВБ) и др.), понижение цикличности пере-
качки, понижение температуры и др
Применение коррозионностойких стальных, неметаллических
и комбинированных труб рассмотрено в разделе 1.2.2.
Другим методом защиты внутренней поверхности нефтегазо-
промысловых трубопроводов является использование ингибиторов
коррозии. Их защитное действие обусловлено воздействием на кинети-
ку электрохимических реакций, лежащих в основе коррозионного про-
цесса [16, 48, 62, 161]. Механизм защитного действия связан, в первую
очередь, с адсорбцией ингибиторов коррозии на границе металл— сре-
да, т. е. с образованием на поверхности металлов защитных пленок.
В настоящее время в мире создано и запатентовано несколько
тысяч индивидуальных химических соединений и их смесей, при-
меняемых в качестве ингибиторов коррозии. В зависимости от ха-
рактера среды, в которой протекает коррозия, различают ингиби-
торы для жидких сред и атмосферных условий. В свою очередь,
ингибиторы для жидких сред разделяют на ингибиторы кислот-
ной коррозии, нейтральных растворов и растворов щелочей.
По агрегатному состоянию ингибиторы подразделяются на
жидкие и твердые, по растворимости — на водорастворимые,
углеводородорастворимые, смешанные. При выборе ингибитора в
каждом конкретном случае учитывают климатические особеннос-
ти данного района и наличие в достаточном количестве растворите-
лей. Возможно одновременное применение водоуглеводородора-
створимых, а также комбинированных ингибиторов [48] .
К ингибиторам предъявляют следующие требования: раство-
римость в углеводородах и способность образовать устойчивую
эмульсию или суспензию в водной среде. При этом ингибитор дол-
жен обеспечивать защиту внутренних стенок трубопроводов от аг-
рессивного воздействия сероводорода и хлористого водорода при
относительно высоких температурах.
Ассортимент ингибиторов коррозии как отечественных, так и
зарубежных постоянно растет и меняется. Однако наиболее широ-
кое применение находят, как показала практика, азот и аминосо-
держащие соединения. К таким реагентам относятся: СНПХ-6301 «А»,
«3», «КЗ», СНПХ-6302 «Б», «Амфикор», «Нефтехим», реагенты комп-
лексного действия СНПХ-1004, Тинкор-1, Альпан и др. [48, 114, 161].
При высоких температурах большинство высокоэффективных
ингибиторов коррозии (ИКСА-1, КО, АНПО, ИКБ-2 ИКБ-4, доди-
ген-214, СЖК, ВЖК, алкиламины фосфорнокислые и в смеси
с у-бутироацетоном, у-бутиролактоном, алкилполиамины, дибутил-
132
аммоний и др.) сохраняют, а в некоторых случаях повышают за-
щитный эффект. Ингибиторы в основном обеспечивают защитный
эффект за счет прочной связи своих полярных молекул с поверхно-
стью металла, осуществляемой хемосорбционными силами [48,
161]. Основная доля ингибиторов, используемых в настоящее вре-
мя для защиты оборудования в нефтяной и газовой промышленнос-
ти, представлена органическими азотсодержащими соединениями
с длинными углеродными цепями. К ним относятся производные
алифатических жирных кислот, имидазоамины и их производные,
четвертичные соединения, производные смоляных аминов.
Большинство ингибиторов является продуктами переработки
отходов нефтехимической промышленности. Это высокомолеку-
лярные органические соединения, обладающие сложными строе-
ниями и структурами и способные образовать на поверхности ме-
талла структурно-механический барьер, экранирующий металл
от воздействия коррозионноагрессивной среды.
Ингибиторы можно применять на более поздней стадии экс-
плуатации трубопровода, когда возрастает обводненность добывае-
мой нефти. Ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду
в любом месте функциональной системы без существенного изме-
нения технологического процесса транспорта нефти.
Выбор ингибиторов для нефтепроводов зависит от степени об-
водненности продукции скважин. При обводненности до 30 % пред-
почтение отдается ингибиторам, растворимым в водной фазе.
С увеличением содержания воды в нефти более эффективны плен-
кообразующие ингибиторы.
Эффективность ингибиторов коррозии зависит от многих фак-
торов, однако очень важным условием является необходимость
того, чтобы ингибитор достиг поверхности защищаемого металла
и адсорбировался на ней. Низкая концентрация ингибитора может
скорее привести к ускорению коррозии, чем к ее замедлению.
В условиях многофазного течения усложняется выбор ингиби-
тора коррозии. Ингибирование может быть затруднено также, если
циркуляция жидкости слабая. Целесообразно начинать ингибиро-
вание еще до образования слоя из продуктов коррозии на стенках
трубопровода. На восходящих участках, где канавочная коррозия
проявляется наиболее часто, вследствие абразивного удаления
пленки ингибитора по нижней образующей трубы желаемый эф-
фект защиты не может быть достигнут [2, 3, 166].
Применение ингибиторов — это дорогостоящая защита трубо-
проводов от коррозии, которая требует строгого соблюдения тех-
нологического режима.
Существует несколько технологий применения ингибиторов
коррозии, это: непрерывное дозирование, непрерывное дозиро-
133
вание с предварительной ударной дозировкой, пробковые техноло-
гии, периодическая подача, закачка в пласт и т. д. [94].
Защитные покрытия
Одним из наиболее перспективных способов защиты внутрен-
ней поверхности нефтегазопромысловых трубопроводов от корро-
зии является применение эффективных защитных покрытий.
Качественные покрытия не только экранируют металлические
стенки труб от коррозионного воздействия перекачиваемой среды,
но также предотвращают отложение солей и парафина, защищают
от абразивного износа, обеспечивают чистоту перекачиваемого
продукта, снижают гидравлические потери, уменьшают энергети-
ческие затраты, увеличивают пропускную способность трубопро-
вода и снижают металлоемкость сооружения за счет применения
тонкостенных труб.
Изоляция внутренней поверхности труб позволяет уменьшить
мощность, необходимую для перекачки продукции скважин на 5 —15 %,
а в некоторых случаях и до 35 %, почти на 90 % сокращаются также
расходы на очистку трубопроводов в процессе их эксплуатации.
Наиболее распространенные покрытия, применяемые в на-
стоящее время можно разделить натри основные группы: силикат-
ные, полимерные и комбинированные.
Из силикатных материалов применяются стеклоэмалевые
и цементные покрытия.
Полимерные материалы в зависимости от физического состоя-
ния в процессе их нанесения подразделяются на лакокрасочные
материалы, представляющие собой растворы полимеров; порошко-
вые материалы, наносимые в виде расплавов; пленочные.
Из рассмотренной группы материалов, применяемых для полу-
чения покрытий, наибольшее применение для внутренней защиты
труб нефтяного сортамента нашли лакокрасочные материалы
на основе эпоксидных, фенолформальдегидных и виниловых смол,
а также полиэтиленовые и полипропиленовые покрытия.
Разработаны и широко применяются за рубежом комбиниро-
ванные материалы, например фирма Tuboscope Vetco (США) при-
меняет качественные и весьма перспективные (в случае снижения
стоимости) полимерцементные покрытия.
Противокоррозионное покрытие из лакокрасочных материа-
лов в большинстве случаев представляет собой многослойную сис-
тему, состоящую из грунтовочных и покрывных слоев.
В настоящее время для внутренней защиты труб нефтяного сорта-
мента как в России, так и за рубежом нашли применение эпоксидные
покрытия и лакокрасочные материалы на основе низкомолеку-
лярных эпоксидных смол ЭД-20 и ЭД-16 (рис. 1.35) [29, 115, 208].
134
Рис. 1.35. Трубы с внутренним эпоксидным покрытием
Эпоксидные и лакокрасочные материалы, модифицированные
полисульфидами, имеют повышенную вязкость, эластичны и ус-
тойчивы в кислых средах [205].
В последние, годы в отечественной промышленности и за рубе-
жом для покрытия внутренней поверхности труб все более широкое
применение находят покрытия из порошковых полимерных мате-
риалов [148]. Это объясняется их следующими преимуществами
по сравнению с традиционными лакокрасочными материалами:
имеется широкий выбор порошковых полимерных материалов
с высокими физико-химическими и механическими свойствами;
135
нет необходимости использовать растворители, что значитель-
но улучшает условия труда и позволяет получить однослойные по-
крытия заданной толщины;
порошки технологичны и позволяют получить покрытия высо-
кого качества;
возможна полная автоматизация и механизация процесса на-
несения покрытий;
при нанесении порошков снижаются потери материала.
Для защиты внутренних поверхностей труб применяют порош-
ковый полиэтилен, эпоксидные порошковые материалы и пенто-
пласт. Пентопласт обладает высокой износостойкостью, высокой
химической и эрозионной стойкостью [29, 53].
Все порошковые материалы наносятся на предварительно
очищенную и подогретую до 300 °C поверхность. Эпоксидные
порошковые покрытия занимают ведущее место среди других
порошковых материалов: в США — 35, в Великобритании — 22,
в России — 25 %.
В США для защиты внутренней поверхности труб широко
используется покрытие из эпоксидного порошкового материала, на-
пыляемого электростатическим способом на разогретую поверх-
ность, на которой формируется защитная пленка толщиной 0,25 мм.
Также применяется пластмассовая изоляция, выполненная в виде
тонкостенной пленки из фторопласта или аналогичных пластмасс,
которая протаскивается через трубу с помощью промежуточных
фланцев. Кроме того, рекомендуется метод изготовления труб
с внутренней цементно-пластмассовой изоляцией для трубопрово-
дов, по которым перекачиваются агрессивные продукты [29].
Запатентован метод защиты внутренней поверхности труб
от коррозионного воздействия агрессивных жидкостей. Способ
заключается в установке внутрь трубы тонкостенной оболочки
из нержавеющей стали и подачи сжатого воздуха под давлением,
после которого она, деформируясь, плотно прилегает к внутренней
поверхности основной трубы [155].
В ФРГ широко применяется полиэтиленовое покрытие толщи-
ной от 1,5 до 4 мм для внутренней и наружной поверхности сталь-
ных труб диаметром от 100 до 1500 мм. Преимущественным мето-
дом нанесения покрытия является распыление порошка на поверх-
ность трубы предварительно нагретой газовой горелкой до 270 —
320 °C. Также для защиты внутренних стенок трубопроводов в ФРГ
используется сульфатный цемент. Находит применение и внутрен-
нее эмалирование труб. Эмаль наносится при температуре 890 °C,
поэтому применяется только для труб, материал которых не изме-
няет своих характеристик при указанной температуре [146].
В Самарской области преимущественно эксплуатируются тру-
136
бы с покрытиями из баксито-эпоксидных компаундов (технология
УфНИИ), на промыслах Башкортостана эксплуатируются трубы
со всеми известными и освоенными видами покрытий (остекло-
ванные, эмалированные, покрытые лаками, эпоксидированные
по технологии УралНИТИ центробежным способом и эмалиро-
ванные) [26].
Проведенный в США анализ свидетельствует о том, что исполь-
зование внутренней изоляции в трубопроводах, по которым пере-
качиваются газообразные и жидкие продукты, оправдывает себя
с экономической точки зрения. Срок окупаемости при этом состав-
ляет от 3 до 5 лет. Главное назначение внутренней изоляции заклю-
чается в снижении потерь напора на трение и в снижении интен-
сивности внутренней коррозии. Как правило, внутренняя изоляция
позволяет увеличить производительность трубопровода на 5 — 10 %,
хотя на практике были отмечены случаи, когда применение внут-
ренней изоляции трубопроводов небольших диаметров приводило
к увеличению производительности на 25 %. Дополнительным
преимуществом внутренней изоляции является существенное сни-
жение интенсивности образования парафинистых отложений
на стенках трубопроводов. Опыт эксплуатации ряда нефтепрово-
дов в США свидетельствует о том, что благодаря внутренней изоля-
ции расходы на очистку нефтепроводов сокращаются на 75 % [228].
Компания Nova Corp. (Канада) провела исследования эффектив-
ности внутренней изоляции газопроводов, как средства снижения
потерь напора на трение. Основываясь на результатах этого исследо-
вания, компания приняла решение о внутренней изоляции газопро-
вода протяженностью 155 км и диаметром 1220 мм, действующего
в провинции Альберта. По оценкам компании, изоляция внутрен-
ней поверхности этого газопровода позволит сэкономить в течение
срока его эксплуатации не менее 2 800 000 канадских долл. [69].
Компания ARCO Oil & Gas Со (США) использует оболочки из
полиэтилена сверхвысокой молекулярной массы типа Driscope 9100
для защиты от коррозии внутренней поверхности промысловых
трубопроводов. Полиэтиленовые оболочки укладывают внутри
предварительно очищенных от влаги, грязи и посторонних частиц
стальных трубопроводов методом протаскивания [228]. При этом
полиэтиленовые трубы длиной по 12 м соединяют между собой по-
средством сварки по мере протаскивания оболочки. Соединение
двух труб производят в среднем в течение 5 мин. Подобным обра-
зом изолируют секции газопроводов длиной 165 — 800 м. Соедине-
ние полиэтиленовых оболочек такой длины между собой осуществ-
ляют с помощью специально изготовленных для этой цели поли-
этиленовых фланцев. Полиэтилен типа Driscope 9100 обладает
необходимой прочностью, пластичностью и нечувствительностью
137
к поверхностным надрезам, позволяющим протаскивать подобные
оболочки внутри стальных труб. Он обладает стойкостью по отно-
шению к большинству агрессивных веществ, встречающихся
на нефтепромыслах. Также такие оболочки могут изготавливаться
в виде плетей длиной 750— 1200 м, протаскиваемых по подлежаще-
му защите трубопроводу и затем подгоняемых к внутренним стен-
кам труб путем прокачки воды или сжатого воздуха.
Разработанное в настоящее время оборудование для экструди-
рования полиэтиленовых оболочек позволяет использовать этот
способ для защиты внутренней поверхности трубопроводов диа-
метром от 50 до 762 мм.
Для противокоррозионной защиты внутренней поверхности
трубопроводов, по которым перекачивается газ, содержащий серо-
водород, обычно используются эпоксидные покрытия. Однако
на практике наблюдаются случаи отслоения подобных покрытий
в результате накопления продукта коррозии между стальной
поверхностью и эпоксидной пленкой [152]. Особенно часто это
происходит в присутствии сероводорода, который проникает через
эпоксидное покрытие. В связи с этим в Японии разработано эпок-
сидное покрытие с ингибиторной присадкой, которое обладает по-
вышенной адгезией к стали и обеспечивает эффективную защиту
изолированной поверхности от коррозии. Адгезия эпоксидного по-
крытия к стальной поверхности обеспечивается в том случае, если
ингибитор используется в качестве праймера, которым покрыва-
ется изолируемая стальная поверхность.
В журнале "Защита от коррозии и охрана окружающей среды"
[89] описывается комплекс оборудования для аэрозольного ингиби-
рования газопроводов. Комплекс предназначен Для ввода мелко-
распыленного ингибитора коррозии в газопровод во время эксплу-
атации с целью создания жидкой защитной пленки на его внутрен-
ней поверхности; содержит насосный блок с эффективной систе-
мой фильтрации жидкости и форсуночное устройство с самовы-
двигающейся многосопловой форсункой.
Фирма Paker Amchem (США) разработала новый вид коррози-
онноустойчивой внутренней облицовки для трубопроводов, по ко-
торым должны перекачиваться высокоагрессивные среды (смеси
на основе гидрофтористой кислоты). Практика перекачки таких
сред показала, что обычная пластмассовая облицовка недостаточно
устойчива к их коррозионному воздействию (появляются отдель-
ные свищи, постепенно увеличивающиеся в размерах). Облицовка,
успешно применяемая с 1986 года для защиты внутренней поверх-
ности труб, представляет собой напыляемый на металлическую
поверхность сополимер этилена и хлористого трифторэтилена.
Эта облицовка в течение длительного времени полностью сохраня-
138
ет устойчивость к воздействию практически любых органических
растворителей, крепких кислот и минералосодержащих жидко-
стей, в диапазоне температур от криогенных до 150 °C [231].
Наиболее эффективным и износостойким для внутренней об-
лицовки трубопроводов, транспортирующих высокоабразивные
материалы, является полиуретан. Исследования и расчеты пока-
зали, что срок службы внутреннего покрытия из полиуретана тол-
щиной 6 мм достигает 20 лет. Для нанесения полиуретена на внутрен-
нюю поверхность трубы разработан специальный агрегат, ротацион-
но формирующий слой полиуретана в трубах длиной до 6 м [29, 74].
Для изоляции внутренней поверхности труб в ФРГ успешно
применяются порошковые покрытия на основе эпоксидных смол
и новолаков, наносимых на вращающуюся трубу при строго конт-
ролируемой температуре. Толщина наносимого покрытия состав-
ляет от 150 до 250 мк при допуске не более 10 %. Каждая изолируе-
Рис. 1.36. Процесс установки головки устройства для нанесения цементного
покрытия на внутреннюю поверхность труб (г. Бугульма, ОАО “Татнефть")
139
мая труба проверяется на наличие точечных дефектов при
напряжении 62,5 В и на величину адгезии, которая должна быть
не ниже 20 Н/мм [204].
Разработаны новые технологии изоляции внутренней поверх-
ности трубопроводов с использованием для этой цели разделите-
лей, пропускаемых по трубопроводу под давлением осушенного
азота и обеспечивающих экструдирование изоляционного матери-
ала на стенки трубопровода. При использовании многодисковых
разделителей за один проход на стенки трубопровода наносится плен-
ка толщиной от 0,025 до 0,075 мм (в сухом виде). Для получения изоля-
ционного покрытия требуемой толщины требуется от 3 до 5 про-
ходов. В случае использования сферических разделителей за один
проход наносится пленка толщиной 0,1—0,15 мм и требуемая тол-
щина изоляционного покрытия достигается за 1 или 2 прохода [84].
Одним из материалов, успешно применяемых для внутренней
изоляции трубопроводов, является цемент [7]. Как показывает
опыт, трубы, внутренняя поверхность которых защищена от корро-
зии цементной обмазкой не поддаются коррозионному воздей-
ствию агрессивных, перекачиваемых сред в течение 50 лет и более.
Этот способ защиты широко применяется в Великобритании —
особенно для трубопроводов из чугунных труб. В последние годы
разработаны эффективные методы нанесения защитных изоляци-
онных покрытий в полевых условиях, что особенно важно при про-
ведении ремонтных работ. Перед нанесением цементного покры-
тия производится тщательная зачистка рабочей поверхности.
Подача цементной смеси производится из головок шлангов, протас-
киваемых по трубопроводу (рис. 1.36) [80, 122, 229].
Исследованы цементные композиции с добавками, кольмати-
рующими поровое пространство (глина, молотый песок, асбест).
С целью поддержания на нужном уровне pH цементной компози-
ции, для обеспечения пассивности металла и повышения реакцион-
ной емкости композиции в цемент вводили некоторое количество
извести. Для улучшения механических свойств покрытия рекомен-
довано введение волокнистых материалов типа асбест, стеклово-
локно и других неорганических и органических волокон. Прове-
дены испытания волокнистых свойств композиций с целью выясне-
ния возможности их нанесения на внутреннюю поверхность уло-
женного трубопровода по трассовой технологии. Были даны
рекомендации составов цементных композиций для опытно-про-
мышленных испытаний [228].
Проведены исследования эффективности внутреннего проти-
вокоррозионного цементного покрытия на стальных водопроводах.
Непосредственно после нанесения покрытия в месте контакта с це-
ментом величина pH примерно равна 12,6. Металл трубы при этом
значении pH не корродирует. Возможны три механизма возникно-
вения коррозии стали под цементным покрытием. Первый заклю-
чается в разрушении содержащейся в цементе извести, при взаи-
модействии с водой, содержащей большое количество углекис-
лоты. В конечном итоге углекислота достигает стальной поверхно-
сти и среда, контактирующая со сталью, из щелочной превра-
щается в кислотную. Второй механизм возникает при перекачке
рассолов (например, при выщелачивании каверн). Этот механизм
действует аналогично первому. Третий механизм связан с нали-
чием несплошностей в покрытии, которые могут возникать при
транспортировании и укладке трубопроводов. Коррозия в этом слу-
чае развивается в результате электролитической кислородной диф-
фузии. Исследования показали, что наиболее опасным является
третий механизм [215].
В Японии учеными разработан способ изготовления коррози-
онностойких труб, имеющих внутреннюю облицовку из сплава
марки "mcoloy 825", отличающегося повышенным содержанием
ниобия. Для обеспечения требуемой высокой стойкости такого
сплава против питинговой коррозии необходимо создать условия
для полной его раскристаллизации, а также необходимо исключить
осаждение карбидов хрома в процессе термомеханической обра-
ботки прокатываемых труб [231].
Внутренняя изоляция труб возможна как в заводских, так
и в полевых условиях.
Во Франции на заводах компании “SDF and Isopipe" в качестве
изоляции используется полиэтилен и эпоксидное порошковое
покрытие. На этих заводах обрабатывают трубы диаметром от 25 до
1220 мм. Ведутся также работы по использованию для противокор-
розионной изоляции полиамида, полиуретана и композитных мате-
риалов. Освоен процесс пескоструйной очистки изолируемых по-
верхностей труб, что позволяет существенно улучшить качество
очистки внутренней поверхности труб. Освоена также технология
создания шероховатого полиэтиленового покрытия. Благодаря ше-
роховатости полиэтилена обеспечивается повышенное сцепление
между полиэтиленом и цементным покрытием [154].
Компания Union Carbide (Нидерланды) разработала техноло-
гию очистки и изоляции внутренней поверхности вновь сооружае-
мых и действующих трубопроводов в полевых условиях [233]. Раз-
работанный технологический процесс включает в себя следующие
операции: удаление грязи и жировых загрязнений с помощью воды
и моющих средств; обезжиривание внутренней поверхности тру-
бопроводов с помощью растворителей или эмульсионных обезжи-
ривателей; удаление прокатной окалины и ржавчины посредством
абразивной очистки; удаление пылевидных продуктов абразивной
очистки с помощью разделителей, пропускаемых по трубопроводу;
промывка трубопровода растворителями; сушка внутренней
поверхности трубопровода; наложение многослойной изоляции
на стенки трубопровода; сушка изоляции; отверждение изоляции;
завершающее обследование трубопровода.
Компанией Dana Corp. (США) разработан способ изоляции
в полевых условиях внутренней поверхности труб длиной до 18 м,
диаметром до 1220 мм и массой до 4,5 т. Используемое с этой целью
оборудование состоит из устройства, обеспечивающего вращение
трубы и системы для нанесения изоляционного материала на внут-
реннюю поверхность труб. Устройство для вращения трубы — два
горизонтальных параллельных вала, каждый из которых снабжен
двумя парами сдвоенных автомобильных колес, непосредственно
контактирующими с изолируемой трубой. Один из валов приводит-
ся в движение электродвигателем с регулируемым числом оборотов
мощностью 10 л. с Система для нанесения изоляционного материа-
ла на внутреннюю поверхность трубы включает резервуар для ра-
зогретой каменноугольной эмали, насос, приводимый в движение
еще одним электродвигателем мощностью 5 л. с., и полую штангу
длиной 20 м, внутри которой находится шланг для подачи каменно-
угольной эмали. Труба с предварительно очищенной внутренней
поверхностью укладывается вилочным погрузчиком на колеса двух
валов, обеспечивающих ее вращение, после чего каретка вводит
полую штангу внутрь трубы. Перемещение полой штанги
до противоположного конца трубы занимает одну минуту, за это
время вращающаяся труба набирает требуемое число оборотов.
Затем каретка движется в обратном направлении, но с меньшей
скоростью и в начальный момент ее обратного движения насос на-
чинает подавать каменноугольную эмаль в полую штангу Благода-
ря одновременному перемещению полой штанги и вращению тру-
бы, обеспечивается равномерное нанесение каменноугольной эма-
ли на стенки трубы. Обратное перемещение каретки занимает
4 мин, после чего каретка и насос останавливаются, однако труба
продолжает вращаться еще 5 мин до окончания затвердевания ка-
менноугольной эмали. Полный цикл изоляции занимает 15 мин [85].
В Великобритании также разработана технология изоляции
внутренней поверхности трубопроводов в полевых условиях.
С этой целью используется аппарат, перемещающийся внутри изо-
лируемого трубопровода с пневматической смесительной камерой
и распылительной головкой. К смесительной камере подходят
два эластичных шланга, по которым в камеру подается эпоксидная
смола и отвердитель. По мере приготовления смеси она поступает
во вращающуюся распределительную головку, разбрызгивающую
жидкую смесь с необходимым давлением. Разработанное на базе
142
подобной технологии оборудование позволяет наносить изоляци-
онное покрытие на внутреннюю поверхность труб диаметром
от 225 до 600 мм [227].
Ряд интересных решений предложили отечественные специа-
листы, например разработана линия для изоляции внутренней по-
верхности труб, представляющая собой комплект оборудования,
оснастки и приспособлений для изоляции внутренней поверхности
труб диаметром от 100 до 600 мм и длиной 12 м в стационарных ус-
ловиях. Метод нанесения основан на пропуске через трубу, за счет
разности давления воздуха, двух торов — разделителей и защитного
состава, заполненного между ними по сечению трубы [221]. Торы
обеспечивают герметичность по сечению трубы, перекатываясь по
внутренней поверхности труб без трения-скольжения. След из за-
щитного состава, оставляемый на внутренней поверхности труб
после прохождения торов образует защитную пленку.
Для трассовых условий также предложен метод приклеивания
на внутреннюю поверхность трубы пластмассовой изоляции, кото-
рая выполняется в виде полимерного рукава. Разработаны два ва-
рианта рукавной изоляции: введение рукава с нанесенным кле-
евым составом в трубу с последующим его расширением и прикле-
иванием к внутренней поверхности трубы; нанесение полимерного
рукава типа "чулок" с выворотом и одновременным приклеиванием
его к внутренней поверхности трубы [221].
Получены положительные результаты экспериментальных ис-
следований на установке по ионному легированию и нанесению
пленочных покрытий пучково-плазменными методами [143]. Были
обработаны стандартные образцы из трубной стали Ст.ОбКП для
последующих испытаний на коррозионную стойкость в модельной
пластовой воде. Проведены коррозионные испытания исходных
и легированных образцов. Сделан вывод, что способ защиты внут-
ренней и наружной поверхностей трубопроводов с использовани-
ем технологии ионного легирования как по показателям эффек-
тивности защиты от коррозии, так и по технологичности обработки
труб в цехе и при строительстве трубопровода в трассовых услови-
ях полностью соответствует требованиям, предъявляемым к про-
мышленной технологии изоляции труб [143]. Но еще необходимо
доказать, что данный способ защиты имеет преимущества перед
другими способами по своей эффективности и технико-экономи-
ческим показателям.
Оригинальное решение предложено Р. А. Бычковым и В. В. Оре-
ховым. Для внутренней изоляции трубопроводов авторы предлага-
ют использовать магнитные стеклошарики [118]. Подобная техно-
логия помимо снижения внутренней коррозии приведет к суще-
ственному снижению гидравлических сопротивлений в погранич-
143
ном слое при движении жидкости или газа. Магнитные шарики ди-
аметром 300 — 800 мкм, располагаясь на металлической основе тру-
бопровода в один ряд, под действием усилий сдвига движущейся
среды имеют возможность совершать вращательно-колебательные
движения. Благодаря этому осуществляется своеобразный наклеп
внутри поверхности трубопровода, улучшается микрогеометрия
металла, ликвидируются или сглаживаются риски на поверхности,
которые играют роль центров зарождения внутренней химической
коррозии. Однако предложенная технология не подтверждена
опытно-промышленными и экспериментальными исследованиями.
В порядке проведения научно-исследовательских работ
ВНИИСТом изучается возможность внутренней изоляции сварных
швов, имеющих эмалевое или другое покрытие. Перспективно ис-
пользование газотермических покрытий, в том числе и детонацион-
ных, обладающих высокой износостойкостью и адгезией к подлож-
ке, а также минимальной пористостью и газопроницаемостью.
Требования к качеству внутреннего порошкового эпоксидного
покрытия, а также технологии нанесения, испытания и контроля
свойств отражены в практических рекомендациях Американского
нефтяного института API-RP 5L7 "Внутреннее непраймированное
наплавляемое эпоксидное покрытие труб".
Для нефтегазодобывающей отрасли страны масштабы приме-
нения труб с внутренней антикорррозионной изоляцией не доста-
точны. Выпуск труб с эпоксидным покрытием осуществляется
на производствах Нижневартовска, Бугульмы,.Лангепаса, Нефте-
юганска и др. по технологиям и на оборудовании зарубежных фирм.
Основной проблемой при использовании стальных труб с внут-
ренней заводской изоляцией является защита зоны сварного со-
единения от коррозии с внутренней стороны. При отсутствии та-
кой защиты, как показал опыт эксплуатации, срок службы промыс-
ловых трубопроводов составляет не более 1-го года из-за интенсив-
ной коррозии металла сварных швов. Применение изоляции
внутренней поверхности труб во многом ограничено отсутствием
универсальных технических решений в отношении защиты внут-
ренней поверхности стыковой зоны. Вопрос защиты внутреннего
шва и околошовной зоны полностью решен только при использова-
нии технологий защиты секций по схеме "труба в трубе ", напри-
мер футеровка пластмассовыми трубами. Полевые технологии на-
несения покрытий на внутреннюю поверхность смонтированного
трубопровода уступают по возможностям и качеству покрытия за-
водским.
Для труб с внутренней изоляцией для защиты сварных со-
единений от коррозии с внутренней стороны в последние годы
разработаны различные конструкции втулок и протекторов.
144
Фирма Tuboscope Vetco (США) производит высокоэффективные
стальные втулки, изолированные полимерцементным покрытием,
которое может выдержать температуру до 1500 °C. Широкое
внедрение этих втулок ограничивается их высокой стоимостью.
Втулки-протекторы из алюминиевых сплавов разработаны
в ТатНИПИнефти и применяются в нефтяной компании "Татнефть".
Статистика по срокам службы таких конструкций отсутствует. По-
этому трудно их рекомендовать для широкого внедрения, так как
существует практический отрицательный опыт протекторной за-
щиты стыковых зон с помощью кольцевой полосы металлизацион-
ного алюминиевого покрытия, напыленного на приконцевой учас-
ток труб с внутренней полимерной изоляцией.
Дорогие, но надежные титановые втулки предложены
НПО г. Самара. На заводе "КВОТиТ" (г. Ивангород), ООО "Целер"
(г. Самара) и на других российских предприятиях производят
стальные втулки с защитным эпоксидным покрытием и резиновой
уплотняющей манжетой, они применяются, например, в ТПП "Лан-
геп ас нефтегаз", ОАО “Нижневартовскнефтегаз”. На рис. 1.37
и 1.38 представлены схема конструкции изолирующей стальной
втулки и схема защиты зоны сварного шва.
Для труб с внутренней эмалированной поверхностью защита
сварного соединения с внутренней стороны производится рас-
плавлением слоя эмалевой фритты в процессе сварки стыка.
Но на сегодняшний день данный метод не нашел широкого приме-
нения из-за сложностей проведения контроля качества, а построен-
ные экспериментально-промышленные участки требуют проведе-
Рис. 1.37. Конструкция изолирующей стальной втулки:
1 — резиновая манжета; 2 — защитное покрытие; 3 — стальной корпус
10 Э-185
145
Д мм
I, мм
114 159 168 219 273 325 426 530
75 75 75 120 120 120 120 120
Рис. 1.38. Схема защиты зоны сварного шва изолирующей втулкой:
1, 7 — свариваемые трубы; 2 — герметик; 3 — втулка изолирующая;
4—теплоизоляционный материал; 5—сварнойшов; 6—упор; 8—манжеты;
9 — внутреннее защитное покрытие
ния постоянного диагностического обследования. Также этот спо-
соб предъявляет высокие требования к квалификации и мастерству
сварщиков. Статистика отказов, например, в ТПП "Лангепас-
нефтегаз" позволит определить перспективность такой технологии.
Применение технологий с защитными коррозионностойкими
металлическими наплавками на концевых участках труб с внутрен-
ним полимерным покрытием также требует использования особых
технологий сварки, в частности выполнения корня шва высоколе-
гированными электродами. Внедрение таких технологий сдержива-
ется из-за снижения технологичности и удорожания продукции.
Специалистами “Уралтрансгаз" опробовано новое решение
по антикоррозионной защите концевых участков труб с внутрен-
ним полимерным покрытием, позволяющее обеспечить защиту
монтажного шва с применением обычной технологии сварки без
дополнительных мероприятий при строительных работах [52]. Тех-
ническое решение заключается в следующем. Внутреннее антикор-
розионное покрытие из эпоксидной порошковой краски наносится
по всей длине труб, за исключением концевых участков, на кото-
рые напыляется металлизационное покрытие из хромоникелевого
сплава. При сварке труб в плеть расплав напыленного порошка об-
146
разует антикоррозионный металлический слой на поверхности
сварного шва с дополнительным барьерным слоем из сварочных
шлаков и защищает сварное соединение. Таким образом, обеспечи-
вается 100 %-я защита площади внутренней поверхности трубопро-
вода ( рис. 1.39).
Покрытие, обеспечивающее защиту концевых участков труб
и сварного шва, предназначено также для труб с другими видами
полимерных покрытий, чувствительных к температурному воздей-
ствию сварки.
Положительные результаты испытаний явились основанием
для выпуска масштабных опытных партий труб по этой технологии.
Технология использована при производстве опытно-промышлен-
ных партий труб 0 114 мм с внутренним антикоррозионным
покрытием по заказам ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз",
ОАО "Нефтяная компания «Лукойл»" и др.
Более семи лет безаварийно эксплуатируются трубопроводы
длиной 2,7 и 0,6 км из труб этих партий по ТУ 14-514-06 — 92 (с тол-
щиной стенки 5 и 7 мм соответственно) на нефтепромысле Ватин-
ского месторождения ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз",
Рис. 1.39. Конструкция внутреннего полимерного покрытия труб
с металлизацией концевых участков нержавеющим сплавом:
а—до сварки; б — после сварки: 1 — полимерное покрытие; 2 — металлиза-
ционное покрытие; 3 — слой сварочных шлаков
147
в то время как трубы с толщиной стенки 16 мм без внутреннего по-
крытия вышли из эксплуатации на том же участке через четыре
года эксплуатации. Столько же работает без ремонта рассолопро-
вод склада мокрого хранения соли Челябинской ТЭЦ-1 при обыч-
ных сроках ремонта трубопроводов без покрытия до одного года.
Но рекомендовать предложенное решение к широкому внедрению
несколько преждевременно, так как накоплено недостаточно ста-
тистических данных по эксплуатации трубопроводов.
Техническая реализация процесса защиты концов труб метал-
лизационным покрытием осуществляется на линии внутреннего
покрытия труб. Подготовленный материал напыляется на внутрен-
нюю поверхность концов труб с использованием газотермических
установок ручного или полуавтоматического типа. Время напыле-
ния — до 3 мин. Нанесение покрытия на концы труб предусматри-
вает цеховые или базовые условия, технология сварки труб и конт-
роль ее качества — базовые или полевые условия.
Рис. 1.40. Оголовок устройства для дробеструйной очистки
внутренней полости трубы
Производство труб с внутренним эпоксидным покрытием и ме-
таллизационным покрытием концов, диаметром 102—426 мм осваи-
вается предприятием "Трубопласт", г. Екатеринбург.
Технология нанесения защитных покрытий на внутреннюю по-
верхность труб включает следующие последовательно проводимые
операции:
входной контроль качества труб;
предварительный нагрев труб для сушки или термообезжири-
вания;
очистку внутренней поверхности с созданием требуемой чис-
тоты и шероховатости с использованием щеток, пескоструйной или
дробеструйной очистки (рис. 1.40);
нагрев труб до заданной температуры (при необходимости);
нанесение и формирование защитного покрытия;
контроль качества защитного покрытия;
ремонт мест повреждения покрытия; маркировку труб.
Типы внутренних защитных покрытий представлены в прило-
жении В.
1.3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
В РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ
1.3.1. Проектная документация
на строительство линейных сооружений
Для своевременного выполнения технических
проектов и рабочих чертежей на высоком технологическом уровне
требуется вырабатывать апробированные оперативные методы
подготовки технической документации. Необходимо предусматри-
вать такие технические и технологические решения, инженерные
конструкции, типовые и повторно применяемые проекты, которые
максимально сокращают объем капитальных вложений, размеры
эксплуатационных затрат, сроки строительства и доводки объекта
до проектной мощности.
Проектирование промысловых трубопроводов ведется в две
стадии (технический проект и рабочие чертежи) или в одну (тех-
но-рабочий проект). Стадийность проектирования определяется
в инстанции, утверждающей задание на проектирование, в зави-
симости от сложности объекта проектирования и его масштаб-
Технико-экономическое обоснование (ТЭО)
Предшествует разработке технического и техно-рабочего про-
екта, составляется по разным видам промысловых трубопроводов
и является составной частью задания на разработку технического
и техно-рабочего проекта [200]. Главные задачи ТЭО:
выбор оптимальной трассы;
определение мест расположения компрессорных станций (КС)
и нефтеперекачивающих насосных станций (НПС);
выбор оптимального диаметра труб при заданной подаче;
выявление оптимальной подачи при заданном диаметре труб;
выбор оптимального типа газоперекачивающего или нефтена-
сосного оборудования;
определение рациональной схемы управления трубопроводом
при максимальной степени автоматизации и телемеханизации про-
изводственных процессов;
расчет капитальных вложений, эксплуатационных издержек и
приведенных затрат;
выявление удельных затрат и расходов на единицу объема
транспорта нефти, нефтепродуктов и газа и сопоставление их
с удельными показателями аналогичных отечественных и зарубеж-
ных трубопроводов,
определение рентабельности и эффективности;
определение ряда показателей в соответствии с ведомственны-
ми, общесоюзными и другими требованиями, оговоренными в про-
грамме на разработку ТЭО.
Закладываемые в ТЭО технические решения должны быть,
с одной стороны, наиболее прогрессивными, а с другой — реальны-
ми по отношению к срокам строительства и ввода трубопровода
в эксплуатацию.
Разработка ТЭО строительства и реконструкции промысловых
трубопроводов начинается при наличии источника нефти, газа или
продуктов переработки нефти. При отсутствии ранее разработан-
ной генеральной схемы развития нефтяной и газовой промышлен-
ности при разработке ТЭО проводятся изыскания возможных ра-
циональных потребителей топлива и нефтепродуктов.
ТЭО заканчивается выводами и рекомендациями. В выводах го-
ворится о целесообразности строительства данного трубопровода,
какой из рекомендуемых вариантов наиболее оптимальный; наме-
чена очередность и сроки строительства по этапам. В рекомендаци-
ях указываются вопросы, которые решаются отдельными отрасля-
ми промышленности или ведомственными организациями до нача-
ла либо в процессе строительства первой очереди трубопровода.
Это может касаться и создания новых труб, технологического обо-
ханики, новых строительных конструкций, машин, механизмов и т. и.
В конце ТЭО прилагается проект задания на разработку технологи-
ческого проекта (в целом или в первую очередь строительства) или
техно-рабочего проекта.
Проект на строительство промысловых трубопроводов, зда-
ний и сооружений промышленного назначения состоит из разделов:
общая пояснительная записка;
генеральный план и транспорт;
технологические решения;
управление производством, предприятием и организация усло-
вий и охраны труда рабочих и служащих;
архитектурно-строительные решения;
инженерное оборудование, сети и системы;
организация строительства;
охрана окружающей среды;
инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне;
мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;
сметная документация;
эффективность инвестиций.
Общая пояснительная записка
Основание для разработки проекта, исходные данные для
проектирования, краткая характеристика предприятия и входящих
в его состав производств, данные о проектной мощности и номенк-
латуре, качестве, конкурентоспособности, техническом уровне
продукции, сырьевой базе, о потребности в топливе, воде, тепловой
и электрической энергии, комплексном использовании сырья,
об отходах производства, вторичных энергоресурсах, сведения
о социально-экономических и экологических условиях района
строительства.
Основные показатели по генеральному плану, инженерным се-
тям и коммуникациям, мероприятия по инженерной защите терри-
тории.
Общие сведения, характеризующие условия и охрану труда ра-
ботающих, санитарно-эпидемиологические мероприятия, основ-
ные решения, обеспечивающие безопасность труда и условия жиз-
недеятельности маломобильных групп населения.
Генеральный план и транспорт
Краткая характеристика района и площадки строительства:
решения и показатели по генеральному плану (с учетом зонирова-
ния территории), внутриплощадочному к внешнему транспорту,
выбор вида транспорта, основные планировочные решения, мере-
ТТтлТЛСТ'ТТЛ СТ ТТ/П fy Л •ТПТЛТЛТЛ'ТО ГЛТЛТЛ’ ГЛОТТТОГГТЛСГ ТТО ПЛГГГЛ AHWC1-
нию инженерных сетей и коммуникаций; организация охраны
предприятия.
Основные чертежи:
ситуационный план размещения сооружения с указанием на
нем существующих и проектируемых внешних коммуникаций, ин-
женерных сетей и селитебных территорий, границы санитарно-за-
щитной зоны, особо охраняемой территории. Для линейных соору-
жений приводится план трассы (внеплощадочных и внутриплоща-
дочных), а при необходимости:
продольный профиль трассы;
картограмма земляных масс;
генеральный план, на который наносят существующие и про-
ектируемые (реконструируемые и подлежащие сносу) здания
и сооружения, объекты охраны окружающей среды и благоуст-
ройства, озеленения территории и принципиальное расположе-
ние внутриплощадочных инженерных сетей и транспортных
коммуникаций, планировочные отметки территории. Выделяют
объекты, сети и транспортные коммуникации, входящие в пус-
ковые комплексы.
Технологические решения
Данные о производственной программе: краткая характери-
стика и обоснование решений по технологии производства, дан-
ные о трудоемкости (станкоемкости) изготовления продукции,
о механизации и автоматизации технологических процессов;
состав и обоснование применяемого оборудования, в том числе
импортного; решения по применению малоотходных и безотход-
ных технологических процессов и производств, повторному
использованию тепла химических реагентов; число рабочих мест
и их оснащенность; характеристика межцеховых и цеховых ком-
муникаций.
Данные о количестве и составе вредных выбросов в атмосферу
и сбросов в водные источники.
Технические решения по предотвращению (сокращению) вы-
бросов и сбросов вредных веществ в окружающую среду; оценка
возможности возникновения аварийных ситуаций и решения по их
предотвращению.
Основные чертежи:
принципиальные схемы технологических процессов;
технологические планировки с указанием размещения обору-
дования и транспортных средств;
схемы грузопотоков.
Управление производством, предприятием и организация
условий и охраны труда рабочих и служащих
Организационная структура управления предприятием и от-
дельными производствами, автоматизированная система управле-
ния и его информационное, функциональное, организационное
и техническое обеспечение; автоматизация и механизация труда
работников управления; результаты расчетов численного и про-
фессионально-квалификационного состава работающих; число
и оснащенность рабочих мест. Санитарно-гигиенические условия
труда работающих. Мероприятия по охране труда и технике безо-
пасности, в том числе решения по снижению производственных
шумов и вибраций; загазованности помещений, избытка тепла, по-
вышения комфортности условий труда и т. д.
Архитектурно-строительные решения
Сведения об инженерно-геологических, гидрогеологических
условиях площадки строительства. Краткое описание и обоснова-
ние архитектурно-строительных решений по основным зданиям
и сооружениям.
Мероприятия по электро-, взрыво- и пожаробезопасности; за-
щите строительных конструкций, сетей и сооружений от коррозии.
Инженерное оборудование, сети и системы
Решения по водоснабжению, канализации, тепло-, газо-, электро-
снабжению, отоплению, вентиляции и кондиционированию воздуха.
Инженерное оборудование зданий и сооружений, в том числе:
электрооборудование, электроосвещение, связь и сигнализация,
радиофикация и телевидение, противопожарные устройства и мол-
ниезащита и др.
Диспетчеризация и автоматизация управления инженерными
системами.
Сметная документация
Документация, разработанная на стадии проекта, состоит из:
сводных сметных расчетов стоимости строительства;
объектных и локальных сметных расчетов;
сметных расчетов на отдельные виды затрат.
В состав сметной документации проектов строительства вклю-
чается пояснительная записка, в которой приводятся данные, ха-
рактеризующие примененную сметно-нормативную базу, уровень
цен и другие сведения.
1.3.2. Обеспечение качества
сооружения промысловых трубопроводов
Традиционно задачей системы контроля качества
строительства является обеспечение высокого уровня качества
всех видов основных и подготовительных работ, соответствующего
требованиям всех нормативных актов, инструментарию и докумен-
там контракта.
Система строится таким образом, чтобы не допускать попада-
ния на строящийся объект некачественных материалов и оборудо-
вания, обеспечить контроль качественного выполнения всех видов
работ и своевременного устранения возможных дефектов.
Главная задача любой системы контроля — установление соот-
ветствия фактических значений формируемых показателей норма-
тивным требованиям и выработка оптимальных решений, направ-
ленных на оперативные меры управления качеством. Объектив-
ность контроля обеспечивается прежде всего тщательностью отра-
ботки технологии и организации проведения контроля, оказываю-
щих влияние на точность и достоверность получаемой информации
о состоянии строительства [105, 164].
1.3.2.1. Организация технического надзора
на объектах промысловых трубопроводов
В соответствии со СНиП 3.01.01—85* "Организация строитель-
ного производства" для обеспечения качества строительных работ
обязательным является выполнение производственного контроля.
Производственный контроль качества строительно-монтаж-
ных работ включает входной контроль рабочей документации, кон-
струкций, изделий, материалов и оборудования, операционный кон-
троль отдельных строительных процессов или производственных
операций и приемочный контроль строительно-монтажных работ.
Производственный контроль в трубопроводном строительстве
имеет исключительно важное значение в формировании гаранти-
рованных показателей, определяющих качество выполняемых тех-
нологических операций и эксплуатационную надежность как от-
дельных трубопроводных конструкций, так и трубопроводной сис-
темы в целом.
Создание научно обоснованных и экспериментально апроби-
рованных методов контроля связано с проведением исследователь-
ских работ, включающих в себя сравнительные натурные и лабора-
торные испытания, разработку методов неразрушающего контро-
ля, количественную оценку и прогнозирование состояния конст-
Рис. 1.41. Структурная схема производственного контроля
венно-технического характера. К таким задачам относят выбор ра-
циональной номенклатуры контролируемых параметров; разработ-
ку технологических операций технического контроля; определение
объемов контроля (рациональное назначение выборок в партии
объектов контроля); выбор схем контроля (определение контроль-
ных точек объекта, где осуществляется съем информации о контро-
лируемых параметрах, выбор поверхностей базирования средств
контроля, оценка точности и надежности базирования по произво-
дительности процесса контроля); определение метода измерений
на основе установленных показателей контроля; выбор техничес-
ких средств контроля в соответствии с требованиями нормативно-
технической документации (НТД); расчет точности, производи-
тельности и экономической эффективности вариантов процессов
(операций) производственного контроля; разработку документа-
ции по результатам контроля, технологических паспортов и карт
контроля, журналов контроля технологических процессов и др.
1.3.2.2. Особенности функционирования
контрольных служб
в трубопроводном строительстве
Примерная структурная схема производственного контроля
трубопроводного строительства представлена на рис. 1.41. Эффек-
тивность производственного контроля во многом зависит от того,
в какой мере используются его результаты для объективной коли-
чественной оценки качества строительства, и от функционального
распределения обязанностей служб контроля подрядчика, генпод-
рядчика и заказчика. При строительстве крупных объектов для тех-
нического надзора могут привлекаться независимые фирмы,
с которыми заключает договор или заказчик, или генподрядчик
в зависимости от условий контракта на строительство. Производ-
ственный контроль осуществляется на основании действующей
нормативно-технической документации по оценке качества мате-
риалов, работ, объектов, квалификации специалистов.
Полевые испытательные лаборатории (ПИЛ) подрядчика вы-
полняют входной и операционный контроль всех строительно-мон-
тажных работ (СМР). Например, в соответствии с НТД, выполняют
100 % контроль сварных швов трубопроводов. Службы техническо-
го надзора независимой фирмы могут выполнять инспекционный
и поэтапный приемочный контроль. Например, выполняют 3 — 5 %
контроля сварных швов трубопроводов и т. д. Службы производ-
ственного контроля генподрядчика и заказчика выполняют инспек-
ционный контроль материалов и СМР и участвуют в поэтапных
приемочных комиссиях и в приемочной комиссии всего объекта.
156
Территориальное управление Госгортехнадзора России обес-
печивает контроль за проведением организациями необходимых
мероприятий по организации и осуществлению производственного
контроля, согласовывает Положения о производственном контроле
организаций, может участвовать в поэтапных приемочных комис-
сиях (например, при испытаниях) и в приемочной комиссии всего
объекта.
При разработке развернутой организационно-технической
структуры производственного контроля трубопроводного строи-
тельства необходимо учитывать следующие основные требования;
непрерывность процесса, оперативность, точность, достоверность,
экономичность, производительность, информативность (способ-
ность использовать результаты контроля для оперативного и долго-
срочного прогнозирования, планирования показателей качества
и надежности трубопроводных конструкций).
1.3.2.3. Основные требования,
предъявляемые к производственному контролю
в трубопроводном строительстве
Производственный контроль в трубопроводном строитель-
стве — это проверка соответствия показателей и параметров
качества исходных материалов, технологических процессов стро-
ительства, трубопроводных конструкций или трубопровода в це-
лом установленным нормативным или проектным требованиям.
Он должен быть постоянно действующим и охватывать все опера-
ции технологического цикла сооружения трубопроводов.
Основная цель такого контроля — предупреждение и устранение
причин возникновения брака [149].
Производственный контроль на трассах осуществляют поле-
вые испытательные (ПИЛ) или строительно-монтажные (СМЛ)
лаборатории, представляющие собой самостоятельные структурно
оформленные и технически оснащенные контролирующие подраз-
деления, которые могут входить в состав центральных лабораторий
(ЦПИЛ, ЦСЛ) или централизованной контрольной службы (учас-
ток или управление по контролю). Геодезическое подразделение
может входить в состав контрольной службы или рассматриваться
как самостоятельная структурная единица, так как она, наряду
с контролем качества земляных и укладочных работ, выполняет опе-
рации, являющиеся составной частью технологического процесса
строительства (например, разбивочные и планировочные работы).
Основные функции производственного контроля при строи-
тельстве трубопроводов — предупреждение брака, выявление
и анализ брака и дефектов, учет и анализ рекламаций заказчика
157
за некачественную строительную продукцию, контроль качества
и комплектность сооружаемых объектов, обеспечение единства,
точности и достоверности измерений при контроле и испытаниях
в строительных организациях.
Производственному контролю подвергают все материалы,
сырье, полуфабрикаты, комплектующие изделия, конструкции
и т. п., получаемые строительной организацией со стороны; кон-
структивные элементы трубопровода на всех стадиях сооруже-
ния; все средства труда, включая строительные машины, обору-
дование, инструменты, приспособления; технологические про-
цессы и их режимы.
Основные требования, которые необходимо соблюдать при
организации производственного контроля качества строительства
трубопроводов, следующие:
полная ответственность за качество работ как исполнителей,
так и лиц (организаций), осуществляющих контроль;
централизация и административная самостоятельность конт-
ролирующих служб (организаций) по отношению к контролируе-
мым строительным организациям или объектам;
непрерывность процесса производственного контроля на всех
этапах строительно-монтажных работ;
проведение производственного контроля на всех этапах строи-
тельно-монтажных работ на основе единого нормативного доку-
мента (системы документов), регламентирующего требования
к технологии проведения и приемки работ, контролю качества
строительства и показателям качества сооружаемых объектов;
четкое разделение функций по всем этапам производственного
контроля между подразделениями контролирующей службы (орга-
низации), а также по приемочному и инспекционному контролю
между службами технадзора генподрядчика, заказчика, Госгортех-
надзора РФ и т. п.;
создание в контролирующей организации (службе) специали-
зированного подразделения метрологической службы и построе-
ние на ее основе полной и сбалансированной системы метрологи-
ческого обеспечения производственного контроля трубопроводно-
го строительства.
Метрологическое обеспечение производственного контроля
предполагает оснащение контролирующих служб всеми необходи-
мыми средствами измерений, испытаний и контроля; техническое
и метрологическое обслуживание всех средств измерений, испыта-
ний и контроля; соблюдение единых нормативных требований
ко всем методикам выполнения измерений при производственном
контроле, нормам точности измерений и технологической точно-
сти проведения работ (системы технологических допусков); осуще-
158
ствление метрологической экспертизы нормативно-технической,
проектно-конструкторской и технологической документации,
а также контрольно-инспекционной деятельности метрологиче-
ской службы.
Персонал контролирующих служб при определении каче-
ства строительно-монтажных работ должен руководствоваться
государственными стандартами (ГОСТ); строительными норма-
ми и правилами (СНиП); строительными нормами Госстроя (СП);
ведомственными строительными нормами (ВСН); техническими
условиями (ТУ); техническими правилами (ТП); техническими
условиями на изготовление и поставку промышленной продук-
ции Госстандарта; отраслевыми стандартами (ОСТ); стандартами
предприятия (СТП).
1.3.2.4. Классификация
методов производственного контроля
в трубопроводном строительстве
Производственный контроль может быть реализован в двух
формах: пассивной и активной [105].
Пассивный контроль осуществляется на любой стадии техно-
логического процесса и заключается в регистрации конечных ре-
зультатов строительного производства; активный — непосред-
ственно в технологическом процессе с помощью средств контроля,
встроенных в технологическое оборудование, и заключается
в управлении технологическим процессом посредством обратных
связей с целью предотвращения брака.
По полноте охвата производственный контроль подразделяют
на сплошной, выборочный (или статистический), а по времени про-
ведения — на летучий, непрерывный, периодический и инспекци-
онный.
Сплошной контроль заключается в полной проверке единицы
продукции по всем контролируемым параметрам. В строительстве
его применяют редко, только на самых ответственных объектах
(например, сварные стыки трубопроводов большого диаметра).
Выборочный контроль — основная форма контроля в строи-
тельных отраслях. В этом случае из всего объема или потока гото-
вой продукции делают выборку или берут пробу. При этом виде
контроля используют методы математической статистики для опре-
деления величины выборки — числа единиц продукции строитель-
но-монтажных работ и параметров, подлежащих контролю в каж-
дой отдельной единице продукции.
Летучий контроль проводят дополнительно при необходимо-
сти, например при учащении случаев брака или увеличении числа
159
дефектов на каком-либо участке. Этот вид контроля носит выбо-
рочный статистический характер.
Непрерывный контроль характеризуется непрерывным по-
ступлением информации о контролируемых признаках или пара-
метрах. При периодическом контроле заданный объем информа-
ции о контролируемых параметрах поступает через установленные
интервалы времени.
Инспекционный контроль — одна из форм выборочного конт-
роля. Его осуществляют специально назначенные лица. Цель такого
контроля — определение эффективности деятельности предприя-
тий и организаций по обеспечению установленного уровня каче-
ства проводимых работ или выпускаемой продукции. Он включает
в себя проверку эффективности (точность, достоверность и другие
свойства) ранее выполнявшегося производственного контроля.
В зависимости от способов и технологии проведения можно
выделить следующие виды производственного контроля: разруша-
ющий, неразрушающий (дефектоскопия), измерительный (инст-
рументальный), регистрационный, по эталону, органолептиче-
ский (в том числе визуальный) и т. п.
Разрушающий контроль характеризуется тем, что по его за-
вершении нарушается пригодность объекта контроля к использо-
ванию по назначению. При таком контроле испытывают отобран-
ные образцы (пробы) и измеряют возникающие в них напряжения,
нагрузки или деформации. Преимущество разрушающего контро-
ля — возможность определения по его результатам разрушающих
нагрузок или других характеристик, определяющих эксплуатаци-
онную надежность объекта. Принципиальный недостаток его —
выборочность, так как разрушаются одни изделия, а эксплуатиру-
ются другие. Достоверность разрушающих методов контроля зави-
сит от однородности свойств в образцах, взятых для испытаний,
и в реальных объектах, а также от сходства условий испытаний
и эксплуатации.
При неразрушающем контроле сохраняется пригодность
объекта контроля к последующему использованию по назначению.
Его осуществляют физическими методами с использованием раз-
ного рода проникающих излучений (методы дефектоскопии).
В трубопроводном строительстве неразрушающий контроль явля-
ется доминирующим, так как разрушающие методы контроля,
как правило, более трудоемки, дороги и менее производительны,
их сложнее автоматизировать.
Одна из современных тенденций развития контроля — сочетание
разрушающих и неразрушающих методов. С помощью неразрушаю-
щего контроля объекты сортируют по уровням качества (точнее,
по уровням дефектности). Испытания образцов, взятых из каждой
160
группы объектов, методами разрушающего контроля позволяют уста-
новить соответствие прочностных эксплуатационных и других харак-
теристик результатам неразрушающего контроля. При достаточно
точном соответствии и значительной корреляции сокращаются объе-
мы и периодичность проведения разрушающего контроля.
Измерительный (инструментальный) контроль предполага-
ет обязательное использование в качестве средств контроля изме-
рительных инструментов.
Регистрационный контроль осуществляется на основании ре-
зультатов подсчета и (или) регистрации определенных явлений, со-
бытий и качественных признаков объекта контроля.
Контроль по эталону — это сравнение признаков объекта
контроля с признаками контрольного образца.
При органолептическом контроле первичная информация
об объекте контроля воспринимается только через органы чувств
оператора без учета количественных контролируемых признаков.
Разновидность органолептического контроля — визуальный
контроль, осуществляемый только органами зрения. Этот вид конт-
роля широко используют в строительстве. Он прост, не требует вы-
сокой квалификации специалистов и сложной дорогостоящей ап-
паратуры, однако часто носит субъективный характер. Достовер-
ность визуального контроля зависит от опыта, добросовестности
и самочувствия контролера, окружающих условий и организацион-
ных факторов. Многие дефекты (например, сварных соединений)
при визуальном контроле выявить невозможно, так как они не име-
ют выходов на поверхность.
По этапам выполнения контрольных операций в технологиче-
ском процессе строительства производственный контроль подраз-
деляют на входной, операционный и приемочный. Помимо этого
на всех этапах проведения строительно-монтажных работ как фор-
му контроля используют испытания.
Цель входного контроля — проверка продукции поставщиков
(материалы, полуфабрикаты, конструкции, готовые изделия и т. п.),
предназначенной для использования при строительстве, ремонте
или эксплуатации объектов, на соответствие ее требованиям гос-
стандартов, проектов и т. д. Операционный контроль продукции
или параметров технологического процесса проводят во время вы-
полнения или после завершения определенной операции, а при-
емочный контроль — после завершения работ на конструктивном
элементе (например, рытье траншей, сварка, изоляция трубопрово-
да) или на трубопроводе в целом. По результатам приемочного кон-
троля принимают решение о пригодности строительного объекта
к эксплуатации. Основная форма приемочного контроля трубопро-
водного строительства — приемочные или приемо-сдаточные
11 3-18S
161
испытания. Их проводят для экспериментального определения ко-
личественных и качественных характеристик (прочность, герме-
тичность) трубопровода как результата воздействия на него испы-
тательных нагрузок.
По видам проверяемых строительно-монтажных работ разли-
чают контроль:
подготовительных работ, включающих в себя геодезические
(разбивочные и планировочные) работы, инженерную подготовку
трассы строительства, сооружение притрассовых дорог, монтаж-
ных площадок, обустройство городков и т. д.;
земляных работ, к которым относят вертикальную планировку
трассы под проход землеройной техники, рытье траншей, отсыпку
насыпей и берм, буро-взрывные работы, устройство мягкой посте-
ли для трубопровода, обратную засыпку уложенного трубопровода,
рекультивацию и т. д.;
сварочно-монтажных работ, включающих в себя сборку
и сварку плетей автоматической и полуавтоматической сваркой,
сборку и сварку потолочных стыков в трассовых условиях, автома-
тическую стыковую сварку оплавлением, монтаж и сварку кривых
вставок, запорной арматуры и технологического оборудования
(штуцеры, заглушки и т. п.), ремонт и вырезку стыков, сварку кату-
шек и т. д.;
изоляционных работ, к которым относят очистку труб, нанесе-
ние битумных, пленочных, термоусадочных и др. покрытий на тру-
бу, проверку целостности заводских изоляционных покрытий, изо-
ляцию стыков и захлестов, проверку целостности изоляционного
покрытия уложенного и засыпанного трубопровода, ремонт изоля-
ционных покрытий и т. д.;
балластировочных и укладочных работ, включающих в себя
сплошное обетонирование трубопроводов, сооружение анкерных
устройств, установку и закрепление балластных устройств (пригру-
зов), укладку трубопровода на проектные отметки, подсадку
и заглубление трубопроводов в грунт, устройство наземных, над-
земных и вантовых переходов и т. п.;
специальных работ, к которым относят: устройство подзем-
ных переходов под автомобильными и железными дорогами, трас-
сами ЛЭП, пересечениями с другими подземными коммуникация-
ми; сооружение подводных переходов через овраги, ручьи, реки
и другие водные преграды; прокладку трубопроводов по обводнен-
ной местности; устройство подводных трубопроводов методом на-
правленного бурения; разработку и засыпку подводных траншей;
подводные буровзрывные работы; транспортировку по воде, про-
таскивание и опускание плетей трубопровода; монтаж, футеровку
и балластировку дюкеров; установку и съем разгружающих понто-
162
нов; определение глубины залегания подводных трубопроводов;
поиск трубопроводов под водой под слоем грунта, проведение водо-
лазных работ; позиционирование технических плавсредств и т. д.;
сооружения устройств электрохимической защиты трубо-
проводов, включающего в себя строительство станций электрохи-
мической защиты, устройство катодной, протекторной, электро-
дренажной или комплексной защиты, сооружение притрассовых
линий электропередачи и т. д.;
процесса испытаний трубопроводов на прочность, герметич-
ность, устойчивость, в том числе очистки полости трубы;
сооружения притрассовых линий связи, к которому относят
сооружение радиорелейных линий, узлов связи, прокладку кабелей
связи (в том числе подводных) и т. д.
Дополнительно производственный контроль подразделяют
по видам контролируемых неосновных работ при сооружении тру-
бопроводов. Он включает в себя: контроль монтажа технологиче-
ских трубопроводов; безопасности и охраны труда исполнителей
работ и контролеров; охраны окружающей среды; функционирова-
ния строительных механизмов и машин и т. п.
1.3.2.5. Задачи и функции
производственного контроля
в трубопроводном строительстве
Основные задачи и функции входного контроля заключаются
в проверках технического уровня и качества поступившей
в строительную организацию проектно-сметной документации; со-
ответствия поступивших на строительство материалов, полуфабри-
катов, конструкций и готовых изделий требованиям нормативной
документации и проекта; исправности и работоспособности посту-
пивших на строительство приспособлений, механизмов и машин,
а также технологической оснастки.
Задача входного контроля проектно-сметной документации —
выявление и своевременное устранение ошибок, которые могут
привести: к снижению эффективности и качества строительства;
нарушению условий безопасного проведения строительно-монтаж-
ных работ; переделкам законченных конструктивных элементов
трубопровода, готовых изделий или выполненных строительно-
монтажных работ из-за несоответствия их действующим нормати-
вам и ТУ; разным толкованиям проектных решений из-за недоста-
точной полноты и ясности полученной документации; задержкам
строительства из-за некомплектности полученной проектно-смет-
ной документации и погрешностей в заказных спецификациях
и ведомостях объемов работ. Проектно-сметная документация по-
163
ступает на строительство после прохождения экспертизы промыш-
ленной безопасности, выполненной экспертной организацией,
имеющей соответствующую лицензию Госгортехнадзора России.
Цель входного контроля материалов, полуфабрикатов, конст-
рукций и готовых изделий — недопущение поступления на строи-
тельную площадку несоответствующих требованиям нормативов
и ТУ материалов, полуфабрикатов, конструкций и готовых изде-
лий, использование которых может привести: к снижению уровня
качества и эксплуатационных характеристик сооружаемых объек-
тов; переделкам законченных конструктивных элементов трубо-
провода или отдельных видов выполненных строительно-монтаж-
ных работ; нарушениям условий безопасного проведения строи-
тельно-монтажных работ и контроля; отказам трубопроводов при
испытаниях и эксплуатации; росту непроизводительных затрат.
Входной контроль механизмов, машин и оснастки позволяет
выявить неисправную технику, использование которой снижает
темпы и эффективность строительства; приводит к простоям стро-
ительно-монтажных колонн, нарушениям условий безопасного
проведения строительно-монтажных и контрольных работ.
Входной контроль проектно-сметной документации осуще-
ствляет производственно-технический отдел строительной органи-
зации при поступлении ее в организацию и в процессе выполнения
строительно-монтажных работ. Результаты контроля находят отра-
жение в актах анализа рабочих чертежей и рекламационных актах
проектно-сметной документации, журналах контроля качества
проектно-сметной документации. Строительная организация на-
правляет рекламационный акт и претензию в проектную организа-
цию и заказчику. Изменения, вносимые в проектно-сметную доку-
ментацию по результатам входного контроля, должны быть согла-
сованы с проектной организацией и заказчиком.
Входной контроль материалов, полуфабрикатов, конструк-
ций и готовых изделий, находящихся на складах, погрузочно-раз-
грузочных и строительных площадках, осуществляют работники
Управления производственно-технической комплектации, контро-
леры строительных лабораторий и линейные инженерно-техниче-
ские работники. При проведении входного контроля необходимо
руководствоваться требованиями госстандартов, технических ус-
ловий, отраслевых нормативов и "Инструкции о порядке приемки
продукции производственно-технологического назначения и това-
ров народного потребления по качеству".
При приемке грузов от транспортных организаций необходимо
проверять наличие на транспортных средствах (вагоны, баржи
и т. д.) или контейнерах пломб отправителя (станция, порт и т. п.)
и их исправность; состояние транспортного средства; наличие мар-
164
кировки грузов, исправность тары и упаковки, соответствие наиме-
нования груза и транспортной маркировки на нем данным, указан-
ным в транспортных документах или счете. Из каждой новой
партии поступивших грузов необходимо брать пробы или образцы
для входного контроля или испытаний, если качество груза можно
проверить только в лабораторных условиях. Результаты входного
контроля материалов, полуфабрикатов, конструкций и готовых из-
делий регистрируют в журналах входного контроля.
При обнаружении по результатам входного контроля некаче-
ственных материалов, полуфабрикатов и т. п. лица, проводившие
контроль, составляют акт в пяти экземплярах, который подписыва-
ют представители заказчика и поставщика (если это предусмотре-
но договором) или представители сторонней организации. Первый
экземпляр передают представителю заказчика. На основании вто-
рого экземпляра акта, остающегося в Управлении производствен-
но-технической комплектации, составляют претензию к поставщи-
ку. Если брак исправлен силами получателя, к акту с претензиями
прилагают расчет затрат на исправление брака. Третий экземпляр
акта передают прорабу, который на его основании выписывает
наряды на исправление брака и необходимые для работы материа-
лы. Четвертый экземпляр акта направляют в бухгалтерию для обо-
снования затрат на исправление брака, а пятый (вместе с претензи-
ей и расчетом) при возникновении разногласий между поставщи-
ком и получателем — в арбитраж.
Ответственность за выявленный в процессе проведения строи-
тельно-монтажных работ брак из-за использования некачествен-
ных материалов, полуфабрикатов и т. п. возлагают на лиц, осуще-
ствлявших входной контроль.
Операционный контроль в процессе выполнения строительно-
монтажных работ возлагают на непосредственных исполнителей
работ (мастер, бригадир, прораб, начальник участка и т. д.) в форме
самоконтроля или на специалистов контрольных служб (инже-
неры-геодезисты, дефектоскописты, лаборанты и т. д.), что зависит
от характера, сложности и важности выполняемых операций.
Основные задачи операционного контроля следующие:
повышение личной ответственности исполнителей за качество
работ;
обеспечение соответствия выполняемых строительно-монтаж-
ных работ требованиям госстандартов, технических условий и от-
раслевой нормативной документации;
своевременное обнаружение и устранение дефектов и брака,
допущенных при проведении строительно-монтажных работ;
предупреждение появления возможного брака и дефектов;
поддержание заданных режимов и параметров технологиче-
165
ских процессов строительства (в том числе в форме активного опе-
рационного контроля);
обеспечение высокого уровня качества сооружаемых трубо-
проводов и их эксплуатационной надежности.
Операционный контроль — неотъемлемая часть технологиче-
ского процесса строительства трубопроводов. Его осуществляют
в соответствии с технологическими картами операционного конт-
роля, составляемыми на каждую операцию или группу операций
с учетом требований действующих госстандартов, технических ус-
ловий и отраслевых нормативных документов, а также с учетом
требований по обеспечению единства измерений. Эти карты долж-
ны отражать технологию выполнения операции (кратко) и контро-
ля (подробно); все контролируемые параметры данной операции;
технологические допуски на контролируемые параметры; нормы
точности выполнения измерений (контроля); методику выполнения
измерений (в форме эскизов); перечень допустимых к применению
средств измерений или контроля; состав, периодичность и форму
проведения контроля; требования к условиям проведения контро-
ля, а также к квалификации исполнителей и контролеров.
Основные зада чи и функции приемочного контроля — проверка
соответствия параметров качества законченных строительством
трубопроводов (или их участков) требованиям госстандартов, техни-
ческих условий, проектной документации и отраслевых инструкций;
обеспечение правильности и достоверности оценки законченных
работ (конструктивного элемента, объекта в целом), необходимой
для принятия решения о пригодности трубопровода к эксплуатации.
Основная форма проведения приемочного контроля в трубо-
проводном строительстве — приемочные или приемо-сдаточные
испытания трубопроводов на прочность и герметичность, которые
осуществляют контрольные службы строительных организаций со-
вместно с представителями заказчика.
1.3.3. Расчет трубопроводов на прочность
и устойчивость
Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость
включает определение толщины стенок труб и соединительных дета-
лей, проведение поверочного расчета принятого конструктивного
решения на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий
с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопро-
вода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия).
Прочность и устойчивость трубопровода обеспечивается также
и на стадиях соопчжения и испытания [Q 10 15 700 713 717 77Л1
1.3.3.1. Нагрузки и воздействия
Нагрузки и воздействия, действующие на трубопроводы, под-
разделяют на:
силовые нагружения — внутреннее давление среды, собствен-
ный вес трубопровода, обустройств и транспортируемой среды,
давление (вес) грунта, гидростатическое давление воды, снеговая,
ветровая и гололедная нагрузки, нагрузки, возникающие при испы-
тании и пропуске очистных устройств;
деформационные нагружения — температурные воздействия,
воздействия предварительного напряжения трубопровода (упругий
изгиб, растяжка компенсаторов и т. д.), воздействия неравномер-
ных деформаций грунта (морозное растрескивание, селевые пото-
ки и оползни, деформации земной поверхности в районах горных
выработок и в карстовых районах, просадки, пучение, термокар-
стовые процессы), сейсмические воздействия [200].
По длительности действия нагрузки могут быть: постоянные,
временные длительные, кратковременные и особые.
Коэффициент надежности по нагрузке у/ принимают по прило-
жению Г.
Нормативное значение воздействия от предварительного на-
пряжения трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю,
предварительная растяжка компенсаторов при надземной проклад-
ке и др.) определяют по принятому конструктивному решению тру-
бопровода.
Нормативное значение давления транспортируемой среды ус-
танавливается проектом.
Нормативную нагрузку от веса транспортируемой среды на
единицу длины трубопровода, Н/м, рассчитывают по формулам:
для жидкой среды
hn =Ю ~Y/(^h ~ 2tnom) ; (1-8)
для газообразной среды
Qgn—Ю 2РпФн — 2tnom) , (1.9)
где у/ — удельный вес жидкой среды, Н/м3; DH — наружный диаметр
трубы, см; tnom — номинальная толщина стенки труб, см; рп — рабо-
чее (нормативное) давление транспортируемой среды, МПа.
Нормативный температурный перепад в трубопроводе прини-
мают равным разнице между максимально или минимально воз-
можной температурой стенок трубопровода в процессе эксплуата-
ции и наименьшей или наибольшей температурой, при которой
(Ьиксиоустся расчетная схема трубопровода.
Нормативную снеговую нагрузку на единицу длины горизон-
тальной проекции надземного трубопровода qsn, Н/м вычисляют
по формуле
qsn = 0,4 • 10-2s(DH+21ins), (1.10)
где s — нормативная снеговая нагрузка, Н/м2, принимается
по СНиП 2.01.07 — 85 [191]; DH— наружный диаметр трубы, см; tins
— толщина изоляционного покрытия трубопровода, см.
S=SO-|1, (1.11)
где So — нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 гори-
зонтальной поверхности земли, определяют по табл. 1.18; ц — коэф-
фициент перехода от веса снегового покрова земли к нагрузке
на покрытие.
Таблица 1.18
Нормативное значение веса снегового покрова
Снеговые районы (принимают по СНиП 2.01.07 — 85) I II III IV V VI
s0, кПа (кгс/м2) 0,5 0,7 1,0 1,5 2,0 2,5
(50) (70) (100) (150) (200) (250)
Нормативную нагрузку от обледенения на единицу длины над-
земного трубопровода v,n определяют по формуле
=1,9- 10-4t,7, (DH +2tins), (1.12)
где tj — толщина слоя, см, определяют по табл. 1.19; у,- — удельный
вес гололеда, Н/м 3; £>н — наружный диаметр трубы, см.
Нормативную ветровую нагрузку на единицу длины надземного
трубопровода wn, Н/м действующую перпендикулярно его осевой
Таблица 1.19
Нормативные значения толщины стенки гололеда
Гололедные районы (принимают по СНиП 2.01.07 — 85) I II III IV V
Толщина стенки гололеда t, мм
Не 5
менее 3
15 Не
менее 20
10
вертикальной плоскости, вычисляют по формуле
wn—10 (wstc + wdyn)(DH +2tins),
(1-13)
где статическая ws(c, Н/м2 и динамическая wdyn, Н/м3 — составляю-
щие ветровой нагрузки, при этом значение иуц71 необходимо
определять как для сооружения с равномерно распределенной мас-
сой и постоянной жесткостью, а статическую составляющую wstc
по формуле [191].
wstc = wokc,
где ж0 — нормативное значение ветрового давления; к — коэф-
фициент, учитывающий изменения ветрового давления по высоте;
с — аэродинамический коэффициент.
Нагрузки и воздействия от неравномерной деформации грунта
(осадка, пучение селевых потоков, оползни, воздействие горных
выработок, карстов, замачивание просадочных грунтов, оттаива-
ние вечномерзлых грунтов и т. д.) определяют на основании ана-
лиза грунтовых условий и их возможного изменения в процессе
эксплуатации трубопровода.
1.3.3.2. Определение толщины стенок труб
и соединительных деталей
Расчетные толщины стенок труб и соединительных деталей вы-
числяют по формуле
yf^PnDu
2(R+0.6yfpn)'
(1-14)
где т| — коэффициент несущей способности труб и соединитель-
ных деталей; R — расчетное сопротивление металла труб и соеди-
нительных деталей, МПа [200].
Значения R определяют:
для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержа-
щие сероводород
для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержа-
щие продукты
(1-16)
Таблица I 20
Механические характеристики трубных сталей
ГОСТ на трубы Марка стали /?“, МПа R%, МПа
8731-74 10 353 216
20 412 245
10Г2 471 265
8733-74 10 350 206
20 412 245
10Г2 421 245
10705 — 80 (в термооб- 10 333 206
работапном состоя- ВСтЗсп 372 225
нии) 20 412 245
10705 — 80 (без термо- 10 333 Согласно сертифика-
обработки) ВСтЗсп 392 ту или результатам
15,20 372 испытаний
550-75 20 431 255
10Г2 470 260
15X5 392 216
15Х5М 392 216
15Х5ВФ 392 216
15Х5МУ 588 412
12Х8ВФ 392 167
9940-81 08Х18Н10Т 520 Согласно сертифика-
12Х18Н10Т 529 ту или результатам
10Х17Н13М2Т 529 испытаний
9941-81 08Х18Н10Т 549 Тоже
12Х18Н10Т 549 »
10Х17Н13М2Т 529 ))
ТУ 14-3-460-75 12Х1МФ 441 260
При назначении номинальной толщины стенки труб и соедини-
тельных деталей учитывают временные факторы (возможность
коррозионных, сейсмических и других воздействий).
Нормативные сопротивления Rf и принимают равными ми-
нимальным значениям соответственно временному сопротивле-
нию и пределу текучести материала труб и соединительных деталей
по государственным стандартам и техническим условиям на трубы
и соединительные детали (табл. 1.20) [178, 202].
Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между
собой трубы и соединительные детали, выполненных любым видом
сварки и прошедших контроль качества неразрушающими мето-
дами, принимают равными меньшим значениям соответствующих
расчетных сопротивлений соединяемых элементов.
Значения коэффициентов: надежности по назначению трубо-
проводов уп, условий работы трубопровода ус, надежности по мате-
риалу ут и надежности по нагрузке у{— принимают по табл. 1.21,
1.22 и приложению Д соответственно [200].
Таблица 1.21
Значения коэффициентов надежности по назначению трубопровода
Диаметр трубопровода условный, мм Давление, МПа
р„<7,5 7,5<рЛ<10 10<р„<15 15<рп<20 20<р„<32
300 и менее 1,00 1,00 1,00 1,00 1,05 400 - 500 1,00 1,00 1,00 1,05 1,10 600 - 700 1,00 1,00 1,05 1,10 1,15 800-1000 1,00 1,05 1,10 1,15 — 1200 1,05 1,10 1,15 — — 1400 1,10* 1,15* — — —
* Только для газопроводов.
Таблица 1 22
Значения коэффициентов условий работы трубопровода
Категория трубопровода Коэффициент
и его участка условий работы трубопровода, у с
I 0,60
II 0,75
III 0,90
Значения коэффициентов условий работы трубопроводов,
транспортирующих сероводородсодержащие продукты ys, прини-
мают по табл. 1.23 Г200].
Таблица 1.23
Значения коэффициентов условий работы трубопроводов,
транспортирующих сероводородсодержащие продукты
Категория трубопровода и его участка Содержание сероводорода
Среднее Низкое
I 0,4 0,5
II 0,5 0,6
III 0,6 0,65
Примечание. Среднее и низкое содержание сероводорода —
по ВСН 51-3- 85/ВСН 2.38 - 85 [32].
Значения коэффициентов несущей способности труб и соеди-
нительных деталей т]:
для труб, заглушек и переходов — 1;
для тройниковых соединений и отводов — аЕ, + Ь,
D г
где: ^=—— —для тройниковых соединений, ---— для отводов.
Дй Дю
Значения коэффициентов а и Ь принимают: для тройниковых
соединений по табл. 1.24, для отводов — по табл. 1.25.
Таблица 1.24
Значения коэффициентов а и b для тройниковых соединений
£ Сварные без усиливающих элементов Бесшовные и штампосварные
а ь а b
от 0,00 до 0,15 0,00 1,00 0,22 1,00
от 0,15 до 0,50 1,60 0,76 0,62 0,94
от 0,50 до 1,00 0,10 1,51 0,40 1,05
Таблица 1.25
Значения коэффициентов а и b для отводов
£ а ь
от 1,0 до 2,0 -0,3 1,6
более 2,0 0,0 1,0
172
Для обеспечения условий поперечной (местной) устойчиво-
сти толщину стенок труб принимают не менее £>н /140, но не ме-
нее 3 мм для труб с условным диаметром до 200 мм включительно
и не менее 4 мм для труб с условным диаметром свыше 200 мм.
Для подземных трубопроводов, имеющих отношение t/DH < 0,01
или укладываемых на глубину более 3 м или менее 0,8 м, необхо-
димо соблюдать условие:
„ J(^l2 Ym +4Ш1^)ут
tnom — 10 — . (1.17)
R2
Значения щ, МН/м и mj, МН (расчетное усилие и изгибающий
момент в продольном сечении трубы единичной длины) определя-
ют в соответствии с правилами строительной механики с учетом от-
пора грунта от совместного воздействия давления грунта, нагрузок
над трубой от подвижного состава железнодорожного и автомо-
бильного транспорта, возможного вакуума и гидростатиче-
ского давления грунтовых вод.
1.3.3.3. Проверка напряженного состояния
и устойчивости подземных и наземных
(в насыпи) трубопроводов
Поверочный расчет трубопровода на прочность производят пос-
ле выбора его основных размеров с учетом всех расчетных нагрузок
и воздействий для всех расчетных случаев, возникающих при со-
оружении, испытании и эксплуатации [9, 19, 28, 44, 93, 200, 224].
Определение усилий от расчетных нагрузок и воздействий,
возникающих в отдельных элементах трубопроводов, необходимо
производить методами строительной механики расчета статически
неопределимых стержневых систем.
В качестве расчетной схемы трубопровода рассматриваются ста-
тически неопределимые стержневые системы переменной жесткости
с учетом взаимодействия трубопровода с окружающей средой.
Значение коэффициента повышения гибкости гнутых отводов
кр определяют по табл. 1.26.
Величина кр принимается по рис. 1.42 в зависимости от гео-
метрического параметра отвода и параметра внутреннего дав-
ления для соь.
Значения параметров кь и соь определяют по формулам:
(£>н ~^пот)
(1-18)
173
Таблица 1.26
Коэффициент повышения гибкости отвода кр
Центральный угол отвода <р, град. Значение кр
От 0 до 45 (Ар-П^ь1
От 45 до 90 Ар
3,64yfpnr2
Иь =---------------
Elnom ~ Фот)
(1.19)
где г — радиус кривизны гнутого отвода, см.
Коэффициент гибкости тройниковых соединений принимают
равным единице.
Арматура, расположенная на трубопроводе (краны, задвижки,
обратные клапаны и т. д.), рассматривается в расчетной схеме как
твердое недеформируемое тело.
В каждом поперечном сечении трубопровода для номинальной тол-
щины стенки трубы и соединительных деталей выполняются условия:
в точках поперечного сечения, где фибровые продольные напря-
жения, определенные от расчетных нагрузок (опр), сжимающие:
(1.20)
в точках поперечного сечения, где опр растягивающие:
c^np+Y/Pn^^.
(1-21)
где окц — кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давле-
ния, МПа; Опр — продольные фибровые напряжения от расчетных
нагрузок, Мпк
Значения R принимаются при:
действии всех нагрузок силового нагружения — 1.2R;
совместном действии всех нагрузок силового нагружения и на-
грузок деформационного нагружения (кроме сейсмических, пуче-
RH у
ния и морозобойного растрескивания)----—— ;
0,9 уЛ
174
Рис. 1.42. График для определения значений коэффициента кр
совместном действии всех нагрузок силового и деформацион-
ного нагружения, включая сейсмические воздействия, пучение
и морозобойное растрескивание — 1,57?.
При оценке прочности соединительных деталей учитываются
еще и местные мембранные и изгибные напряжения, определен-
ные от всех нагрузок силового и деформационного нагружения.
Значение R в этом случае принимают 7?".
Для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержа-
щие продукты, 7? принимают равным 7? по формуле (1.16).
175
Значения коэффициентов интенсификации продольных на-
пряжений:
для прямой трубы — 1;
для отводов — mj.
Для магистральной части тройникового соединения
(L22)
•Цй
для ответвления тройникового соединения ms = т
Значение гп s для отводов принимают по рис. 1.43 в зависимости
от параметров А./,и со/,, определяемых формуламм (1.18) и (1.19):
Значения т g для магистральной части и ответвления тройнико-
вого соединения принимают по рис. 1.39 в зависимости от парамет-
ров тройникового соединения, определяемых по формулам:
_ . (noml(2)
л 1(2) - 455-------; (1.23
^1(2) -tnoml(2) 1
т Y/Pn DH1(2) (noml(2)
“1(2) - 3,64 —-------------. (j 24)
г fnoml(2)
Примечание.
При определении значений параметров магистральной части тройникового
соединения 7^ и <0| используются первые индексы; при определении ответвления
тройникового соединения Х2 и <о2 — вторые индексы.
Проверку общей устойчивости трубопроводов в продольном
направлении проводят по условию
S< ycNKp, (1.25)
где S — эквивалентное продольное осевое усилие, определяемое от
расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и попереч-
ных перемещений трубопровода, рассчитывают по формуле
S= (0,2акц + afEAt)F, (1.26)
где F — площадь поперечного сечения металла трубы; NKp — про-
дольное критическое усилие, определяют с учетом принятого кон-
структивного решения трубопровода; At — расчетный перепад тем-
ператур; at — коэффициент линейного расширения металла трубы,
равный 1,2- 10-5град-1.
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков
подземных трубопроводов в случае упругой связи трубы с грунтом
176
Рис. 1.43. График для определения значений коэффициента m j
находят по формуле
NKp — DH El,
(1.27)
где k0 — коэффициент нормального сопротивления грунта (коэф-
фициент постели грунта при сжатии), определяют по табл. 1.27.;
I — осевой момент инерции поперечного сечения трубы.
Таблица 1.27
Коэффициент постели грунта при сжатии
Грунт к0, МН/м3 Грунт к0,МН/м3
Торф влажный 0,5-1,0 Песок слежавшийся 5-30
Плывун 1-5 Глина тугопласгичная 5-50
Глина размягченная 1-5 Гравий 10-50
Песок свеженасыпанный 2-5
12 Э-185
177
Критическое усилие для прямолинейного участка трубопро-
вода в случае пластической связи его с грунтом рассчитывают
по формуле
Nk₽ = 4,09^р2 q4BEPTF2E5l\ (1.28)
где ро — сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка
трубопровода единичной длины; qBEPT — сопротивление попереч-
ным вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единич-
ной длины, обусловленной весом грунтовой засыпки и собствен-
ным весом трубопровода, отнесенное к единице длины.
Величину р0 определяют по формуле
р0 = лОнтпр, (1-29)
где тпр — предельные касательные напряжения по контакту трубо-
провода с грунтом равны
тпр = Ргр tg(Prp +Сгр' (1.30)
где ргр — среднее удельное давление на единицу поверхности кон-
такта трубопровода с грунтом; (ргр — угол внутреннего трения грун-
та; сгр — сцепление, определяют по табл. 1.28.
Величину ргр определяем по формуле
2пГрУГр[(Ло+ ^н/8) + (йо+DH/2)tg ^45° — сргр/2)] +gTp
Ргр = ~ > (1-31)
л£)н
где пгр — коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта,
принимаемый равным 0,8; hp — высота слоя засыпки от верхней об-
разующей трубопровода до дневной поверхности, которую реко-
мендуется принимать в пределах 0,6 — 1,1 м в зависимости от усло-
вия прокладки; qTp — нагрузка от собственного веса заизолирован-
ного трубопровода с перекачиваемым продуктом:
Отр Ом +?ИЗ 4" ?пр ' (1.32)
Нагрузку от собственного веса металла трубы находят по фор-
муле
Ом = ^С.вОм = ЛС.вТм-^> (1.33)
где qM, — расчетная и нормативная нагрузки соответственно;
псв — коэффициент надежности по нагрузкам от действия собствен-
ного веса, павный 0.95 пои пасчете на устойчивость: т.. — удельный вес
Таблица 1.28
Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов
средней полосы России
Грунт Фгр, градус Др tg фГр Сгр, кПа
Гравелистый песок 36-40 0,70-0,80 0,0-2,0
Песок средней крупности 33-38 0,65-0,75 1,0- 3,0
Мелкий песок 30-36 0,60-0,70 2,0-5.0
Пылеватый песок 28-34 0,55-0,65 2,0-7,0
Супеси 21-25 0,35-0,45 4,0- 12,0
Суглинки 17-22 0,30-0,40 6,0-20,0
Глины 15-18 0,25-0,35 12,0-40,0
Торф 16-30 0,30-0,50 0,5-4,0
металла, из которого изготовлены трубы (для стали ум = 78500 Н/м3).
Нагрузку от собственного веса изоляции для подземных трубо-
проводов определяют по формуле
<7 из — Ои.п + ?об — Лс.в0из — пс.в(ои.п + ?об) ' (1-34)
где ди п, qS п, доб, д%б — расчетные и нормативные нагрузки от веса
изоляционного покрытия и оберточного слоя соответственно:
Чи.п — ^из 71 и ^и.п Р и.п ё•
(1.35)
?об “ ^из to6 Роб ё’ (1.36)
где Аиз — коэффициент, учитывающий величину нахлеста; при од-
нослойной изоляции (обертке) Аиз = 1,09; при двухслойной изоля-
ции (обертке) Аиз = 2,3; 1кп — толщина изоляционной ленты, приве-
денная для различных материалов в табл. 1.18; си п — плотность изо-
ляционных материалов; 1об — толщина обертки; роб — плотность
оберточных материалов, определяются по табл. 1.29; g — ускорение
свободного падения.
Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям от-
резка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грун-
товой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное
к единице длины, равно
^верт ~ ^ГР Тгр^н (ho + /2 nDH/8) + <jTp.
(1-37)
Таблица 1.29
Изоляционные материалы
Тип, маркировка изоляционных материалов Толщина t, мм Масса 1 м2, кг/м2 Плотность материала изоляционного покры- тия (обертки), кг/м3
Отечественные изоляционные материалы
Летняя ПИЛ ТУ 19-103 - 78 Зимняя ПВХ-БК, ТУ 102-166- 0,3 -82 0,35 —
Зимняя ПВЗ-Л, ТУ 102-320 — Отечественные обертки 86 0,3 — —
Пленка оберточная ПЭКом, ТУ-102-284 — 81 0,6±0,05 0,53 880
Пленка оберточная ПДБ, ТУ21-27-49—76 0,55±0,05 0,58 1050
Пленка полимерная ПВХ, ТУ 102-123 - 78 0,5±0,1 0,634 1268
Оберточный материал ПВХ 0,6±0,1 0,705 1175
ТУ 102-123 - 78
Импортные изоляционные ленты
Поликен 980-25 (США) 0,635 0,664 1046
Плайкофлекс 450-25 (США) 0,635 0,664 1046
Тек-Рап 240-25 (США) 0,635 0,735 1157
Нитто-53-635 (Япония) 0,635 0,692 1090
Фуракава Рапко НМ-2 (Япония) 0,640 0,648 1010
Альтене 100-25 (Италия) 0,635 0,664 1046
Пластизол (Югославия) 0,630 0,655 1040
Импортные обертки
Поликен 955-25 (США) 0,635 0,653 1028
Плайкофлекс 650-25 (США) 0,635 0,640 1008
Тек-Рап 260-25 (США) 0,636 0,680 1072
Нитто 56РА-4 (Япония) 0,635 0,670 1055
Фурукава Рапко РВ-2 (Япония) 0,640 0,633 989
Альтене 205-25 (Италия) 0,635 0,653 1028
Пластизол (Югославия) 0,635 0,655 1031
Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов,
прокладываемых на обводненных участках трассы, проверяют по
условию
Qact — Оpas У а<
(1.38)
где Qact — суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, дейст-
180
вующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным
изгибом; Qpas — суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз
(включая собственный вес), Н/м [27, 35, 193, 200].
Значения коэффициента надежности устойчивого положения
уа определяют по табл. 1.30.
При равномерном распространении балластирующих уст-
ройств по длине трубопровода, включая участки, уложенные
свободным изгибом, выражение после раскрытия величин Qact
и Opas и перегруппировки членов принимает вид
*7 бал в = (^н.в?в + ?изг“0тр^0доп) > (1.39)
Пб
где Цбал.в — нормативный вес балластировки в воде, Н/м; пб — ко-
эффициент надежности по нагрузке; ки в — коэффициент надеж-
ности против всплытия, принимаемый равным для пойменных и пе-
риодически затопляемых участков за границами производства под-
водно-технических работ 1,05; дъ — расчетная выталкивающая сила
воды, действующая на трубопровод:
?в = Л£).н'иТв[ (1-40)
4
?изг — расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубо-
провода соответственно рельефу дна траншеи и определяемая для
выпуклых участков по формуле,
8EJ
Q“3r“9p2p3' (L41)
Таблица 1.30
Коэффициент надежности устойчивого положения трубопроводов
на прокладываемых участках уа
Характеристика участка трубопровода Значение уа
Обводненные и пойменные, за границами производ- ства подводно-технических работ, участки трассы 1,05
Русловые участки трассы через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибреж- ные участки в границах производства подводно-тех- нических работ 1,10
Участки трассы через реки и водохранилища шири- ной свыше 200 м, а также горные реки 1,15
181
для вогнутых участков — по формуле
32EJ
9иЗГ’9р2р3'
(1-42)
*7тр — расчетный вес единицы длины трубопровода в воздухе с учетом
изоляции при коэффициенте надежности по нагрузке пс в = 0,95;
<7тр = Чм + <?изг.; Одоп — нагрузка от веса перекачиваемого продукта.
В формулах (1.40) — (1.42): DH и — наружный диаметр трубопрово-
да с учетом изоляции; ув — удельный вес воды с учетом растворенных
солей, принимаемый равным (1,1 —1.15) • 104 Н/м3; ₽ — угол поворота
оси трубопровода в вертикальной плоскости на выпуклом и вогнутом
рельефе (в радианах); р — радиус кривизны рельефа дна траншеи,
который должен быть больше или равным минимальному радиусу уп-
ругого изгиба оси трубопровода из условия прочности.
Минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода опре-
деляют по формуле
_ЕРН
Pinin — _ .
2ои
(1-43)
где аи — максимально допускаемые напряжения изгиба, вычи-
сляют по формуле
<*и=Уз
0.9
(1-44)
3 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состоя-
ние металла труб. Имея в виду, что при положительном значении
величины рсКц — a(EAt коэффициент 3 принимается равным еди-
нице, а при отрицательном — рассчитывают по формуле
\р3= 1-0,75
о'кц
-^-R%
l0,9yn 2J
0.9 уп 2
(1.45)
Иакц — продольные напряжения от действия нормативного внут-
реннего давления; a(EAt — продольные напряжения от норматив-
ных температурных воздействий; р — коэффициент поперечной
деформации стали (коэффициент Пуассона), принимаемый в зоне
упругих деформаций 0,3; в зоне пластических деформаций 0,5;
At — расчетный перепад температур; at — коэффициент линейного
расширения металла трубы, равный 1,2 10~5 град~ *.
182
Рассчитав вес балластировки в воде дсал-в, можно определить
вес балластировки на воздухе по формуле
тт тт Тб
4^=4^- (1.46)
Уб Увкн.в
где уб — удельный вес материала пригрузки.
Расстояние между одиночными пригрузами /г рассчитывают
по формуле
Zr-(Qrg Ув^г)/<7бал.в' (1-47)
где Qr, Vr — средняя масса и средний объем одного груза соот-
ветственно, принимают по табл. 1.31, 1.32, 1.33, в зависимости
от выбранного пригруза (рис. 1.44, 1.45).
Таблица 1.31
Характеристика железобетонных седловидных грузов типа УБК
Наружный диаметр трубопровода, мм Масса груза, кг Размеры, мм
а b С d Рг А h
325 300 840 590 400 200 220 40 170
426 500 1080 760 400 260 280 40 220
529 1500 1320 900 800 330 330 40 240
720 3000 1540 1120 1200 340 430 40 340
820 3000 1640 1210 1100 340 480 40 390
1020 3000 1840 1430 900 340 580 40 500
Рис. 1.44. Железобетонный седловидный груз:
1 — груз; 2 — трубопровод; 3 — прокладка из нескольких слоев бризола
183
Таблица 1.32
Характеристика грузов типа УБО
Марка груза Наружный диаметр трубопровода, мм Габаритные размеры блока, мм Общий объем груза, м3 Общая масса груза, т
b С a
УБО-З 1020 1100 1500 550 1,455 3,346
УБО-З 820 1100 1500 550 1,455 3,346
УБО-З 720 1100 1500 550 1,455 3,346
УБО-4 530 750 1500 400 0,750 1,725
Рис. 1.45 Утяжелитель бетонный, охватывающий УБО:
1 — блок железобетонный; 2 — трубопровод; 3 — стальной соединительный
пояС; 4 — монтажная петля; 5 — скоба
Средние объемы грузов также рассчитывают по формулам:
для седловидных грузов
Vr= аЬ-(а—2d)—с;
(1.48)
для утяжелителей бетонных охватывающих, конструкция кото-
рых включает два бетонных блока
Уг -2-0,808 abc;
(1-49)
184
для утяжелителей чугунных кольцевых (рис. 1.46, табл. 1.33)
Vr~n(Rl2-R22)'A1. (1.50)
Таблица 1.33
Характеристика чугунных грузов
Наружный диаметр Масса Размеры, ММ
трубопровода, груза,
ММ кг R\ R2 R-j А м d 1
159 100 184 128 120 174 300 16 90
219 150 217 159 95 207 360 16 90
273 200 249 183 120 234 375 16 110
325 250 275 210 150 260 400 20 120
377 300 305 245 175 285 450 20 130
426 350 330 264 200 310 500 20 130
478 400 355 294 230 335 500 20 140
529 450 385 320 25 360 500 20 170
630 500 435 373 280 410 500 20 170
720 1100 480 415 310 455 960 24 180
820 1100 530 465 360 505 870 24 180
1020 1100 635 570 405 610 725 24 180
м 1 I
Рис. 1.46 Чугунный кольцевой груз
185
Число пригрузов, необходимое для балластировки участка тру-
бопровода длиной L, определяют по формуле
N = L/lT.
(1-51)
Дробное число N округляют в большую сторону до ближайшего
целого числа.
1.З.З.4. Примеры расчета трубопроводов
и соединительных деталей
Исходные данные:
г. Сургут;
0н = 0,219 м;
р = 4 МПа;
Фгр = 20°,
сгр = 12 кПа,
угр = 17,6 кН/м3;
нефть;
П;
сталь 10Г2
Я? = 471 МПа
R% = 265 МПа;
район строительства
диаметр трубопровода
рабочее давление
грунт — суглинок:
угол внутреннего трения
сцепление
удельный вес
перекачиваемый продукт
категория трубопровода
материал трубопровода
временное сопротивление
предел текучести
коэффициент надежности по назначению
трубопровода
коэффициент условий работы трубопроводов у с =
коэффициент надежности по материалу
коэффициент надежности по нагрузке
коэффициент несущей способности труб
расчетный перепад температур
уровень грунтовых вод
удельный вес жидкой среды (нефть)
модуль упругости стали
удельный вес металла
коэффициент надежности по нагрузе
от действия собственного веса
Уп = 1,00;
0,75;
Ут = 1.4;
Yf= 1.1;
ц =1.
At = 40°;
ho — 0,7 м;
Y1 = 9600 Н/м3;
Е = 2, НО5 МПа;
ум = 78500 Н/м3;
пс в = 0,95.
Определение толщины стенки трубы
Для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержа-
щие сероводород, R рассчитывают по формуле (1.15)
R = min -
Щ'Ус . Rfrc
У тУ п 0.9у п
= min
471-0,75 265-0,75
1,4-1,0 ' 0,9-1,0
186
= min {252,3 МПа; 220,83 МПа},
минимальное значение R = 220,83 МПа.
Толщину стенки определяют по формуле (1.14)
t_ УгЪРпРн
2(7? + 0,6yz р„)
1,1-1,0-4-0,219
2-(220,83+ 0,6-1Д-4)
= 2,16-10-3
м-2,16 мм.
Толщина стенки трубы принята по сортаменту равной 8 мм.
Нагрузки и воздействия
Нормативную нагрузку от веса транспортируемой среды
на единицу длины трубопровода для жидкой среды определяют
по формуле (1.8)
g/n =-Yi(Dn-21nom)2= —-9,6-Ю3-(0,219-2-0,008)2-310,5 Н/м.
4 4
Нормативную снеговую нагрузку рассчитывают по формуле (1.10).
Город Сургут находится в IV снеговом районе.
Нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизон-
тальной поверхности земли определяют по табл. 1.18 So = 1,5 кПа.
Коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к на-
грузке на покрытие р = 1
s = soP = 1,5-1 = 1,5 кПа.
Изоляцию выбираем по табл. 1.29.
Изоляция:
изоляционная лента Поликен 980-25 (США) (ил = 0,635 мм;
изоляционная обертка Поликен 955-25 (США) 1И О = 0,635 мм.
fins = ^ил + (ио= 0,635 + 0,635 = 1,27 мм = 0,127 см.
Нормативную снеговую нагрузку на единицу длины горизон-
тальной проекции надземного трубопровода vsn определяют по
формуле (1.7)
Qsn =0,4 10-25(Рн+2^) = 0,4-10-2-1,5-103(21,9+2-0,127) = 132,9Н/м.
Проверка напряженного состояния и устойчивости трубо-
провода
Проверяем условие (1.20), для этого находим кольцевое и про-
дольное напряжения.
Кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления
187
рассчитывают по формуле
Н ПрРгРвН 1,1'4-0,203 ггОпК4г1
кп = ппОкп = —--------=------------= 55,83 МПа,
кц р 1 2t 2-0,008
где Пр — коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего
давления, равный 1,15 для трубопроводов диаметром 700 —
1400 мм и 1,1 — в остальных случаях; Окц — кольцевые напря-
жения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего
давления.
Продольное фибровое напряжение от расчетных нагрузок рас-
считывают как
пр anpt+anpp— dfEA/ + p. 2^
= -1,2-10"5 -2,1-Ю5 -40 + 0,31.,1'4 0,2°3 =-84,05 МПа ,
2-0,008
где сгпрр и стПр( — продольные напряжения от внутреннего давления
и перепада температур соответственно; at — коэффициент линей-
ного расширения металла труб, для стали at = 0,000012 градус-1;
ц — коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуас-
сона), для стали ц = 0,3 [193].
7(акц-оПр)2 + (окц +yfpn)2 + (опр + yfpn)2 <R,
где
R = 1,2R = 1,2 • 220,83 = 264,99 МПа.
—л/(55-83- 84-°5)2 + (55,83+1,1 • 4)2 + (84,05 +1,1 • 4)2 < 264,99 МПа;
78,25 МПа < 264,99 МПа.
Условие прочности в точках поперечного сечения выполняется.
Проверку общей устойчивости трубопроводов в продольном
направлении производят по условию (1.25).
Площадь поперечного сечения металла трубы:
^ = -Фн2-£>бн2) = — (0,2192-0,2032) = 5,3-10-3м2.
4 4
Эквивалентное продольное осевое усилие определяют по фор-
муле (1.26)
S=(0,2окц + а,ЕД{)Р = (0,2-55,83+1,2-10-5-2,1-105-40)-5,3-1(Г3 =0,5934 МН.
Осевой момент инерции поперечного сечения трубы определя-
ют по формуле
J = ^(dh4-Deh4) = ^(0,2194-0,2034) = 2,95-10-5m4.
Нагрузку от собственного веса трубопровода определяют по
формуле (1.33)
<7м = пс.вумF = 0,95• 78500 • 5,3 • 10-3 = 395,25 Н/м.
Нагрузку от собственного веса изоляции определяют по фор-
муле (1.34).
Схема изоляционного покрытия 1 + 1, т. е. один слой пленки
и один слой обертки. Изоляционное покрытие "Поликен 980-25",
о д Ри.Ч1 = Ю46кг/м3, t„n = 0,635мм; обертка "Поликен955-25",
однослойная, pog = 1028 кг/м , to6 = 0,635 мм (табл. 1.29).
киз = 1.09, так как однослойная изоляция (обертка).
ОиЗ = ^С.Б (Ои.П + O0gj) = ^с.в (^изл^н$и.п Ри.п^ + ^изп^н^обРоб^) =
= (0,95-(1,09-3,14-0,219-0,635-10-3-1046-9,8 +
+1,09-3,14-0,219-0,635-10-3-1028-9,8)= 9,19 Н/м.
Нагрузка от веса транспортируемой среды:
Опр = пс.в ’ Опр =0,95-310,5 = 294,98 Н/м.
Нагрузку от собственного веса заизолированного трубопрово-
да с перекачиваемым продуктом рассчитывают по формуле (1.32)
О™ = 0™ +0m +0пп =395,25 + 9,19 + 294,98 = 699,42 Н/м.
Среднее удельное давление на трубопровод определяют по
формуле (1.31)
2лгрУгр [(ло + °н /8) + (ho + dh /2) tg2 (45° - <ргр /2)] + q.rp
2-0,8-17600-0,219-
f0,7 + ^U0,7 + ^Vf45°
\ 8 И 2 ) V
3,14-0,219
= 10,85 кПа.
Предельные касательные напряжения по контакту трубопрово-
да с грунтом, формула (1.30):
тпр = Ргр ^гр +сгр = 10850-tg20° +12000 = 15949 Па = 0,016 МПа
Сопротивление грунта продольным перемещениям по формуле
(1.29)
рп = я£)н тпг= 3,14-0,219 0,016 = 10,96-Ю-3 МН/м.
г и и пр i i •
Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям
по формуле ((1.37)
*7верт ~ Лгр 7гр0н(ло + Он /2—7tDH /8) + <утр —
0219 0219
= 0,8-17600-0,219-(0,7+———-3,14-——) + 699,42 = 2930,42 Н/м =
2 8
= 2,93-10-3 МН/м.
Критическое усилие для прямолинейного участка трубопрово-
да в случае пластической связи его с грунтом рассчитывают по фор-
муле (1.28)
NKp = 4,09 ^p2q4EprF2E5J3 =
= 4,09 1^(10,96-10_3)2(2,9310-3)4-(5,3-10'3)2-(2,1 105)5 (2.95 10-5)3 = 1,27 МН.
Проверяем условие (1.25) S < ус NKp
0,5934 МН < 0,75 • 1,27 МН;
0,5934 МН < 0,9525 МН.
Условие выполняется, следовательно, устойчивость трубопро-
вода в заданных условиях выполняется.
Проверим выполнение условия в случае упругой связи прямо-
линейного трубопровода с грунтом по формуле (1.27)
N кр = 2у]к0ОкЕЛ = 2 • ^5-0,219-2,1-105-2,95-10“5 = 5,21 МН.
Проверяем условие (1.25)
0,5934 МН < 0,75 • 5,21 МН;
0,5934 < 3,9075 МН.
190
Условие выполняется, следовательно, устойчивость трубопро-
вода в заданных условиях выполняется.
Расчет устойчивости трубопровода против всплытия
Исходные данные (см. пример выше):
балластировка одиночными чугунными кольцевыми пригрузами:
масса груза принимается по табл. 1.33
угол поворота оси трубопровода
в вертикальной плоскости на выпуклом
и вогнутом рельефе
удельный вес воды
коэффициент надежности против всплытия
длина трубопровода
(?г = 150 кг;
₽ = 3°;
ув=М5-104Н/м3;
*н.в
L = 500 м.
По формуле (1.40) находят расчетную выталкивающую силу
воды, действующую на трубопровод:
н.и
g,.2££kT, = W.0.22154\1|15 104 = 43397H/M|
4 4
гдеО2.и = ДН + 2(1ИЛ + 1ИО) = 0,219 + 2(0,635 + 0,635)10-3 = 0,22154 м.
Рассчитывают по формуле (1.45) коэффициент у3, так как
М°кц — atE^t отрицательное.
рокц - а(ЕД1 = 0,3-55,83 — 1,210~5-2,1-105-40 = —84,05 МПа;
1-0,75
50,75
°-75
------265
0,9-1
-0,5
50,75
°'75
------265
0,9-1
= 0,86512,
„ Рп^вн 4-0,203
где = Кп- вн =------------= 50,75 МПа.
ц °' 2 0,008
21
191
Затем по формуле (1.44) определяем максимально допускаемые
напряжения изгиба:
ои = -luoKn-a.EAtl = 0,86512-^^-265-
3 0,9уп 2 Г кц ' I 0,9-1
- |о,3-50,75-1,2-Ю-5-2,1-105-4о| = 105,47 МПа.
Минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода опре-
деляют по формуле (1.43)
ED,, 2,1-Ю5-0,219
Pmin =------ = --------= 218 м.
2ои 2-105,47
Расчетную нагрузку, обеспечивающую упругий изгиб трубо-
провода, рассчитывают для вогнутых участков по формуле (1.42)
32EJ 32-2,1-Ю11-2,95-10 5
— =----------------о------5-= 777>3 Н/м.
изг 9p2p^in 9-0,05232-2183
Величину балластировки в воде рассчитывают по формуле
(1.39)
1 1
9бал.в = (^н'в + <^изг —<^тр) =g"g ^'05’443,07+
+777,3 - 699,4) = 603,47 Н/м.
Объем пригруза определяют по формуле (1.50)
VT №2-Я22) М»3,14 (0,2172-0,1592)-0,36 = 0,02465 м3,
где Е]2, Е22, М принимают по табл. 1.33.
Расстояние между одиночными пригрузами 1Т рассчитывают
по формуле (1.47)
/r = (Org~YBVr)/д^в =(150-9,8-1,15-104-0,02465)/603,47 = 1,966 м’
Число пригрузов, необходимое для балластировки участка тру-
бопровода длиной L, определяют по формуле (1.51)
N = L/lT = = 254,3 » 255 шт.
1 1 QAfi
Rl = 471 МПа;
R% = 265 МПа;
DH = 0,219 м;
p = 4 МПа;
г = 0,5 м;
Онс = 0,219 м;
Расчет соединительных деталей трубопровода
Расчет отводов
Материал сталь 10Г2.
Тогда для стали марки 10Г2 принимаем по табл. 1.20:
временное сопротивление
предел текучести
диаметр трубопровода
рабочее давление
радиус кривизны гнутого отвода
диаметр отвода
Значения коэффициентов несущей способности труб и соеди-
нительных деталей ц принимаем
т] = а £, + Ь,
г 0 5
где £ = _ = —2_ = 2,28.
de 0,219
1,1-1,0-4-0,219
По табл. 1.25 принимаем коэффициенты а и Ь при £, = 2,28;
a = 0; b = 1, тогда ц =1.
Толщину стенки отвода определяем по формуле (1.14)
, 1,1-1,0-4-0,219 О1_,п_3
1 =------------=------------------=2,16-10 дм = 2,16 мм.
2 (Я+ 0,6 у{ рп) 2 (220,83 + 0,6-1,1 -4)
Толщину стенки отвода принимаем по сортаменту равной 8 мм.
Расчет тройников
Материал сталь 10Г2.
Тогда для стали марки 10Г2 принимаем по табл. 1.20:
временное сопротивление Р” = 471 МПа;
предел текучести Р2 = 265 МПа;
диаметр трубопровода DH = 0,219 м;
рабочее давление р = 4 МПа;
наружный диаметр магистральной части
тройникового соединения
наружный диаметр ответвления
тройникового соединения Dh2 = 0,219 м.
Значения коэффициентов несущей способности труб и соеди-
нительных деталей г] принимаем
т] = а 5, + Ь,
Он1 = 0,219 м;
, Dh2 0,219
где ---=i.
DH1 0,219
По табл. 1.24 принимаем коэффициенты а и b при £ = 1:
а = 0,4; b = 1,05, тогда
г) = 0,4-1 + 1,05 = 1,45.
Толщину стенки тройника определяем по формуле (1.14)
______l.l-1.4S-4-g219 =3|,.,0-зм.3|,мм.
2(Я + 0,6у/ рп) 2(220,83 + 0,6-1,1-4)
Толщину стенки тройника принимаем по сортаменту равной 8 мм.
1.4. СТРОИТЕЛЬСТВО
ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Строительство промысловых трубопроводов об-
ладает одной важной особенностью — местность вдоль трассы тру-
бопровода отличается разнообразием и изменчивостью характери-
стик (топографических, ландшафтных, грунтовых, гидрогеологи-
ческих, гидрологических, климатических), что требует применения
различных технологических схем и технологий строительства.
Все многообразие природных условий разделено на шесть
групп: освоенные равнины, пустыни, болота, вечномерзлые грунты,
горы, водные преграды.
Каждая из этих групп требует применения особой технологии
строительства, специальной техники, без применения которой
строительство становится если невозможным, то совершенно
нетехнологичным [14, 19, 33, 200, 207].
1.4.1. Подготовительные работы
Подготовительные работы в зависимости от
места их выполнения при строительстве промысловых трубопро-
водов разделяются на трассовые и внетрассовые.
Внетрассовые подготовительные работы предусматривают
устройство вертолетных площадок и причалов, обустройство вре-
менных жилых городков, строительство временных дорог, монтаж
сварочно-изоляционных баз и ремонтных мастерских, создание те-
кущих, страховых и сезонных запасов труб и других материалов,
а также выполнение работ в базовых условиях.
Сварочные и изоляционные базы располагаются вблизи пунк-
тов разгрузки труб, а при наличии ограничений по вывозке секций —
непосредственно на трассе.
Для транспортировки материалов используется преимуще-
ственно существующая дорожная сеть, а в необходимых случаях
строятся временные дороги, в зимний период оборудуются зимние
и ледовые дороги.
Подготовительные работы, выполняемые в базовых условиях,
включают следующие работы:
сварку труб в секции на трубосварочных базах и заготовку кра-
новых узлов;
изоляцию труб, секций, трубной арматуры и деталей;
гидро- и теплоизоляцию одиночных труб, секций труб, криво-
линейных вставок, фитингов, деталей крановых узлов и т. п.;
холодное гнутье труб, изготовление укрупненных конструкций
трубных блоков, спайных опор, ригелей, вмораживаемых анкеров,
балластных конструкций и т. п.
Трассовые подготовительные работы включают в себя:
разбивку и закрепление пикетажа, детальную геодезическую'
разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, размет-
ку строительной полосы, выноску пикетов за ее пределы (началь-
ные, промежуточные и конечные пикеты). Разбивочные работы вы-
полняются после расчистки строительной полосы от леса и кустар-
ника, валунов, сноса неиспользуемых в процессе строительства,
имеющихся строений; на рис. 1.47 представлена геодезическая раз-
бивка и закрепление пикета;
расчистку строительной полосы от леса и кустарника. Дере-
вья ценных пород при расчистке строительной полосы переса-
живают, остальные деревья спиливают с последующей корчев-
кой пней (рис. 1.48);
снятие плодородного слоя земли на строительной площадке
до начала основных земляных работ. Плодородный слой снимают
в размерах, установленных проектом рекультивации, и укла-
дывают в отвалы для использования его в последующем при
восстановлении нарушенных сельскохозяйственных земель (на
рис. 1.49 представлена планировка строительной полосы трубо-
провода) ;
планировку строительной полосы, уборку валунов и камней;
осушение строительной полосы, ее промораживание или за-
щиту от промерзания в зависимости от грунтовых условий. Осуше-
ние производят путем устройства боковых, отводных, нагорных и
дренажных канав;
строительство временных дорог и технологических проездов.
Для минимизации масштабов лесорубки максимально использу-
ются лесовозные дороги и просеки;
Рис. 1.47. Геодезическая разбивка и закрепление пикетажа
устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопас-
ность производства работ.
В стадии подготовительных работ заказчик создает геодезиче-
скую разбивочную основу для строительства и не менее чем за 10 дней
до начала строительно-монтажных работ передает подрядчику техни-
ческую документацию на нее и на закрепленные на трассе строи-
тельства трубопровода пункты и знаки этой основы, в том числе:
знаки закрепления углов поворота трассы;
створные знаки углов поворота трассы в количестве не менее
двух на каждое направление угла в пределах видимости;
створные знаки на прямолинейных участках трассы, установ-
ленные попарно в пределах видимости, но не реже чем через 1 км;
створные знаки закрепления прямолинейных участков трас-
сы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные
и искусственные препятствия в количестве не менее двух с каждой
стороны перехода в пределах видимости;
высотные реперы, установленные не реже чем через 5 км вдоль
трассы, кроме устанавливаемых на переходах через водные пре-
грады (на обоих берегах);
196
Рис. 1.48. Расчистка строительной полосы от леса и кустарника
пояснительную записку, абрисы расположения знаков и их
чертежи;
каталоги координат и отметок пунктов геодезической основы.
Перед началом строительства генподрядная строительная мон-
тажная организация выполняет на трассе следующие работы:
проводит контроль геодезической разбивочной основы;
устанавливает дополнительные знаки (вехи, столбы и др.)
по оси трассы и по границам строительной полосы;
выносит в натуру горизонтальные кривые естественного (упру-
гого) изгиба через 10 м, а искусственного изгиба — через 2 м;
разбивает пикетаж по всей трассе и в ее характерных точках
(в начале, середине и конце кривых, в местах пересечения трасс с под-
земными коммуникациями). Створы разбиваемых точек закрепляют
знаками, как правило, вне зоны строительно-монтажных работ,
а также устанавливают дополнительные реперы через 2 км по трассе.
Расчистку трассы под многониточные трубопроводы при одно-
временном их строительстве на обводненных и заболоченных
участках выполняют на полную проектную ширину коридора.
Тип, конструкцию и ширину проезжей части временных про-
197
Рис. 1.49. Планировка полосы строительства трубопровода
ездов выбирают в зависимости от диаметров трубопроводов, коли-
чества одновременно укладываемых ниток, способов прокладки
трубопроводов с учетом сезонности производства строительно-
198
монтажных работ, несущей способности и естественного основа-
ния, наличия местных дорожно-строительных материалов.
Подготовительные работы в условиях болот немного отлича-
ются от нормальных условий и зависят:
во-первых, от технологии прокладки:
с бровки траншеи;
методом сплава по траншее, заполненной водой;
методом протаскивания по траншее;
во-вторых, от сезона строительства трубопровода:
летний;
зимний.
Подготовка строительной полосы на болотах при прокладке
трубопровода с бровки траншеи при неразложившемся торфе как
в летний, так и в зимний период обеспечивается сооружением вре-
менной технологической дороги (лежневого типа) для работы свароч-
но-монтажных бригад и прохода изоляционно-укладочной колонны.
При полностью разложившемся торфе в зимнее время сооружают
временную технологическую дорогу путем промораживания болотно-
го грунта при неоднократном его проходе-проминании последова-
тельно: трелевочным трактором, болотным трактором, трактором на
одинарном ходу, трубоукладчиком, гусеничным транспортером.
Для подготовки строительной полосы на болотах при прокладке
трубопровода методом сплава или протаскивания (летний сезон ра-
бот) на берегу болота располагают монтажно-сварочно-изоляцион-
ную базу и устраивают проход по болоту экскаватора на болотном
ходу или экскаватора на перекидных еланях, или экскаватора на
пене-волокуше или выполняют мероприятия по подготовке взрыва
удлиненными или сосредоточенными зарядами для образования
траншеи-канала.
Подготовка строительной полосы в горных условиях не огра-
ничивается ее пределами: необходимо убрать нависшие над поло-
сой скалы и камни, а также деревья и возможные осыпи (камнепа-
ды). При подготовке полосы одновременно осуществляется устрой-
ство полок: в условиях разборной скалы полки устраивают с помо-
щью одноковшовых экскаваторов и бульдозеров, а в условиях
монолитной скалы применяют буровзрывной метод (послойная
разработка скалы с применением во всех случаях взрывов только
на рыхление; взрывы на выброс запрещаются во избежание обра-
зования трещин в скальном монолите стенки полки).
Подготовительные работы в условиях вечной мерзлоты такие
же, как для нормальных условий, но дополняются требованиями для со-
здания разбивочной геодезической основы. В эти требования входит:
восстановление и закрепление оси зимней технологической
дороги;
199
разбивка и геодезическое закрепление карьеров грунта и
подъездов к ним с различных участков трассы трубопровода;
заготовка (в том числе послойное проветривание и послойная
сушка) грунта в карьерах;
усиление промораживания деятельного слоя грунта на переув-
лажненных и слабо промерзающих (сложенных соленасыщенными
грунтами) участках трассы трубопровода;
выполнение временных реперов в виде забуренных в грунт ме-
таллических стержней (утолки, трубы и др.) и сохранение их на уча-
стках пучинистых грунтов.
На участках трубопроводов, проложенных через тундровую
тайгу или тундровое мелколесье, корчевку пней производят только
на полосе рытья траншеи.
1.4.2. Погрузочно-разгрузочные
и транспортные работы
В состав погрузочно-разгрузочных и транспорт-
ных работ входят:
выгрузка труб из железнодорожных вагонов или речных и мор-
ских барж;
транспортировка труб на трубосварочные базы или в места
складирования;
складирование труб на прирельсовой площадке и секций труб
на трубосварочной базе;
погрузочно-разгрузочные работы на трубосварочной базе
и трассе.
Погрузочно-разгрузочные работы выполняют с использованием
грузоподъемного оборудования, технические параметры которого
соответствуют весу и габаритам труб и сохраняют их качество.
Полувагоны и платформы подаются под разгрузку локомоти-
вом. Запрещается применять для перемещения вагонов тракторы,
автомобили, трубоукладчики или другой нерельсовый транспорт
и оборудование.
Выгрузку труб из железнодорожных вагонов осуществляют
по двум схемам: вагон — склад — трубовоз или вагон — трубовоз.
Первую схему применяют при массовом поступлении труб и огра-
ниченном числе трубовозов, вторую схему — при достаточном числе
трубовозов или ограниченной прирельсовой площадке [33, 207].
Складирование труб
Склады размещают таким образом, чтобы обеспечить проход
людей, проезд транспортных и грузоподъемных средств. Площадки
200
Рис. 1.50. Перевозка труб железнодорожным транспортом
под склады труб устраивают с уклоном 1,5 — 2° и осуществляют дру-
гие мероприятия, обеспечивающие отвод атмосферных осадков
и грунтовых вод. Трубы укладываются в штабель рядами по вертикали
и располагают их в седловинах между труб нижележащего ряда.
Для предотвращения раскатывания труб в штабеле используются
торцевые увязки. Крайние трубы нижнего ряда необходимо подкли-
нить с помощью металлического упора, облицованного резиной.
При складировании труб запрещается.
укладывать в один штабель трубы разного диаметра;
производить укладку труб верхнего ряда до закрепления труб
нижнего ряда;
складировать вместе изолированные и неизолированные трубы;
укладывать трубы в наклонном положении с опиранием одной
стороны труб на нижележащие трубы.
Склады по назначению и вместимости подразделяют на
прирельсовые, базисные и притрассовые, а по рядности располо-
жения труб — на высокорядные с высотой штабеля труб более 3 м
и низкорядные с высотой штабеля труб менее 3 м.
Сезонное хранение труб, трубных узлов и арматуры следует
производить с выполнением консервации, обеспечивающей их за-
щиту от коррозии и сохранность покрытия.
Складирование труб осуществляют на подготовительных пло-
щадках (рис. 1.51), на которых устроены водоотводы поверхност-
201
Рис. 1.51. Складирование труб на подготовительной площадке
ных вод. Во избежание попадания снега полости труб с торцов за-
щищают щитами.
Для хранения наиболее объемных строительных грузов —
труб, трубных секций и железобетонных пригрузов — устраивают
временные, на период строительства, склады, которые располага-
ются в пунктах разгрузки (стационарные, причальные), при сва-
рочно-изоляционных базах (базовые), в различных точках трассы
(трассовые склады).
Складирование обетонированных труб диаметром до 720 мм
производят в четыре яруса, а свыше 720 мм — в три яруса.
При транспортировке труб и секций по строительной полосе
расстояние от следа движения транспортного средства до бровки
разработанной траншеи не менее 3 м.
Трубы и секции малых диаметров (до 219 м) для сокращения
времени погрузки — выгрузки, обеспечения сохранности покры-
тия, исключения провисания труб между тягачом и прицепом и по-
вышения безопасности следует перевозить в пакетах. Перевозка
секций труб представлена на рис. 1.52.
Перемещение труб и секций на короткие расстояния произво-
дится трубоукладчиком, оснащенным мягкими полотенцами или
торцевыми захватами с мягкими вкладышами. Транспортировка
труб трубоукладчиком представлена на рис. 1.53.
202
Рис. 1.52. Перевозка секций труб
Рис. 1.53. Транспортировка труб трубоукладчиком
203
1.4.3. Сборка и сварка трубопровода
Сварочные работы при строительстве линейной
части промысловых трубопроводов разделяются на две группы:
работы, выполняемые на трубосварочной базе: поворотная
сварка отдельных труб в секции длиной, как правило. 24 — 36 м, гну-
тье труб и изготовление кривых вставок;
работы, выполняемые непосредственно на трассе трубопровода:
ликвидация технологических разрывов по трассе трубопро-
вода; сварочные работы при сооружении переходов трубопровода
через крупные и малые естественные и искусственные преграды,
а также при очистке полости и испытании трубопровода, врезке
кривых вставок и отводов.
При сварке промысловых трубопроводов диаметром до 325 мм
преимущественно применяется ручная электр о дуговая сварка.
Более подробно процессы сварки трубопроводов, сварочное обору-
дование и материалы описаны в [24, 34, 41, 112, 178, 185, 200, 207].
1.4.3.1. Подготовка кромок и сборка стыков
Основные типы разделки кромок труб, выполняемые в монтаж-
ных условиях, приведены на рис. 1.54.
Подготовку кромок со стандартной разделкой (рис. 1.54а) вы-
полняют как механической обработкой, так и газовой резкой с по-
следующей зачисткой шлифмашинкой. Подготовку кромок с двух-
скосой разделкой (рис. 1.546) осуществляют только механической
обработкой концов труб или патрубков. Такая разделка является
предпочтительной при изготовлении трубных узлов и толстостен-
ных труб при толщине стенки 15 мм и более.
а
Рис. 1.54. Формы подготовленных кромок:
а — со скосом кромок; б — с криволинейным скосом кромок; В = 7 мм
при толщине стенки 15 —20мм; В = Юммпритомцине стенки больше 20мм
204
До начала сборки на всех поступивших для сварки трубах, деталях
трубопроводов, арматуре мастером проверяется наличие клейм, мар-
кировки, а также сертификатов завода-изготовителя, подтверждаю-
щих соответствие труб, деталей трубопроводов и арматуры их назна-
чению. При отсутствии клейм, маркировки, сертификатов сборка
и сварка труб, деталей трубопроводов и арматурв! запрещается.
До начала сборки трубы, детали трубопроводов и арматуру под-
вергают входному контролю на пригодность к сборке.
При визуальном контроле поверхности труб, включая зоны за-
водских продольных швов, необходимо выявить недопускаемые де-
фекты, регламентированные техническими условиями на поставку
труб. Сборка труб, деталей трубопроводов и арматуры с недопуска-
емыми дефектами к сборке запрещается.
На поверхности труб или деталей не допускаются:
трещинвт, пленвт, рванинвг, закаты любых размеров;
местные перегибы, гофры и вмятины.
Перед сборкой труб необходимо очистить внутреннюю по-
лость труб и деталей трубопроводов от грунта, грязи, снега и других
загрязнителей, а также механически очистить до металлического
блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную
поверхности труб, деталей трубопроводов, патрубков, арматуры
на ширину не менее 10 мм.
Перед сборкой обязательно обрезают деформированные кон-
цы труб и участки с поврежденной поверхностью труб. Подготовка
торцов труб к сборке показана на рис. 1.55.
Необходимо ввшолнить правку плавных вмятин по телу трубы
или правку деформированных торцов труб глубиной не более 3,5 %
диаметра труб с помощью безударных разжимных приспособле-
ний. При этом на трубах из сталей с нормативным временным со-
противлением разрыву до 539 МПа проводят правку вмятин и де-
формированных торцов труб без подогрева при температуре окру-
жающего воздуха 5 °C и выше. При более низких температурах
требуется подогрев на 100 — 150 °C. На трубах из сталей с норматив-
ным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/мм2) и
выше подогрев на 100— 150 °C выполняют при любых температурах
окружающего воздуха.
Вмятины и деформированнвте торцы глубиной более 3,5 % от
диаметра труб, а также любые вмятины с резкими перегибами, вмя-
тины с надрывами или вмятины, совпадающие с дефектами поверх-
ности или кромок труб, не исправляются, а вырезаются.
В местах, пораженных коррозией, толщина стенки труб или
деталей не должна выходить за пределы минусовых допусков.
Замер толщины стенки трубы на этих участках выполняют с по-
мощью ультразвукового толщиномера с точностью не менее 0,1 мм.
205
Рис. 1.55. Подготовка торцов труб к сварке
Зачистку на поверхности труб и деталей царапин, рисок и зади-
ров глубиной не более 0,4 мм, а также участков поверхности, пора-
женных коррозией, осуществляют при условии, что толщина стен-
ки после устранения дефектов не будет выходить за пределы мину-
совых допусков.
При сборке стыков труб с одинаковой нормативной толщиной
стенки необходимо соблюдать следующие требования:
внутреннее смещение внутренних кромок бесшовных труб
не должно превышать 2 мм. Допускаются на длине не более 100 мм
местные внутренние смещения кромок труб, не превышающие 3 мм;
величина наружного смещения в этом случае не нормируется, однако
должен обеспечиваться последующий плавный переход поверхности
шва к основному металлу в соответствии с технологической картой;
смещение кромок электросварных труб не должно превышать
20 % нормативной толщины стенки, но не более 3 мм. Величину сме-
щения кромок измеряют шаблоном по наружным поверхностям труб.
Если разность внутренних диаметров стыкуемых бесшовных
труб диаметром не более 89 мм, выполненных из углеродистых
206
нелегированных сталей, превышает требования при сборке, то для
обеспечения плавных переходов в месте стыка может быть произ-
ведена безударная раздача концов труб без нагрева при темпера-
туре окружающего воздуха более 5 °C.
При более низких температурах окружающего воздуха и
безударной раздаче необходим подогрев на 100— 150 °C.
Сборку труб диаметром 529 мм и выше следует проводить на
внутренних центраторах с гидравлическим или пневматическим
приводом (рис. 1.56).
Соединение стыков труб или труб с деталями трубопроводов
и патрубками арматуры без дополнительной обработки кромок
возможно при:
толщине стенок не более 12,5 мм, если разность толщин не пре-
вышает 2,0 мм;
толщине стенок более 12,5 мм, если нормативная разность тол-
щин не превышает 3,0 мм. В этом случае смещения стыкуемых кро-
мок не допускаются.
Рис. 1.56. Сборка труб внутренним центратором
207
При сборке заводские (как продольные, так и спиральные) швы
следует смещать относительно друг друга на 50 мм при диаметре
до 219 мм, на 75 мм — при диаметре свыше 219 до 529 мм, на 100 мм —
при диаметре свыше 529 мм.
В случае сборки на внутреннем центраторе и последующей
сварки целлюлозными электродами сварщики приступают в пер-
вую очередь к выполнению корневого слоя шва без прихваток.
Если по каким-либо причинам в процессе поиска и установки
технологического зазора прихватка все же поставлена и выпол-
няет не свойственную ей роль "подвижного шарнира”, то ее пол-
ностью вышлифовывают и заваривают вновь при сварке корне-
вого слоя шва.
При сборке на наружном центраторе и последующей сварке
корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия коли-
чество прихваток равномерно распределяется по периметру стыка.
Высота прихваток не должна превышать 50 % толщины стенки
трубы.
Прихватки следует выполнять не ближе 100 мм к продольным
швам трубы. Количество и размеры прихваток приведены в табл. 1.57.
Перед началом выполнения сварочных работ поворотных
и неповоротных стыков труб проводят просушку или подогрев
торцов труб и прилегающих к ним участков.
Просушка торцов труб путем нагрева на 50 °C обязательна
независимо от прочностного класса стали при:
наличии влаги на трубах независимо от температуры окружаю-
щего воздуха;
температуре окружающего воздуха ниже 5 °C.
Температуру предварительного подогрева контролируют кон-
тактными термометрами или термокарандашами.
Замеряется температура на расстоянии 10—15 мм от торца тру-
бы непосредственно перед началом выполнения сварки; место
Таблица 1.34
Количество и размеры прихват, к при ручной дуговой сварке
корневого ,ояшва
Диаметр стыка, мм Количество прихваток, не менее, шт. Длина прихваток, не менее, мм
Поворотные стыки Неповоротные стыки
до 150 2 25 40
св. 150 до 400 3 40 50
св. 400 до 1000 4 60 80
св. 1000 6 100 150
208
замера температуры контактными термометрами предварительно
зачищают металлической щеткой.
Технические характеристики термоиндикаторных карандашей
по ТУ 6-10-1110 — 76 приведены в табл. 1.35.
Таблица 1 35
Технические характеристики термоиндикаторных карандашей
Марка карандаша Температура перехода, °C Цвет штриха термоиндикаторных карандашей
ИСХОДНЫЙ после воздействия температуры
110а ПО Желтый Оранжевый
110 130 Желтый Оранжевый
240 240 Бирюзовый Белый
140-440-525 140 Розовый Оранжевый
440 Оранжевый Темно-серый
525 Темно-серый Белый
1.4.3.2. Технология сварки
При строительстве промысловых трубопроводов применяются
такие методы сварки, как:
ручная электродуговая штучными электродами;
ручная и механизированная аргонодуговая (для корневого слоя шва);
автоматическая под флюсом (рис. 1.57);
автоматическая и механизированная в защитных газах;
автоматическая и механизированная с самозащитной порош-
ковой проволокой с принудительным и свободным формированием
корня шва;
стыковая оплавлением;
автоматическая дугоконтактная;
индукционная пайка [112].
Подрядная организация обязана применять только те техноло-
гии сварки, которые:
аттестованы в установленном порядке;
зафиксированы в технологической карте.
Любые сварочные работы на строительстве трубопроводов лю-
бого назначения следует выполнять только с применением свароч-
ных материалов, марки которых регламентированы для трубопро-
водного строительства.
К аттестационным испытаниям сварщиков по аттестованной
для данного объекта технологии сварки допускаются сварщики,
143-185
209
Рис. 1.57. Автоматическая сварка под флюсом
сдавшие экзамены в соответствии с Правилами аттестации свар-
щиков, утвержденными Госгортехнадзором России, и имеющие
удостоверения установленной формы.
Все сварщики до начала работ на данном объекте обязаны вы-
полнить сварку допускных стыков на специально подготовленных
катушках.
Допускной стык необходимо сваривать в присутствии представи-
телей технадзора заказчика в условиях непрерывного пооперацион-
ного контроля и последовательной оценки качества каждой операции
[41, 55, 57, 61].
Запрещено:
осуществлять сварку с применением любых присадок, непо-
средственно подаваемых в дугу или предварительно заложенных
в разделку. Сварщик, уличенный в использовании присадок, от
сварки отстраняется;
зажигать дугу с поверхности трубы: дугу возбуждают методом
"зажигания спички" только с поверхности разделки кромок или же
с поверхности металла уже выполненного шва.
Для предупреждения образования дефектов между слоями
перед выполнением каждого последующего слоя поверхность пре-
210
дыдущего слоя очищают от шлака и брызг.
Места начала и окончания сварки каждого слоя (т. е. "замки"
шва) располагаются для труб диаметром 426 мм и более не ближе
100 мм от "замков" предыдущего слоя шва, для труб диаметром ме-
нее 426 мм — не ближе 50 мм.
Подварка изнутри для труб диаметром 1020 мм и более осуще-
ствляется электродами с покрытием основного вида. На подвароч-
ном шве не должно быть грубой чешуйчатости, и сваривают его без
западаний и выступов. Подварку изнутри выполняют преимуще-
ственно электродами диаметром 3,0 — 3,25 мм.
Облицовочный слой варят без западаний (углубление) между
валиками и без образования грубой чешуйчатости. Допускамый
максимальный размер указанных дефектов в зависимости от тол-
щины стенки трубы следующий:
для труб с толщиной стенки:
до 10 мм— 1,0 мм;
от 10 мм до 20 мм —1,5 мм;
свыше 20 мм —2,0 мм.
После сварки облицовочного слоя поверхность шва и примыка-
ющего к нему участка трубы необходимо:
очистить от брызг;
зашлифовать участки:
шва с грубой чешуйчатостью, превышающей вышеприведен-
ные нормы;
грубого межваликового рельефа, превышающего вышеприве-
денные требования;
резких переходов от металла шва к основному металлу.
1.4.3.3. Сварка захлестов
Сварку захлестанных стыков при ликвидации технологических
разрывов проводят в следующих условиях [24]:
оба конца стыкуемых участков трубопровода свободны (не за-
сыпаны землей) и имеют свободное перемещение в вертикальной
и горизонтальной плоскостях;
конец одного из стыкуемых участков трубопровода имеет сво-
бодное перемещение в вертикальной и горизонтальной плоскостях,
а конец 2-го защемлен (подходит к крановому узлу, соединен
с патрубком запорной арматуры, засыпан землей и др.);
оба концевых участка соединяемых плетей трубопровода за-
щемлены (соединены с патрубками запорной арматуры и пр.).
В первых двух случаях замыкание трубопровода осуществля-
ется сваркой одного кольцевого захле сточного стыка или вваркой
катушки с выполнением двух кольцевых стыков.
211
В третьем случае ликвидацию технологического разрыва произ-
водят путем вварки катушки с выполнением двух кольцевых стыков.
Для удобного монтажа захлеста оставляют незасыпанными
концы стыкуемых участков трубопровода на расстоянии 20 — 60 м
в обе стороны от места сварки захлесточного стыка (в зависимости
от диаметра).
Подготовку труб к сборке захлесточного стыка выполняют
в следующей последовательности:
1. Торец одного из стыкуемых участков трубопровода подготав-
ливают под сварку и укладывают на опоры высотой 50 — 60 см
по оси трубопровода. На торце без закрепления устанавливают
наружный центратор;
2. Конец второго стыкуемого трубопровода вывешивают рядом
с первым и производят разметку места реза с помощью шаблона для
обеспечения перпендикулярности плоскости реза оси трубопровода;
3. Производят ручную или механизированную газовую резку
размеченного участка и последующую обработку торца механизи-
рованным абразивным инструментом (рис. 1.58);
4. Производят сборку стыка с помощью наружного центратора.
В процессе сборки совмещение осей стыкуемых участков трубо-
провода производят краном-трубоукладчиком, при этом высота
подъема обрезанного участка не должна превышать 1,5 м на рассто-
янии 50 — 60 м от торца;
Рис. 1.58. Газовая резка захлеста
212
5. В процессе сборки устанавливают зазор в стыке, регламенти-
рованный технологической картой. Для фиксации сборочного зазо-
ра допускается установка прихваток;
6. Для повышения качества сборки следует собирать стык
с зазором, на 0,5— 1 мм меньше рекомендуемого технологической
картой, с последующим сквозным калиброванным пропилом зазо-
ра абразивным крутом толщиной 2,5 —3,0 мм;
7. В случае необходимости в процессе сборки допускаются пе-
ремещения в горизонтальной и вертикальной плоскостях торцами
обоих стыкуемых трубопроводов.
Подготовку труб к сборке при вварке катушки выполняют
в следующей последовательности:
1. Соединяемые концы труб обрезают и подготавливают под
сварку;
2. Катушку требуемой длины изготавливают из трубы такой же
толщины, диаметра и марки стали, что и соединяемые трубы;
3. Пристыковывают катушку к трубопроводу и проводят сбор-
ку одного стыка с применением наружного центратора;
4. После сварки стыка осуществляют сборку второго (захле-
сточного) стыка с помощью наружного центратора;
5. Длина ввариваемой катушки должна быть не менее 250 мм.
Рис. 1.59. Потолочная сварка стыков ручной электродуговой сваркой
213
В процессе сварки захлесточного стыка запрещается производить
изменения параметров монтажной схемы, зафиксированной
к моменту завершения сборки. Опуск приподнятого для монтажа уча-
стка (участков) трубопровода производят только после окончания
сварки стыка. Не рекомендуется расположение захлесточного стыка
на участках изменения категории трубопровода, сопровождающегося
изменением толщины стенки труб. Сварку захлесточных стыков на
трубах диаметром 426 мм и выше выполняют не менее двух сварщи-
ков. Потолочная сварка стыков представлена на рис 1.59.
1.4.3.4. Сборка трубопроводов
механическими соединениями
Типы клеевых соединений трубопроводов
Одним из направлений повышения эксплуатационной на-
дежности и эффективности трубопроводов является применение
труб в коррозионностойком исполнении (из высокопрочного чугу-
на, стальных с внутренними покрытиями и из полимерных матери-
алов). При монтаже таких труб, а также труб из разнородных мате-
риалов, когда монтаж их традиционными методами, в частности
с помощью сварки, затруднен или невозможен, успешно использу-
ют клеевые соединения. В настоящее время в нашей стране и за ру-
бежом эксплуатируется целый ряд трубопроводов из стальных,
чугунных, поливинилхлоридных и стеклопластиковых труб, мон-
таж которых осуществлен с помощью полимерных клеев [6]. Исто-
рия сборки трубопроводов с применением различных клеевых со-
единений насчитывает более 100 лет.
Склеивание — один из эффективных методов соединения
металлов и других конструкционных материалов, оно имеет ряд
ценных технологических преимуществ перед другими способами
соединения и позволяет создавать принципиально новые инженер-
ные конструкции. В ряде случаев только склеиванием можно обес-
печить требуемую прочность соединения.
Применение клеевых композиций позволяет:
соединять металлы и другие конструкционные материалы без
дополнительного нагрева, что особенно важно при ремонтных ра-
ботах на газонефтепроводах;
достигать высокой герметичности и надежности соединения;
упростить технологию сборки труб;
осуществлять ремонт без привлечения специального оборудо-
вания силами наличного обслуживающего персонала;
обеспечивать высокую производительность работ.
В отечественной практике используют полимерные клеи для
соединения труб санитарно-технических трубопроводных систем
214
различного назначения, а также при сооружении городской сети
газопроводов, воздуховодов и систем отопления. Применяемая
в этих случаях технология соединения труб предусматривает их мон-
таж в основном с помощью накладных гладких муфт.
Способ соединения труб при склеивании (рис. 1.60) выбирают
с учетом диаметра трубопровода, конструктивного исполнения кон-
цов труб и условий монтажа. Почти все существующие способы
клеевого соединения труб обеспечивают безаварийную эксплуата-
цию сооружения при давлении в трубопроводе не более 1,0 — 1,5 МПа,
за исключением соединения на "ус", при котором концентрации
напряжений по длине соединения отсутствуют, так как жесткость
Рис. 1.60. Типы клеевых соединений труб:
а—соединение на "ус"; б—бандажное;в—раструбное;г—на "ус" с бандажом;
д—муфтовое цилиндрическое; е—муфтовое конусное; ж—муфтовое со сто-
порными клиньями; а, б, в, г— без соединительныхдеталей; д, е, ж— с соедини-
тельными деталями; 1 — концы соединяемых труб; 2 — клеевой слой; 3 — бан-
даж; 4 — раструб; 5 — муфта; 6 — клин; 7 — уплотнительное кольцо
215
соединяемых концов труб и самого соединения одинакова. К при-
меру, стеклопластиковые трубы диаметром 76 мм с толщиной стен-
ки 1,5 мм, соединенные по этому способу, можно эксплуатировать
при давлении до 14 МПа.
Для создания достаточно прочных и герметичных клеевых со-
единений труб необходимо, чтобы зазор между склеиваемыми по-
верхностями был минимальным. Максимальная прочность склеен-
ных труб обеспечивается при толщине клеевого слоя 0,05 — 0,10 мм.
Очевидно, максимальную прочность клеевых соединений труб
можно получить при еще меньшей толщине клеевой пленки при ус-
ловии, что она не будет повреждена в процессе сборки.
Склеивание протекает более эффективно при использовании
дополнительных физических эффектов: гидромеханического воз-
действия клея на склеиваемые поверхности; пластического дефор-
мирования металла муфт или концов труб перед отвердением клея;
температурных деформаций соединения в радиальном направле-
нии и т. д. (рис. 1.61).
Гидромеханическое воздействие клея на склеиваемые поверх-
ности обеспечивают конусообразная форма соединяемых концов
труб (рис. 1.61а) и принудительное нагнетание клея в кольцевой за-
зор между муфтой и концами труб (рис. 1.61г).
Практический интерес представляют клеевые соединения
стальных, алюминиевых и медных трубопроводов, созданные
в США фирмой Amlech Со (рис. 1.616). Монтаж этих соединений
осуществляют с использованием передвижной установки, осна-
щенной гидравлическим прессом, с помощью которого на одном
конце трубы продавливается канавка, а на другом — формируется
раструб. Так как внутренний диаметр раструба имеет несколько
меньший размер, чем вводимый с помощью того же гидропресса
гладкий конец трубы с нанесенным клеем, происходят деформация
канавки и плотное прилегание склеиваемых поверхностей. По дан-
ным фирмы, производительность такой установки составляет один
стык в минуту для труб диаметром 200 мм.
Опытно-промышленное склеивание стальных труб проведено
в ГДР при монтаже водопроводов с давлением 0,5 МПа. Этим рабо-
там предшествовали исследования нескольких вариантов конст-
рукций клеевых соединений труб. Интерес представляет конструк-
ция соединения с пружинным разрезным кольцом, которое посред-
ством инструмента заклинивается в муфте (рис. 1.61в) [6].
Широко применяются клеевые соединения стальных труб бан-
дажного типа (рис. 1.61ж). Их получают методом многослойной на-
мотки на концы стыкуемых труб лент из конструкционной стекло-
ткани, пропитанной клеевым составом. После отвердения клея
на месте стыка образуется стеклопластиковый бандаж. При такой
216
Рис. 1.61. Конструктивные решения в технике склеивания трубопроводов
с использованием физических эффектов:
а — конусное соединение; б — соединение фирмы Amlech Со (США);
б— соединение с коническим разрезным кольцом (ГДР); г — соединение
с принудительным нагнетанием клея; д — соединение по методу TS (Япо-
ния); е—соединение чугунных раструбных труб с герметизирующим уплот-
няющим манжетом; ж — соединение труб бандажного типа; 1, 2 — концы
соединяемых труб; 3 — клеевой слой; 4 — муфта; 5—разрезное кольцо; 6 —
нагнетательное устройство; 7 — камера для нагнетания клея; 8 — уплотне-
ния; 9 — игла-ниппель; 10 — шприц-инъектор; 11 — бандаж из конструкци-
онной стеклоткани
217
технологии обеспечивается независимость от допускаемых откло-
нений размеров труб. Минимальная толщина клеевого слоя в этих
соединениях достигается за счет усилия натяжения ленты при ее
намотке. Разработанная технология опробована при монтаже
стальных труб систем водоснабжения и оцинкованных воздухо-
водов. Однако такое соединение рекомендовано лишь при давле-
ниях в трубопроводе не более 1,0 МПа.
В Японии специалисты фирмы "Сэкисуй кэмикап компани"
при монтаже систем канализации трубы из полимерных материа-
лов склеивают методом TS, основанным на получении беззазорных
соединений труб с помощью фасонных частей (рис.1.61<7). Конус-
ность раструбов такова, что даже при минимальном допуске на тру-
бу и на фасонную часть раструба обеспечивается длина нахлестки,
достаточная для получения прочного соединения.
Разработан способ соединения чугунных труб диаметром
1000— 1200 мм без какого-либо конструктивного изменения концов
соединяемых труб (рис. 1.61е) с учетом рабочего давления до 4 МПа.
На наружной поверхности цилиндрического конца трубы установ-
лены две резиновые манжеты, кольцевая полость между которыми
с помощью шприца-инъектора, расположенного в нижней час-
ти раструба, заполнена герметизирующим клеевым составом.
Инъецирование продолжается до заполнения всей полости клеем,
выхода воздуха и появления клея в ниппеле.
Основными операциями технологического процесса склеи-
вания труб, от которых, в первую очередь, зависят прочность
и долговечность клеевых соединений в условиях эксплуатации,
являются:
подготовка склеиваемых поверхностей концов труб;
приготовление клеевого состава и его нанесение;
соединение склеиваемых поверхностей и отвердение клеевого слоя.
Технология приготовления полимерных клеев заключается
в последовательном введении в основу клея отдельных компонен-
тов. Если в состав клея входит пластификатор, то процесс приготов-
ления клея начинается именно с введения пластификатора. Причем
смесь с пластификатором можно хранить довольно длительный
срок. Отвердитель следует вводить в последнюю очередь, непо-
средственно перед употреблением клея. Это связано с тем, что
"жизнеспособность" наиболее широко применяемых в трубопро-
водном транспорте эпоксидных клеев обычно не превышает полу-
тора-двух часов.
После введения в клеевой состав необходимых компонентов смесь
тщательно перемешивают. Чтобы не взвешивать клеевой состав в поле-
вых условиях, приготовленный компаунд и отвердитель поставляют
в отдельной таре в заранее приготовленных объемных соотношениях.
218
После приготовления клеевой состав наносят на подготовлен-
ные к склеиванию поверхности трубы и муфты или на внутреннюю
поверхность раструба, если склеиваются раструбные соединения.
Для нанесения клеев используют шпатели, кисти, валики и различ-
ного рода механизированные приспособления, воздушное и без-
воздушное распыление, электростатическое нанесение, шприцы
и др. В закрытые зазоры клей вводят под давлением.
Для прогрева клеевых соединений труб в полевых условиях
обычно используются газовые горелки, а также можно использо-
вать паровые или электрические нагреватели. Более перспектив-
ным является отвердение склеенных стыков токами высокой часто-
ты (ТВЧ). В этом случае длительность процесса отвердения клеево-
го слоя сокращается до 40 —60 с, что значительно ускоряет процесс
сборки труб.
Сборка трубопроводов механическими соединениями фирмы
"BUTLER TECH"
Система сборки механического соединения "Шуер-Лок" фир-
мы “BUTLER TECH" является уникальным запатентованным про-
цессом соединения металлических труб (рис. 1.62). Общий процесс
Рис. 1.62. Общий вид установки для механического соединения
труб фирмы "BUTLER TECH”
219
состоит из формирования раструба на одном конце трубы, конуса —
на другом и механической запрессовки конусной части в раструб-
ную. Перед соединением на концы труб наносят эпоксидную смо-
лу. Смола не связана с крепостью соединения, а служит смазкой во
время соединения и запрессовки и является вторичным уплотните-
лем, предотвращающим утечки и создающим коррозионноустой-
чивую среду. В результате данного процесса создается надежное,
равнопрочное сварному соединение труб при высокой производи-
тельности. Конец трубы в виде раструба и конуса в разрезе, процесс
соединения и завершенное механическое соединение показаны на
рис. 1.63 и 1.64.
Система механического соединения труб, предложенного фир-
мой "BUTLER TECH", является методом, применяющимся в различ-
ных областях:
типы труб для соединения — бесшовные и сварные прямошовные,
с различными типами внутренних, наружных покрытий и без них;
Рис. 1.63. Соединение механического стыка:
а — соединение механического стыка в разрезе; б — механический стык
в разрезе; 1 — раструб; 2 — эпоксидная смола; 3 — конус
220
Рис. 1.64. Процесс запрессовки стыка
материал труб — различные виды стали, алюминий и другие
металлы с надлежащей пластичностью;
марки труб — в соответствии с API и госстандартами РФ;
давление — любое для применяемого типа труб;
транспортируемые продукты — любые для применяемого типа
труб.
Для предотвращения коррозии и разрушения внутренней поверх-
ности труб широко применяются трубы с внутренним покрытием.
Основным недостатком строительства трубопроводов из труб
с внутренним покрытием всегда является отсутствие качественных
и экономичных способов стыковки. При сварке повреждается
покрытие в зоне, подвергающейся температурному воздействию.
Существующие методы использования защитных втулок (см. раз-
дел 1.2.4.2) являются дорогостоящими и значительно снижают ско-
рость строительства. Применение системы механического соеди-
нения фирмы "BUTLER TECH" для труб с внутренним покрытием
приводит к увеличению производительности строительства при-
мерно в 2 раза.
Система механического соединения может также применяться
и для строительства трубопроводов с наружным покрытием.
•221
Состав оборудования системы механического соединения
"BUTLER TECH"
Система состоит из сборочного агрегата, двух станков по под-
готовке концов труб и трех силовых установок. Силовые установки
соединяются со сборочным агрегатом и станками по подготовке
концов труб гибкими шлангами. В стационарных цехах обычно
станки для подготовки концов труб устанавливаются на регулируе-
мые основания. Сборочный агрегат при работе в полевых условиях
получает электроэнергию от дизельного генератора.
Основные компоненты сборочного агрегата (рис. 1.65), шт:
1) цилиндр захвата стыкуемых труб — 4;
2) комплект зажимов из трех частей, который
приводится в действие цилиндрами захвата — 2;
3) силовой цилиндр для запрессовки труб — 2;
4) подъемный цилиндр для продвижения трубы
через агрегат (рис. 1.66) — 2;
Рис. 1.65. Сборочный агрегат “BUTLER TECH":
1 — транспортная рама; 2 — захваты; 3 — цилиндры захвата; 4 — блок
подъемного цилиндра; 5 — опорная рама
222
Рис. 1.66. Блок подъемного цилиндра (в сборе):
1 — направляющая труба; 2 — направляющий ролик; 3 — вал подъемного
ролика; 4—подъемный ролик; 5—подъемный цилиндр; 6—шток цилиндра;
1 — подшипник вала подъемного ролика
5) контрольные приборы системы;
6) рама агрегата для его транспортировки при
работе в трассовых условиях.
Основное оборудование силовой установки (рис. 1.67):
1) дизельный двигатель и электрогенератор (или электродвига-
тель при наличии электропитания);
2) приборы контроля работы двигателя;
3) гидравлический насос с приводом от двигателя;
4) бак с рабочей жидкостью;
5) бак для дизельного топлива (отсутствует у электродвигателя);
6) приборы контроля и регулировки гидравлической системы;
7) дизельный обогреватель;
8) подогреваемый топливный фильтр обогревателя;
9) тэны для обогрева рабочих жидкостей агрегата;
10) миксер для перемешивания компонентов эпоксидной смолы.
Рабочая жидкость от гидравлического насоса маслостанции
по гибким шлангам под высоким давлением подается к сборочному
агрегату.
Сборка труб в трассовых условиях
При подготовке к сборке в трассовых условиях производят рас-
чет необходимого количества труб с несформированными концами
с одной стороны трубы. Данные трубы устанавливают первыми
и последними в точках врезки. Также соединение таких труб с фи-
тингами (отводы, тройники и т. п.) производят сваркой. При ис-
пользовании труб с внутренним изоляционным покрытием необхо-
223
Рис. 1.67. Система сборки
механических соединений "BUTLER TECH" в рабочем режиме:
1 — дизельная силовая установка; 2 — сборочный агрегат; 3 — блок подъем-
ного цилиндра сборочного агрегата
димо применение специальных изолированных втулок для защиты
зоны сварного шва от коррозии (см. раздел 1.2.4.2)
В трассовых условиях возможны два варианта сборки труб —
стационарный с буксировкой собранной нитки трубопровода и мо-
бильный с переездом установки от соединения к соединению.
Стационарный способ применяется при строительстве
небольших участков длиной до 1 км или при прокладке трубопрово-
да по болотистой местности.
При использовании этого метода строительства оборудование
устанавливается стационарно, а трубы подаются к сборочному аг-
регату. По мере соединения трубоукладчик протягивает нитку тру-
бопровода в заданном направлении. Максимальная длина нитки
трубопровода, подлежащая буксировке, представлена в табл. 1.36.
224
Таблица 1.36
Допускамая длина нитки трубопровода при буксировке
Диаметр трубы, Максимальная длина
ММ нитки трубопровода, м
219 600
273 500
325 400
Сборка и буксировка труб в нескольких направлениях приме-
няется при строительстве участков трубопровода общей протяжен-
ностью до 800— 1200 м.
Выбор места установки сборочного агрегата производят
с учетом возможности буксировки собранной нитки трубопровода
в прямом и обратном направлениях (рис. 1.68).
Рассмотрим последовательность сборки стыка (рис. 1.69).
На подъемные ролики сборочного агрегата укладывают две тру-
бы, конусной частью одной трубы к раструбной части другой.
Трубы предварительно очищают от снега, льда, грязи и насухо
вытирают (при необходимости производят сушку пропановой го-
релкой, но до температуры не выше 20 °C). Затем на конусную
часть трубы по шаблону наносят мелом отметку глубины запрес-
совки.
Эпоксидную смолу наносят по всей окружности на кромку
конусной части трубы шириной не менее 45 мм и толщиной 2 мм
(рис. 1.70). На внутреннюю часть раструба эпоксидную смолу нано-
сят на расстоянии 50 мм от внутреннего покрытия, на кромку
раструба — шириной не менее 45 мм и толщиной не менее 2 мм
(рис. 1.71).
Рис, 1.68. Пример установки сборочного агрегата
при строительстве трубопровода диаметром 325 мм протяженностью 700 м:
1 — точка врезки; 2 — сборочный агрегат
15 3-185
225
2
Рис. 1.69. Схема способа сборки и буксировки нитки трубопровода
в одном направлении:
1 —трубоукладчик для буксировки труб; 2—силовая установка па трейлере;
3 — площадка оператора; 4 — подвижная каретка; 5 — раструб 6 — конус,
7 — стеллаж труб; 8 — сборочный агрегат; 9 — собранная нитка трубопровода
После нанесения эпоксидной смолы заводят конусную часть
трубы в раструбную так, чтобы не повредить антикоррозионное
покрытие, затем трубы подаются в каретки сборочного агрегата
таким образом, чтобы произвести захват труб за меловой отмет-
кой конусной части. Затем конусной частью раструба, выдержи-
вая соосность, производят запрессовку труб до меловой отметки,
при этом раструбная часть остается неподвижной (рис. 1.72
1.73)
После завершения сборки нитки трубопровода в одном направ-
лении производят разворот сборочного агрегата подвижной карет-
кой в противоположном направлении. При этом необходимо учи-
тывать, что после разворота сборочного агрегата на месте в по-
движную каретку укладывают раструб, который запрессовывают
на неподвижный конус.
По окончании сборки второй нитки трубопровода производят
стыковку двух ниток между собой.
226
1
2
Эпоксидную смолу шири-
ной не менее 45 мм наносят
на внутреннюю поверхность
края трубы и в зоне глубины
запрессовки
Рис. 1.70. Схема нанесения эпоксидной смолы:
1 — меловая отметка; 2 — лекало определяет место меловой отметки; 3 —
конец трубы, очищенный от грязи и влаги
Рис. 1.71. Нанесение эпоксидной смолы:
о—на конусную часть трубы; б— на внутреннюю часть раструба; 1 — отмет-
ка глубины запрессовки 2 — эпоксидная смола
227
1
2
3
Направление движения
левой каретки
Правая каретка уста-
новлена стационарно
Рис. 1.72. Схема сборки стыка
1 — конус; 2 — отметка глубины запрессовки; 3 — раструб; 4 — захват сбо-
рочного агрегата
Рис. 1.73. Сборка стыка
228
Мобильный способ сборки с переездом сборочного агрегата
от соединения к соединению ведется вдоль места прокладки трубо-
провода, где предварительно разложены трубы, при этом ведущий
трубоукладчик подает трубы в сборочный агрегат, подвешенный
на ведомом трубоукладчике (рис. 1.74).
Рис. 1.74. Мобильный способ сборки от соединения к соединению:
1 — ведущий трубоукладчик; 2—ведомый трубоукладчик; 3 — силовая уста-
новка на трейлере; 4—собранная ниткатрубопровода; 5—сборочный агре-
гат; 6 — труба, подлежащая соединению
Трассу подготавливают таким образом, чтобы трубоукладчик,
двигаясь вдоль нее, мог буксировать трейлер с силовым агрегатом.
Во избежание опрокидывания техники необходима соответствую-
щая предварительная подготовка трассы. Также при подвешивании
сборочного агрегата на стрелу площадка оператора должна нахо-
диться на противоположной стороне от трубоукладчика. Трубы
следует раскладывать так, чтобы конусные концы были обращены
к раструбным (рис. 1.75). Трубы укладывают раструбными концами
в направлении сборки так, чтобы величина захлеста концов труб
составляла примерно 1,5 диаметра трубы.
Процесс сборки труб в нитку происходит таким же образом,
как и при стационарном, способе сборки.
При сборке труб с наружным защитным покрытием концы
труб остаются не заизолированными на глубину, необходимую для
обеспечения надежного захвата по телу трубы (рис. 1.76).
Необходимо учитывать особенности работы при отрица-
тельной температуре воздуха. При температуре окружающего
воздуха ниже О °C, перед началом работ на сборочном агрегате
необходимо проверить нормальную работу подвижной и непо-
движной кареток. Работа по сборке труб в полевых условиях
229
Раструб
Конус
Раструб
Конус
1,5 Д| "-]
Раструб Конус
<------------------------ Направление сборки
-*------------------------- Направление потока жидкости
Рис. 1.75. Раскладка труб по направлению сборки
Зона свободная от покрытия
Рис. 1.76. Запрессовка труб с наружным защитным покрытием:
1 — захваты сборочного агрегата; 2 — изоляционное покрытие
на оборудовании фирмы ‘‘BUTLER TECH" осуществляется при
температуре не ниже минус 32 °C.
Существуют два основных требования:
а) к основному металлу сварной трубы. Участок трубы, пред-
назначенный для механического соединения, должен быть подо-
грет до температуры 20...30 °C во избежание повреждения трубы;
б) к применению эпоксидной смолы "BUTLER TECH". Во время
строительства при температурах от ниже 10 до минус 30 °C необхо-
230
димо применять только зимнюю композицию. При температуре ок-
ружающего воздуха выше 10 °C применяется летняя композиция
эпоксидной смолы "BUTLER TECH".
При температуре 17 °C или ниже рекомендуется предваритель-
но нагревать концы труб с помощью пропановой горелки с распро-
страняющей головкой (рис. 1.77, 1.78) или портативной высокотем-
пературной воздуходувкой. Температура нагревания должна быть
такой, чтобы поверхность трубы была едва теплой на ощупь,
т. е. в пределах 20...30 °C.
При холодных температурах рекомендуется применение подо-
грева компонентов смолы, состоящей из двух частей, которые хра-
нятся в разных контейнерах и подаются по гибким шлангам в пис-
толет миксера. Эпоксидная смесь при нанесении на трубу должна
иметь температуру не ниже 10 и не выше 30 °C. Нанесение теплой
смолы на предварительно прогретую трубу способствует быстрому
процессу застывания.
Пропорции при смешивании смолы и отвердителя — 1:1. Рас-
ход эпоксидной смолы для применяемых типоразмеров труб приве-
ден в табл. 1.37.
Чем дольше сохраняется тепло в зоне соединения, тем быстрее
застывает эпоксидная смола. Для поддержания тепла в собранном
стыке могут применяться термоизоляционные пояса (рис. 1.79).
Система сборки труб фирмы "BUTLER TECH" обеспечивает
соединение, равнопрочное сварному.
Подготовительные, земляные, погрузочно-разгрузочные, изо-
ляционно-укладочные работы на трассе трубопровода производят
в соответствии с требованиями РД 39-132 — 94, СП 34-116 — 97 и других
нормативно-технических документов [30, 171, 200].
Рис. 1.77. Процесс прогрева концов труб:
1 — раструб; 2 — конус; 3 — наружное покрытие; 4 — пропановая горелка
231
Рис. 1.78. Подогрев торца трубы пропановой горелкой
Предварительное испытание механических соединений на раз-
рыв и изгиб производят в стационарных условиях.
Пневмо- или гидроиспытания построенных участков трубопро-
водов производят в соответствии с действующими в России норма-
тивно-техническими документами (см. раздел Испытания).
Контроль качества строительства трубопровода и приемка ра-
бот осуществляется в соответствии с ВСН 012-88 "Строительство
Таблица 1.37
Расход эпоксидной смолы
№ п/п Номинальный диаметр труб, мм Расход смолы на 1 км трубопровода, л
1 219 6,8
2 273 8,0
3 325 9,5
232
Рис. 1.79. Установка термоизоляционного пояса:
1 — раструб; 2 — конус; 3 — наружное покрытие; 4 — термоизоляционный
пояс
магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества
и приемка работ" [41]. Конечно же, специалистам в ближайшие годы
хотелось бы узнать статистику по эксплуатации и аварийности тру-
бопроводов, собранных по рассмотренной технологии.
1.4.4. Земляные работы
Параметры земляных сооружений, применяемых
при строительстве промысловых трубопроводов (ширина, глубина
и откосы траншеи, сечение насыпи и крутизна ее откосов и др.),
устанавливают в зависимости от диаметра прокладываемого трубо-
провода, способа его закрепления, рельефа местности, грунтовых
условий и определяются проектом. Размеры траншеи (глубина, ши-
рина по дну, откосы) устанавливают в зависимости от назначения
и диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологи-
ческих и других условий.
При откосе траншей 1 : 0,5 и круче минимальную ширину тран-
шеи принимают:
для трубопроводов диаметром до 0,7 м — (D + 0,3 м), но не ме-
нее 0,7 м; диаметром свыше 0,7 м — (1,50);
при разработке траншеи траншеекопателями (многоковшовы-
ми) для трубопроводов диаметром до 219 м — (D + 0,2 м);
при укладке отдельными трубами для диаметров до 0,5 м —
(0 +0,5 м); от 0,5 до 1,4 м (включительно) — (О +0,8 м).
При откосах положе 1 : 0,5 минимальную ширину траншеи при-
нимают D + 0,5 м для укладки отдельными трубами и D + 0,3 м —
для укладки плетями [41, 198, 200, 207].
233
Перед разработкой траншеи воспроизводят разбивку ее оси,
а на вертикальных кривых — разбивку глубины через каждые 2 м
геодезическим инструментом.
Глубину траншеи устанавливают из условий предохранения
трубопровода от механических повреждений при переезде через него
автотранспорта, строительных и сельскохозяйственных машин.
Крутизну откосов траншеи под трубопровод и котлованов
под трубопроводную арматуру устанавливают в соответствии
со СНиП 3.02.01 — 87 [197], для грунтов естественной влажности —
по табл. 1.38, а для грунтов, разрабатываемых на болотах, —- соглас-
но табл. 1.39.
Методы разработки грунтов определяют в зависимости от па-
раметров земляного сооружения и объемов работ, геотехнических
характеристик грунтов, классификации грунтов по трудности раз-
работки, местных условий строительства, наличия землеройных
машин в строительных организациях.
Дно траншеи под укладку трубопровода тщательно планируют,
убирают твердые комья земли, камни, ветки деревьев, лед и прочие
предметы, в скальных и каменистых грунтах необходима подсыпка
из мягкого грунта.
Таблица 1.38
Наибольшая допускаемая крутизна откосов траншей и котлованов
в грунтах естественной влажности
Грунты Отношение высоты откосов к его заложению при глубине выемки, м
1,5 3 5
Насыпные: песчаные и гравелистые 1:0,67 1:1 1:0,25
влажные (ненасыщенные) 1:0,5 1 : 1 1 :1
Глинистые: супесь 1:0,25 1 : 0,67 1 :0,85
суглинок 1:0 1 :0,5 1 :0,75
глина 1:0 1 :0,25 1 :0,5
лессовый сухой 1:0 1 :0,5 1 :0,5
Моренные: песчаные и супесчаные 1:0,25 1 :0,57 1 :0,75
суглинистые 1:0,2 1 :0,5 1 :0,65
Скальные: на равнине 0,2 0,2 0,2
в горах по проекту по проекту по проекту
234
Таблица 1.39
Допускамая крутизна откосов траншей на болотах
Торф Крутизна откосов траншей, разрабатываемых на болотах типа
I II III (сильно обводненные)
Слабо разложившийся 1:0,75 1 : 1 —
Хорошо разложившийся 1:1 1:1,25 По проекту
Для разработки траншеи в нормальных условиях применяют
в основном одноковшовые универсальные и (или) роторные экска-
ваторы (рис. 1.80 и 1.81). Для разработки широких траншей с отко-
сами (в сильно обводненных, сыпучих, неустойчивых грунтах)
на сооружении трубопроводов используются одноковшовые экска-
Рис. 1.80. Разработка траншеи одноковшовым экскаватором в горах
235
Рис. 1.81. Разработка траншеи роторным экскаватором
ваторы, оборудованные драглайном. На участках со спокойным ре-
льефом местности, на отлогих возвышенностях, на мягких под-
ножьях и на мягких затяжных склонах гор работы выполняются ро-
торными траншейными экскаваторами.
В илистых и плывунных грунтах, не обеспечивающих сохране-
ние откосов, траншеи разрабатывают с креплением и водоотливом.
Виды крепления и мероприятия по водоотливу для конкретных ус-
ловий должны устанавливаться проектом.
Разработку траншей на болотах осуществляют по следующим
схемам ведения землеройных работ в зависимости от типа болота,
способа прокладки, времени строительства и используемой техники:
с предварительным выторфовыванием;
с применением специальной техники, щитов или еланей, снижа-
ющих удельное давление на поверхность грунта;
236
в зимнее время;
взрывом.
При глубине торфяного слоя до 1 м с подстилающим основани-
ем, имеющим высокую несущую способность, используется разра-
ботка траншей с предварительным выторфовыванием. Предвари-
тельное удаление торфа до минерального грунта осуществляется
бульдозером или экскаватором. От ширины образуемой при этом
выемки зависит нормальная работа экскаватора, перемещающегося
по поверхности минерального грунта и разрабатывающего траншею
на полную глубину. Траншея устраивается глубиной на 0,15 — 0,2 м
ниже проектной отметки с учетом возможного оплывания откосов
траншеи в период от момента разработки до укладки трубопровода.
При использовании экскаватора для выторфовывания протяжен-
ность создаваемого фронта работ должна составлять 40 — 50 м.
Для разработки траншей на слабых грунтах используются бо-
лотные экскаваторы, оборудованные обратной лопатой или драг-
лайном. Разработку траншеи также можно осуществлять экскава-
тором, расположенным на пеносанях, которые перемещаются по
болоту с помощью лебедки, установленной на плотном минераль-
ном грунте.
Разработка траншей в летнее время должна опережать изоля-
цию трубопровода, если она выполняется полевым способом. Вре-
мя опережения зависит от характеристики грунтов и не должно
превышать 3 — 5 дней.
Болота, глубокие и большой протяженности с низкой несущей
способностью торфяного покрова, разрабатывают зимой, а мелкие
небольшие болота и заболоченные участки — в летний сезон.
В зимний период в результате промерзания грунта на полную
[проектную) глубину разработки траншеи значительно увеличива-
ется несущая способность грунта, что позволяет использовать
обычную землеройную технику (роторные и одноковшовые экска-
ваторы) без применения еланей. На участках с глубоким промерза-
нием торфа работы выполняют комбинированным способом: раз-
рыхление мерзлого слоя с использованием бульдозера-рыхлителя
или буровзрывным методом; разработку грунта до проектной от-
метки — одноковшовым экскаватором.
В случае проведения земляных работ в условиях вечной мерз-
лоты, с глубиной промерзания на 0,4 м и более, в зимний период
предусматриваются мероприятия по предохранению грунта от про-
мерзания (рыхление поверхностного слоя, устройство снежного
валика, утепление древесными остатками и др.). Для сокращения
продолжительности оттаивания мерзлого грунта в теплое время
необходимо к периоду установления положительных температур
удалить снег с полосы будущей траншеи.
237
Для разработки траншей трубопроводов диаметром до 100 мм
в мерзлых грунтах применяют фрезерные экскаваторы с глубиной
копания 1,3 м. Ширина траншей, разрабатываемых этими экскава-
торами, может быть увеличена до 400 мм изменением расстановки
зубьев на фрезе.
Траншеи большей ширины в мерзлых грунтах разрабатывают
с использованием роторных экскаваторов с глубиной копания
до 2,5 м и шириной рабочего органа 1,2 м.
В немерзлых, частично мерзлых грунтах (рис. 1.82) и в грунтах
с включениями валунов траншеи целесообразно разрабатывать од-
ноковшовыми экскаваторами с ковшом вместимостью 0,5 — 1,0 м3,
а также экскаватором со сменным узким ковшом.
С целью разработки мерзлых грунтов используются рыхлители
на базе одноковшовых экскаваторов со сменным оборудованием,
бульдозеры-рыхлители, фрезерные экскаваторы для нарезания ще-
лей и последующей разработки оставшегося целика. При этом
Рис. 1.82. Разработка траншеи в частично мерзлых грунтах
одноковшовым экскаватором
238
Рис. 1.83. Разработка скального грунта бульдозером-рыхлителем
предполагается предварительная засыпка щелей для обеспечения
прохождения землеройных машин.
При осуществлении земляных работ по устройству траншеи
в скальных грунтах (рис. 1.83) с ее полосы снимают вскрышной
слой рыхлого грунта на всю глубину до обнажения скального грун-
та при толщине вскрышного слоя до 0,5 м. При меньшей толщине
вскрышного слоя его можно не удалять.
Снятый вскрышной грунт укладывают на берме траншеи и ис-
пользуют при необходимости для подсыпки и присыпки трубо-
провода.
Разрабатываю т траншеи в скальных грунтах после предвари-
тельного рыхления скального грунта механическим или буровзрыв-
ным способом и грубой его планировки.
1.4.5. Изоляционные работы
Технология изоляционных работ в трассовых условиях (рис. 1.84)
включает:
подготовку изоляционных материалов;
сушку или подогрев изолируемой поверхности;
очистку трубопровода;
239
Рис. 1.84. Нанесение изоляционного покрытия в трассовых условиях
нанесение: грунтовки; изоляционного покрытия; защитного
покрытия;
контроль качества покрытий.
Изоляционные покрытия наносятся, как правило, механизиро-
ванным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляци-
онного слоя и его сплошность.
Научно-производственное предприятие "Август" разработало
устройство ручной намотки изоляционных лент УРН-1 и устрой-
ство для ручной изоляции трубопроводов (рис. 1.85 и 1.86).
Устройство УРН-1 предназначено для намотки изоляционных
полимерных лент на трубопроводы диаметром 159 —1020 мм при изо-
ляции захлестов, стыков, "катушек", а также при ремонте изоляции.
При работе обеспечиваются необходимые натяг, нахлест и ко-
личество слоев изоляционных лент и оберток.
Устройство состоит их двух рамных тележек и комплекта смен-
ных ремней для различных диаметров труб.
Первая тележка предназначена для нанесения пленки, вторая —
для намотки обертки. Возможно использование одной тележки для
намотки как пленки, так и обертки поочередно.
240
Рис. 1.85. Устройство ручной намотки изоляционных лент УРН-1
Рис. 1.86. Устройство для ручной изоляции трубопроводов диметром 57-89 мм
Устройство для ручной изоляции трубопроводов диаметром
57 — 89 мм позволяет быстро и качественно (с соблюдением необхо-
димых параметров) очищать трубопровод, наносить праймер и пле-
ночное покрытие любой конструкции.
Производительность — 100 погонных метров в час.
Устройство легко можно перестроить с диаметра на диаметр
и на различные конструкции изоляции. Приводится в движение
путем вращения устройства вокруг оси трубопровода одним или
двумя изолировщиками.
Ширина рулона — 225 мм.
Очистку наружной поверхности трубопроводов и нанесение
грунтовки осуществляют в зависимости от диаметра трубы соот-
16 3-185
241
ветствующими самоходными очистными машинами типа ОМ (на-
пример, ОМ-113 — для трубопроводов диаметром 89— 168 мм, или
ОМ-521 — для трубопроводов диаметром 325 — 529 мм).
Заводом "Транснефтемаш" разработана очистная машина
ОМ-Э (рис. 1.87). Это унифицированная электроприводная машина
с резцами на гибких связях для удаления всех видов изоляционных
покрытий с трубопроводов диаметров 429— 1220 мм, а также для
очистки наружной поверхности трубопроводов.
Институтом транспортно-энергетических систем Украины
(ИТЭСУ) "Нефтегазстройизоляция" разработаны новые машины
на основе таких методов, как водоструйная (рис. 1.88), пескоструй-
ная (рис. 1.89) и дробеструйная (рис. 1.90) очистка в трассовых ус-
ловиях. Качество очистки этими методами значительно выше по
сравнению с тадиционными механическими методами, т. е. с ис-
пользованием скребков и проволочных щеток.
Заводом "Транснефтемаш" разработана машина грунтовочная
МГ (рис. 1.91). Данная грунтовочная машина применяется для очистки
поверхности трубы от пыли, грязи (очистку проводят щетками)
и праймирования наружной поверхности трубопроводов в составе
Рис. 1.87. Очистная машина ОМ-Э
242
Рис. 1.88. Водоструйная очистка трубопровода (разработка ИТЭСУ —
"Нефтегазстройизоляция", Украина)
Рис. 1.89. Автоматическая установка пескоструйной подготовки
поверхности трубы
243
Рис. 1.90. Внутритраншейный дробеструйный
агрегат ИТЭСУ "Нефтегазстройизоляция"
комплекса машин для изоляции трубопровода — мастичным мате-
риалом. Ниже приведены основные характеристики этих машин.
Основная техническая характеристика грунтовочных машин
МГ-550 МГ-820 МГ-1020
Диаметр изолируемого трубо-
провода, мм...................... 550 720,820 1020, 1220
Габариты, DxL, мм............... 2400 х 1150 2540 х 1420 2540 х 1750
Масса сухая, кг................. 1180 1600 2020
Защитное покрытие наносят в зависимости от диаметров тру-
бопроводов и вида покрытия соответствующими самоходными ма-
шинами (например, ИМ — для битумных покрытий и комбайном
ОПМ — для полимерных ленточных покрытий).
Изоляционная машина МИАБ (рис. 1.92) применяется для нане-
сения пластичного изоляционного материала (типа битумной мас-
тики) методом горячей кольцевой экструзии с одновременным на-
244
Рис. 1.91. Машина грунтовочная МГ-820
несением защитной пленки или обертки. Машина имеет устрой-
ство для поддержания температурного режима с системой элект-
ронного регулирования.
Комплекты очистных и изоляционных машин для строитель-
ства и капитального ремонта газо-, нефтепроводов диаметром
273 — 325 мм; 377 — 530 мм; 720 — 820 мм; 1020— 1220 мм, разработан-
ные научно-производственным предприятием "Август", предназна-
чены для очистки трубопроводов от грязи, пыли, ржавчины, старой
изоляции, нанесения праймера и пленочного изоляционного по-
крытия любой конструкции, а также изоляции типа "Пластобит".
Каждый комплект состоит из двух машин: очистной и изоля-
ционной. Один из видов изоляционных машин представлен
на рис. 1.93.
Привод машин электрический. Машины передвигаются по тру-
бопроводу самостоятельно. Управление осуществляется дистанци-
онно с пульта, вынесенного на телескопическую штангу.
Машины имеют разъемную конструкцию, что позволяет наса-
живать их на трубопровод в любом месте. Средняя производитель-
ность машин — 300 погонных метров в час.
245
Рис. 1.92. Машина изоляционная для нанесения битумно-мастичной
изоляции — МИАБ
Очистные машины
1. Рабочий инструмент для очистки трубопровода от ржавчи-
ны ИОР. Позволяет очищать трубопровод от грязи, ржавчины
и окалины в соответствии с международным стандартом. Крутящий
момент на венце очистной машины благодаря применению данного
инструмента снижен на 40 — 50%, что существенно увеличивает
срок службы машин и уменьшает вибрацию и шумы, вредно влияю-
щие на здоровье обслуживающего персонала.
2. Рабочий инструмент для снятия старой изоляции ИСИ. По-
зволяет очищать трубопроводы от любого вида изоляции (в том чис-
ле от импортной пленочной изоляции усиленного типа), не разру-
шая тело трубы и усиление как продольных, так и поперечных свар-
ных швов.
Изоляционные машины
Машины имеют усиленные приводы хода и намоточного уст-
ройства. Комплектуются тремя шпуледержателями современной
конструкции.
Установлены нижние поджимные ролики, что делает машины
устойчивыми на трубопроводе и увеличивает угол подъема.
Машины комплектуются электрооборудованием взрывобезо-
пасного исполнения.
246
Рис. 1.93. Изоляционная машина
Нанесение изоляционных покрытий на влажную поверхность
труб во время дождя, тумана, снегопада и сильного ветра не разре-
шается.
Подготовку поверхности трубопроводов перед нанесением
противокоррозионных покрытий проводят следующим образом:
1. Поверхность высушивают и очищают от грязи, ржавчины,
неплотно сцепленной с металлом окалины, пыли, земли и наледи,
а также обезжиривают от копоти и масла. При температуре воздуха
ниже 13 °C поверхность трубопровода подогревают до температуры
не ниже 15 °C (но не выше 50 °C).
2. Сушку и подогрев осуществляют с помощью сушильных пе-
чей и установок, обеспечивающих нагрев труб без копоти (при пол-
ном сгорании топлива).
3. Поверхность очищают механическим способом самоход-
ными очистными машинами. Предварительно с помощью шлифма-
шинок с зоны сварных стыков труб, с поверхности трубопровода уда-
ляют брызги металла, шлака, а также острые выступы и заусенцы.
Комплект изоляционных и очистных машин для труб диамет-
ром 108—219 мм
Комплект состоит из двух машин — изоляционной (рис. 1.94)
и очистной. Комплект предназначен для очистки труб 0 108 — 219 мм
от грязи, пыли, ржавчины, а также для нанесения праймера и пле-
ночного изоляционного покрытия.
247
Рис. 1.94. Изоляционная машина
Привод машин электрический, суммарная потребляемая мощ-
ность комплекта — 15 кВт. Машины передвигаются по трубопроводу
самостоятельно. Нанесение изоляции любой конструкции.
Возможна работа в горных условиях.
Производительность — 600 погонных метров в час.
Изоляция труб и трубных секций в заводских или базовых
условиях
При изоляции труб и трубных секций в заводских или базовых
условиях используются современные технологии, материалы и
оборудование для очистки, нагрева и изоляции труб; проводится
пооперационный контроль и контроль качества готовой продук-
ции, что обеспечивает высококачественное нанесение на трубы
различных антикоррозионных покрытий, в том числе таких, кото-
рые невозможно нанести на трубопроводы в трассовых условиях.
Наряду с традиционными битумными, полимерными и комби-
нированными мастично-ленточными покрытиями, применяемыми
при трассовой технологии наружной изоляции труб, в условиях за-
водов и трубоизоляционных баз осуществляют наружную изоляцию
труб современными покрытиями на основе экструдированного поли-
этилена, комбинированных покрытий в соответствии с типами и кон-
струкциями защитных покрытий, приведенными в приложении Б.
Технология наружной изоляции труб в заводских (базовых) ус-
ловиях включает ряд последовательно проводимых операций:
входной контроль труб и изоляционных материалов;
предварительный нагрев и сушку труб;
очистку наружной поверхности труб;
нагрев труб до заданной температуры (при необходимости);
нанесение и сушку адгезионной грунтовки;
нанесение защитного изоляционного покрытия (рис. 1.95);
охлаждение изолированных труб (при необходимости);
248
контроль качества защитного покрытия и при необходимости
исправление брака и ремонт мест повреждений покрытия.
Перед нанесением защитных покрытий на предварительно очи-
щенные и нагретые до заданной температуры трубы наносят слой ад-
гезионной битумной грунтовки или грунтовки собственного изготов-
ления. Расход грунтовки от 60 до 100 г на 1 м2 поверхности труб.
Грунтовку наносят на трубы в специальных закрытых камерах,
оборудованных системой вытяжной вентиляции, а также посред-
ством дозированного полива на поверхность труб с последующим рас-
тиранием брезентовым полотенцем. При нанесении грунтовки на по-
верхность труб не должно оставаться подтеков, сгустков, пропусков.
Рис. 1.95. Нанесение изоляционного покрытия в заводских условиях
249
Для получения качественного покрытия сразу же после нанесе-
ния грунтовки производят сушку огрунтованной поверхности труб
до полного удаления органического растворителя. При этом наибо-
лее эффективно использовать обдув труб воздухом в специальных
вентиляционных камерах.
Нанесение на трубы изоляционных покрытий различного типа
проводят в соответствии с существующими технологическими тре-
бованиями. Важнейшими технологическими параметрами при
этом являются:
скорость и шаг подачи труб по линии;
температура наружной поверхности труб;
расход грунтовки на единицу поверхности;
качество нанесения и степень высыхания грунтовки;
угол намотки и усиление натяжения ленты (при наличии лен-
точных покрытий);
расход полиэтилена, температура по зонам экструдера и экст-
рузионной головки (при нанесении полиэтиленовых покрытий);
температура и расход охлаждающей воды, температура на по-
верхности изолированных труб.
В последнее время наблюдается значительный сдвиг от систе-
мы защиты, представляющей собой однослойный полиэтилен,
к трехслойной полиолефиновой системе. В трехслойной системе
используется тонкий слой эпоксидной смолы как основной защит-
ный слой от коррозии, адгезив для связи внешнего покрытия
с эпоксидным слоем из полиолефинов и полимерное покрытие.
Этот процесс схематически показан на рис. 1.96.
Индукционный
нагрев очищенной
стальной трубы
Очистка концов
стальной трубы
для сварки
Рис. 1.96. Процесс нанесения изоляции по трехслойной
полиолефиновой системе
250
Ремонт изоляционных покрытий
Ремонт изоляционных покрытий проводят в стационарных ус-
ловиях на заводах, трубоизоляционных базах перед отгрузкой изо-
лированных труб, а также в трассовых условиях, после сварки труб
в плеть, перед укладкой трубопровода в траншею или монтажом на
опорах.
Ремонту подлежат все сквозные повреждения изоляционного
покрытия, а в случае экструдированных полиэтиленовых покры-
тий — и повреждения с оставшимся на трубе слоем полиэтилена
толщиной менее 1,5 мм.
Места повреждений покрытия определяют визуально, а также
с помощью дефектоскопов и искателей повреждений покрытия.
Ремонт мест повреждений покрытия выполняют с использовани-
ем ремонтных изоляционных материалов, аналогичных материалам,
применяемым для нанесения основного изоляционного покрытия.
На битумных покрытиях ремонт осуществляют битумно-мас-
тичными материалами, а на полимерных ленточных покрытиях —
липкими полимерными лентами.
Для ремонта мест повреждений заводских полиэтиленовых по-
крытий, комбинированных ленточно-полиэтиленовых покрытий,
а также покрытий на основе термоусаживающихся лент применя-
ют ремонтные термоусаживающиеся полиэтиленовые ленты.
При проведении ремонтных работ необходимо выполнять
общие требования:
покрытие, отслоившееся от трубы, полностью удалять из зоны
ремонта;
участок защитного покрытия, прилегающий к зоне ремонта на
расстоянии не менее 100 мм, тщательно очищать от загрязнителей
и влаги. Угол скоса покрытия к металлу трубы на ремонтируемом
участке составляет не более 30°;
поверхность металла трубы в месте ремонта покрытия очища-
ют с помощью пескоструйной установки, шлифмашинки или наж-
дачной бумаги от ржавчины и остатков покрытия. Пыль и влагу уда-
ляют сухой протирочной тканью;
при температуре наружного воздуха ниже 10 °C очищенные
поверхности и покрытия в зоне ремонта прогревают газовой горел-
кой до температуры 30 — 50 °C. При этом не допускается коробле-
ние, плавление и отслаивание изоляционного покрытия;
при толщине защитного покрытия 1,8 мм и выше на ремонтиру-
емый участок наносят самоклеющуюся ленту-заполнитель или спе-
циальный мастичный заполнитель толщиной, равной толщине ос-
новного покрытия трубопровода, при непротяженных поврежде-
ниях покрытия (длиной до 300 мм) рекомендуется производить
ремонт покрытия в виде нанесения на ремонтируемый участок
251
заплат из термоусаживающейся или липкой полимерной ленты
с величиной захлеста на основное покрытие не менее 50 мм для
термоусаживающихся лент и не менее 100 мм — для липких поли-
мерных лент. Для более протяженных дефектных участков (длиной
более 300 мм) вместо "заплат" следует использовать кольцевой бан-
даж из спирально намотанной липкой полимерной ленты или же
кольцевую манжету из термоусаживающейся ленты.
После нанесения ремонтного покрытия производят визуаль-
ный контроль и проверку сплошности покрытия искровым дефек-
тоскопом.
1.4.6. Укладка трубопровода в траншею
Трубопровод укладывают в траншею в зависимо-
сти от местных условий, а также от принятых конструктивных
и организационно-технологических решений одним из следующих
способов [19, 33, 200]:
предварительным приподнятием над монтажной полосой
с последующим поперечным надвиганием на траншею и опуска-
нием на ее дно трубных плетей с одновременной их очисткой и изо-
ляцией механизированными способами (совмещенный способ про-
изводства изоляционно-укладочных работ (рис. 1.97);
теми же приемами, что и в предыдущем случае, но без очистки
и изоляции, которые выполняются на трассе заблаговременно (раз-
дельный способ производства работ по очистке, изоляции и уклад-
ке трубопровода);
приподнятием над монтажной полосой, поперечным надвига-
нием на траншею и опусканием на дно траншеи плетей, сваренных
из труб с заводской (рис. 1.98) или базовой изоляцией при предва-
рительной изоляции сваренных стыков;
продольным протаскиванием с монтажной площадки заранее
подготовленных (включая нанесение изоляции, футеровки, баллас-
тировки) длинномерных плетей непосредственно по дну обводнен-
ной траншеи;
продольным протаскиванием циклично по дну траншеи плети,
наращиваемой по мере протаскивания из отдельных труб или сек-
ций на монтажной площадке;
продольным протаскиванием с береговой монтажной площад-
ки трубной плети на плаву по мере ее наращивания (включая свар-
ку, контроль качества кольцевых швов, очистку и изоляцию сты-
ков, балластировку и пристроповку разгружающих поплавков)
с последующим погружением этой плети в проектное положение
путем отстраповки поплавков;
252
Рис. 1.97. Укладка трубопровода совмещенным способом
теми же приемами, но без предварительной балластировки
и без применения поплавков, в этом случае погружение плети
на дно траншеи осуществляется за счет навески на плавающий тру-
бопровод балластирующих устройств специальной конструкции;
заглублением в грунт под действием собственного веса заранее
253
Рис. 1.98. Укладка трубопровода с заводской изоляцией
раздельным способом
подготовленных плетей за счет принудительного формирования
под трубопроводом в процессе его укладки щелей в грунте (бес-
траншейное заглубление
спуском: отдельных труб или секций в траншею с последую-
щим их наращением в плети в траншее; заранее подготовленных
254
плетей, выложенных над траншеей и опирающихся на временные
опоры, которые установлены поперек траншеи.
Также для укладки трубопроводов диаметром 108 — 219 мм при-
меняется изоляционно-укладочный комплекс, предназначенный
для очистки наружной поверхности трубопроводов от грязи
и ржавчины, нанесения всех видов рулонной изоляции и укладки
в траншею при строительстве и капитальном ремонте. Изоляцион-
но-укладочный комплекс "ИЗУК-200Г", разработанный дочерним
предприятием ОАО "Баштрансгаз", представлен на рис. 1.99.
В состав комплекса входят машина очистная УОПЩ-219, машина
грунтовочно-изоляционная МГИ-219.
Для защиты противокоррозионного покрытия от механических
повреждений в процессе и после его укладки, а также во время за-
сыпки трубопровода на участках, где трасса проходит по скальным,
каменистым или мерзлым породам, применяется подсыпка и при-
сыпка из мягкого или мелкозернистого грунта; сплошные защит-
ные покрытия из вспененных синтетических материалов, а также
обертки из синтетических композиций.
Рис. 1.99. Изоляционно-укладочный комплекс "ИЗУК —200Г”:
/ — трактов ТТ-4; 2 — машина грунтовочно-изоляционная МГИ-219 3 — ма
шина очистная УОПЩ-219; 4 — траверса; 5 — стрела
255
Минимально допускаемые радиусы упругого изгиба принима-
ются в соответствии с табл. 1.40.
Таблица 1.40
Минимально допускаемые радиусы упругого изгиба
Диаметр трубопро- водов, мм Минимально допусти- мые радиусы упругого изгиба трубопровода, м Диаметр трубопро- водов, мм Минимально допусти- мые радиусы упругого изгиба трубопровода, м
1400 1400 600 600
1200 1200 500 500
1000 1000-800 400 400
800 700 300 300
700 700-600 200 200
Выбор метода производства работ осуществляется с учетом принятой
общей схемы организации строительства трубопровода и обосновы-
вается технико-экономическими расчетами. Ниже представлены
схемы изоляционно-укладочной колонны (рис. 1.100) [15, 33, 200, 207].
Параметры изоляционно-укладочной колонны (при совмещен-
ном способе производства работ) можно установить с использова-
нием диаграммы (рис. 101), в качестве исходных данных необхо-
димо иметь:
массу единицы длины трубопровода
q = itDtyCT,
где D — средний диаметр трубопровода; t — толщина стенки трубо-
провода; уст — удельный вес стали, принимаемый равным 78,5 кН/м3;
жесткость трубопровода на изгиб EI, где Е — модуль упругости,
равный для стали 2,1 • 105 МПа; I — момент инерции сечения трубо-
провода, I = я О3 t / 8.
При этом следует задаться технологической высотой подъема
трубопровода в местах расположения очистной машины йоч (отно-
сительно поверхности строительной полосы) и изоляционной ма-
шины Лиз (относительно дна траншеи), исходя из конкретных усло-
вий участка трассы
Глубина траншеи hT также должна быть известна (она назнача-
ется проектом).
Для расчета необходимо определить значения комплексов:
I комплекс — 0,164ЛОЧ/ЛИЗ; II комплекс — 0,164(йоч + hT) /йиз, по ко-
торым на диаграмме (рис. 1.101) находят (по цифровым обозначе-
256
Рис. 1.100. Схемы расположения трубоукладчиков и машин
в изоляционно-укладочной колонне:
а—при раздельном способе производства работ для трубопроводов диамет-
ром 114—530 мм; б — то же диаметром 720 - 1020 мм; в — при совмещенном
способе производства работ; г— при укладке заизолированного трубопро-
вода; СТ—сушильная установка; ОЧ — очистная машина; ИЗ — изоляцион-
ная машина (комбайн)
17 Э-185
257
1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 2,6 2,7 (i
Рис. 1.101. Диаграмма для определения рациональной расстановки
трубоукладчиков в изоляционно-укладочной колонне
ниям) соответствующие кривые: для первого комплекса — из серии
сплошных кривых, для второго — из серии пунктирных. Точки пе-
ресечения кривых сносят на координатные оси и получают значе-
ния параметров аир. При этом, как правило, получают две точки
пересечения, что соответствует, двум вариантам расстановки тру-
боукладчиков. Расчет ведут по двум вариантам, а на заключитель-
ном этапе выбирают приемлемый. Расстояния и /2 определяют
по формулам с использованием диаграммы (рис. 1.101) [15, 207]:
/!=2,46(а-1)
/2=2,46 (р-а)
(1-52)
(1.53)
258
Нагрузки на трубоукладчик следует определять из выражений
к, =Q
JEIhU3 12
1,2 4----—+ —
N q 'i-
+ О™;
K3=?fl.644pZ5i+iLQi3i
I V <7 2j
(1-54)
(1.55)
(1.56)
где Q04 и QH3 — вес очистной и изоляционной машин соответствен-
но; 1, 2, 3 — индексы, обозначающие порядковый номер трубоук-
ладчиков по ходу колонны.
Основные параметры производства укладочных работ для тру-
бопроводов диаметром 57 — 1020 мм приведены в табл. 1.41.
В изоляционной колонне в холодное время года или при нали-
чии на поверхности трубопровода влаги необходимо применять су-
шильную установку, которую располагают в головной части колонны.
При выявлении на трубах заметных следов коррозии, что с наи-
большей вероятностью проявляется при длительном их хранении
в условиях повышенной влажности, в состав колонны целесообраз-
но вводить дополнительную очистную машину.
Работы по укладке нескольких трубопроводов в общую тран-
шею можно производить как одновременно, так и последовательно.
При одновременной укладке трубопроводов возможны две схе-
мы производства работ;
1) одновременный монтаж всех ниток непосредственно в про-
ектном положении (на дне траншеи) из отдельных труб или секций;
2) поочередный опуск заранее сваренных плетей с бермы
траншеи.
При последовательной укладке опуск трубопроводов начинают
с той нитки, которая расположена ближе к траншее; при этом она
занимает положение у дальней стенки траншеи.
Если при укладке нескольких трубопроводов ширина траншеи
по низу и грунтовые условия ее дна позволяют обеспечить проход
строительных машин, то часть ниток может быть смонтирована
(включая работы по сварке, очистке и изоляции) непосредственно
на дне траншеи, а остальные нитки (ближние к монтажной полосе)
при этом следует укладывать с бермы траншеи.
При одновременном строительстве многониточных трубопро-
259
ца 1.41 S га ю 2 2 к Ю О О 04 CN 1 1 1 1 1 1 О ю ю
3 & ° 5 < о £g 5 :стояш яежду рубо- к,чикам — ч—Н ч—1 ч—1 04 L-O СО О L© СО
О чн - - 04 04 04
1ЯЦИЯИ ?убопр| ценные Ра уКЛс — 1 1 1 1 1 1 О 04 СО СО О О 04 04
d ь" ф
ИИ £ 2 S и о и Коли- чество трубо- уклад- ШТ 04 04 04 СО СО СО
Св
ID © X СО СО 04 СО СО СО
и с с S- X и | к к 5 § ' 04 04 04 04 1 1 1 1 1 1
и га 2 Q S и Е ф гг 04 © СО О О
ми £ И * с las'g <2 У- ЧИР -н —' —' —< 04 04
из S _ S' 2 S в. < ь м ф га Укл< трубоп ЦИКЛИ1 СНОС' Коли- чество трубо- уклад- ШТ со со со со со СО
S &
св н
Р- о « 04 СО О 04 СО СО
св ф С св Ф С- 3 * Д Л адка :ровода 1ЫВНЫМ обом Рассто ние межд труб о уклад чиками ’ 04 04 04 04 1 1 1 1 1 1 О 04 СО О* О О ’Ч — -ч CN 04
о ? г R R и й о ф о
к о % £ я 0 н
° !? Он Ф Ь Д а 04 04 04 04 СО СО
св
и
СО СО
и ч . <
< ф сч 1 1 1 1 1 1
И м S о л к ьный способ [ трубопрово Расстояни между трубо- укладчикам! *-Л* о о ч—1 ч—1 со О' о о о 04 _ _ 04 04 04 I 1 1 1 1 1 CQ О 04 СО U0 СО
§1 ч—1 ч— ч—< ч—1 ч—1
< н
п к св >3 Оч О СП S Коли- чество трубо- уклад- ЧИКОВ, шт. 04 04 04 04 со со
& । св о со о Д о; 04
ф § £ трубо провод мм 04 т* _ СО О । 1 1 й 1 8 Г. СО CO J О — Й2К
Примечание. Укладку трубопроводов диаметром 57 мм допускается осуществлять с применением вместо
трубоукладчиков ручной такелажной оснастки.
260
водов в раздельных траншеях укладку начинают с дальнего (край-
него по ходу движения линейных строительных потоков) трубопро-
вода, чтобы исключить необходимость устройства проездов для
строительной техники над уже проложенными трубопроводами.
При выполнении изоляционно-укладочных работ на заболо-
ченной местности не допускаются продолжительные остановки ко-
лонн, которые могли бы стать причиной просадок грунта под гусе-
ницами трубоукладчиков. Такие остановки могут повлечь опроки-
дывание трубоукладчиков.
Укладка методом бестраншейного заглубления применяется
для трубопроводов малых диаметров 32—114 мм с использованием
специальной машины — ножевого трубозаглубителя.
На такой машине (рис. 1.102) устанавливают навесное оборудо-
вание: режущий нож, роликоопору для поддержания трубной пле-
ти и кассету —щелезасыпщик.
Сваренную и заизолированную плеть трубопровода выклады-
вают по оси укладки, затем свободный ее конец заводят на ролико-
опоры, после чего начинается движение трубозаглубителя, кото-
рый прорезает в грунте щель, куда опускают трубопровод. Завер-
шающей операцией является засыпка грунта с помощью щелеза-
сыпщика.
При работе на слабых грунтах трубозаглубитель работает без бук-
сировки, на плотных — в сопровождении дополнительных тягачей.
Рис. 1.102. Укладка трубопровода с помощью
трубозаглубительной машины:
1—роликоопоры: 2—гусеничный тягач; 3—трубопровод; 4—нож; 5—кассета
261
При укладке изолированного трубопровода в траншею необ-
ходимо контролировать [105, 109]:
соответствие:
а) выбора трубоукладчиков и монтажных приспособлений тре-
бованиям проекта производства работ (ППР);
б) расстановки трубоукладчиков в укладочной колонне требо-
ваниям ППР и их техническое состояние;
соблюдение расчетных (в составе ППР) высот подъема трубо-
провода, обеспечивающих гарантию труб от перенапряжения, из-
ломов и вмятин и исключающих перегрузки трубоукладчиков;
сохранность изоляционного покрытия;
полное прилегание трубопровода по всей его длине к дну
траншеи;
глубину заложения трубопровода, которая должна соответ-
ствовать проектной;
соответствие положения трубопровода в траншее проектному
(отклонение оси трубопровода от оси траншеи в каждую сторону
не должно превышать 100 мм, а на участках установки железобе-
тонных пригрузов или анкерных устройств — 0,45.0 + 100 мм,
где D — диаметр трубопровода).
Укладку изолированного трубопровода с бровки траншеи
следует производить в полностью подготовленную траншею (очи-
щенную от снега, со спланированным дном, при необходимости,
с устройством постели из мягкого грунта толщиной не менее 10 см)
при соблюдении мер по предотвращению, оперативному обнару-
жению и устранению повреждений изоляционного покрытия.
На участках трубопровода, где предусмотрено его закрепление
анкерными устройствами, эти устройства необходимо установить
до спуска трубопровода в траншею таким образом, чтобы при спу-
ске исключить повреждение изоляционного покрытия.
Для предупреждения повреждений изоляционного покрытия тру-
бопровода при спуске его в траншею рекомендуется использовать:
троллейные подвески с катками, облицованными эластичным
материалом, например полиуретаном (для трубопровода диаметром
1420 мм THNGG-1423) или другими материалами, а также с пневмо-
баллонами;
мягкие монтажные полотенца;
амортизирующие приспособления для стрел трубоукладчиков
(например, конструкции СКБ "Газстроймашина").
Перемещение трубопровода от места монтажа и сварки к бров-
ке траншеи (схема первая) и укладка его с бровки траншеи в тран-
шею осуществляются как при раздельном способе производства
изоляционно-укладочных работ трубоукладочной бригадой путем
последовательного перемещения трубоукладчиков (с последнего
262
номера на первый) с одновременным перемещением трубопровода
с бровки в траншею.
При перемещении и укладке трубопровода в траншею необхо-
димо применять мягкие монтажные полотенца.
Трубопровод следует укладывать в траншею на подготовленное
основание, исключающее повреждение изоляционного покрытия,
без провисания его отдельных участков, а образующиеся "пазухи"
засыпать мягким грунтом с послойной его подбивкой.
Повреждения изоляционного покрытия трубопровода, допу-
щенные в процессе его укладки, необходимо устранить в траншее
до засыпки.
В случае, если трубопровод содержит большое количество
кривых вставок, укладку его в траншею допускается производить
небольшими участками и даже отдельными секциями или трубами
в соответствии с ППР.
Прокладку трубопроводов на участках болот рекомендуется
выполнять преимущественно в зимнее время при условии, что эти
болота сложены полностью разложившимся торфом (т. е. в торфе
не происходит тепловых процессов). В этом случае полоса движе-
ния сварочных бригад, изоляционных звеньев и укладочных ко-
лонн создается методом последовательного промораживания,
а трубопровод в траншею опускают с бровки.
При прокладке трубопровода на участках болот в летнее время
возможны три способа:
1 — укладка с бровки траншеи (с предварительно построенной
лежневой дороги);
2 — сплав участка (плети) трубопровода по заполненной водой
траншее (с последующим пригружением его для опуска на проект-
ные отметки, например, пригрузами типаУБО);
3 — протаскивание участка (плети) трубопровода по дну тран-
шеи (при его предварительной футеровке и последующем пригру-
жении железобетонными пригрузами или закреплении анкерными
устройствами на проектных отметках).
Работы по ремонту изоляционного покрытия труб, изолирован-
ных в заводских условиях, изоляции сварных стыков труб и спуску
изолированного трубопровода в траншею оформляются актами.
На трубопроводах, прокладываемых под автомобильными, же-
лезными дорогами, подводными переходами, в скальных грунтах,
следует применять жесткую футеровку из негниющих материалов
или обетонирование с опорной фиксацией.
Температура битумного изоляционного покрытия при укладке
трубопровода в траншею должна быть не более 30 °C.
При укладке недопустимо касание трубопровода стенок траншеи.
Сразу же после укладки, во избежание повреждения покрытия
263
от действия солнечной радиации или низких температур, трубо-
провод необходимо засыпать или присыпать мягким грунтом.
При засыпке трубопровода грунтом, содержащим мерзлые
комья, камни размером более 50 мм, изоляционное покрытие следу-
ет предохранять от повреждения присыпкой мягким грунтом на ве-
личину 200 мм выше верхней образующей или применять защит-
ные устройства.
Если в процессе контроля обнаружен брак или дефекты изоля-
ции, изоляционно-укладочную колонну следует остановить, вы-
явить и установить причину брака, дефектные места исправить
и проверить на сплошность и толщину.
1.4.7. Строительство переходов трубопроводов
через естественные и искусственные препятствия
Промысловые трубопроводы при строительстве
пересекают большое количество различных искусственных и есте-
ственных преград. Такие преграды называются переходами.
В зависимости от вида препятствий переходы поАразАеляют на
поАвоАные, возАушные и поАземные.
Существует множество методов прокладки трубопроводов че-
рез естественные и искусственные препятствия и конструкций
таких переходов. Выбор метода (или конструкции) в каждом конк-
ретном случае должен основываться на рассмотрении совокупности
условий прохождения и требований к переходу — технических, эко-
номических, экологических и др. Основные методы прокладки пе-
реходов, области их применения и технические ограничения на их
применение рассмотрены в табл. 1.42.
Таблица 1.42
Область применения методов прокладки трубопроводов
через естественные и искусственные препятствия
Метод прокладки перехода трубопровода Область применения и достоинства метода Ограничения применения и недостатки метода
Траншейные методы: в грунте, в защитном ко- жухе, в канале, под защит- ными плитами, со специ- альной засыпкой, с бетон- ным покрытием и др. Переходы через водоемы, дороги, существующие ком- муникации В ходе строитель- ства нарушается п о в е р хн о сть и грунтовая тол- ща, возникают воздействия на пересекаемый объект
264
Окончание табл. 1.42
Метод прокладки перехода трубопровода Область применения и достоинства метода Ограничения применения и недостатки метода
Бестраншейные методы:
прокол, продавливание,
горизонтальное буре-
ние, наклонно-направ-
ленное бурение, тон-
нельная проходка (мик-
ротопнелирование или
с применением горно-
проходческих комбай-
нов)
Надземная прокладка
(воздушные переходы):
самонесущие, на опо-
рах, подвесные перехо-
ды и т.п.
Наземная прокладка:
по поверхности грунта
в насыпи или в другой
защитной оболочке
Прокладка по дну водоема
с механической защи-
той или без нее:
на дне, на опорах, на по-
плавках, самонесущий
Переходы под водоемами,
дорогами, зданиями сооруже-
ниями и другими природными
объектами, а также через гор-
ные участки.
Методы применяются при не-
обходимости избежать нару-
шения поверхности земли
в ходе строительства и при
невозможности применения
других методов
Ограниченная
длина перехода.
Ограничения,
связанные с гео-
логическими ус-
ловиями
Переходы через водоемы, доро-
ги, сооружения, овраги, ущелья
и другие объекты.
Методы применяются при уст-
ройстве временных переходов,
при невозможности или неце-
лесообразности заглубления
(например, переходы через дей-
ствующие коммуникации, че-
рез глубокие и узкие ущелья),
при нестабильной поверхности
дна, берегов или грунтовой тол-
щи или при необходимости
периодического доступа к пере-
ходу в период эксплуатации
Методы применяются при пе-
ресечении широких и глубоких
водоемов, либо по дну морей
Возникает над-
земное (назем-
ное) сооружение,
нуждающееся
в обслуживании.
Переход подвер-
жен внешним
воздействиям
Должна быть
обеспечена защи-
та перехода от
контактов с суда-
ми, якорями, ры-
боловецкими сна-
стями и др., либо
глубина, на кото-
рой невозможны
такие воздейст-
вия
265
1.4.7.1. Подземные переходы трубопроводов
через железные и автомобильные дороги
Как правило, при пересечении трубопроводами автомобиль-
ных и железных дорог сооружаются подземные переходы [15, 24,
38, 93, 157, 158, 193, 198, 199, 200].
Переходы трубопроводов через железные и автомобильные
дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог
по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключитель-
ных случаях — при соответствующем обосновании в выемках дорог
(табл. 1.43).
Угол пересечения трубопровода с железными и автомобиль-
ными дорогами должен быть, как правило, 90°. Прокладка трубо-
провода через тело насыпи не допускается.
Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через
железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенст-
вованным покрытием капитального и облегченного типов, следует
предусматривать в защитном футляре (кожухе) (табл. 1) из сталь-
Таблица 1.43
Параметры элементов перехода через дорогу
Наруж- ный диаметр рабочего трубопро- вода, мм Наружный диаметр защитного кожуха, мм Толщина стенки защитного кожуха, мм Диаметр труб отводного колодца, мм Условный диаметр свечи, мм
Открытый способ Бестраншейный способ
Горизон- тальное бурение Продавли- вание, прокалы- вание
108 325 8 8 9 325 50
159 325 8 8 9 325 50
219 377 9 9 10 325 50
273 426 9 9 И 325 80
325 530 9 10 12 377 80
426 630 10 10 12 377 100
530 720 10 10 12 426 150
630 820 10 10 12 426 150
720 920 10 10 12 426 150
820 1020 10 И 14 529 150
920 1220 10 11 14 529 200
1020 1220 10 11 14 529 200
266
ных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется условием
производства работ и конструкцией переходов (рис. 1.103).
Защитные кожухи предназначены для предохранения рабочего
трубопровода на переходах от воздействия внешних нагрузок, со-
здаваемых движущимся транспортом, а также от агрессивного воз-
действия грунтовых вод и блуждающих электрических токов. Кро-
ме того, они предохраняют земляное полотно дороги от разруше-
ния в случае разрыва рабочего трубопровода, а также позволяют
при необходимости заменять или ремонтировать трубопровод
без нарушения интенсивности движения автомобильного или
железнодорожного транспорта.
Концы футляра необходимо выводить на расстояние:
а) при прокладке трубопровода через железные дороги:
от осей крайних путей — 50 м, но от подошвы откоса насыпи —
не менее 5 м и от бровки откоса выемки — 3 м ;
от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна
(кювет, нагорная канава, резерв) — 3 м;
б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги:
от бровки земляного полотна — 25 м, но от подошвы насыпи —
не менее 2 м.
Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов неф-
тепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные доро-
ги III, Ш-п, IV-n, IV и V категорий, следует выводить на 5 м
от бровки земляного полотна.
Рис. 1.103. Схема перехода трубопровода
под автомобильной и железной дорогой:
1 — вытяжная свеча; 2—отводной колодец с патрубком; 3 — опорно-направ-
ляющее кольцо; 4 — защитный кожух (футляр); 5—уплотнение сальникового
или манжетного типа; 6 — отводная труба; 7 — трубопровод;
267
На подземных переходах газопроводов через железные и авто-
мобильнвю дороги концы защитных футляров должны иметь уплот-
нения из диэлектрического материала.
На одном из концов футляра или тоннеля следует предусматри-
вать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее
от оси крайнего пути железных дорог общего пользования 40
от оси крайнего пути промышленных дорог 25
от подошвы земляного полотна автомобильных дорог 25
Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.
При расположении основания свечи ниже отметки головки рель-
са или бровки насыпи автомобильной дороги расстояние до свечи уве-
личивается на 5 м на каждый 1 м превышения отметки. Свечи укла-
дывают на бетонном фундаменте с глубиной заложения основания
1,9 — 2,5 м в стороне от оси газопровода на расстоянии не менее 2,5 м.
Участки трубопроводов, прокладываемых под железными
дорогами общей сети, заглубляют не менее чем на 2 м от подошвы
рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках
и на нулевых отметках, кроме того, — не менее 1,5 м от дна кювета,
лотка или дренажа.
Заглублять участки трубопроводов, прокладываемых под
автомобильными дорогами всех категорий, следует не менее 1,4 м
от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного фут-
ляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, — не менее 0,4 м
от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.
Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электри-
фицированного транспорта под стрелками и крестовинами,
а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабе-
лей не допускается.
Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подзем-
ного трубопровода в местах его перехода через железные дороги
общей сети должно приниматься до, м
стрелок и крестовин железнодорожного пути
и мест присоединения отсасывающих кабелей к рель-
сам электрифицированных железных дорог.............. 10
стрелок и крестовин железнодорожного пути при
пучинистых грунтах...................................20
труб, тоннелей и других искусственных сооруже-
ний на железных дорогах..............................30
Способы, порядок и сроки производства работ по строи-
тельству переходов трубопроводов под автомобильными и желез-
ными дорогами необходимо согласовывать подрядчику с органи-
зациями, эксплуатирующими эти дороги.
При прокладке защитного футляра под автомобильными доро-
гами открытым способом его засыпку в пределах насыпи следует
268
производить минеральным грунтом с послойным трамбованием.
Положение футляра в горизонтальной плоскости и глубину его
заложения необходимо контролировать с учетом допускаемых
отклонений оси от проектных положений:
по вертикали —- не более 5 % от глубины заложения футляра
за пределами насыпи с соблюдением проектного уклона;
по горизонтали — не более 1 % от длины защитного футляра.
Трубная плеть, протаскиваемая через защитный футляр,
должна быть оснащена опорно-центрирующими устройствами
из диэлектрических материалов.
В зависимости от интенсивности движения, категорийности
дорог, диаметра трубопровода, методов производства работ, грун-
товых условий укладку трубопроводов осуществляют следующими
способами:
открытым, при котором трубопровод укладывают в траншею,
устроенную в насыпи дороги, с перекрытием движения транспорта
и устройством объезда для движения транспорта;
закрытым, без перекрытия движения транспорта; при этом для
укладки футляра (кожух) через дороги применяют методы бес-
траншейной проходки.
Открытый способ используется там, где имеется возможность
временно прекратить движение транспорта или устроить времен-
ные объезды, т. е. на дорогах с низкой интенсивностью движения,
III—V категорий.
При строительстве переходов через автодороги открытым спо-
собом необходимо оградить место производства работ и установить
соответствующие предупреждающие и указательные знаки.
Ширина вскрываемой полосы покрытия автодороги делается
больше ширины траншеи по верху обычно на 0,3 — 0,4 м.
При наличии неустойчивых грунтов по мере разработки тран-
шеи ее стенки крепят досками или инвентарными щитами.
При пересечении дорог в сложных географических и гидроло-
гических условиях может быть применено строительство тоннелей
открытым способом. Например, такой переход был сооружен
на нефтепроводе КТК при пересечении автодороги Краснодар —
Новороссийск.
Закрытый способ (бестраншейная проходка) применяется без
ограничений, т. е. независимо от категории дорог, интенсивности
движения транспорта, категории грунтов и диаметра трубопровода.
При закрытом способе прокладки кожухов (футляры) приме-
няют три основных метода проходки: прокол, горизонтальное буре-
ние и продавливание. На сложных участках могут применяться сле-
дующие методы: наклонно-направленное бурение, микротоннели-
рование, тоннельная проходка
269
Методы прокалывания (рис. 1.104) применяют для прокладки
защитных кожухов диаметром до 530 мм в суглинистых и глини-
стых грунтах нормальной влажности, не содержащих твердых
включений. При этом прокладываемый кожух, снабженный нако-
нечником, вдавливается в грунт под воздействием напорных уси-
лий. Наконечник монтируют на переднем конце прокладываемого
кожуха для уменьшения сопротивлений, возникающих при дефор-
мации грунта, и снижения сил трения при движении кожуха в грунте.
Это достигается тем, что наружный диаметр наконечника при-
нимают на 20 — 50 мм больше диаметра прокладываемого кожуха,
благодаря чему между стенкой скважины и кожухом создается
некоторый зазор.
Этот метод не рекомендуется применять при неглубоком зало-
жении (менее 2 м) кожуха во избежание образования вертикально-
го выпора грунта и нарушения полотна дороги.
Рис. 1.104. Метод прокалывания
270
Прокол, как правило, осуществляется путем статического сило-
вого воздействия, создаваемого гидродомкратами.
Продавливание является наиболее универсальным методом
прокладки кожухов, при использовании которого наилучшим обра-
зом обеспечивается сохранность дорожной насыпи и полотна.
Методы продавливания характеризуются тем, что проклады-
ваемые защитные кожухи вдавливают в массив грунта открытым
концом, снабженным кольцевым ножом с наружными или внутрен-
ними скосами. При этом грунт, поступающий в полость кожуха,
разрабатывают и удаляют ручным или механическим способами.
Как правило, продавливание кожухов осуществляют с помощью
гидродомкратов.
Прокладку кожуха этими методами производят звеньями дли-
ной 6— 12 м путем их наращивания сваркой (рис. 1.105).
Горизонтальное бурение применяют для трубопроводов сред-
них и больших диаметров (530 — 1420 мм) в грунтах I — IV категорий.
Проходку скважин ведут установками горизонтального бурения
(рис. 1.106). Этот метод не рекомендуется применять на слабых (во-
донасыщенных и сыпучих) грунтах во избежание просадки дорож-
ного полотна.
Особенность прокладки кожухов методом горизонтального бу-
рения в том, что разработка грунта по площади сечения скважины
Рис. 105. Схема продавливания защитного кожуха
с ручной выработкой грунта из кожуха:
1 — рабочий котлован; 2 — насос; 3 — гидродомкрат; 4 — нажимной пат-
рубок; 5 — нажимная заглушка; 6 — продавливаемый кожух; 7 — корневой
нож; 8—приемный котлован; 9 — направляющая рама; 10—упорная плита;
11 — упорная стенка
271
Рис. 1.106. Схема установки горизонтального бурения:
1 — режущая головка; 2 — шнек транспортера; 3 — якорь-труба; 4 — блок
полиспаста; 5 — кожух; 6 — лебедка; 7 — УТБ; 8 — кран-трубоукладчик; 9—
роликовая опорная тележка
несколько опережает продвижение защитного кожуха в скважину.
Работы по строительству переходов начинают с геодезической раз-
бивки места перехода и рытья рабочего и приемного котлованов.
После окончания рытья рабочего котлована и устройства крепле-
ний стенок дно котлована выравнивают и размещают направляю-
щие конструкции, агрегаты и узлы установки, применяемой для
прокладки кожухов; особое внимание обращают на правильное их
размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Про-
кладывают кожухи путем последовательного наращения их зве-
ньями или же без наращения на всю длину предполагаемой про-
кладки (рис. 1.107).
Размеры рабочего котлована при закрытом способе прокладки
выбирают в зависимости от диаметра трубопровода, глубины его
заложения, вида применяемого оборудования и длины перехода че-
рез дорогу. Ширину котлована подбирают с учетом обеспечения
безопасного размещения людей, обслуживающих проходческое
оборудование; в котловане устанавливают лестницу для подъема
и спуска людей. При неустойчивых грунтах необходимо укрепить
стенки котлована; при наличии воды — устроить водосборный при-
ямок, откуда по мере накопления удаляют воду.
Если предусматривается прокладка кабеля связи внутри ко-
жуха, то трубы для этого кабеля прикрепляются к трубной плети
и протаскиваются сквозь кожух совместно с ней (рис. 1.108).
272
Рис. 1.107. Бестраншейная прокладка трубопровода под дорогой
При наличии высоких грунтовых вод во избежание осадки
земляного полотна или выноса грунта подземными водами необхо-
димо до начала земляных работ осушитв участок перехода методом
открытого водоотлива или закрытого водопонижения. Открытый
метод предусматривает устройство водоотливных каналов и колод-
цев. Закрвггое водопонижение предполагает использование игло-
фильтров.
Рис. 1.108. Схема прокладки трубной плети в защитном кожухе:
1 — тракгор-тягач; 2 — канат; 3 — автомобильная дорога; 4 — защитный
кожух; 5— краны-трубоукладчики; 6 — трубная плеть; 7 — сферическая
заглушка
18 Э-185
273
Наклонно-направленное бурение (ННБ) может быть примене-
но на сложных участках пересечения с автомобильными и желез-
ными дорогами с высоким уровнем грунтовых вод и на болотных
участках, а также при ширине переходов более 100 м [201]. Этот
способ позволяет проложить трубопровод, например, за пределами
плоскости скольжения оползающих грунтов и зоны затопления.
Ограничения, существующие для этого метода, связаны, прежде
всего, с геологическими характеристиками района прокладки,
а также с необходимостью выдерживания радиуса упругого изгиба
прокладываемого трубопровода. Одним из наиболее известных
примеров является строительство перехода под Московской коль-
цевой автодорогой еще в 1996 г. Накоплен значительный опыт
по пересечению автодорог этим методом в АНК "Башнефть".
Микротоннелирование (МТ) применяется в наиболее слож-
ных и стесненных условиях прокладки трубопроводов в любых ка-
тегориях грунтов без ограничений. Основной особенностью данного
метода является высокая стоимость строительства. На рис. 1.109 пред-
ставлена схема применения установок микротоннелирования на пе-
ресечениях с автомобильными дорогами.
Тоннельная проходка применяется в сложных горных услови-
ях со скальными грунтами и осуществляется различными отече-
ственными и зарубежными горнопроходческими комбайнами
с возведением сборной или монолитной железобетонной обделки
(термин общепринятый в тоннелестроении).
Методы тоннельной проходки широко распространены в миро-
вой практике трубопроводного строительства. В России эти методы
применялись, в основном, при строительстве магистрального неф-
тепровода КТК и газопровода "Голубой поток". Однако нельзя ис-
Рис. 1.109. Принципиальная схема микротоннелепроходческой установки
274
ключать возможность применения тоннельных методов проходки
и на промысловых трубопроводах.
1.4.7.2. Подводные переходы
К подводным переходам относятся участки промысловых тру-
бопроводов, пересекающих естественные или искусственные водо-
емы (реки, озера, водохранилища), шириной более 10 м по зеркалу
воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.
Подводные переходы трубопроводов через водные преграды сле-
дует проектировать на основании данных гидрологических, инженер-
но-геологических и топографических изысканий с учетом условий
эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных
переходов, существующих и проектируемых гидротехнических со-
оружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода,
перспективных дноуглубительных и выправительных работ в задан-
ном районе пересечения трубопроводом водной преграды, требова-
ний по охране рыбных ресурсов и окружающей среды [15, 19 — 21,
39,77,92, 105, 177, 193, 198-201].
Границами подводного перехода трубопровода (рис. 1.110), оп-
ределяющими длину перехода, являются для:
многониточных переходов — участок, ограниченный запорной
арматурой, установленной на берегах;
однониточных переходов — участок, ограниченный горизонтом
высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10 %-й обеспеченности.
Створы переходов через реки необходимо выбирать на прямо-
линейных устойчивых плесовых участках с пологими не размывае-
мыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой пой-
мы. Створ подводного перехода необходимо, как правило, преду-
сматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая
участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов
на перекатах, как правило, не допускается.
При выборе створа перехода трубопровода следует руковод-
ствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидро-
лого-морфологических характеристик каждого водоема и его изме-
нений в точение срока эксплуатации подводного перехода.
При определении оптимального положения створа и профиля
перехода расчет необходимо производить по критерию приведен-
ных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и ус-
тойчивости трубопровода и охране природы.
При прокладке подводных переходов должно быть предусмо-
трено заглубление в дно пересекаемых водных преград. Величину
заглубления устанавливают с учетом возможных деформаций рус-
ла и перспективных дноуглубительных работ.
275
Рис. 1.110. Схема подводного перехода:
1 — колодец с отключающим устройством; 2 — основная нитка перехода;
3 — резервная нитка перехода (дюкер); 4 — каменная наброска; 5 — берего-
укрепительное покрытие
276
Проектную отметку верха забалластированного трубопровода
при проектировании подводных переходов необходимо назначать
на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва рус-
ла рек, определяемого на основании инженерных изысканий с уче-
том возможных деформаций русла в течение 25-ти лет после окон-
чания строительства перехода, но не менее 1-го м от естественных
отметок дна водоема.
При пересечении водных преград, дно которых сложено скаль-
ными породами, заглубление трубопровода необходимо принимать
не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода
до дна водоема.
Переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через
реки и каналы следует предусматривать, как правило, ниже по те-
чению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных
вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других
аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового оби-
тания рыб.
При соответствующем технико-экономическом обосновании
допускается располагать переходы нефтепроводов и нефтепродук-
топроводов через реки и каналы выше по течению от указанных
объектов на расстояниях, приведенных в приложении Е [200], при
этом должны быть разработаны дополнительные мероприятия,
обеспечивающие надежность работы и пожарную безопасность
подводных переходов.
Минимальные расстояния от оси подводных переходов нефте-
проводов и нефтепродуктопроводов при прокладке их ниже по тече-
нию от мостов, пристаней и других аналогичных объектов и от оси
подводных переходов газопроводов до указанных объектов прини-
мают по табл, в приложении Е [200] как для подземной прокладки.
При пересечении водных преград расстояние между парал-
лельными подводными трубопроводами назначают исходя из инже-
нерно-геологических и гидрологических условий, а также из усло-
вий производства работ по устройству подводных траншей, воз-
можности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопро-
вода при аварии на проложенном параллельно.
Минимальное расстояние между:
осями трубопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом
воды в межень шириной свыше 25 м, должно быть I > 30 м;
параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пой-
менных участках подводного перехода, следует принимать такими
же, как для линейной части трубопровода.
Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ
не ниже 1 % обеспеченности необходимо рассчитывать с учетом
предотвращения всплытия, при этом, если результаты расчета под-
277
тверждают возможность всплытия трубопровода, следует предус-
матривать:
на русловом участке перехода — сплошные (бетонные) по-
крытия или специальные грузы, конструкция которых должна
обеспечивать надежное их крепление к трубопроводу для укладки
трубопровода способом протаскивания по дну;
на пойменных участках — одиночные грузы или закрепление
трубопроводов анкерными устройствами.
Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом
допускаемого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки
и расчетной деформации (предельный профиль размыва), геологи-
ческого строения дна и берегов, необходимой нагрузки и способов
укладки подводного трубопровода.
Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных пе-
реходов допускается предусматривать в особо сложных топографи-
ческих и геологических условиях. Применение сварных отводов
в русловой части не допускается, при этом кривые искусственного
гнутья на переходах следует располагать за пределами прогнозиру-
емого размыва этих участков, или они должны находиться под за-
щитой специального крепления берегов.
Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах
трубопроводов, размещают на обоих берегах на отметках не ниже
отметок ГВВ 10 %-ой обеспеченности и выше отметок ледохода.
В проекте необходимо предусматривать решения по укрепле-
нию берегов в местах прокладки подводного перехода и по пре-
дотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройства нагор-
ных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т. д.).
При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м
и более в местах, где их пересекает трубопровод, должна быть пре-
дусмотрена прокладка резервной нитки с учетом следующих заме-
чаний:
при ширине заливаемой поймы выше 500 м по уровню горизон-
та высоких вод при 10 %-й обеспеченности и продолжительности
подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пе-
ресечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте
(например, труднодоступность для проведения ремонта) резерв-
ную нитку допускается предусматривать при пересечении горных
рек и водных преград шириной до 75 м;
диаметр резервной нитки определяется проектом;
допускается предусматривать прокладку перехода через вод-
ную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии тща-
тельного обоснования такого решения в проекте;
при необходимости транспортирования по трубопроводу вяз-
кой нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи ко-
278
торых не допускается, следует предусматривать прокладку нефте-
проводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды шири-
ной менее 75 м в две нитки.
При проектировании подводных переходов, прокладываемых
на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, необхо-
димо производить проверку устойчивости поперечного сечения
трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом
изгиба трубопровода.
Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и ме-
нее допускается проектировать с учетом продольной жесткости
труб, обеспечения закрепления перехода против всплытия на бере-
говых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных
устройств.
На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов
при пересечении их трубопроводами должны быть предусмотрены
сигнальные знаки согласно Правилам плавания по внутренним су-
доходным путям, утвержденным Минречфлотом РФ, и Правилам
охраны магистральных трубопроводов.
Строительство трубопроводов через водные преграды осуще-
ствляют:
открытым (траншейным) способом, в том числе типа "труба в
трубе", с укладкой трубопроводов в подводные и береговые тран-
шеи, разработанные в границах переходов плавучей и наземной
землеройной техникой (рис. 1.111);
закрытым способом, с протаскиванием трубопроводов в на-
клонные скважины, выполненные методом наклонно-направленно-
го бурения, или методом микротоннслирования.
Перед началом разработки подводных траншей выполняют
следующие подготовительные работы:
с помощью эхолота измеряют глубину водоема и на основании
полученных данных составляют фактический профиль дна, кото-
рый сверяется с проектным;
выполняется водолазное обследование дна реки (водоема) в
границах проектной ширины подводной траншеи для выявления
случайных препятствий и удаления их в случае обнаружения;
пре веряются проектные створы переходов и реперы.
Земляные работы обычно начинают на нижней по течению реки
нитке перехода, что позволяет при разработке верхней траншеи ис-
пользовать часть грунта для засыпки нижней траншеи с уложенным
в нее трубопроводом. Разработка, транспортировка грунта и склади-
рование его в подводные и береговые отвалы баржами и путем рефу-
лирования земснарядами не должны мешать судоходству, нарушать
установившийся режим потока, вызывать загрязнение водоема
«ухудшать экологическую ситуацию в районе перехода.
279
Рис. 1.111. Разработка подводной траншеи открытым способом
При глубине водоемов не более 2 — 3 м и незначительной их ши-
рине (до 200 м) для устройства траншеи можно использовать экска-
ватор, установленный на барже или понтоне соответствующей гру-
зоподъемности. Экскаватор надежно закрепляют на понтоне, кото-
рый перемещается в створе с помощью якорей. При ширине русла
до 150 м работу ведут от одного берега к другому, причем тросы
крепят на берегах, что позволяет разрабатывать траншеи без пере-
кладки якорей. При глубине водоемов до 1 — 1,5 м и ширине до 100 м
возможна разработка подводных траншей экскаватором со специ-
альных земляных дамб. Дамбы устанавливают с берега или отсы-
пают грунт самосвалами. Делают дамбы шириной (по верху) 4 — 5 м.
Лучшим материалом для дамбы является гравийный грунт.
При пересечении широких судоходных водных преград при
глубине водоема более 4 м рациональнее использовать земснаряды
общестроительные или специальные для трубопроводного строи-
тельства типа ТЗР.
Технология укладки подводных промысловых трубопроводов
открытым способом
Существует много способов и схем укладки трубопроводов
в подводные траншеи. Отметим три основных способа: протаскива-
280
ние по дну, погружение с поверхности воды или с поверхности льда
зимой и погружение с поверхности воды последовательным нара-
щением секций трубопровода.
Укладка способом протаскивания. Трубопровод протаскива-
ют по дну подводной траншеи с одного берега к другому с помощью
троса, заранее проложенного в траншее (рис. 1.112).
При ограниченной площадке протаскивание можно осуще-
ствить с изменением направления движения тяговых средств по уз-
кой прибрежной полосе или с того же берега, на котором подготов-
лена трубная плеть. В этом случае потребуется устройство поворот-
ного блока или анкера.
Технологическая последовательность основных операций, свя-
занных с укладкой протаскиванием, следующая: трубопровод сва-
ривают на берегу в нитку, испытывают на прочность и герметич-
ность, изолируют, футеруют, а в необходимых случаях балласти-
Рис. 1.112. Схема протаскивания трубопровода:
о—без изменения направления движения; б—с поддержкой трубоукладчи-
ками; 1 — трубопровод; 2—траншея; 3—трос; 4 — трактор; 5—трубоуклад-
чики
281
Таблица 1.44
Основные данные тракторных тягачей
Марка трубоукладчика Максимальная грузоподъем- ность на стреле, Т Максимальное тяговое усилие на форкопе, кН
Т12-24 12 100
Т15-30 15 125
Т35-60 35 228
К-594 90 580
ТД25С 68 —
Д 155С 72 —
ТГ502 (Д355С) 92 —
Таблица 1.45
Основные характеристики тяговых лебедок протаскивания
Показатель Тип лебедки
ЛП-1 ЛП-1 А ЛП-151 ЛП-301
Длина тягового троса, м 1500 1600 500 1000
Д иаметр троса, мм Тяговое усилие1, кН: передача: 39 39 60,5 60,5
1-я 2-я 500/1000 31О/бЗО 720/1440 1 ЗОО/зооо 1500/зооо 8ОО/1600
3-я 260/530 — — ^/ИбО
4-я Скорость протаскивания1, м/мин: передача: 180/360 — — —
1-я 6,3/з,15 — — 6,3/з,15
2-я 10/35 — — П-8/5,9
3-я 12/б — — 13,4/в,2
1 В числителе даны тяговое усилие и скорость протаскивания без подвиж-
ного блока, в знаменателе — с подвижным блоком.
282
руют; устраивают спусковую дорожку, на которую помещают
подготовленный к укладке трубопровод; по дну подводной траншеи
укладывают тяговый трос; протаскивают трубопровод через вод-
ную преграду с помощью тракторов или лебедок протаскивания
(табл. 1.44, 1.45), по окончании протаскивания проводят водолазное
обследование и испытание уложенного трубопровода, определяют
его положение и затем засыпают грунтом.
Укладка трубопровода с поверхности воды
Суть способа заключается в том, что полностью подготовлен-
ный к укладке трубопровод устанавливают на плаву над подготов-
ленной заранее траншеей, а затем погружают его на дно затоплени-
ем при положительной плавучести или отсоединением специаль-
ных понтонов, удерживающих трубопровод на поверхности воды
(см. рис. 1.113, 1.114).
Рис. 1.113. Схема установки трубопровода в створ
при ширине водоема до 250 м (а) и более 250 м (б):
I - III—стартовое, промежуточное и конечное положения; Л] — Лд — лебедки
283
Рис. 1.114. Установка трубо-
провода в створ разворотом
на плаву:
I — стартовое положение
разворачиваемой плети; II, III,
IV — промежуточные поло-
жения; V—конечное положе-
ние плети перед затоплением;
1,2,3 — понтоны с лебедками;
а — е—точки крепления кана-
тов; 4, 5, 6 — якоря с поплав-
ками
Поэтому первоначально трубопровод сваривают в нитку, испы-
тывают на прочность и герметичность, изолируют, футеруют, осна-
щают понтонами, крепят тросы, которыми трубопровод будет удер-
живаться в створе перехода. Затем после установки в створ опуска-
ют в траншею. При этом необходимо, чтобы трубопровод погру-
жался плавно, без колебаний.
Укладку подводного кабеля связи в общей траншее с подвод-
ным трубопроводом производят на уровне нижней образующей
трубопровода после его укладки. Кабель укладывают на расстоянии
не менее 0,5 м от боковой стенки трубопровода (ниже по течению
реки), если другие требования не оговорены проектом.
Укладка подводных трубопроводов не допускается во время па-
водков, весеннего ледохода и осеннего ледостава. В исключитель-
ных случаях на переходах через водные преграды шириной до 200 м
при скоростях течения воды до 0,5 м/с в период осеннего ледостава
можно производить укладку подводных трубопроводов только спо-
собом протаскивания по дну.
Перед испытанием уложенного подводного трубопровода
необходима проверка его положения на дне подводной траншеи.
Имеющие место провисания участков трубопровода необходимо
устранить до испытания путем намыва или отсыпки грунта.
284
Технология укладки подводных промысловых трубопроводов
закрытым способом
Исходя из возросших требований экологической безопас-
ности, проблема надежности переходов трубопроводов через вод-
ные преграды является наиболее актуальной.
Строительство и реконструкция подводных переходов трубо-
проводов традиционными траншейными методами, как правило,
требуют выполнения большого объема земляных работ, наносящих
значительный ущерб окружающей среде из-за нарушения целост-
ности берегов и дна реки, а проведение буровзрывных работ
в скальных грунтах резко отрицательно сказывается на ихтиофауне.
К закрытому способу строительства переходов через водные пре-
грады относятся следующие бестраншейные методы: наклонно-на-
правленное бурение (ННБ) и микротоннелирование (МТ).
Метод ННБ применяется при пересечении водоемов (реки, ка-
налы, озера, болота) как альтернатива траншейной или воздушной
прокладке. Иногда традиционные методы просто неприменимы.
Например, переход газопровода Починки — Изобильное через Вол-
го-Донской канал не мог быть проложен ни в траншее (поскольку
канал проходит в насыпи, выше прилегающей местности), ни над-
земно (из условий судоходства пришлось бы поднять две нитки га-
зопровода диаметром 1420 мм на высоту более 20 м).
Рассмотрим основные преимущества метода ННБ по сравне-
нию с траншейным методом прокладки.
1. Большая надежность построенного объекта. Трубопро-
вод, уложенный в скважину, находится в массиве ненарушенного
грунта на большой глубине — ниже прогнозируемых русловых де-
формаций. При этом просадки, всплытия и другие изменения поло-
жения трубопровода исключаются. Что касается подводных пере-
ходов, проложенных в траншеях, то такие переходы подвергаются
в период эксплуатации оголению, выпучиванию или всплытию.
2. Сокращение эксплуатационных затрат. Исключаются во-
долазные обследования, отпадает необходимость периодических
работ по ликвидации размывов и ремонту берегоукреплений. Изве-
стно, что именно размывы являются головной болью организаций,
эксплуатирующих подводные переходы, проложенные в траншеях.
Ежегодно на засыпку размывов, подсадку, ремонт берегоукрепле-
ний тратятся огромные средства.
3. Сокращение сроков строительства. Например, при траншей-
ном методе строительства перехода через реку диаметром 1020 мм
и длиной 800 м весь период строительства, включая организацион-
но-технологические мероприятия, составляет около 8 месяцев,
а собственно подводно-технические работы — не менее 3 месяцев.
При прокладке такого же перехода методом ННБ общий срок стро-
285
ительства составит 3 — 4 месяца, а собственно бурение и протаски-
вание — 2 — 4 недели.
4. Круглогодичность строительства. В связи с отсутствием
землечерпательных работ график строительства не зависит от вре-
мени года. При траншейном методе строительства график работ на-
ходится в зависимости от ледового режима, периода половодья, от
режима судоходства, а для водохранилищ — от режима изменения
уровня воды. При ННБ, как правило, строительные площадки нахо-
дятся надостаточном возвышении, чтобы не зависеть от изменения
уровня воды или наличия ледового покрова, а также не создается
никаких помех судоходству.
5. Экологическая чистота строительства. Водоем и его бе-
рега не затрагиваются строительством. Не нарушается естествен-
ный ландшафт, флора и фауна водоемов. В последнее десятилетие
это преимущество становится особенно важным, и в ряде регионов
России местные природоохранные органы просто запрещают зем-
ляные работы на многих реках. При традиционном же способе за-
мутнение воды в ходе земляных работ оказывает негативное влия-
ние на популяции рыб, нарушение берегов ведет к необходимости
строительства берегоукрепительных сооружений, уродующих
ландшафт, а объемы срезок и перемещений грунта составляют сот-
ни тысяч, а иногда и миллионы кубометров. Примером катастро-
фического разрушения природного ландшафта является берег
р. Камы севернее г. Сарапул, подвергшийся грандиозному пере-
формированию в ходе строительства системы газопроводов Урен-
гой—Ужгород и Ямбург —Елец. Возникшие техногенные оползни
и размывы не удавалось стабилизировать на протяжении многих
лет, за это время здесь произошло несколько крупных отказов газо-
проводов, включая изломы и разрывы. К сожалению, в период
строительства этих переходов (1980-е гг.) технология ННБ даже
за рубежом еще не была достаточно развита для строительства та-
ких крупных переходов.
6. Сокращение материалоемкости объекта за счет исключе-
ния балластировки. Например, при траншейной прокладке вес чу-
гунных или железобетонных пригрузов, устанавливаемых на плеть
перехода диаметром 1020 мм, составляет 130 —150 т на 100 м трубы.
Технические ограниченияв применении метода ННБ следующие:
1) Ограничения по геологическим условиям. Предпочтитель-
ными для применения метода ННБ являются связные однородные
грунты— суглинки, супеси, алевриты. Несколько сложнее выпол-
нять бурение в плотных глинах, водонасыщенных песках, однород-
ных скальных породах. Наибольшую сложность для бурения пред-
ставляют грунты с большим содержанием гравия (более 30 %),
а также грунты, содержащие булыжники и валуны. Весьма риско-
286
ванным является также бурение в зоне водоносных пластов
2. Ограничения по максимальной длине и диаметру перехода
Это ограничение связано, в первую очередь, с тяговыми возможно-
стями буровых установок. Как показывает практика, установки
с тяговым усилием 300 т способны осуществить протаскивание плетей
приблизительно длиной до 1800 м при диаметре 250 мм, до 1200 м —
при диаметре 1020 мм или до 800 м при диаметре 1420 мм. Кроме
рисков, возникающих при протаскивании, с увеличением длины
и диаметра скважины увеличиваются риски обвала скважины в про-
цессе расширения. Кроме того, от длины скважины зависит абсо-
лютная погрешность при задании направления пилотной скважины.
3. Ограничения по погодным условиям. Жестких ограничений
для выполнения ННБ по погодным условиям нет, однако при отри-
цательных температурах требуются мероприятия по защите техно-
логической воды и бурового раствора от замерзания — строитель-
ство укрытий, теплоизоляция технологических трубопроводов.
4. Ограничения по геометрии скважины. Кривизна скважины
должна позволить протащить плеть без излома и заклинивания.
Обычно радиус кривизны пилотной скважины не должен быть
менее 1200 диаметров трубопровода (при толщине стенки не ме-
нее 1/50 диаметра). Имеются также определенные ограничения по уг-
лам входа и выхода скважины, разности высот входа и выхода, и неко-
торые другие, но они не являются критическими и всеобъемлющими,
а связаны с параметрами конкретного бурового оборудования.
Прокладку переходов методом ННБ осуществляют в три стадии
(рис. 1.115).
На первой стадии производят направленное бурение пилотной
скважины небольшого диаметра по заданной траектории. При бу-
рении используется гидромониторная буровая головка, либо забой-
ный турбинный двигатель и шарошечное буровое долото (шаро-
шечное долото может применяться и без забойного двигателя,
в этом случае роторное бурение осуществляется непрерывным вра-
щением бурильной колонны). Для определения фактической траек-
тории прохождения пилотной скважины в головной части колонны
устанавливают датчик (зонд) системы ориентирования.
Сопла буровой головки расположены под углом к оси колонны,
и для задания требуемого направления буровую колонну поворачи-
вают, меняя направление размыва. По мере продвижения пилотной
колонны концентрично поверх нее может надвигаться промывоч-
ная колонна, предотвращающая обрушение скважины над пилот-
ной колонной и облегчающая движение пилотной колонны и буро-
вого раствора.
На второй стадии скважину расширяют до диаметра, который
позволит проложить трубопровод. После выхода буровой головки
287
Рис. 1.115. Основные этапы процесса наклонно-направленного бурения
на противоположном ("трубном") берегу к буровой колонне (про-
мывочной, а при ее отсутствии — к пилотной) прикрепляют расши-
ритель, и колонна с расширителем, вращаясь, вытягивается в на-
правлении буровой установки. При этом с трубного берега непре-
рывно наращивают "хвост" буровой колонны, с тем чтобы в сква-
жине постоянно находилась колонна на всей ее длине
Последовательными проходами расширителей все большего диа-
метра скважину расширяют примерно до 1,2 — 1,5 диаметра рабо-
чего трубопровода.
Третья стадия является заключительной, и связана она с про-
таскиванием плети рабочего трубопровода в расширенную сква-
жину. Плеть следует заранее сварить, заизолировать и испытать
на "трубном" берегу, противоположном от буровой установки.
К концу буровой колонны крепят расширитель максимального диа
метра, который через шарнир соединен с тяговым оголовком плети,
которую протаскивают в направлении буровой установки.
288
Как уже было отмечено, оборудование и технология, исполь-
зуемые при наклонно-направленном бурении, во многом заимство-
ваны из техники и технологии бурения скважин на нефть и газ.
Узлы буровых установок, применяемых при строительстве трубо-
проводов, подобны аналогичным узлам буровых станков для буре-
ния нефтегазовых скважин, с тем существенным отличием, что ус-
тановка для ННБ установлена на наклонной раме, а не на верти-
кальной буровой вышке. Процесс бурения пилотной скважины при
ННБ не отличается существенно от процесса бурения наклонно-на-
правленной скважины. Бурильные трубы и скважинный инстру-
мент в общем взаимозаменяемы с используемыми при бурении
нефтегазовых скважин. В процессе бурения также применяют бу-
ровой раствор.
Технология ННБ является технологией, сопряженной с высо-
кой степенью риска. Этот риск, в первую очередь, заключается в
том, что контроль за процессами, происходящими в скважине, яв-
ляется довольно косвенным и правильность решений, принимае-
мых в ходе бурения, расширения скважины и протаскивания пле-
ти, в огромной степени зависит от личного опыта и интуиции руко-
водителя буровых работ. Даже самые полные данные изысканий не
застрахуют буровика от неожиданностей, которые могут ослож-
нить процесс бурения и вызвать аварийную ситуацию: в любой мо-
мент на пути скважины может оказаться подземный поток, кото-
рый нарушит циркуляцию бурового раствора, или буровой инстру-
мент может оказаться заклиненным обрушившимся валуном, и так
далее. Диапазон технических рисков при наклонно-направленном
бурении шире, чем при вертикальном бурении скважин. Это, в пер-
вую очередь, связано с горизонтальным расположением скважины
и ее большим диаметром (например, для протаскивания трубопро-
вода диаметром 1020 мм скважину необходимо разбуривать на диа-
метр не менее 1420 мм). Удержать такую скважину в устойчивом
состоянии более или менее продолжительное время — сложная
техническая задача. С этим обстоятельством связан и риск остано-
вок при бурении: из-за отказа какого-либо из узлов бурового обо-
рудования либо по другой причине очень высока вероятность за-
клинивания всей буровой колонны и инструмента в скважине. Еще
более высок риск остановки и заклинивания при протаскивании:
здесь мы рискуем еще и плетью трубопровода. По данным амери-
канских компаний, при бурении каждого десятого перехода возни-
кают аварийные ситуации, для выхода из которых и завершения
строительства перехода требуются затраты, в несколько раз превы-
шающие нормальные. Именно этим обстоятельством объясняется
высокий уровень запаса на технологический риск, закладываемый
подрядчиками в цену контрактных работ.
193-185
289
В отечественной и зарубежной практике накоплен значитель-
ный опыт строительства переходов методом ННБ. Опыт работы
ОАО “АНК "Башнефть" интересен тем, что за последние годы эта
компания собственными силами на отечественном оборудовании
построила более 30-ти переходов промысловых трубопроводов, а
также постоянно ведет работы по совершенствованию оборудова-
ния и технологии строительства в этой области.
Более чем за полувековую историю добычи и переработки неф-
ти в Башкортостане проложены тысячи километров трубопроводов
различного назначения. У половины из них истек амортизацион-
ный срок. Особую тревогу вызывает состояние отдельных речных
переходов трубопроводов, главным образом из-за обнажения в рус-
ловой части, недостатков в закреплении берегов, невозможности
пропуска по отдельным ниткам внутритрубных диагностических
снарядов.
В России работы по строительству переходов методом ННБ
сдерживались из-за отсутствия отечественных буровых установок.
Уфимское УБР арендовало один из первых отечественных комплек-
сов направленного бурения Д-450А и выполняет реконструкцию
переходов собственных нефтепромысловых трубопроводов через
реки, автомобильные дороги и овраги. Построены также три пере-
хода кабеля. Строительство переходов осуществляется полностью
с использованием отечественной техники и технологии на местном
глинопорошке.
Краткая характеристика построенных переходов трубопроводов:
длина 211—730 м;
максимальная глубина прокладки трубопровода 46 м;
диаметр проложенных трубопроводов 159 — 325 мм;
продолжительность:
а) строительно-монтажных работ 5 — 20 сут в зависимости от
расстояния переброски оборудования;
б) бурения, расширения и протаскивания 5—11 сут;
стоимость строительства переходов в 5 — 10 раз ниже стоимости
строительства с использованием импортного оборудования.
На рис. 1.116 и 1.117 приведены трассы подводных переходов:
самого протяженного перехода через р. Белая и самого сложного
через р. Уфа, геологический разрез которого представлен крепки-
ми карстовыми известняками и валунами.
Строительство перехода в зависимости от диаметра трубопро-
вода выполняют в два или три этапа. Сначала бурят пилотный ствол
диаметром 215,9 мм с помощью электробура с механизмом искрив-
ления и телеметрической системой, далее, при диаметре трубопро-
вода более 219 мм, выполняют прямое расширение пилотного ство-
ла до 300 — 400 мм с помощью специальной компоновки и электро-
290
Глубина по вертикали, м Глубина по вертикали,
О 100 200 300 400 500 600 700
Горизонтальное смещение, м
Рис. 1.116. Трасса подводного перехода кабеля через р. Белая
I । ц---।1
0 100 200 300 400
Горизонтальное смещение, м
Рис. 1.117. Трасса подводного перехода нефтепровода через р. Уфа
291
бура и на последнем этапе в скважину протаскивают трубопровод
или пакет трубопроводов.
Бурение стволов диаметром 270 мм позволяет без расширения
протаскивать трубопроводы диаметром 219 мм.
При бурении по сложной траектории, особенно на участках
плотного проложения нескольких ниток трубопроводов и кабелей
через препятствия, дополнительно для контроля за фактической
траекторией скважины и вывода пилотного ствола на поверхность
в заданной точке применяют индукционный трассоискатель повы-
шенной глубинности, разработанный АО НПП ВНИИГИС. Самый
глубокий переход через овраг выполнен с применением данной ус-
тановки (рис. 1.118).
Ом —77°
0 100 200 300 400
Горизонтальное смещение, м
Условные обозначения
песок
суглинок
[ I глина с прослойками песчаника
Рис. 1.118. Трасса перехода нефтепровода через овраг
292
В процессе строительства переходов постоянно велась модер-
низация комплекса Д-450А с целью увеличения скоростей подачи
бурильного инструмента и облегчения условий работы буровой
бригады, что позволило в 2 — 3 раза сократить сроки буровых работ.
Однако громоздкий комплекс Д-450А и отсутствие вращателя
на буровом станке ограничивали возможности нового метода.
Поэтому по техническому заданию АНК "Башнефть" СПКТБ
"Нефтегазмаш" была разработана новая буровая установка для
бестраншейной прокладки трубопроводов.
Новая буровая установка УББПТ-1, изготовленная на ОАО "Мотови-
лихинские заводы", при работе в сложных горно-геологических ус-
ловиях Предуралья (мощные гравийные отложения, валуны, гипсы,
крепкие известняки) превосходит зарубежные аналоги за счет ис-
пользования электробура, дающего следующие преимущества:
достаточную мощность и момент на валу забойного двигателя
для бурения и расширения скважины в грунтах любой категории,
что позволяет создавать необходимую нагрузку при разбуривании
крепких пород для получения максимальной механической ско-
рости бурения;
использование редукторных вставок позволяет получать необ-
ходимое число оборотов и увеличивать момент на валу электро-
бура, что очень важно при расширении ствола расширителями
большого диаметра;
мощность и частота вращения вала электробура не зависят
от количества и свойств бурового раствора. Это позволяет обеспечить
проводку скважин большой протяженности с применением буровых
растворов высокой вязкости, использовать аэрированные буровые;
количество подаваемого бурового раствора при электробуре-
нии определяется только условиями нормальной очистки забоя, что
способствует уменьшению дифференциального давления на гор-
ные породы, меньшему размыву стенок скважины и снижению ка-
вернообразования;
наличие токоподвода для питания электробура позволяет ис-
пользовать его в качестве канала связи для передачи информации
с телеметрических систем из забоя скважины на поверхность, а
также для управления траекторией скважины и выхода в заданную
цель [201].
Наиболее известными зарубежными фирмами, поставляющи-
ми бурильные установки, являются Tracto Technik, Vermeer, Ditch
With, Cherrington (США), Herrenknecht AG, ДриллТек ГУТ (Герма-
ния). В табл. 1.46 представлены основные технические характери-
стики буровых установок.
Микротоннелирование — второй по распространенности ме-
тод бестраншейного строительства трубопроводов. Этот метод ос-
293
Техническая характеристика буровых установок
294
нован на строительстве тоннеля с помощью дистанционно управля-
емых щитовых тоннелепроходческих установок, известных миро-
вых фирм изготовителей "Herrenknecht AG" (Германия), LOVAT
(Канада) и Mitsubisi (Япония) рис. 1.119, 1.120, 1.121.
Отечественным разработчиком и изготовителем аналогичной
техники является дочернее предприятие Мосинжстроя ООО "Крот
Инжиниринг" (рис. 1.122).
Рабочая головка тоннелепроходческого щита снабжена систе-
мой зубьев, кулаков и дробильных выступов, она механически пе-
рерабатывает грунт и таким образом бурит отверстие, через кото-
рое будет прокладываться трубопровод. По мере перемещения
щита вперед грунт скапливается в открытой передней части, где ко-
нусный щит дробилки дробит его и перемещает в камеру, смеши-
вая с вымывателем бурильной установки. Транспортировку разра-
ботанного грунта выполняют в виде вымывающей смеси через тех-
нологические трубопроводы в рабочую шахту. Тоннелепроходче-
ская установка вместе с укладываемыми железобетонными
кольцами тоннеля протаскивается блоком силовых цилиндров,
установленных в рабочей шахте, по мере бурения. Непрерывное
отслеживание оператором значение давления на грунт, крутящего
момента бурильной головки и параметров бурового раствора
позволяет непрерывно контролировать процесс проходки тоннеля.
Бурильная головка имеет систему форсунок высокого давления,
которые позволяют ускорить процесс бурения гидравлическим
вымыванием грунта буровым раствором.
Рис. 1.119. Схема строительной площадки
с использованием микротоннелепроходческой установки
295
I К
<
is «
S
cd
W
>к
5
Э
cd
И
Ф
Й
ф
Д
ж >®
W
Е
S
a
s
S Ш
а
ф
<
оз
ь
S
Н
о
и
о
*
и
ф
43
К
Ф
3
к
S
К
cd
S
£
&
cd
со
О
Й
Е
н
о
а
Е
к
и
rd
X
Ф
S
cd
<
о
Й
К
a
e
о
о
e
й
cd
О
и
cd
E
£ 5
о
Й
о
%
S
3
со
2
co
cd
О £
w Я
о Iе
а
н
ф
<
ф
и
к
о
о
К
s
ЕГ
E
cd
0)
и
cd
s
О
a
a
s
S
cd
S
ф
x
О
о
ю
rd
43
СО
2
И
cd
s
о
S
Е
о
ю
cd
Ф
E
к
к
о
и
(J
Ф
s
cd
S
PQ
<
Ф
3
E
<
О
Й
s
a
к
н
2
cd
Й
3
и
cd
о
й
cd
а
ф
S
S
cd
<
о
й
к
a
E
О
О
к
ffl
cd
<
W
К
Е
Е
К
В
<
о
Е
’К
3
s
й
rd
и
о
cd
и
о
о
rd
E
R
К
к
ф
<
Й
cd
£ I
»- со
43 *-ч
а
Е О
S
ЕГ
5
cd
й
cd
<
О
X
296
Рис. 1.121. Схема микротоннелепроходческого комплекса
фирмы "Lovat":
I — пульт управления и силовая установка; 2 — трубопроводы бурового
раствора; 3 — насос; 4 — контеинер-отстойник для бурового раствора;
5 — тоннелепроходческий щит; 6 — железобетонное кольцо тоннеля;
7 — гидравлический домкрат; 8 — стартовая шахта
Проходческий щит работает из заранее подготовленной шахты
в заданном криво- или прямолинейном направлении. Выемку щита
производят из приемной шахты.
МТ может быть применено при любых грунтовых условиях и
любой степени обводненности грунтов.
Управляют процессом строительства микротоннеля из кабины,
находящейся на поверхности. Местонахождение и ориентация
щита контролируют с помощью лазерной системы. Применение ла-
зерного контроля для систем управления и компьютерного монито-
ринга в совокупности с качеством управления приводит к высокой
степени точности (менее ±25 мм).
Рис. 1.122. Тоннелепроходческая установка “Топаз" Мосинжстроя
297
Микротоннельные машины в основном применяются при стро-
ительстве коротких (100 — 300 м) тоннелей, однако в практике стро-
ительства подводных переходов различных трубопроводов были реа-
лизованы проекты, где длина тоннеля составляла около 3000 м. Основ-
ной параметр в тоннелестроении — это диаметр. Современные
производители предлагают установки диаметром от 200 мм до 14 м.
Для проходки микротоннелей используются щиты различной
оснастки и компоновки. Возможно, например, размещение силово-
го агрегата внутри щита либо на поверхности земли. Кроме того,
в зависимости от категории грунта изменяется вид и твердость ре-
жущих кромок рабочего органа.
Породу из тоннеля на поверхность транспортируют также раз-
личными способами. Если грунт не обводнен, то можно применять
щит со шнековым устройством, обеспечивающим транспортировку
отработанной руды на поверхность. Если же грунты обводнены, либо
возможно их обводнение в процессе работ, применяют щит с гидро-
пригрузом. При этом способе водно-бентонитовый раствор прокачи-
вается по трубопроводам, вынося на поверхность отработанную руду.
Рис. 1.123. Подготовительные работы перед проходкой тоннеля
диаметром 400 мм
298
В случае применения МТ необходимо учитывать инженерно-
геологические и гидрологические условия. Оборудование выбира-
ют в зависимости от этих условий и диаметра трубопровода.
Железобетонные кольца тоннеля выпускаются со стальными
стыковочными соединениями с резиновым уплотнителем и малой
длины, с тем, чтобы можно было применять стартовые шахты мень-
ших размеров, снижая таким образом объем выемки.
Микротоннельные системы значительно уменьшают влияние
прокладки трубопроводов на окружающую среду. Часто только
присутствие на поверхности земли кабины управления и подъем-
ника для спуска труб в стартовую шахту указывает на ведение
работ (рис. 1.123).
Сравнение бестраншейных методов прокладки трубопроводов
ННБ и МТ зарекомендовали себя как эффективные и надеж-
ные методы прокладки трубопроводов через естественные и искус-
ственные препятствия. Обе технологии имеют определенные пре-
имущества и недостатки. Сравнение двух методов позволит проек-
тировщикам и строителям получить дополнительную информацию
при оценке возможностей сооружения новых объектов.
Для сравнения этих двух технологий были выбраны следующие
аспекты:
1. технические параметры: геологические условия, точность
проходки, диаметр и длина проходки, применяемые материалы;
2. продолжительность строительства: монтаж и демонтаж
строительной площадки, выполнение бурения, суммарное время
производства работ;
3) экономические аспекты;
4) строительный риск.
Технические аспекты
Геологические условия
Для определения пригодности были рассмотрены следующие
породы: глина, ил, песок, гравий, камни, валуны, смешанный грунт
и скальная порода.
ННБ без ограничений применяется при проходке в глине, иле
I песке, а также во многих твердых скальных породах. Однако оно со-
вершенно не подходит для грунтов с содержанием гравия более 30 %
(особенно крупного гравия) и компактных каменных слоев, а также
препятствий из валунов. Затруднена проходка в нескольких
смешанных грунтах или часто изменяющихся пластах, например
в песчаной почве со слоями песчаника, камня и препятствиями из ва-
\унов. Причина данного затруднения заключается в особой слож-
ности стабилизации буровой скважины только буровым раствором.
299
Метод МТ более универсален. Буровая скважина защищается
от повреждения железобетонным тоннелем, идущим непосред-
ственно за буровой головкой.
Точность проходки
Измерение оси ННБ выполняется в электромагнитном режиме
с погрешностью приблизительно от 2 до 5 % в зависимости от кон-
кретной глубины измерительного зонда, геологических условий
магнитного поля и длины бурения. Точность выхода бурового инст-
румента составляет от нескольких сантиметров до нескольких мет-
ров, что в большинстве случаев является вполне достаточным для
этого метода.
При МТ используются лазеры и электронно-оптические лазер-
ные мишени. Точность этого типа измерения находится в пределах
±30 мм и почти невосприимчива к внешним воздействиям. Такая
точность проходки необходима для безошибочного выхода тонне-
лепроходческого щита в приемный котлован.
Диаметр и длина проходки
При ННБ диаметр проходки составляет от 100 до 1500 мм, а дли-
на может достигать 2 км, что является приемлемым для большин-
ства переходов трубопроводов. Для метода МТ разработаны и при-
меняются тоннелепроходческие щиты диаметром от 200 мм
до 14,2 м. Длина проходки ограничивается пределом, примерно
в 1200 м, из-за низкой удерживающей способности упорных стенок
в стартовом котловане и недостаточной мощности гидравлических
домкратов. Для увеличения длины проходки могут быть использо-
ваны промежуточные домкратные станции (рис. 1.119). При про-
ходке в безводных породах (например, скальных) длину проходки
можно увеличить за счет формирования обделки тоннеля сборным
или монолитным железобетоном.
На рис. 1.124 представлено соотношение между длиной и диа-
метром проходки для методов ННБ и МТ. Приведенные численные
значения имеют только базовый характер и предусматривают лишь
основные тенденции применения рассмотренных методов.
Применяемые материалы
При МТ для формирования тоннеля применяются железобе-
тонные кольца с металлическими манжетами и резиновыми уплот-
нителями. В некоторых случаях обделку тоннеля можно выполнять
стальными или полимерными трубами, сборным или монолитным же-
лезобетоном. Для строительства переходов трубопроводов методом
ННБ могут быть использованы стальные или полиэтиленовые (ПВД)
трубы в соответствии с нормативно-техническими документами.
Продолжительность строительства
По суммарной продолжительности производства работ, рас-
300
Рис. 1.124. Соотношение между длиной
и диаметром проходки для ННБ и МТ
сматриваемой как сумма времени, необходимого для оборудования
строительной площадки и непосредственно процесса бурения, яв-
ное преимущество имеет метод ННБ. Например, для сопоставимых
строительных объектов со средним диаметром проходки и длиной
до 1000 м продолжительность подготовительных работ составляет,
примерно, для ННБ — одну неделю, для МТ — несколько недель,
а процесс бурения и протаскивания трубопровода для ННБ — ЗМ5 недель,
для МТ — 4-е9 недели.
Экономические аспекты
Стоимость строительства переходов определяется в зависимо-
сти от длины перехода, диаметра трубопровода, инженерно-геоло-
гических и гидрологических условий. По данным американских
специалистов, стоимость прокладки трубопровода методом ННБ
через реки длиной 250-5-750 м составляет от 150 до 2500 $ за метр,
301
а при длине 7504-1500 м — от 300 до 4000 $ за метр. В США стоимость
прокладки труб методом ННБ через большие реки значительно
меньше, чем траншейным способом. Наоборот, для средних и ма-
лых рек затраты на бурение соизмеримы или выше затрат
на прокладку труб в траншее.
По данным зарубежных фирм, себестоимость строительства
объектов методом ННБ несколько ниже, чем метод МТ (рис. 1.125).
По расчетам АОЗТ "ПИРС" (г. Омск), сравнительная стоимость
строительства перехода через р. Обь для траншейного способа ННБ
Рис. 1.125. Сравнение затрат на строительство переходов
в зависимости от длины и диаметра трубопровода
302
и МТ представляет собой соотношение 1 :0,8 : 1,2. По расчетам
ТИПРОспецгаз" (г. Санкт-Петербург), стоимость прокладки трубо-
проводов через реки в 1,3 раза дешевле, чем для траншейного способа.
Но следует учитывать, что затраты на сооружение однотипных
сопоставимых переходов могут отличаться в несколько раз из-за
возникновения различных осложнений.
На примере АНК "Башнефть" также можно отметить, что
затраты на сооружение переходов промысловых трубопроводов
методом ННБ с применением отечественных буровых установок
сопоставимы или дешевле траншейных способов прокладки.
Строительный риск
Строительный риск технической возможности строительства
переходов по бестраншейной технологии значительно выше, чем
у традиционно применяемых открытых траншейных способов про-
кладки трубопроводов.
При реализации МТ основной строительный риск заключается
в том, что внезапно в процессе проходки осевые усилия в использу-
емых гидравлических домкратах становятся недостаточными для
преодоления трения обсадной трубы. Высокие силы трения могут
также привести к возникновению чрезвычайно высоких напряже-
ний и последующему разрушению (сплющиванию) материала труб
продавливания. Процесс ННБ также может быть остановлен из-за
недостаточной мощности буровой установки и по причине высоких
сил трения и заклинивания буровой колонны или протаскиваемого
рабочего трубопровода. Дополнительный фактор риска связан
с возможностью столкновения с препятствиями, например валунами.
С помощью тоннелепроходческих щитов легко удаляют пре-
пятствия размером менее 1/3 диаметра буровой рабочей головки.
При больших размерах препятствий применяются дополнительные
мероприятия. При ННБ при прохождении пилотной скважины бу-
ровой инструмент может преодолеть или обойти препятствие, но
оно не удаляется из канала бурения. Во время последующей про-
ходки расширителя или рабочего трубопровода это препятствие
может вызвать большие проблемы и привести к заклиниванию тру-
бопровода.
Кроме того, другой риск, характерный для ННБ, — опасность
обрушения буровой скважины. В отличие от МТ буровая скважина
поддерживается только используемым буровым раствором. Если
этот раствор, например, в зонах с расселинами уходит из канала бу-
рения, буровая скважина может разрушиться в данной области.
Это может также произойти в случае, если используемый буровой
раствор не был составлен оптимально и его рабочие характеристи-
ки не соответствовали условиям проходки.
303
Кроме того, при ННБ есть значительно больший риск наруше-
ния сплошности защитного изоляционного покрытия рабочего тру-
бопровода.
1.4.7.3. Надземные переходы
Промысловые трубопроводы прокладывают в самых различ-
ных природно-климатических и гидрогеологических условиях. При
их сооружении приходится пересекать реки, ущелья, овраги, кар-
стоопасные участки и другие естественные и искусственные пре-
пятствия. В этих случаях нередко бывает единственно возможна
надземная прокладка, что обусловливает строительство надземных
трубопроводных переходов. Разнообразие условий строительства
требует применения соответствующих конструктивных форм пе-
реходов и методов их проектирования. Каждый надземный пере-
ход или участок надземной прокладки должны удовлетворять
производственным, эксплуатационным и экономическим требова-
ниям. Выход из строя такого звена прекращает работу всего трубо-
провода протяженностью в сотни километров. Поэтому надземные
переходы, часто находящиеся в более сложных эксплуатационных
условиях, являются ответственными сооружениями.
Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков
допускается в пустынных и горных районах, в болотистых мест-
ностях, в районах горных выработок, оползней и в районах распрост-
ранения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также
на переходах через естественные и искусственные препятствия [15,
19, 144, 159, 193, 198, 200].
В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопро-
водов должна быть обоснована технико-экономическими расчета-
ми, подтверждающими экономическую эффективность, техниче-
скую целесообразность и надежность трубопровода.
На основании обобщения научных публикаций нами предла-
гается классификация надземных трубопроводных переходов
(табл. 1.47) по конструктивным признакам (рис. 1.126).
В границы воздушного перехода входят надземная часть
и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от места выхода
трубопровода из земли.
При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных
участков следует предусматривать проектные решения по компен-
сации продольных перемещений. При любых способах компенса-
ции продольных перемещений трубопроводов следует применять
отводы прохода поршня, очищающего полость трубопровода, и раз-
делительной головки (для нефтепроводов и нефтепродуктопрово-
дов). Прямолинейные балочные переходы допускается проекти-
304
л
Е
о
в
S
s
ф
S
ф
S
я
я
ф
я
га
е
ф
га
ф
ф
я
га
К
43
20 3-185
305
306
ровать без компенсации продольных перемещений трубопроводов.
При прокладке трубопроводов и их переходов через есте-
ственные и искусственные препятствия следует использовать
несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях
при соответствующем обосновании в проекте допускается преду-
сматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.
Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависи-
мости от принятой схемы и конструкции перехода.
В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо
предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания.
Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию,
исключающую скопление на них мусора и снега.
На начальном и конечном участках перехода трубопровода
от подземной к надземной прокладке необходимо предусматри-
вать постоянные ограждения из металлической сетки высотой
не менее 2,2 м.
При проектировании надземных переходов необходимо учи-
тывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхо-
да из грунта. С целью уменьшения величины продольных переме-
щений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается при-
менение подземных компенсирующих устройств или устройство
поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) для восприятия
продольных перемещений подземного трубопровода на участке,
примыкающем к переходу.
Опоры допускается не предусматривать в балочных систе-
мах трубопроводов в местах их выхода из грунта. В местах выхода
трубопровода из слабосвязанных грунтов следует преду-
сматривать мероприятия по обеспечению его проектного положе-
ния (искусственное упрочнение грунта, укладка железобетонных
плит и др.).
Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать
из несгораемых материалов. При проектировании надземных тру-
бопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопро-
вода от опор.
Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы
следует принимать в соответствии с требованиями СНиП П-89-80*,
но не менее 0,5 м.
Высоту прокладки трубопроводов над землей на участках, где
предусматривается использование вечномерзлых грунтов в каче-
стве основания, назначают из условия обеспечения вечномерзлого
состояния грунтов под опорами и трубопроводом.
При проектировании трубопроводов для районов массового
перегона животных или их естественной миграции минималь-
ные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует прини-
307
мать по согласованию с заинтересованными организациями.
При прокладке трубопроводов через препятствия (в том
числе через овраги и балки) расстояние от низа трубы или пролет-
ного строения следует принимать при пересечении:
оврагов и балок — не менее 0,5 м до уровня воды при 5 %-й
обеспеченности;
несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возмо-
жен ледоход, — не менее 0,2 м до уровня воды при 1 %-й обеспечен-
ности и от наивысшего горизонта ледохода;
судоходных и сплавных рек — не менее величины, установлен-
ной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоход-
ных реках и основными требованиями к расположению мостов.
Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии
на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода
устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно
быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1 %-й обес-
печенности).
При прокладке трубопроводов через железные дороги общей
сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до голов-
ки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габа-
рита "С" по ГОСТ 9238—83.
Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопро-
вода должно быть не менее, м:
до подошвы откоса насыпи — 5
до бровки откоса выемки'— 3
до крайнего рельса железной дороги — 10.
В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, ов-
раги и другие препятствия следует предусматривать конструктив-
ные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых
и механических воздействий соседних трубопроводов при возмож-
ном разрыве на одном из них.
В результате работ, выполненных на кафедре сопротивления
материалов УГНТУ под руководством Л. И. Быкова, по дальнейше-
му поиску конструктивных форм переходов, появились надземные
трубопроводные переходы с консольными опорами (рис. 1.127)
и с поддерживающим элементом в виде фермы (рис. 1.128) [25]. Рас-
смотрим особенности этих конструкций.
Трубопроводный переход с балансирно-пространственными
опорами (рис. 1.127) содержит трубопровод 1, уложенный на про-
дольно-подвижные скользящие опорные части 2 и стержневую сис-
тему 3, представляющую собой две пары равнобедренных треуголь-
ников из стержневых элементов, плоскости которых расположены
под углом друг к другу, при этом вершины этих треугольников со-
единены одним верхним поясом 4. Он позволяет увеличить
308
Рис. 1.127. Балочные трубопроводные переходы с консольными опорами:
а — балансирно-пространственными; б — Т-образиыми; в — вантовыми;
1 — трубопровод; 2 — продольно-подвижные опорные части; 3 — стержне-
вая рама; 4 — верхний пояс; 5 — ванта
перекрываемый пролет в 3 — 5 раз и снизить материалоемкость
в сравнении с балочными системами, усиленными кожухом или
трубой над рабочим трубопроводом.
Переход с Т-образными консольными опорами (рис. 1.127)
отличается от предыдущего тем, что опоры выполнены в виде рамы
3 из консольных балок, параллельных трубопроводу, соединенных
между с обой поперечинами 4, на которые укладывается трубопро-
вод 1. С целью усовершенствования этой конструкции и уменьше-
ния ее металлоемкости опоры дополнительно снабжаются ван-
тами 5, полученный таким образом переход носит название балоч-
ный переход с вантовыми консольными опорами (рис. 1.127).
Следующая конструкция трубопроводного перехода (рис. 1.128)
состоит из концевых опор 2 и 4, содержит поддерживающий эле-
мент в виде фермы 3, которая может иметь прямоугольное попереч-
ное сечение, образованное двумя плоскими фермами, соединенны-
ми между собой с помощью поперечных и диагональных связей
в единую жесткую конструкцию, либо сечение в виде равнобедрен-
ного треугольника, благодаря этому такая конструкция обладает
меньшей материалоемкостью. Внутри фермы размещается тру-
бопровод 1. Пояса ферм 5 могут иметь тавровое поперечное сече-
ние, решетка 6 может быть выполнена из равнобоких уголков.
309
1
Рис. 1.128. Трубопроводный переход с поддерживающим элементом
рабочего трубопровода в виде фермы:
а — с фермой прямоугольного сечения; б — с фермой сечением в виде рав-
нобедренного треугольника; 1 — трубопровод; 2, 4 — концевые опоры;
3 — ферма; 5 — пояса фермы; 6 — решетка фермы
Наличие фермы позволяет увеличить длину перекрываемого
пролета в 2 — 3 раза без устройства промежуточных опор при
достаточной горизонтальной жесткости. Конструкция трубопро-
водного перехода может предусматривать наличие эксплуатацион-
ного мостика для осмотра и обслуживания трубопровода.
Монтаж надземных трубопроводов
Комплекс строительно-монтажных работ по сооружению над-
земных трубопроводов (разбивка оси трассы, устройство опор,
монтаж трубных плетей и компенсаторов, регулировка положения
трубопровода и т. п.) должен сопровождаться поэтапной исполни-
тельной геодезической съемкой с целью недопущения сверхнорма-
тивных отклонений параметров готового объекта от принятых
в проекте (табл. 1.48) [198].
Проект производства работ должен содержать указания о спо-
собе и последовательности монтажа и укладки, обеспечивающих
прочность, устойчивость и неизменяемость конструкций на всех
стадиях строительства. При этом расчетная величина монтажных
напряжений в трубопроводе должна быть не более 90 % от норма-
тивного предела текучести материала трубы.
310
Таблица 1.48
Допускаемые отклонения фактического положения надземного
трубопровода от проектного
Контролируемый параметр Допускаемое отклонение, мм
Точность положения осей опоры и трубопровода при выносе
в натуру:
вдоль оси трубопровода ±100
поперек оси трубопровода ±50
Смещение фундамента относительно разбивочных осей ±40
Отклонение:
высотной отметки подошвы фундамента опоры ±25
оголовки сваи в плане ±50
высотной отметки верха сваи ±50
центра опоры ±50
отметки верха опорной части ±20
трубопровода от геометрической оси трассы на прямоли
нейных переходах (без компенсации температурных
деформаций), на каждой опоре ±50
вылета компенсатора + 1000
-500
оси трубопровода от центра опоры:
на продольно-подвижных опорах ±100
на свободно-подвижных опорах с учетом поправок на тем -
пературу в период монтажа (по проекту) ±200
При сооружении надземных трубопроводов в зависимости
от их диаметра, назначения, типа изоляции (антикоррозионной
и тепловой), высоты опор, расстояний между компенсаторами,
а также общей и локальной протяженности надземных участков
могут быть применены следующие способы монтажа и укладки:
продольная надвижка заранее заготовленных плетей на опоры;
подъем с поверхности строительной полосы на опоры отдель-
ных труб или заранее заготовленных секций с последующей свар-
кой их между собой;
укладка длинномерной плети с поверхности строительной по-
лосы на опоры.
Способ монтажа и укладки должен быть указан в проекте;
замена одного метода другим без согласования с проектной органи-
зацией не допускается.
Допускаемые отклонения фактических параметров от проект-
311
ных для участков надземной прокладки трубопроводов при исполь-
зовании балочной схемы приведены в табл. 1.48, а при использова-
нии других схем (арочной, висячей, вантовой, шпренгельной и т. п.)
эти отклонения необходимо указать в проекте.
Пролетные строения в зависимости от их конструкции монти-
руют различными методами с учетом местных условий.
Однопролетный балочный переход монтируют из трубной сек-
ции, длина которой должна быть достаточной для перекрытия всего
пролета. Многопролетные балочные переходы без промежуточных-
компенсаторов сооружают из плетей, заготовленных сразу на всю
длину перехода. При большой длине препятствия, если условия строи-
тельства позволяют вести монтаж пролетных строений непосредст-
венно с земли или с лежневой дороги, целесообразно поднимать
трубопровод на опоры отдельными секциями, длина которых зависит
от расстояния между смежными промежуточными компенсаторами.
Эту операцию обычно выполняют трубоукладчиками, реже стреловы-
ми кранами, расстояние между которыми не должно превышать рас-
четной длины пролетов. Причем свес консолей при монтаже секций
ограничивается значением, равным 0,4 расчетной длины пролетов.
Если пролетное строение невозможно монтировать со дна пре-
пятствий, трубную плеть надвигают (протаскивают) параллельно
створу перехода с последующим подъемом ее на опоры трубоук-
ладчиками, находящимися на берегах. Такой метод применяют при
длине переходов до 40 м. При большей протяженности препятствия
его используют в сочетании с методами, обеспечивающими поддер-
жание головной части плети на заданном уровне (во избежание по-
ломки монтируемого трубопровода). В таком случае, кроме тяговых
средств, необходимо устанавливать стреловой кран или на каждом
берегу по одному трубоукладчику, на стрелах которых закрепляют
временный монтажный трос (рис. 1.129а, б).
Если возможно, монтаж трубных секций производят со спе-
циально оборудованных понтонных опор (рис. 1.129в).
Поперечные (кольцевые) сварные стыки должны находиться
за пределами опорной части трубопровода и отстоять от нее на рас-
стоянии не менее 200 мм.
После того как плети трубопровода займут на опорах предпро-
ектное положение, под них следует подвести ригели с заданным
усилием или на заданную высоту; величина того или другого пара-
метра для каждой опоры в отдельности указывается в рабочих чер-
тежах.
Установленное в соответствии с проектом положение трубопро-
вода фиксируется на опорах путем затяжки охватывающих хомутов.
Сборка и сварка замыкающих стыков производятся при рас-
четном интервале температур, который указывается в проекте.
312
Рис. 1.129. Схемы монтажа балочных переходов:
I—протаскивание трубной секции через препятствие: а — с помощью стре-
лового крана, б — с применением монтажного троса; в — с применением
понтона; II — подъем трубной секции на опоры; 1 — трубоукладчики; 2 —
трубная секция; 3 — опоры; 4 — монтажное полотенце; 5 — стреловой край;
б—тяговый трос; 7—монтажный трос; 8— ролик; 9 — трактор; 10 — якорь;
11 — понтон
313
После проведения испытаний трубопровода следует выполнить
повторный геодезический контроль положения трубопровода; при
необходимости по согласованию с эксплуатирующей организацией
производится дополнительная регулировка положения трубопровода
на опорных ригелях (в этом случае должны быть временно ослабле-
ны хомуты, фиксирующие положение трубопровода на опоре).
Компенсаторы на опорах следует монтировать с таким расче-
том, чтобы свое срединное положение они занимали при темпера-
туре, указанной в проекте как усредненное значение температур-
ного интервала; замыкающий стык выполняется за пределами
П-образного компенсатора.
Монтаж трубопровода следует осуществлять из труб или сек-
ций с заводским или базовым изоляционным покрытием, а тепло-
изолированного трубопровода — из одиночных труб с тепловой
изоляцией, нанесенной в базовых условиях.
Монтаж трубопровода производится либо на раскладочных леж-
ках рядом со свайными опорами с последующим подъемом плетей
на эксплуатационные опоры, либо непосредственно на эксплуатаци-
онных опорах с использованием передвижных монтажных опор.
Монтаж трубопровода из труб с тепловой изоляцией следует
выполнять на эксплуатационных опорах "с колес" без раскладки
труб на строительной полосе.
Монтаж трубопроводов диаметром 530 мм и более допускается
производить из трехтрубных секций, свариваемых в базовых усло-
виях. Трубопроводы диаметром менее 530 мм из-за их повышенной
гибкости следует монтировать из отдельных труб или двухтрубных
секций.
В местах монтажа компенсаторов трубопроводов необходимо
оставлять технологические разрывы. Сварочные работы при мон-
таже компенсаторов следует выполнять с применением наружных
центраторов.
Монтаж ригелей и опорных элементов выполняют после
оформления акта приемки свайных опор, которым подтверждается
их соответствие проекту.
Монтаж трубопроводов следует начинать от анкерных (непо-
движных) опор в сторону компенсаторов.
Монтаж параллельных ниток трубопроводов начинают с даль-
него по отношению к технологическому проезду трубопровода.
В процессе сварки прилегающие к стыку поверхности труб
должны быть защищены термостойкими бандажами, предотвращаю-
щими попадание на покрытие труб брызг расплавленного металла.
Подогрев стыков перед сваркой следует осуществлять внутрен-
ними пламенными подогревателями или индукционными нагрева-
телями.
314
Приварку трубных патрубков к ложементам для неподвижных
[анкерных) опор производят в базовых условиях с термообработ-
кой (до изоляции и теплоизоляции).
Перед вваркой компенсаторов в нитку их подвергают предва-
рительной растяжке. Величина растяжки компенсатора зависит
от температуры, при которой фактически осуществляется замыка-
ние стыков; эту величину устанавливают по диаграмме, входящей
в состав проекта.
Замыкающий стык следует выполнять на трубах с одинаковой
толщиной стенки. Замыкающий стык нельзя выполнять на концах
патрубков неподвижных опор.
Укладку смонтированных трубных плетей па эксплуатационные
опоры выполняют после контроля качества кольцевых сварных стыков.
Укладку плетей из труб диаметром 530— 1020 мм на эксплуата-
ционные опоры осуществлют с помощью колонны, состоящей
из четырех трубоукладчиков. При укладке плетей из труб диаметром
530 и 720 мм применяются трубоукладчики с моментом устойчиво-
сти 240 кН • м., при укладке плетей из труб диаметром 1020 мм — тру-
боукладчики с моментом устойчивости 600 кН • м.
Используемые при укладке схемы должны обеспечивать как
сохранность самого трубопровода от возможных изломов, так и
неповреждаемость теплоизоляционного покрытия за счет исполь-
зования специальной монтажной оснастки и контроля фактическо-
го высотного положения плети, подверженной монтажному изгибу.
При укладке не допускается соударение укладываемой плети с ме-
таллоконструкциями эксплуатационных опор.
Укладку плетей осуществляют либо методом "перехвата", либо
методом "переезда". При переходе одного из кранов-трубоукладчи-
ков плеть поддерживают остальными тремя кранами-трубоуклад-
чиками; непосредственно плети на опоры опускают всеми четырь-
мя кранами-трубоукладчиками.
Надвижка плети на опоры в основном осуществляется двумя
головными трубоукладчиками; два же последних трубоукладчика в
колонне осуществляют только вертикальные перемещения плети.
Высота подъема плети каждым из трубоукладчиков в их рабо-
чем диапазоне приведена в табл. 1.49.
В целях предупреждения повреждений гидро- и теплоизоляци-
онного покрытия труб краны-трубоукладчики следует оснащаать
мягкими полотенцами. Ширина и количество лент в каждом мягком
полотенце определяются исходя из максимальных нагрузок на кра-
ны-трубоукладчики и прочностных свойств теплоизоляционного по-
крытия. При этом для трубопроводов диаметром 530; 720 и 1020 мм
максимальные нагрузки на трубоукладчики не должны превышать
36,71 и 155 кН соответственно.
315
Таблица 1.49
Рабочий диапазон высот подъема трубной плети
Диаметр трубопровода, ММ Высота подъема плети, м (для каждого из трубоукладчиков с порядковым номером)
№1 №2 №3 №4
530 1,2-1,6 1,6-2,0 1,7-2,1 1,2-2,1
720 1,3-1,6 1,7-2,0 1,8-2,1 1,3-2,1
1020 1,3-1,5 1,6-1,9 1,8-2,0 1,3-2,0
Примечание. Увеличенный диапазон изменения высот подъема
4-м краном-трубоукладчиком обусловлен его возможным нахождением
в колонне во время опуска плети либо рядом с головным (1-м), либо с зад-
ним (3-м) краном-трубоукладчиком.
Закрепление трубопровода в проектном положении на эксплу-
атационных опорах следует осуществлять с учетом его перемеще-
ний при температурных перепадах, определяемых проектом.
Фиксация ложементов на подвижных опорах с помощью стяж-
ных хомутов осуществляется со смещениями от центра опор с уче-
том последующих продольных перемещений трубопровода в про-
цессе эксплуатации.
Расчетные величины продольных смещений хомутов (монтаж-
ные смещения), принимаемые при закреплении, следует опреде-
лять в зависимости от максимального повышения температуры сте-
нок труб (положительная температура эксплуатации), внутреннего
давления (удлинение трубопровода), температуры, при которой
производится замыкание монтажного стыка, и расстояния межд)
каждой конкретной подвижной и неподвижной опорами.
Общая схема монтажного смещения ложементов при закрепле-
нии трубопровода на подвижных опорах показана на рис. 1.130 [200]
Величины смещения ложементов относительно оси скользящей
опоры в зависимости от температуры замыкания стыка должны
быть отражены в ППР.
Закрепление вылета компенсатора следует производить со сме-
щениями от края фрикционной пластины (рис. 1.131). Величины
смещений должны быть указаны в ППР.
Перед закреплением трубопровода на опорах необходимо
выполнить регулировку высотного положения опор с целью устра-
нения остаточных монтажных напряжений в трубопроводе, что
достигается выравниванием нагрузок на опорах от веса трубопро-
вода. Для этого кран-трубоукладчик, используемый на этой опера-
ции, должен быть оснащен динамометром.
316
317
2
Рис. 1.131. Схема монтажа вылета компенсатора
со смещениями на ригелях опор:
1 — полка компенсатора; 2 — отвод; 3 — вылет компенсатора; 4 — фрикци-
онная пластинка; 5 — прямолинейный участок трубопровода; 6 — замыкаю-
щий стык; Др Дг, Дз — смещение оси полки компенсатора на фрикционной
пластине при монтаже трубопровода
Закрепление трубопровода на подвижных опорах произво-
дится прижатием опорных ложементов к трубе с помощью метал-
лических хомутов.
1.4.8. Прокладка промысловых трубопроводов
в особых природных условиях
К особым будем относить условия строительства,
требующие внесения соответствующих корректив по сравнению
с сухопутными равнинными участками. К ним относится прокладка
трубопроводов в условиях сильно пересеченного рельефа мест-
ности, через болота и обводненные участки, на вечномерзлых, про-
садочных и пучинистых грунтах, в сейсмических районах.
Рассмотрим кратко эти особенности.
318
1.4.8.1. Прокладка трубопроводов
на сильно пересеченной местности
Как показывает практика, строительство трубопроводов
в условиях сильно пересеченной и горной местности — весьма слож-
ная в инженерно-техническом и организационном отношениях
задача [15, 19, 20, 22, 193, 198, 200], осложняющие факторы при этом:
значительное число горных рек и ручьев;
продольные склоны местности, достигают ап = 30° и более на
участках большой протяженности;
косогорные участки с поперечными уклонами ак = 40° и более;
наличие скальных пород;
залесенность трассы на значительном протяжении;
большое количество осадков в весенне-летний период;
наличие селевых потоков и оползней
В зависимости от перечисленных факторов прокладку трубо-
проводов осуществляют открытым или закрытым способом.
Закрытый способ (бестраншейная проходка) применяют
обычно без ограничений инженерно-геологических и гидрологи-
ческих условий, но необходимо учитывать его высокую стоимость.
Этот способ широко распространен в мировой практике трубопро-
водного строительства, в России также все большее применение
получают бестраншейные методы прокладки, такие как микротон-
нелирование и тоннельная проходка.
Микротоннелирование используется не только при прокладке
трубопроводов в сильнопересеченной и горной местности, но и при
строительстве переходов через другие естественные и искусствен-
ные препятствия. Более подробно этот метод рассмотрен в преды-
дущем разделе.
При строительстве коллекторов для подземных городских
инженерных коммуникаций г. Москвы успешно применяется оте-
чественный горнопроходческий комплекс "Топаз" (разработка
Мосинжстроя).
При строительстве Стройтрансгазом газопровода "Голубой
поток", в частности при сооружении двух тоннельных переходов
через хребты Кобыла и Безымянный протяженностью 2082 и 988 м
соответственно, субподрядная организация ООО "НПО Мостовик"
применила тоннельный щитовой комплекс "LOVAT".
Тоннельную проходку осуществляют с применением различ-
ных марок отечественных и зарубежных горнопроходческих ком-
байнов с возведением сборной или монолитной железобетонной
обделки. Например, при строительстве газопровода "Голубой по-
ток" было привлечено ОАО "Тоннельный отряд № 44" для проходки
196-метрового тоннеля через отроги хребта "Безымянный"
319
Проходку тоннелей производят на основании специальной
нормативно-технической документации.
Прокладку трубопровода внутри построенного тоннеля осуще-
ствляют методом постепенного наращивания и протаскивания
Трубопровод укладывают на роликоопоры или непосредственно
на дно тоннеля, при этом для защиты изоляции применяются коль-
цевые поливинилхлоридные хомуты.
В случае строительства непроходного тоннеля пространстве
между трубопроводом и стенками обделки можно заполнять це-
ментно-песчаным раствором.
Рассмотрим более подробно технологическую последователь
ность производства отдельных видов работ, выполняемых откры-
тым способом, которая в принципе остается такой же, как и в нор-
мальных условиях.
Подготовительные работы
Выделяют три последовательно выполняемые операции: об-
следование трассы, расчистку трассы, устройство подступных
путей.
В обследование трассы входит обязательная аэрофотосъемка
в полосе 200 — 500 м, визуальное кручение трассы, инструменталь-
ные измерения.
В результате выполнения этих работ устанавливают:
оползневые участки, их конфигурацию, размеры, состояние
(активное, спокойное), возможности активизации, а также пере-
носа трассы;
варианты транспортирования труб и других материалов
по трассе;
участки, пересеченные селевыми потоками;
возможность перемещения техники по крутым подъемам,
спускам, косогорам;
характеристику лесокустарникового покрытия трассы.
На участках ап > 15° валку деревьев следует производить толь-
ко вершиной к подошве склона.
На уклонах ап > 22°, а в зимние время ап > 15° тролевые хлыс-
ты вдоль склона тракторами не допускают.
При строительстве трубопроводов на косогорных участках
с поперечными уклонами ап > 8° необходимо устраивать полки
(рис. 1.132) со съездами и въездами на нее.
Наиболее экономичными являются полки в виде полувые-
мов-полунасыпи (рис. 1.132а, б), при этом насыпной грунт полки
используется для устройства проезда на период производства
строительно-монтажных работ и последующей эксплуатации
(рис. 1.133а).
320
Рис. 1.132. Конструкции полок на косогорных участках трассы
о — на сдвиг по подошве склона; б — по крутлоцилиндрическим поверх-
ностям скольжения
21 Э-185
321
_ Руд _ Nfmp _ (Q+qb) cosaktgcprp
У Рглн Qsina^ (Q+qb) sinak
откуда
,tg(prp
tgat<--------
Tty
(1.571
где (prp — угол внугреннего трения грунта насыпи, град; пу — коэф-
фициент запаса устойчивости против сползания грунта; пу = 1,4.
При расчете устойчивости полки по круглоцилиндрическим
поверхностям скольжения (рис. 1.133) также определяют коэффи-
циент запаса устойчивости для всех возможных поверхностей
и отыскивают точку О, относительно которой коэффициент запаса
устойчивости будет минимальным.
74 уд
7йСдв
где Муд — момент всех удерживающих сил, который равен
МУД =Я,-
с Г \
Z (О, +Qbi)cosal tgq>rp +£crp AS,
a q
МСдВ — момент всех сдвигающих сил, равный:
Т^СДВ
= Pi since; +^qbisina,
_ a a
Ширину полки необходимо назначать из условия производства
работ, возможности устройства траншеи и механизированной про-
кладки кабеля связи с нагорной стороны породы, а также с учетом
местных условий. При прокладке двух параллельных ниток —
раздельные полки или прокладка на одной полке (нефтепродукте-
проводы) — расстояние между нитками 3 м.
Допускается прокладка двух нефтепроводов (нефтепродукто-
проводов) IV класса в одной траншее (диаметр 300 мм и менее).
Разработку грунта (не требующую предварительного рыхле-
ния) при сооружении полок на косогорах с поперечным уклоном
ак = 84-18° следует производить бульдозерами (рис. 1.134, 1.135).
Разработка грунта при устройстве полок на участках с попереч-
ным уклоном до 15° можно выполнять также продольными прохо-
дами бульдозера по схеме (рис. 1.135). Бульдозер вначале произво-
дит срезку и разработку грунта у линии перехода полувыемки в по-
322
A—A
Рис. 1.134. Схема разработки полок на склонах
поперечными проходами бульдозера
лунасыпь. После срезки в призме I и перемещения его в насыпную
часть полки разрабатывается грунт в призме II, а затем — в призмах
III и IV — до полной разработки профиля полувыемки.
Рис. 1.135. Схема разработки полок на склонах
продольными проходами бульдозера:
I, II, III, IV — призмы разработанного грунта
323
На поперечных уклонах сск > 18° разработка полок бульдозе-
ром продольными ходами малопроизводительна, а поперечными
ходами — невозможна из-за сползания бульдозера под откос.
Поэтому полки устраивают одноковшовым экскаватором, обору-
дованным прямой лопатой, или экскаватором совместно с буль-
дозером.
Экскаватором (тип Э-505) полку отрабатывают за один проход
при высоте забоя до 6 м и за два прохода при большей высоте забоя
(рис. 1.136а). Такая схема разработки целесообразна при крутизне
косогора 45° и больше.
На уклонах ак = 184-40° применяют другую схему работ:
разработку полки осуществляют экскаватором и бульдозером
(рис. 1.1366). Экскаватор разрабатывает за один проход часть полки
на наибольшую высоту забоя для прямой лопаты, а оставшийся
грунт снимает бульдозер поперечными ходами.
При разработке полки одним экскаватором необходима плани-
ровка подошвы полки бульдозером, так как после экскавации по-
верхность получается неровной, с большими неразрыхленными
глыбами (в скальных грунтах). По такой поверхности не могут про-
ходить даже тракторы, не говоря уже об экскаваторах.
На поперечных и продольных уклонах разработка полки имеет
некоторые особенности.
На участках с продольными (не превышающими апр) и попе
речными (до 25 — 30°) уклонами отработку полки можно осуществ
лять с помощью бульдозеров продольными ходами без закреп/
ния. Если продольный уклон не превышает 8°, а поперечный -
254-30°, то бульдозер может работать и поперечными ходами. Одна
ко в этом случае резко возрастает изнашиваемость ходовой части
Рис. 1.136. Схема устройства полки:
а — экскаватором; 1 — первый проход экскаватора; 2 — второй проход
экскаватора; б — экскаватором и бульдозером; 1 — часть полки, отрабатыва
емой экскаватором; 2 — часть полки, отрабатываемой бульдозером
324
Следует отметить, что вообще при работе на скальных грунтах хо-
довая часть (особенно гусеницы) тракторов, бульдозеров изнаши-
вается очень быстро. Гусеницы рвутся, края башмаков их стира-
ются и ломаются.
На продольных (больше предельных, но не превышающих 30°)
и поперечных (до 15°) уклонах полки можно разрабатывать бульдо-
зерами продольными ходами послойно без закрепления.
Если поперечные уклоны больше 15— 16°, а продольные
больше апр, то разработка полок бульдозерами становится край-
не сложной. В таких условиях полки разрабатывают экскава-
тором, который закрепляют одним или двумя тракторами
(или бульдозером).
Земляные работы по разработке траншей следует вести
с опережением вывозки труб на трассу. Землеройные машины
при разработке траншей должны перемещаться по тщательно
спланированной полке; при этом одноковшовые экскаваторы,
оборудованные обратной лопатой, могут перемещаться так же,
как и при сооружении траншей в скальных грунтах на равнин-
ной местности, по настилу из металлических или деревянных
щитов.
Отвал грунта из траншеи необходимо размещать у бровки от-
коса полувыемками, с правой стороны полки по ходу разработки
траншеи. Если отвал грунта располагается в зоне поезда, то грунт
планируют по полке и утрамбовывают бульдозерами.
Разработку траншей на участках трассы с продольными укло-
нами до 15°, если нет поперечных косогоров, следует выполнять од-
ноковшовым экскаватором без специальных предварительных ме-
роприятий. При работе на продольных уклонах от 15 до 36° должна
быть осуществлена предварительная анкеровка экскаватора. Число
анкеров и метод их закрепления следует определять расчетом в со-
ответствии с проектом производства работ.
Предельное состояние, при котором начинается самопроиз-
вольный сдвиг экскаватора, определяется выражением
ГГ — Q fmp cos ссПр,
гДе Апр — коэффициент трения скольжения гусениц о грунт.
Учитывая, Н = Q sin а, предельная величина продольного уклона
апр = arctg fnp, а рабочая араб = anp/ny, пу = 1,4 — коэффициент
запаса устойчивости.
На продольных уклонах до 22° разработка грунта одноковшо-
вым экскаватором допускается в направлении как снизу вверх, так
и сверху вниз по склону.
На участках с уклоном более 22° допускается вести работы при
325
прямой лопате только в направлении сверху вниз по склону ков-
шом вперед по ходу работ, а при обратной лопате — только сверху
вниз по склону ковшом назад по ходу работ.
Разработку траншей на продольных уклонах до 36° в грунтах
не требующих рыхления, следует производить одноковшовым или ро-
торным экскаваторами; в предварительно разрыхленных грунтах —
одноковшовыми экскаваторами.
Работа роторных экскаваторов разрешается на продольных
уклонах до 36° при движении их сверху вниз. При уклонах от 36
до 45° применяется анкеровка экскаваторов.
Работу одноковшовых экскаваторов при продольном уклоне
свыше 22° и роторных экскаваторов при уклоне свыше 45° следует
выполнять специальными приемами согласно проекту производ-
ства работ
Работа бульдозера разрешается на продольных уклонах до 36°.
Засыпку трубопровода скальным грунтом в случае, если грунт
распланирован по полке, необходимо производить бульдозером
или роторным траншеезасыпателем, оставшийся грунт разравни-
вать по полосе строительства.
В том случае, если грунт находится у бровки со стороны откоса
полувыемки, то допускается использование одноковшового экска-
ватора.
Засыпку трубопровода на продольных склонах необходимо
производить с помощью бульдозера, который перемещается вдоль
или под углом к траншее, а также можно осуществлять сверху вниз
по склону траншеезасыпателем с обязательным его якорением на
уклонах свыше 15°.
Для предотвращения смывания грунта при засыпке трубопро-
вода на крутых продольных склонах (свыше 15°) необходимо устра-
ивать перемычки.
При продольных уклонах ап > 36° на практике получил широ-
кое распространение лотковый способ устройства траншей
(рис. 1.137), при этом ширина траншеи по дну равна ширине ножа
бульдозера. Слой грунта — 0,4 — 0,6 м на всю длину.
При ап > 45°, если уклон длиной 100 м и более, целесообразно
устройство траншей выполнять канатными скреперными лебед-
ками, например серии АС, (рис. 1.138), широко использующихся
при разработке подводных траншей, лебедочный блок — диамет-
ром 0,4 —0,6 м, тяговый канат — диаметром24 —26 мм, вспомога-
тельные — диаметром 16 — 18 мм.
Транспортирование труб и трубных секций длиной до 24 м
в горных условиях на участках с уклонами ап до 15° выполняются
трубовозами на колесном ходу, при этом важно в зависимости от ре-
льефа определить вертикальную и горизонтальную вписываемость
326
3
Рис. 1.137. Разработка траншеи лотковым способом:
1 — работающий бульдозер Д-27; 2—анкерный трос; 3—якорящий бульдо-
зер или трактор; 1, II, III — последовательно разрабатываемые слои грунта
Рис. 1.138. Разработка траншеи скреперной установкой:
I—лебедка скреперная; 2 — тяговый трос; 3 — ковш; 4 — вспомогательный
канат; 5 — поворотный блок; 6 — отвал грунта
327
Рис. 1.139. Основные размеры полосы криволинейного движения
транспортных средств при проезде прямоугольных поворотов:
а — схема прямоугольного проезда; б — номограмма вписывания плетевоза
в прямоугольный проезд
Рис. 1.140. Зависимость
допускаемой величины свеса
от профиля дороги:
hn—погрузочная высота; Лп =
1,3; 1,5; 1,9; 2,1 м соответствен-
но кривым ЗИЛ-1574-М АЗ-537
0 4 8 12 16 13,м
328
без касания трубы о грунт и возможности поворота (рис. 1.139, 1.140).
На участках с уклонами ап > 15° применяются машины на гусе-
ничном ходу.
На участках трассы с крутизной склона ап > 20° трубы и сек-
ции, как правило, транспортируют по объездным или специально
сооруженным подъездным дорогам; на особо труднодоступных
участках трассы и пересеченной местности необходимо преду-
сматривать дежурные трактора тягачи или тракторные самоход-
ные лебедки.
Сборку и сварку труб и секций трубопроводов в нитку на ук-
лонах следует производить снизу —вверх по склону, подхват трубы
или секции сверху—вниз, при большей крутизне — на промежу-
точных горизонтальных площадках или на горизонтальных площад-
ках вершины горы с последующим протаскиванием подготовлен-
ной плети трубопровода (рис. 1.141, 1.142, 1.143).
Изоляционно-укладочные работы в горных условиях при по-
перечных уклонах трассы менее 8° и на полках с достаточной ши-
риной проезда при продольных уклонах до 10° необходимо выполнять
теми же методами, что и в обычных условиях.
При уклонах от 10 до 25° (рис. 1.144, 1.145) изоляционно-ук-
ладочная колонна должна работать с дополнительным трубоук-
ладчиком, снабженным монтажным полотенцем. При подходе
колонны к участку со спуском дополнительный трубоукладчик
следует устанавливать в начале колонны, а при завершении ра-
боты на затяжном подъеме — в ее конце, позади изоляционной
машины.
При продольных уклонах более 25° изоляционно-укладочные
работы необходимо вести совместно со сварочно-монтажными
в такой последовательности:
доставка отдельных труб или секций на специально подготов-
ленные монтажные площадки, которые размещают на горизонталь-
ных участках трассы;
очистка, изоляция и футеровка труб (секций) или заранее сва-
ренных на монтажных площадках плетей;
последовательное наращение трубопровода с одновременной
подачей его вдоль траншеи;
продольное перемещение (подача трубопровода с помощью
трубоукладчиков, тракторных лебедок и тягачей, находящихся на
монтажной площадке).
В горных условиях рекомендуется изоляцию трубопровода вес-
та с применением липких полимерных лент.
Рационально по возможности большой объем изоляционных
работ вести на трубозаготовительных базах.
329
Рис. 1.141. Схема наращивания трубопровода снизу вверх
с доставкой труб на уклон трубоукладчиком:
1 — трубопровод; 2 — стыкуемая секция; 3 — якорящий трос; Т —трубоук-
ладчик; Тр — трактор
Рис. 1.142. Схема наращивания трубопровода
с доставкой труб на уклон лебедкой:
1 — доставляемая секция; 2 — трос; 3 — лебедка
Рис. 1.143. Схема наращивания трубопровода сверху вниз
330
Рис. 1.145. Изоляция и укладка на уклонах более 20°
1.4.8.2. Прокладка трубопроводов
через болота и обводненные участки
Промысловые трубопроводы, проложенные в Сибири и на Край-
нем Севере, на значительном протяжении пебресекают болота и за-
болоченные участки [15, 19, 20, 27, 31, 35, 44, 73, 193, 198, 200].
Болотом (торфяник) со строительной точки зрения называется
избыточно увлажненный участок земной поверхности, покрытый сло-
ем торфа мощностью 0,5 м и более, при мощности менее 0,5 м — забо-
юченные земли.
Прокладку трубопроводов на болотах и обводненных участках
целесообразно производить преимущественно в зимнее время,
когда верхний торфяной покров промерзнет (используются специ-
331
альные мероприятия по ускорению промерзания грунта) на такую
глубину, при которой нормально работают механизированные ко-
лонны, и в этом случае технология строительства будет такой же
как и в нормальных условиях.
В остальные времена года в технологию будут вноситься суще
ственные изменения в зависимости от типа болота, его параметров
и параметров укладываемых труб.
Болота по характеру передвижения по ним строительной тех
ники делятся на следующие типы [200]:
I — болота, целиком заполненные торфом, на которых допуска
ются работа и неоднократное передвижение болотной техники
с удельным давлением 0,02 — 0,03 МПа (0,2 —0,3 кгс/см2) или работа
обычной техники с помощью щитов, еланей и дорог, снижающих
удельное давление на поверхность залежи до 0,02 МПа (0,2 кгс/см2);
II — болота, целиком заполненные торфом, на них допускаются
работа и передвижение строительной техники только по щитам,
еланям или дорогам, снижающим удельное давление на по
верхность залежи до 0,01 МПа (0,1 кгс/см2);
III — болота, заполненные растекающимся торфом и водой с пла
вающей торфяной коркой. Здесь допускаются работа только специ-
альной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средсп
На болотах и заболоченных участках должна, как правило, пре-
дусматриваться подземная прокладка трубопроводов и, как исклю-
чение, при соответствующем обосновании — укладка трубопрово-
да по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) илх
на опорах (надземная прокладка).
При соответствующем обосновании в случае подземной про
кладки трубопроводов через болота II и III типов длиной свыше 500
допускается предусматривать прокладку резервной нитки.
Как правило, переходы трубопроводов через болота являются
участками высоких категорий.
Перед основным циклом работ выполняется подготовка трас
сьг. выемка торфа, отсыпка песчаного грунта, устройство песчаных
свай (для повышения несущей способности болот), осушение, про
мораживание, устройство лежневой дороги для прохождения тя
желых строительных машин и на период эксплуатации (на болотах
и II типа). На устройство лежневой дороги требуется 1500 м3 древе
сины на 1 км дороги.
Земляные работы по подготовке траншеи в зависимост
от мощности торфяной залежи можно выполнять при:
• слое торфа до 1 м — одноковшовым экскаватором обратно»
лопатой или экскаватором в паре с бульдозером (бульдозер снимает
слой торфа в полосе 4 — 5 м до минерального грунта; отставая нг
15 — 30 м, работает одноковшовый экскаватор);
332
• мощности > 1,5 м — экскаватором, передвижением по дну
траншеи (прямая лопата), при этом необходимо обеспечитв откачку
из траншеи воды (рис. 1.146);
Приток воды через обе боковые стенки в траншею длиной /
Q=k$l
H2~h2
L
(1.59)
где Аф — коэффициент фильтрации, определяемый на специаль-
ных лабораторных установках непосредственно на месте способом
пробных откачек или ориентировочно по табл. 1.50 [32]; Н —
расстояние от дна траншеи до уровня грунтовых вод; h — величина,
характеризующая уровень воды в траншее; L — длина депрессион-
ной кривой.
Длина депрессионной кривой определяется по эмпирической
формуле Зихарда
L = 3000(H-h)Jk^
(1.60)
или формуле Кусакина
£ = 575(Н-11)^Нкф.
(1-61)
Величина h отыскивается из условия устойчивого положения
порожнего заглушенного трубопровода на дне обводненной тран-
шеи без всплытия:
Чтр > *Jb •
(1.62)
W Qmp — вес единицы длины трубопровода, qmp = qM + qK3\ —
выталкивающая сила воды.
ззз
Рис. 1.147. Схема разработки траншей экскаватором с салазок:
1 — одноковшовый экскаватор с обратной лопатой; 2 — салазки; 3 —
4 — бульдозер (тягач)
Разработку траншей на болотах целесообразно производит!
следующими способами:
• при помощи экскаватора, оборудованного обратной лопато!
(рис. 1147), установленного на салазках (4 — 5 труб диаметров
500 — 800 мм и длиной 7 — 8 м) или экскаватора, установленного в
плавучем понтоне (рис. 1.148);
• • устройство траншей взрывом (плужным канавокопателе'
разрабатывают канаву глубиной 0,5 м, в которую укладываю
непрерывный шнуровой заряд). В результате взрыва образуете
траншея глубиной до 2 м и шириной 5 — 6 м.
Рис. 1.148. Схема разработки грунта экскаватором на понтоне:
1 — траншея; 2 — плавучий понтон; 3 — экскаватор; 4 — якорь
334
Рис. 1.149. Схемы укладки сплавом:
I — траншея; 2 — трубопровод; 3 — изоляционная машина; 4 — очистная
машина; 5 — секция труб; 6 — трактор-тягач; и Т2 — трубоукладчики;
7,8, 9, 10 — роликовые опоры; Tpi, Тр? — тракторы
335
Укладка является наиболее ответственной технологической
операцией при строительстве трубопроводов на болотах.
Подземная прокладка трубопроводов в зависимости от вре-
мени года, методов производства работ, степени обводненности
несущей способности грунта и оснащенности строительного участ-
ка оборудованием осуществляется следующими способами:
• укладкой с бермы траншеи или лежневой дороги (как в нормаль-
ных условиях);
• в специально создаваемую в пределах болота насыпь.
• сплавом;
• протаскиванием по дну траншеи (аналог строительства под-
водных переходов).
Укладка сплавом (рис. 1.149) имеет несколько разновидностей,
но суть всех одинакова: трубопровод выводят в траншею на плаву,
перемещая его с одного из сухопутных участков, примыкающих
к болоту [31].
Этот метод очень эффективен на труднопроходимых болотах
при условии, что траншея подготовлена заранее, например, в зим-
нее время одноковшовым экскаватором.
Участки трубопроводов, прокладываемых в подводной траншее
через болота или заливные поймы, а также в обводненных районах,
необходимо рассчитывать на устойчивость положения против
всплытия по условию
Оакт — ~ Спас> 0 -6
*н.в
где С?акт — суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действу-
ющая вверх (включая упругий отпор при прокладке свободным
изгибом), Н; Qnac — суммарная расчетная нагрузка, действующая
вниз (включая массу — собственный вес), Н; кн в — коэффициент
надежности устойчивости положения трубопровода против всплы-
тия, принимаемый равным для участков перехода:
через болота, поймы, водоемы при отсутствии течения, обвод-
ненные и заливаемые участки в пределах ГВВ 1 %-й обеспечен-
ности — 1,05;
через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню,
включая прибрежные участки в границах производства подводно-
технических работ — 1,10;
через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также
горные реки — 1,15;
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, для которых воз-
можно их опорожнение и замещение продукта воздухом — 1,03,
336
В частном случае при укладке трубопровода свободным изги-
бом и равномерной балластировке по длине величина нормативной
интенсивности балластировки — вес на воздухе, Н/м, — определя-
ется из условия
9бал= (^н.в Фв +<7изг ~Qmp ~фдоп) ~ > (1-64)
лб 7Уб-Ув^н.в
где ng — коэффициент надежности по нагрузке (0,9 — для железо-
бетонных грузов; 1,0 — для чугунных пригрузов; кн в — обозначе-
ние то же, что в формуле (1.63)); с/в — расчетная выталкивающая
кО2
сила воды, действующая на трубопровод, дв =——ув ; (1.65)
4
9изг — расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при
свободном изгибе трубопровода, Н/м, определяемая по формулам
(1.41), (1.42):
Чтр — расчетная нагрузка от массы трубы, Н/м; ддоп — расчетная
нагрузка от веса продукта, Н/м, которая учитывается при расчете
газо-, нефте- и нефтепродуктопроводов, если в процессе их эксплу-
атации невозможно опорожнение и замещение продукта воздухом;
у6 — удельный вес материала пригрузки, г/м3; ув — удельный вес
воды с учетом растворенных в ней солей, Н/м3, принимаемый
поданным изыскания.
Расстояние между пригрузами /г рассчитывают по формуле (1.47).
Число пригрузов, необходимое для балластировки участка тру-
бопровода длиной L, определяютпо формуле (1.51).
В зависимости от конкретных условий строительства трубо-
провода на отдельных участках трассы, строительного сезона, ха-
рактеристики грунтов, уровня грунтовых вод и схем прокладки
применяются в основном следующие конструкции и способы бал-
лотировки и зацепления.
При групповом методе установки грузов грузы [15, 27]
укладывают один к другому, обеспечивая соответствие их обще-
го числа требованию проекта. Но следует учитывать, что макси-
мальное число грузов в группе и расстояние между группами гру-
зов связано с допускаемым прогибом трубопровода. Наиболь-
ший эффект достигают при монтаже группы грузов с одного мес-
та стоянки крана.
Групповая балластировка железобетонными пригрузами пре-
дусматривает их навешивание на трубопровод с помощью само-
ходных гусеничных или колесных подъемных кранов. Зона обслу-
живания подъемного крана Z, т. е. длина участка трубопровода,
223-185
337
в пределах которого навеска пригрузов производится с одной сто-
янки, зависит от вылета стрелы R и расстояния от оси поворота кра-
на до оси трубопровода SK (рис. 1.150). Величина определяется
технической характеристикой крана, а величина 5К — шириной
траншеи поверху Вв, безопасным расстоянием подъемного крана
от бровки К = 1 м и расстоянием от края гусеницы до центра вра
щения а:
Вв
5К=—+К+а.
2
(1.66)
Зона обслуживания
2
'к •
(1-67)
Число грузов в группе
Z
пг= —
(1.68)
где с — ширина пригрузов; тт — технологический зазор между
пригрузами в группе, предназначенный для предотвращения ссуда
рений пригрузов при навешивании и принимаемый равным 0,15 м.
Рассчитанная по формуле (1.61)) величина пг округляется
в меньшую сторону до целых чийэл
Рис. 1.150. Расчетная схема для определения зоны обслуживания крана
338
Групповая пригрузка предусматривает наличие отрезков тру-
бопровода значительной протяженности, свободный от пригрузов.
Под действием выталкивающей силы воды эти участки прогиба-
ются вверх (рис. 1.151). Задавшись величиной допускаемого проги-
ба у в середине свободного от грузов участка трубопровода, опреде-
лим предельную длину группы грузов:
__________7&,8Е1у___________
2д2(п4+4т)3+6т)2) + <?1(бт)+2)
(1.69)
где <у2 — распределенная нагрузка на участке, свободном от грузов
(положительная плавучесть),
?2 = ?в — <hnp< (1-70)
Q1 — распределенная нагрузка на забалластированном участке тру-
бопровода
<71 =
ОТ g - Yb
-?2.
(1-71)
И — коэффициент пропорциональности;
(1-72)
339
Длину свободного от грузов участка трубопровода определяют
как произведение ц /, а число пригрузов — по формуле
I
С+ГПу
с округлением в большую сторону до целых чисел.
Из двух значений пг, рассчитанных по формулам (1.68) и (1.73)
выбирают после округления наименьшее пГП1(п и окончательно уста-
навливают длину группы пригрузов:
/ = nrmin (с + ®т) — - (1.741
а также длину свободного от грузов участка трубопровода ц/.
Расстояние между центрами соседних групп равно
А = /(1+ц). (1.75)
При длине балластируемого участка трубопровода число групп
найдем как отношение L/A, округленное в большую сторону,
а необходимое число пригрузов
N— . nrmin-
А
(1.76)
При балластировке трубопроводов анкерными устройствами
основными техническими параметрами являются расчетная несу-
щая способность Банк (воспринимаемое ими усилие) и расстояние
между ними /а, которые связаны между собой зависимостью
1 7эанк
‘а - „
?бал
Величину Банк определяют по формуле
(1.77)
(1.78)
Т^анк — ^а Я^анк ^анк >
где Za — число анкеров в одном анкерном устройстве; шанк -
коэффициент условий работы анкерного устройства; при Za = 1
или Za > 2, но DH/DaHK > 3 шанк = 1,0; при Za > 2. но 1 < DH/DaHK>3
шанк определяют по формуле
шш[к = 0,25(1+ DH/DaHK); (1.79)
где DH — наружный диаметр трубопровода; DaHK — максимальный
340
линейный размер проекции одного анкера на горизонтальную
плоскость; Ранк — расчетная несущая способность анкера,
^анк — Фанк^^н ' (1.80)
где Фанк — несущая способность анкера; кн — коэффициент на-
дежности анкера, принимаемый равным 1,4 (если несущая способ-
ность анкера определена расчетом) или 1,25 (если несущая способ-
ность анкера определена по результатам полевых испытаний стати-
ческой нагрузкой).
Расстояние /а должно удовлетворять проверке трубопровода
по деформациям, в которой изгибающие напряжения представ-
лены иначе:
М
°*=±w'
где М — максимальный изгибающий момент, имеющий место
в точках закрепления трубопровода анкерными устройствами,
а2/2
М=^- U-82)
Число анкерных устройств, необходимых для балластировки
участка трубопровода длиной L, определяют по формуле (1.65), при-
няв/г— /а.
Несущая способность анкера Фанк обеспечивается винтовой
лопастью и определяется как:
^анк тв ^пр ' (1.83)
где тв — коэффициент условий работы, Рпр — предельное (крити-
ческое) сопротивление анкера, определяемое экспериментальным
путем или по формуле
Фр = (Асгр +13 Угрйа )РЛ, (1-84)
где А, В — коэффициенты, зависящие от угла внутреннего трения
грунта в рабочей зоне лопасти винта; сгр — сцепление грунта в ра-
бочей зоне лопасти винта; угр — средневзвешенный удельный вес
грунтов, залегающих от дна траншеи до отметки заложения лопас-
тей анкера; ha — глубина заложения лопастей от дна траншеи; Рл —
площадь лопастей анкера, которая равна
где DaHK — диаметр винтовой лопасти.
341
Завершающим этапом процесса укладки является балластиров-
ка или защемление трубы в проектном положении при помощи
навески одиночных утяжеляющих грузов или специальных анкер-
ных устройств.
Закрепляют в основном трубы, имеющие положительную и ну-
левую плавучесть. Иногда закрепляют трубы с отрицательной пла-
вучестью. Это делается только в том случае, когда возможно обра-
зование на каком-либо участке газовых пузырей или требуется
обеспечить пригрузку труб для предотвращения выпучивания под
воздействием продольных сил. Трубопровод закрепляют путем утя-
желения его или с помощью анкеров.
Утяжеление трубопровода осуществляют железобетонными
грузами, бетонированием труб, грунтом. Навеска грузов выпол-
няется трубоукладчиками с лежневой дороги, кранами с салазок
или с понтона. Рассмотрим эти операции более подробно.
Для перемещения трубоукладчика вдоль траншеи при слабой
несущей способности болота часто отсыпают песчаную дорогу или
делают ее из бревен (лежневая дорога). При навеске грузов краном
с салазок (рис. 1.152а) на последних устраивают площадку и уста-
навливают на нее автокран 4. Вдоль траншеи салазки 3 протаскива-
ют тракторами 1 или лебедками с помощью троса 6. После навески
на трубопровод 5 грузов, находившихся на грузовой площадке, са-
лазки возвращаются к месту погрузки 2. Таким образом, работа
осуществляется челночным способом. Челночный способ развозки
и навески грузов целесообразен при ширине болот до 500 м, когда
наибольшая длина хода (при работе с двух берегов) не превышает
250 — 300 м. По этой схеме за одну рабочую смену (7 ч) можно
погрузить 250 — 300 м трубопровода. В сильно увлажненных боло-
тах II и III типов при навеске грузов может быть использован пон-
тон с установленным на нем грузоподъемным оборудованием для
перемещения грузов. Размеры понтона и его грузоподъемность
должны обеспечивать одновременно подъем нескольких утяжеля-
ющих грузов. Понтон обычно изготовляют из труб диаметром 1020
Рис. 1.152. Схемы навески грузов с салазок (а) и с понтона (б)
342
или 1200 мм. Навеску грузов на плавающий трубопровод выпол-
няют по схеме (рис. 21.1526). У левого берега со склада 1 на понтон 4
устанавливают грузы 5. После погрузки понтон перемещают по
траншее 3 к месту навески грузов. При навешивании грузов понтон
все время находится над плавающим (непригруженный) участком
трубопровода 2, так как после навески каждого последующего гру-
за он отступает назад.
Закрепление трубопровода анкерами можно выполняеть
тремя основными способами — завинчиванием анкеров, забивкой
и выстреливанием их из гарпунных пушек. Завинчивание анкеров
осуществляют после укладки трубопровода на дно траншеи.
Последовательность закрепления анкерами изображена на рис. 1.153.
На участке 1\ трубопровод 1 уже закреплен; на участке /2 анкеры
завинчиваются с помощью установки 3; на участке /п ведутся под-
готовительные работы (раскладка анкеров 5, доставляемых на са-
нях 6). Бригада имеет сварочный агрегат 2, для перехода через тран-
шею устанавливают инвентарные переходные мостки 4. Забивные
анкеры с раскрывающимися лопастями представляют собой трубу
диаметром 8 — 15 см и длиной 5 — 7 м с прикрепленными на нижнем
конце шарнирно лопастями. Анкеры располагают по одной линии
или крестообразно (соответственно две или четыре лопасти). Тру-
бопровод крепят к анкерам специальным силовым поясом,
представляющим металлическую ленту шириной от 20 до 70 см. Под
ленту подкладывают мягкий материал для более равномерного рас-
пределения давления на изоляционное покрытие.
Засыпку трубопроводов, уложенных в траншею на болотах
в летнее время, осуществляют с помощью: бульдозеров на болот-
ном ходу; одноковшовых экскаваторов на уширенных гусеницах,
перемещающихся вдоль трассовой дороги; одноковшовых экскава-
торов на еланях с перемещением непосредственно вдоль траншеи;
легких передвижных гидромониторов путем смыва грунта в траншею,
а в зимнее время после промерзания грунта применяют бульдозеры,
одноковшовые экскаваторы и роторные траншеезасыпатели.
Рис. 1.153. Схема закрепления трубопровода анкерами
343
Рис. 1.154. Схема наземной прокладки трубопровода
по поверхности болота:
1 — трубопровод; 2 — торфяная или хворостяная подготовка; 3 — обва-
лование из песчаного грунта или торфа; 4 — лежневая дорога; 5 — противо-
пожарная канава
1 — минеральная обсыпка; 2—уплотненный торф; 3 — хворостяная выстилка;
а — степень разложения торфа более 30 %; б — степень разложения торфа
менее 30 %
Конструктивные параметры валика
Таблица 150
Диаметр трубопровода Dy, мм 1 ; т В, м Л, м Н, м
£500 1,25 1,5 0,8 1.5
700 1,25 1,5 0,8 1,7
800 1,25-1,5 1,5 0,8 1.8
1000 1,25-1,5 1.7 1,0 2,2
344
В отдельных случаях при соответствующем обосновании при
пересечении болот можно использовать наземную прокладку в на-
сыпи (рис. 1.154, 1.155, табл. 1.50) или надземную прокладку на опо-
рах [73, 144, 203].
1.4.8.3. Прокладка трубопроводов
на многолетнемерзлых, просадочных
и пучинистых грунтах
Многолетнемерзлые (вечномерзлые) грунты занимают срав-
нительно большую территорию — 23 % земной поверхности
(в России — 47 % — это районы Крайнего Севера, Кавказ, Юж-
ный Урал и др.).
Особенностями строительства и эксплуатации трубопроводов
в районах распространения многолетнемерзлых грунтов, определя-
ющими технологические и конструктивные решения, являются
отрицательные температуры окружающей среды (воздух, грунт)
и резкое изменение физико-механических свойств большинства
грунтов при их оттаивании [15, 19, 42, 73, 159, 192, 200, 217].
Грунты всех видов называются мерзлыми, если они имеют
отрицательную или нулевую температуру и содержат в своем со-
ставе лед; эти грунты называются многолетнемерзлыми (вечно-
мерзлыми), если они находятся в мерзлом состоянии в продолже-
нии многих (от трех и более) лет.
В районах распространения многолетнемерзлых грунтов
поверхностный (деятельный) слой грунта, подвергающийся сезон-
ному промерзанию и оттаиванию, называется сезоннопромер-
зающим — оттаивающий летом и промерзающий зимой, но без
слияния с толщей многолетнемерзлого грунта; сезоннооттаиваю-
щим — оттаивающий летом и промерзающий зимой до полного
слияния с толщей многолетнемерзлого грунта.
В многолетнемерзлых грунтах естественны, например, такие
особенности:
наледь — выход в зимнее время речной или другой воды
на поверхность земли;
солифлюкция — медленное вязкое течение грунта по склону
рельефа, вызванное процессом сезонного его промерзания-оттаи-
вания;
термокарст — провальные формы рельефа, образующиеся
вследствие оттаивания подземного льда и льдистых вечномерзлых
грунтов;
пучение — увеличение в объеме слоя влажного грунта в процессе
его промерзания, проявляющееся в подъеме поверхностного слоя;
морозобойные трещины — вертикальные трещины в грунте,
345
образующиеся вследствие его сезонного промерзания или резких
и больших температурных колебаний в зимнее время.
Глубина сезонного оттаивания изменяется от 0,2 до 3,5 м (мак-
симально — супесь без растительного покрова), сезонного промер-
зания — от 0,6 до 5 м.
Проектирование трубопроводов, предназначенных для про-
кладки в районах вечномерзлых грунтов, следует осуществлять
в соответствии с требованием СНиП 2.02.04 — 88, при этом при вы-
боре трассы следует избегать участки с подземными льдами, нале-
дями и буграми пучения, проявлений термокарста, косогоров
с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеваты-
ми грунтами. Первый принцип, при котором вечномерзлые грунты
(ВМГ) следует использовать в мерзлом состоянии, сохраняемом
в процессе строительства и в течение всего заданного периода экс-
плуатации трубопровода.
При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным укло-
ном более 8° следует предусматривать срезку или подсыпку грунта
и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается предусмат-
ривать только на непросадочных или малопросадочных участках
при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ, где
возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо преду-
сматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с прове-
дением специальных мероприятий по повышению устойчивое™
полок.
Прокладку подземных трубопроводов в районах распростране-
ния грунтов II типа просадочности следует осуществлять с учетом
требований СНиП 2.02.04 — 88 [192].
Для грунтов I типа просадочности прокладку трубопроводов не-
обходимо вести, как для непросадочных трубопроводов.
Если невозможно избежать возникновения просадки основа-
ния под трубопроводами, при расчете трубопровода на прочность
и устойчивость должны учитываться дополнительные напряжения
от изгиба, вызванные просадкой основания.
На участках, где возможно развитие мерзлотных процессов
необходимо проводить предварительные инженерные изыскания
в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07 — 87.
Выбор принципа использования ВМГ как оснований следует
проводить в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04 — 88 [192,
с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивна
го решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации
прогноза локальных и общих изменений инженерно-геокриологи-
ческих условий и свойств грунтов основания и мероприятий по ох-
ране окружающей среды.
От выбранного принципа использования ВМГ, способа про-
346
кладки и конструктивного решения зависят работоспособность
и ремонтопригодность трубопроводов в течение всего периода экс-
плуатации.
При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на
прочность, устойчивость и деформативность производят с учетом
дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением
грунтов.
В случае прокладки трубопроводов с использованием грунтово-
го основания по II принципу согласно СНиП 2.02.04 — 88 при расче-
те трубопроводов на прочность и устойчивость следует учитывать
дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной
осадкой основания.
Институт "Гипроспецгаз" (г. Ленинград) при проектировании
трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах подразделяет все
участки трассы на "горячие" (t > 0 круглый год), "теплые" (Гсргод > 0),
холодные" (t<0) [73].
При пересечении участков пучинистых грунтов для расчета
холодных" трубопроводов определяют размеры зоны промерза-
ния вокруг трубопровода, параметры пучения в зависимости
от положения фронта промерзания и оценку прочности и устойчи-
вости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.
С целью уменьшения воздействия морозного пучения на трубо-
проводы или на их опоры заменяют грунт, устраивают компенсаци-
онные участки, проводят техническую мелиорацию грунтов, про-
кладку трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применя-
ют противопучинистые устройства для обеспечения устойчивости
положения трубопроводов.
Выбор конструктивной схемы прокладки на участках много-
летнемерзлых грунтов во многом будет предопределяться проса-
дочностью этих грунтов при оттаивании.
Категории трубопроводов, прокладываемых на ВМГ, принима-
ют в зависимости от категории просадочности ВМГ при оттаивании
и способа прикладки трубопроводов и соответствии с табл. 1.51.
Категории просадочности однородных грунтов необходимо
принимать в зависимости от относительной осадки грунта при
оттаивании в соответствии с табл. (1.51). При отсутствии
характеристики относительной осадки грунта допускается прини-
мать категорию просадочности грунта в зависимости от величины
суммарной влажности грунтов по табл. 1.52.
При прокладке трубопроводов на косогорах с поперечным
уклоном более 8° предусматривают срезку или подсыпку
грунта и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается
I осуществлять только на непросадочных или малопросадочных
участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках
347
Таблица 1.51
Категории участков трубопроводов,
прокладываемых на вечномерзлых грунтах
Категории просадочности ВМГ Категории участков
газопроводов нефтепроводов водоводов
подзем- ной надзем- ной подзем- ной надзем- ной подзем- ной надзем- ной
I III III III III III ш
и II (III) III II III 11 III
III II III 11 III II III
IV II II I II II II
V II II — II — II
Примечание: В скобках указаны категории участков для одиночных "холод-
ных" трубопроводов.
ВМГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходи-
мо для устройства полок обязательно проводить подсыпку грунта
с проведением специальных мероприятий по повышению устой-
чивости полок.
С целью уменьшения напряжений в трубопроводе при его
непрерывных осадках обязательно предусматривают специальные
мероприятия: устройство теплоизоляции, замену грунта, укладку
трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор
для фиксации положения трубопровода, применение геотекстиль-
ных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продук-
та, прокладку по типу "труба в трубе" и др.
Для производства строительно-монтажных работ, как правило
необходимо использовать машины в северном исполнении, пред-
назначенные для работы при низких температурах и в специфиче-
ских условиях вечномерзлых грунтов.
При строительстве промысловых надземных трубопроводов
организационно-технологическую схему комплексного потока
определяют конструкцией прокладки трубопровода. Наиболее
сложные конструктивные решения имеются по шлейфовым
трубопроводам.
Учитывая сложность конструктивных решений шлейфовых
трубопроводов и экстремальные природно-климатические условия
района строительства, при организации строительного производ-
ства необходимо применять опоры надземных трубопроводов,
348
349
9 10 11
д < & <
s
Р- $ S
?> о 2
ю V ”
о г
2 й
X
Ф
<
п
к
*
X
е
св
сс
й
£
О
С,
ь
СО
S
ф
и
к
со
е
«
S
о.
1 S « i§ I
.. 2 s хг
со
в
сО
Е
Ф
Д
Я
о.
Е
D.^
Ф
S
Ей
О
<
о
£
И
э
СО
<
О
ес
о
р.
Е
О
м
СО
X
о
ё 9
К
ф *-
S д
В
ЕС
ЕС
о
£
£
О
S
Д
со
со
S
£
ГО
О
s
о
Ьч
О
£
3
ф
м
со
£
S й
Рч °
н VO
Д
ф
я
’Я
Я
к
к
ф
ЕС
2
ф
>Я
S
Я
с0
ЕС
со
Я
Я
Д’
Ф
и
ф
я
д
с0
ЕС
К
Я
Я
я
В’ £
S £
&’В
д
X
X
о
S
хг
§
с
со
X
О ж
V 5
V с
X
S
Н
ЕС
О
Ф
СО
о
(О
ЕС
О
<0
СО
О
h
2
и
и
3 с
ю
ь
ф
3
X
X
со
В
о
а
х
С
A i
о "
§ I
I 01
о
I
д
о
р
с
о
ея
го
X
8р
I
Ь
н К
в
СО
и
с*
2
350
изготовленные в заводских условиях, в базовых условиях должна
быть нанесена антикоррозионная и тепловая изоляция на трубы
или секции и изготовлены фасонные части трубопроводов.
До строительства высокомеханизированной трубозаготови-
тельной базы необходимо организовать антикоррозионную и теп-
ловую изоляцию двух трубных секций в закрытом сборно-разбор-
ном здании с применением имеющихся машин, инструментов, обо-
рудования с тем, чтобы избежать выполнения трудоемких, ручных
операций на трассе.
Организационно-технологическая схема и последовательность
выполнения строительно-монтажных операций шлейфового над-
земного газопровода приведена на рис 1.156. Комплексная бригада
(поток) состоит из восьми специализированных звеньев, выполня-
ющих работы поточным методом по:
расчистке трассы;
бурению скважин, установке свай и ригелей;
развозке и раскладке изолированных секций;
сварке секций в нить на опорах, вварке патрубков на непо-
движных опорах;
монтажу компенсатора и сварке замыкающего стыка;
монтажу опорных элементов, их регулировке и изоляции сты-
ков, патрубков, отводов;
монтажу ингибиторопроводов;
испытанию трубопровода.
1.4.8.4. Прокладка трубопроводов
в сейсмических районах
Проектирование трубопроводов, предназначенных для про-
кладки в районах с сейсмичностью свыше 6-ти баллов для надзем-
ных и свыше 8-ми баллов для подземных трубопроводов, необхо-
димо производить с учетом сейсмических воздействий [200].
При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах
необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивы-
ми и просадочными грунтами, территории горных выработок и ак-
тивных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность
которых превышает 9 баллов.
При прохождении участка трассы с грунтами, резко отлича-
ющимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо
предусматривать возможность свободного перемещения и де-
формирования трубопровода.
На участках пересечения трассой трубопровода активных тек-
тонических разломов необходимо применять надземную прокладку.
Конструкции опор надземных трубопроводов должны обеспе-
351
чивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих
во время землетрясения.
На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках
трассы должна быть предусматрена автоматическая система конт-
роля и отключения аварийных участков трубопроводов.
1.4.8.5. Прокладка трубопроводов
в барханных песках, на поливных землях
и при пересечении соров
В барханных и грядовых песках по всей ширине строительной
полосы необходимо выполнять планировку с целью удаления под-
верженных выдуванию частей барханов до уровня межгрядовых
понижений, а также для обеспечения беспрепятственного прохода
строительных колонн и транспортных средств.
Удаляемую часть барханов складывают в межгрядовых пони-
жениях вне строительной полосы. Объем планировки устанав-
ливается проектом.
В сухих сыпучих песках во избежание заносов траншей
их рытье следует производить с заделом не более чем на одну смен)'
На поливных землях работы, как правило, производят в периоды
полного прекращения поливов, в другие промежутки времени —
по согласованию с землепользователем.
До начала работ по сооружению трубопроводов на поливных
землях должны быть проведены мероприятия по предохранению
строительной полосы от поливных вод, а также по пропуску через
нее воды, поступающей из каналов и других сооружений пересе-
каемой оросительной системы.
Насыпи на сорах следует возводить в два этапа, сначала на вы-
соту до проектной отметки низа трубы с обеспечением сквозного
проезда по насыпи, затем, после укладки трубопровода в проектное
положение, насыпь необходимо досыпать до проектной отметки.
1.4.9. Балластировка и закрепление
промысловых трубопроводов
Продольная устойчивость трубопроводов, про-
кладываемых на болотах, обводненных и заболоченных участках
трассы, обеспечивается различными средствами балластировки,
которые можно разделить на две основные группы. Средства балла-
стировки и закрепления трубопроводов выбирают с учетом гидро-
геологических условий районов прохождения трассы и диаметра
трубопровода. При этом необходимо учитывать схему прокладки
352
трубопровода; мощность торфяной залежи; прочностные и дефор-
мационные свойства подстилающих грунтов; наличие горизонталь-
ных и вертикальных углов поворота; методы и сезон производства
строительно-монтажных работ; температурный режим эксплуата-
ции трубопроводов.
К средствам балластировки первой группы относятся уст-
ройства, воздействующие на трубопровод собственным весом:
1 — одиночные железобетонные грузы;
2 — групповая установка одиночных железобетонных грузов;
3 — одиночные чугунные грузы;
4 — минеральный грунт засыпки, обычно используется при по-
вышенном заглублении трубопровода;
5 — закрепленные гидрофобизированные грунты;
6 — полимерно-контейнерные балластирующие устройства
(ПКБУ), заполненные местным или привозным грунтом или щебнем;
7 — минеральный грунт в оболочке из нетканых синтетических
материалов;
8 — сплошное обетонирование труб;
9 — анкерные плиты;
10 — комбинированные способы и др.
На подводных переходах через реки в основном используются
чугунные кольцевые пригрузы, конструкция которых представлена
на рис. 1.46, табл. 1.33.
На обводненных и заболоченных участках трассы наибольшее
распространение получили одиночные железобетонные пригрузы
(рис. 1.44, 1.45, табл. 1.31, 1.32).
В настоящее время используются следующие методы балласти-
ровки:
1. Балластировка трубопроводов одиночными (чугунными,
железобетонными грузами, (характеристики даны в табл. 1.31 —
1.33), устанавливаемыми на трубу непосредственно на строитель-
ной площадке (рис. 1.157, 1.158).
2. Групповой метод установки грузов. Грузы укладывают
один к другому, обеспечивая соответствие их общего числа требо-
ванию проекта. Но следует учитывать, что максимальное число гру-
зов в группе и расстояние между группами грузов связано с допу-
скаемым прогибом трубопровода. Наибольший эффект достигают
при монтаже группы грузов с одного места стоянки крана.
3. Бетонирование трубопроводов. В основном применяются
трубы, заранее покрытые монолитным железобетоном в заводских
или базовых условиях. Конструкция труб со сплошным обетониро-
ванием показана на рис. 1.159.
4. Полимерно-контейнерные балластировочные устрой-
ства. Устройства применяются для балластировки трубопроводов,
ЗЭ-1В5
353
Рис. 1.157. Установка железобетонных пригрузов типа УБО
354
Рис. 1.158. Балластировка одиночными железобетонными
седловидными пригрузами
355
6 5
Рис. 1.159. Конструкция бетонного покрытия:
1 — железобетонное покрытие; 2 — рабочий шов по бетонированию (раз-
рез); 3 — изоляция; 4 — трубопровод; 5— арматурная сетка; б — продольная
арматура
прокладываемых на обводненных, заболоченных и периодически
затопляемых участках строительства с грунтами минерального ос-
нования, применение которых в качестве группового заполнителя
полостей ПКБУ позволяет создать необходимую балластирующую
нагрузку на трубопровод. В качестве группового заполнителя поло-
сти устройства можно использовать грунты в разрыхленном есте-
ственно влажном состоянии плотностью более 1000 кг/м3.
5. Балластировка грунтом с использованием нетканых син-
тетических материалов. Нетканые синтетические материалы
(НСМ) получают из полиамидных нитей в процессе формообразо-
вания их из расплава вторичного полиамида или из вторичной пе-
реработки лавсана и капрона.
Для закрепления трубопровода в качестве пригрузки использу-
ют местный или привозной грунт. В зависимости от вида и состоя-
ния грунта трубопровод балластируют сплошь по всей длине или
перемычками. Длина перемычки 25 — 30 м. Применение НСМ по-
зволяет фиксировать грунтовую балластировку над трубопрово-
дом, вовлекать дополнительный объем грунта, заключенный между
трубой и стенкой траншеи.
6. Балластировка трубопроводов с использованием закреп-
ленных гидрофобизированных грунтов. В качестве пригруза как
конструктивного элемента в виде балластных перемычек можно
использовать нефтегрунт или минеральные грунты, улучшенные
добавками вяжущих компонентов (тяжелых крекинг-остатков,
нефтяных битумов и т. д.).
Балластировку с использованием закрепленных грунтов
(рис. 1.160) можно применять на обводненных участках при
356
Рис. 1.160. Балластировка закрепленным грунтом:
1 — закрепленный грунт; В — ширина траншеи, м; Н — глубина траншеи, м;
D,, — наружный диаметр трубопровода, м
подземном, наземном способах укладки трубопровода как в летнее,
так и в зимнее время [13, 108, 211, 212].
Для закрепления и стабилизации строительных свойств грун-
тов в условиях обводненной местности рекомендуется вяжущее
для магистральных трубопроводов ВМТ-Л, выпускаемое по
ТУ 0258-001 -02080196 - 2000.
Приготовление вяжущегрунтовой смеси может осуществлять-
ся различными способами: на бровке траншеи с использованием
одноковшового экскаватора; на бровке траншеи с использованием
траншеезасыпателя; в базовых условиях с доставкой закрепленно-
го грунта автосамосвалами и др.
Также для балластировки трубопроводов можно использовать
нефтегрунт, приготовленный специально или образовавшийся
в результате разлива нефти. При этом решается и другая важная
задача — утилизация нефтегрунта с целью охраны окружающей
среды [169].
Организация работ по балластировке трубопроводов перемыч-
ками из закрепленных грунтов состоит из таких операций, как при-
готовление, укладка и уплотнение грунтовой смеси.
Различные схемы балластировки закрепленным грунтом пока-
заны на рис. 1.161.
7. Закрепление трубопровода анкерными плитами. Данный
способ закрепления рекомендуется в обводненных и заболоченных
грунтах, позволяет повысить надежность балластировки трубопро-
вода путем размещения в приямках, отрываемых по обе стороны
трубопровода в боковых стенках траншеи, анкерных плит. Анкер-
ные плиты примыкают к трубопроводу в его горизонтальной диа-
метральной плоскости. В зоне контура плит засыпку производят
357
Рис. 1.161. Схемы балластировки закрепленным грунтом:
1 — перемычка из закрепленного грунта; 2 — минеральный грунт; 3 — ре-
культивационный слой; 4 — сплошной слой закрепленного грунта; 5 — тру-
бопровод
щебнем (так как трубопровод подвергается воздействию грунтовых
и паводковых вод, а минеральный грунт может быть размыт). Затем
траншея засыпается минеральным грунтом.
8. Балластировка трубопроводов минеральным грунтом
На участках трасс трубопроводов, периодически затапливаемых во-
дой, на участках перспективного обводнения и на обводненных участ-
ках балластировку трубопроводов можно осуществлять минеральным
грунтом. Балластировка трубопроводов минеральным грунтом мо-
жет быть применена в сочетании с утяжеляющими железобетон-
ными грузами, анкерными устройствами и бетонированием трубо-
провода.
Удерживающая способность минерального грунта рассчитыва-
ется для наивысшего уровня стояния грунтовых и поверхностных
вод (для нефте- и нефтепродуктопроводов — в период строитель-
ства до момента заполнения трубопроводов продуктом или водой,
для газопроводов — в период строительства и эксплуатации). Бал-
ластировку трубопроводов минеральным грунтом можно выпол-
нять как в летний, так и в зимний период. Обычно данный метод ис-
358
пользуется при повышенном заглублении трубопровода.
К средствам балластировки второй группы относятся анкер-
ные устройства, несущую способность которых определяют свой-
ствами грунтов:
1 — винтовые анкерные устройства (ВАУ) (рис. 1.162);
2 — раскрывающегося типа;
3 — выстреливаемые;
4 — взрывные;
5 — вмораживаемые;
6 — свайные консольного типа;
7 — якорные анкерные устройства;
8 — козловые анкерные устройства;
9 — ВАУ с повышенной удерживающей способностью;
10 — анкер-инъекторы и т. д.
Основными преимуществами анкерных устройств являются:
быстрота и экономичность доставки; незначительный собственный
вес по сравнению с развиваемой удерживающей силой; невысокая
стоимость.
Рис.1.162. Схема закрепления трубопровода винтовым анкерным
устройством:
1—силовой пояс; 2— защитный коврик и футеровочный мат; 3—трубопро-
вод; 4 — тяга анкерная; 5 —• винтовая лопасть
359
Анкерные устройства состоят в общем случае из анкеров, удер-
живающих трубопровод через силовой пояс. Анкер включает, как
минимум, два элемента: анкерную тягу и анкерную головку, при по-
мощи которой в работу против выдергивания тяги вовлекается
грунт, лежащий над анкерной головкой.
Обязательным условием применения анкерных устройств яв-
ляется наличие плотного минерального грунта в рабочей зоне анкера.
В практике трубопроводного строительства наибольшее рас-
пространение получили вмороженные анкерные устройства, при-
меняющиеся при наличии вечномерзлых грунтов и ВАУ. Более ши-
рокое применение ВАУ ограничивается из-за их невысокой надеж-
ности. При потере устойчивости одного из анкеров в группе, рядом
установленные анкеры под действием выталкивающей силы также
теряют свою устойчивость по принципу "домино", т. е. один за дру-
гим, и весь участок трубопровода всплывает на поверхность.
Для закрепления трубопровода на проектных отметках могут
также использоваться анкер-инъекторы (рис. 1.163).
Внедрение анкер-инъекторов производят на расчетную глуби-
ну 4 — 8 м в зависимости от свойств грунта. После внедрения осуще-
ствляют инъектирование вяжущего продукта в грунт через тяги ан-
кера, перфорированные в нижней части. Вяжущий продукт закачи-
вают через сменный разъемный оголовок [138, 175].
Рис. 1.163. Способ балластировки трубопровода анкер-инъекторами:
1 — инъектируемый вяжущий продукт "корень анкера"; 2 — трубопровод
3 — силовой пояс; 4 — защитный коврик и футеровочный мат; 5—штуцер дм
подачи вяжущего; 6—корпус сменного оголовка; 7— штуцер д ля подачи вяжу-
щего; 8 — траншея трубопровода; 9 — тяга анкера; 10 — минеральный групп
360
В качестве закрепляющего вяжущего вещества могут быть ис-
пользованы нефтяные битумы и мастики, цементные растворы, си-
ликаты натрия, различные смолы и другие жидкие водонераствори-
мые быстротвердеющие вещества.
Закачиваемое через тягу анкера закрепляющее вяжущее веще-
ство постепенно затвердевает и образует "корень" анкера, длина
и диаметр которого определяют несущую способность анкерного
устройства.
Анкерную тягу приваривают к силовому поясу (силовой пояс —
полосовая углеродистая или низколегированная сталь). Анкерные
тяги и силовой пояс изолируются липкими полимерными лентами
едва слоя.
Для повышения удерживающей способности винтовых анкер-
ных устройств также можно закачивать закрепляющее вяжущее
вещество через тягу анкера, представляющего собой перфориро-
ванную трубу диаметром 57 — 76 мм. При этом происходит восста-
новление структуры грунта, разрушенной винтовым наконечником
анкерного устройства. После затвердевания вяжущего вещества
водоустойчивость и удерживающая способность грунта значитель-
но увеличиваются.
Балластировку трубопровода с помощью анкер-инъекторов и
ВАУ с повышенной удерживающей способностью можно приме-
нять на обводненных прямолинейных и криволинейных участках
как в летнее, так и в зимнее время. Закрепление трубопроводов
эсуществляют на болотах с глубиной, равной глубине траншеи или
меньше неё, и с подстилающими минеральными грунтами, обеспе-
чивающими надежную работу анкеров, а также на пойменных и пе-
риодически обводняемых участках. Эти способы балластировки
трубопроводов разработаны и запатентованы ХНИЛ "Трубопро-
ьэдсервис" и кафедрой "Сооружение и ремонт газонефтепроводов
игазонефтехранилищ" УГНТУ [138]. Разработаны отраслевые ру-
ководящие инструкции по балластировке трубопроводов с приме-
нением анкер-инъекторов и ВАУ с повышенной удерживающей
•пособностью: РД39Р-00147105-028-02 и РД39Р-00147105-029-02
[175, 176].
1.4.10. Засыпка траншей
Засыпку траншеи производят после проведения
поляционно-укладочных работ, выдержки времени, необходимого
ЛШ процессов полимеризации, и набора адгезивной прочности изо-
ыцией, установки балластных грузов или анкерных устройств.
Засыпку трубопровода минеральным грунтом выполняют в лю-
361
бое время года. Перед засыпкой трубопровода, уложенного в тран-
шею, осуществляют:
проверку правильности положения трубопровода и плотности
его прилегания к дну траншеи;
контроль качества изоляционного покрытия (рис. 1.164), при
необходимости производят ремонт изоляции;
работы по предохранению изоляционного покрытия от меха-
нических повреждений при засыпке;
получение письменного разрешения от заказчика на засыпкт
уложенного трубопровода;
выдачу машинисту землеройной техники, наряда-заказа на
производство работ по засыпке.
При засыпке трубопровода необходимо обеспечивать:
сохранность труб и изоляции;
плотное прилегание трубопровода к дну траншеи;
проектное положение трубопровода в горизонтальной плоскости.
При засыпке нескольких трубопроводов, уложенных в общую
траншею, следует соблюдать проектное расстояние между трубопро-
водами, а также исключать возможные подвижки трубопровода в по-
362
перечном направлении. Для этого предварительно производят при-
сыпку трубопровода отдельными призмами при помощи экскаватора.
Для предохранения изоляции укладываемого в траншею трубо-
провода на дне траншеи устраивают "постель" из мягкого привоз-
ного или вскрышного грунта толщиной не менее 10 см над выступа-
ющими частями дна траншеи. Возможно применение для этих це-
\еи карбамидных пенополимерных материалов. Для предохра-
нения изоляции трубопровода от падения больших кусков породы
устраивают присыпку трубопровода мягким привозным или
вскрышным грунтом высотой 20 см от верхней образующей трубы.
При отсутствии мягкого грунта подсыпку и присыпку заменя-
ют устройством сплошной футеровки из деревянных реек или со-
ломенных, камышовых, пенопластовых и других матов.
После засыпки трубопровода, проложенного на нерекультиви-
руемых землях, над трубопроводом устраивают валик, высота кото-
рого совпадает с ожидаемой величиной осадки грунта засыпки.
На рекультивируемых участках отвалы плодородной почвы
и минерального грунта так располагают на строительной полосе,
чтобы при производстве работ они не смешались.
Рис. 1.165. Засыпка трубопровода бульдозером
363
Засыпку трубопровода бульдозерами выполняют косыми про-
ходами с целью исключения падения комьев грунта непосредст-
венно на трубопровод (рис. 1.165, 1.166). При наличии горизонталь-
ных кривых на трубопроводе вначале засыпают криволинейный
участок, а затем прилегающую часть. Засыпку криволинейного уча-
стка начинают с середины его, двигаясь поочередно к его концам
На участке с вертикальными кривыми трубопровода (в оврагах
балках, на холмах и т. п.) засыпку производят сверху вниз.
При засыпке твердыми грунтами роторные траншеезасыпа-
тели используют в комплексе с бульдозерами. При этом вначале
засыпку выполняют траншеезасыпателем разрыхленным грунтом
а затем бульдозерами.
После засыпки трубопровода минеральным грунтом на рекуль-
тивируемых землях в летнее время его уплотняют многократными
проходами гусеничных тракторов или пневмокатков. Уплотнение
грунта производят до заполнения трубопровода транспортируемым
продуктом. По уплотненному грунту осуществляют рекультивацию,
т. е. укладку и разравнивание ранее снятого плодородного слоя.
На продольных уклонах трубопровод засыпают с помощью
бульдозера, который перемещается с грунтом сверху вниз под уг-
лом к траншее, а также с помощью траншеезасыпателя сверху вниз
с обязательным его якорением на уклонах крутизной свыше 15°.
Для предотвращения размыва грунта на крутых продольных ук-
лонах (свыше 15°) засыпку производят после устройства перемы-
чек в траншее.
Способы засыпки трубопровода в болотах I и II типов, выполня-
емой в летнее время, зависят от структуры болота. На болотах
с несущей способностью более 0,01 МПа засыпку производят буль-
дозерами и экскаваторами на уширенных гусеницах или одноковшо-
выми экскаваторами, работающими с перекидных еланей, щитов или
пеноволокуш. Полученный при засыпке избыточный грунт укладыва-
ют в надтраншейный валик, высоту которого определяют с учетом
осадки. Если грунта для засыпки траншеи недостаточно, его следует
разрабатывать экскаватором из боковых резервов, которые заклады-
ваются от оси траншеи на расстоянии не менее трех ее глубин.
Засыпку на болотах III типа в летний период производят экскава-
торами, установленными на понтонах. Также на болотах III типа пос/ е
укладки трубопровода на твердое основание его можно не засыпать
Засыпку траншей на болотах, промерзших в зимнее время
и имеющих достаточную несущую способность, осуществляют
так же, как при засыпке траншей в мерзлых грунтах, т. е. бульдозе-
рами на уширенных гусеницах.
В песчаных грунтах засыпку трубопровода осуществляют
непосредственно вслед за укладочными работами.
364
1.4.11. Восстановление трассы
и работы по рекультивации
После окончания строительно-монтажных работ проводят ра-
боты по восстановлению трассы и рекультивации почвы (техниче-
ская и биологическая) с целью:
восстановления:
естественного поверхностного стока и дренажной сети;
плодородия почвы;
коренной растительности или антропогенных фитоценозов;
предотвращения:
или нейтрализации термической, водной и ветровой эрозии,
термокарста, солифлюкции, оползней и др.;
опустынивания;
процессов подтопления и заболачивания территории;
сохранения температурного режима вечномерзлых грунтов,
близкого существовавшему до начала строительства;
обеспечения миграции оленей и других животных, сохранения
районов обитания местной фауны.
Рекультивация земель при строительстве трубопроводов за-
ключается в снятии плодородного слоя с полосы, подлежащей ре-
культивации, и перемещении его во временный отвал. Из отвала
плодородный слой равномерно распределяют по рекультивируе-
мой площади после засыпки трубопровода.
Рекультивацию проводят: на трассах трубопроводов по всей ши-
рине отвода; на территориях временных поселков строителей после
их демонтажа; на нарушенных участках поверхности; на трассах вре-
менных зимних дорог; в карьерах; на территориях вокруг наземных
сооружений; на береговых участках в местах переходов; на переходах
1ерез малые реки, на которых устроены перемычки для прохода
строительной техники; на участках территорий, на которых разви-
лись эрозионные процессы, овраги, термокарст, солифлюкция и дру-
гие мерзлотные процессы; на оленьих пастбищах и путях миграции
оленьих стад; на любых других территориях строительства, нарушен-
ных в результате прохода транспортных средств, загрязненных
производственными и бытовыми отходами, нефтепродуктами и др.
На участках рекультивации в теплое время года проводят уп-
лотнение минерального грунта засыпки пневмокатками или много-
кратными (3 — 5 раз) проходами гусеничных тракторов над засы-
панным трубопроводом.
Б зимних условиях искусственное уплотнение минерального
грунта засыпки обычно не производят. Грунт отсыпают в траншею
валиком, где он приобретает необходимую плотность после оттаи-
вания в течение 2 — 3 месяцев (естественное уплотнение). Такой ме-
365
Рис. 1.166. Засыпка трубопровода
366
тод уплотнения можно применять и в летних условиях, когда в тру-
бопроводе в период рекультивации имеется продукт.
1.4.12. Очистка полости, испытание
и приемка в эксплуатацию
промысловых трубопроводов
Перед пуском в эксплуатацию после полной го-
товности участка или всего трубопровода (полная засыпка, обвало-
вание или крепление на опорах, установка арматуры и приборов,
катодных выводов, представление исполнительной документации
на испытываемый объект) промысловые трубопроводы подвергают
испытанию на прочность и герметичность, а также проводят очист-
ку их полости [40, 110, 200, 207].
Способы, параметры и схемы проведения очистки полости
и испытания промысловых трубопроводов устанавливают с учетом
категории и конструктивных особенностей каждого участка.
При очистке полости трубопроводов выполняют промывкой,
продувкой или протягиванием очистных устройств. Для промывки
или продувки трубопроводов диаметром 219 мм и более используют
очистные поршни.
Промывку производят пропуском поршней-разделителей
с предварительным заполнением трубопровода водой.
При очистке полости газопроводов обязательно следует вклю-
чать мероприятия по защите полости труб от попадания снега,
загрязнителей и остатков строительных материалов.
На трубопроводах до 219 мм, монтируемых без внутренних
центраторов, с целью очистки их полости протягивают очистные
устройства в процессе сборки и сварки трубопровода в нитку.
Очистку полости трубопроводов, монтируемых на опорах,
производят продувкой с пропуском поршней-разделителей
под давлением сжатого воздуха или природного газа со ско-
ростью не более 10 км/ч.
Очистные поршни пропускают по участкам трубопровода под
давлением сжатого воздуха, поступающего из ресивера (баллон),
создаваемым на прилегающем участке. Для продувки с пропуском
поршня необходимое давление воздуха (или газа) в ресивере при
соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 1 : 1 опре-
деляют по табл. 1.53.
Продувку скоростным потоком воздуха без пропуска поршня осу-
ществляют на трубопроводах диаметром до 219 мм (включительно)
или при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диа-
метров трубопровода.
367
Таблица 1.53
Давление воздуха в ресивере для продувки
Условный диаметр трубопровода, мм Давление в ресивере не менее, МПа (кгс/см2)
для трубопроводов, очи- щенных протягиванием очистных устройств для трубопроводов, не очи- щенных протягиванием очистных устройств
До 250 1.0 (10) 2,0 (20)
От 300 до 400 0,6 (6) 1.2 (12)
От 500 до 800 0,5 (5) 1.0 (10)
От 800 до 1000
включительно 0,4 (4) 0,8 (8)
На участках трубопроводов диаметром более 219 мм с круто-
изогнутыми вставками радиусом менее пяти диаметров допуска-
ется продувка без пропуска очистных поршней при условии пред-
варительной очистки труб протягиванием очистных устройств
в процессе их сборки и сварки в нитку.
Для продувки скоростным потоком воздуха без пропуска порш-
ня давление в ресивере выбирают по табл. 1.53 при соотношении
объемов ресивера и продуваемого участка 2:1.
В качестве очистных устройств при протягивании используют-
ся специальные приспособления, оборудованные металлическими
щетками или скребками. При наличии труб с внутренней изоляци-
ей применяют эластичные очистные поршни.
Для продувки используются очистные поршни или поршни-
разделители [110].
При продувке трубопроводов газом из них предварительно
необходимо вытеснить воздух.
Перед вводом в эксплуатацию газопровода производят выте-
снение из трубопровода воздуха газом давлением не более 0,1 МПа
в месте его подачи. Вытеснение воздуха можно признать закончен-
ным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из газопрово-
да, составляет не более 2 % по показаниям газоанализатора.
Природный газ для испытания трубопроводов подают от сква-
жины или от действующих газопроводов.
Испытание трубопровода на прочность и герметичность
Трубопроводы испытывают на прочность и герметичность
гидравлическим, пневматическим или комбинированным способами.
Величина испытательного давления определяется по приложе-
нию Ж.
368
Давление при комбинированном испытании на прочность
равно в верхней точке 1,1рраб, а в нижней точке не должно превы-
шать заводского испытательного давления труб; продолжитель-
ность выдержки под этим давлением 12 ч.
Проверку на герметичность участка или трубопровода в целом
производят после испытания па прочность путем снижения испы-
тательного давления до максимального рабочего (рраб) и его вы-
держки в течение времени, необходимого для осмотра трассы,
но не менее 12 ч.
При температуре окружающей среды трубопровода ниже
О °C допускается проведение гидравлического испытания подо-
гретой водой от теплообменников, водоподогревательных уста-
новок, коммуникаций горячего водоснабжения и т. п. или жидко-
стями с температурой замерзания ниже температуры окружаю-
щей среды.
Для гидравлического испытания также используются под-
земные воды, имеющие пониженную температуру замерзания,
с добавлением при необходимости ингибиторов коррозии, из се-
номанских или других геологических горизонтов. Для трубопро-
водов диаметром до 219 мм при отрицательных температурах
могут использоваться жидкости, имеющие пониженную темпе-
ратуру замерзания (антифризы). Использованный антифриз ути-
\нзируют.
В условиях отрицательных температур проведения гидравли-
ческих испытаний водой предусматривается возможность быстро-
го удаления из трубопровода опрессовочной воды с помощью зара-
нее установленных поршней-разделителей, перемещающихся под
давлением воздуха или газа.
Технологические узлы (крановые, узлы задвижек, сбора и рас-
пределения газа и нефти) подвергают предварительному гид-
равлическому испытанию.
Испытание надземных газопроводов на прочность и герме-
тичность, которое, как правило, проводят гидравлическим спо-
собом, включает:
а) предварительные испытания участков повышенной катего-
рии (переходы под дорогами, водотоками, реками и т. п.) и техноло-
гических узлов (линейные крановые узлы, узлы задвижек, узлы
пуска и приема средств диагностики и т. п.);
6) испытание всего подготовленного к эксплуатации участка га-
зопровода.
Предварительно переходы и узлы испытывают сразу же после
кончания работ на этих участках.
Предварительное испытание технологических узлов зимой осу-
ществляют гидравлическим способом незамерзающей жидкостью.
3 >-185
369
Предварительное испытание узлов, помимо проверки на прочность
должно включать проверку на герметичность импульсных и других
трубок, резьбовых соединений.
При испытании систем трубопроводов предусматриваются
организационно-технологические схемы, обеспечивающие после-
довательное испытание участков с многократным использование'1
испытательной среды.
При многониточной прокладке промысловых трубопроводов
допускается их одновременное испытание гидравлическим или
пневматическим способом.
Промысловые трубопроводы для транспортировки сероводо-
родсодержащего природного газа или газового конденсата подле-
жат осушке.
Испытание надземного трубопровода на прочность и проверю
на герметичность следует производить после полной готовности
участка трубопровода, т. е. после:
закрепления трубопровода на опорах;
Рис. 1.167. Монтаж технологического оборудования для проведения
гидравлических испытаний
370
заделки стыков (противокоррозионная и теплоизоляция);
установки арматуры и приборов (кроме 1 -го этапа испытаний
трубопроводов на затопляемых территориях);
удаления персонала и вывозки техники из опасной зоны на ус-
тановленные расстояния;
обеспечения постоянной или временной связи.
Давление при пневматическом испытании на прочность
трубопровода как на первом, так и на втором этапе равно 1ДРраб>
а продолжительность выдержки под этим давлением — 12 ч.
Пневматическое испытание трубопроводов проводят воздухом
или газом, не имеющим запаха.
Заполнение трубопровода воздухом или природным газом про-
изводят с осмотром трассы при давлении, равном 0,3 от испытатель-
ного на прочность, но не выше 2 МПа (20 кгс/см2).
В процессе закачки в природный газ или воздух добавляют одо-
рант, что облегчает последующий поиск утечек в трубопроводе.
Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуха монти-
руют установки для дозирования одоранта. Рекомендуемая норма одо-
Рис. 1.168. Монтаж обвязки линейной задвижки
371
ризации этилмеркаптаном — 50 — 80 г/1000 м3 газа или воздуха
Если при осмотре трассы или в процессе подъема давления об-
наружена утечка, то подача воздуха, газа или жидкости в трубопро-
вод немедленно прекращается, после чего устанавливается возмож-
ность и целесообразность дальнейшего проведения испытаний
Осмотр трассы при увеличении давления от 0,Зр11СП до рш
и в течение времени испытания на прочность запрещается.
После окончания испытания трубопровода на прочность давле-
ние необходимо снизить до проектного рабочего и только после
этого выполнить контрольный осмотр трассы для проверки на гер-
метичность.
При испытании трубопроводов на прочность и их проверке на
герметичность места утечек определяют следующими методами
визуальным;
акустическим;
по запаху;
по падению давления на испытываемом участке;
газоаналитическим (течеискателями горючих газов).
Трубопровод считается выдержавшим испытания на проч-
ность и проверку на герметичность, если за время испытания
трубопровода на прочность он не разрушился, а при проверке
на герметичность давление осталось неизменным и не было об-
наружено утечек.
На рис. 1.167 — 1.169 показан монтаж трубопроводной арматуры
Перед началом продувки и испытания трубопровода газом или
воздухом устанавливаются и обозначаются знаками безопасности
зоны, в которых запрещается находиться людям во время указан-
ных работ (табл. 1.54).
При гидравлических испытаниях и удалении воды из трубопро-
водов после испытаний устанавливаются и обозначаются на мест-
ности знаками безопасности опасные зоны (табл. 1.55).
Запрещается проведение испытания трубопроводов на проч-
ность и продувка их в ночное время.
До начала продувки и испытания трубопровода необходимо
снять напряжение с воздушных линий электропередачи, находя-
щихся в опасной зоне.
Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержа-
щим газом запрещаются.
При всех способах испытания на прочность и герметичность
для измерения давления применяются проверенные опломбиро-
ванные и имеющие паспорт дистанционные приборы или мано-
метры класса точности не ниже I и с предельной шкалой на да •
ление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне охран-
ной зоны.
372
Таблица 1.54
Зоны безопасности при очистке и испытании трубопроводов воздухом
Условный диаметр трубо- провода Dy, мм Радиус опасной зоны
при очистке полости в обе стороны от трубопровода, м при очистке полости в направлении вылета ерша или поршня, м при испытании в обе стороны от трубопровода, м
До 300 40 600 100
300 - 500 60 800 150
500 - 800 60 800 200
800- 1000 100 1000 250
1000- 1400 100 1000 250
Таблица 1.55
Зоны безопасности при гидравлических испытаниях трубопроводов
Диаметр трубопровода, мм Радиус опасной зоны, м
Давление испытания 8,25 МПа Давление испытания свыше 8,25 МПа
в обе стороны от оси трубопровода в направлении отрыва заглуш- ки от торца трубопровода в обе стороны от оси трубопровода в направлении отрыва заглуш- ки от торца трубопровода
100-300 75 600 100 900
300 - 500 75 800 100 1200
500 - 800 75 800 100 1200
800- 1000 100 1000 150 1500
1000- 1400 100 1000 150 1500
В процессе гидравлических испытаний на каждом из испыты-
ваемых участков может наблюдаться постепенное снижение (по-
вышение) испытательного давления вследствие снижения (повы-
шения) температуры воды в трубопроводе за счет влияния теплово-
го поля окружающей трубопровод среды.
Величина снижения (повышения) испытательного давления по
оказаниям приборов не должна отличаться от значений, определя-
373
Рис. 1.169. Монтаж трубопроводной арматуры
для проведения испытаний
374
смых по формуле (1.86) с учетом замеренных температур воды
АТ(Рт-2а)
ДР=—5------' <
^+С
Et
где Др — изменение давления, Н/м2; ДТ — изменение температуры,
град.; Ру — коэффициент температурного расширения воды,
1/°C; а — коэффициент температурного расширения стали,
1/ °C; DH — наружный диаметр трубопровода, м; С — коэффициент
объемного сжатия водв!, 44,3 • 10“11 м2/Н; Е — модуль упругости
стали, 2,1 • 1011 Н/м2; t — толщина стенки трубы, м.
Коэффициенты а, С, Е в области температур и давления, при кото-
рых обычно испытывают трубопроводы, можно считать постоянными.
Коэффициент pf зависит от температуры Т и может быть вы-
числен по эмпирической формуле
Р, • 105 = 6,43 + 1,7 Т — 0,02 Г2 + 0,00016 Т3. (1.87)
Схема узлов подключения при очистке полости трубопровода
и гидравлическом испытании приведена на рис. 1.170. После очист-
ки полости трубопровода любым из указанных способов на концах
очищенного участка следует устанавливать временные инвентар-
ные заглушки.
Воду из внутренней полости трубопровода сливают после про-
ведения гидравлических испытаний. Вода, заполняющая полость
трубопровода, насыщается ржавчиной и содержит значительное
количество мусора. При выпуске из труб, если не принять специ-
альных мер, вода загрязняет местность, стекает в ручьи и реки.
При испытаниях трубопровода водой должны быть точно опре-
делены и согласованы места водозабора и слива воды из труб после
испытания.
В целях обеспечения экологически безопасного водозабора
в инструкции по очистке полости и испытанию трубопровода сле-
дует предусмотреть:
схему размещения и техническое описание водозаборного со-
оружения, оборудованного средствами рыбозащиты;
лабораторное определение состава воды в источнике;
схему проведения очистки полости и гидроиспытаний;
привязку схемы очистки полости и испытания трубопроводов к
водным объектам;
расчет объема воды для промывки и испытания каждого участка;
расчеты возможного влияния на урез воды и экологию водоема
реки, озера и др.), из которого производится водозабор, после
375
Рис. 1.170. Узлы подключения при очистке полости трубопровода
и гидравлическом испытании:
а — продувка воздухом; б — продувка газом; в — промывка водой; г — гид-
равлическое испытание; 1 — ресивер; 2— очистной поршень; 3 — подводя-
щий трубопровод; 4—коллектор с перепускными патрубками; 5—продува-
емый участок; 6 — продувочный патрубок; 7 — перепускная линия; 8 —
свеча; 9—обводная линия; 10—штуцер для манометра; 11 — патрубок-упор
12—очистное устройство; 13—заливочный патрубок; 14—линейное запор-
ное устройство; 15 — патрубок сливной; 16 — трубопровод; 17 — фильтр
18 — сливная линия; 19 — обратный клапан с фильтром; 20 — подводящая
линия
376
изъятия необходимого для проведения промывки и гидроиспыта-
ния трубопровода объема воды;
во избежание попадания мальков рыбы кессон водозаборного
сооружения снаружи необходимо оградить рыбозащитным устрой-
ством из сетки с величиной ячеек не более 2 мм.
На реках глубиной 2 м и менее разрешено сооружать приям-
ки для забора воды, которые будут засыпаны после окончания
гидроиспытания. Оголовок всасывающего воду насоса следует
оборудовать устройством, предотвращающим попадание рыбы.
Вид и устройство согласовывают с руководством управления
по рыбоохране. Схема водозаборного сооружения представлена
на рис. 1.171.
После очистки полости трубопровода водой ее необходимо
слить в специально подготовленные отстойники или профильтро-
вать через дамбы-фильтры сквозь песчаную почву.
Сброс загрязненной воды после проведения очистки трубопро-
вода напрямую в реки, пруды, а также в рельеф и зоны затопления
запрещен.
Проект и сооружение земляных амбаров (рис. 1.172) или резерву-
аров-отстойников следует выполнять с учетом приема всего объема
воды, используемого для проведения промывки трубопровода.
Объем отстойника определяют с использованием формулы
V=0,2£)2L, (1.88)
где D, L — диаметр и длина промываемой секции, м.
Рис. 1.171. Схема водозаборного сооружения:
I — отверстия; 2 — оголовок с фильтром; 3 — железобетонная плита;
I— растяжка; 5 — кессон; 6 — емкость; 7 — сетка
377
Для слива воды из промыслового трубопровода желательно ис-
пользование фильтров, например представленного на рис. 1.173.
Воду из трубопровода подают внутрь фильтра на железобетонный
отбойник. Фильтр в виде параллелепипеда связан из снопов камы-
ша. Окалина, ржавчина и грязь застревают между стеблями камы-
ша, а чистая вода поступает в амбар.
Грязь и растительный слой необходимо удалить с низа резервуара
отстойника и вывезти в контролируемый отстойник очистного со-
оружения.
Ввод в эксплуатацию промысловых трубопроводов проводят
в комплексе с системами связи, объектами технического обслужи
вания и ремонта трубопровода, системами измерения количества
и качества перекачиваемой среды, устройствами для предотвращения
загрязнения окружающей среды и другими объектами в объеме про-
екта, согласованном с проектной организацией-разработчиком.
Прием в эксплуатацию промысловых трубопроводов, предназ-
наченных для транспортировки сероводородсодержащего газа
Рис. 1.172. Схема обустройства амбара:
1 — слив эмульсии; 2—водоотбой из железобетонных блоков; 3—водоотлив
378
Рис. 1.173. Схема фильтра для слива воды:
1 — сетка "рабица"; 2 — фильтрующий элемент; 3 — труба 1,5 м; 4 — желе-
зобетонная плита-отбойник
и нефти, запрещается, если полностью (согласно проекту) не закон-
чено строительство объектов, обеспечивающих безопасность лю-
дей и защиту окружающей среды.
Прием в эксплуатацию промыслового трубопровода со всем
комплексом сооружений проводит государственная приемочная
комиссия, назначенная заказчиком. До предъявления трубопрово-
да государственной приемочной комиссии трубопровод прини-
мает рабочая комиссия, назначенная заказчиком (застройщиком).
В состав рабочей и государственной комиссий включают предста-
вителей служб охраны природы, труда, пожарной безопасности.
Эксплуатация трубопровода, не принятого государственной при-
емочной комиссией, не допускается.
1.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ
И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
1.5.1. Проходное давление
в системах сбора нефти, газа и воды
Под проходным давлением понимается избыточ-
ное давление в определенной точке системы сбора продукции сква-
жин, соответствующее заданному режиму движения этой продукции.
379
Проходное давление в системах нефтесбора определяется про-
ектом и зависит от гидравлического сопротивления систем трубо-
проводов, а также от давления в аппаратах пунктов подготовки.
Проходное давление в различных точках систем сбора нефти
газа и воды при нормальной эксплуатации не должно выходить
за пределы изменений, установленных в регламенте.
В случае выхода проходного давления за пределы изменений
указанных в регламенте, происходят неполадки в работе системы
например:
а) если давление превышает установленное регламенте’:
для данной точки системы сбора, то это свидетельствует или
о произведенных переключениях, не предусмотренных регла-
ментом, или о дополнительных сопротивлениях в трубопровода!
заданной точкой, появившихся в результате отложений парафи-
на, песка, неисправности или перекрытия запорной арматуры
[76, 111];
б) если давление менее установленного регламентом, то этс
также может быть следствием выполненных переключений, но мо-
жет быть следствием потери герметичности трубопровода перед
или за данной точкой системы.
Контроль за проходным давлением осуществляют по техни-
ческим манометрам, установленным на трубопроводах, согласно
расчетным схемам, в местах, доступных для обслуживания.
1.5.2. Очистка промысловых трубопроводов
Очистку внутренней полости промысловых тру-
бопроводов проводят с целью восстановления их пропускной спо-
собности, а также с целью снижения скорости коррозии труб путем
удаления парафина, песка, водяных и газовых скоплений и различ-
ных механических примесей [171].
На участках трубопровода, подвергающихся механическим ме-
тодам очистки, соблюдают следующие требования:
участок трубопровода должен быть сварен из труб одного диа-
метра с учетом возможности пропуска очистного устройства на
всем его протяжении;
величина овальности труб, вмятин и гофр находится в допуска-
емых пределах;
во внутренней полости трубопровода не должно быть выступа-
ющих подкладных колец и устройств;
значение радиусов кривых вставок на участке равно не менее
чем пяти диаметрам трубопровода;
налицо оснащенность полнопроходной запорной арматурой;
380
нагрузки от пропуска очистных устройств соответствуют
допускаемым на данном трубопроводе.
Комплекс оборудования для очистки полости трубопровода
предназначен для выполнения всех необходимых технологических
операций, включающих пуск и прием очистного устройства, конт-
роля за прохождением его по участку, сбора и утилизации выноси-
мых из трубопровода загрязнителей.
Комплекс оборудования состоит из: камеры пуска и приема
очистного устройства; оборудования для запасовки в камеру пуска
и извлечения из камеры приема очистного устройства; технологи-
ческой обвязки камер пуска и приема с запорной арматурой;
средств контроля и сигнализации за прохождением очистного уст-
ройства; сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости
трубопровода загрязнителей.
Сооружения для сбора и утилизации выносимых из трубопро-
вода загрязнителей (парафин, песок, вода, конденсат и т. д.) рассчи-
тывают на максимально возможный объем загрязнителей.
Комплекс устройств, используемых для периодической очис-
тки, применяют для полного удаления загрязнителей из полости
трубопровода, а очистные устройства обеспечивают необходи-
мую степень герметизации при движении по всей длине очищае-
мого участка.
Устройства для очистки полости трубопровода предназначены
для того, чтобы:
обеспечивать полную очистку стенок труб от парафина, песка,
продуктов коррозии, а также воды и конденсата;
перемещаться по кривым вставкам с радиусом, равным пяти
диаметрам трубопровода, без нарушения работы конструктивных
элементов трубопровода;
быть удобными для ввода в камеры пуска и извлечения из ка-
мер приема, обладать минимальным весом;
обеспечивать возможность замены герметизирующих и очист-
ных элементов в случае выхода их из строя.
Организация и проведение очистки трубопровода включает
в себя следующие основные технологические операции: оценку
состояния внутренней полости трубопровода и определение
необходимости очистки; определение вида отложений в промы-
словых трубопроводах и состава загрязнителей в местах скопле-
ний в газопроводах для выбора технического средства и техноло-
гии очистки; обоснование периодичности очисток промыслового
трубопровода или его участка, а также метода очистки (механи-
ческой, химической, термической и комбинированной); произ-
юдство работ по очистке трубопровода; оценку и регистрацию
результатов очистки.
381
Методы и сроки очистки определяются по фактическом}
состоянию участков трубопровода.
Очистку вновь введенного в эксплуатацию трубопровода про-
изводят через 45 сут со дня ввода; очистку трубопровода, находяще-
гося в постоянной эксплуатации, осуществляют через 90 сут работы
Если целью очистки полости трубопровода является восстаю
ление его гидравлического сопротивления, то процесс очистки вы-
полняют при
(Лрп — Лро) / Лро > 0,06, (1.89)
где Арп — фактический перепад давления на данном участке трубо-
провода в анализируемый период времени, МПа; Ар0 — теорети-
ческий перепад давления при заданном режиме работы на данном
участке трубопровода, МПа.
Если целью очистки является удаление осадков, способству-
ющих интенсификации коррозионных процессов, то очистку
выполняют по мере необходимости, исходя из данных опыта экс-
плуатации.
Очистные устройства выбирают по их техническим характери-
стикам с учетом конструкции конкретного трубопровода и в зави-
симости от вида отложений и загрязнителей.
Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых
парафиновых отложений используются разделители: шаровые
(РШ), манжетные (PM-ПС), очистные поршни (ОПРМ), разделите-
ли с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрические и др.
Очистные скребки универсальны в применении и обеспечива-
ют хорошее качество очистки от твердых парафиновых и други
отложений. К ним относятся: скребки щеточные (ЩС, ЩСП), гиб-
кие размывающие вращающиеся скребки (ГРВС), скребки много-
целевые рессорные (СМР) и др.
Пропуск очистного устройства допускается при скоростях по-
тока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются
при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов и 4 — 7 м/с — для газо-
проводов.
На газопроводе устанавливают дренажные устройства или кон-
денсатосборники для удаления воды и конденсата из мест их регу-
лярного скопления.
Конденсатосборники периодически освобождают от конденсате
в передвижные емкости, а также возможна перекачка конденсата на-
сосом в ближайший нефтепровод.
Наземную часть конденсатосборника помещают в кожухе
с запирающимся устройством для исключения доступа посторон-
них лиц.
382
Во время проведения очистных работ категорически запреща-
ется
проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охран-
ной зоне трубопровода;
присутствие лиц, не участвующих в проведении очистных ра-
бот, на площадках пуска и приема очистных устройств, линейных
задвижек или кранов; переезд трассы трубопровода транспортом
и механизмами.
1.5.3. Уход за трассой трубопроводов.
Технический коридор.
Охранные зоны. Знаки безопасности
Трасса подземных промысловых трубопроводов
определяется направлением и размерами технического коридора.
Под техническим коридором трубопроводов понимается групповая
упорядоченная укладка трубопроводов одинакового или различного
назначений.
Трасса подземных трубопроводов через каждый километр и
в местах поворота закреплена на местности постоянными знаками
высотой 1,5 —2 м. Знак содержит информацию о местоположении
оси трубопровода, километре и пикете трассы, а также номер теле-
фона эксплуатирующей организации.
Закрепительные знаки также устанавливают на переходах че-
рез естественные и искусственные препятствия.
На обоих берегах перехода шириной в межень более 100 м
устанавливают реперы, к которым производят высотную привяз-
ку по результатам промеров при каждом обследовании перехода.
Реперы устанавливают в незатопляемой зоне с гарантией их со-
хранения при возможных разрушениях берегов и повреждениях
во время ледохода. При ширине реки до 100 м допускается уста-
новка одного репера.
К любой точке трассы промысловых трубопроводов следует
предусматривать возможность доставки людей, транспортных
средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных
работ, при этом максимально используются дороги общего пользо-
вания. Бровки вдоль трассовых дорог в охранной зоне необходимо
располагать не ближе 10 м от оси трубопровода.
С целью защиты траншеи от размыва и оголения предусматри-
вают сток поверхностных вод, крепление оврагов, промоин и раз-
мываемых берегов водных преград.
Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исклю-
чения возможности повреждения трубопроводов устанавливают
383
охранные зоны по аналогии с магистральными трубопроводами
в соответствии с “Правилами охраны магистральных трубопроводов':
вдоль трасс трубопроводов — в виде участка земли, ограничен-
ного условными линиями, находящимися в 50 м от оси трубопровода
с каждой стороны;
на землях сельскохозяйственного назначения охранную зону
ограничивают условными линиями, проходящими в 25 м от осей
крайних трубопроводов с каждой стороны;
вдоль трасс многониточных трубопроводов — в виде участка
земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м
от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;
вдоль подводных переходов трубопроводов — в виде участка
водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного
между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних
ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны.
В охранных зонах трубопроводов устанавливают плакаты с за-
претительными надписями против всякого рода действий, которые
могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо
привести к их повреждению.
На территории охранной зоны нефтегазопроводов не допус-
кается:
устройство канализационных колодцев и других заглублений
за исключением углублений, выполняемых при ремонте и реконст-
рукции;
производство мелиоративных земляных работ, сооружение
оросительных и осушительных систем;
производство всякого рода горных, строительных, монтажных
взрывных работ, планировка грунта;
производство геологосъемочных, поисковых, геодезических
и других изыскательских работ, связанных с устройством скважин,
шурфов и взятием проб грунта.
Сигнальные цвета и знаки безопасности предназначены для:
привлечения внимания к непосредственной опасности; предупреж-
дения о возможной опасности; предписания и разрешения опреде-
ленных действий с целью обеспечения безопасности, а также для
необходимой информации.
Знаки безопасности необходимо контрастно выделять на ок-
ружающем их фоне и располагать с таким расчетом, чтобы они
были в поле зрения людей, для которых предназначены, но не от-
влекали бы внимание работающих и сами по себе не предстаем-
ли бы опасности.
384
1.5.4. Техническое обслуживание и ремонт
трубопроводов
При эксплуатации промысловых трубопроводов
одной из основных обязанностей обслуживающего персонала явля-
ется наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов
трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли [66].
Во время наружного осмотра трассы особое внимание следует
обращать на:
выявление:
возможных утечек нефти по выходу на поверхность;
оголений, размывов, оползней, оврагов и т. п.;
производства посторонних работ и нахождение посторонней
техники;
состояние:
подводных переходов через реки, ручьи, овраги;
воздушных переходов через различные препятствия;
пересечений с железными и автомобильными дорогами;
вдольтрассовых сооружений (линейные колодцы, защитные
противопожарные и противокоррозионные сооружения, вдоль-
трассовые дороги, указательные знаки);
появление неузаконенных переездов.
При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их де-
талей (сварные швы; фланцевые соединения, включая крепеж ар-
матуры; антикоррозионная защита и изоляция; дренажные устрой-
ства, компенсаторы, опорные конструкции) необходимо обращать
внимание на:
а) показания приборов, по которым осуществляется контроль
за давлением в трубопроводе;
б) герметичность незаглубленных участков трубопроводов,
мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых
соединений на запорной арматуре, воздушных переходов через
реки, ручьи, овраги;
в) утечки транспортируемой продукции из кожухов на пересе-
чениях с железными и автомобильными дорогами.
При контрольном осмотре особое внимание уделяют:
состоянию:
а) зон выхода трубопроводов из земли;
б) сварных швов;
в) зон возможного скопления пластовой воды, конденсата,
твердых осадков;
г) фланцевых соединений;
д) компенсирующих устройств;
е) изоляции и антикоррозионных покрытий;
253-185
385
ж) гнутых отводов, сварных тройников, переходов и других фа-
сонных деталей.
з) уплотнений арматуры;
правильности работы опор;
вибрации трубопроводов.
При контрольном осмотре наружный осмотр выкидных линий
скважин, нефтесборных коллекторов трубопроводов с частичке
подготовленной нефтью, нефтепроводов, газопроводов, водоводов
низкого и высокого давления проводят путем вскрытия и выемки
грунта, снятия с трубопровода изоляции на длине 2 м.
При контрольном осмотре трубопроводов замеряют толщин}
стенок труб и глубину язв на теле труб и в сварных швах (внутрен-
няя коррозия) с помощью ультразвукового или радиоизотопногс
толщиномера.
Если при контрольном осмотре трубопровода обнаружена
неплотности разъемных соединений, то давление в нем снижаю:
до атмосферного, а дефекты устраняют с соблюдением необходи-
мых мер по технике безопасности.
Основным методом контроля за надежной и безопасной работой
промысловых трубопроводов являются периодические ревизии
с целью проверки состояния трубопроводов, их элементов и деталей
Сроки, или периодичность, проведения ревизии промысловш
трубопроводов (табл. 1.56) устанавливают в зависимости от скоро-
сти коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуата-
ции аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотр:
предыдущей ревизии и безопасной и безаварийной эксплуатаци
трубопроводов в период между ревизиями.
Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию трубопро-
водов необходимо проводить не позднее чем через 1 год.
Перед ревизией намеченного участка трубопровода необ-
ходимо:
освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водо„
и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;
провести:
тщательный наружный осмотр;
(по возможности) внутренний осмотр трубопровода (демонтм
трубы для внутреннего осмотра при наличии фланцевых и други!
разъемных соединений осуществляют посредством разборки этит
соединений; при цельносварном трубопроводе вырезают учат
трубопровода длиной, равной двум-трем его диаметрам, желатель
но со сварным швом);
простучать молотком (при отсутствии изоляции) и промерит
ультразвуковым толщиномером толщину стенки в нескольких ме-
стах, наиболее подверженных износу;
386
Таблица 1.56
Периодичность ревизии трубопроводов
Объект ревизии Категория трубопровода
I II III IV
Трубопроводы на рас- Не реже Не реже Не реже Не реже
стоянии менее 200 м одного раза одного раза одного раза одного раза
от мест обслужива- в год в год в 2 года в 4 года
ния людьми
Трубопроводы на рас- Не реже Не реже Не реже Не реже
стоянии более 200 м одного раза одного раза одного раза одного раза
от мест обслужива- в год в 2 года в 4 года в 8 лет
ния людьми
при возникновении сомнений в качестве сварных швов произве-
сти вырезку образцов для металлографического испытания или
проверить их магнитографическим методом или методом просве-
чивания гамма-лучами;
проверить:
а) состояние фланцевых соединений, их воротников, прокла-
док, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры;
б) правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно —
прокладок;
разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора)
резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить
резьбовыми калибрами;
испытать трубопровод в случаях производства на нем ремонт-
ных работ;
отделу технического надзора определить объемы работ при
ревизии трубопроводов.
Периодичность диагностики в соответствии с РД 39-132 — 94 [171]
устанавливают в зависимости от местных условий, сложности рель-
ефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесо-
образности и приурочивается к ревизии участков промысловых
трубопроводов, но проводят ее не реже одного раза:
в год для трубопроводов категории I;
в 2 года для трубопроводов категории II;
в 4 года для трубопроводов категории III;
в 8 лет для трубопроводов категории IV.
Срок последующего контроля уточняют в зависимости от ре-
зультатов предыдущего контроля.
Оценку состояния контролируемого участка промыслового
387
трубопровода осуществляют одним или несколькими методами тех-
нической диагностики. Основными методами контроля внутрипро-
мысловых трубопроводов являются ультразвуковой, радиографи-
ческий, акустический, магнитопорошковый метод.
Диагностику внутрипромысловых трубопроводов проводит
с применением портативных приборов неразрушающего контроля
передвижных лабораторий дефектоскопии и в стационарных лабо-
раториях с необходимым приборным обеспечением.
Работы выполняют в следующей последовательности:
1) выделение на обследуемом трубопроводе границ однород-
ных по условиям коррозии участков;
2) определение мест расположения на однородных по усло-
виям коррозии участках контрольных отрезков, исходя из усло-
вий их доступности и равномерности расположения в пределах
однородного участка. В среднем один контрольный отрезок дли-
ной 3,5 — 4 м приходится на 500 м контролируемого участка
трубопровода;
3) подготовка к проведению измерений, включающая удаление
изоляции на контрольных отрезках трубопроводов наземной и над-
земной прокладки или вскрытие подземного трубопровода и удале-
ние изоляции на длине контрольного отрезка;
4) проведение измерений и обработки результатов;
5) восстановление изоляции и засыпка шурфа. На трубопро-
водах наземной и надземной прокладки и на незаглубленных
участках подземных трубопроводов рекомендуется обустроить
контрольные отрезки для периодического измерения толщин
стенок.
График проведения обследований составляет служба техни-
ческого контроля предприятия, а утверждает его руководитель;
результаты обследования и прогнозирования следует занести в пас-
порт трубопровода.
1.5.5. Нормы отбраковки
нефтепромысловых трубопроводов
Трубы и детали трубопроводов подлежат отбра-
ковке в следующих случаях [171]:
I. Если в результате ревизии окажется, что под действием кор-
розии или эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла зна-
чения, определяемого по формулам:
_ npaDH R%m3
^’2№+пр) П₽И ' (L90>
388
_ npaDH R"m3
Отб 2(0,9/?2Л13 +пр) при R»m2 ' ' *1,9^
где (отб — толщина стенки трубы или детали трубопровода, м, при ко-
торой они изымаются из эксплуатации; п — коэффициент перегруз-
ки рабочего давления в трубопроводе, равный 1,2; р — рабочее давле-
ние в трубопроводе, Па; а — коэффициент несущей способности:
для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической
формы а — 1; для отводов гладких и сварных а = 1,3 при отношении ра-
диуса изгиба трубы R к наружному диаметру DH R/Du = 1; а =1,15при
R/DK = 1,5; а = 1,0 при R/DH = 2 и более; DH — наружный диаметр
трубы или детали трубопровода, м; 7?i — расчетное сопротивление
материала труб и деталей технологических трубопроводов, Па.
Rl = R^ тщ т2 kt; (1.92)
R” — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению
временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое
по госстандартам на соответствующие виды труб, Па (см. табл.
1.20); /?“ — нормативное сопротивление, равное наименьшему зна-
чению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе мате-
риала труб, принимаемое по госстандартам на соответствующие
трубы, Па (см. табл. 1.20); ш( — коэффициент условий работы мате-
риала труб при разрыве, равный 0,8; т2 — коэффициент условий
работы трубопровода, значение которого принимается в зависимо-
сти от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоо-
пасных и сжиженных газов ш2 = 0,6; для инертных газов (азот, воз-
дух и т. п.) или токсичных взрывоопасных и горючих жидкостей —
ш2 = 0,75; для инертных жидкостей т2 — 0,9; т3 — коэффициент
условий работы материала труб при повышенных температурах,
для условий работы промысловых трубопроводов принимается рав-
ным 1; kt — коэффициент однородности материала труб: для бес-
шовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегиро-
ванной ненормализованной стали kt = 0,8, для сварных труб
из углеродистой и для сварных труб из нормализованной низколе-
гарованной стали к\ = 0,85;
II. Если в результате коррозии или эрозии за время работы
до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбрако-
вочных размеров, указанных ниже.
Предельные отбраковочные значения толщин стенок труб
Наружный диаметр DH, мм........ 108
Наименьшая допускаемая толщина
стенки трубопровода, мм........ 2,0
219 325 377 > 426
2,5 3,0 3,5 4,0
389
III. Если во время ревизии обнаружены дефекты в их стенке
в виде сферических, цилиндрических язв, трещин, свищей, пробоин, вмятин
гофр, рисок, царапин, наличие которых требует отбраковки элемента трубо-
провода.
IV. Если механические свойства материала изменились и
не удовлетворяют требованиям проекта.
V. Если при обследовании сварных швов обнаружены следую-
щие дефекты, не подлежащие исправлению:
трещины длиной более 50 мм в сварном.шве или в околошовной
зоне основного металла;
непровары размером более 10 % от толщины стенки.
Фланцы отбраковывают при:
неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей;
наличии раковин, трещин и других дефектов;
уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбрако-
вочных размеров трубы.
Литые изношенные корпуса задвижек, вентили, клапаны и ли-
тые детали нефтепроводов отбраковывают:
если уплотнительные элементы арматуры износились настолько,
что не обеспечивают ведения технологического процесса, и отре-
монтировать или заменить их невозможно;
если толщина стенки корпуса арматуры достигла значений,
равных или меньших, указанных ниже.
Предельные отбраковочные значения
толщины стенок корпуса арматуры
Условный диаметр Е)у, мм. 80 200 400 500 700 800 1000 1220
Предельная отбраковоч-
ная толщина стенки, мм,
(прирраб= ЮМПа)........ 3 4,5 6 7 8,5 10 11 14
Крепежные детали отбраковывают при:
появлении трещин, срывов или коррозионного износа резьбы;
остаточных деформациях, приводящих к изменению профиля
резьбы;
изгибе болтов и шпилек;
износе боковых граней болтов и гаек.
Все работы, связанные с отбраковкой труб, необходимо выпол-
нять с соблюдением требований безопасности.
Пример расчета норм отбраковки трубопроводов
Исходные данные: диаметр трубопровода D — 0,219 м; сталь
марки 10Г2 (см. табл. 1.20); временное сопротивление, Rf = 471 МПа;
предел текучести, = 265 МПа; рабочее давление р = 4 МПа.
390
Решение.
Проверяем условие (1.90)
-2—— >0,75
«Г т2
265 1
471 0,75
= 0,7501.
Так как 0,7501 > 0,75, поэтому (отб считаем по формуле (1.90)
Ki = R*1 лц т2 кг = 471 • 0,8 0,75 • 0,8 = 226,08 МПа;
для труб и тройников а = 1;
для отводов R/DK = 0,5/0,219 = 2,28; а = 1,
^отб
npaDH
2(Д1+пр)
1,2-4-1-0,219
2-(226,08+1,2-4)
= 0,0023 м = 2,3мм.
1.5.6. Расчет остаточного ресурса
изоляционных покрытий трубопроводов
Зная закономерности влияния времени и комп-
лекса основных факторов на срок службы изоляционных покры-
тий, можно сделать в период проектирования конкретного трубо-
провода оптимальный выбор изоляционных покрытий, их толщину
и количество слоев.
Защитные свойства изоляционных покрытий наиболее полно
характеризуются переходным сопротивлением, представляющим
собой интегральную оценку защитной способности системы тру-
ба-покрытие—грунт [36; 67; 81; 172]. При помощи этого показа-
теля с достаточной степенью точности можно оценить достоинства
и недостатки изоляционного материала и влияние на покрытие
внешних условий. Кроме того, переходное сопротивление позволя-
ет оценивать состояние изоляционных материалов в процессе
эксплуатации без нарушения и вскрытия траншеи.
Подземные стальные трубопроводы предохраняют от коррозии
средствами комплексной защиты: изоляционными покрытиями
и катодной поляризацией. Качество комплексной защиты оценива-
ют переходным сопротивлением, которое характеризует состояние
изоляционного покрытия и позволяет определять расход тока ка-
тодной поляризации. Снижение значения переходного сопротив-
ления в период эксплуатации трубопровода вызывает необходи-
мость увеличивать ток катодных станций и их количество или ре-
монтировать изоляцию на данном участке.
391
Изменение состояния изоляционного покрытия вследствие
протекания процессов старения приводит к постепенному моно-
тонному снижению переходного сопротивления.
Установление закономерности изменения во времени переход-
ного сопротивления изоляционных покрытий позволяет эффек
тивно решать вопросы качественного строительства и надежной
эксплуатации трубопроводов за счет оптимального выбора изоля-
ционных покрытий.
Переходным электрическим сопротивлением защитного по-
крытия называется электросопротивление единицы площади по-
крытия в цепи труба —покрытие —электролит. Единица физиче-
ской величины — Ом • м2. Это показатель комплексной интеграль-
ной оценки состояния изоляционных покрытий трубопроводов,
прогнозируя который можно определять остаточный ресурс изоля -
ции. Определение срока службы изоляционных покрытий подзем-
ных стальных трубопроводов имеет большое значение для планиро-
вания работ по капитальному ремонту трубопроводов с заменой
изоляции.
Специальными исследованиями, выполненными в области
электрозащиты, установлено, что для предотвращения перерасхода
электроэнергии на катодную защиту достаточно иметь переходное
электросопротивление покрытия не меньше 104 Ом • м2. Однако для
многих изоляционных материалов (полимеры, эпоксидные смолы)
характерно более высокое переходное электросопротивление (по-
рядка 108 Ом-м2). Снижение этого показателя обычно свидетель-
ствует о происшедших в материале или конструкции покрытия
изменениях, являющихся предшественниками выхода покрытия
из строя (начало трещинообразования, увеличение пористости
вследствие вымывания или выпотевания отдельных компонентов,
появление микродефектов и т. д.). Поэтому, предъявляя к материа-
лу требования по значению переходного электросопротивления,
исходят не только из необходимости предотвращения повышен-
ного расхода электроэнергии на катодную защиту, но и из свойств
изоляционного материала.
Предельный срок службы изоляционных покрытий подзем-
ных трубопроводов определяется временем, в течение которого
значение переходного сопротивления изоляции Rn снизится
до 103 Ом-м2. Данное значение соответствует требованиям
ГОСТ Р51164 —98. Переходное сопротивление изоляции для
покрытий всех видов не должно уменьшаться более чем в 8 раз
через 20 лет эксплуатации [67, 172].
Некоторые вопросы прогнозирования изменения защитных
свойств и определения срока службы изоляционных покрытий рас-
смотрены в работах А М. Зиневича, В. Ф. Храмихиной, В. И. Глазкова,
392
В. Г. Котика, А. М. Калашниковой, А. М. Крикунец, А И. Слуцкого, Н.
П. Нечаева, Г. М. Мягковой идр. [30, 81, 82, 90, 91, ИЗ, 160, 190, 220].
В результате анализа различных методов прогнозирования из-
менения защитных свойств изоляционных покрытий трубопрово-
дов выявлены три основные зависимости, описывающие измене-
ние основного критерия оценки качества изоляции — переходного
сопротивления труба —земля [30, 81, 160]
^п.н е ;
Кп - Кк = (Яп.н - RK) е~а\
(1.93)
(1-94)
(1.95)
где В — показатель скорости старения изоляционного покрытия,
1/год; тс — постоянная времени старения изоляционного покры-
тия, лет; т — время эксплуатации, годы; Rn н — начальное значение
переходного сопротивления, Ом • м2; RK — конечное значение пере-
ходного сопротивления, Ом - м2 [75, 160]; а — постоянный коэффи-
циент, показатель скорости старения изоляции, 1/год. Рекомендуе-
мое значение для мастичных и полимерных ленточных покрытий
« = 0,125 1/год [75, 160]. Согласно требованиям ГОСТ Р51164 —98,
сопротивление изоляции для покрытий всех видов не должно
уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз
лврез 20 лет эксплуатации. Исходя из данных требований посто-
янный коэффициент должен иметь значение а = 0,105 1/год.
Поэтому для трубопроводов, построенных до 1999 г., рекоменду-
тся коэффициент а = 0,125 1/год, а для трубопроводов, постро-
енных после 1999 г., по требованиям ГОСТ Р 51164 — 98, необхо-
димо использовать коэффициент а = 0,105 1/год.
В результате экспериментальных полигонных исследований
«натурных определений изменения переходного сопротивления
золяции недействующих трубопроводах установлено, что наи-
большая точность и наименьшие значения средней относительной
сшибки и среднеквадратического отклонения получены по зависи-
сти ВНИИСТа (1.95). Поэтому указанная зависимость рекомен-
1 зтся для расчетов срока службы и остаточного ресурса изоляци-
нных покрытий трубопроводов.
Результаты анализа зависимости для прогнозирования изме-
•ения переходного сопротивления изоляционных покрытий пока-
4Ш, что, решая обратную задачу, можно определить срок службы
«ээляционных покрытий.
393
Зависимость (1.95), преобразовав и прологарифмировав обе
части, можно представить в виде
Г Rfl Н — Rk
In —= ат.
к Дг — #К )
(1.96)
За начальное значение переходного сопротивления Rn н сле-
дует принимать значения, приведенные в табл. 2 и 3 из ГОСТ Р 51164—96
[67] для изоляционных покрытий различных видов, построенных
после 1999 г.
Согласно приведенным рекомендациям [82; 91; 160; 220], за на-
чальное переходное сопротивление для трубопроводов, построен-
ных в период до 1998 г., может приниматься значение 104 Ом-м2-
для мастичных изоляционных покрытий и 105 Ом • м2 — для поли-
мерных пленочных покрытий трубопроводов.
Срок службы изоляционных покрытий определяется временем
достижения переходным сопротивлением значения 103 Омхг
при котором скорость коррозии под покрытием возрастает до зна-
чения, находящегося на границе практически допускаемых
по ГОСТ Р51164 —98. Сделав несложные преобразования и подста-
вив значение 103 вместо RB в формуле (1.59), получим зависимость
для определения срока службы изоляции
1,
т = —In
а
103-RK
(1.97
Для ведомств и организаций, эксплуатирующих трубопроводы,
большой интерес представляет более точное определение срок.-
службы изоляционных покрытий конкретных трубопроводе!
находящихся в работе длительный период времени.
С целью уменьшения погрешности вычисления срока службы
изоляционных покрытий и прогнозирования изменения переход-
ного сопротивления конкретного изолированного трубопровод
находящегося в работе длительное время, необходимо в формул?
(1.95) пересчитать постоянный коэффициент а на основании дан-
ных натурных измерений переходного сопротивления за вре
эксплуатации трубопровода.
Для расчета используем метод наименьших квадратов [8, 18
Величину а определим из условия, что сумма квадратов отклонена
измеренных значений R ? эксплуатируемого трубопровода от рас-
четных Rn, т. е. величина
s=S(«?-«n)2
1=1
(196
394
принимала наименьшее значение
S = £ (R? - RK -(Rn.H - RK)‘)2 -> min.
f=i
(1.99)
Для решения данной задачи преобразуем формулу к виду
S=£(lnbf -Inbo+afti)2,
i=l
(1.100)
где величины Ьо и Ь( определены следующим образом:
^0 Rn.H Rk!
(1.101)
b,-=R?-RK.
(1.102)
Определение значения а, при котором достигается наименьшее
значение функции S, сводится к решению уравнения следующего
вида
8S
да
(1.103)
Решение данного уравнения имеет вид
Inbo^T, -^T/inbi
а =----bl----------
(1.104)
i=i
Рассчитав искомое значение сц и основываясь на данных изме-
нений переходного сопротивления за первые годы эксплуатации
анного трубопровода, с наименьшей погрешностью можно опре-
зить остаточный срок службы изоляционного покрытия конкрет-
•юго трубопровода.
Расчет остаточного срока службы изоляции следует произво-
дить по формуле
т =—In
а
Rn.H Rk
103-RK ,
(1.105)
395
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА
1. Пример расчета остаточного ресурса изоляционных покры
тий эксплуатируемых трубопроводов
Определить остаточный срок службы изоляционного покрыта
подземного трубопровода при наличии катодной поляризации пос-
ле пяти лет эксплуатации.
6.2 104
Исходные данные: удельное электросопротивление грунт?
ргр = 12 Ом • м; диаметр трубопровода D = 0,325 м; конечное
переходное сопротивление 30 Ом'м2 (определяется по номо
грамме приложения 3); измеренные значения начального Rn.
и переходного сопротивления в период эксплуатации трубопро
вода R? по годам составляют:
Rn н Ом м2......
R3, Ом м2, по годам:
1
2
3
4
5
3,2 • 104
2,6 - 104
2,5 104
2.4 104
2,3 104
10,4
20,3
30,4
40,3
50,2
Решение.
Значение а определяем по формуле (1.104). Определим значе-
ния величин, входящих в формулу (1.104)
т,-1пЬ,-, для I = 1,5
1
2
3
4
5
п п п
£т,--1пЬ,-= 151,6; £т,- = 15; Ет? = 55;
i=i i=i М
lnb0 = 11,03.
По формуле (1.104) получим
1пЬ0 У Т; - У т,- 1пЬ;
£1 Й 11.03-15-151,6
а =----- 1 ——----------=-------—--------= 0,25 1/год.
55
396
Срок службы изоляции т окончательно получаем по формуле
(1105)
1 , Гб,2-104-30^
т =---in ----------
0.25 ( 1000-30 J
= 16,6 лет.
Остаточный срок службы изоляции
тос = 16,6 — 5 = 11,6 лет.
2. Пример расчета срока службы различных изоляционных
покрытий
Определить срок службы изоляционного покрытия.
Сравним время, за которое переходное сопротивление различ-
ных изоляционных покрытий достигает предельного по сроку
службы значения 103 Ом • м2, при прочих равных условиях.
Исходные данные: ргр = 20 Ом м; D = 0,82 м; RK = 150 Ом • м2;
о = 0,105 1/год.
1. Мастичное покрытие Рпн = 5’ Ю4 Ом-м2 (ГОСТ Р51164 —98,
-абл. 2иЗ).
2. Полиэтиленовое пленочное покрытие Rn н ~ Ю5 Ом' м2
ТОСТ Р51164 - 98, табл. 2 и 3).
3. Полиэтиленовое покрытие заводского нанесения Рпн =
3 105 Ом м2 (ГОСТ Р 51164 - 98, табл. 2 и 3).
/?к = 150 Ом • м2.
Решение.
Срок службы изоляции определим по формуле (1.105)
1.
т = — In
«1
^п.н
103-RK
п.н
—In
0.105
5-Ю4-150
1000-150
= 38,8 лет.
2.
т=—In
<31
^П.Н R*
103-RK>
п.н
—— In
0.105
' 105-150
1000-150
=45,4 лет.
3.
т=—In
«1
^п.н Дк
103-RK
п.н
—— In
0.105
Л3105-150
1000-150
= 55,9 лет.
Достаточно большие сроки службы изоляционных покрытий
трубопроводов получены согласно требованиям ГОСТ Р51164 —98,
(качеству изоляции. Рассчитываем срок службы изоляционных по-
397
крытий трубопроводов, построенных до 1998 г., с коэффициентом
а = 0,125 1/год.
Исходные данные: ргр = 20 Ом м; D = 0,82 м; RK = 150 Ом г
a = 0,125 1/год.
1. Мастичное покрытие Rn н = 104 Ом • м2.
2. Полиэтиленовое пленочное покрытие Rn н = 5-104 Ом м2
3. Полиэтиленовое покрытие заводского нанесения КПЛ) =
= Ю5Ом-м2.
Решение.
1 , ( 104—150
т =----In --------
0.125 ^1000-150 J
= 19,6 лет.
2.
1 , Г5-104-150Л
т =-----In --------
0.125 1000-150 J
= 32,6 лет.
3.
1 , Г 105-150
-----In ---------
0.125 1^1000-150
= 38,1 лет.
1.5.7. Диагностика и определение
остаточного ресурса
нефтегазопромысловых трубопроводов
1.5.7.1. Классификация дефектов, повреждений
и анализ параметров технического состояния
трубопроводов
Любая металлическая конструкция формируется в реальнь I
условиях строительства и эксплуатации, неизбежно претерпев
при этом достаточно значительные изменения технического сосг»
яния, связанные с накоплением дефектов, — вследствие этого пр
исходит снижение ее надежности.
В качестве определения понятия дефекта может быть принят,
условие любого несоответствия какого-либо контролируемого и*
раметра качества соответствующим регламентированным норма"
Любой дефект при определенных условиях может инициировав
отказ отдельного элемента или всей конструкции.
Тогда главной причиной появления того или иного дефекп
в общем случае можно считать отклонение рабочего парамет
от его нормативного значения, которое, как правило, задает
398
научно или практически обоснованным допуском. Необходимо
подчеркнуть, что сам выход контролируемого параметра за гра-
ницы регламентированного допуска обусловливается совокупным
воздействием целого ряда случайных и неслучайных факторов.
Основной металл и сварные соединения трубопровода содер-
жат множество различных дефектов, возникающих в процессе из-
готовления труб, их транспортировки и монтажа на строительной
площадке, при эксплуатации и ремонте трубопровода.
Уровень дефектности трубопровода является одним из важней-
ших критериев качества, учитываемых при оценке конструктивной
и эксплуатационной надежности. Большинство дефектов имеют
макроскопические размеры и хорошо выявляются современными
дефектоскопами.
Необходимо отметить, что основной металл трубных сталей
имеет различные микродефекты, в т. ч.: микротрещины, микропо-
ры, границы зерен, скопления дислокаций и вакансий, разнозерни-
стость металла сварных соединений, флуктуация химического
состава, зародыши карбидных включений и т. п. Такие дефекты
в определенных условиях также являются концентраторами напря-
жений и потенциальными источниками зарождения усталостных
трещин. Микродефекты вызывают локальное охрупчивание метал-
ла, что представляет серьезную опасность, особенно при цикличе-
ских нагрузках.
Наиболее общей является классификация дефектов по гео-
метрическим размерам:
макродефекты — дефекты, размеры которых позволяют выяв-
лять их различными методами неразрушающего контроля боль-
шинством дефектоскопов. Макродефекты, в свою очередь, можно
также подразделять на крупные, средние и мелкие;
микродефекты — дефекты, размеры которых соизмеримы
с размерами зерен металла и не позволяют обнаруживать их совре-
менными средствами технической дефектоскопии. Микродефекты
металлов являются предметом исследований физики твердого тела
и металловедения; при диагностировании инженерных конструк-
ций и сооружений они, как правило, не рассматриваются.
По влиянию на напряженно-деформированное состояние
конструкций дефекты подразделяют на два класса:
классические дефекты — дефекты, имеющие конечный
(ненулевой) радиус закругления в вершине р. Основным парамет-
ром, характеризующим уровень концентрации напряжений таких
дефектов, является теоретический коэффициент концентрации на-
пряжений аа;
трещиноподобные дефекты — дефекты, имеющие острую
вершину (с практически нулевым радиусом р). Основным парамет-
399
ром, характеризующим уровень концентрации напряжений таких
дефектов, является коэффициент интенсивности напряжений Kjc
Для металлических промышленных конструкций наибольшее
распространение имеет подразделение дефектов на группы в за-
висимости от происхождения и причин их образования, точнее
в зависимости от этапов изготовления конструкции.
металлургические,
строительные,
технологические
эксплуатационные.
С точки зрения необходимости применения различных
методов неразрушающего контроля дефекты конструкций
подразделяют на:
поверхностные или явные (выявляемые визуальным осмот-
ром);
внутренние или скрытые (выявляемые физическими методами).
На сегодняшний день основными физическими методами конт-
роля основного металла и сварных соединений трубопроводов
остаются ультразвуковая дефектоскопия и радиографирование
эти методы выявляют практически все недопускаемые внутренние
дефекты сварных швов.
Все дефекты, выявленные при дефектоскопии основного метал-
ла и сварных соединений физическими методами, по своим геомет-
рическим параметрам подразделяются на плоскостные и объемные
С точки зрения ремонтопригодности выявляемые при об-
следовании трубопроводов и других конструкций дефекты под-
разделяются на:
исправимые — устранение которых технически возможно
и экономически целесообразно;
неисправимые — устранение которых связано со значительны-
ми затратами или невозможно.
Наиболее типичные для стальных трубопроводов дефекты
повреждения и несовершенства конструкции, выявляемые при
диагностировании, по характеру их появления могут быть подраз-
делены на две основные группы:
технологические — дефекты, возникающие в результате стро-
ительно-монтажных и ремонтных работ;
эксплуатационные — дефекты, возникающие в процессе
эксплуатации после некоторой наработки.
Технологические дефекты металлических конструкций
Технологические дефекты являются концентраторами напря-
жений и при длительной эксплуатации могут переходить в трещины
и благоприятствовать усилению коррозии стенки трубопроводов.
400
Основные виды технологических дефектов.
Вырывы и оплавления — локальные углубления в основном ме-
талле стенки, образуются при когезионном отрыве материала стен-
ки, при удалении с помощью газовой резки различных монтажных
приспособлений, также могут быть результатом механических
повреждений. Вырывы и оплавления уменьшают расчетное сече-
ние и создают дополнительную концентрацию напряжений в ос-
новном металле стенки.
Закаты и расслоения — дефекты металлургического проис-
хождения, образуются при изготовлении листового проката и труб.
Представляют собой узкую полость значительной площади, распо-
юженную вдоль слоев проката листов стенки с выходом или без
выхода на поверхность металла. Уменьшают площадь расчетного
сечения и создают дополнительные напряжения в основном метал-
ie стенки, могут являться очагами образования трещин.
Подрезы — узкие углубления (канавки) в основном металле
вдоль края зоны сплавления сварного шва. Образуются при боль-
шой силе сварочного тока и длинной дуге, так как в этом случае уве-
личивается ширина шва, и сильнее оплавляются кромки основного
металла. Подрезы ослабляют сечение стенки и создают значитель-
ный уровень концентрации напряжений.
Вмятины и выпучины — местные упруго пластические дефор-
мации стенки различной величины и формы соответственно внутрь
или наружу, имеющие плавное сопряжение поверхностей. Основ-
ными причинами образования вмятин (выпучин) являются меха-
нические повреждения, воздействие непроектного внутреннего
давления, неправильное выполнение сварочных ремонтных работ.
Характеризуются площадью и глубиной. В районах вмятин или вы-
пучин под действием знакопеременных нагрузок в процессе экс-
плуатации трубопровода могут появиться усталостные трещины.
Незаваренные кратеры — образуются при резком обрыве
дуги в конце сварки. Эти дефекты уменьшают площадь несущего
сечения шва и могут являться очагами образования трещин.
Газовые поры — поверхностные и внутренние поры возника-
ют вследствие попадания в металл шва атмосферных газов и газов,
збразовавшихся при сварке (водород, азот, углекислый газ и др.).
Образуются в сварных швах вследствие быстрого затвердевания
газонасыщенного металла сварочной ванны. Как правило, поры на-
блюдаются при повышенном содержании в основном металле угле-
рода, при наличии ржавчины, масла и краски на кромках основного
металла и сварочной проволоки, при использовании отсыревшего
флюса, при наличии вредных примесей в защитных газах, при
чрезмерной скорости сварки и неправильном выборе сварочной
проволоки. Поры в сварном шве могут быть распределены в виде
263-185
401
одиночных включений, в виде отдельных групп или в виде цепочкг
вдоль линии шва. Иногда могут образовываться сквозные поры
(свищи). Степень пористости шва и размер отдельных пор, прежде
всего, зависят от того, как долго сварочная ванна находилась в жид-
ком состоянии Газовые поры ослабляют сечение шва, уменьшаю:
его прочность и пластичность, являются зонами концентрации на-
пряжений.
Неметаллические включения — шлаки, оксиды, сульфиды
и нитриды, не успевшие всплыть на поверхность сварочной ванны
в процессе сварки и оставшиеся в металле шва. Являются результа
том некачественной очистки кромок и сварочной проволок:
от ржавчины и грязи, а при многослойной сварке также и неполне
го удаления шлака с предыдущих слоев. Шлаковые включения мс
гут возникать при сварке длинной дутой, неправильном наклона
электрода, недостаточной силе сварочного тока или мощности газе
вой горелки, а также при завышенной скорости сварки. Неметалли-
ческие включения различаются по форме (от сферической
до игольчатой) и по размерам (от микроскопических до нескольких
сантиметров). Они могут быть расположены в корне шва, между от
дельными слоями многослойных швов, внутри наплавленного
металла. Неметаллические включения, так же как и газовые поры
ослабляют сечение шва, уменьшают его прочность и пластичность
являются зонами концентрации напряжений. Если неметалличе-
ские включения присутствуют в металле шва в виде скоплений
то они могут в значительной мере понизить значение предела вы-
носливости и статическую вязкость разрушения (трещиностой-
кость) К1С.
Непровары— местные несплавления свариваемых кромок ей
новного и наплавленного металла, а также отдельных слоев шва пр
многослойной сварке. Причинами появления непроваров являю-
ся: плохая очистка свариваемого металла от окалины, ржавчины и
грязи; малый зазор в стыке; излишнее притупление и малый уте
скоса разделки кромок; недостаточная сила сварочного тока; боль-
шая скорость сварки; смещения электрода в сторону от осишв
Непровары также могут возникнуть в результате вынужденных пе-
рерывов в процессе сварки. Непровары снижают статическую и ус-
талостную прочность шва, затормаживают развитие пластически
деформации металла, повышают его склонность к хрупкому разр
шению.
Прожоги — проплавление основного или наплавленного метал-
ла с возможным образованием сквозных отверстий. Возникают!!-
за неправильной сборки деталей под сварку (недостаточного при-
тупления кромок, большого зазора), большой силы сварочного тот 4
при невысоких скоростях сварки. Наиболее часто прожоги образ:-
402
ются при сварке тонкостенных труб и при выполнении первого
прохода многослойного шва.
Раковины — углубления на наружной или внутренней поверх-
ности листов металла. Раковины металлургического происхожде-
ния образуются при нарушениях технологии выплавки или разлив-
ки стали, когда в слитках образуются усадочные раковины и под-
корковые пузыри с окисленной внутренней поверхностью, кото-
рые не завариваются при последующей прокатке таких слитков.
Раковины также возникают при напластовании материала в форме
небольших или крупных образований, частично прилипших к ос-
новному металлу заготовок проката, которые при последующей го-
рячей деформации отделяются в виде напусков. К образованию ра-
ковин могут привести также дефекты, возникающие при холодной
деформации листов (риски, трещины).
Наплывы — натекание жидкого наплавленного металла на
непрогретые поверхности кромок основного металла или ранее вы-
полненного валика без сплавления с ними. Наплывы (натеки) могут
быть местными (в виде отдельных застывших капель металла) или
протяженными вдоль шва. Образуются чаще всего при ручной
сварке неповоротных стыков, их возникновению способствуют
большая сила сварочного тока, длинная дуга, неправильное положе-
ние электрода. В местах наплывов часто обнаруживаются непрова-
ры, трещины и другие дефекты.
Нарушения установленных размеров и формы шва — непол-
номерность ширины и высоты шва, чрезмерное усиление и резкие
переходы от основного металла к наплавленному металлу шва, гру-
бая чешуйчатость.
Трещины — наружные и внутренние трещины в сварном шве
и зоне сплавления с основным металлом образуются вследствие
напряжений, возникающих в металле шва от его неравномерного
нагрева, охлаждения и усадки. Технологический характер образо-
вания имеют так называемые "горячие" и "холодные" трещины.
"Горячие" трещины — возникают в процессе кристаллизации
металла шва при температуре 1100... 1300 °C. Появление "горячих"
трещин связано с наличием полужидких прослоек между кристал-
1ами наплавленного металла шва в конце его затвердевания и дей-
ствием в нем растягивающих усадочных напряжений. Образова-
нию "горячих" трещин способствует повышенное содержание
в металле шва углерода, кремния, никеля и водорода. Особенно-
стью "горячих" трещин является то, что они расположены внутри
сварного шва и выявить их достаточно трудно.
"Холодные" трещины — могут возникать как сразу после ос-
тывания сварного шва, так и через длительное время. В легирован-
ных сталях такие трещины образуются при значениях температуры
403
металла 100...300 °C, а в углеродистых сталях — при нормальны!
(<100 °C) температурах. Основная причина образования "холод-
ных" трещин — это значительные напряжения, возникающие
в зоне сварки при распаде твердого раствора и скоплении под боль-
шим давлением молекулярного водорода в пустотах, имеющихся
в металле шва. "Холодные" трещины обычно выходят на поверх-
ность шва и хорошо заметны.
Дефекты микроструктуры сварного соединения и около-
шовной зоны — микропоры, микротрещины, нитридные, кисло-
родные и другие неметаллические включения, крупнозернистость
участки перегрева и пережога. Образуются в первую очередь
вследствие значительной окислительной среды и неравномерного
нагрева и охлаждения металла шва (большая длина дуги, непра
вильно подобранная скорость сварки, увеличение толщины слоя
наплавленного металла). Наиболее опасными дефектами микро-
структуры сварного шва являются перегрев и пережог.
Перегрев — участок металла шва имеет крупнозернистое стро-
ение, в результате уменьшается поверхность сцепления зерен ме-
талла и снижается сопротивляемость ударным нагрузкам и трещи-
ностойкость металла.
Пережог — в структуре металла шва имеется много зерен
с окисленной поверхностью и очень низким взаимным сцеплением
Такой металл весьма хрупок и не поддается исправлению. Причи-
ной образования пережога является высокая температура сварки
и плохая изоляция сварочной ванны от кислорода воздуха.
Эксплуатационные дефекты
К эксплуатационным дефектам относятся, прежде всего, кор-
розионные повреждения и усталостные трещины. В трубопроводах
встречаются все виды коррозии: точечная, язвенная, сплошная.
Глубина повреждений варьируется от 0,5 мм до сквозных отверстий
Наиболее опасными эксплуатационными дефектами являются
"холодные" и усталостные трещины. В большинстве случаев тре-
щины возникают в сварных соединениях с выходом или без выхода
на основной металл.
Также часто образование трещин в металле стенки трубопро-
водов происходит в дефектных зонах концентрации напряжении
и на границах вмятин.
Трещины являются самым опасным дефектом, их наличие
в трубах любых размеров и направлений не допускается.
Классификация обнаруженных дефектов производится по дей-
ствующей нормативно-технической документации по СНиП 11-23-81
и РД 34.10.130-96.
Вопросам надежности и определения остаточного ресурс
404
трубопроводов посвятили работы многие ученые как в России, так
и за рубежом.
Но на сегодняшний день решены еще не все задачи в этом на-
правлении. Ведутся исследования по трещиностойкости, коррозии,
коррозионному растрескиванию труб, по повышению надежности
эксплуатации трубопроводов и т. д.
Специалистами ССП ХНИЛ “Трубопроводсервис" Уфимского
государственного нефтяного технического университета разрабо-
тана “Методика определения остаточного ресурса нефтегазопро-
мысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооруже-
ний" (ОСТ153-39.4-ОЮ —2002) [121]. На данную методику получены
положительные отзывы ведущих нефтедобывающих компаний
России: НК “Роснефть", ОАО "АНК "Башнефть", ОАО "ЛУКОЙЛ"
(фирма "ВАТОЙЛ"), ОАО "ТНК", ОАО "Татнефть", ОАО
Сургутнефтегаз", ОАО "РИТЭК" и др. На эту методику получено
заключение экспертизы промышленной безопасности, и она согла-
сована с Госгортехнадзором России.
По оценке специалистов ведущих нефтяных компаний России,
указанная методика актуальна, восполняет пробел в нормативной
базе по определению технического состояния промысловых трубо-
проводов, весьма полезна для долгосрочного планирования капи-
тального ремонта или замены трубопроводов, использует новые ме-
тоды диагностики и современные статистические методы расчета.
Данная методика определения остаточного ресурса промысло-
вых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений распро-
страняется на находящиеся в эксплуатации трубопроводы систем
сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа, пластовой
воды и трубопроводов головных сооружений нефтяных месторож-
дений Диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давле-
нием среды не выше 32,0 МПа.
Методы расчета напряжений и критерии прочности соответ-
ствуют СНиП 2.04.12 — 86 "Расчет на прочность стальных трубопро-
водов", СП 34-116 — 97. Анализ технического состояния осуществ-
ляют в соответствии с требованиями РД 39-132 — 94.
Методика применима для оценки остаточного ресурса подвер-
гающихся коррозионно-эрозионному воздействию нефтегазопро-
мысловых трубопроводов (далее по тексту трубопроводов), у кото-
рых максимальный износ стенки не более чем в три раза превыша-
ет среднее значение для всего трубопровода.
Методика не распространяется на трубопроводы для транспор-
-ировки продукции с высоким содержанием сероводорода (парци-
альное давление выше 1 МПа), продуктов с температурой выше
100 °C, подвергающиеся растрескиванию (водородному, под напря-
жением и т. п.), усталости (в том числе высокотемпературной),
405
а также локализованной язвенной коррозии. Остаточный ресурс
указанных трубопроводов и подобных элементов следует, оцени-
вать по результатам более полного диагностирования, нежели пре-
дусмотрено РД 39-132 — 94.
Обязательными в отраслевом стандарте являются определение
расчетной и отбраковочной толщины стенки и оценка остаточного
ресурса трубопроводов по минимальной вероятной толщине стен-
ки труб. Расчеты остаточного ресурса трубопроводов, подвергаю-
щихся коррозионно-эрозионному воздействию, с учетом выявлен-
ных и классифицированных дефектов и остаточного ресурса по
статистике отказов трубопроводов выполняют в случае необходи
мости по техническому заданию заказчика.
Определяющим при оценке остаточного ресурса в условиях
коррозионно-эрозионного износа трубопроводов является расчет
на действие внутреннего давления. Эксплуатация трубопровода
считается возможной, если фактическая толщина стенки всех эле-
ментов превышает отбраковочную 1отб. При определении отбрако-
вочной толщины стенки оценивают несущую способность элемен-
тов в целом, в отличие от поверочного расчета, когда определяют
напряжение в наиболее опасной точке.
В том случае если при проведении диагностических замеров
фактические сопротивления растяжению (сжатию) оказались
меньше нормативных, в качестве основных прочностных характе-
ристик металла трубы в расчетах трубопроводов используются их
фактические значения с учетом коэффициентов.
В процессе эксплуатации элементов трубопроводов в них про-
исходит постепенное накопление повреждений различного типа
Одним из наиболее распространенных типов повреждения являет-
ся коррозионно-эрозионный износ, воздействие которого учитыва
ют при выборе номинальной толщины стенки. В процессе эксплуа-
тации начальная толщина стенки уменьшается, приближаясь к ми-
нимально допускаемой. Повреждения другого типа связаны с ухуд-
шением механических характеристик материала и, как следствие
со снижением допускаемого напряжения. Повреждения обоих ти-
пов приводят к постепенному уменьшению допускаемого внутрен-
него давления в трубопроводе. Допускаемое давление не должно
опускаться ниже рабочего; определяют его согласно требования'
РД 39-132-94.
Нормы отбраковки трубопроводов представлены в разделе 1.5.5
Типовая программа комплексного технического диагностиро-
вания нефтепромысловых трубопроводов
Остаточный ресурс действующих нефтегазопромысловых тру
бопроводов следует определять на основании проведенного комп
406
лексного диагностирования, выполненного отдельно или в составе
работ по экспертизе промышленной безопасности.
Программа комплексного технического диагностирования неф-
тегазопромысловых трубопроводов имеет рекомендательный харак-
тер и отражает общие принципы, структуру и основные методиче-
ские положения по проведению диагностики трубопроводов
с использованием современных методов технического диагностиро-
вания.
Для проведения комплексной технической диагностики конк-
ретных трубопроводов необходимо разрабатывать индивидуальную
программу диагностирования, на осоновании технического задания
заказчика, обеспечивающую получение и обработку необходимой и
достаточной информации о техническом состоянии и функ-
циональных возможностях объекта.
Периодичность диагностики и проведение испытаний устанав-
ливается в соответствии с РД 39-132 — 94, представленным в разделе
1.5.4.
Методы диагностирования контролируемых параметров и коли-
чество контролируемых точек определены в нормативно-техничес-
ких документах, а при отсутствии таковых их согласовывают
с заказчиком и экспертной организацией.
Объем работ по диагностированию каждого конкретного трубо-
провода в соответствии с рекомендациями настоящей типовой про-
граммы определяют специалисты и должностные лица заказчика,
при необходимости с привлечением экспертной организации, имею-
щей соответствующую лицензию.
Для выполнения экспертного обследования следует использо-
вать методики и аппаратуру, регламентируемые для этих целей
действующей нормативно-технической документацией.
Наиболее типичные дефекты, обнаруженные специалистами
ХНИЛ "Трубопроводсервис" УГНТУ на промысловых трубопрово-
дах, представлены на рис. 1.174—1.179.
При проведении комплексного технического диагностирова-
ния или экспертизы промышленной безопасности нефтегазо-
промысловых трубопроводов следует руководствоваться требова-
ниями действующих нормативных документов:
ГОСТ 27.002 — 89 "Надежность в технике. Термины и определе-
ния".— Госстандарт СССР, 1999.
ГОСТ Р 51164 — 98 "Трубопроводы стальные магистральные. Об-
щие требования к защите от коррозии".— Госстандарт России, 1999.
СНиП 2.04.12 — 86 "Расчет на прочность стальных трубопрово-
дов".— Госстрой СССР, 1986.
СНиП 3.03.01.87 "Несущие и ограждающие конструкции".—
осстрой СССР, 1988.
407
Рис. 1.174. Дефекты на промысловых трубопроводах
СНиП 11-23 — 81 "Нормы проектирования. Стальные конструк-
ции".— Госстрой СССР, 1982.
РД 39-132 — 94. "Правила по эксплуатации, ревизии, ремонтуи
отбраковке нефтепромысловых трубопроводов", согласовано с
ГГТН РФ 27.12.93 г.
РД 50-690 — 89. "Надежность в технике. Методы оценки показа-
телей надежности по экспериментальным данным".
СП 34-116 — 97. "Ведомственные строительные нормы. Инст-
рукция по проектированию, строительству и реконструкции про-
мысловых нефтегазопроводов". М., 1998.
Федеральный закон “О промышленной безопасности опасных
производственных объектов" (№ 116-ФЗ, введен в действие
21.07.97 г.).
"Правила проведения экспертизы промышленной безопасности'
ПБ 03-246 — 98, утвержденные ГГТН РФ 06.11.98 г.
"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
утвержденные постановлением ГГТН РФ от 09.04.98 г. № 24.
"Положение о порядке диагностирования технологического
оборудования взрывоопасных производств топливно-энергетиче-
408
Рис. 1.175. Дефекты на промысловых трубопроводах
ского комплекса", согласованные с ГГТН РФ 25.12.92 г.
Основной целью комплексного экспертного обследования яв-
ляются оценка текущего технического состояния объекта; оценка
остаточного ресурса безопасной эксплуатации объектов, отрабо-
тавших нормативный срок эксплуатации; выдача заключения о тех-
ническом состоянии и остаточном ресурсе безопасной эксплуата-
ции по совокупности диагностируемых параметров.
Комплексное техническое диагностирование нефтегазопро-
.чысловых трубопроводов предусматривает выполнение таких
подробно рассмотренных в отраслевом документе основных этапов
работ, как:
сбор и анализ информации, ознакомление с эксплуатационно-
технической документацией;
контроль за:
состоянием защитного антикоррозионного покрытия;
состоянием основного металла труб трубопроводов;
кольцевыми сварными соединениями трубопроводов;
акустико-эмиссионная диагностика участков трубопроводов;
исследование химического состава, механических свойств ме-
409
Рис. 1.176. Дефекты на промысловых трубопроводах
таллов и сварных соединений и их структуры (при необходимости
обработка результатов обследования, разработка рекоменда-
ций по дальнейшей эксплуатации, ремонту или исключению из экс-
плуатации.
Сбор информации, ознакомление с эксплуатационно-техни
ческой документацией
При ознакомлении с технической документацией устанавли-
вают ее комплектность и собирают следующие сведения:
технические характеристики объекта: категория, протя-
женность, диаметр, рабочее давление и т. п.;
сведения о:
металле, толщине труб по сертификату;
технологии сварки и сварочных материалах;
данные:
по изготовлению и монтажу трубопровода (проект, завод-изго
товитель, монтажная организация, дата изготовления и монтажа
410
Рис. 1.177. Дефекты на промысловых трубопроводах
отступление от проекта в процессе сооружения, виды и результаты
испытаний);
о режиме эксплуатации трубопровода и виде транспортируе-
мых продуктов;
о проведенных ранее обследованиях с заключениями о техни-
ческом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации
или ремонту;
об авариях и отказах;
о проведенных ремонтах.
При анализе технической документации изучают паспорт-
ные данные трубопроводов, их схемы с указанием мест установ-
ки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, а также мест
спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных сты-
ков. На данном этапе составляют карту объекта в виде эскиза
п таблицы с указанием элементов, на которых в силу особенно-
стей их конструкции или условий эксплуатации наиболее веро-
ятно появление дефектов.
Следует изучить акты ревизии и отбраковки трубопроводов,
ьостоверения о качестве ремонтов трубопроводов (первичные до-
кументы, подтверждающие качество примененных при работе ма-
411
Voti< >< 11 ioi.i*. I — <j !V<mi<kIii«>11 — о :xi*V<>nocliiuyAclx xi'inov.)i*iiw(lu vu H£l‘
412
Рис. 1.179. Диагностика оборудования и технологических трубо-
проводов головных сооружений нефтяных месторождений спе-
циалистами ХНИЛ "Трубопроводсервис"
териалов и т. д.), акты периодического наружного осмотра трубо-
провода, акты испытания трубопровода на прочность и плотность,
акты на ремонт и испытание арматуры, эксплуатационный журнал
трубопроводов (ведется для трубопроводов, на которые не состав-
ляют паспорт). Также изучению подлежат журнал установки — сня-
тия заглушек, заключения о качестве сварных стыков, журнал
учета отказов.
При анализе условий эксплуатации трубопровода устанавлива-
ют соответствие оборудования его прямому назначению, определя-
ют соответствие рабочей среды, температуры и давления паспорт-
ным данным.
При анализе планово-профилактических и ремонтных меро-
приятий необходимо получить информацию об объеме, харак-
тере и причинах проведенных ремонтных работ, уточнить физи-
ко-механические Характеристики металла, его химический
состав, микроструктуру на участках, подвергнутых ремонту.
Требуется оценить интенсивность развития дефектов в элемен-
тах трубопровода.
Результаты анализа технической документации используют
при выборе методов контроля и составлении индивидуальной про-
413
граммы обследования каждого трубопровода, включающей план
обследования трубопровода, в том числе:
формулировку задач обследования;
карту трубопровода с указанием потенциально опасных
участков;
методы и аппаратуру, использующиеся при обследовании;
порядок проведения обследования;
методы обработки результатов обследования и порядок их
представления;
меры безопасности при проведении диагностирования.
Анализ технической документации необходимо завершать со-
ставлением:
перечня проанализированной документации;
карты объекта в виде эскиза и таблицы с указанием элементов,
которые в силу особенностей их конструкции или условий эксплуа-
тации наиболее предрасположены к появлению повреждений и
(или) отказам (в особенности скрытым, зависимым и внезапным);
базы данных по техническим параметрам трубопровода и (или)
технического заключения по результатам анализа;
плана обследования трубопровода.
Внутритрубная диагностика нефтегазопромысловых трубо-
проводов
Решение об обследовании промысловых трубопроводов прибо-
рами внутритрубной дефектоскопии принимает заказчик. Обсле-
дование следует проводить исходя из технико-экономической це-
лесообразности и в соответствии с требованиями действующих
нормативно-технических документов.
Контроль за состоянием защитного антикоррозионного по-
крытия
Контроль за состоянием защитного антикоррозионного покры-
тия включает следующие работы:
определение дефектов изоляционного покрытия приборны'
методом с помощью искателей повреждений типов АНПИ, УКИ
ПКИ, УДИП и др.,
визуальный контроль за состоянием защитного покрытия;
определение толщины защитного покрытия;
определение адгезии защитного покрытия к металлу труб.
При визуальном осмотре выявляются механические поврежде
ния и другие дефекты защитного покрытия.
Толщину защитного покрытия определяют с помощью толщи-
номеров, позволяющих измерять толщину в интервале 0,2 —25,0 мм
с точностью до 0,1 мм при температуре окружающего воздуха
414
от минус 10 до 40 °C.
Объем работ по измерениям толщин устанавливают на основа-
нии результатов внешнего осмотра в зависимости от длительности
эксплуатации. В каждом сечении измерения проводят не менее чем
в четырех точках (через 90°).
Адгезию покрытия к металлу труб измеряют с помощью адге-
зиметров не менее чем в трех точках в соответствии с требова-
ниями ГОСТ Р 51164-98.
Контроль за состоянием основного металла труб
Контроль за состоянием основного металла труб включает сле-
дующие работы:
визуальный и измерительный контроль за состоянием основно-
го металла труб;
определение фактической толщины стенки труб;
выборочный ультразвуковой контроль за состоянием дефект-
ных мест металла труб;
магнитопорошковая и/или цветная дефектоскопия металла труб;
измерение твердости основного металла труб.
При визуальном осмотре выявляют наружные дефекты основ-
ного металла труб (коррозионные повреждения, царапины, задиры,
трещины, прожоги, оплавления, вырывы, расслоения, металличе-
ские включения, закаты и пр.).
Фактическую толщину стенок труб определяют толщиноме-
рами, позволяющими измерять толщину в интервале 0,2 — 50,0 мм
с точностью до 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от
минус 10 до 40 °C.
Объем работ по измерению толщин устанавливают на основа-
нии результатов внешнего осмотра в зависимости от длительности
эксплуатации. В каждом сечении измерения проводят не менее чем
в четырех точках (через 90°). Во всех случаях измерения проводят
в местах, наиболее пораженных коррозией.
Выборочный ультразвуковой контроль ведут в местах повы-
шенного коррозионного износа и других дефектов, выявленных
при визуальном осмотре, с целью нахождения расслоений,
трещин и других дефектов типа несплошностей основного
металла.
Магнитопорошковую и цветную дефектоскопию основного ме-
талла труб проводят с целью выявления поверхностных трещин
и других дефектов.
Твердость основного металла стенок труб измеряют с помо-
щью переносных твердомеров с целью определения фактической
твердости по шкале Бринелля (Роквелла) и сопоставления с допу-
скаемыми значениями твердости.
415
Контроль за кольцевыми сварными соединениями трубо-
проводов
Контроль за кольцевыми сварными соединениями труб, проводи-
мый на открытых участках (в шурфах), включает следующие работы
визуальный и измерительный контроль за сварными соедине-
ниями;
ультразвуковой контроль за сварными швами;
рентгенографический контроль за сварными швами;
магнитопорошковую и/или цветную дефектоскопию сварных шво
измерение твердости металла шва и зон термического влияния
Предварительный контроль за сварными соединениями осуще-
ствляют визуальным методом с инструментальным замером геомет-
рических параметров швов.
Внешний осмотр и измерения геометрических размеров
с помощью шаблонов проводят с целью выявления наружных де-
фектов: несоответствия размеров швов требованиям проекта
СНиП 3.03.01 —87 и стандартов; трещин всех видов и направлений
наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непрова-
ров, пористости; отсутствия плавных переходов от одного сечения
к другому; несоответствия общих геометрических размеров свар-
ного узла требованиям проекта.
По результатам предварительного контроля определяют необ-
ходимый объем контроля неразрушающими методами: ультразву-
ковым, магнитопорошковым, рентгеновским и др.
Измерение твердости металла шва и зоны термического влия-
ния производят с помощью переносных твердомеров с целью опре-
деления фактической твердости по шкале Бринелля (Роквелла)
и сопоставления с допускаемыми значениями твердости.
Акустико-эмиссионная (АЭ) диагностика участков трубо-
проводов
АЭ-контроль проводят по специально разработанной "Про-
грамме обследования трубопроводов АЭ-методом" на потенциаль-
но опасных участках трубопроводов (переходы через железные
и автомобильные дороги, овраги, водные преграды) с целью выяв-
ления, идентификации и ранжирования развивающихся дефектов
основного металла и сварных швов.
В случае выявления АЭ-диагностикой дефектных участках про-
водят дополнительный дефектоскопический контроль одним из ме-
тодов неразрушающего контроля: ультразвуковым, магнитопорош-
ковым, рентгеновским и др.
Установка подводных АЭ датчиков на промысловый трубопро-
вод на глубине 0,6 м специалистами ХНИЛ "Трубопроводсервис
УГНТУ показана на рис. 1.180.
416
Химический анализ, механические испытания и металлогра-
фические исследования металла и сварных соединений
Механические испытания, химический анализ и металлогра-
фические исследования металла и сварных соединений проводят
при отсутствии данных о первоначальных свойствах основного ме-
талла и сварных соединений, значительных коррозионных повреж-
дениях, появлении трещин в различных конструкциях и в других
случаях, когда предполагаются ухудшение механических свойств,
усталость при действии переменных или знакопеременных нагру-
зок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок и т. п.
Анализ химического состава и определение марки стали метал-
ла труб могут проводить без вывода из эксплуатации методом опти-
ко-эмиссионной спектрометрии.
Прочностные характеристики металла труб можно оценить пу-
тем пересчета значений измеренной твердости основного металла
или непосредственно с помощью приборов типа TIME GROUP и др.
При необходимости для проведения механических испытаний
вырезают катушки длиной 500 мм с кольцевым швом, из которых
изготавливают образцы для механических испытаний, металлогра-
фических исследований основного металла и сварного соединения,
а также для химического анализа основного и наплавленного металла.
Проверочные расчеты на прочность и расчеты остаточного
ресурса
Расчеты конструктивных элементов трубопроводов на проч-
ность и устойчивость и расчет остаточного ресурса безопасной
эксплуатации трубопроводов по критерию допускаемого коррози-
онного износа производят по минимальной вероятной толщине
стенки с учетом фактических значений механических характери-
стик металла труб и режимов эксплуатации трубопроводов с помо-
щью специального программного обеспечения в соответствии
с действующими нормативно-техническими документами.
Техническое состояние трубопроводов оценивается по всем
результатам обследования. Для трубопроводов, отработавших уста-
ювленный срок эксплуатации, определяют вероятностный оста-
точный ресурс работоспособности.
Обработка результатов обследования и порядок приемки работ
На основе анализа результатов проведенного обследования
доводят экспертную оценку фактического технического состоя-
Н1я трубопроводов по совокупности диагностируемых параметров,
составляют заключение установленной формы о соответствии
Лъекта требованиям промышленной безопасности, разрабатыва-
ет рекомендации о возможности и условиях дальнейшей безопас-
Ээ-115
417
Рис. 1.180. Установка подводных акустико-эмиссионных датчи-
ков на промысловый трубопровод на глубине 0,6 м специали-
стами ХНИЛ "Трубопроводсервис1
ной эксплуатации, сроках и уровнях последующих обследований
необходимости проведения ремонта или исключения трубопровода
из эксплуатации.
Специализированная экспертная организация, имеющая соот
ветствующую лицензию Госгортехнадзора России, после проведе
ния обследования трубопроводов предоставляет заказчику заклю-
чение по результатам диагностирования трубопроводов уставов
ленного образца в количестве не менее двух экземпляров с оформ
лением акта приемки-сдачи выполненных работ. Заключен»
подписывают исполнители (эксперты) работы и утверждает свое;
подписью руководитель организации, проводившей обследование
и оценку остаточного ресурса объекта.
Заказчик передает данное заключение в региональный отд?1
Госгортехнадзора России, который производит регистрацию за
ключения и в письменной форме уведомляет заказчика и эксперт
ную организацию о положительном решении или дает мотивиро
ванный отказ в регистрации заключения.
В случае отказа регионального отдела Госгортехнадзора Росс"
418
в регистрации заключение возвращается в экспертную организа-
цию для доработки и устранения замечаний.
После положительного решения о регистрации в территори-
альном органе Госгортехнадзора России заключение вкладывается
организацией-владельцем в паспорт оборудования и является
неотъемлемой частью документации на оборудование.
1.5.7.2. Расчеты остаточного ресурса
нефтепромысловых трубопроводов
на основе статистических методов
Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной
вероятной толщине стенки труб по результатам диагностики
Сплошной контроль элементов трубопровода различными ме-
тодами выполнить не всегда возможно (из-за недоступности
некоторых его участков), а в ряде случаев в этом нет необхо-
димости, поэтому применяют выборочный контроль и оценку
поврежденности по наибольшим размерам выявленных дефектов.
При этом необходимо применение статистических методов для
;меньшения величины погрешности.
Достоверность контроля характеризует степень соответствия
его результатов фактическому техническому состоянию объекта
и определяют двумя показателями: точностью и доверительной ве-
роятностью. Точность определения величин обнаруженных дефектов
и геометрических размеров элементов трубопровода указывают в
виде доверительного интервала (например, для толщины стенки:
9 ± 1 мм) или односторонней доверительной границы (например, тол-
щина стенки не менее 8 мм). Доверительную вероятность у, т. е. веро-
ятность нахождения фактического размера внутри доверительного
.•нтервала, стандарты по измерениям рекомендуют указывать в зави-
имости от ответственности контроля (как правило, у = 0,95).
Источники погрешностей при измерениях подразделяют
на объективные и субъективные. Субъективными являются
погрешности, обусловленные действиями конкретного оператора
«го квалификацией, физико-психическими данными, состоянием
'доровья и т. д.). Объективными источниками являются погрешно-
сти метода и средств измерений, а также статистические отклоне-
ния обусловленные выборочным контролем показателей, имею-
щих разброс (рассеяние).
Большой разброс результатов измерений толщины стенок мо-
жет наблюдаться из-за неравномерности их коррозии. Это разли-
ше часто бывает вызвано различием условий нагружения разных
участков трубопровода, а также стохастическими свойствами про-
веса коррозии.
419
При традиционной схеме на карте контроля точки для измере-
ния толщины стенки распределяют равномерно. Поскольку изме-
рения осуществляют выборочно (в намеченных точках), то при
этом методе минимальная из измеренных величин может оказат
существенно больше, чем фактическая минимальная толщина стен-
ки. Достоверность контроля при этом остается неопределенной
если не учитывать разброс фактических толщин элемента трубо-
провода.
При планировании контроля необходимо определить количе-
ство точек, выбираемых для измерений N. Чем больше N, тем выше
достоверность контроля, но тем выше и его трудоемкость. Возмож
ны следующие варианты контроля.
Сплошной контроль — контроль, при котором измеряют тол
щину стенки на всех элементарных участках поверхности Fq, глу-
бина коррозии на которых не зависит от соседних участков
Сплошной контроль не имеет статистической погрешности, по-
грешность определяют технической погрешностью приборов и ме-
тодов контроля.
Выборочный контроль — контроль, при котором N < F/F,
где F — площадь контролируемой поверхности. Достоверность кон-
троля при выборочном контроле зависит от значения отношения
F/Fq и степени неравномерности коррозии.
Рассмотрим частный случай выборочного контроля при N =
1. Такие случаи допускаются при контроле за отдельными зона-
ми элементов трубопровода. При этом достоверность контроля
может быть достаточно высокой, если известна мера разброса
измеряемой толщины стенки (среднее квадратическое отклоне-
ние о).
Среднее квадратическое отклонение ст определяют по резу >•
татам измерений на нескольких участках поверхности, находя-
щихся в одинаковых условиях эксплуатации, по формуле
N 9
Z(tk-^cp)2
k=\_______
N-l
(1.106
где tfr — результаты измерений толщин на k-х участках
поверхности; tcp — средняя измеренная толщина; N— число уча
стков замера (если N < 10, то о не вычисляют, так как точность
ее оценки при этом недостаточна).
Минимальную возможную толщину стенки tmjn с учетом некон-
тролированных участков поверхности определяют для доверитель
ной вероятности 95 % применительно ко всем промысловым трубо
420
проводам по формуле
Фпп 'ср 2ст. (1.107)
Дальнейшая эксплуатация трубопроводов допускается при
'min > 'отбг
Если имеется измеренное значение толщины стенки tk, мень-
шее, чем lmin, то за значение tmin принимается значение ф1П.
При необходимости более точной оценки остаточной толщины
стенки на каком-либо участке число измерений N увеличи-
вают, имея в виду, что уменьшение ошибки контроля пропорцио-
нально 4n.
Среднюю скорость коррозии стенки трубопровода Vcp опреде-
ляют по формуле
Vcp=lnZ!min, (1.108)
т
-де т — время эксплуатации трубопровода, годы.
Остаточный ресурс трубопровода определяется по формуле
'min — 'отб
ост“ Уср • (1.109)
Вероятностный расчет остаточного ресурса с учетом общего
коррозионно-эрозионного износа стенки трубы
При прогнозировании остаточного ресурса трубопровода
(изменению текущей толщины стенки t и при постоянном значе-
нии допускаемого напряжения единственной характеристикой
.ехнического состояния является износ стенки. Опустим в знаме-
нателе формулы (4.3) значение вычитаемого, что приводит к по-
грешности, идущей в запас прочности. Тогда внутреннее давление,
юторое может выдержать элемент трубопровода, можно опреде-
шть по формуле [121]
2tRi
Р°=---7Г-
naDn
Текущую толщину стенки представим в следующем виде:
1=ф-Д0-Д, (1.111)
де tn — номинальная толщина стенки; До — начальное технологи-
еское изменение толщины стенки; Д — износ стенки.
(1.110)
421
Прочность трубопровода при эксплуатации обеспечена, если
допускаемое давление выше рабочего. Это условие, с учетом
(1.111), может быть записано в следующем виде:
Роп(1 -80-5)>р, (1.112
т, _ _ _ Д . <• До
где роп------8о
naDn tn
.1121
В
tn
начальное технологическое отклонение тол-
щины стенки До и абсолютная величина износа стенки Д приведены
к номинальной толщине стенки элемента, на котором проводятся
замеры. Поэтому для расчета остаточного ресурса необходимо наря-
ду с замерами фактических толщин стенки элементов определить
по документации соответствующие им номинальные толщины.
Для идеально спроектированного трубопровода в начальный
момент времени величина рОп постоянна для всех элементов тру-
бопровода, т. е. несущие способности прямых участков, отводов и
ответвлений равны между собой В действительности выбор эле-
ментов трубопровода ограничен возможностями реальной номенк
латуры. Это определяет разброс значений рОп для элементов трубо-
провода.
В соответствии с (1.112) условие прочности трубопровода в тер-
минах относительного износа можно представить в виде
[8] <8 (1.113,
[8] = 1-^-8о, - 1.114
где [ 5 ] и 8 — допускаемый и текущий относительный износ стенки
1ц Р
соответственно; 8о — начальное изменение толщины стенки; ~——
Исходная информация для расчета остаточного ресурса заклю-
чается в следующем. Пусть за период эксплуатации трубопровод;
было проведено п диагностирований в моменты времени т,. Число
замеров толщины стенки при каждом диагностировании равно N,
п
Таким образом, всего имеется N = замеров толщины стенки
i=i
которые обозначим tk (к= 1, 2, .... N).
Процесс износа стенки можно описать степенной функцией:
8 = а 1т, (11
где а — случайный; т — детерминированный параметры.
422
В дальнейшем будем полагать, что параметр а имеет нормаль-
ное распределение.
При т = 1 износ осуществляется с постоянной скоростью а,
при т > 1 процесс износа ускоряется при эксплуатации, при т < 1 —
замедляется. У диагностируемых трубопроводов наиболее реальна
ситуация, когда толщинометрия проводилась только один раз или
предыдущие измерения были непредставительными. В этом случае
показатель степени т рекомендуется принимать равным единице.
Как правило, такое допущение идет в запас прочности.
Если диагностирование проводилось не один раз (п < 2), то па-
раметр т может быть определен по результатам статистической об-
работки замеров толщины стенки. Предлагается выполнять это сле-
дующим образом. Вначале определяются средние значения утоне-
ний стенки для каждого z-ro диагностирования (51ср), а затем мето-
дом наименьших квадратов строится линейная зависимость
в координатах 1g 81ср — тг. В результате по формуле (1.115), где а за-
меняется на аср и т на т;, определяются аср и т. При этом следует
иметь в виду, что при определении среднего утонения стенки на-
чальный разброс толщин роли не играет, так как по условиям зада-
ния технологического допуска 8оср = 0. Необходимые для расчетов
значения среднего относительного износа трубопровода на момент
z-ro диагностирования определяют по формуле
где tk — текущая толщина стенки в месте к-то замера; tnk — номи-
нальная толщина стенки диагностируемого элемента.
В тех случаях, когда при оценке остаточного ресурса приходится
иметь дело с результатами лишь одного диагностирования, величина
°ср = ^ср/т<Т' гАе xd обозначает время последнего диагностирования.
Статистическая оценка среднего квадратического отклонения
параметра а определяется по формуле
JI N ( X2 _ <J2
1 у °к ^0
(1.117)
где 8к=^-^; So — начальное среднеквадратическое отклонение тол-
41
Щины стенки; т,- — время диагностирования когда проводился дан-
ный к-й замер толщины стенки. В расчетах величину So можно при-
нимать равной 0,05.
423
В начальный момент времени аср = Sa = 0. Если диагностиро-
-S2
вание проводилось в момент времени xd, т0 $а = —----— гАе $6 ~
среднее квадратическое отклонение относительной толщины стен-
ки в момент времени rd.
Предположим, что допускаемый относительный износ [6] тоже
имеет нормальное распределение. Тогда из уравнения (1.114) его
среднее значение с учетом условия 6qcp = 0 имеет следующий вид.
[8]Ср = 1 - tcp, (1.118)
где tcp = (tj?/tn)Cp- С достаточной для практических целей точно-
стью в трубопроводах одного доминирующего условного прохода
можно использовать в качестве среднего значения величину tcp.
Дисперсия допускаемого относительного износа определяется
по формуле
S(2S) = S2+S? (1.119)
где Sq и S2 — дисперсии начального технологического отклонения
и значений tR/tn для всех элементов трубопровода. Все эти величи-
ны могут быть определены с заданной точностью. Однако если
износ достаточно высок, именно его рассеяние определяет величи-
ну остаточного ресурса. Как правило, отношение tR/tn для фасон-
ных деталей ниже, чем для прямых труб. Поэтому с достаточной для
практических целей точностью можно при отсутствии подробны*
данных при диагностировании принять S[g> = 0,05.
Вероятность выполнения условия (1.113), т. е. вероятность бе-
зотказной работы на интервале времени от 0 до xd , является функ-
цией надежности и обозначается как
p(xd) =/эг{ [S] < 5, 0 < т < }, (1.120
где рг— обозначение вероятности события.
Гамма-процентный остаточный ресурс получаем из решения
следующего уравнения:
У P(Td + Тост).
ЮО p(xd)
(1-12Г
где у/100 — условная вероятность безотказной работы; td — врем:
эксплуатации трубопровода на момент диагностирования; тост —
гамма-процентный остаточный ресурс.
424
Величину у% выбирают в зависимости от ответственности тру-
бопровода в пределах от 90 до 99.
Учитывая, что параметры 5 и [8] имеют нормальное распре-
хеление вероятности, для вероятности безотказной работы на интер-
вале времени от 0 до xd получаем в соответствии с (1.121) выражение:
p(xd) = O
[5]Ср 9срт^
/ с2 । с2 2л?
(1.122)
где Ф — табулированная функция Лапласа. При S[8j = 0 это уравне-
ние совпадает с решением [ 15].
Записав аналогичное выражение для P(rd + тост) и подставив
его вместе с (1.122) в (1.123), получим
У _ ф [$]ср аср(Td + Тост)п /ф [S]cp acpTd
[^S2)+S2(Td+TOCT)2m , I ,jsf8l+S2T2m
(1.123)
Необходимо учитывать, что износ стенки не может быть отрица-
тельной величиной, а принятый нормальный закон распределения па-
раметра а допускает это. Погрешность становится ощутимой при коэф-
фициенте вариации износа, большем 0,4, и приводит к занижению
функции Ф по сравнению с действительным значением. Поскольку эта
погрешность практически в равной степени сказывается на величине
числителя и знаменателя выражения (1.123), то можно полагать, что ее
алияние на величину их отношения будет невелико. Таким образом,
практических расчетах формулой (1.123) можно пользоваться во всем
практически значимом диапазоне значений коэффициента вариации.
у
Обозначим Г = —— Ф
100
[5]Ср °cpTd7
/ с2 , с2 2m
48] Td
Точечная оценка остаточ-
юго ресурса определяется из следующего уравнения, вытекаю-
дгоиз (1.123):
[8]ср °ср (Td + Тост)т
^[8] + + Tocm )^т
е Uf—квантиль нормального распределения.
(1.124)
425
При равенстве нулю первого слагаемого в подкоренном выра-
жении уравнения (1.124) из него можно получить следующую
точечную оценку остаточного ресурса:
Тост —
Г [8]ср
\1/л1
-Td.
(1.125]
SQUp +Gcp
Для получения общего решения обе части уравнения (1.1241
возведем в квадрат и после преобразований получим
Тост —
(1.126)
где
[S] ср 5 - Ur
х2 _ г г2 с2
°ср *>г
(1.127)
[8]ср и 8ср — допускаемое и текущее средние значения относи-
тельного износа при диагностировании в момент времени т
Ss и —средние квадратические отклонения допускае-
мого и текущего значений относительного износа (если S8 < So,
то полагается = 0); Ur — квантиль нормального распределения
соответствующий вероятности
Г = -^-Ф
[8]Ср 8ср
/ <?2 ,с2
О П8] +?>d
(1.128)
По уравнениям (1.126) — (1.128) определяется точечное значе-
ние гамма-процентного остаточного ресурса. Для получения
нижнего интервального значения воспользуемся идущей в запас
приближенной оценкой. Будем полагать, что интервальные
значения подсчитываются по тем же формулам (1.126) — (1.128
что и точечные, но в них вместо среднего значения и среднеквад-
ратического отклонения текущего износа подставляются их вер-
хние оценки с односторонней доверительной вероятностью q
Значения q изменяются в пределах от 0,8 до 0,99. В этом случа!
вместо 8^ и 8ср в формулы подставляются следующие прибли-
женные оценки, полученные аппроксимацией точных оценок
426
по РД 09-102 — 95 при N > 5:
5ср--Scp+ Uq ^JjV^2 и S<r-Sd+Uq (1.129)
[8]ср Scp- Uy yjs^. [8Jcp + S(gj (^cp- - U? $d‘)
Q ~ 'j n-------------------
(1.130)
В результате будет найдена нижняя доверительная граница
гамма-процентного остаточного ресурса.
Одним из важных этапов расчета остаточного ресурса является
выбор регламентированной вероятности у. Для рассматриваемых
в методике трубопроводов принимают значение регламентирован-
ной вероятности 95 %. Значение 0,95 рекомендуется принимать
в качестве доверительной вероятности q.
Необходимые для расчета остаточного ресурса значения кван-
тилей нормального распределения Up, соответствующие вероятно-
сти р, приведены в табл. 1.57. Если в расчетах необходимо опреде-
лить квантиль Uq, то р заменяется на q, а если нужно значение С7у,
то вместо р подставляется 0,01 у и т. д.
Изложенная методика расчета остаточного ресурса может
быть обобщена на случай, когда допускаемое напряжение изменя-
ется с течением времени. По существу, это эквивалентно измене-
нию во времени допускаемого относительного износа [8]. Будем
полагать, что процесс деградации свойств материала детерминиро-
Таблица 1.57
Значения квантилей нормального распределения Up,
соответствующие вероятности р,
необходимые для расчета остаточного ресурса
р "р ₽ ₽ t/p ₽ t/p ₽ t/p
0,75 0,67 0,81 0,88 0,87 1,13 0,93 1,48 0,99 2,33
0,76 0,71 0,82 0,92 0,88 1,18 0,94 1,56 0,993 2,46
0,77 0,74 0,83 0,95 0,89 1,23 0,95 1,65 0,995 2,58
0,78 0,77 0,84 0,99 0,90 1,28 0,96 1,75 0,997 2,75
0,79 0,81 0,85 1,04 0,91 1,34 0,97 1,88 0,998 2,88
080 0,84 0,86 1,08 0,92 1,41 0,98 2,05 0,999 3,09
Примечание: для промежуточных значений р величина квантиля Up определя-
ется интерполированием.
427
ван, т. е. во всех элементах трубопровода изменение допускаемого
износа определяется одной и той же функцией времени. Примем
что [ 5 ]ср и S, 5 ] обозначают среднее значение допускаемого износа
и его среднеквадратическое отклонение, определенные в моме
диагностирования rd. Тогда их текущие значения при т > можно
определить по формулам:
[SJcp(T) = [5]cpF(x); (1.13Ц
S[5](t) = S[5]F(t), (1.132)
где F (т) — монотонно убывающая функция времени, равная едини-
це при т =
Уравнение для точечной оценки остаточного ресурса вместо
(1.124) записывается в следующем виде:
13]сР F(TOCT
^Г =-------=
z \т
+ Td)-5cp. 1+^
__________k Ч J
z \2т
(1.1331
с2 +<?2 1 Тост
Ч8]+д° 1 +
Td
Задача решается достаточно просто при линейных функциях
текущего (т = 1,0) и допускаемого (F (т) = 1 — стост/ Td) относи
тельных износов. В этом случае возможно получение точного ре
ния. Но в общем случае решать задачу необходимо методом после
довательных приближений. Интервальная оценка остаточного ре-
сурса полностью совпадает с исходным вариантом, когда допускав
мое напряжение не изменялось
Расчет остаточного ресурса по статистике отказов трубопро
водов
При прогнозировании остаточного ресурса трубопровод
возможна ситуация, когда данные об износе его элементов име
ются не в полном объеме. Но имеются данные по отказам и ин
формация о величине общего (среднего) износа на момент ди
ностирования. Величина общего износа равна произведению
средней скорости износа на величину наработки к моменту диаг
ностирования [121]:
Acp=VcpTd. (1.134)
В данном разделе будет рассматриваться только линейная мо
дель износа, которой в формуле (1.115) соответствует показатель
428
m=l. В обозначениях относительного износа, использованных
в предыдущих разделах
^ср ^ср ^л и VCp аср tn- (1.135)
Следует отметить, что в нефтехимической и нефтеперерабаты-
вающей промышленности существует банк данных по скорости
общей коррозии [121], который используется при проектировании
трубопроводов для назначения прибавки на коррозию. Этими дан-
ными можно воспользоваться и при диагностировании, принимая
в пределах разброса опытных данных верхнее значение Vcp, учиты-
вая при этом очевидное ограничение;
0,85tn-tK
''ср <
Id
(1.136)
Кроме того, общий (средний) износ достаточно надежно опре-
деляется на прямых участках трубопровода и не требует большого
числа точек измерения. Однако для удовлетворительной оценки ва-
риации износа необходимо провести измерение толщины стенки
во всех потенциально опасных участках.
Предположим, что условие прочности трубопровода имеет вид
(1 114), но рассеиванием [ 5 ] можно пренебречь, тогда формула для
определения [ 5 ]
[5] = 1-^-. (1.137)
Можно доказать, что такое допущение приводит к некоторому за-
нижению значения расчетного остаточного ресурса и идет в запас.
Допустим, что доля отказавших элементов на момент диагно-
г +1
стирования Td составляет а =--, где г — число отказавших
z
элементов; z — полное число элементов в трубопроводе (фасон-
ных деталей и отдельных труб). При этом точечная оценка веро-
ятности безотказной работы на момент диагностирования
по РД 50-690-89
P(xd)=l-a. (1.138)
В данном случае полагается, что на момент диагностирования
возможно дополнительное, не зафиксированное в паспорте, разру-
шение. Таким образом, в качестве расчетного числа разрушений
принимается действительное значение, увеличенное на единицу.
Очевидно, что такое допущение идет в запас.
429
Число элементов z, включая отрезки труб и фасонные детали,
можно определить по паспорту трубопровода или для ориентиро-
вочных оценок по формуле
L
z=—,
X
(1.139|
где L — длина трубопровода в метрах; ?. — среднее расстояние меж-
ду элементами.
При детерминированном параметре [ 5 ] формула (1.122) для
вероятности безотказной работы на момент диагностирования т
имеет вид
P(xd) = O
[8] ctp Td
Td
(1.140)
С другой стороны, вероятность безотказной работы на момент
диагностирования определена по формуле (1.138). Приравнивая
правые части выражений (1.138) и (1.140), получим соотношение
[5]
Sa U]_a + ctp
(1-141)
Обозначения в данной формуле те же, что и в разделе 8.
Для подсчета остаточного ресурса при линейной модели износа
получаем формулу, совпадающую с (1.125), в которой Г= 0,01 у (1 - а)
[5]
Тост — „ Td -
0(2 Оу(1-а) + Ц-р
(1.142)
Исключив из последних двух уравнений Sa, получим выраже-
ние для расчета остаточного ресурса
'гост ~ 'rd
[5]-5ср-
CP
[5]
(1-143)
В данном выражении [ 8 ] вычисляется по формуле (1.137), а
„ •'CD
°ср — Gcp Td ~
(n
(1.144
430
Задавая величину Vcp, по формулам (1.143) и (1.144) можно
определить остаточный ресурс. Отметим, что в расчете по данной
методике не используется понятие доверительной вероятности, так
как задается априорное значение скорости износа.
Описанный в данном разделе метод расчета может быть приме-
нен только для ориентировочных оценок, если отсутствуют измере-
ния толщины стенки элементов трубопровода, но в их паспортах
имеется достоверная информация об имевших место разрушениях.
В расчете следует учитывать лишь те отказы, которые связаны с из-
носом трубопровода и возникшей течью. Необходимо располагать
данными по скорости общей коррозии, а число элементов должно
быть не меньше необходимого значения по РД 50-690 — 89.
Данный метод может быть использован в дополнение к тради-
ционному расчету, изложенному в предыдущем разделе. При этом
в формулу (1.144) следует подставлять верхнюю оценку средней
скорости коррозии аср.. После проведения двух расчетов в качестве
действительного значения остаточного ресурса следует принимать
минимальную из полученных оценок. Результаты расчетов по обо-
им методам становятся вполне сопоставимыми, если они выполне-
ны по линейной модели и скорость износа стенки в обоих случаях
принималась постоянной. Линейная модель износа достаточно ши-
роко используется на практике при расчете ресурса трубопроводов.
Достоинством предлагаемого метода оценки остаточного ре-
сурса является то, что рассеивание параметров износа можно опре-
делить по относительному числу отказов. Физическая природа этих
отказов не имеет значения, поэтому метод может быть распростра-
нен и на другие типы разрушения.
Примеры расчета
1. Пример определения расчетной и отбраковочной толщины
стенок труб
В 2002 г. проведено техническое диагностирование нефтегазоп-
ромыслового трубопровода, транспортирующего продукты, не содер-
жащие сероводород, с наружным диаметром 273 мм, номинальной
толщиной стенки 10 мм и рабочим давлением 10,0 МПа. Магистраль-
ная часть трубопровода смонтирована из труб по ГОСТу 8731, из стали
20, по ГОСТу 1050. Трубопровод находится в эксплуатации с 1990 г.
Механические свойства стали труб, определенные через твердость,
имеют значения не ниже требований ГОСТ 8731. Проверочный
расчет толщины стенки t осуществляют согласно формуле (1.14)
ари значении коэффициентов: надежности по назначению трубопро-
водов уп = 1; условий работы трубопровода категории 111 ус = 0,9;
надежности по материалу ут = 1,55; надежности по нагрузке у/ = 1,15.
431
Для стали R\' = 471 МПа, Ry = 265 МПа, следовательно
R = min- Y тУ n 0,9уп - = mill’ 471 0,9 265-0,9 .1,55-1,0' 0,9-1,0 = min{273,5; 265} = 265 МПа
,_Г.ЛРО. _ 1,15'.-.0-0.273
2(fl + 0,6yfp) 2(265 + 0,6 1,15 10)
Номинальную толщину стенки определяют по формуле
tn tp + sT + sK,
где sT — технологический припуск; sK — припуск на коррозию.
Примем sT + sK =4,3 мм. Тогда
tn = 5,7 + 4,3 = 10 мм.
Отбраковочную толщину стенок труб определяют по формуле
(1.90) или (1.91)
Д2нт3
£«^2
2651
471-0,9
0,625.
R?m3
^2
= 0,625 <0,75, поэтому расчет ведут по формуле (1.91)
t npaDK
^отб —
2(0,91^2 + пр)
1,210-1-0,273
2(0,9-265-1+1,2-10)
= 0,00654 м.
2. Пример расчета остаточного ресурса трубопровода по ми-
нимальной вероятной толщине стенок труб
Исходные данные по примеру № 1. Замеры толщины стенок
труб по результатам диагностики представлены в табл. 1.58.
Расположение мест замеров толщины стенки по сечению трубы:
432
Таблица 1.58
Толщины стенок труб по результатам диагностики
Номер замеряемого места по схеме Толщина стенки, мм Диаметр трубы, мм
Фактическая tk Номинальная t:lk
1 7,5 7,5 7,6 7,7 10 273
2 7,3 7,3 7,4 7,4 10 273
3 7,3 7,2 7,4 7,3 10 273
4 7,4 7,4 7,5 7,4 10 273
5 9,3 9,3 9,4 9,4 10 273
6 9,1 9,0 9,0 9,0 10 273
7 7,8 7,7 7,8 7,7 10 273
8 8,8 8,7 8,7 8,8 10 273
9 7,9 7,9 80 8,0 10 273
10 7,3 7,3 7,4 7,4 10 273
Расчет.
Расчет вероятной минимальной толщины стенок труб диамет-
ром 273 мм.
Среднеквадратическое отклонение замеряемой толщины
tcp^
19,7310
39
= 0,7113,
N
rAetcP=v
322,6
40
= 8,065; N— число замеров; —- значение заме-
ренной толщины; tcp — среднее значение замеренной толщины,
Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода
^min = fcp — 2о = 8,065 — 2x0,7113 = 6,6424 мм.
^min '> ^отб> 6,6424 > 6,54.
Следовательно, допускается дальнейшая эксплуатация трубо-
провода.
Средняя скорость коррозии
yr fn-fmin Ю-6,6424
уср = _С—min. =-ш-----= о,28 мм/год.
Остаточный ресурс трубопровода
тосг —
Gnin Спб
6,6424-6,54
К:р
0,28
=0,366 лет.
3 les
433
3. Пример расчета остаточного ресурса трубопровода с уче
том общего коррозионно-эрозионного износа стенок
Исходные данные по примеру №1,2.
Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вер
ятностью прогноза 95 %. Принимаем значение регламентирован
ной надежности у= 0,95 % и односторонней доверительной верой
ности, равной 0,95. Принимается линейная модель износа, т.
в уравнении (1.115) т= 1.
Расчетная толщина стенки (см. пример № 1)
1,15 -1-10 -0,273
t=
—------------г =---------------------= 0,0057 м.
2(Д + 0,6у/Р) 2(265 + 0,6-1,15-10)
По приведенным в таблице примера № 2 данным подсчитыва
ется значение относительного износа для каждого замера:
$* t-ПК tk
K=~t------
Ч1К
Затем подсчитываются:
1. Средний относительный износ по формуле (1.116)
1 £
tk
я 1 V ( 1 I Л 1Q4S
огп ——/ 1----------—-----= иг1УЗэ.
Р N 1 40
N
tnk
2. Среднее квадратическое отклонение относительного
ния по формуле (1.117)
S5 = J—S(5A-5cp)2 = J0,1922 = 0,0702.
b Pl \ 39
3. Полагая среднее
ского допуска So =0,05
квадратическое
отклонение технологиче
находим среднее
квадратическое
отклоне
ние относительного износа:
Sd = Js|-S2 = a/o,O7O22-O,O52 = 0,0493.
4,
Верхнее
интервальное
значение
среднего
относительного
износа
• = 8СР + Ud — = 0,1935 +1,65- = 0,2067.
ср Р \[N^2 J38
434
5.Верхнее интервальное значение среднеквадратического
отклонения относительного износа
sd.=sd
1+ ,___
I
0,0493- 1
= 0,0589.
6 Средний допускаемый относительный износ
к 1 к ГП.
1-«
10
= 0,43.
7. Квантиль функции Лапласа
[8ср] 8ср.
0,43-0,2067
^0,05892 +0,052
= 2,9.
8. По табл. 1.58 находим значение функции Лапласа при величи-
не квантиля 2,9, будет 0,998.
9. Подставляя это значение в формулу (1.128), находим значе-
ние Г-% вероятности = 0,998x0,95 = 0,948.
10. По табл. 1.58 Г-% вероятности 0,948 соответствует —
квантиль, равный 1,63.
[5ср]бср- uJs]. 5ср +S[gj^52p. -U2 S2 j
Параметр Q =-----------------------------------------------
°ср‘ ur dd'
0,43 0,2067-1,63^ 0,05892 -0,432 + 0,052(0,20672 -1,632 -0,05892)
0.20672-1,632-0,05892
Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%
T=(Q- 1)т=(1.18-1)12 =2,8 годе.
435
4. Пример расчета прогнозирования остаточного ресурса тру-
бопровода по отказам его элементов
Исходные данные по примеру № 1.
Если данные об износе элементов трубопровода имеются
не в полном объеме, но имеются данные по отказам и информаци
о величине общего (среднего) износа на момент диагностирования
то можно провести приближенный расчет остаточного ресурса тру-
бопровода по отказам его элементов.
Пусть длина трубопровода равна 1200 м, среднее расстояние
между элементами трубопровода равно 6 м. За время эксплуатации
трубопровода ни одной течи, связанной с износом стенок труб
не было. Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода
с вероятностью прогноза 95 %.
Число элементов трубопровода равно 200.
1-а = 1—— = 0,995; величина 0,01у = 0,95;
200
0,01у(1-а) = 0,99x0,95= 0,945.
Квантили нормального распределения, соответствующие веро-
ятностям 0,995 и 0,945, берем из табл. 1.58.
Ul-a =2,58 Ц,(]_а) = 1,60.
Значения среднего допускаемого относительного износа и зна-
чения верхнего интервального значения среднего относительного
износа берем из примера № 3.
[5ср] =0,43; 8ср-= 0,2067.
Остаточный ресурс подсчитываем по формуле
_ [ §ср 1— SCp-
Ц_а/Пу(1_а)-1 ср
т = 12х
0,43-0,2067
0,43
2,58/1,60-1
= 2,9 года.
+ 0,2067
Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза
95 % равен 2,9 года.
436
1.5.8. Ремонтные работы
на промысловых трубопроводах
Объемы ремонтных работ на промысловых трубопроводах и сро-
ки их выполнения определяются по результатам осмотров, диаг-
ностических обследований, ревизий, а также по прогнозируемым ре-
жимам транспортировки нефти и газа, установленным предельным
рабочим давлениям, анализу эксплуатационной надежности в соот-
ветствии с местными условиями и требованиями безопасности.
В настоящее время ремонт промысловых трубопроводов
по объему и характеру выполняемых работ подразделяют на следу-
ющие основные виды: аварийный, текущий, и капитальный [71,
108, 136, 171, 200]. При выборочном капитальном ремонте магист-
ральных трубопроводов ремонтируют, в основном, участки только
с некачественным изоляционным покрытием. Ранее выделяли как
отдельные виды ремонта трубопроводов — осмотровый и средний.
Сейчас эти виды ремонта включают в состав текущего ремонта.
На рис. 1.181 представлена классификация видов ремонтных
работ промысловых трубопроводов с указанием мероприятий, на-
правленных на поддержание и восстановление эксплуатационных
характеристик.
К аварийному ремонту относят работы, связанные с ликвида-
цией аварий, возникающих в результате воздействия на трубопро-
вод подземной коррозии; разрывов сварных стыков или трубопро-
вода по телу трубы; закупорок трубопровода, приводящих к полной
или частичной его остановке; неисправностей в линейной арма-
туре — кранах, задвижках, камерах приема и пуска скребка и др.
Текущий ремонт — минимальный по объему и содержанию
плановый ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации
и заключающийся в систематически и своевременно проводимых
работах по предупреждению от преждевременного износа линей-
ных сооружений, а также по устранению мелких повреждений
и неисправностей.
Текущий ремонт подразделяют на:
профилактический, количественно и качественно определен-
ный и планируемый заранее по объему и выполнению;
непредвиденный, выявленный в процессе эксплуатации и вы-
полненный в срочном порядке.
К текущему ремонту относятся:
работы, выполняемые при техническом обслуживании;
ликвидация мелких повреждений земляного покрова над тру-
опроводом;
устройство и очистка водоотводных канав, вырубка кустарников;
очистка внутренней полости трубопроводов от парафина, гря-
437
Капитальный (выборочный капитальный)
— иинэупэйуХ xHHOJadag эинэуаонвлээод
ИЕКНЭ ИИНИУ PH9WPE ИУИ XHOWOJ
LI€V и €ХС рнэргое иуи
ноУохэйэи хнокэд
— — maovou иэннэЛтХня вххэиьо
ВИДЫ РЕМОНТНЫХ РАБОТ HdAbBwdB иониэниу внэкре иуи хнокэд
HHhuvoEH внэквв иуи л.нокэд
wgXcLi виэкре иуи лноиэ^
HoVoxadau xhhVohVou эиивяоУэУэдо
Текущий EXE лноиэд
иЕказ ииниу xHowaj
yavpj.aV 'Hodogndn внэквв и хноиэд
илэоуои иэннэЛеАнн ехдэиьо
ladAiBwdB иониэниу хноиэд
вэонеи хо ииЬхЛйеэнох aHHairedxoVadjj
nxoged эннноеээ
винводэоэ олохээнинхэх эинвяоУэуэдо
Аварийный номхэеьЛ хнннэуоло хпоиэд
xodonXxBE виТтоУинхиу
HHdese виЬвУинхиу
HdAbPKdB иониэниу внэивв BBHHndBHy
Рис. 1.181. Классификация видов ремонтных работ на промысловых трубопроводах
438
зи, воды и воздуха;
проверка состояния и ремонт изоляции промысловых трубо-
проводов шурфованием;
ревизия и ремонт запорной арматуры, связанные с заменой
сальника и смазки;
ремонт колодцев, ограждений, береговых укреплений, перехо-
дов трубопроводов через водные преграды;
проверка фланцевых соединений, крепежа, уплотнительных
колец, осмотр компенсаторов;
замер толщины стенок промысловых трубопроводов ультра-
звуковым толщиномером;
подготовка линейных объектов промысловых трубопроводов
к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего па-
водка и устранение мелких повреждений, причиненных весенним
паводком;
окраска линейных сооружений.
Мероприятия по техническому обслуживанию и текущему ре-
монту промысловых трубопроводов проводят в основном без оста-
новки перекачки.
Капитальный ремонт — наибольший по объему и содержа-
нию плановый ремонт, который проводят при достижении предель-
ных значений износа в линейных сооружениях и связан с полной
разборкой, восстановлением или заменой изношенных или неисп-
равных составных частей сооружений.
К капитальному ремонту линейной части относятся:
все работы, выполняемые при текущем ремонте;
вскрытие траншей, подземных промысловых трубопроводов,
осмотр и частичная замена изоляции;
ремонт или замена дефектных участков трубопровода и запор-
ной арматуры, их переиспытание и электрификация арматуры;
замена фланцевых соединений, кронштейнов, опор и хомутов
с последующим креплением трубопроводов к ним;
просвечивание сварных швов;
продувка или промывка, испытание промысловых трубопрово-
дов на прочность и плотность;
окраска надземных промысловых трубопроводов;
ремонт колодцев и ограждений;
берегоукрепительные и дноукрепительные работы на перехо-
дах промысловых трубопроводов через водные преграды;
сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными
и шоссейными дорогами;
ремонт и сооружение новых защитных противопожарных со-
оружений.
Технологический набор работ при капитальном ремонте про-
439
мысловых трубопроводов примерно соответствует набору работ по
их сооружению. Однако с точки зрения технологии, организации и
управления он значительно сложнее, имеет свои специфические
особенности. В организации проведения работ эти особенности
заключаются в следующем: операции по вскрытию, подъему,
очистке от старой изоляции, сварочно-восстановительные, изоля-
ционно-укладочные работы и работы по засыпке трубопровода
не могут быть совмещены в специализированном потоке, но долж-
ны выполняться в строгой технологической последовательности.
Особенности в технике и технологии проведения работ следу-
ющие: специфичность подготовительных работ, заключающаяся
в определении положения трубопровода; наличие комплекса де-
монтажных работ, предшествующих выполнению всех остальных
ремонтно-строительных операций; меньший удельный вес монтаж-
ных работ и больший — подъемно-укладочных операций; наличие
специфических операций при ремонте стенки трубы, усилении
стыков при частичной в случае полной замены трубы, секции или
плети на отдельных участках трубопровода; сложность и трудоем-
кость производства вскрышных работ там, где требуется высокая
квалификация машиниста для предотвращения повреждения стен-
ки трубы ковшом (или ротором) экскаватора, а также значительная
доля ручного труда; сложность и трудоемкость предварительной
очистки трубопровода от старой изоляции и продуктов коррозии
существенное конструктивное отличие специальных ремонтно-
строительных машин от тех же машин, применяемых при строи-
тельстве трубопроводов.
При производстве капитального ремонта линейной части
промысловых трубопроводов выполняются следующие основные тех-
нологические работы: подготовительные, погрузочно-разгрузочные,
транспортные, земляные, подъемно-очистные, сварочно-восстановн-
тельные, изоляционно-укладочные и контроль качества работ.
Технология подготовительных работ при капитальном ремонте
трубопроводов заключается в следующем: трассоискатели опреде-
ляют положение трубопровода, результаты измерений глубины
заложения трубопровода наносят на вешки, забиваемые строго
по оси трубопровода через каждые 25 или 50 м, затем бульдозерами
производят планировку полосы ремонтируемого трубопровода.
При земляных работах организуют поточное выполнение всех
работ и максимальное совмещение их с подъемно-очистными
и изоляционно-укладочными работами.
Тип землеройных машин для вскрытия трубопровода зависит
от его диаметра, местных грунтовых и топографических условий
[172, 176]. Применяются отечественные и зарубежные одноковшо-
вые экскаваторы, оборудованные в основном ковшами с уменьшсн-
440
Рис. 1.182. Схема производства земляных работ при ремонте с заменой
труб путем укладки в отдельную траншею:
— бульдозер; 2 — отвал почвенно-растительного грунта; 3 — отвал мине-
рального грунта; 4 — экскаватор; 5 — ось траншеи; 6 — ось трубопровода; 7
-полоса снятия почвенно-растительного слоя; А — зона рекультивации; Б
-зона обратной засыпки; В — зона вскрытия трубопровода; Г — зона срезки
В чвешю-растительного слоя грунта; J?pa6 — рабочий радиус экскаватора; а
-при вскрытии заменяемого участка трубопровода; б — при разработке
. 'Войтраншеи; ->—рабочийход бульдозера; <-< холостой ход бульдозе-
ре
441
ной шириной режущей кромки.
Наиболее целесообразно при благоприятных условиях приме-
нять трехроторные специальные вскрышные экскаваторы с авто-
матическими устройствами, позволяющими вскрывать трубопро-
вод без повреждений [176].
Когда нет необходимости восстанавливать стенку трубы
подъемно-очистные работы при капитальном ремонте трубопрово-
дов производятся механизированным линейным комплексным по-
током совместно с изоляционно-укладочными работами.
При частичной замене участков трубопровода или восстанов-
лении стенок трубы подъемно-очистные работы включают в себя
подъем вскрытого участка трубопровода, насадку очистной маши-
ны, очистку трубы от старой изоляции, визуальный ее осмотр и ук-
ладку трубопровода на лежки.
Для подъема трубопровода используют отечественные и зару
бежные трубоукладчики различной грузоподъемности.
В ИПТЭР разработан комплекс машин и механизмов и техно-
логии ремонта с подъемом трубопровода на бровку траншеи и без
подъема трубопровода, а также без остановки перекачки нефп
(рис. 1.182) [163, 172].
Рис. 1.183. Установка для снятия старой изоляции и нанесения нового
защитного покрытия
442
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ 1 РУБОПРОВОЛОВ
Рис. 1.184. Классификация капитального ремонта линейной части трубопроводов
по характеру выполняемых работ
443
При производстве работ методом ремонта на бровке траншеи
используют те же очистные машины, что и при строительстве тру-
бопроводов, со специальными рабочими органами. Разработана
также серия разъемных очистных машин для различных диаметров
трубопроводов. Но проблема качественной очистки трубопроводов
и надежности очистных машин существует и на сегодняшний день
[163, 172, 184].
При выполнении сварочно-восстановителъных работ первона-
чально производится отбраковка и вырезка труб, секций и плетей,
сильно поврежденных коррозией и не подлежащих ремонту.
На большие дефекты в стенке трубы или на группу дефектов
наваривают заплаты, а маленькие дефекты заваривают ручной ду
говой сваркой. Для укрепления сварных стыков и стенки трубы при
традиционной технологии приваривают хомуты.
В мировой и отечественной практике разработаны техниче-
ские средства и технологии для ремонта трубопроводов методом
бандажирования, которое применяется для дополнительного уси-
ления стенки трубопровода [190]. Перспективным способом вос-
становления и повышения несущей способности труб является бан-
дажирование стеклопластиками [193, 194, 197].
Изоляционно-укладочные работы при капитальном ремонте
трубопроводов примерно аналогичны работам, выполняемым при
их строительстве.
Для нанесения изоляции на трубопровод при капитальном
ремонте на бровке траншеи используются изоляционные маши-
ны, применяющиеся при строительстве трубопроводов. Созда-
ны и внедрены изоляционные машины с разъемным рабочим
органом для нанесения как пленочной, так и битумной изоля-
ции [8, 172].
В ИТЭСУ "Нефтегазстройизоляция" (Украина) разработана
автоматическая система, осуществляющая полный технологиче-
ский цикл: снятие старой изоляции, абразивно-струйную подготов-
ку поверхности и нанесение нового покрытия. На рис. 1.183
представлена рабочая тележка системы, подготовленная к нанесе-
нию покрытия на трубу диаметром 530 мм.
В нашей стране в практике отечественного ремонта трубопро-
водов капитальный ремонт по характеру выполняемых работ про-
изводится в основном: с заменой старой изоляции; с заменой изо-
ляции и восстановлением стенки трубы или с частичной заменой
труб; с полной заменой труб [172, 174].
Разработанная классификация капитального ремонта трубо-
проводов по характеру выполняемых работ, с указанием методов
производства ремонта для отдельных видов работ представлена
на рис. 1.184.
444
В отечественной и зарубежной практике существует более 20 техно-
тогических схем производства работ по капитальному ремонту тру-
бопроводов с привязкой к конкретным природно-климатическим
условиям и по техническому оснащению отдельных ремонтных
подразделений. В настоящую классификацию включены наиболее
обобщенные и часто используемые на практике методы производ-
ства работ.
Широко освещен в отечественной литературе капитальный ре-
монт с заменой изоляции, с заменой изоляции и восстановлением
стенки трубы, с полной заменой труб [163, 172]. Капитальный
ремонт промысловых трубопроводов выполняется в основном
с полной заменой труб и прокладкой новой нитки параллельно
действующему трубопроводу. При этом весь комплекс работ
ведут в соответствии с действующими нормативными документами
по строительству и ремонту трубопровода.
При капитальном ремонте трубопровода с заменой старой изо-
\яции и с заменой изоляции и восстановлением стенки трубы при-
меняют в основном три метода ремонта: в траншее с подкопкой под
трубу; на бровке траншеи; с подъемом и укладкой трубопровода
на лежки в траншее.
В зарубежной и отечественной практике при капитальном ре-
монте трубопроводов с заменой изоляции и восстановлением стен-
ки трубы наряду с описанными используется метод с разрезкой ре-
монтируемого участка на секции и ремонтом труб на базе [172, 204].
Широко используются в зарубежной практике бестраншейные
методы ремонта трубопроводов по технологии “труба в трубе" [200,
202]. П этой технологии выполняется протаскивание нового поли-
этиленового или стального трубопровода внутри старого.
Это наиболее простой и дешевый вид ремонта и реконструк-
ции трубопроводов. Он применяется также в тех случаях, когда
по условиям эксплуатации необходимо увеличить давление перека-
чиваемой среды или уменьшить диаметр трубопровода из-за сни-
жения потребления.
В мировой практике существует около десяти технологий
5естраншейного ремонта изношенных подземных трубопроводов
различного назначения с использованием протаскивания нового
। элиэтиленового трубопровода (рис. 1.185 ). Для ремонта промы-
:ловых трубопроводов наиболее приемлемыми являются техноло-
I ж "Sliplining", "U-Liner" и "Rolldown".
Трубы, соединительные детали и сварочная техника использу-
ются те же, что и при строительстве нового полиэтиленового трубо-
фовода.
В ходе производства работ рекомендуется осуществлять очист-
I в-внутренней полости ремонтирунмого трубопровода с последую-
445
Рис. 1.185. Общий вид ремонта трубопроводов по технологии "труба в трубе"
446
щим протаскиванием ерша-калибра, профилемера, видеокамеры
или контрольного отрезка полиэтиленовой трубы (того же диамет-
ра, что и плеть) длиной 2,0 —3,0 м для определения состояния внут-
ренней полости стальной трубы. Контроль тягового усилия произ-
водится по динамометру. Контрольный отрезок трубы после про-
тяжки не должен иметь повреждений глубиной более 10 % от тол-
щины стенки протягиваемой трубы.
Технология "Sliplining" или "труба в трубе” предусматривает
протаскивание во внутреннюю полость ремонтируемого трубопро-
вода новой плети из полиэтилена, при этом диаметр протягиваемой
трубы рекомендуется принимать не менее чем на 20 мм меньше ди-
аметра, реконструируемого трубопровода.
Например, один из предложенных способов по этой техноло-
гии включает операции вскрытия и вырезки концевых участков
трубопровода, протаскивание троса в стальной трубопровод по-
средством пробок с подачей сжатого воздуха или воды (рис. 6а),
шаблонирование канала трубопровода, сварку секций пластмассо-
вого трубопровода, заливку межтрубного пространства тампонаж-
ным цементным раствором и соединение футерованных участков
укду собой (рис. 1.186).
Однако эта классическая схема не работает при проведении ре-
монта подводных переходов трубопроводов со сквозным по-
вреждением, так как не представляется возможным прогнать проб-
ку с тросом из-за падения давления рабочей жидкости после про-
хождения пробкой сквозного дефекта.
Кафедрой "Прикладной математики и механики" УГНТУ под
руководством проф. В. И. Агапчева предложена новая технология
протаскивания технологического троса в ремонтируемый участок
трубопровода, имеющего сквозное повреждение, для осуществле-
ния которой разработана система, состоящая из двух устройств —
пробок. Одна пробка, имеющая обратный клапан, узел стопорения
и стыковочный элемент, проталкиваемая рабочей жидкостью, та-
щит за собой трос. После прохождения сквозного свища давление
рабочей жидкости в трубопроводе падает, пробка останавливается
и стопорится от обратного хода [5].
С другого конца ремонтируемого участка трубопровода по ана-
логичной схеме запускается вторая пробка. При этом застопорен-
ная первая пробка через обратный клапан перепускает воздух и
жидкость, вытесняемые второй пробкой, после чего стыковочный
элемент второй пробки взаимодействует со стыковочным элемен-
ом первой пробки. Затем из трубопровода извлекается состыко-
ванное устройство и пропускается трос для обеспечения протаски-
вания секции полиэтиленовых труб.
По разработанной технологии было проведено восстановление
447
Заливка отверждающей композиции
или цементного раствора
Рис. 1.186. Ремонт трубопровода по технологии "труба в трубе":
а — протяжка тянущего троса (1 — операционная камера; 2 — трос; 3—очи-
стное устройство); б — протаскивание полиэтиленовой трубы (1 — защит-
ные элементы полиэтиленовых труб (лепестки); 2 — операционная каме
3 — оголовок; 4 — калибр; 5—вертлюг; 6 — трос); в — заливка межтрубн
пространства (1 — операционная камера; 2 — заливочный патрубок)
448
Рис. 1.187. Схема процесса восстановления первичной формы трубы:
; — полиэтиленовая профилированная труба после протяжки; б — восста-
«,'вление формы под действием температуры и давления пара; в — реконст-
ированный трубопровод; г — общий вид трубопровода в начальной
» мент подачи пара; д — трубы в бухтах
>М85
449
двух ниток подводного перехода трубопровода Курасково —ТЭЦ-3
через р. Белую (длиной 750 м, диаметрами 273 и 219 мм на рабочее
давление 0,6 МПа) со сквозными повреждениями.
Полиэтиленовые профилированные (горячим способом) трубы
получают при изготовлении в заводских условиях, когда круглой
трубе термомеханическим способом придается характерная сло-
женная U-образная форма. Эта технология имеет много разных
названий — U-LINER, COMPACT PIPE и т. п. Трубы диаметром
до 400 мм можно наматывать на катушки (барабаны) и доставлять
к месту производства работ. В сложенном состоянии профилиро-
ванная труба легко проходит через реконструируемый трубопро-
вод. После протяжки полиэтиленовая профилированная труба ра-
зогревается при помощи пара под давлением и приобретает перво-
начальное круговое сечение, прилегая к стенкам старого трубопро-
вода (рис. 1.187).
Протаскивание предварительно обжатых полиэтиленовых
труб по технологии ROLLDOWN или SWAGELINING применяется
в случаях, когда необходимо максимально сохранить внутренний
диаметр ремонтируемого трубопровода. Данная технология рекон-
струкции трубопровода использует метод временного уменьшения
диаметра полиэтиленовой трубы за счет её механического обжатия
с последующей протяжкой в изношенный трубопровод и применя-
ется для трубы диаметром до 400 мм (рис. 1.188).
Уменьшение диаметра реконструированного трубопровода
компенсируется меньшим гидравлическим сопротивлением и стой-
костью к коррозии. Поэтому пропускная способность трубопрово-
да после реконструкции практически не меняется.
Стандартные полиэтиленовые трубы доставляются с завода
на место, где свариваются в плеть длиной до 500 м и укладываются
вдоль трассы реконструируемого трубопровода. Перед началом ра-
бот по механическому обжатию полиэтиленовой трубы она свари-
вается в плеть. Сварка производится встык, грат удаляется с внеш-
ней и внутренней поверхностей трубы.
Трубная плеть пропускается через обжимное устройство
со скоростью 100 м/ч, при этом диаметр трубы уменьшается на 10 %.
После завершения протаскивания трубной плети для ускоре-
ния процесса релаксации и восстановления первоначального диа-
метра в полиэтиленовый трубопровод подается под давлением вода
В результате полиэтиленовая труба плотно прилегает к внутренней
поверхности старого трубопровода.
Технология "труба в трубе" при ремонте и реконструкции про-
мысловых трубопроводов с протаскиванием нового стального тру-
бопровода может применяться на переходах через естественные
и искусственные препятствия. При этом для протаскивания рабо-
450
Рис. 1.188. Реконструкция трубопровода при помощи предварительно
обжатых полиэтиленовых труб:
—очистка старого трубопровода и обследование внутренней поверхности
при помощи видеокамеры или профилемера; б — сварка полиэтиленовых
уб; в — обжатие полиэтиленовой трубы в установке; г — протаскивание
бжатой трубы; д— восстановление формы под давлением воды; е—восста-
вленный трубопровод
451
чей плети используются или (лебедки), или установки наклонно-на-
правленного бурения.
Обзор существующей технологии капитального ремонта под-
земных трубопроводов показывает, что ремонт трубопроводов
с заменой изоляции нерационально производить в случаях, когда
адгезия и механическая прочность изоляционных покрытий удов-
летворяют требованиям нормативных документов и отсутствуют
продукты коррозии на стенке трубы. В таких случаях необходимо
рассмотреть возможность ремонта изоляционных покрытий трубо-
проводов методом восстановления защитных свойств, так как при
этом упрощается ремонт, а именно исключаются: процессы двой-
ной очистки трубопровода от старой изоляции, нанесение нового
изоляционного покрытия, предварительная укладка трубопровода
на лежки или на бровке траншеи повторный подъем трубопровода
при его укладке в траншею.
В разработанной классификации ремонта трубопроводов
по характеру выполняемых работ отдельно выделен не применяю-
щийся в нашей стране метод ремонта с нанесением новой изоляции
(например, ленты "PVC") поверх старой [108].
На кафедре "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газо
нефтехранилищ" УГНТУ разработан и внедрен метод капитального
ремонта трубопроводов, предусматривающий с целью восстанов-
ления старой изоляции вскрытие трубопровода и обработку старой
изоляции специальными вяжущими продуктами. Технология ре-
монта изоляции методом восстановления включает следующие рг
боты: вскрытие трубопровода, очистку его от грунта, обработку
старой изоляции специальными составами, укладку трубопровода
в траншею и ее обсыпку гидрофобизированным грунтом рис. 1.189
[1, 107, 108].
Для восстановления ремонтируемых защитных покрытий мо
гут применяться полиуретановые или полипропиленовые компози-
ции, "Летурен", "Крит”, а также специально разработанные и наи-
более экономичные составы, относящиеся к классу жидких биту
мов [107].
На этом же принципе восстановления защитных свойств
изоляции основан метод выборочного ремонта без вскрытия трубо-
провода и без остановки перекачки транспортируемого продукта
с использованием инъектирования специальных восстановителей
в местах локальных повреждений изоляции.
План организации работ по капитальному ремонту промысло-
вых трубопроводов в общем случае должен включать:
наименование объекта, места проведения работ; дату; время их
начала и окончания;
краткие технические и конструктивные требования к ремонта-
452
[V. Засыпка V. Уплотне-
и обратная ние гндро-
рекультива- фобизиро-
ция ванного
грунта
VI. Обсып- ным грунтом
ка гидрофо- III. Восстановле-
бизирован-
ние изоля-
ции и зачистка
II. Осмотр, от грунта
подъем I, Вскрытие
Рис. 1.189. Технологическая схема ремонта изоляционных покрытий тру-
бопроводов методом восстановления защитных свойств с приготовлением
ГФГ карьерным способом:
I—экскаватор; 2 — трубоукладчик; 3 — насос; 4 — емкость с органическим
зществом; 5 — автосамосвал; 6 — бульдозер; 7 — прицепной пневмоколес-
ный каток
руемым (восстанавливаемым) элементам трубопроводного объекта;
указания о материальном обеспечении работ;
расстановку оборудования, механизмов, средств связи, охран-
ных постов, пунктов отдыха и приема пищи, а также списочный со-
став персонала, участвующего в работе, с указанием фамилий
и должностей лиц, ответственных за проведение работ;
порядок и последовательность осуществляемых переключений
(отключений, включений) участков трубопроводов, технологиче-
ского оборудования, средств электрохимической защиты и др.;
подробную схему подлежащего ремонту узла (участков трубо-
проводов);
параметры испытаний отремонтированных узлов (участков
грубо проводов).
Аварийный ремонт
Аварийные работы выполняет ремонтно-восстановительная
глужба, подразделения которой укомплектованы рабочими со-
ответствующих профессий и квалификации, общестроительными
«специальными машинами и механизмами, оборудованием, мате-
риалами, транспортными средствами, при соблюдении правил по-
корной безопасности и взрывобезопасности [71, 171, 200].
Отказом трубопроводов промыслового сбора и транспорта
продукции скважин считается нарушение работоспособности, свя-
453
занное с внезапной полной или частичной остановкой трубопрово-
да из-за нарушения герметичности трубопровода или запорной
и регулирующей арматуры или из-за закупорки трубопровода.
Повреждением называется нарушение исправного состояния
промыслового трубопровода при сохранении его работоспособно-
сти и не сопровождаемое материальным и экологическим ущербом
Отказы промыслового трубопровода делятся на некатегорий-
ные и категорийные, сопровождаемые несчастными случаями
или пожарами.
К категорийным относятся отказы, которые расследуются
в соответствии с инструкцией Госгортехнадзора России, а все ос-
тальные отказы — некатегорийные — расследуются в соответствии
с РД 39-132-94.
Некатегорийные отказы подразделяются по видам нару-
шений:
разрывы и трещины по основному металлу труб, по продоль-
ным и кольцевым сварным швам;
негерметичность по причине коррозии внутренней и внешней:
негерметичность запорной и регулирующей арматуры;
потеря герметичности трубопровода от внешних механических
воздействий;
потеря пропускной способности трубопровода из-за образова-
ния закупорок.
Некатегорийные отказы промыслового трубопровода подраз-
деляются на отказы 1-й и 2-й групп.
К отказам 1-й группы относятся отказы на внутр иплощадочных
напорных внутри- и межпромысловых нефтепроводах на участке
от дожимной насосной станции (ДНС) до центрального пункта сбо-
ра (ЦПС) или от комплексного сборного пункта (КСП) и далее
до магистральных нефтепроводов.
К отказам 2-й группы относятся отказы на газопроводах,
на нефтесборных трубопроводах на участке от групповой замерной
установки (ГЗУ) до ДНС, а также на водоводах.
Расследование отказов и повреждений промысловых трубо-
проводов проводится с использованием исследований: визуальной
го, лабораторного, аналитического, экспертного и других методов.
Все отказы трубопроводов, происшедшие при приемо-
сдаточных испытаниях, подлежат отдельному расследованию
и учету.
Некатегорийные отказы 1-й группы расследуются постоянно
действующей комиссией НГДУ, назначаемой приказом по НГДУ,
в составе заместителя начальника (председатель), а также специа-
листов подразделений эксплуатации (ремонта), техники безопас-
ности, службы охраны окружающей среды, бухгалтерии.
454
Некатегорийные отказы 2-й группы расследуются постоянно
действующей комиссией ЦДНГ в составе старшего инженера цеха
(председатель), а также мастера (механик) цеха по ремонту трубо-
проводов, мастера по добыче нефти.
Отказы на выкидных линиях скважин до ГЗУ, а также поврежде-
ния на всех трубопроводах, выявленные в процессе эксплуатации,
расследуются комиссией в составе механика (старший инженер)
цеха — председателя, мастера по добыче нефти или мастера по ре-
монту трубопроводов или оператора и регистрируются в журнале.
Повреждения, выявленные в процессе технического об-
:луживания (опрессовка, врезка и т. п.) и ремонта промысловых
трубопроводов, необходимо устранять в плановом порядке и учи-
тывать в журнале планово-предупредительных работ.
К работе комиссий по техническому расследованию отказа
(в зависимости от характера, причин и последствий) могут быть
привлечены представители:
Г оскомприроды;
органов государственной пожарной охраны;
технической инспекции совета профсоюза;
органов Государственного санитарного надзора;
органов по использованию и охране водных ресурсов;
землепользователей;
заводов-изготовителей труб и арматуры, если причиной
отказа, повреждения явились заводские дефекты;
строительно-монтажных организаций, принимавших участие
в строительстве данного трубопровода, если причиной отказа,
повреждения явился брак, допущенный при строительстве;
проектных институтов, принимавших участие в проектирова-
нии данного трубопровода, если причиной отказа послужили недо-
статки проектных решений.
научно-исследовательских и экспертных организаций.
Комиссия обязана:
установить организационные и технические причины, вы-
звавшие аварию, и выявить конкретных виновников;
наметить необходимые мероприятия по предупреждению по-
добных аварий в дальнейшем;
по окончании расследования отказа составить, подписать и ут-
вердить акт в 2-х экземплярах по соответствующей форме.
В тех случаях, когда непосредственно на месте разрушения
невозможно установить причину отказа трубопровода и металл
трубы передается для лабораторного исследования, необходимо
консервационной смазкой закрыть поверхность излома, не допу-
скать ударов по металлу, сверления технологических отверстий,
особенно в зонах очага разрушения.
455
Все отказы вне зависимости от времени, затраченного на их лик-
видацию, и вида отказа необходимо зарегистрировать в журнале уче-
та отказов промыслового трубопровода в течение 24 часов с момента
их возникновения.
Работы по ликвидации отказов на промысловых трубопроводах
должны выполняться аварийно-восстановительными бригадами
(АВБ).
В подразделениях главным инженером НГДУ должны быть раз-
работаны и утверждены планы ликвидации аварий в соответствии
с инструкцией Госгортехнадзора России. В планах необходимо
указать порядок оповещения и сбора должностных лиц, организа-
ции и производства аварийных работ.
В оперативной части плана ликвидации аварий преду-
сматриваются:
вид и место возможных аварий, условия, опасные для людей
и окружающей среды, расчет выхода нефти или газа с повреж-
денного участка;
мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды
по локализации выхода нефти или газа, по отключению повреж-
дённого участка, ликвидации аварий;
действия ИТР и рабочих, меры техники безопасности и пожар-
ной безопасности;
мероприятия по тушению нефти в случае ее загорания;
места нахождения служб и средств для ликвидации аварий;
распределение обязанностей между отдельными лицами, уча-
ствующими в ликвидации аварий;
список должностных лиц и учреждений, которые должны быть
оповещены об аварии, и порядок оповещения;
порядок сбора аварийной бригады;
очередность выезда специальных машин;
перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, обо-
рудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту
аварии.
Все работники подразделений на своих рабочих местах долж-
ны быть ознакомлены с планами ликвидации аварий.
При возникновении отказа диспетчер цеха добычи нефти
и газа (ЦДНГ) или центрального пункта подготовки нефти
(ЦППН) должен немедленно сообщить об этом своему руковод-
ству и диспетчеру НГДУ, отключить поврежденный участок
и принять меры по ликвидации возникшего отказа в соответ-
ствии с планом ликвидации отказов, затем проинформировать
диспетчера центральной инженерно-технической службы
(ЦИТС) о принятых мерах по ликвидации отказа и сделать крат-
кую, но ясную запись о случившемся в сменном (вахтовом) жур-
456
нале, фиксируя место, сущность, причину отказа, принятые
меры.
Прибывший первым к месту аварии на промысловый трубо-
провод руководитель работ обязан:
установить предупредительные знаки для ограждения места
аварии;
принять меры к предупреждению дальнейшего растекуания
нефти, исключив попадание ее в водоемы и населенные пункты;
разместить технические средства и персонал аварийно-восста-
новительной бригады (АВБ) на безопасном расстоянии от места
аварии в соответствии с действующими правилами техники безо-
пасности;
предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц
и техники; при возникновении аварии вблизи железных и атомо-
бильных дорог принять меры, исключающие движение транс-
порта;
уточнить место и размеры аварии;
выйти на связь с диспетчером или руководителем подразделе-
ния, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, воз-
можности подъездов и другие сведения;
при возникновении аварии вблизи ЛЭП, железных и автомо-
бильных дорог сообщить их владельцам об аварии.
Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники
до организации связи и получения сообщений о полной ликвида-
ции или локализации аварии, об организации непрерывного де-
журства на отключающей аварийный участок трубопровода запор-
ной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвраще-
нию случайного или самопроизвольного переключения запорной
арматуры на границах отключенного участка.
После определения характера отказа и принятия решения
способе его ликвидации работы продолжаются в соответствии
с планом ликвидации возможных отказов и конкретно сложив-
шейся обстановкой.
Все аварийно-восстановительные работы следует выполнять
с соблюдением действующих норм и правил по технической эксп-
луатации, технике безопасности, пожарной безопасности и пром-
санитарии.
Все оборудование, транспорт и имущество, предназначенные
для выполнения аварийно-восстановительных работ, должны нахо-
\иться в постоянной исправности и готовности к немедленному
выезду и применению.
Количество и специальности персонала аварийной бригады
должны соответствовать действующим нормативам на выполнение
ремонтных работ [171].
1.6. ОХРАНА ТРУДА
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Охрану труда и технику безопасности следует
осуществлять на основании следующих нормативных документов
СНиП 12. 03 — 2001 "Безопасностьтруда в строительстве". Часть!
Общие требования [195].
СНиП 12.04 — 2002 "Безопасность труда в строительстве". Часть?.
Строительное производство [196].
Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышлен-
ности;
Правила безопасности при сборе, подготовке и транспортиро-
вании нефти и газа на предприятиях нефтяной промышленности;
СП 12-131—95*. Безопасность труда в строительстве. Пример-
ное положение о порядке обучения и проверки знаний по охране
труда руководящих работников и специалистов организаций, пред-
приятий и учреждений строительства, промышленности строитель-
ных материалов и жилищно-коммунального хозяйства. Принят
и введен в действие постановлением Минстроя России от 27 июля
1995 г. № 18-77. с изм. № 1 от 08.07.96 № 18-45;
ГОСТ 12.3003 — 86. БТ "Работы электросварочные. Требования
безопасности".
Основным направлением работ по охране труда является пла-
номерное осуществление комплекса организационных и техниче-
ских мероприятий, направленных на создание здоровых и безопас-
ных условий труда и поддержание порядка на производстве.
Во всех службах, занимающихся эксплуатацией и ремонтом
трубопроводов, руководство работой по охране труда и ответствен-
ность за состояние техники безопасности и производственной са-
нитарии возлагается на руководителей этих подразделений.
Начальники служб и подразделений в пределах вверенных им
участков обеспечивают выполнение организационных и техниче-
ских мероприятий для создания безопасных условий труда, прово-
дят инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы,
а также контролируют выполнение правил и инструкций по техни-
ке безопасности, производственной санитарии и пожарной безо-
пасности, обеспечение рабочих по профессиям и видам работ инст-
рукциями, а рабочие места — необходимыми плакатами.
Работникам строительно-монтажных подразделений должны
быть предоставлены, согласно установленным перечням и нор
мам, средства индивидуальной защиты, спецодежда, спецобувь
спецпитание, мыло и другие средства; ответственность за обес-
458
печение работников указанными видами довольствия и контроль
за их использованием возлагаются на одного из заместителей
руководителя управления, а также на руководителей подразде-
лений.
На каждом объекте, на каждом рабочем месте должна нахо-
диться аптечка с необходимым запасом медикаментов и перевязоч-
ных материалов по установленному перечню.
К самостоятельной работе при эксплуатации трубопроводов
системы сбора нефти, газа и воды могут быть допущены лица не мо-
ложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование
и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида ра-
бот, обученные безопасным методам и приемам работы, примене-
нию средств индивидуальной защиты, правилам и приемам оказа-
ния первой медицинской помощи и прошедшие проверку знаний
в установленном порядке.
Периодическая проверка знаний рабочих проводится ежегодно
в том же порядке, как при проведении первичной проверки знаний.
Внеочередная проверка знаний у рабочих проводится:
при изменении производственного (технологического) про-
цесса, внедрении нового вида оборудования и механизмов;
при введении в действие новых правил и норм безопасности,
инструкций по безопасному ведению работ;
в случае выявления нарушений требований правил безопас-
ности и инструкций, которые могли привести или привели к травме
или аварии (по усмотрению начальника цеха);
по приказу или распоряжению руководства предприятия,
по указанию вышестоящих органов;
по требованию органов государственного надзора и техни-
ческих инспекторов труда профсоюзов в случае обнаружения
недостаточных знаний;
при переводе на другую работу или перерыве в работе более
шести месяцев.
Работники, обслуживающие промысловые трубопроводы,
в соответствии с "Основными положениями об организации ра-
боты по охране труда в нефтяной промышленности" проходят сле-
дующие виды инструктажей по правилам безопасности:
а) вводный — проводится со всеми поступающими на предприя-
тие рабочими и служащими независимо от их образования, квалифи-
кации и стажа работы по данной профессии или должности; а так-
же с работниками, командированными для работы на данном пред-
приятии, учащимися, студентами и другими лицами, допускаемыми
на территорию проведения строительно-монтажных работ;
б) на рабочем месте:
первичный — для рабочих и мастеров с практическим обуче-
459
нием — перед допуском к самостоятельной работе или при перево-
де с одной работы на другую;
периодический (повторный) — проводится руководителем ра-
бот непосредственно на рабочем месте для рабочих по программе
первичного инструктажа не реже чем через три месяца;
внеочередной (внеплановый), вызванный производственной
необходимостью — при изменении производственного процесса
замене одного вида оборудования на другое и в подобных случаях
когда изменяются условия труда;
если на участке, в бригаде произошел несчастный случай или
отказ;
при необходимости доведения до сведения работающих допол-
нительных требований, вызванных введением новых правил и ин-
струкций по безопасному ведению работ;
если выявлены случаи нарушения правил и инструкций, произ-
водственной дисциплины независимо от принятых мер воздей
ствия;
разовый (текущий) — по приказу или распоряжению вышесто-
ящих организаций и контролирующих органов — перед выполне-
нием особо опасных работ.
На месте проведения ремонтных работ обязателен контроль за
состоянием воздушной среды, который осуществляется согласно
"Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на пред-
приятиях нефтяной промышленности" ИБТВ 1-087 — 81.
Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и тран-
шеях контролируют ежедневно перед началом газоопасных работ
и после перерыва с помощью газоанализатора.
Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен
если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ
не выше предельно допускаемых концентраций (ПДК) по санитар-
ным нормам.
При проведении сварочных работ на трубопроводе по сани-
тарным нормам ПДК углеводородов С]-Сю в переводе на угле-
род равна 300 мг/м3, а сероводорода в смеси с углеводородами
Cj — С5 — 3 мг/м3.
Если в процессе работы возле рабочего места обнаружена утеч-
ка газа или нефти, необходимо прекратить работу и сообщить
об этом руководителю.
При работе в колодцах, траншеях следует применять шланго-
вый противогаз (конец шланга находится на поверхности земли
с наветренной стороны от колодца, котлована) и спасательный пояс
с крестообразными лямками и сигнально-спасательной веревкой,
конец которой держит рабочий, находящийся на поверхности 1ея-
ли. Длина шланга противогаза не должна превышать 20 м. Если ра-
460
диус загазованной зоны превышает 20 м, следует применять шлан-
говые противогазы с принудительной подачей воздуха.
На поверхности земли обязательно находится не менее двух
человек для постоянного наблюдения за действиями спустившегося
в колодец.
Срок единовременного пребывания в шланговом противогазе
не должен превышать 15 мин с последующим отдыхом на чистом
воздухе не менее 15 мин.
При производстве строительных и монтажных работ на трассе
трубопроводов следует руководствоваться следующими основ-
ными правилами:
во избежание неблагоприятного воздействия статического
электричества на рабочий персонал применяемое оборудование за-
земляют, а рабочие места снабжают резиновыми ковриками;
в процессе работы по балластировке трубопроводов необходи-
мо следить за надежностью стенок и бровки траншеи; при появле-
нии трещин и сколов грунта, которые могут привести к обрушению
бермы, следует немедленно прекратить работу и принять меры
к недопущению развития таких явлений. При проведении баллас-
ировочных работ в пределах призмы обрушения увлажненных
грунтов не допускается движение тяжелых транспортных средств,
зтакже складирование материалов;
битумовозы, бульдозеры и другие машины должны быть осна-
щены огнетушителями и исправными искрогасителями;
при проведении сварочных работ необходимо соблюдение пра-
вил электробезопасности;
постоянный контроль работниками исправности оборудова-
ния, приспособлений, инструмента, проверка наличия и целост-
ности ограждений, защитного заземления и других средств защиты
о начала работ и в процессе работы на рабочих местах согласно
инструкциям по охране труда;
периодический оперативный контроль, проводимый руководи-
телями работ и подразделений предприятия согласно их должност-
ным инструкциям;
выборочный контроль состояния условий и охраны труда в под-
разделениях предприятия, проводимый службой охраны труда со-
гласно утвержденным планам.
При обнаружении нарушений норм и правил охраны труда ра-
ботники обязаны принять меры к их устранению собственными сн-
ами, а в случае невозможности этого прекратить работы и инфор-
мировать должностное лицо.
В случае возникновения угрозы безопасности и здоровью
работников ответственные лица обязаны прекратить работы
принять меры по устранению опасности, а при необходимости
461
обеспечить эвакуацию людей в безопасное место.
Охрана труда рабочих заключается в выдаче администрацией
необходимых средств индивидуальной защиты (специальная одеж-
да, обувь и др.), в выполнении мероприятий по коллективной защи
те рабочих (ограждения, освещение, вентиляция, защитные и пре-
дохранительные устройства и приспособления и т д.), в обеспече-
нии санитарно-бытовыми помещениями и устройствами в соответ-
ствии с действующими нормами и характером выполняемых работ
Рабочим должны быть созданы необходимые условия труда, пита-
ния и отдыха.
При выполнении изоляционных работ (гидро-, теплоизоляци-
онные, антикоррозионные) с применением огнеопасных материа-
лов, а также выделяющих вредные вещества следует обеспечить
защиту работающих от воздействия вредных веществ, а также
от термических и химических ожогов.
Битумную мастику следует доставлять к рабочим местам, как
правило, по битумопроводу или при помощи грузоподъемных ма-
шин. При необходимости перемещения горячего битума на рабо-
чих местах вручную следует применять металлические бачки, име-
ющие форму усеченного конуса, обращенного широкой частью
вниз, с плотно закрывающимися крышками и запорными устрой-
ствами.
Не допускается использовать в работе битумные мастики тем-
пературой выше 180 °C.
При выполнении работ с применением горячего битума
несколькими рабочими звеньями расстояние между ними должно
быть не менее 10 м.
Стекло- и шлаковату подают к месту работы в контейнерах или
пакетах, соблюдая условия, исключающие распыление.
Теплоизоляционные работы на технологическом оборудовании
и трубопроводах следует выполнять, как правило, до их установки
или после постоянного закрепления в соответствии с проектом.
Производство земляных работ в зоне действующих подземных
коммуникаций следует осуществлять под непосредственным руко-
водством прораба или мастера, а в охранной зоне кабелей, находя-
щихся под напряжением, или действующего газопровода, кроме тоге,
под наблюдением работников электро- или газового хозяйства
Грунт, извлеченный из котлована или траншеи, следует разме
щать на расстоянии не менее 0,5 м от бровки выемки.
Валуны и камни, а также отслоения грунта, обнаруженные на
откосах, необходимо удалить.
Разработка роторными и траншейными экскаваторами в связ-
ных грунтах (суглинки, глина) траншей с вертикальными стенками
без крепления допускается на глубину не более 3 м. В местах, где
462
требуется пребывание рабочих, устраивают крепления траншей
или откосов.
Перед допуском рабочих в котлованы или траншеи глубиной
более 1,3 м обязательно проверяют устойчивость откосов или креп-
ления стен.
Линии временного электроснабжения к прогреваемым участ-
кам грунта надлежит выполнять изолированным проводом, а после
каждого перемещения электрооборудования и перекладки элект-
ропроводок следует визуально проверять их исправность.
При разработке выемок в грунте экскаватором с прямой лопа-
той высоту забоя следует определять с таким расчетом, чтобы
процессе работы не образовывались "козырьки" из грунта.
При разработке, транспортировании, разгрузке, планировке
и уплотнении грунта двумя или более самоходными или прицепны-
ми машинами (скреперы, грейдеры, катки, бульдозеры и др.),
идущими одна за другой, расстояние между ними должно быть
не менее Юм.
При проведении гидроиспытаний трубопроводов персоналу,
участвующему в гидравлических и пневматических испытаниях
трубопроводов, положено находиться в безопасных местах на слу-
чай разрыва швов, пробоя прокладок, отрыва заглушек и других
аварийных ситуаций. Осмотр трубопровода разрешается произво-
дить только после снижения давления до рабочего, а устранение
неисправностей — после его полного снятия. Задвижки, краны
и вентили должны открываться и закрываться плавно.
1.7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
С целью охраны окружающей среды при проек-
тировании, строительстве и эксплуатации промысловых трубопро-
водов необходимо [43, 58 — 60, 150, 210):
соблюдать действующие стандарты, нормы и правила в области
праны окружающей среды;
рационально использовать природные ресурсы;
систематически контролировать степень загрязнения водных
жваторий, атмосферы и почвы вредными веществами (нефть, нефте-
продукты, соленые воды, поверхностно-активные вещества и др.);
своевременно ликвидировать последствия загрязнения окру-
жающей среды;
463
разрабатывать и планомерно осуществлять на всех уровнях
управления производством мероприятия по охране окружающей
среды и сокращению потерь нефти.
Все мероприятия по охране окружающей среды при строитель-
стве промысловых трубопроводов выполняются в соответствии
с. рабочим проектом.
Для сохранения окружающей среды необходимо использовать
в комплексе технологические, конструктивные и строительные ме-
тоды уменьшения воздействия трубопроводов на окружающую
среду, сочетание которых принимается в зависимости от геологи-
ческих (геолого-криологических) условий района строительства
способа прокладки трубопровода, технологии и организации вы-
полнения строительных работ.
Прокладку трубопроводов осуществляют, по возможности
на малоценных или непригодных для сельскохозяйственного ис-
пользования землях, в коридорах с минимально необходимыми рас-
стояниями между трубопроводами с привязкой к существующим
трассам.
При проектировании насыпей необходимо предусматривать
отсыпку грунта с возведенной насыпи. Для возведения насыпи сле-
дует применять уплотняемые грунты, хорошо фильтрующие воду.
На переходах трубопроводов через водные преграды для пре-
дотвращения гибели ихтиофауны и в целях охраны окружающей
среды необходимо установить на обоих берегах отключающие
задвижки для уменьшения попадания нефти в водоемы в случае
прорыва трубопровода.
При проектировании трубопроводов на участках вечномерз-
лых грунтов или при возможной активизации водной и ветровой
эрозии следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие
максимальную сохранность естественных почв и растительности,
а также проводить инженерную и биологическую рекультивацию,
предотвращающую указанные процессы.
На участках, где возможно развитие водной эрозии и сполза-
ние грунтов вне зоны распространения вечномерзлых пород, сле-
дует предусматривать осуществление противоэрозионных меро-
приятий, сооружение нагорных канав, глиняных замков в транше
ях, лотков-быстротоков, противооползневых мероприятий.
Для предотвращения утечек транспортируемых продуктов
в атмосферу необходимо следить за максимальной герметизацией
оборудования трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры
Для предотвращения:
утечек транспортируемых жидких продуктов на ответвления
предназначенные для аварийных сбросов, ставят герметичные
фланцевые заглушки;
464
загрязнения атмосферы транспортируемыми продуктами, со-
держащими токсичные вещества, следует предусматривать меро-
приятия, обеспечивающие сжигание аварийных выбросов в мес-
тах, где их распространение не может представлять угрозу для жиз-
ни и здоровья населения.
При неблагоприятных метеорологических условиях в кратко-
временный период загрязнения атмосферы, опасного для здоровья
населения, предприятия обязаны снижать выбросы вредных ве-
ществ, вплоть до частичной или полной остановки предприятия.
Водопользователи, расположенные на объектах промысловых
трубопроводов (установки предварительного сброса воды, промыс-
ловые водоводы, кустовые насосные станции и т. д.), обязаны со-
блюдать установленные планы, технологические нормы и правила
водопользования, а также принимать меры по сокращению расхода
воды и прекращению сброса сточных вод путем совершенство-
вания технологии производства и схем водоснабжения.
Водопользователи обязаны:
рационально использовать водные объекты;
заботиться об экономичном расходовании воды, восстановле-
нии и улучшении качества вод;
принимать меры для полного прекращения сброса в водные
объекты сточных вод, содержащих загрязняющие вещества;
не допускать нарушения прав, предоставленных другим водо-
пользователям, а также нанесения ущерба хозяйственным и при-
водным объектам;
содержать в исправном состоянии очистные и другие водохо-
зяйственные сооружения и технические устройства, влияющие
на состояние вод, улучшать их эксплуатационные качества, вести
в установленных случаях учет пользования водами.
Сброс в водные объекты промышленных, коммунально-быто-
вых, дренажных и других сточных вод может производиться только
с разрешения органов по регулированию использования и охраны
води после согласования с органами, осуществляющими государ-
ственный санитарный надзор, охрану рыбных запасов, и другими
заинтересованными организациями.
Очистные сооружения должны обеспечивать качество очистки
согласно требованиям "Правил охраны поверхностных вод от за-
грязнения сточными водами".
На случай аварийных ситуаций на подводных переходах [177]
-герез судоходные реки ниже по течению на расстоянии двухчасо-
вого стока необходимо создать запас средств по локализации и сбо-
ру нефти с поверхности.
Разлившуюся на поверхности водного объекта нефть необхо-
димо собрать техническими средствами и способами, безвредными
Ю'Чв5
465
для обитателей водоема и не оказывающими вредного влияния на
условия санитарно-бытового водоснабжения, и отправитв на очист-
ные сооружения [123— 128].
Ввгжигание разлитой на поверхности воды нефти допускается
как исключение с применением соответствующих методов
и средств безопасности при невозможности сбора нефти.
Сельскохозяйственные земли и лесные угодья, нарушенные
или загрязненные нефтью, приводятся в пригодное (по назначе-
нию) состояние.
Рекультивацию нарушенных земель необходимо проводить
согласно РД 39-30-925 — 83 [170]; Рекультивацию земель, загрязнен-
ных нефтью, — в соответствии с РД 39-0147103-365 — 86 [169].
Запрещают сжигание разлившейся нефти непосредственна
на поверхности пахотной почвы, а также засыпку загрязненных
нефтью пахотных земель песком или другими минеральными мате-
риалами.
При вырубке леса в полосе отвода в составе подготовительных
работ следует обеспечить захоронение порубочных остатков в мес-
тах, удаленных от водоемов на 500 м и более, или их утилизацию
Не разрешается брать гравий и песок для строительных целей
со дна рек, ручьев, озер в местах, не предусмотренных проекте»
или не согласованных в установленном порядке.
Не разрешается использование плодородного слоя грунт,;
на подсыпки, присыпки, перемычки и другие цели кроме как дм
рекультивации земель.
На вечномерзлых грунтах трассовые строительно-монтажные
работы выполняют преимущественно в зимний строительных
сезон при промерзании деятельного слоя на глубину не менее 0,6 ц
обеспечивающую устойчивую работу строительной техники.
На строительной полосе с целью предохранения мохорасти-
тельного покрова от нарушения перемещающимися строительны-
ми машинами необходимо снего-ледяное покрытие (технологи
ческие проезды) поддерживать в исправном состоянии в теченм
всего срока эксплуатации.
При прокладке трубопроводов следует сохранять температур
ный и влажностный режим вечномерзлых грунтов, в грунтах с вы-
сокой льдистостью не допускается ведение земляных работ метода
ми, использующими термическое воздействие на грунты.
Для снижения вредных техногенных воздействий на окружаю-
щую среду при ведении земляных работ следует максимально ис-
пользовать роторные траншейные экскаваторы, обеспечивающие
разработку узких траншей с вертикальными стенками.
С целью предотвращения:
эрозионных процессов при прокладке трубопровода следуй
46(f
обеспечить сохранение естественной сети местного стока воды, а в
случае его нарушения производить восстановление стока.
развития эрозии в траншеях на уклонах, крутизна которых бо-
\ее 3°, необходимо устраивать перемычки из слабо фильтрующего
грунта, препятствующие течению воды вдоль траншеи и возникно-
вению эрозионного выноса.
После засыпки уложенного трубопровода следует выполнять
техническую рекультивацию, включающую следующие виды ра-
бот: формирование по строительной полосе слоя плодородной
почвы, уборку строительного мусора, остатков труб, строительных
и горюче-смазочных материалов, проведение противоэрозионных
мероприятий.
Время производства взрывных и земляных работ при устрой-
стве траншей на подводных переходах на каждом отдельном пере-
ходе необходимо согласовывать с местными органами рыбоохраны
и органами охраны окружающей среды.
Запрещается производство взрывных и земляных работ в слу-
чае устройства подводных траншей на переходах трубопровода че-
рез реки в период нереста и нагула рыбы.
При обустройстве временных передвижных городков строите-
лей вблизи рек и водоемов, в лесных массивах следует предусмат-
ривать места захоронения бытовых отходов, мойки для машин
л механизмов с нефтеловушками, противопожарные мероприятия.
Следует исключить попадание неочищенных жидких стоков в реки
1 водоемы.
При перебазировке строительных городков обязательно про-
водят техническую рекультивацию всей территории городка, убор-
ку мусора и делают захоронение строительных остатков и бытовых
исходов.
В заросших песках работы следует производить по возмож-
ности с минимальным нарушением растительного покрова.
На территории строящихся объектов не допускается свалка
древесно-кустарниковой растительности и засыпка грунтом корне-
вых шеек и стволов растущих деревьев и кустарников.
Выпуск воды со строительных площадок непосредственно на
склоны без надлежащей защиты от размыва не допускается. При
выполнении планировочных работ почвенный слой, пригодный для
последующего использования, предварительно снимают и склади-
руют в специально отведенных местах.
Работы по мелиорации земель, созданию прудов и водохрани-
шщ, ликвидации оврагов, балок, болот и выработанных карьеров,
шполняемые попутно со строительством объектов промышленно-
। ? и жилищно-гражданского назначения, следует производить
только при наличии соответствующей проектной документации,
467
согласованной в установленном порядке с заинтересованными
организациями и органами государственного надзора.
При производстве работ, связанных с вырубкой леса и кустар-
ника, строительство необходимо организовать так, чтобы обеспечить
оттеснение животного мира за пределы строительной площадки.
468
2
ГЛАВА
СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
К ДАЛЬНЕЙШЕЙ ТРАНСПОРТИРОВКЕ
2.1. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
НА ПРОМЫСЛЕ
Нефть на поверхность поступает из недр Земли
по специально пробуренным до продуктивных нефтяных пластов экс-
плуатационным скважинам. Вместе с нефтью на поверхность подни-
маются различные механические примеси (частицы породы, цемент),
растворенный в нефти газ (попутный), вода и минеральные соли
в виде кристаллов в нефти и раствора в воде. Присутствие воды с ра-
створенными минеральными солями в нефти приводит к удорожанию
транспорта, а также к усиленной коррозии металла трубопроводов
и оборудования, затрудняет переработку нефти. Наличие механи-
ческих примесей вызывает абразивный износ труб, нефтеперека-
чивающего оборудования. Легкие фракции нефти (попутный газ)
являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности.
Поэтому необходимо стремиться не только к снижению потерь лег-
ких фракций из нефти, но и к сохранению всех углеводородов, из-
влекаемых из недр, для их последующей переработки. На всех
вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизо-
ванную схему сбора и подготовки нефти [16, 28, 95, 100, 171].
По этой схеме продукцию собирают от группы скважин, на-
зываемых кустами, на автоматизированные групповые замер-
ные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному
трубопроводу диаметром 76—114 мм на АГЗУ поступает нефть вме-
сте с газом и пластовой водой.
На АГЗУ проводят учет количества поступившей от каждой
скважины пластовой жидкости.
Пластовая жидкость вместе с газом поступает далее или на
дожимную насосную станцию (ДНС), или на центральный пункт
сбора (ЦПС), или (другое название) центральный пункт подготовки
нефти (ЦППН). Обычно на одном нефтяном месторождении уста-
навливают один ЦППН.
469
Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта
и подготовки нефти не существует.
Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения
дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой
жидкости, рельефа местности и природных условий На некоторых
месторождениях к дожимной насосной станции (ДНС) подходят
коллекторы от нескольких АГЗУ, на других — на каждой АГЗУ уста-
новлен сепаратор первой ступени, и жидкость транспортируется
на ЦППН или дожимными насосами, или за счет давления в линии.
На небольших по площади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут
быть расположены на одной площадке. Пример схемы централизо-
ванного сбора и подготовки нефти представлен на рис. 2.1.
Но в ряде случаев один ЦППН устраивают для нескольких мес-
торождений с размещением его на наиболее крупном. В этих случа-
ях на отдельных месторождениях можно сооружать комплексные
сборные пункты (КСП), где частично проводится обработка нефти.
На ЦППН сосредоточены установки по подготовке нефти
(УПН) и воды (УПВ). На установке по подготовке нефти осуществ-
ляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке,
в связи с этим ее называют установкой по комплексной подготовке
нефти (УКПН).
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после
окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти
и затем через ДНС — на головную насосную перекачивающую
станцию магистрального нефтепровода (ГНПС МН).
Следует отметить, что для перемещения нефти от АГЗУ
до ЦППН на некоторых месторождениях пластового давления ока-
зывается недостаточно. Поэтому между АГЗУ и ЦППН размещают
насосную станцию, которая и создает дополнительное давление
в сборном коллекторе, как бы дожимая поток нефти.
На дожимных насосных станциях могут быть установлены се-
параторы первой ступени сепарации нефти в целях дальнейшего
раздельного транспорта нефти центробежными насосами, а газа —
под давлением сепарации.
Дожимные насосные станции выпускаются в блочном испол-
нении двух типов.
К первому относятся ДНС на базе сепарационных установок
с насосной откачкой блочной насосной (БН). Разработано 12 типораз-
меров блоков: от БН-500-9 до БН-2000-26. Шифр блока: БН — блочная
насосная; первое число — подача насоса по жидкости, м3/сут;
второе — давление нагнетания, МПа. Из блоков компонуются
дожимные насосные станции различных подач и напора. Станция
состоит из технологического, щитового, канализационного блоков
и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок включает тех-
470
Рис. 2.1. Схема централизованного сбора и подготовки нефти:
10—контуры месторождений; 2—станция очистки воды; 3—открытый
водозабор; 4,8 — насосные станции первого подъема воды; 5,9 — кольцевые
водоводы; 7— скважины подруслового сбора воды; 11 — нефтяные скважи-
ны; 12 — скважины для закачки воды в пласт; АГЗУ — автоматизированная
групповая замерная установка; КНС — кустовая насосная станция; КСП —
комплексный сборный пункт; ЦППН — центральный пункт подготовки
юфти; ГПЗ — газоперерабатывающий завод; ГНПС — головная насосная
перекачивающая станция; НПЗ — нефтеперерабатывающий завод; РТН —
резервуары товарной нефти; НС — насосная станция
471
нологическую емкость и гидроциклоны, один из которых резервный.
Ко второму типу относятся ДНС-7000, ДНС-14000, ДНС-20000
где число указывает на подачу насосных агрегатов, м3/сут. Давле-
ние нагнетания насосов 1,9 —2,8 МПа. Технологическая единица
состоит из блока буферной емкости (где осуществляется сепарация
газа) и блока насоса 8НД-9хЗ. В указанных ДНС имеются соответ-
ственно две, три, четыре технологические единицы, причем в каж-
дой станции одна технологическая единица резервная. Помин
того, ДНС включает: блоки сбора и откачки утечек нефти, низко-
вольтную аппаратуру и контрольно-измерительные приборы и ав-
томатику (КИПиА), а также распределительное устройство и свечу
аварийного сброса газа.
2.2. ОСНОВНЫЕ СИСТЕМЫ СБОРА
ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
К основным характеристикам системы сбора отно-
сятся произвольное давление и способ транспортировки продукции
По давлению различают самотечные и высоконапорные систе-
мы; по способу транспортировки продукции — раздельные и со-
вместные.
Самотечные системы сбора нефти предусматривают распол •
жение устройств для замера и сепарации нефти в непосредствен-
ной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет разности
геодезических отметок самотеком поступают на сборный пункт
Сборный пункт обслуживает несколько скважин, от него нефп
и воду насосами перекачивают к установкам подготовки нефти
Если газ и нефть с водой транспортируются по отдельным трубо-
проводам, то подобный способ называется раздельным (двухтруб-
ным). Ниже представлена схема самотечной двухтрубной системы
сбора продукции скважин (рис. 2.2).
В настоящее время обустройство нефтяных месторождений
осуществляют с применением высоконапорных однотрубных сис-
тем сбора продукции скважин (рис. 2.3).
В высоконапорных системах продукция скважин может транспорти-
роваться на значительные расстояния под устьевым давлением порядк.
6 МПа. Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:
полностью устранить потери легких фракций нефти, доходя-
щие до 3 %;
снизить металлоемкость;
сократить эксплуатационные расходы.
472
1
Рис. 2.2. Схема самотечной двухтрубной системы сбора продукции скважин:
1 — скважины; 2 — индивидуальные замерно-сепарационные установки
(ИЗУ или групповые ГЗУ); 3 — газопроводы; 4 — выкидные самотечные ли-
нии; 5—сборный газопровод; 6—участков ый негерметизированный резер-
вуар; 7— сырьевой насос; 8 — сборный коллектор; 9—сырьевой резервуар;
УКПН — установка комплексной подготовки нефти
Сжиженный газ
► Сухой газ
Рис. 2.3. Высоконапорная система сбора:
выкидные линии от скважин; 2 — групповая замерная установка; 3 —
Лорные коллекторы; 4 — сепаратор; 5 — дожимная насосная станция
J-iC); 6 — сборный коллектор нефти; 7 — сборный коллектор газа; 8— се-
зратор-делитель; 9 — установка подготовки воды (УПВ); 10 — установка
здготовки нефти; 11 — водопровод для сточной воды; 12 — насос подачи
I иды; 13—резервуары товарной нефти; 14 — подпорный насос; 15—трубо-
провод возврата нефти на УКПН; 16—автоматизиров энная установка сдачи
I маркой нефти; 17 — подпорный насос; 18 — ГПЗ
473
Состав объектов сбора и подготовки нефти к транспортировке
решается в каждом отдельном случае в зависимости от состава до-
бываемой продукции и расстояний между месторождениями.
2.3. УСТАНОВКИ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Примерно 70 % всей нефти добывают в обводнен-
ном состоянии. На разных стадиях разработки нефтяных место-
рождений содержание воды в нефти колеблется от практически
безводной до 98 — 99 %. При движении нефти и воды по стволу сква-
жины и трубопроводам происходит их взаимное перемешивание
и образование эмульсии из-за наличия в нефти особых смолисты!
веществ — природных эмульгаторов (асфальтены, смолы и т. д.1
Вода, соли и механические примеси вызывают непроизводитель-
ную загрузку трубопроводного транспорта. При транспорте загряз-
ненной нефти засоряются транспортные коммуникации, оборудо-
вание, аппаратура, резервуары, снижается производительность
технологических установок нефтепереработки, нарушается техно-
логический режим работы отдельных установок и аппаратов, ухуд-
шается качество нефтепродуктов. Особенно опасно содержант
солей в сернистых нефтях: сероводород с хлористым водородом
особо коррозионны. Поэтому добываемую нефть необходимо осво-
бодить от воды, солей и механических примесей как можно рань-
ше, с момента образования эмульсии.
С целью подготовки нефти к дальнейшему трубопроводному
транспорту на УКПН выполняют дегазацию, обезвоживание, обес-
соливание и стабилизацию нефти.
Наиболее целесообразно устанавливать УКПН в пунктах мак-
симальной концентрации нефти на промысле, например в товар-
ных парках.
Процесс стабилизации нефти необходим для уменьшения
потерь легких углеводородов (этан, пропан, бутан и т д
Он заключается в том, что нефть подогревают до температуры 80-
120 °C в специальной стабилизационной колонне и отделяют лел
кие фракции. После этого они охлаждаются и конденсируются
Продукты стабилизации направляют на газоперерабатывающий
завод, а нефть — на нефтеперерабатывающий завод. Обычно ста-
билизационные установки размещают в районе товарных резерву-
арных парков или на нефтесборном пункте данного месторожде-
ния после установок обезвоживания и обессоливания.
Во время процесса обезвоживания и обессоливания основная
474
пасса солей удаляется вместе с водой. Однако для предотвращения
коррозии оборудования, образования солевых отложений и других
нарушений в процессах переработки нефти необходимо ее глубо-
кое обессоливание. Перед обессоливанием в нефть подают прес-
ную воду, в результате чего образуется искусственная эмульсия,
• эторую затем подвергают разрушению.
Процесс разрушения нефтяных эмульсий заключается в слия-
нии капель диспергированной в нефти воды в присутствии
эмульгатора и осаждении укрупнившихся капель. Деэмульгато-
ры — это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые ад-
сорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбцион-
ный слой со значительно меньшей механической прочностью, что
облегчает слияние капель воды и способствует разрушению
нефтяных эмульсий. УКПН представляет собой небольшой завод
э первичной (промысловой) подготовке нефти. Согласно техноло-
гической схеме (рис. 2.4), сырая нефть, поступающая по линии I, на-
правляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50 — 60 °C
горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III после ста-
билизационной колонки 8. Подогретая нефть в отстойнике первой
-упени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит
«грез смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей
элинии Удля удаления солей, и направляется в отстойник второй
..упени 5 и по линии VI в электродегидратор. Отделенная вода от-
вадится по линиям IV. При необходимости улучшения степени
5ессоливания применяют несколько смесителей, отстойников
И электродегидраторов, включенных последовательно. Обессолен-
ная нефть насосом 14 отправляется в отпарную часть стабилизаци-
лной колонны 8 через теплообменник 7, в котором за счет тепла
..обильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабили-
зационной колонны, осуществляется нагрев нефти до 150— 160 °C.
В стабилизационной колонне 8 происходит отделение легких
фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ.
В нижней и верхней частях стабилизационной колонны уста-
новлены тарелочные устройства, которые способствуют более пол-
। (ему отделению легких фракций.
Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддержи-
вают более высокую температуру (до 240°C), чем температура
нефти, поступающей в верхнюю часть. Температура поддержива-
ется циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизаци-
онной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осу-
Иествлястся насосом 12 по линии X.
В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие
• фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной
11 лонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на
475
о
Рис. 2.4. Технологическая схема УКПН:
1, 11, 12 — насос; 2,7 — теплообменник; 3 — отстойник первой ступени обезвоживания;
4—смеситель; 5—отстойниквторой ступени; 6—электродегидратор; 8—стабилизационная
колонна; 9—конденсатор-холодильник; 10—емкость орошения; 13—печь; I—сыраянефть;
II — деэмульгатор; III — горячая стабильная нефть; IV— отделенная вода; V— пресная вода;
VI — частично обезвоженная нефть; VII — пары легких углеводородов и газ; VIII — газ и
псскопденсироваппые пары углеводородов; IX — ШФЛУ; X — стабильная нефть
Рис. 2.6. Оборудование установки подготовки нефти
легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов по ли-
нии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-
холодильник 9, где пары охлаждаются до 30 °C, основная их часть
конденсируется и накапливается в емкости по линии VII на горелки
печи 13. Конденсат, или как его еще называют ШФЛУ, — широки»
фракции легких углеводородов, перекачивают насосом 11 в ем-
кость хранения по линии IX.
На рис. 2.5 представлена установка подготовки нефти с техни-
ческими характеристиками:
количество перерабатываемой нефти 2000 т/ч;
количество пластовой воды 1250 т/ч;
содержание соли в обработанной нефти 4 мг/л (не более).
Наряду с отечественными агрегатами, для комплексной подгс-
товки нефти используется и оборудование зарубежных производи
телей. Одним из наиболее известных поставщиков оборудована
для комплексной подготовки нефти является фирма "MALONEY
На рис. 2.6 представлена установка этой фирмы. Тепловые мощно
сти блоков сепаратора свободной воды и дегидратора-сепаратор.
составляют — 3 Мкал/ч, а диаметр и длина этих блоков —3,6 и
18,3 м соответственно.
Основными особенностями продукции этой фирмы являютс»
высокое качество, надежность, долговечность работы оборудова
ния и стоимость.
2.4. УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ ВОДЫ
На ЦППН также установлена установка по подг
товке воды, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, пс.
вергается очистке и направляется в систему поддержания пласто
вого давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с not:
щью кустовых насосных станций под большим давлением (до 20-
25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагне-
тательным скважинам, а затем в продуктивные пласты.
Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механически
примеси, капли нефти, гидраты, окиси железа и большое колнче
ство солей (до 2500 мг/л). Механические примеси забивают nopi.
в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в ко
пиллярные каналы пластов, следовательно, приводят к нарушении
контакта вода —нефть в пласте и к снижению эффективности под-
держания пластового давления.
Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие
в осадок. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН
необходимо очистить от механических примесей, капель нефти
гидратов окиси железа и солей и только после этого закачивай \
478
продуктивные пласты. Для очистки сточных вод применяют закры-
тую (герметизированную) систему очистки.
В герметизированной системе в основном используются следу-
ющие методы:
отстой (гравитационный) — аналогично обезвоживанию нефти;
фильтрация;
флотация;
гидроциклонный.
Метод отстоя основан на гравитационном разделении твер-
дых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс
отстоя проводят в горизонтальных или вертикальных отстойниках,
а также в резервуарах-отстойниках.
Метод фильтрации основан на прохождении загрязненной
пластовой воды через фильтрующий слой, например через гранулы
юлиэтилена, песок, гравий и т. д.
Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пу-
зырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды
снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель
нефти и способствуют их всплытию на поверхность.
При гидроциклонном методе для отделения из воды примесей
и газа используется центробежная сила потока жидкости.
Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки
воды марок УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-ЗООО, УОВ-10000, имеющих
пропускную способность 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Каждая та-
кая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации,
сепарации, насосного.
Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты
\ля поддержания пластового давления закачивают пресную воду,
юлучаемую из двух источников: подземных (артезианские сква-
жины), открытых водоемов.
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отли-
чаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют
очистки перед закачкой в пласт. В то же время вода открытых водо-
емов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединения-
ми железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время существуют два вида забора воды из открытых
водоемов: подрусловой, открытый.
При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки (под
руслом), для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной
20-30 м и диаметром 300 мм. Эти скважины проходят через слой
песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с от-
юрстиями на концах и в них опускают водозаборные трубы диа-
:етром 200 мм. В этом случае получают как бы два сообщающихся
:осуда река—скважина, разделенных естественным фильтром
479
(слоем песчаного грунта). Вода из реки профильтровывается через
песок и накапливается в скважине. Вода из скважины забирается
вакуум-насосом и подается в резервуар чистой воды, а оттуда на ку-
стовую насосную станцию.
При открытом методе воду с помощью насосов первого подъ-
ема откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где
она проходит цикл очистки и подается в отстойник. В отстойнике
с помощью реагентов-коагуляторов частицы механических приме-
сей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная
очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрующих
материалов используют чистый песок или мелкий уголь.
Все оборудование системы сбора и подготовки нефти и воды
поступает в комплексно-блочном исполнении в виде полностью го-
товых блоков и суперблоков.
480
3
ГЛАВА
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА
И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
3.1. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ГРУППОВЫЕ
ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ
Дебит продукции скважин измеряют с помощью
индивидуальных и групповых замерных установок.
Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслужи-
вает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора,
«ерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по вы-
кидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от
нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мер-
ник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после
отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периоди-
чески удаляются через отвод. Замер количества продукции скважи-
ны заключается в определении высоты наполнения мерника за ка-
кой-либо промежуток времени.
Групповая сепарационно-замерная установка самотечной сис-
т?мы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газо-
сепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора,
мерника, распределительной батареи и трубопроводов. Продукция
ткважин направляется в распределительную батарею. При включе-
нии одной скважины на замер продукция всех других скважин сме-
шивается и поступает в сборный коллектор без замера.
Групповая сепарационно-замерная установка системы Бароя-
на-Везирова состоит из замерного газосепаратора, распредели-
тельной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция скважины
направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При вы-
годе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому
рубопроводу поступает на УКПН. Количество нефти замеряют
зри помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе,
। количество газа — приборами на газовой линии после сепаратора.
Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направ-
ится на сборный пункт или УКПН [16, 95, 100].
J! -185
481
На рис. 3.1 представлена ГСЗУ фирмы "MALONEY" — модульный
блок кустового распределительного устройства (МАНИФОЛЬД'
на четырнадцать скважин в комплекте с проверочными и измери-
тельными сепараторами.
В современных напорных герметизированных системах сбора
и транспорта продукции скважины в основном используют автома-
тизированные групповые замерные установки типа "Спутник".
Автоматизированная установка "Спутник-А", представленная
на рис. 3.2, предназначена для автоматического замера дебита сква-
жин, контроля за их работой, а также автоматической блокировка
коллекторов при аварийном состоянии технологического процессе
Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МПа
соответственно.
Установка состоит из следующих блоков: многоходового пере
ключателя скважин, установки измерения дебита, гидроприводе
отсекателей, блока местной автоматизации (БМА).
Продукция скважин по выкидным линиям подается в многох
довой переключатель, который действует как вручную, так и автс
матически. Каждому положению этого переключателя соответств)
ет подача на замер продукции одной скважины. Продукцию данно.
Рис. 3.1. АГЗУ на установке подготовки нефти
482
скважины направляют в газосепаратор, состоящий из верхней
и нижней емкостей; продукцию остальных скважин, минуя газосе-
паратор, — в сборный коллектор на УКПН.
Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в ниж-
нюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положе-
нии поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепара-
тора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает по-
ступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После это-
го уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок
опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего про-
цесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от де-
бита скважины.
В блоке местной автоматизации регистрируются накапливае-
мые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер.
Следующая скважина включается на замер по команде с БМА
с помощью гидропривода.
Параметры установок типа "Спутник" приведены в табл. 3.1.
Рис. 3.2. Схема установки “Спутник-А":
I — выкидные линии со скважин; 2 — специальные обратные клапаны;
J— замерный патрубок; 4 — гидроциклонный сепаратор; 5 — турбинный
счетчик; 6 — заслонка; 7—поплавковый регулятор уровня; 8 — электродви-
гатель; 9 — гидропривод; 10 — отсекатели; 11 — сборный коллектор;
12— многоходовой переключатель скважин; 13 — каретка роторного пере-
иючателя; 14 — силовой цилиндр; 15 — БМА
4ВЗ
Таблица 31
Параметры установок типа "Спутник”
Параметр Тип установки
А-16-14- AM-25- АМ-40- Б-40-14- ВРМ-40- 400 100-1500 14-400 500 400
Число подключенных скважин 14 10 14 14 14 Рабочее давление, МПа 1,6 2,5 4 -4 4 Пределы измерения по жид- кости, м3/сут 10—400 10—1500 10 — 400 5 — 400 25—400 Пропускная способность, м3/суг 4000 10 000 4000 4000 4000 Погрешность измерения по жидкости, % 2 2,5 2,5 2,5
Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором
подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измере-
ния количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газо-
сепараторе.
Кроме установки 11 Спутник-А" применяются установки "Спуг-
ник-Б" и "Спутник-В". На некоторых из этих установок имеются
автоматические влагомеры непрерывного действия для определе-
ния содержания воды в продукции скважины, а также для автома-
тического измерения количества газа. При отсутствии влагомера
Рис. 3.3. Блочный сборный коллектор нефти на 13 скважин
484
измерения проводят с помощью прибора Дина —Старка. Пробу
нефти отбирают из выкидной линии через краники и вентили.
Количество газа по каждой скважине на АГЗУ измеряют диф-
ференциальными манометрами и диафрагмами.
После автоматического измерения продукции по каждой сква-
жине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации,
оттуда — на установку подготовки нефти. Здесь расход газа изме-
ряют самопишущими расходомерами ДП-430 и ДП-632. Механи-
ческие примеси в нефти определяют по простой методике: пробу
нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый
остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливают
с помощью лабораторного анализа. На рис. 3.3 представлен блоч-
ный сборный коллектор нефти на тринадцать скважин (диаметр
труб коллектора — 6", 8", 12").
3.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ
И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ
Основными технологическими аппаратами и обо-
рудованием установок обезвоживания и обессоливания являются
теплообменники, подогреватели, отстойники, электродегидраторы,
резервуары, насосы, сепараторы-деэмульсаторы.
Обезвоживание и обессоливание нефти — взаимосвязанный
зроцесс, так как основная масса солей находится в пластовой воде,
и удаление воды приводит к обессоливанию нефти.
Для обезвоживания и обессоливания нефти используются сле-
дующие методы: гравитационный, термический, химический, элек-
трический, комбинированный.
Выбор метода зависит от следующих факторов: состава и физи-
ко-химических свойств нефти, процентного содержания воды, проч-
исти оболочек водно-нефтяной эмульсии, дебита скважин и т. д.
Гравитационное холодное отстаивание проводят:
с периодическим режимом в резервуарах;
непрерывного действия в отстойниках и трубных водоотдели-
телях.
Холодное гравитационное отстаивание без подогрева водно-
тефтяной эмульсии и без использования деэмульгаторов исполь-
>уется редко, и только на первой ступени обезвоживания нефти.
На рис. 3.4 и 3.5 представлены схемы гравитационного отстаивания
и’фти в резервуарах и отстойниках.
На месторождении с большим содержанием воды в нефти для
485
Рис. 3.4. Гравитационное холодное отстаивание с периодическим режимом
предварительного сброса воды применяют трубные водоотделите-
ли (ТВО), представляющие собой наклонные трубы большого диа-
метра с комплексом технологических трубопроводов. Диаметр и
длину ТВО определяют в зависимости от их производительности
и обводненности нефти.
Рис. 3.5. Отстойники для гравитационного холодного отстаивания
непрерывного действия:
а — горизонтальный; б — вертикальный; в — наклонный ; г — конический
486
Термическое обезвоживание нефти. При повышении темпе-
ратуры водно-нефтяной эмульсии до 50—100°C снижается проч-
ность оболочки на поверхности частицы воды, что облегчает слия-
ние глобул (капель) воды. При этом увеличивается скорость оседа-
ния частиц при отстаивании. Нагрев нефти осуществляется в теп-
хообменниках или печах перед отстойниками или непосредственно
в установках-деэмульсаторах.
Химическое обезвоживание нефти. Этот метод основан на раз-
рушении эмульсий при помощи химических реагентов-деэмульга-
торов, которые подаются в нефтесборный трубопровод, отстойник
или в резервуар. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ (ди-
проксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэти-
лированный препарат ОП и др.) в количестве от 5 до 60 г на 1 т нефти.
Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:
быть высокоактивным при малых удельных его расходах;
хорошо растворяться в воде или нефти;
быть дешевым и транспортабельным;
не ухудшать качества нефти;
не менять свойств при изменении температуры.
Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешива-
ния деэмульгатора с эмульсией и температуры смешивания. Пода-
ют деэмульгаторы с помощью дозировочного насоса.
Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти. При
прохождении эмульсии через электрическое поле капли воды и со-
\ей стремятся к электродам. Происходит разрушение адсорбиро-
ванных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкнове-
ниях и увеличивает скорость деэмульсации. Такие установки назы-
ваются электродегидраторами. Работают они при частоте 50 Гц
и при напряжении на электродах 10 — 45 тыс. В.
Комбинированные методы обезвоживания нефти. В сочета-
нии с гравитационным отстаиванием применяются различные ком-
бинации методов обезвоживания нефти, например: термическое
и химическое, термическое и электрическое.
Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, раз-
деления их на нефть и пластовую воду. В основном выпускаются гори-
нтальные отстойники ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 и ОБН-ЗООО/6 и др.
Условное обозначение отстойников типа ОГ следующее: ОГ —
отстойник горизонтальный; цифры — объем, м3; С — с сепарацион-
ным отсеком для отделения газа.
Условное обозначение отстойников типов ОВД и ОБН следую-
щее ОВД — отстойник с вертикальным движением жидкости;
ОБН — отстойник блочный нефтяной; 3000 — пропускная способ-
ность, м3/сут; 6 — рабочее давление, кгс/см2.
В аппаратах ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200 осуществляется нижний
487
распределительный ввод эмульсии — вертикальное движение по-
тока. Принцип работы отстойников основан на гравитационном
распределении эмульсии. Их пропускная способность по сырью со-
ставляет от 3000 до 6000 м3/сут.
Отстойники, применяемые на термохимических обезвоживаю-
щих установках, должны обеспечить на выходе из аппарата оста-
точное содержание воды в нефти не более 1 %, и соответственно ос-
таточное содержание солей и механических примесей в товарной
нефти не должно превышать 100— 1800 мг/л, или 0,05 %. Требова-
ния к качеству пластовых вод, дренируемых из аппаратов обезво-
живания и обессоливания нефти, не предъявляются. В табл. 3.2
представлены группы качества нефти.
Группы качества нефти
Таблица 3.2
Показатель Группа нефти
I II III
Максимальное содержание воды, % 0,5 1 1
Максимальное содержание хлористых солей, мг/л 100 300 1800
Максимальное содержание механических примесей, % Максимальное давление насыщенных паров при темпе- 0,05 0,05 0,05
ратуре 20 °C в пункте сдачи, Па 6665 6665 6665
Иногда при обработке нефти на ступени обезвоживания необ-
ходимо отделить свободный газ, выделившийся при нагревании
нефти и некотором снижении общего давления в системе. Для от-
деления газа из нагретой нефтяной эмульсии перед отстойниками
устанавливают специальные сепараторы или же предусмотрен от-
бор газа непосредственно из отстойника.
Аппаратом со встроенным сепаратором является отстойник
ОГ-200С, получивший наибольшее распространение на промыслах,
как для предварительного обезвоживания нефти, так и на ступени
ее обезвоживания и обессоливания.
Горизонтальный отстойник ОГ-200С представляет собой ци-
линдрическую емкость, установленную на раме. Схема отстойника
представлена на рис. 3.6.
Отстойник разделен перегородкой на два отсека: сепарацион-
ный и отстойный, которые сообщаются с помощью двух коллекто-
ров-распределителей, расположенных в нижней части корпуса.
В верхней части сепарационного отсека установлены распреде-
488
Рис. 3.6. Горизонтальный отстойник ОГ-200С:
; — сепарационный отсек; 2 — сборник нефти; 3 — отстойный отсек;
4 — регулятор уровня нефть—вода; 5 — козырьки; 6 — распределитель
'чульсии; I— эмульсия; II — газ; III — нефть; IV — вода
титель эмульсии со сливными полками и сепаратор газа.
В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых
перфорированных коллектора, над которыми размещены распре-
делители эмульсии коробчатой формы. В этой части имеются также
два коллектора для пропарки аппарата. В верхней части отсека рас-
положены четыре сборника нефти, соединенных со штуцером вы-
вода нефти из аппарата. Вблизи торцевой части корпуса с помощью
перегородки и переливных устройств выполнена водосборная ка-
мера, в которой помещен регулятор межфазного уровня.
Отстойник оснащен приборами контроля за параметрами тех-
нологического процесса, регуляторами уровня раздела фаз, предох-
ранительной и запорной арматурой. Для удобства обслуживания
приборов, расположенных в верхней части корпуса, аппарат снаб-
жен площадкой обслуживания. Отстойник работает следующим
5разом. Подогретая нефтяная эмульсия с введенным реагентом-
_>эмульгатором поступает в распределитель эмульсии сепарацион-
аого отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса стекает в ниж-
нею часть отсека. Газ, выделившийся из нефти в результате ее на-
грева и снижения давления, проходит через сепаратор и при помо-
ги регулятора уровня нефть —газ отводится в газосборный трубо-
"рОВОД.
Нефтяная эмульсия из сепарационного отсека поступает в от-
гонный по двум перфорированным коллекторам, проходит через
тверстия коробчатых распределителей и поднимается в верхнюю
четь отсека. При этом происходит разделение нефти и пластовой
мды. Обезвоженная нефть поступает в сборный коллектор и выво-
дится из аппарата.
489
Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства по-
ступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уровня пла-
стовая вода —нефть сбрасывается в систему подготовки дренаж-
ных вод.
Отстойник с вертикальным движением нефти ОВД-200 (рис. 3.7)
предназначен для разделения водно-нефтяных эмульсий при боль-
ших удельных нагрузках и необходимости получения нефти высо-
кого качества, особенно при небольших разностях плотностей
нефти и воды.
Рис. 3.7. Отстойник с вертикальным движением потока типа ОВД-200:
1 — распределитель эмульсии; 2 — отбойник; 3 — сборник нефти; 4 — сбор-
ник воды; I — эмульсия; II — нефть; III — вода
В табл. 3.3 представлена техническая характеристика отстой-
ников.
Главным элементом отстойника является низконапорное вход-
ное распределительное устройство, состоящее из двух поперечных
коллекторов с 16 перфорированными трубами (по четыре в ряд)
и отбойными устройствами под ними. Отверстия в трубах распре-
делителя выполнены с переменным шагом по нижней образующей
с целью предотвращения накопления грязи и механических приме-
Таблица 33
Техническая характеристика отстойников
Параметр и показатель Тип отстойника
ОВД-200 ОБН-ЗООО/6
Емкость аппарата, м3 200 200
Производительность по товарной нефти, т/сут 4000-7000 3000-6000
Температура среды, °C 100 100
Давление, МПа 0,6 0,6
490
сей и равномерного отвода отделяющейся воды. Отбойные устрой-
ства предназначены для гашения энергии вытекающих струй эмуль-
сии и предотвращения перемешивания нижележащих слоев воды.
Отстойник ОВД-200 не приспособлен к работе с выделением
газа из нефти, поэтому в технологических схемах УКПН перед ним
должен стоять сепаратор.
Отстойник с горизонтальным движением нефти ОБН-ЗООО/6
(рис. 3.8) предназначен для разделения расслаивающихся потоков
крупнодисперсных водно-нефтяных эмульсий в случае возможного
выделения некоторого количества газа. Отстойник ОБН-ЗООО/6 яв-
\яется наиболее простым и рациональным из аппаратов подобного
типа. Радиально-торцевой распределитель эмульсии и сборник
нефти выполнены в виде перфорированных барабанов. Сборник
воды представляет собой длинную перфорированную трубу.
Для термохимического обезвоживания нефти также широко
Рис. 3.8. Отстойник ОБН-ЗООО/6:
/ — эмульсия; II — нефть; III — вода
используется оборудование с подогревательными устройствами,
встроенными непосредственно в корпус отстойника, они называ-
ются деэмульсаторами.
Вертикальные деэмульсаторы получили широкое применение
в мировой практике подготовки нефти на промыслах при обустрой-
стве мелких месторождений и отдельных раздробленных участков.
Аппараты подготовки нефти в вертикальном исполнении имеют
преимущества, когда условия сбора и подготовки продукции сква-
жин предъявляют жесткие требования к сокращению площади, от-
эдимой под застройку нефтесборных пунктов (например, морские
месторождения, болотистые районы, районы вечной мерзлоты и т. д.).
Ряд зарубежных фирм выпускает большой ассортимент вертикаль-
оЫх деэмульсаторов, отличающихся компоновкой, размерами, чис-
эм и типом нагревателей.
491
Эти аппараты имеют отсеки сепарации, нагрева и обезвожива-
ния. Число жаровых труб 1 — 2. Деэмульсаторы оснащаются, как
правило, распределителями эмульсии под жаровой трубой, под пер-
форированными перегородками, полками или другими устройства-
ми, обеспечивающими необходимое распределение потока обраба-
тываемой эмульсии в отсеке отстоя.
Горизонтальные деэмульсаторы с одним отсеком нагрева,
выпускаемые зарубежными фирмами, имеют 1—3 жаровые тру-
бы. Отстой нефти происходит при вертикальном движении жид-
кости по отсеку отстоя, широко используются коалесцирующие
фильтры, электроды с постоянным или переменным электриче-
ским полем. Жаровые трубы помещены в слой отделившейся
воды или в эмульсионный слой предварительно обезвоженной
нефти, что иногда позволяет понизить интенсивность отложения
солей на поверхности жаровых труб. Деэмульсаторы выпускают-
ся с объемом корпуса 50—160 м3, производительность деэмульса-
торов достигает 3000 м3/сут. Сепарация эмульсии в отсеке нагре-
ва осуществляется с помощью теплообменного кожуха или гид-
роциклонного ввода. Распределение эмульсии в зоне нагрева
в отсеке нагрева осуществляется с помощью теплообменного
кожуха или гидроциклонного ввода. Распределение эмульсии
в зоне нагрева в отсеке отстоя происходит с помощью сеток или
коалесцирующих насадок.
В нашей стране выпускаются блочные автоматизированные
деэмульсаторы ДГ-1600, "Тайфун 1-400", УДО-3 и др. Наибольшее
распространение получил деэмульсатор УДО-3 с сепарационным
отсеком для отвода газа (рис. 3.9). Ниже представлена техническая
характеристика УДО-3
Техническая характеристика УДО-3
Производительность по жидкости
при 30 % обводненности, м3/сут.............................до 3006
Остаточное содержание воды в обра-
ботанной нефти, %...............................................до 1 ,С
Номинальное рабочее давление, МПа..............................0,6
Номинальная тсплопроизводитель-
ность ГВт, млн • ккал/ч..............,.......................4,0 (3,5
Число горелок....................................................I
Тип горелки.........................................инжекционная БГ-3
Температура нагрева водно-нефтяной эмульсии, °C................до 60
Объем емкости, м3..............................................200
Масса установки, т............................................56,5
Заводская стоимость..........................................36, '
492
Деэмульсатор УДО-3 (рис. 3.9) состоит из следующих основных
блоков: нагрева, отстоя, газосепаратора и КИП. Блоки нагрева и от-
стоя размещены в горизонтальном цилиндрическом корпусе, раз-
деленном на два отсека. В верхней части нагревателя и отстойника
установлены газовые сепараторы 4, 3. С торцевой части нагревате-
ля вмонтированы две U-образные жаровые трубы 10, которые по-
мещены в специальный кожух-оболочку 9, выполняющий роль теп-
лообменника. Водно-нефтяная эмульсия, предварительно нагретая
в этом теплообменнике, поступает через нижние прорези в отсек
нагрева, где омывая жаровую трубу, нагревается до заданной тем-
пературы. Нагретая обводненная нефть через отверстие в перего-
родке переливается в зону отстоя и с помощью распределительного
устройства 8 с козырьками 6 направляется через слой отделив-
шейся воды ко всему объему отстойной зоны.
Рис. 3.9. Деэмульсатор УДО-3:
I — дымовая труба; 2 — змеевик для подогрева топливного газа; 3, 4 — газо-
.епараторы; 5 — сборник нефти; 6 —- козырьки; 7 — патрубок; 8 — распре-
делитель эмульсии; 9 — теплообменный кожух; 10 — жаровая труба;
II—фланец; 12—горелочное устройство;! — эмульсия; II—газ; III—нефть;
[V—вода
Обезвоженная нефть, поднимаясь, попадает в сборник чистой
нефти 5 и оттуда по специальным вертикальным отводам через раз-
грузочный клапан выводится из аппарата. Газ, выделившийся
в зоне нагрева, поступает в сепаратор 3 и затем через гидрозатвор
попадает в отсек отстоя, где вместе с газом, дополнительно выде-
лившимся из нефти, через сепаратор 4 отводится с установки через
регулятор давления. Вода из аппарата выводится через патрубок 7,
вмонтированный в нижней образующей аппарата. В аппарате предус-
'ютрен змеевик 2 для топливного газа. Для электрического обезвожи-
вания и обессоливания нефти используются электродегидраторы.
493
Электродегидратор (рис. 3.10) представляет отстойник ОВД-200
с вводом двух горизонтальных электродов, на которые подается ре-
гулируемое напряжение до 44 кВ промышленной частоты. На вход
разделительных аппаратов направляют эмульсию с обводненно-
стью до 30 % и температурой до 100 °C. Обводненность выходящей
нефти составляет не более 0,5 %. Пропускная способность электро-
дегидратора по сырью составляет 12 000 м3/сут.
Рис. 3.10. Электродегидратор 1ЭГ-160:
1 — распределитель эмульсии; 2—электроды; 3 — сборник нефти; 4—под-
весной изолятор; 5 — высоковольтный трансформатор; 6 — реактивная ка-
тушка; I — ввод эмульсии; II— нефть, III— вода
Распространение получили горизонтальные электродегндрат,-
ры с нижним вводом сырья 1ЭГ-160; на нефтеперерабатывающид
заводах, кроме этих основных аппаратов, используют и электроде
гидраторы типа 2ЭГ-160/3, имеющие комбинированный ввод
эмульсии, т. е. в слой дренажной воды и в межэлектродную зон’.
Эти аппараты имеют вместимость 160 м3.
В отличие от 2ЭГ-160/3, имеющего три электрода, аппар< :
1ЭГ-160 снабжен только двумя. Электроды подвешены параллели;
и имеют форму решетчатых прямоугольных рам, занимающих по -
чти все горизонтальное сечение аппарата. Электроды через прг
ходные изоляторы подсоединены к высоковольтным выводам дв} х
трансформаторов ОМ-66/35 мощностью по 50 кВ А, установлен-
ных на верху аппарата. Для ограничения значения тока и защиты
электрооборудования от короткого замыкания в цепь первично?
обмотки трансформаторов включены реактивные катушки.
На рис. 3.11 и рис. 3.12 представлены дегидратор-обессолнве-
494
Рис. 3.11. Дегидратор-обессоливатель
с двойным газовым нагревателем прямого нагрева
Рис. 3.12. Электростатический дегидратор нефти
гель с двойным газовым нагревателем прямого нагрева и электро-
статический дегидратор нефти соответственно.
Нагреватели и печи предназначены для подогрева нефтяных
эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания
Параметры нефтяных нагревателей и печей приведены в табл. 3.4.
495
Таблица 3.4
Основные технические параметры нагревателей и печей
Параметр НН-2,5 НН-6,3 БН-2М ПТБ-10
Пропускная способность по жидкости с обводненностью 30 %, т/сут 3000 9000 2600 — 4500 3600’ Рабочее давление, МПа 0,4 0,6 0,6 0,4 Температура нагрева, °C 60 50 — 70 80 Теплопроизводительность, мДж/ч 13 400 26 400 22 600 41 900 Расход газа, м3/ч 360 800 800 1600
‘Пропускная способность по воде.
Нагреватели типа НН рассчитаны на нагрев эмульсий, вода
в которых не вызывает отложений солей. Нагреватель БП-2М и
печь ПТБ-10 предназначены для нагрева нефтяных эмульсий с воз-
можностью отложения солей и наличием механических примесей
На рис. 3.13, рис. 3.14, рис. 3.15 представлены различные нагре-
ватели.
Рис. 3.13. Газовый нагреватель прямого нагрева
496
Рис. 3.14. Кожухотрубный теплообменник для нефти
Рис. 3.15. Газовый нагреватель нефти
497
3.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ ГАЗА
ОТ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ
Для отделения газа от пластовой жидкости служат сепарато-
ры, которые применяются на первой и второй ступенях сепара-
ции.
Отечественной промышленностью выпускаются горизонталь-
ные двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости, а также
трехфазные сепарационные установки типа УПС, отделяющие
и сбрасывающие свободную воду. Сепараторы устанавливаются на
центральном пункте подготовки нефти и являются сепараторами
первой ступени на месторождениях, где продукция скважин пода-
ется на ЦППН от скважин, или сепараторами второй ступени на ме-
сторождениях с дополнительными насосными станциями. Двух-
фазные сепараторы используются и на последующих ступенях
включая горячую сепарацию на последней ступени подготовки
нефти. На рис. 3.16 представлен сепаратор нефтегазовый, выпуска-
емый ОАО "Туймазыхиммаш" [16, 95, 100, 120, 141, 142].
Сепаратор снабжен каплеуловителем, штуцерами для КИПиА
отбойниками. На рис. 3.17 представлен сборный сепаратор первич-
ной обработки нефти. Выпускаются двухфазные сепараторы тити
НГС (нефтегазовый горизонтальный сепаратор) типоразмеры
от НГС-6-1400 до НГС-40-3000. Первое число обозначает рабочее
давление в кгс/см2, второе — диаметр сепаратора, мм. Проектная
пропускная способность по нефти сепараторов НГС составляет
до 3000 т /сут. Фактическая пропускная способность в 3 раза мень-
ше проектной.
Сепараторы типа УБС (установка блочная сепарационная) яв-
Рис. 3.16. Сепаратор нефтегазовый
498
Рис. 3.17. Сборный сепаратор первичной обработки нефти
аяются установками с предварительным отбором газа. Предвари-
тельное разделение газожидкостной смеси происходит на конеч-
t м участке трубопровода и в депульсаторе, откуда и отводится от-
доившийся газ. Выпускаемые типоразмеры сепараторов (с капле-
уловителем выносного типа) от УБС-1500/6 до УБС-16000/16.
Первое число обозначает пропускную способность по жидкости,
ч3/сут; второе — допускаемое рабочее давление, кгс/см2.
Паспортная пропускная способность по жидкости обеспечива-
ется при газовом факторе до 120 м3/т. Сепараторы типа УБС приме-
няются в основном как сепараторы первой ступени.
Трехфазный сепаратор типа УПС (установка с предваритель-
ным сбросом воды) предназначен для отделения газа от обводнен-
Bi й нефти и сброса пластовой воды с одновременным учетом коли-
чества обезвоженной нефти и воды.
На сепараторах типа УПС па первой ступени сепарации монти-
руются узлы предварительного сброса газа депульсации. Установка
УТ1С-10000/6М (УПС-10000/16М) обычно монтируется после сепа-
ратора первой ступени и может разделять жидкость на несколько
потоков для дальнейшей обработки.
Продукция, поступающая на УПС, может иметь газовый фак-
р до 90—120 м3/т и обводненность до 90 %. После установки об-
►дненность продукции составляет 20 — 30 %.
Схема двухфазного сепаратора с предварительным отбором
таза представлена на рис. 3.18.
499
Рис. 3.18. Горизонтальный сепаратор с предварительным отбором газа:
1 -— газоотводящие патрубки; 2 — разделительный трубопровод; 3—газоот
борный коллектор; 4—газопровод; 5—отводгазав сепаратор; 6—жалюзи?,
ные насадки; 7—корпус каплеуловителя; 8 — поплавок; 9 — корпус сепара-
тора; 10 — патрубок сброса воды; 11— подвижные зонды; 12 — конечный
участок подводящего коллектора
Рис. 3.19. Газоотделитель трубный наклонный:
1 — выход нефти; 2 — выход газа; 3, 6 — опоры; 4 — лестница; 5 — по;
газонефтяной смеси
500
В сепараторе с предварительным отбором газа в депульсаторе
нефтегазовая смесь вводится в корпус по наклонным участкам тру-
бопровода.
Уклон входного трубопровода — 10— 15°. В депульсаторе про-
исходит разделение жидкости и газа, и газ по газоотводящим труб-
кам отводится к каплеуловителю и вместе с газом, отделенным
в корпусе сепаратора, направляется по газопроводу на ГПЗ.
Депульсатор — узел предварительного разделения потоков
нефти и газа, в сочетании с конечным "успокоительным" участком
трубопровода предназначается для снижения пульсации давлений,
а также вибрации входных технологических трубопроводов перед
сепаратором, что достигается предварительным отводом газа
из верхнего участка наклонного нисходящего трубопровода де-
"ульсатора. На третьей ступени сепарации нефти используются
газоотделители трубные наклонные (рис. 3.19), которые в основном
,станавливаются на ЦППН в конце технологического цикла подго-
товки нефти и перед подачей товарной в магистральный трубо-
провод.
Основные технические характеристики
Давление рабочее, МПа..............................................0,5
инимально допускаемая отрицательная темпе-
ратура стенки, находящейся под давлением, °C......................50
Среда ......................................................нефть, газ
Срок службы аппарата, годы.......................................... 10
Материальное исполнение.........................09Г2С-8 ГОСТ 5520 — 79
Диаметр внутренний, мм......................................1000— 1400
Газоотделитель снабжен предохранительным клапаном, штуце-
рами для КИПиА. Для удобства обслуживания устанавливают лест-
ницы с площадками.
3.4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ
И ПОДГОТОВКИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ
СТОЧНЫХ вод
Для очистки воды после отделения от нефти ис-
альзуются отстойники, резервуары с двухлучевым распределени-
>м потока, резервуары с гидрофобным фильтром, резервуары-фло-
таторы, мультигидроциклоны.
501
Принцип действия резервуара с двухлучевым распределением
потока (рис. 3 20) следующий.
Очищаемая вода поступает в резервуар-отстойник через пер-
форированное двухлучевое входное распределительное устройство 1
расположенное на высоте 2,5 м от днища резервуара. Входной пат-
рубок смонтирован перфорацией вниз, выходящие из отверстий
струи воды гасятся и отражаются экранирующим лотком 3, и за
счет сил энергии потока жидкость устремляется вверх. Эмульгире
ванные глобулы нефти потоком жидкости выносятся к разделу фаз
нефть — вода.
Сточная вода, освободившаяся от эмульгированных глобул
нефти и механических примесей, начинает движение в направле-
нии к выходному распределительному устройству 7. Выходное рас-
пределительное устройство представляет собой также двухлучевую
перфорированную трубку, смонтированную перфорацией вниз,
но только без лотка. Очищенная вода через гидрозатвор 6 выводит-
ся из резервуара. Благодаря гидрозатвору 6 с антисифонным уст-
ройством 5 исключена возможность случайного слива уловленной
нефти с потоком очищенной воды. Слив жидкости из резервуара
прекращается по достижении уровня жидкости верхней части ко
лена гидрозатвора.
Рис. 3.20. Резервуар с двухлу-
чевым устройством распре-
деления потока:
1 — перфорированное двух-
лучевое входное распредели-
тельное устройство; 2 — си-
фонный кран; 3 — экрани-
рующий лоток; 4 — стояк; 5—
антисифонное устройстве.
6 — гидрозатвор; 7 — выход-
ное распределительное уст-
ройство
502
Для предотвращения замерзания в зимнее время гидрозатвор
.монтирован внутри резервуара-отстойника и имеет небольшую
высоту, благодаря чему уровень налива жидкости может изменять-
ся, т. е. резервуар одновременно выполняет функции буферной ем-
кости.
Уловленную нефть периодически или непрерывно выводят из
резервуара-отстойника через стояк 4, открыв задвижку. Полно-
стью воду из резервуара сливают через сифонный кран 2, при этом
тредварительно сливают уловленную нефть через стояк 4. Резерву-
р-отстойник зачищают путем размыва осадка струей воды и слива
размытых осадков через сифонный кран 2. Резервуар-отстойник
работает в динамическом (проточном) режиме отстаивания. Двух-
лучевые распределительные устройства ввода и отбора жидкости
)беспечивают оптимальные условия всплытия нефти и оседания
панических примесей. Это наиболее простое и надежное обору-
\ование для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод
на объектах с большими объемами формирования стоков.
Резервуары-отстойники с гидрофобным жидкостным фильт-
ром разработаны на базе РВС-2000, 3000 и 5000 производительно-
стью 2500, 4000 и 8000 м3/сут соответственно. Принцип работы дан-
то аппарата: воду через распределительное устройство подают
в слой нефти, высоту которого поддерживают в заданных пределах
дрозатвором и нефтеотводящей трубой. Пройдя слой нефти, вода
лижется вниз к кольцевому сборному трубопроводу, в котором
просверлены отверстия диаметром 30 и с шагом 550 мм. Кольцевой
>убопровод соединен в центре с отводящим трубопроводом очи-
енной воды. Отводящий трубопровод с внешней (или внутрен-
ней) стороны резервуара связан с гидрозатвором, регулирующим
ровень слива воды в отстойнике.
В отстойнике с жидкостным фильтром (рис. 3.21) сочетаются два
процесса: контактирование загрязненной воды с очищающей гидро-
фобной средой (нефть) и отстаивание в динамических условиях.
Резервуары-флотаторы разработаны на базе стальных верти-
кальных резервуаров РВС-1000, 2000 и 5000 с применением в каче-
флотоагента природного нефтяного газа, растворенного в очи-
щаемой пластовой воде или дополнительно подаваемого в воду
'.о ее очистки. Объем флотационной зоны рассчитан на пребывание
1ней очищаемой воды в течение 20 мин, а объем отстойной зоны —
Ж 3 ч. Схема резервуара-флотатора представлена на рис. 3.22.
В основу данного аппарата заложен метод напорной флотации,
«оторый заключается в образовании пузырьков газа в очищаемой
|Й»онасыщенной воде при поступлении в аппарат по мере сниже-
№я давления в системе. Пузырьки газа, выделяясь из воды, флоти-
руют на своей поверхности взвешенные частицы и нефтепродукты.
503
Рис. 3.21. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофобным фильтром:
1 — перемычка для слива из резервуара загрязненного промежуточного
слоя; 2 — нефтеотводящая труба; 3, 4 — элементы устройства (люков) для
отвода нефти; 4, 5, 10 — блоки; 6,9 — датчики уровня (поплавки) 7 — ус
тройство для распределения очищаемой воды в жидком гидрофобном
фильтре (слой нефти); 8 — щелевые отверстия; 11 — крыша резервуара;
12— шток; 13 — подвижный патрубок; 14, 15—восходящие и нисходящи
трубы (сифон); 16 — выход из резервуара очищенной воды; 17, 18, 21 —
задвижки; 19 — устройство для отбора очищенной воды; 20 — подводя»
щий трубопровод
Напорные горизонтальные отстойники применяют для очистки неф-
тепромысловых сточных вод под избыточным давлением до 0,6 МПз
в различных вариантах технологических схем.
В блочных автоматизированных установках очистки сточных вод
применяют напорные отстойники полые, с гидрофобной коалео
цирующей насадкой насыпного или патронного типа (рис. 3.23).
Время пребывания очищаемой воды в отстойнике 1,5 —2,0 ч
Расчетное остаточное содержание нефти (нефтепродуктов) 30-
50 мг/л; механических примесей — до 40 мг/л. Уловленная нефть
выводится автоматически. Шлам из отстойника отводят периоди-
чески один раз в 3 — 5 дней. На рис. 3.24 представлен блок подгсг
товки пластовой воды.
504
Рис. 3.22. Резервуар-флотатор:
1—ввод воды на очистку (вместе с растворенным газом); 2—отвод уловлен-
ной нефти; 3—стальной вертикальный резервуар; 4 — кольцевой желоб для
сбора нефти; 5 — флотационная зона; 6 — отстойная зона и ввод воды на
очистку (вместе с растворенным газом); 7—отводгаза;8—отвод очищенной
воды; 9 — отвод шлама из отстойной зоны; 10 — отвод осадка из флотацион-
ной зоны
Отстойник с коалесцирующим фильтром (рис. 3.25) представ-
ляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, разделен-
ную на ряд поперечных отсеков, два из которых заполнены грану-
лированным полиэтиленом с размером зерен 4 — 5 мм.
Производительность отстойника 1200— 1500 м3/сут при рабо-
чем давлении 0,2 —0,6 МПа. Коалесцирующий фильтр-отстойник
рассчитан на очистку сточной воды, содержащей: нефти до 500 —
2000 мг/л и механических примесей до 50 — 70 мг/л. Остаточное со-
держание в очищенной нефти 15 — 20 мг/л и механических примесей
до 15 мг/л при скорости фильтрации до 11 м/ч. Недостатком этого
отстойника является то, что при засорении коалесцирующей
загрузки промывать ее рекомендуется подачей в очищаемую воду
5-10 % (по объему) дисперсии керосина в течение 30 мин.
Мультигидроциклоны предназначены для очистки нефтепро-
мысловых сточных вод от нефти, твердых механических примесей,
а также для удаления газов.
Данный аппарат (рис. 3.26) состоит из кольцевой распредели-
тельной камеры, 15 гидроциклонов, шламосборника и штуцеров
ввода очищаемой воды, нефтегазоводяной смеси и шлама, трубо-
505
Рис. 3.23. Напорный отстойник полый:
1 — ввод очищаемой воды; 2 — вывод уловленной нефти; 3 — нефтесборник.
4 — клапан; 5—люк-лаз; 6 — вывод очищенной воды; 7 — ввод воды для раз-
мыва шлама; 8 — вывод осевшего шлама; 9 — сани
Рис. 3.24. Блок подготовки пластовой воды
506
1
Рис. 3.25. Отстойник с коалесцирующим фильтром:
t 2 — коалесцирующие фильтры; I, V — отвод очищенной сточной воды;
U, IV— отвод уловленной нефти; III — ввод очищаемой сточной воды; VI—
выпуск осадка
провода для сброса крупных частиц механических примесей
из распределительной камеры.
На очистку вода через штуцер поступает в распределительную
камеру, где одновременно с распределением потока жидкости по
15 гидроциклонам происходит' отделение крупных частиц механи-
ческих примесей, которые сбрасывают периодически через трубо-
тровод и задвижку в шламосборник. Из камеры вода через забор-
шки поступает в гидроциклоны, где при этом получает вращатель-
юе движение и возникает центробежная сила. Механические при-
неси, отброшенные центробежной силой к периферии вращаю-
щегося потока, через нижнее отверстие гидроциклона удаляются
в шламосборник с определенной частью воды.
Основная часть воды, вращаясь, поступает в сливную камеру
гидроциклона, где нефть и газ концентрируются у оси вращения
кды и отводятся в коллектор. Очищенная вода через перфориро-
«анные отверстия сливной трубки и сливной коллектор поступает
в буферную емкость для откачки в систему заводнения нефтяных
.истов.
Водогазонефтяная смесь через центральную трубку, установ-
*енную концентрично в сливной трубке, поступает в водогазонеф-
яной коллектор, а оттуда — в емкость приема и откачки уловлен-
н й нефти и дегазации водогазонефтяной смеси. Объем водогазо-
Нефтяной смеси составляет 10 — 15 % от очищенной воды. Воду вме-
507
Газоводонефтяная
смесь
Чистая вода
Очищаемая вода
Рис. 3.26. Мультигидроциклон:
1 — задвижка; 2 — дренажная труба; 3 — трубопровод дренажа крупны!
частиц; 4 — воздушник; 5 — распределительная камера; 6 — гидроцикле;
7 -— камера слива очищенной воды; 8 — сливная камера; 9 — трубка отвода
газоводяной смеси; 10 — камера сбора газоводяной смеси; 11 — штуцер от-
вода газоводонефтяной смеси; 12 — штуцер отвода очищеннной воды; 13-
штуцер ввода очищаемой воды; 14 — шламосборник; 15 — смотровой люг.
16 — отвод шлама
Шлам
сте с уловленной нефтью по мере накопления откачивают на уста-
новку подготовки нефти.
Механические примеси, поступившие в шламосборник, оседа-
ют на его дно и по мере накопления периодически, через 1 —2 сут,
с небольшим количеством воды сбрасываются в шламонакопитель
Вода, попавшая в шламосборник, через отсасывающую трубку
непрерывно возвращается в гидроциклон и вместе с остальной
частью воды откачивается в систему заводнения.
508
г Z
Рис. 3.27. Система ППД на базе каскадной технологии очистки воды:
I — водовод; 2 — очистные сооружения; 3 — сборный коллектор; 4 — кусто-
вая насосная станция (КНС); 5, 6, 7—узел доочистки воды; 8 — нагнетатель-
ная скважина; I—II—III—IV—V—VI — ступени качества закачиваемой
воды; VII — сброс шлама
Мультигидроциклон одновременно с очисткой дегазирует очи-
щаемую воду, в связи с чем при использовании мультигидроцикло-
на нет необходимости в емкости-дегазаторе.
На рис. 3.27 представлена современная система ППД на базе
каскадной технологии очистки воды, для любых и, особенно, для
лабопроницаемых пластов.
509
ГЛАВА
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ,
СОСУДОВ И АППАРАТОВ
ГАЗОНЕФТЕПРОМЫСАОВ
И ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ
4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Расчетная температура
Расчетная температура используется для определения физи-
ко-механических характеристик материала и допускаемых
напряжений. За расчетную температуру стенки сосуда или аппа-
рата принимают наибольшее значение температуры стенки
При температуре ниже 20 °C за расчетную принимают темпера-
туру 20 °C. В случае обогрева открытым пламенем, отработан-
ными газами или электронагревателями расчетную температуру
принимают равной температуре среды, увеличенной на 20 °C
при закрытом обогреве и на 50 °C при прямом обогреве, если
нет более точных данных [63, 120].
Рабочее, расчетное и пробное давление
Под рабочим давлением для сосуда и аппарата понимается
максимальное внутреннее избыточное или наружное давление
возникающее при нормальном протекании рабочего процессг
без учета гидростатического давления среды и без учета допус-
каемого кратковременного повышения давления во время дей-
ствия предохранительного клапана или других предохранитель-
ных устройств.
Под расчетным давлением понимается давление, на которое
проводится расчет на прочность. Расчетное давление принимается
равным рабочему давлению.
Если действует гидростатическое давление на 5 % выше рабо-
чего, то расчетное давление повысится на это же значение.
Расчетные усилия и моменты
За расчетные усилия и моменты принимаются усилия и момеь
ты, возникающие в результате действия собственной массы присо-
единенных трубопроводов, ветровой, снеговой и других нагрузок.
510
Допускаемое напряжение, коэффициенты запаса прочности
и устойчивости
Допускаемое напряжение [ст] при расчете по предельным на-
грузкам сосудов и аппаратов определяют:
для углеродистых и низколегированных сталей
(Re или Яр0 2¥
[ст] = ц mini -----t-L- ;
\ 77-р у
для условий испытания
Я20 или К$2
М = П------- ---
77 «р
(4-1)
(4.2)
где Re — минимальное значение предела текучести при расчетной
температуре, МПа; Rp0,i — минимальное значение условного пре-
дела текучести при расчетной температуре (напряжение, при кото-
ром остаточное удлинение составляет 0,2 %), МПа; р — поправоч-
ный коэффициент к допускаемым напряжениям; пт — коэффици-
ент запаса прочности по пределу текучести [63].
Коэффициенты запаса прочности должны соответствовать зна-
чениям, приведенным в табл. 4.1.
Таблица 4.1
Коэффициенты запаса прочности
Условие нагружения Коэффициент запаса прочности
пт Пв пл Пп
Рабочие условия Условия испытания: 1,5 2,4 1,5 1,0
гидравлические 1.1 — — —
пневматические 1.2 — — —
1 словия монтажа 1.1 — — —
Примечание: пв — коэффициент запаса прочности по временному
противлению (предел прочности); пд — коэффициент запаса прочности
по пределу длительности прочности; п„ — коэффициент запаса прочности по
пределу ползучести.
Поправочный коэффициент к допускаемым напряжениям К2
равен единице, за исключением стальных отливок:
0,8 — для отливок, подвергающихся контролю неразрушаю-
щими методами,
0,7 — для остальных отливок.
‘ Обозначения и термины приведены в приложении Н
511
Расчетные значения [с] предела текучести, модуля продольной
упругости, временного сопротивления и коэффициентов линей-
ного расширения приведены в приложениях И, К, Л, М.
Коэффициент запаса устойчивости пу при расчете сосудов и
аппаратов на устойчивость по нижним критическим напряжениям
в пределах упругости следует принимать:
2 , 4 — для рабочих условий;
1 ,8 — для условий испытания и монтажа.
Коэффициенты прочности сварных швов
При расчете на прочность сварных элементов сосудов и аппа-
ратов в расчетные формулы следует вводить следующие коэффи-
циенты прочности сварных соединений:
< рр — продольного шва цилиндрической или конической обечаек;
(рт — кольцевого шва цилиндрической или конической обечаек;
< рк — сварных швов кольца жесткости;
< ра — поперечного сварного шва для укрепляющего кольца,
< р, <Рд, <Рв — сварных швов выпуклых и плоских днищ и крышек
(в зависимости от расположения)
Числовые значения этих коэффициентов должны соответство-
вать значениям, приведенным в табл. 4.2.
Для бесшовных элементов сосудов и аппаратов <р = 1.
Таблица 4.2
Коэффициенты прочности сварных швов
Вид сварного шва Длина контролируе- мых швов от общей длины
100 % от10до50
Стыковой или тавровый с двусторонним сплошным проваром, выполняемый автоматической и полуав- томатической сваркой 1,0 0,9
Стыковой с проваркой корня шва или тавровый с дву- сторонним сплошным проваром, выполняемый вручную 1,0 0,9
Стыковой, доступный сварке только с одной стороны и имеющий в процессе сварки металлическую под- кладку со стороны корня шва, прилегающую ко всей длине шва к основному металлу 0,9 0,8
В тавр с конструктивным зазором свариваемых деталей 0,8 0,65
Стыковой, выполняемый автоматической и полуавто- матической сваркой с одной стороны с флюсовой или керамической подкладкой 0,9 08
Стыковой, выполняемый вручную с одной стороны 0,9 0,65
512
Прибавки к расчетным толщинам конструктивных элементов
При расчете сосудов и аппаратов необходимо учитывать при-
бавку с к расчетным толщинам элементов сосудов и аппаратов.
Исполнительную толщину стенки элемента сосуда и аппарата
определяют по формуле
s > sp + с, (4.3)
где Sp — расчетная толщина стенки, элемента сосуда и аппарата.
Прибавку к расчетным толщинам определяют по формуле
c=ci+c2+c3l (4.4)
При проверочном расчете прибавку вычитают из значений ис-
полнительной толщины стенки. Если известна фактическая толщи-
на стенки, то при проверочном расчете можно не учитывать с2 и с3.
Обоснование всех прибавок к расчетным толщинам должно
быть приведено в технической документации.
При двустороннем контакте с коррозионной и (или) эрозион-
ной средой прибавку С] для компенсации коррозии и (или) эрозии
увеличивают.
Технологическая прибавка с3 предусматривает компенсацию
утонения стенки элемента сосуда или аппарата при технологи-
ческих операциях — вытяжке, штамповке, гибке труб и т. д. В зави-
симости от принятой технологии эту прибавку учитывают при раз-
работке рабочих чертежей.
Прибавки с2 и с3 учитывают в тех случаях, когда их суммарное
значение превышает 5 % номинальной толщины листа.
Технологическая прибавка с3 не включает в себя округление
расчетной толщины до стандартной толщины листа.
4.2. РАСЧЕТ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ ОБЕЧАЕК
4.2.1. Условия применения расчетных формул
Принципиальные конструкции обечаек пред-
Рис. 4.1. Гладкие цилиндрические обечайки:
а — с фланцем или с плоским днищем; б — с жесткими перегородками
513
Расчетные формулы применимы при отношении толщины
стенки к диаметру:
— с
< 0,1 — для обечаек и труб при D > 200 мм;
д~- < 0,3 — для труб при D < 200 мм.
Рис. 4.2. Гладкие обечайки с выпуклыми днищами:
а — обечайка с отбортованными днищами, б— обечайка с неотбортованны-
ми днищами
4.2.2. Методика расчета
гладких цилиндрических обечаек
Обечайки, нагруженные внутренним избыточ-
ным давлением.
Толщину стенки рассчитывают по формуле [26]
s>sp +с,
Рис. 4.3. Гладкие обечайки с рубашкой
514
Рис. 4.4. Цилиндрическая обечайка, подкрепленная кольцами жесткости
где sp = 4TT2----' (4'6)
2|а]<рр-р
Допускаемое внутреннее избыточное давление рассчитывают
по формуле
2[o]<Pp(s-c)
L₽J D+(s-c)
(4-7)
При изготовлении обечайки из листов разной толщины, соеди-
ненных продольными швами, расчет толщины обечайки проводят
для каждого листа с учетом имеющихся в них ослаблений.
4.2.3. Пример расчета цилиндрических обечаек
Исходные данные: внутреннее давление р = 5,5 МПа;
диаметр D = 2 м; допускаемое напряжение на растяжение выби-
раем по приложению И для стали марки 16ГС при Г = 20 °C, техно-
логически приняв толщину свыше 32 мм, [о] = 183 МПа. Коэффи-
циент прочности сварного шва выбираем по табл. 4.2 для стыковой
ручной сварки с двусторонним сплошным проваром и с длиной
515
контролируемых швов 100 % <рр = 1. Прибавка к расчетной толщи-
не стенки на компенсацию коррозии С\ = 0,002 м.
Расчет.
Определяем:
расчетную толщину стенки по формуле (4.6)
pD 5,5-2
s D = г ,------=-------------= 0,031 м;
р 2[о]<рр-р 2-183-1-5,5
толщину стенки по формуле (4.5)
s > sp + с = 0,031 + 0, 002 = 0,033 м,
где с = ср
допускаемое внутреннее давление по формуле (4.7):
2[о] Фр (s-c) = 2-183-1-(0,033- 0,002)
1 J D+(s-c) 2+(0,033-0,002)
Условие прочности выполняется.
4.3. РАСЧЕТ ВЫПУКЛЫХ ДНИЩ
4.3.1. Условия применения расчетных формул
Расчетные формулы применимы при выполнении
условий [63]:
для эллиптических днищ:
0,002 <^—^<0,1;
D
Н
D
для торосферических днищ:
0,002 <^—£<о,1.
D
Для торосферических днищ в зависимости от соотношения па-
516
раметров R, D, приняты следующие типы днищ:
тип А : R~ Di,
тип В : R ~ O.QDp
тип С: R ~ 0,8Dj,
Г1 > 0,095£>i;
т^ОДУОГ»!,-
И >0,1501»!.
4.3.2. Эллиптические и полусферические днища
Эллиптические и полусферические днища, нагру-
женные внутренним избыточным давлением, имеют различные
конструкции днищ (рис. 4.5).
Рис. 4.5. Выпуклые днища:
а — эллиптическое; б — полусферическое; в — торосферическое
Рассчитываем:
толщину стенки щ по формуле [63]
s>slp+c, (4.8)
pR
Slp " 2<р[ст]-0,5р'
517
допускаемое внутреннее избыточное давление [р] по формуле
г л 2(в1-с)(р[о]-
1 J K+O.Sfo-c)'
радиус кривизны в вершине днища
4H
(4.Ю)
(4.И)
где R = D — для эллиптических днищ с Н = 0,25D; R - 0.5D - для
полусферических днищ с Н = 0,50.
4.3.3. Торосферические днища
Для днищ, изготовленных из целой заготовки, ко-
эффициент <р = 1. Для днищ, изготовленных из нескольких частей
коэффициент ср следует определять по табл. 4.3.
Таблица 4.3
Определение коэффициента <р в зависимости от конструкции днища
Эскизы днищ <р для разных формул
«Ра, Для шва А
<Рл 1
«Рв„ \ / \ i / Для шва В
1 <₽в
«Ра При -<0,6 D
Гу «1 Yi 1 4>в
«Рв При d/D > 0,6
<Рв 1
Значения коэффициентов <рд и <рд определяем в соответствии
с табл. 4.1.
Если длина цилиндрической отбортованной части днища
211 > 0,8^0 (si - с) , то толщина цилиндрической части днища не мень-
ше толщины обечайки.
518
4.3.4. Пример расчета выпуклых днищ
Исходные данные: внутреннее давление р = 5,5
МПа; диаметр эллиптического днища D = 2 м; допускаемое напря-
жение на растяжение выбираем по приложению И для стали марки
16ГС при Т = 20 °C; технологически приняв толщину свыше 32 мм,
[о] = 183 МПа; коэффициент прочности сварного шва выбираем по
табл. 4.2 для стыковой ручной сварки с двусторонним сплошным
проваром и с длиной контролируемых швов 100 % <рр — 1; прибавка
к расчетной толщине стенки на компенсацию коррозии q = 0,002 м
прибавка к расчетной толщине стенки на вытяжку с2 = 0,002 м.
Расчет при Н = 0,250, R — D:
Определяем:
расчетную толщину стенки по формуле (4.9)
sip =--------------------------= 0,030 м.
р 2<рр[о]-0,5р 2-1183-0,5-5,5
толщину стенки по формуле (4.8)
Si > slp + с = 0,030 + 0,004 = 0,034 м,
где с = q + с2 = 0,002 + 0,002 = 0,004 м;
радиус кривизны в вершине днища по формуле (4.11)
R^
4Н
D2
4-0,250
22
4-0,25-2
= 2м; £ = О = 2м;
допускаемое внутреннее избыточное давление по формуле (4 10)
2(s,-c)yp|o]g2.(0.034 - 0,004).l-183 45МГЬ
L J £+0,5(5!-с) 2 + 0,5 (0,034-0,004)
Условие прочности р < [р] не выполняется. Следовательно,
необходимо увеличить толщину стенки на 2 мм, т. е. = 0,036, тогда
_ 2(q -с)Фр[о] _ 2-(0,036-0,004)-1-183 _
р----------------—-----------------------— о. о 11VH ia.
L J £ + 0,5(si-c) 2+ 0,5-(0,036-0,004)
Условие прочности выполняется.
519
4.4. РАСЧЕТ ПЛОСКИХ КРУГЛЫХ ДНИЩ
И КРЫШЕК
4.4.1. Область применения расчетных формул
Формулы применимы для расчета плоских круг-
лых днищ и крышек. В табл. 4.4 представлены конструкции и усло-
вия закрепления плоских круглых днищ и крышек [63].
Таблица 4 4
Конструкции и условия закрепления плоских днищ и крышек
Тип Чертеж Условия закрепления днищ и крышек Коэффициент
520
Продолжение табл. 4.4
Тип Чертеж Условия закрепления днищ и крышек к
5 ^-<0,25 5, — С 0,45
S у D п i —— > 0,25 - С Dp = D 0,41
6 Х///////Л/Л а > 0,85s Dp = D 0,5
V s \ X D Г г
.—।
7 Г/////Л 7Х < 0,5 о,41
s ' D S| с ZZ->0,5 0,38
S । с Dp = D
s~c
8 б S D <0,5 о,41 sx~~c 0,5 0,38 5, ~С
Dp = D
max{s; 0,25s/} <
9 л '////////////
'^Г V <min{si; 0,10} К = max-! 0,1 lx 1-0,23 H
S i- D I \ *1 C/J
h\>r
Dp = D-2r 0,8
521
Окончание табл. 4.4
Тип Чертеж Условия закрепления днищ и крышек к
Коэффициент ослабления Ко определяем для наиболее ослаб-
ленного сечения. Максимальную сумму для длин хорд отверстий 1
наиболее ослабленном диаметральном сечении днища или крышки
рассчитываем согласно рис. 4.6 по формуле
Ydt =тах{(ф +d2); (bi + b3)}.
(4.121
Основные расчетные размеры отверстий указаны на рис. 4.6
при условии
^<0,11.
Гр
522
Рис. 4.6. Основные расчетные данные
Допускается проводить расчет при ——- > 0,11, но значение допу-
DP
S1 -с
KKoDp>
следует умножить на поправочный коэффициент
скаемого давления, рассчитанного по формуле [р] =
КР =
2,2
I ( А2
1+. 1+ б-1^
(4-13)
4.4.2. Расчет плоских круглых днищ и крышек
Толщину плоских круглых днищ и крышек сосу-
дов и аппаратов, работающих под внутренним избыточным или
наружным давлением, рассчитываем по формуле
s>slp Тс,
(4-14)
где
sip — KKoDp
(4.15)
Значение коэффициента К определяем в зависимости от конст-
рукций днищ и крышек (см. табл. 4.4), Ко — в зависимости от нали-
чия отверстий в крышке.
523
Значение коэффициента ослабления Ко для днищ и крышек,
имеющих одно отверстие, вычисляем по формуле
(4-16)
Значение коэффициента ослабления Ко для днищ и крышек,
имеющих несколько отверстий, определяем по формуле
(4.17)
Значение коэффициента ослабления Ко для днищ и крышек без
отверстий принимаем равным 1,0.
Определяем:
допускаемое давление на плоское днище или крышку по формуле
[Р] =
S1-C
KKoDp>
л2
[и]<р.
(4.18)
толщину Sj для типов соединения 10, Ии 12 (см. табл. 4.4) по
формуле
max
Dp-2r I • m
—------siny > x min 10;
l,2si J
n I Dd—D2
max<0,5£)p-A-- + c; si 2—-------
[a] \ Dp
х min И, 12
(4.19)
4.4.3. Пример расчета плоских круглых днищ
и крышек
Исходные данные: внутреннее давление р =5,5 МПа,
диаметр D = 0,2 м; допускаемое напряжение на растяжение выби-
раем по приложению И для стали марки 16ГС при Т = 20 °C, техно-
логически приняв толщину свыше 32 мм, [о] = 183 МПа; коэффи-
циент прочности сварного шва выбираем по табл. 4.2 для стыковой
524
ручной сварки с двусторонним сплошным проваром и с длиной
контролируемых швов 100 % <рр = 1; прибавка к расчетной толщине
стенки на компенсацию коррозии щ = 0,002 м; прибавка к расчет-
ной толщине стенки на вытяжку щ = 0,002 м.
Расчет.
Определяем расчетную толщину стенки днища по формуле (4.15)
sip = KKODP =0,5-1-0,2.1-^- = 0,0173 м,
\ФРМ V1-183
где К — коэффициент, зависящий от конструкции днищ и крышек,
принимается по табл. 4.4 для схемы днища № 2, К = 0,5; Ко — коэф-
фициент ослабления, зависящий от наличия отверстий в крышке,
при отсутствии отверстий Ко = 1.
Толщину стенки вычисляем по формуле (4.14)
s>slp + с = 0,0173 + 0,004 = 0,0213,
где с = щ + с2 = 0,002 + 0,002 = 0,004 м.
Допускаемое давление на плоское днище рассчитываем по фор-
муле (4.18)
[?] =
Sj—С
KKoDp>
\2
[Фр
Г 0,0213-0,004^
I 0,5-1-0,2 J
183-1 = 5,47 МПа.
Условие прочности р < [р] не выполняется. Следовательно, не-
обходимо увеличить толщину стенки на 2 мм, т. е. sj = 0,0233 мм,
тогда
[р] =
S'1-С
KKoDp>
[а]'Фр =
Г 0,0233 - 0,004 V
I 0,5-10,2 )
183-1 = 6,82 МПа.
Условие прочности выполняется.
Рассмотрим случай, когда в днище имеется одно отверстие
с d = 0,06 м.
Определим:
коэффициент ослабления по формуле (4.16)
2
Ко=,1‘+^+И
DP
L ! 0,06 Г0,0б\
V 0,2 I 0,2 J
=1,179.
d
525
расчетную толщину стенки днища по формуле (4.15)
sip
= 0,51,179-0,2
5,5
V1183
= 0,02 м.
толщину стенки по формуле (4.14)
s>slp 4-с = 0,02 + 0,004 = 0,024,
где с = щ + с2 = 0,002 + 0,002 = 0,004 м;
допускаемое давление на плоское днище по формуле (4.18)
2
[р] =
S] —С
KKoDp
Ы<РР =
0,024 - 0,004 У
.0,5-1,179-0,2J
183-1 = 5,27 МПа.
Условие прочности р < [р] не выполняется. Следовательно не-
обходимо увеличить толщину стенки на 2 мм, т. е. Sj = 0,026 мм, тогда
[р] =
S1-C
KKoDp>
\2
[Фр
0,026-0,004^
.0,5 1,179-0,2 J
183-1 = 6,37 МПа.
Условие прочности выполняется.
Для уменьшения толщины днища необходимо выбрать сталь
с большими значениями допускаемых напряжений на растяжение и
другую конструкцию днища с меньшими значениями коэффициента К
4.5. РАСЧЕТ КОНИЧЕСКИХ ОБЕЧАЕК
4.5.1. Расчетные параметры
Расчетные длины переходных частей определяем
по формулам [63]:
для конических обечаек (4.7а, б, в)
«1=0,7.
—— (si-c)
cos aj
а2 = 0,7
' D ,
-------(52-е);
cosa2
(4.20)
526
Рис. 4.7. Соединение без тороидального перехода:
а — двух конических обечаек; б — конической и цилиндрической обечаек;
в — конической и цилиндрической обечаек с укрепляющим концом; г —
конической обечайки с цилиндрической меньшего диаметра
для конической обечайки (рис. 4.8а, б)
«1 = 0,7 —5—(St-c);
у cosai
(4.21)
для конической обечайки (рис. 4.7г)
D
«1=.-------(si-c);
у cosai
(4.22)
527
Рис. 4.8. Соединение с тороидальным переходом обечаек:
а — двух конических; б — конической и цилиндрической
для цилиндрических обечаек (см. рис. 4.76, б)
g2=0,77D(s2-c);
(4.23)
для тороидальных переходов (см. рис. 4.8а, б)
О2 = °-5.
' D
-------(sr-c);
cos а 2
a2=0,5y]D[sT.-c)-l
(4.24)
для цилиндрической обечайки или штуцера (см. рис. 4.7г)
а2 =1,25^/D(s2-с).
(4.25|
Расчетный диаметр гладкой конической обечайки определяем
по формулам:
для конической обечайки без тороидального перехода (см.
рис. 4.7а, б, в)
DK = D — l,4ajSina; (4.26)
для конической обечайки с тороидальным переходом (см. рис
4.8a, 6)
DK = D — 2[r(cosa2 — cosai) + OJaisinaJ; (4.27)
для конических обечаек co ступенчатым изменением толщин
528
стенки для второй и всех последующих частей за расчетный диа-
метр DK данной части обечайки принимаем внутренний диаметр
большего основания.
4.5.2. Область и условия применения
расчетных формул
Расчетные формулы применимы при соотноше-
нии между толщиной стенки наружной обечайки и диаметром
в пределах
0.001 <S1COSai <0,050.
D
(4.28)
Выполнение такого условия для пологого конического днища
(0| > 70°) не требуется.
Расчетные формулы применимы при условии, что расчетные
температуры не превышают значений, при которых учитывается
ползучесть металлов, т. е. при температурах, когда допускаемое на-
пряжение определяют только по пределу текучести или временному
сопротивлению (пределу прочности). Если точных данных не имеется,
то формулы применимы при условии, что расчетная температура
стенки обечайки из углеродистой стали не превышает 380 °C, из низ-
колегированной стали — 480 °C и из аустенитной стали — 525 °C.
Расчетные формулы настоящего
Рис. 4.9. Основные размеры
конического перехода
стандарта не применимы для расчета
на прочность конических переходов в
местах крепления рубашки к корпусу.
В этом случае расчет проводят по
ГОСТ 25867.
Расчетные формулы не примени-
мы, если расстояние между двумя со-
седними узлами обечаек менее суммы
соответствующих расчетных длин
обечаек или если расстояние от уз-
лов до опорных элементов сосуда (за
исключением юбочных опор и опор-
ных колец) менее удвоенной расчет-
ной длины обечайки.
Расчетные формулы применимы
при условии, что исполнительные дли-
ны переходных частей обечаек не ме-
нее расчетных длин щ и а2.
ЛЭ-185
529
Если это условие не выполнено, то нужно провести проверку
допускаемого давления, причем вместо Sj и s2 подставляют:
для соединения обечаек без тороидального перехода
alD
sj£ = max<---sp sK >;
I Gi J
s2£ = max
(4.29|
для соединения обечаек с тороидальным переходом при опре
делении коэффициента (3 по формуле (4.46)
aiD I
Sj£ = max<---sT; sK >;
I G1 J
a2D
S2£ = max<---sT; s
I G2
(4.30|
где sK, s — фактические толщины стенок присоединенных обечаек
(см. рис. 4.7а, б, г, рис. 4.86).
Расчетные формулы узлов конических и цилиндрических обе-
чаек без тороидального перехода применимы при условии выпол-
нения углового шва с двусторонним сплошным проваром.
Исполнительную толщину стенки конического элемента в мес-
те соединения двух обечаек Sj, s2 или sT всегда принимают не менее
толщины sK; исполнительную толщину стенки цилиндрического
элемента в месте соединения двух обечаек — не меньше минималь-
ной толщины стенки.
Расчет укрепления отверстий конических обечаек (рис. 4.11-
4.12) проводят в соответствии с ГОСТ 24755.
Расчет толщины стенок переходной части обечаек проводят
либо методом последовательных приближений на основании пред-
Рис. 4.10. Соединение
кососимметричных обечаек
Рис. 4.11. Коническая обечайка
с кольцами жесткости
530
Рис. 4.12. Пологие конические днища:
о — с тороидальным переходом; б — с укрепляющим кольцом; в — без торо-
идального перехода и укрепляющего кольца
верительного подбора и последующей проверки для выбранных
„ D - с
значении----и —-----, либо при помощи диаграмм.
S 2 С ^2 С
Расчет по диаграммам проводим для конических переходов,
у которых а.2 = 0- Если допускаемые напряжения материалов час-
тей перехода отличаются один от другого, то расчет по диаграммам
проводим при использовании меньшего из них.
За допускаемое давление, осевую силу и изгибающий момент
для конической обечайки принимаем меньшее значение, получен-
ное из условия прочности или устойчивости гладкой конической
обечайки и из условия прочности переходной части.
Расчет применим также для кососимметричных обечаек, со-
единенных с цилиндрическими обечайками. Расчетные величины
а1г D и Dj следует принимать по рис. 4.10.
4.5.3. Расчет конических обечаек,
нагруженных давлением
1. Гладкие конические обечайки, нагруженные
нутренним избыточным давлением.
531
Толщину стенки определяем по формуле
где
SK.p ~
5к — SK.p + С'
рРк 1
2<рр[ст]-р cosaj
(4.31)
(4-32)
Допускаемое внутреннее избыточное давление рассчитываем
по формуле
[Р] =
2[g]<pp(sK-c)
cosai
+(sK-c)
(4.33)
2. Гладкие конические обечайки, нагруженные наружным
давлением.
Расчетные формулы применимы при условии at < 70°.
Толщину стенки приближенно определяем по формулам (4.34)
и (4.35) с последующей проверкой по формуле (4.36)
где
s>sp + с,
sp smax. 21
(4-34)
(4.35)
Коэффициент К2 следует определять по номограмме, приве-
денной на рис. 4.13.
При предварительном определении толщины стенки в качестве
расчетных 1Е и DE принимаем величины, рассчитанные по форму-
лам (4.39) и (4.40).
Допускаемое наружное давление вычисляем по формуле
[Р] =
Ии
(4.36)
где определяем:
допускаемое давление из условия прочности
rnl 2[a](sk-c) .
Dk ,
——+(«i-c)
cosai
(4.37)
532
к,=
Рис. 4.13. Номограмма для расчета на устойчивость в пределах упругости
цилиндрических обечаек, работающих под наружным давлением
533
допускаемое давление из условия устойчивости в пределах уп-
ругости
20,8-10~6Е £>g ri00(sK-c)~|2,5
Ы£ = п В
nyBi
De
(4.38)
Эффективные размеры конической обечайки рассчитываем по
формулам
2sinaj
(4.39)
De = шах
D+Dl
2cosai'
—------0,31(0+0!)
cosai \j sK-c
(4.40)
Значение коэффициента вычисляем по формуле
De
B^minko; 9,45^ ,
/£ V100(sK-c)
(4.41)
Соединения обечаек без тороидального перехода изображены
на рис. 4.7a, б.
Расчетные формулы применимы при условиях
«1 < 70°; 0 < а2 < «ь («1 - с) > (s2 - с).
Если (S| — с) < (s2 — с), то при проверочном расчете следует
принимать
(si - с) = (s2 - с).
Толщину стенки определяем по формуле
_ рОР1_________1
2р 2[о]2фр-р COS012' (4-42)
s > s2p + с. (4.43)
В случае соединения конической и цилиндрической обечаек
(см. рис. 4.76) cosa2 = 1. При определении Pi коэффициент р рассчи-
тываем по формуле (4.46) или определяем по диаграмме (рис. 4.14)
Расчет толщины стенки конического элемента перехода прово-
Si-C
дят с помощью отношения толщин стенок------
f Si-C^
si> —---- s2p+c.
V«2-CJ
(4.44)
534
Коэффициент формы вычисляем по формуле
Pj = max{0,5; р},
где
(4-45)
„ D (tga!-tga2)cosa2 n9S
р = U. 4_________________—., ।
$2-С / ч2
1 I S1~C ]
1 Hs2-cJ fsj-c') (4.46)
7cosa2 ] 2cosai ^s2-cj
где x = [a] i /[o]2 — отношение допускаемых напряжений, при [о] t = [о]2
1=1.
Для соединения конической и цилиндрической обечаек (а2 = 0)
коэффициент р может быть определен по диаграмме, приведенной
на рис. 4.14.
Рис. 4.14. Диаграмма для определения коэффициента р при расчете
толщины стенки перехода обечаек
535
Допускаемое внутренне избыточное или наружное давление [р]
из условия прочности переходной части рассчитываем по формуле
[Р] =
2[ст]2<рр(52-с)
—+(S2-C)
cos а 2
(4.47)
где коэффициент Pi определяем по формуле (4.45).
4.5.4. Пример расчета гладких
конических обечаек, нагруженных
внутренним избыточным давлением
Исходные данные: Внутреннее давление р = 5,5 МПа;
диаметр D = 2 м; допускаемое напряжение на растяжение выбира-
ем по приложению И для стали марки 16ГС при Г = 20 °C, техноло-
гически приняв толщину свыше 32 мм [ст] =183 МПа; коэффици-
ент прочности сварного шва выбираем по табл. 4.2 для стыковой
ручной сварки с двусторонним сплошным проваром и с длиной
контролируемых швов 100 % <рр = 1; прибавка к расчетной толщине
стенки на компенсацию коррозии Cj =0,002 м; прибавка к расчет-
ной толщине стенки на вытяжку с2 = 0,002 м; угол a t = 45°; толщи-
на стенки сосуда sj = 0,019.
Расчет
Определяем:
длину переходной части (см. рис. 4.7а) по формуле (4.20)
D 12
Щ =0,7,-----(si -с) =0,7.-----(0,019-0,004) =0,14 м,
\ cosct V cos45
где с = С) + с2 = 0,002 + 0,002 = 0,004 м;
расчетный диаметр гладкой конической обечайки по формуле (4.26)
DK = D — 1,4 ajsinai = 2 — 1,4 0,14 • sin45° = 1,86 м;
расчетную толщину стенки по формуле (4.32)
pDK 1 5,5-1,86 1
^к.р ~~ : й -------------------— 0,040 м;
2<рр[ст]-р cosccj 2-1-183-5,5 cos45
толщину стенки по формуле (4.31)
sK> sKp + с = 0,040 + 0,004 = 0,044 м,
где с = с, + с2 = 0,002 + 0,002 = 0,004 м;
536
допускаемое внутреннее избыточное давление по формуле (4.33)
[р]= 2[°]<Рр(»к-с) _ 2.1Ю.1.(0,044-0,<Ю4|
----+(»«-«) ———^г+(0,044-0,004)
coso.1 cos45°
Условие прочности р < [р] не выполняется. Следовательно, необ-
ходимо увеличить толщину стенки на 2 мм, т. е. sK = 0,046 мм, тогда
2[ст]<рр (sK-c) 2-183 1-(0,046 - 0,004)
Ipj = —п-L------= —For-------------- = 5'75 МПа-
—K- + (sK-c) -Ц—+(0,046 - 0,004)
cosai cos45
Условие прочности выполняется.
4.5.5. Пример расчета гладких конических
обечаек, нагруженных наружным давлением
Исходные данные: наружное давление р = 5,5 МПа;
диаметр D = 2 м; допускаемое напряжение на растяжение выбира-
ем по приложению И для стали марки 16ГС при Г = 20 °C, техноло-
гически приняв толщину свыше 32 мм [о] = 183 МПа; модуль
упругости стали Е = 2,1-105 МПа; коэффициент прочности сварно-
го шва выбираем по табл. 4.2 для стыковой ручной сварки с двусто-
ронним сплошным проваром и с длиной контролируемых швов
100 % фр = 1; прибавка к расчетной толщине стенки на компенса-
цию коррозии ci = 0,002 м; прибавка к расчетной толщине стенки
навытяжку С2 = 0,002 м; уголоц = 45°; толщина стенки сосуда S] =
0,019; фактическое значение толщины стенки присоединенных
обечаек sK = 0,045.
Расчет
Определяем:
коэффициент Ki
к ----Z4SS
2,410-6E 2,410-eZ110s
где Пу — коэффициент запаса устойчивости (для рабочих условий
Лу= 2,4).
По номограмме, показанной на рис. 4.13, определяем коэффи-
циент^. К2 — I-6-
537
расчетная толщина стенки по формуле (4.35)
-о UpD
sDsmax<K2^’10 . —FTP
Р z чГгт!
К2^-10“2 = 1,6-2-10_2 =0,032 м;
1,1рР_ 1,1-5,5-2
2 [о] “ 2-183
= 0,033 м.
Принимаем sp = 0,033 м.
Определяем:
толщину стенки по формуле (4.34)
s > sp + с = 0,033 + 0,004 = 0,037 м,
где с = ci + с2 = 0,002 4- 0,002 = 0,004;
длину переходной части (см. рис. 4.7а) по формуле (4.20)
I D 2
а1 = 0,7 —-(sj-c) =0,7- -------(0,019-0,004) =0,14м;
у cosai V cos45°
расчетный диаметр гладкой конической обечайки по формуле
(4.26)
DK =D-l,4aisinai =2-l,4-0,14sin45° = l,87 м;
допускаемое давление из условия прочности по формуле (4.37)
[р] . 2[o](sK-c) 2-183-(0,045-0,004) _56МПа
П ——+ (sK—с) 1,87 - + (0,045 - 0,004)
cosai cos45°
Определяем эффективные размеры конической обечайки по
формулам (4.39) и (4.40):
, D-D\ 2-1,5
Ip =------ =--------= 0,35 м;
2 sin a i 2sin45°
Dp =max-
2cosai' cosai
-0,31(D+A).
'D+Dj
sK-c
tgai И
D + Dj . D
538
_D+A = _2+_l,5
2cos45° 2cos45°
—------0.31(0 + 0^
cosai у sK—c
tgai =
2
---------0,31 x (2 + 1,5)
cos45° V 0,045-0,004
2 + 1,5
= -7,20 m.
Принимаем DE = 2,47 m.
Вычисляем коэффициент Bx по формуле (4.41)
Bl = min] 1,0; 9,45—/-—----
lE ylOO(sK-c)
9,45^ _JDe. =9[45Z47 _ 2,47
lE \ 100(sK —c) 0,35 \ 100(0,045 - 0,004)
= 51,76.
Принимаем Bi = 1,0.
Определяем допускаемое давление из условия устойчивости
в пределах упругости по формуле (4.38)
[Р]Е =
20,8-10~6В РЕ
пуВг 1Е
100 (sK-с)
De
20,8-10 6-2,1-Ю5
2,4-1
2,47 Г 100(0,045-0,004) ~]2'5
0,35|_
2,47
= 46,68 МПа.
Допускаемое наружное давление вычисляем по формуле (4.36)
[Р] =
5,6
= = 5,56 МПа.
2
i+AL
145,6
Условие прочности выполняется.
539
4.6. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ
НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ МАЛОЦИКЛОВЫХ НАГРУЗКАХ
4.6.1. Условия применения расчетных формул
Расчетные формулы применимы при условии, что
расчетные температуры не превышают значений, при которых учи-
тывают ползучесть материалов, т. е. при температурах, когда допус-
каемое напряжение определяют по ГОСТ 14249 — 80 по пределу те-
кучести или временному сопротивлению (предел прочности) [65].
Если нет точных данных, то формулы применимы при условии,
что расчетная температура стенки из углеродной стали не превы-
шает 380 °C, из низколегированной стали — 420 °C и из аустенит-
ной стали — 525 °C.
Расчетные формулы применимы для сосудов, отвечающих ус-
ловиям прочности при статических нагрузках по нормативно-тех-
нической документации.
Расчетные формулы применимы для элементов сосудов и аппг-
ратов, для которых в нормативно-технической документации не
приведен расчет на малоцикловую усталость.
4.6.2. Циклы нагружения
Под циклом нагружения понимают последова-
тельность изменения нагрузки, которая заканчивается первонг
чальным состоянием и затем повторяется.
Под размахом колебания нагрузки понимают абсолютное зна-
чение разности между максимальным и минимальным ее значения-
ми в течение одного цикла.
При расчете на малоцикловую усталость учитывают следую-
щие циклы нагружения:
1) рабочие циклы, которые имеют место между пуском и оста-
новкой рассчитываемого сосуда и относятся к нормальной эксплуа-
тации сосудов;
2) циклы нагружения при повторяющихся испытаниях давле-
нием;
3) циклы дополнительных усилий от воздействия крепления
элементов сосуда или аппарата и крепления трубопроводов;
4) циклы нагружения, вызванные стесненностью температур-
ных деформаций при нормальной эксплуатации сосудов.
При расчете на малоцикловую усталость не учитывают следу-
540
ющие циклы нагружения:
а) от ветровых и сейсмических нагрузок;
б) от нагрузок, возникающих при транспортировании и монтаже;
в) от нагрузок, у которых размах колебания не превышает 15 %
для углеродистых и низколегированных сталей, а также 25 % для
аустенитных сталей от допускаемого значения, установленного при
расчете на статическую прочность. При совместном действии на-
грузок (по подпунктам а — в) этим условиям должна удовлетворять
сумма размахов нагрузок. При определении суммы размахов нагру-
зок от различных воздействий не учитывают вспомогательную на-
грузку, которая составляет менее 10 % от всех остальных нагрузок;
г) от температурных нагрузок, при которых размах колебания
разности температур в двух соседних точках менее 15 °C для угле-
родистых и низколегированных сталей и 20 °C — для аустенитных
сталей. Под соседними точками следует понимать две точки стенки
сосуда, расстояние между которыми не превышает y[2Ds < гДе В —
диаметр сосуда; s — толщина стенки сосуда;
д) от размахов колебаний температуры в месте соединения ма-
териалов с различными коэффициентами линейного расширения,
которые не превышают 50 °C.
Размеры колебания главных нагрузок определяют на основа-
нии рабочих значений этих нагрузок.
Число циклов нагружения определяют по установленной в до-
кументации долговечности сосуда или аппарата (при отсутствии та-
ких данных — долговечность 10 лет).
4.6.3. Условия проверки на малоцикловую
усталость
Расчет на малоцикловую усталость не проводят,
если имеются положительные результаты эксплуатации аналогич-
ного сосуда при тех же условиях работы и в течение времени не ме-
нее расчетной долговечности.
Расчет на малоцикловую усталость по разделам 4 6.4 и 4.6.5
не проводят, если для всех элементов сосуда выполняются следую-
щие условия:
1) все изменения нагрузок, кроме давления, удовлетворяют ус-
ловиям п. 4.6.2;
2) размах давления принимают постоянным в течение всего
срока эксплуатации;
3) удовлетворяется условие
Np<[Np] (4.48)
541
для всех элементов сосуда. Допускаемое число циклов нагружения
давлением определяют по рис. 4.15 — 4.17.
Формулу (4.48) применяют на основании расчета отдельных уз-
лов при соответствующих значениях Д г], [о] и [р]. Допускается
проводить расчет аппарата в целом при наибольших значениях £, ц
[о] и наименьшем [р].
Если условие формулы (4.48) не выполняется, то проводят либо
упрощенный, либо уточненный расчет на малоцикловую усталость
по разделам 4.6.4 или 4.6.5.
Допускается уточненный расчет не проводить, если упрощен-
ный расчет дает положительные результаты.
Ар
(4-49)
Z. р
где од — амплитуда напряжений, МПа; — коэффициент, учитыва-
ющий тип сварного соединения; г] — коэффициент, учитывающий
местные напряжения; [о] — суммарное кольцевое напряжение ма-
териала элемента сосуда при расчетной температуре, МПа; Др —
размах колебания рабочего давления, МПа; р — внутреннее избы-
точное или наружное давление, МПа.
Рис. 4.15. Допускаемое число циклов нагружения давлением
для элементов сосудов и аппаратов из углеродистых сталей:
номограмма построена при значениях А = 60 103МПа;В = 150 МПа; t = 380 °C
542
Рис. 4.16. Допускаемое число циклов нагружения давлением
для элементов сосудов и аппаратов из низколегированных сталей:
номограмма построена при значениях А = 45 • 103 МПа; В = 230 МПа; t = 420 °C
Рис. 4.17. Допускаемое число циклов нагружения давлением
для элементов сосудов и аппаратов из аустенитных сталей:
номограмма построена при значениях А = 60-Ю3 МПа; В = 270 МПа; t = 525 °C
543
4.6.4. Упрощенный расчет
на малоцикловую усталость
Для всех нагруженных элементов сосуда должно
выполняться условие [65]
[г-V J < 1
(4-50’
Значение допускаемого числа циклов нагружения j-ro вида оп-
ределяют по разделу 4.5.6 в зависимости от амплитуды напряжения
j-ro вида.
Амплитуду напряжений при нагружении j-ro вида определяют
по формуле
Др.- АР,- AM:
.1рГ+-[/Т+1мГ
аА=—~—
+ ^Бадту,- +|£ia! -£2«2| ДТау J, (4.51)
где [F] — допускаемое растягивающее или сжимающее усилие,
Н (кгс); AF — размах колебаний усилия, Н (кгс); ДМ — размах коле-
бания изгибающего момента, Н • м (кгс • м); [М] — допускаемый из-
гибающий момент, Н • м (кгс • м); АТО. — размах колебаний расчет-
ной температуры в месте соединения двух материалов с различ-
ными коэффициентами линейного расширения, °.С; Е, и т] опреде-
ляют по табл. 4.5 и 4.6.
Значение [М] и [F] определяют по ГОСТ 14249 — 80, ГОСТ
24757 - 81 и ГОСТ 25221 - 82.
Таблица 4.5
Типы и примеры сварного шва или соединение элементов
Тип сварного шва
или соединение элементов
Примеры сварных швов
Стыковые сварные швы с полным про-
варом и плавным переходом
Тавровые сварные швы с полным про-
варом и плавным переходом
Бесшовная обечайка
544
Окончание табл. 4.5
Тип сварного шва
или соединение элементов
Примеры сварных швов
Односторонние сварные швы без под-
кладного листа с непроваром в кор-
не шва
Сварные швы штуцеров с конструк-
тивным зазором
Сварные швы подкладных листов
Сварные швы плоских приварных
фланцев с конструктивным зазо-
ром
Сварные швы штуцеров с укрепляю-
щим кольцом и конструктивным
зазором
1,5
Таблица 4.6
Тип и примеры узла или элемента сосуда
Узел или элемент сосуда Расчетный элемент Эскиз узла П
Оболочка
Гладкая оболочка
Сферическая часть
выпуклых днищ
без отверстий
Соединение оболочек
разных по толщине
Плоское днище или
крышка без отверстия
(отверстия для болтов
не учитываются)
Центральная зона
Эллипсоидное днище
Шпильки
Обечайки с кольцом
жесткости
Более тонкая оболочка.
Плоское днище, крышка
Эллипсоидное днище
Стержень
Обечайка
|fffiff/1/i «Мд
2,0
153-185
545
Продолжение табл. 4.6
Узел или элемент сосуда Расчетный элемент Эскиз узла ’1
Приварные встык фланцы Оболочка и фланец
с переходом
Отборная часть торосфе- Переход
рического и кониче-
ского днища
Плоское днище или Днище, крышка,
крышка с отверстием, трубная решетка
трубная решетка
Отбортованные штуцеры Оболочка в месте уста-
илазы новки штуцера или лаза
Оболочка со штуцером Оболочка в месте уста-
без накладного кольца новки штуцера
Соединение конической Конический переход
обечайки с цилиндри-
ческой обечайкой
меньшего диаметра
Приварные плоские Оболочка и фланец
фланцы к оболочке
Болты и шпильки Резьба
(ов>540МПа)
Оболочка со штуцером
и укрепляющим
кольцом
Оболочки в месте
установки штуцера
Угловые соединения Переход
конической или
сферической обечайки
Болты и шпильки
(ов > 540 МПа)
Сферическая крышка Сферический сегмент
с кольцом
546
Окончание табл. 4.6
Узел или элемент сосуда
Расчетный элемент
Эскиз узла
4,0
Соединение с обечайкой Цилиндрическая обечайка
плоского днища или плоское днище без
с отбортовкой отверстия (определяющим
или выточкой является элемент с более
низким допускаемым давле-
нием) в краевой зоне
Значение £ действительно только в том случае, если площадь
поперечного сечения и момент сопротивления сварного соедине-
ния не меньше соответствующих значений в наиболее слабом эле-
менте узла.
4.6.5. Уточненный расчет на малоцикловую
усталость
Уточненный расчет на малоцикловую усталость
основан на определении напряжений для упругого материала по те-
ории пластин, оболочек, колец и балок при линейном распределе-
нии напряжений по толщине стенки. При расчете определяют напря-
жения для проверяемого узла в нескольких точках каждого элемента
на внутренней и наружной поверхностях в трех направлениях [65].
Для упрощения расчетов (рис. 4.18) эпюры циклов нагружения
принимают в виде прямоугольников, как показано на рис. 4.19, при-
чем количество циклов определяют при постоянной нагрузке, или
одна нагрузка может иметь в одном главном цикле (пуск в эксплуа-
тацию и остановка) несколько второстепенных целых циклов.
Для каждого вида нагрузки рассчитывают размах отдельных
составляющих напряжений Аох, Аоу, Aoz, Атлу, Atxz, ATyz, Аор Ао2,
547
548
Ла3 как разность напряжений обоих нагруженных состояний, вхо-
дящих в цикл.
Амплитуду напряжений для каждого цикла определяют по фор-
муле
К
од =-^max{|Aoi-Ao2|; |До2-Доз|; |Дст3—Дст1|}; (4.52)
для плоского напряженного состояния при главных напряже-
ниях Лец и До2
+ Дст2— Д<Т1 До 2
(4.53)
Значение эффективного коэффициента концентрации напря-
жения Ка определяют по формуле
Кс = 1 + g(ao - 1),
(4-54)
где 0 < д < 1 — коэффициент чувствительности материала к концен-
трации; ао — теоретический коэффициент концентрации.
Значения q и % определяют в зависимости от применяемых
материалов и концентрации напряжений.
При отсутствии точных данных
(4.55)
где (р — коэффициент прочности сварного шва по ГОСТ 14249 — 89;
— определяют по табл. 4.5; р = 1,0 — для шлифованных поверхно-
стей и сварных швов; р = 1,1 — для необработанных поверхностей
и швов.
Для полученного значения стд по формуле (4.48) рассчитывают
IM-
При известных значениях Nj и [NJ для отдельных типов циклов
нагружения определяют коэффициент линейного суммирования
повреждений U, который должен удовлетворять условию формулы
(4.49).
549
4.6.6. Определение допускаемой амплитуды
напряжений и допускаемого числа циклов
нагружения
Допускаемую амплитуду напряжений рассчитывают по графи
кам (см. рис. 4.20 — 4.22) или по формуле
2300-Г
2300
А [ В
(4.56)
Допускаемое число циклов нагружения вычисляют по графи-
кам (см. рис. 4.20 — 4.22) или по формуле
2300-Г А
2300 J
(4.57)
f В 1
од=тах^оА;—к (4.58)
I J
где Т — температура, °C; значения А и В в МПа определяют по табл.
4.7; коэффициенты запаса прочности — по числу циклов = 10,
по напряжениям па = 2.
Рис. 4.20. Расчетная кривая усталости
для углеродистых сталей до температуры 380 °C
550
для низколегированных сталей до температуры 420 °C
для аустенитных сталей до температуры 525 °C
Таблица 4.7
Характеристика материалов
Стали А В
Углеродистые 0,60 • 105 1,43000 — 0,43720
Низколегированные 0,45-10s ИЛИ О,660д20 — 430720 »
Аустенитные коррозионностойкие 0,60-105 Осо или 270
551
В случае соединения сталей с разными механическими харак-
теристиками определяющей является сталь, дающая меньшие зна-
чение [суд] и [N].
4.6.7. Пример расчета допускаемой амплитуды
напряжений и допускаемого числа циклов
нагружения
Исходные данные: сталь 16ГС2, тогда принимаем
по приложению К, технологически приняв толщину стенки свыше
32 мм: временное сопротивление о 720 = 280 МПа; предел текучести
аВ20 = 470 МПа; коэффициент прочности сварного шва выбираем
по табл. 4.2 для стыковой ручной сварки с двусторонним сплошным
проваром и с длиной контролируемых швов 100 % <рр = 1; перепад
температур Г = 20 °C; число циклов нагружения N = 105; эксплуа-
тационная характеристика отдельно составляющих напряжений
сосуда при плоско напряженном состоянии До = 125,0 МПа, Ло2 =
120,0 МПа.
Расчет
Определяем:
допускаемую амплитуду напряжений по формуле (4.56)
2300-П
2300 J
А ! В
y/nNN пс
Г2300 - 20 А 0,45-Ю5 (0,66-440 - 0,43-280)
-----—— - --------— -------- = 129,6 МПа.
2300 ' 710-Ю5 2
амплитуду напряжений при точно напряженном состоянии
по формуле (4.53)
К I------------------
од -—max^Aoj + Ao^-AoiAo^ =
= ^уЦ125,02 + 120,02-125,0-120,0 = 101,1 МПа,
где Ка — для сварных швов щтуцеров с конструктивным забором
с £ = 1,5 с коэффициентом прочности сварного шва <р = 0,9 и для
необработанных поверхностей сварных швов с р = 1,1, согласно
формуле (4.55), равна
1,51,1
1,0
= 1,65;
552
в
од = max< од; —
пп
В O,66og20 — 0> 43(57’20 0,66-440—0,43-280
2 " 2
= 85 МПа
Следовательно, сА = оА = 101,1 МПа, согласно условию (4.58).
Вычисляем допускаемое число циклов нагружения по формуле
(4.57)
Условие прочности выполняется.
4.7. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ
УКРЕПЛЕНИЯ ОТВЕРСТИЙ
4.7.1. Условия применения
Приведенные ниже методы расчета применимы
для определения размеров укрепляющих элементов, а также допус-
каемых давлений цилиндрических и конических обечаек, выпук-
лых и конических днищ с круглыми и овальными отверстиями [64 J.
Пределы применения расчетных формул и номограмм ограни-
чиваются условиями, приведенными в табл. 4.8.
При значениях отношений, превышающих пределы, установ-
ленные в табл. 4.8, рекомендуется использовать специальные мето-
ды расчета на прочность укреплений отверстий.
При установке наклонных штуцеров с круговым поперечным
сечением настоящий метод применим, если угол у (рис. 4.236)
553
Таблица 4 В
Условия применения формул для расчета укрепления отверстий
Параметр В цилиндри- ческих обечайках В конических обечайках, переходах или днищах В эллиптиче- ских днищах В сферических и торосфери- ческих днищах
Отношение диаметров dD-2cs -2 —<1,0 D Cl to 1 кэ о сл 1Л о dD-2cs -2 -<0,6 D dp~2Cs<o,6 D
Отношение толщины стенки обечайки или днища к диаметру —<0,1 D —<0,1 DK —<0,1 D —<01 D
не превышает 45°, а отношение осей овального отверстия di и d2
(рис. 4.32а) удовлетворяет условию
Рис. 4.23. Наклонные штуцеры на обечайке
554
Эти ограничения не распространяются на тангенциальные
штуцеры, приведенные на рис. 4.23в, на наклонные штуцеры, ось
которых лежит в плоскости поперечного сечения обечайки, как по-
казано на рис. 4.23г. Для смещенных (нецентральных) штуцеров на
эллиптических днищах угол у, показанный на рис. 4.24, не должен
превышать 60°.
Рис. 4.24. Смещенные штуцеры на выпуклом днище
Расстояние от края штуцера до края внешней поверхности сфе-
рического неотбортованного и торосферического днища, измеряе-
мое по проекции образующей на плоскости основания днища, дол-
жно быть не менее
max{0,10(D+2s); 0.09D+S}.
(4.60)
Малые отверстия, диаметр которых удовлетворяет условию
dp<maxl(s-c); 0,2^Dp(s-c
(4-61)
допускается размещать в краевой зоне выпуклых днищ без специ-
альных расчетных или экспериментальных обоснований.
В краевой зоне эллиптических и полусферических днищ допус-
кается размещение отверстий без ограничений.
555
4.7.2. Основные формулы расчета
Расчетные диаметры. Расчетные диаметры ук-
репляемых элементов определяют по следующим формулам [64]:
1) для цилиндрической обечайки
£>Р = Д-
2) для конической обечайки, перехода или днища
D
Р COSO.
3) для эллиптических днищ
n D2 I (D2-4H2) 2
Do =-J1-4----------- х ,
p 2H\ D4
4) в случае эллиптических днищ при Н=0,25£>
2
£)р=2£. 1-3
(4.62)
(4.63)
(4.64)
(4.65)
D
5) для сферических днищ, а также торосферических днищ вне
зоны отбортовки
Dp = 2R, (4.66)
где R — для торосферических днищ определяют по ГОСТ 14249.
Расчетный диаметр отверстия в стенке обечайки, перехода или
днища при наличии штуцера с круглым поперечным сечением, ось
которого совпадает с нормалью к поверхности в центре отверстия
(рис. 4.25, 4.26а, б, 4.246) или кругового отверстия без штуцера, on
ределяют по формуле
dp = d + 2cs. (4.67)
Расчетный диаметр отверстия и штуцера, ось которого лежит в
плоскости поперечного сечения цилиндрической или конической
обечайки (см. рис. 4.23в, г), рассчитывают по формуле
dp = max{d; 0,51} + 2cs. {4.68)
Расчетный диаметр отверстия для смещенного штуцера на эл
липтическом днище (см. рис. 4.24а) определяют по формуле
556
Рис. 4.25. Основная расчетная
схема соединения штуцеры со
стенкой сосуда
d+2cs
(4.69)
где х—расстояние от оси сосуда до оси штуцера, м.
При наличии наклонного штуцера с круглым поперечным сече-
нием, когда большая ось овального отверстия составляет угол со с
образующей обечайки (см. рис. 4.23а), расчетный диаметр отвер-
стия определяют по формуле
dp = (d + 2cs) (l + tg2y cos2co).
(4.70)
Для цилиндрических и конических обечаек в случае, когда ось
штуцера (см. рис. 4.236) лежит в плоскости продольного сечения
обечайки (со = 0) и для всех отверстий в сферических и торосфери-
ческих днищах расчетный диаметр определяют по формуле
, _d + 2cs
Р 2
coszy
(4.71)
Расчетный диаметр овального отверстия для перпендикулярно
расположенного штуцера к поверхности обечайки равен
, ,, о \ - 2 (d] + 2cs)(c?i + С?2 + 4cs ) 2
dp - (^2 + 2cs ) Sin Z СО + -------5---—cos 2 co
2(d2+2cs)2
(4-72)
где dj и d2 — наибольший и наименьший диаметры овального от-
верстия (рис. 4.27)
Для выпуклых днищ со = 0.
557
Рис. 4.26. Укрепление отверстий при наличии близко расположенных
конструктивных элементов (непреходящие штуцеры)
Рис. 4.27. Отверстие для овального штуцера,
перпендикулярного к поверхности обечайки
558
Расчетный диаметр отверстия для штуцера с круглым попереч-
ным сечением, ось которого совпадает с нормалью к поверхности
обечайки в центре отверстия, при наличии отбортовки или торооб-
разной вставки, определяют по формуле
dp = d + 1,5(и - sp) + 2cs. (4.73)
Коэффициент прочности сварных соединений. Если ось свар-
ного шва обечайки (днища) удалена от наружной поверхности шту-
цера на расстояние более чем три толщины укрепляемого элемента
(3s, рис. 4.266), то коэффициент прочности этого сварного соединения
при расчете укрепления отверстий следует принимать <р = 1. В исклю-
чительных случаях, когда сварной шов пересекает отверстие или
удален от наружной поверхности штуцера на расстояние менее 3s,
принимают <р < 1 в зависимости от вида и качества сварного шва.
Если плоскость, проходящая через продольный шов вальцован-
ного штуцера и ось этого штуцера, образуют угол <р не менее 60°
с плоскостью продольного осевого сечения цилиндрической или
конической обечайки (рис. 4.28), то принимают <р j = 1. В остальных
случаях ср] < 1 в зависимости от вида и качества сварного шва.
б 03
Рис. 4.28. Учет влияния сварных швов
559
Расчетные толщины стенок. Расчетные толщины стенок укреп-
ляемых элементов определяют в соответствии с ГОСТ 14249 и раз-
делом 4.2. Для эллиптических днищ, работающих под внутренним
давлением, расчетную толщину стенки вычисляют по формуле
PDP
Sp 4ср[о]-р’ (4,741
Расчетная толщина стенки штуцера, нагруженного как внут-
ренним, так и наружным давлением, равна
с p(d + 2cs)
51р-2[о]1<р1-р- (4.75)
Для овального штуцера в этой формуле d = dp
Толщину накладного кольца s2 обычно приравнивают толщине s:
s2 = s.
Расчетные длины штуцеров. Расчетные длины внешней и внут-
ренней частей круглого штуцера, участвующие в укреплении отверстий
и учитываемые при расчете (см. рис. 4.25), определяют по формулам
Zip = min {/р l,25A/(d+2cs)(si-cs
(4.76)
(4-77)
Z3p=minjZ3;
0,51J(d+2cs)(s3-cs-csl)}.
Для овального штуцера (см. рис. 4.27) в этих формулах d = d^.
В случае проходящего штуцера (рис. 4.29) s3 = sp
Рис. 4.29. Укрепление отверстий при наличии проходящего штуцера
560
Расчетная ширина. Ширину зоны укрепления в обечайках, пе-
реходах и днищах определяют по формуле
L0=^p(s-c). (4.78)
Расчетную ширину зоны укрепления в стенке обечайки, пере-
хода или днища в окрестности штуцера при наличии торообразной
вставки или вварного кольца (рис. 4.30а, б) вычисляют по формуле
/р = min{/; Lo}; (4.79)
в случае отбортовки (рис. 4.31), а также при отсутствии торообраз-
ной вставки или вварного кольца
/р = 10; (4.80)
расчетная ширина накладного кольца равна
/2р =minf /2; ylDp(s2 + s-c
(4-81)
Ширину накладного кольца /2 допускается в приближенных рас-
четах принимать в пределах Z2 = (0.6 ч- l)d/2, причем при d = 200 мм
принимают /2 = d/2, а при d — 1200 мм — /2 = 0,6d/2. Для проме-
жуточных значений /2 можно найти интерполяцией.
Для отверстий, удаленных от других конструктивных элемен-
тов на расстояние £к < Lo (см. рис. 4.26), расчетную ширину опреде-
Рис. 4.30. Укрепление отверстий торообразной вставкой
или вварным кольцом
36Э-1В5
561
Sj d
Рис. 4.31. Укрепление отверстия отбортовкой
ляют следующим образом:
для зоны соединения обечайки с кольцом жесткости, плоским
днищем, трубной решеткой (см. рис. 4.26а) — по формулам (4.79)
или (4.80) и (4.81);
для зоны соединения конической обечайки с другой обечайкой
и обечайки с коническим или выпуклым днищем, а также с флан-
цем или седловой опорой сосуда по формулам
/р LK, ^2р min{/2; LK}. (4.82)
Отношения допускаемых напряжений:
1) для внешней части штуцера Xi = min {1,0; [oh/[o]};
2) для накладного кольца х2 = min{l,0; [<т]2/[о]};
3) для внутренней части штуцера х3 = min{l,0; [о]3/[ст]}.
Расчетный диаметр определяют по формуле
dop = O,4A/Dp(s-c). (4.83
562
4.7.3. Одиночные отверстия
в сосудах и аппаратах
Отверстие считается одиночным, если ближай-
шее к нему отверстие не оказывает на него влияния, что имеет
место, когда расстояние между наружными поверхностями соот-
ветствующих штуцеров (рис. 4.32) удовлетворяет условию [64]
(4.84)
563
Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего до-
полнительного укрепления, при наличии избыточной толщины
стенки сосуда вычисляют по формуле
do = 2 —-0,8 UDp(s-c).
< SP J
(4.85)
Если расчетный диаметр одиночного отверстия удовлетворяет
условию
dp<d0, (4.86)
то дальнейших расчетов укрепления отверстий не требуется.
В случае невыполнения условия (4.86) расчет укрепления про-
водят, как описано ниже.
В случае укрепления отверстия утолщением стенки сосуда или
штуцера либо накладным кольцом, либо торообразной вставкой,
либо отбортовкой необходимо выполнять условие
Лр(»1 - «1р “ Cs)Xi + /2р$2Х2 + ^3р(«3 - Cs - CS1)X3 +
4* Zp(s3 ds csj)x3 + /p(s Sp c) > 0,5(dp dOp)sp. (4.8
Рекомендуемым вариантом укрепления является укрепление
без использования накладного кольца. В этом случае расчет укреп-
ления проводят с помощью условия укрепления (4.87), в котором
принимается s2 = 0. При этом длину внешней части штуцера от-
считывают от наружной поверхности аппарата.
В случае отсутствия штуцера и укрепления отверстия наклад-
ным кольцом или утолщением стенки сосуда при расчете в условии
укрепления/1р = /2р = 0, тогда исполнительную ширину накладно-
го кольца отсчитывают от края отверстия. При укреплении отвер-
стия штуцером произвольной формы (рис. 4.33) условие укрепле-
ния выражается в общем виде
At + А3 > А = 0,5(dp - dOp)sp. (4.88)
Здесь площади А} и А3 определяются без учета прибавок с, csh
расчетных толщин стенок штуцера sJp и сосуда sp.
Расчетные длины штуцера, учитываемые при определении пло-
щадей Aj и А3, вычисляют следующим образом: /]р — по формуле
(4.76), /Зр — по формуле (4.77).
Расчет укрепления отверстия с помощью накладного кольца
при необходимости определения площади этого кольца проводят по
формуле
564
A2 l/X2[0i5(dp ^Op)Sp ^-)
- Zip(«1 - Sip -CS)X1 - /зР(«з - Cs - csl )Х1 (4.89)
гдеД2 = hpx^2 — площадь накладного кольца.
Если S2 > 2S, то накладные кольца рекомендуется устанав-
ливать снаружи и изнутри сосуда или аппарата, причем толщину
наружного кольца принимают 0,5s2, внутреннего — (0,5s2 + c).
565
Допускаемое внутреннее избыточное давление определяют
по формуле
2K1(s-c)<p[o] у
Dp+(s-c)V '
(4.90)
где Kj = 1 — для цилиндрических и конических обечаек; К\ — 2 —
для выпуклых днищ;
V = min 1;
11 Ар (si ~ Cs)X! + *2PS2X2 + hP («3 -cs- csi )хз
_________________Zp(s~c)______________
l + 0,5dp-d0P+K1±+g£jL JL-/1P
Ip £>p Ф1
(4.91)
4.7.4. Учет взаимного влияния отверстий
в сосудах и аппаратах,
нагруженных внутренним давлением
Если не выполнено условие (4.84), то расчет таких
взаимовлияющих отверстий (см. рис. 4.32 и рис. 4.34) выполняют
следующим образом: вначале рассчитывают укрепления для каждо-
го из этих отверстий отдельно в соответствии с разделом 4.7.4, за-
тем проверяют достаточность укрепления перемычки между отвер-
Рис. 4.34. Совместное укрепление
взаимовлияющих отверстий
566
стаями, для чего должно быть определено допускаемое давление
для перемычки по формуле
гр] : 2Ki(s-c) (р[р]
0,5(Dр + Dp ) + (s—с)V
(4.92)
где
V=mn 1;
/ip(si^s)x1+^p^2+^(s3-ci-4i)x3+/ysi cs)Xi+^^2+^s3-Cs-Csi)xS
t(s-c)
/jp.,d"+2cs.£.^
\ 2b J 4 Ф1 b Ц cpY b]
(4.93)
При совместном укреплении двух взаимовлияющих отверстий об-
щим накладным кольцом (рис. 4.35) коэффициент понижения проч-
ности определяют по формуле
V=min<
1+
k-
CS)X1 +/2S2X2 +/3P(S3 -cj -C^JXs +/3p(S3 -c's -Csi)X3
b(s-c)
d’ +d
K3 Q8+ -—
2b
+К1
d’ +2cj <p /ip+d"+2cj’ <p" /jp
Dp <p’i b Dp <pi b
(4.94)
где L2 = min |b; /2p + ^2P j-
Для овального штуцера в формулах (4.93) и (4.94) d' = d{ и d" = d{'.
Если ось сварного шва обечайки (днища) удалена от наружных
поверхностей обоих штуцеров более чем на три толщины стенки
укрепляемого элемента (3s) и не пересекает перемычку, то коэффи-
циент прочности этого сварного шва в формулах (4.92), (4.93) и
4.94) следует принимать ср = 1. В остальных случаях ср < 1 в зависи-
мости от вида и качества этого сварного шва.
Коэффициенты прочности продольных сварных швов штуце-
ров ф]' = 1, срi" = 1, если соответствующие сварные швы составля-
ют на окружности штуцеров с линией, соединяющей центры отвер-
стий (см. рис. 4.28), центральные углы и не менее 60°. В осталь-
ных случаях ср/ < 1 и ср j" < 1 в зависимости от вида и качества соот-
ветствующего сварного шва.
567
Рис. 4.35. Совместное укрепление взаимовлияющих отверстий:
1 — круговым накладным кольцом; 2 — несимметричным кольцом
Коэффициент К3 для цилиндрических и конических обечаек
определяют по формуле
l + cos2p
(4.95)
Угол р определяется в соответствии с рис. 4.34.
Для выпуклых днищ К3 = 1.
При укреплении двух близко расположенных отверстий други-
ми способами нужно, чтобы половина площади, необходимой для
укрепления в продольном сечении (см. рис. 4.32), размещалась
между этими отверстиями. Для ряда отверстий (рис. 4.36) коэффи-
568
циент понижения прочности определяют по формуле
Т7 - 1 2Ь1 2Ь2
V = rmn-!1; ------------i-------—; ---------------------------L
L (bl +d + 2cs)(l + cos2p1) (b2+d + 2c3)(l + cos2p2)
(4.96)
4.7.5. Минимальные размеры сварных швов
Минимальные размеры сечения сварных швов Л,
Д(, Д2, соединяющих приварные штуцеры или накладные кольца
с корпусом сосуда или аппарата, должны удовлетворять следую-
щим условиям:
для штуцеров в соответствии с рис. 4.37а, б
Л > 2,1 /1S1 ;
d + 2s j
для накладных колец в соответствии с рис. 4.37в
(1 +-^-V +
d+2sj d + 2s!
где Д, Aj, Д2 — минимальные размеры сечения сварных швов
(см. рис. 4.37).
569
Рис. 4.37. Минимальные размеры сварных швов
570
4.7.6. Пример расчета
на прочность укрепления отверстий
Исходные данные: сталь 12ХМ; допускаемое на-
пряжение на растяжение выбираем по приложению И для стали
марки 12ХМ при Т = 150 °C, технологически приняв толщину свы-
ше 32 мм, [и] = 146 МПа; расчетная температура Трас = 150 °C;
внутренний диаметр цилиндрической обечайки D = 1,4 м; внутрен-
ний диаметр штуцера (отверстия) d = 0,064 м; толщина стенки обе-
чайки s = 0,012 м; сумма прибавок к расчетной толщине стенки
обечайки с = 0,002 м; коэффициент прочности сварных соедине-
ний <р = 1, <pi = 1; расчетное давление р = 2 МПа; сумма прибавок
к расчетной толщине стенки cs = 0,002 м; прибавка на коррозию
к расчетной толщине стенки csi = 0,002 м; исполнительная толщина
стенки штуцера si = 0,01 м; исполнительная толщина внутренней
стенки штуцера s3 = 0,012 м.
Расчет
Определяем:
расчетный диаметр цилиндрической обечайки по формуле (4.62)
Dd = В = 2 м;
расчетный диаметр отверстия в стенке обечайки по формуле (4.67)
dp = d + 2cs
dD = 0,064 + 2 • 0,002 = 0,068 м;
расчетную толщину стенки сосуда sp по формуле (4.74)
pDp 2-1,4
р 4<р[и]-р 2-1-146-2
расчетную толщину стенки штуцера, нагруженного как внут-
ренним, так и наружным давлением, по формуле (4.75)
М^2р,) =2.(й064+2-а002)=000047ц
Ч" 2-146-1-2
расчетные длины внешней и внутренней частей круглого шту-
цера по формулам (4.76, 4.77)
= min|/i; l,25^(d+2cs)(si-cs
Z3p=min|Z3; 0,5^(d+2cs )(s3 - cs - csl
571
/1р = 1,25 7(0,064 + 2 0,002) (0,01-0,002) = 0,029 м « 0,03м;
/Зр = 0,5 7(0,064 + 2 • 0,002) (0,012 - 0,002 - 0,002) = 0,0116м® 0,012м;
ширину зоны укрепления в обечайках по формуле (4.78)
£0 = ^Dp(s-c) = 71.4-(0,012 -0,002) = 0,118 м;
расчетный диаметр по формуле (4.83)
dOp = 0,4^Dp(s-c) = 0,4 • 71,4(0,012 -0,002) = 0,047 м.
По формуле (4.85) рассчитываем расчетный диаметр одиночно-
го отверстия
do = 2 --0,8 JDp (s-c) =
I SP )
0,012-0,002
0,01
-0,8 и!,4-(0,012 - 0,002) =0,0472м.
Условие (4.86) не выполняется: dp < d0,
0,068 м > 0,0472 м.
Так как условие (4.87) не выполняется, то производим укрепле-
ние одиночных отверстий.
В случае укрепления отверстия утолщением стенки сосуда или
штуцера либо накладным кольцом необходимо выполнять условие
(4-87)
^1р(«1 - «1р - cs)*l + ^2р«2*2 + ^3p(s3 - cs - csl)*3 +
+ fp(«3 - cs - Csl)x3 + lp(s - sp - c) > 0,5(dp - dOp)sp, (4.87)
где xi, хз — отношения допускаемых напряжений для внешней части
штуцера, накладного кольца и внутренней части штуцера, xi = Х2 =
= хз = 1,0; /р — расчетная ширина зоны укрепления, рассчитывают
по формуле (4.80)
/р=Lo=0,118 м.
572
Рекомендуемым вариантом укрепления является укрепление
без использования накладного кольца (s2 = 0).
0,03(0.01 — 0,00047 — 0,002)4 4-0,012(0,012 —0,002 —0,002)4 +
+ 0,118 (0,012-0,0002-0,002) +0,018-(0,012-0,01-0,002) >
> 0,05-(0,068 —0,047) 0,01
12,7 • 10~4 м > 1,05 • 10-4 м,
условие выполняется.
Допускаемое внутреннее избыточное давление находим по
формуле (4.90)
L J Dp+(s-c)V
где К] = 1—для цилиндрических обечаек; V—коэффициент пони-
жения прочности, определяемый по формуле (4.91)
V = min-{ 1;
t + Лр(51 -CS)X1 + Z2pS2X2 + /3p(S3 ~Cs ~ Csl)X3
/pQs-с)
1'0,03-(0,01-0,002)4+0,012-(0,012-0,002-0,002)4
0,118-(0,012 - 0,002)
. п с0,068-0,047 , 0,064 + 2 0,002 1 0,03
0,118 14 1 0,118
Принимаем V = 1.
Окончательно получаем
[pj_ 2 1(0.012-0,002) 1-146 , О7М№
1 * 1 1,4 + (0,012-0,002) 1
Условие прочности выполняется.
573
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. А. с. 1687993 СССР. Способ ремонта битумной и полимерной пле-
ночной изоляции подземного трубопровода / Ф. М. Мустафин
и др.; Заявл. 03.04.89; Опубл. 30.10.91 // Бюл. № 32.
2. Абдуллин И. Г. Повышение долговечности напряженных нефтега-
зовых трубопроводов в условиях воздействия грунтовых и транс-
портируемых активных сред: Дис ... докт. техн, наук: 05.15.07,—
Уфа. 1989.— 365 с.
3. Абдуллин И. Г. и др. Механизм канавочного разрушения нижней
образующей нефтесборных коллекторов / Нефтяное хозяйство-
1984,—№ 3.—С. 51-53.
4. Абдуллин И. Г., Гареев А. Г., Мостовой А. В., Коррозионно-
механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем
диагностика и прогнозирование долговечности.— Уфа: Гилем,
1997,— 177 с.
5. Агапчев В. И., Виноградов Д. А., Мартяшева В. А. Проектирование,
строительство и эксплуатация трубопроводов из полимерных мате-
риалов: Учебное пособие.— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.— 74 с.
6. Агапчев В. И., Пермяков Н. Г., Калимуллин А. А., Газизов X. В. Клее-
вые соединения, применяемые для сооружения и ремонта объек-
тов трубопроводного транспорта.— Тематич. науч-техн. обозр.
Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов".— М„
ВНИИОЭНГ, 1987,— 48 с.
7. Агзамов Ф. А., Гладких И. Ф., Коржавина К. А. Использование внут-
ренней изоляции поверхности нефтепромысловых коммуникаций
с помощью цементных композиций // 12-я Шк.-семинар по про-
блемам трубопроводного транспорта.— Уфа, 1989.— 51 с.
8. Адлер Ю. П., Маркова В. В. Планирование эксперимента при
поиске оптимальных условий.— М.: Недра, 1976.— 280 с.
9. Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопро-
водов на прочность и устойчивость: Справ, пособие.— М.: Недра,
1991.— 287 с.
10. Аксельрод Э. Л., Ильин В. П. Расчет трубопроводов.— Л.: Машино-
строение, 1972.— 239 с.
574
11. Анализ способов повышения надежности и долговечности
не'фтепромысловых трубопроводов: Отчет о НИР / УГНТУ;
Мустафин Ф. М. и др.; Инв. № 7721 — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.—
126 с.
12. Асфандияров Ф. А., Харикова И. О., Пелевин А. А. Влияние макро-
гальванопар на внутреннюю коррозию трубопроводов при рассло-
ении эмульсий // Ингибиторы коррозии (Пятые Негреевские чте-
ния): Тезисы докладов научно-технического совещания.— Баку,
1977.— С. 78.
13. Бабин Л. А., Быков Л. И., Рафиков С. К. Искусственное улучшение
грунтов в практике трубопроводного строительства.— М.: Недра,
1990.— 153 с.
14. Бабин Л. А., Быков Л. И., Волохов В. Я. Справочник мастера-строи-
теля магистральных трубопроводов.— М.: Недра, 1986.— 224 с.
15. Бабин Л. А., Григоренко П. Н., Ярыгин Е. Н. Типовые расчеты при
сооружении трубопроводов: Учеб, пособие для вузов.— М.: Недра,
1995,— 246 с.
16. Байков Н. М., Колесников Б. В. Челпанов П. И. Сбор, транспорт
и подготовка нефти.— М.: Недра, 1975.— 317 с.
17 Блинов Ю. И., Пашков Ю. И. О разработке государственного стан-
дарта на трубы для магистральных газонефтепроводов // Материа-
лы конференции ТМК.— г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001.
18. Борисов Б. И. Защитная способность изоляционных покрытий под-
земных трубопроводов.— М.: Недра, 1987.— 123 с.
19. Бородавкин П. П., Березин В. Л. Сооружение магистральных тру-
бопроводов.— М.: Недра, 1987.— 471 с.
20. Бородавкин П. П., Таран В. Д. Трубопроводы в сложных услови-
ях.— М.: Недра, 1968.— 304 с.
21 Бородавкин П. П., Березин В. Л., Шадрин О. Б. Подводные трубо-
проводы.— М.: Недра, 1979.— 415 с.
22. Бородавкин П. П., Глоба А. М. Сооружение трубопроводов в го-
рах.— М., 1987.— 144 с.
23. Бугай Д. Е., Гетманский М. Д., Фаритов А. Т. и др. Прогнозирование
коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов.—
М.: ВНИИОЭНГ, 1989,— 64 с.
24. Будзуляк Б. Н. и др. Организационные технологические схемы про-
изводства работ при сооружении магистальных трубопроводов.—
М„ 2000.— 416 с.
25. Быков Л. И., Лунев Л. А., Автахов 3. Ф. К вопросу рационального
проектирования надземных трубопроводных перходов. Сооруже-
575
ние и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч,
тр.— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002,— С. 51 - 60.
26. Вайднер X. Изоляция стальных труб полиэтиленом // Газ. пром-
сть.— 1994,—№ И,—С. 33-34.
27. Васильев Н. П. Балластировка и закрепление трубопроводов.— М.:
Недра, 1984,— 166 с.
28. ВНТП 3 — 85. Нормы технологического проектирования объектов
сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных место-
рождений.— М.: 1985.— 93 с.
29. Воронин В. И., Воронина Т. С. Изоляционные покрытия подзем-
ных нефтегазопроводов.— М.: ВНИИОЭНГ, 1990.— 198 с.
30. Временная методика оценки качества изоляционного покрытия
трубопроводов / Главтранснефть.— М.: Изд-во Главтранснефти,
1979,— 18 с.
31. ВСН 2-67 — 76. Инструкция по внедрению метода сплава при строи-
тельстве магистральных трубопроводов больших диаметров
на болотах.— М., 1976.— 35 с.
32. ВСН 51-3 — 85. ВСН 2-38 — 85. Проектирование промысловых сталь-
ных трубопроводов / Мингазпром, Миннефтепром.— М.: 1986.—
97 с.
33. ВСН 005 — 88. Строительство промысловых стальных трубопрово-
дов. Технология и организация.— М.: Миннефтегазстрой, 1990.—
23 с.
34. ВСН 006 — 89. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Сварка: М.: Миннефтегазстрой, 1990.— 216 с.
35. ВСН 007 — 88. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Конструкции и балластировка.— М.: Миннефтегаз-
строй, 1990.— 51 с.
36. ВСН 008 — 88. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция.— М.:
Миннефтегазстрой, 1990.— 103 с.
37. ВСН 009 — 88. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Средства установки электрохимической защиты.— М.:
Миннефтегазстрой, 1990.— 76 с.
38. Дополнение к ВСН 009 — 88. Средства и установки электрохимза-
щиты. Электрохимическая защита кожухов на переходах трубо-
проводов под автомобильными и железными дорогами.— М.
ГКНС "Нефтегазстрой", 1991.— 15 с.
39. ВСН 010 — 88. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Подводные переходы.— М.: Миннефтепроводстрой,
576
1990,— 103 с.
40. ВСН 011—88. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Очистка полости и испытание.— М.: Миннефтегазстрой,
1990,— 98 с.
41. ВСН 012 — 88. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Контроль качества и приемка работ.— М.: Миннефтегаз-
строй, 1990.— ч. 1,2.— 103 с.
42. ВСН013 —88. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов в условиях вечной мерзлоты.— М.: Миннефтегазстрой,
1989.— 32 с.
43. ВСН 014 — 89. Строительство магистральных и промысловых трубо-
проводов. Охрана окружающей среды.— М.: Миннефтегазстрой,
1990,— 83 с.
44. ВСН 39-1.9-003 —98. Ведомственные строительные нормы. Конст-
рукции и способы балластировки подземных трубопроводов.— М.,
1998,— 51 с.
45. Гарбер Ю. И. Эффективность ихоляционных покрытий, нанесен-
ных в трассовых условиях // Строительство трубопроводов.—
1992.— №7,- С. 21-24.
46 Гарбер Ю. И. Взаимодействие коллоидно-дисперсной грунтовой
среды с полиэтиленовыми противокоррозионными покрытиями
подземных трубопроводов // Физико-химическая механика мате-
риалов. Т. 27.— Киев: АН УССР,— 1991.— № 3.
47. Гареев А. Г., Иванов И. А., Абдуллин И. Г. и др. Прогнозирование
коррозионно-механических разрушений магистральных, трубо-
проводов.— М.: ИРЦ "Газпром", 1997.— 170 с.
48. Гафаров Н. А., Кушнаренко В. М., Бугай Д. Е., Рахманкулов Д. Л.
и др. Ингибиторы коррозии.Т. 2.— М.: Химия, 2001.— 391 с.
49. Герман А. Коррозионноустойчивая облицовка трубопроводов
для перекачки высокоагрессивных сред // Chem. Process.— 1987.—
№12.
50. Гетманский К. Д., Рождественский Ю. Г., Калимуллин А. А. Преду-
преждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудова-
ния // Обзорн. информация. Сер. Коррозия и защита в нефтегазо-
вой промышленности.— М.: ВНИИОЭНГД980.— 57 с.
51. Гетманский М. Д., Фазлутдинов К. С. Бехессер А. Л. Характер кор-
розии внутренней поверхности трубопроводов, транспортирую-
щих сточные воды нефтепромыслов // АНТС. Коррозия и защита
в нефтегазовой промышленности.— ВНИИОЭНГ, 1979.— № 12.—
С.8-11.
373185
577
52. Гольдфарб А. Я., Рябов В. М., Божко Н. В. Заводское покрытие
для антикоррозионной защиты внутренней поверхности газонеф-
тепроводных труб и зоны стыка // Материалы конференции
ТМК.— г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001.— С. 44 — 46.
53. Гончаров В. М., Капцов I. I., Россоха А. М. Эпоксидно-битумное
покрытие для антикоррозионной защиты трубопроводов // Нафт,
i газ. пром-сть.— 1998.— № 1.— С. 37.
54. Горюнов Ю. В., Перцов Н. В., Сумин Б. Д. Эффект Ребиндера.— М.:
Наука, 1966.— 128 с.
55. ГОСТ 9454 — 78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб
при пониженных, комнатной и повышенных температурах.— 11с.
56. ГОСТ 12.2.085 — 2002 ССБТ. Сосуды, работающие под давлением.
Клапаны предохранительные. Требования безопасности.— 11с.
57. ГОСТ 1497 — 84. Металлы. Методы испытания на растяжение.—
63 с.
58. ГОСТ 17.5.3.05 — 84. Охрана природы. Рекультивация земель.
Общие требования к землепользованию.— 6 с.
59. ГОСТ 17.4.3.02 — 85. Охрана природы. Почвы. Требования к охране
плодородного слоя почвы при производстве земляных работ.— 4 с.
60. ГОСТ 17.5.3.06 — 85. Охрана природы. Земли. Требования к опреде-
лению норм снятия плодородного слоя почвы при производстве
земляных работ.— 6 с.
61. ГОСТ 25.506 — 85. Расчеты и испытания на прочность. Методы ме-
ханических испытаний металлов. Определение характеристик тре-
щиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагруже-
нии.— 62 с.
62. ГОСТ 9.506 — 87 Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных
средах. Методы определения защитной способности.— М.:
Издательство стандартов.— 16 с.
63. ГОСТ 14249 — 89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета
на прочность.— М.: Госстройиздат, 1989.— 80 с.
64. ГОСТ 24755 — 89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета
на прочность укрепления отверстий.— М.: Изд-во стандартов.—
32 с.
65. ГОСТ 25859 — 83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы
расчета на прочность при малоциклических нагрузках.— М
Изд-во стандартов.— 30 с.
66. ГОСТ 18322 — 78. Система технического обслуживания и ремонта
техники. Термины и определения.— М.: Изд-во стандартов,
1986.— 13 с.
578
67. ГОСТ Р51164 —98. Трубопроводы стальные магистральные.
Общие требования к защите от коррозии / Госстрой СССР.— М.:
ЦИТП Госстроя СССР, 1999.
68. Григорьев М. Н. Черное золото: вопрос пробы. Качество запасов
нефти и эффективность инвестиций // Нефть газ Евразии.—
2003,—№ 1,— С. 46-50.
69. Груздев А. А., Тютьнев А. М., Черказов Н. М. Новые материалы,
технологии и оборудование для защиты магистральных нефтепро-
водов от коррозии // Трубопроводный транспорт нефти.— 1998.—
№1,—С. 20-21.
70. ГудовА. И., Сайфутдинов М. И. Повышение качества изоляцион-
ных материалов и совершенствование технологии их нанесения
при капитальном ремонте и реконструкции магистральных нефте-
проводов // Трубопроводный транспорт нефти.— 1998.— № 2.—
С. 22-23.
71. Гумеров А. Г., Зубаиров А Г., Векштейн М. Г., Гумеров Р. С., Азме-
тов X. А. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов.— М.:
ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.— 525 с.
72. Гумеров Р. С., Лебеденко В. М., Рамеев М. К., Ибрагимов М. Ш.
Опыт применения липких лент для антикоррозионной защиты
нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти.— 1996.—
№ 1,— С. 23.
73. Дерцакян А. К., Васильев Н. П. Строительство трубопроводов
на болотах и многолетнемерзлых грунтах.— М.: Недра, 1978.—
167 с.
74. Джонс.Использование полиуретана в качестве внутреннего обли-
цовочного покрытия трубопроводов // Mater & Des.— 1985.— № 6.
75. Дизенко Е. И., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И., Юдин В. А. Противо-
коррозионная защита трубопроводов и резервуаров. Учебник.—
М.: Недра, 1978.— 199 с.
76. Жунев П. А., Котелевский Ю. М. Краны для трубопроводов.— М.:
Недра, 1968.
77. Забела К. А. и др. Безопасность пересечения трубопроводами вод-
ных преград.— М.: Недра, 2001.— 194 с.
78. Защита подземных металлических сооружений от коррозии:
Справочник / И. В. Стр ижевский, А. Д. Белоголовский, В. И. Дмит-
риев и др.— М.: Стройиздат, 1990.— 303 с.
79. Защита трубопроводов от коррозии. Protecting oil and gas pipelines
from corrosion // 3 R Int.— 1996.— № 1.— C. 60.
80. Защитные свойства цементного покрытия // 3R hid.— 1986.— № 5.
579
81. Зиневич А. М., Глазков В. И., Котик В. Г. Защита трубопроводов
и резервуаров от коррозии.— М.: Недра, 1975.— 288 с.
82. Зиневич А. М., Санжаровский А. Т., Уразов Б. В. Состояние
и перспективы производства и применения изоляционных матери-
алов и покрытий // Защита трубопроводов от коррозии.— М.:
ВНИИСТ, 1985,— С. 3-14.
83. Изоляция внутренней поверхности труб в полевых условиях //
Pipe Line.— 1985.— № 1.
84. Изоляция внутренней поверхности трубопроводов // Pipe Line
&GasJ.— 1991.—№3.
85 Изоляция труб в заводских условиях //Petrole inf., int.— 1984.—
№ 1603.
86. Изоляция труб, фитингов и арматуры в полевых условиях.
Serviurap's pipeline protection system // Water and Waste Treat
(Or. Brit.).— 2000. — № 5.— C. 46.
87. Использование расплавляемых эпоксидных смол для защиты тру-
бопроводов // FBE evolves to meet industry need for pipe line
protection. Dickerson John G. Pipe Line and Gas hid.— 2001.— № 3,—
C. 67-72.
88. Камерштейн А Г., Рождественский В. В., Ручимский М. Н. Расчет
трубопроводов на прочность. Справочная книга.— М.: Недра,
1969.— 440 с.
89. Комплекс оборудования для аэрозольного ингибирования газопро-
водов // Защита от коррозии и охрана окружающей среды.—
1995.— № 2.
90. Крикунец А. М. К вопросу о прогнозировании старения изоляции
трубопроводов // Газовое дело.— М.: ВНИИОЭНГ, 1966.— № 4.—
48 с.
91. Кузнецов М. В., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И., Котов В. Ф.—
Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров: Учеб,
для вузов.— М.: Недра, 1992.— 238 с.
92. Кукушкин Б. М., Канаев В. Я. Строительство подводных трубопро-
водов.— М.: Недра, 1982.— 176 с.
93. Лавров Г. Е., Сатаров Т. X. Механизация строительства переходов
магистральных трубопроводов под автомобильными и железными
дорогами.— М.: Недра, 1978.— 135 с.
94. Легезин Н. Е., Глазов Н. П. , Г. С. Кессельман, Кутовая А А. Защита
от коррозии промысловых сооружений в газовой и нефтедобываю-
щей промышленности.— М.: Недра, 1993 г.—168 с.
95. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. 2-е изд. пере-
580
раб.— М.: Недра, 1979.— 319 с.
96. МаричевФ. Н., Гетманский М. Д, О. П. Тетерина и др. Внутренняя
коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях
Западной Сибири // Обзорн. информация. Сер. Коррозия и защи-
та в нефтегазовой промышленности / ВНИИОЭНГ, 1981.— 44 с.
97. Маричев Ф. Н., Гетманский М. Д. Внутренняя коррозия и зашита
трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири.—
М„ 1981.
98. Материалы симпозиума фирмы "Ниппон-Кокан" (Япония).— М.,
1990.
99. Медведев А. П. Основные направления технической политики
ОАО "Тюменской нефтяной компании" по повышению надежно-
сти эксплуатации трубопроводных систем // Материалы конрен-
ции ТМК.— г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001.
100. Медведев В. Ф. Сбор и подготовка нефти и воды: Справочник
рабочего.— М.: Недра, 1986.— 221 с.
ЮГМетельков В. П. Эквивалентные давления промысловых нефтега-
зопроводов // РНТС. Коррозия и защита в нефтегазовой
промышленности.— ВНИИОЭНГ, 1980.— № 11.— С. 28 — 30.
102. Мингалев Э. П., Кузьмичева О. Н., Маланичев Г. Д. Проблемы кор-
розии и защиты трубопроводов на нефтяных месторождениях
Тюменской области // Обзорная информация. Сер. Коррозия
и защита в нефтегазовой промышленности.— ВНИИОЭНГ, 1983,—
40 с.
103. Мингалев Э. П, Кушнир В. Н., Кузьмичева О. Н. и др. Исследование
причин разрушений трубопроводов на Самотлорском месторожде-
нии и методы борьбы с ними // АНТС. Нефтепромысловое дело,—
ВНИИОЭРГ, 1979,— №9,— С. 45-48.
104. Мингалев Э. П., Силаев А. А. К вопросу о механизме коррозионно-
го разрушения нефтесборных коллекторов // АНТС. Коррозия
и защита в нефтегазовой промышленности / ВНИИОЭНГ, 1981.—
№4.—С. 18-20.
105. Молдаванов О. П., Орехов В. И., Шишов В. Н. Производственный
контроль в трубопроводном строительстве: Справочное пособие.—
М.: Недра, 1986,—280 с.
106. Мустафин Ф. М., Коновалов Н. И., Гильметдинов Р. Ф. и др. Маши-
ны и оборудование газонефтепроводов.— Уфа: Монография,
2002.— 383 с.
107. Мустафин Ф. М. Современное состояние защиты трубопроводов
от коррозии изоляционными покрытиями // Сооружение и ремонт
581
газонефтепроводов и газохранилищ: Сб. науч. тр.— Уфа.— Изд-во
УГНТУ, 2002.— С. 103-127.
108. Мустафин Ф. М. Сооружение и ремонт трубопроводов с примене-
нием гидрофобизированных грунтов.— М.: ООО "Недра-Бизнес-
центр", 2003.— 234 с.
109. Мустафин Ф. М., Гамбург И. И., Веселов Д. Н. Контроль качества
изоляционных укладочных работ при строительстве трубопрово-
дов.— Уфа: ДПС, 2001,— 106 с.
110. Мустафин Ф. М., Гумеров А. Г., Квятковский О. П. и др. Очистка
полости и испытание трубопроводов: Учеб, пособие.— М.: Недра,
2001.
111. Мустафин Ф. М., Гумеров А. Г. и др. Трубопроводная арматура.—
Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.— 204 с.
112. Мустафин Ф. М., Блехерова Н. Г., Квятковский О. П. и др. Сварка
трубопроводов: Учеб, пособие.— М.: Недра, 2002.— 347 с.
ИЗ. Нечаев И. П., Мягкова Г. М. Анализ адгезии и прогнозирования
коррозионного состояния газопровода.— М.: ЦИОНТ ПИКВИНИТИ
1998.—№2.
114. Новая система, основ,анная на композитной ленте и используемая
для защиты трубопровода в краевых условиях. A new system based on
composite tape for in-situ pipeline reinforcement / Re Y. Colombo A. /
Proc. 5th Eur. And Middle East. Pipeline Rehabil. Semin., Lisnassol,
25ll~-28n* Apr., 1994.—Bumley, 1994,— C. 115-127.
115. Новое защитное покрытие для внутренней поверхности труб //
РоГут. news.— 1985— № 8.
116. Новые аппаратура, оборудование и средства защиты в нефтегазо-
вой промышленности // Нефтяная и газовая промышленность
Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды.—
ВНИИОЭНГ,— 1993,—№8,—С. 14-22.
117. Оберточный материал на основе стекловолокна. Class fibro pipe
wrapping // Corros. and Coat, S.Afr.— 1991/92.— C. 22.
118. Орехов В. В., Бычков Р. А. Индустриальная технология нанесения
внутреннего покрытия на магистральные и промысловые трубо-
проводы // Нефтепромысловое дело.— 1996.— № 6.
119. Орлов В. А., Харькин В. А. Стратегия и методы восстановления под-
земных трубопроводов.— М.: Стройиздат, 2001.— 96 с.
120. ОСТ 26291 —94. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие тех-
нические условия.— М.: НПО ОБТ, 1994.— 336 с.
121. ОСТ 153-39.4-010 — 2002. Методика определения остаточно!"
ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов
582
головных сооружений: Утв. приказом Минэнерго РФ № 225
от 5.08.02.— М.: Изд-во УГНТУ, 2002.— 57 с.
122. Пат. 1813967 СССР. Способ нанесения облицовки на внутреннюю
поверхность труб. / М. М. Загиров, И. Ф. Калачев и др.
123. Пат. 2122067 Россия. Устройство для сбора нефти с поверхности
воды / А. Н. Кобелев, Е. В. Викторов, Н. С. Кобелев; Кур.
Гос. техн. ун-т.— № 97109786/13; Заявл. 11.06.97; Опубл. 20.11.98 //
Бюл. № 32, 6.45.20 П.
124. Пат. 2125007 Россия. Нефтесборное устройство / А. А. Вавилов.—
№ 98103254/28; Заявл. 6,01,98; Опубл. 20.01.99 // Бюл. № 2, 8.45.20 П.
125. Пат. 2129636 Россия. Устройство для сбора нефти с поверхности
воды / А. Л. 1^рам, Д. С. Матвийчук, В. Ю. Кузнецов.— Проект,
ин-т реконструкции и стр-ва объектов нефти и газа ЗАО "Пирс".—
№ 9700703/13; Заявл. 21.01.97; Опубл. 27.04.99 // Бюл. № 12, 10.45.9 П.
126. Пат. 2134607 Россия. Трубный делитель фаз / Ю. Ю. Костаков,
А. Д. Ремпель, В. П. Ташлыков, В. В. Лоос; ОАО "Лукойл-Перм-
нефть".— № 98109273/25; Заявл. 20.05.98; Опубл. 20.08.99 //
Бюл. №23, 12.45.50 П.
127. Пат. 2143517 Россия. Установка для сбора нефти и нефтепродуктов
с поверхности воды / В. Д. Зоркин, Е. X. Айсин, В. Я. Тимохов.—
№ 98104643/13; Заявл. 27.02.98; Опубл. 27.12.99 // Бюл. № 36,
00.05-45.17 П.
128. Пат. 214502 Россия. Способ предотвращения образования осадка
при хранении и подготовке к переработке жидких углеводородов и
устройство для его реализации: / А. С. Демурин.— № 96120229/13;
Заявл. 03.10.1996; Опубл. 10.02.2000 // Бюл. № 4, 00.08-45.96 П.
129. Пат. 2147355 Россия. Армированная труба — оболочка для высоко-
го давления / В. В. Конкин, А. Ф. Романов, Б. Г. Майоров, В.Д. Моро-
зов; ТОО науч.-произв. Предприятие "Спецмаш".— № 78117041/06;
Заявл. 08.09.1998; Опубл. 05.10.1998 // Бюл.— № 28.— 00.07-45.91 П.
130. Пат. 2162562 Россия. Упругогибкая ленточная спираль из компози-
ционных материалов. Гос. предприятие ПО "АВАНГАРД" /
И. А. Егоренков, В. В. Рыжиков, Л. М. Кришнев. № 99114335/06;
Заявл. 30.06.1999; Опубл. 27.01.2001.
131. Пат. 2205324 Р Ф Конструкция изоляционной ленты для трубо-
проводов / Ф. М.Мустафин, О. П.Квятковский , И. Ш. Гамбург ,
И. Р. Фархетдинов, М. С. Квицинская.
132. Пат. 49332.35 США, МКИ В 05 В 3/12. Противокоррозионная изоля-
ция трубопроводов. Protective pipe wrap system, containing a rubber-
based coating composition / J. D. Kellner — The Kendall Co.—
583
№ 272673; Заявл. 16.11.88; Опубл. 12.06.90; ПКИ 428/355.
133. Пат. 5300336 США, МКИ5 F 17 L 9/14. Противокоррозионная изоля-
ция для трубопроводов / High performance coating; D. Wong. J
Holub, J. G. Mordarski; Shaw Ind. Ltd.— № 959970; Заявл. 13.10 92
Опубл. 5.4.94; НКИ 428/35.9.
134. Пат. 5415824 США, МКИ6 В 29 В 7/00. Изоляционное покрытие
труб. Method of producing phosphate ceramic pipe cladding
J. L. Barral, D. L. Morris, C. Fidder Armstrong World Ind., Inc —
№ 186995; Заявл. 27.1.94; Опубл. 16.5.95; НКИ 264/212.
135. Пат. 5518568 США, МКИ6 В 65 Н81/00. Изоляционное покрытие для
трубопроводов. High tensile strength composite reinforcing bands
and methods for making same / N. C. Fawlcy, G. Tipton, J. Schmidt. —
№ 298367; Заявл. 30.8.94; Опубл. 21.5.96; НКИ 156/175/.
136. Пат. № 2183783 Россия. Способ ремонта антикоррозионной
изоляции подземных трубопроводов / Ф. М. Мустафин и др.
Опубл. 20.06.02 // Бюл. № 17.
137. Пат. № 2183785 Россия. Способ изоляции стальных магистральных
трубопроводов / Ф. М. Мустафин и др.; Опубл. 20.06.02 //
Бюл. № 17.
138. Пат. № 2184299 Россия. Способ закрепления трубопровода/
Ф. М. Мустафин и др. Опубл. 27.06.02 // Бюл. № 18.
139. Пат. № 2184303 Россия. Конструкция изоляционной ленты для тру-
бопроводов / Ф. М. Мустафин и др.; Опубл. 27.06.02 // Бюл. №18.
140. Пат. № 2191312 Россия. Способ прокладки трубопроводов в обсып-
ке из гидрофобизированных грунтов / Ф. М. Мустафин и др.
Опубл. 07.02 // Бюл. № 29.
141. ПБ 10-115 — 96. Правила устройства и безопасной эксплуатации со-
судов, работающих под давлением. Изменения и дополнения кпра-
вилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю-
щих под давлением. Постановление Госгортехнадзора России
от 02.09.97. № 25,— М., 1996.
142. ПБ 03-164 — 97. Правила изготовления паровых и водогрейных кот-
лов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и го-
рячей воды с применением сварных технологий.— М., 1997.
143. Перекупка А. Г., Шмидберский П. А. Повышение коррозионной
стойкости труб нефтяного сортамента с использованием техноло-
гии ионного легирования. // Актуальные проблемы науки и обра-
зования, на рубеже веков.— 2001.— № 2.— С. 169 — 172.
144. Петров И. П., Спиридонов В. В. Надземная прокладка трубопрово-
дов.— М.: Недра, 1973.— 472 с.
584
145. Полимерная композиция УкрНИИгаза // Нефт. и газ. пром-сть.
Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды.— 1995.—
№ 1.— С. 22.
146. Полиуретановая изоляция для подземных трубопроводов.
Polyurethane coating developed for corrosion protection // Pipeline
and Gas J.— 1995,— № 3,— C. 12.
147. Полок И., Баубелла Л. Противокоррозионная защита газопроводов
в ЧССР // Строительство трубопроводов.— 1989.— №11.— С. 27.
148. Порошковые покрытия для изоляции внутренней поверхности труб //
5th Int. Conf. Intern and Extern. Prot. Pipes, London, 21 —23 Sept.,
1987.— Cranfield, 1987.
149. Правила организации и осуществления производственного конт-
роля за соблюдением требований промышленной безопасности
на опасном производственном объекте. Утв. постановлением
Правительства Российской Федерации от 10.03.99, № 263.
150. Проблемы эффективности охраны окружающей среды на нефте-
промыслах Татарии: Тезисы докладов науч.-техн. конф.— Альметь-
евск, 1988.— 122 с.
151 Проспект фирмы "Маннесманн" (ФРГ), 1993.
152. Проспект фирмы "Спай-сапагк- "СИФ", “Итопайк" (Франция).—
Париж, Седан, 1992.
153. Проспект-каталог "BASF” (ФРГ).— Кельн, 1995.
154. Противокоррозионная изоляция труб в заводских условиях за ру-
бежом // Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды.—
М.: ВНИИОЭНГ, 1988,— 53 с.
155. Противокоррозионные покрытия для труб большого диаметра
(Обзор зарубежной литературы) // Сер. Коррозия и защита в неф-
тегазовой промышленности.— М: ВНИИОЭНГ, 1977.— 56 с.
156 Пузенко В. И., Тетюева Т. В., Иоффе А. В. Бесшовные нефтегазо-
проводные трубы повышенной долговечности // Материалы кон-
ференции ТМК.— г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001.— С. 65 — 69.
157. Р292 — 77. Руководство по строительству подземных переходов тру-
бопроводов больших диаметров бестраншейным способом с при-
менением тиксотропных растворов.— М.: ВНИИСТ, 1980.— 47 с.
158. Р464 —82. Руководство по строительству переходов под дорогами
трубопроводов больших диаметров поточным методом.— М.:
ВНИИСТ, 1982.—45 с.
159. Р 618 — 87. Рекомендации по технологии и организации строитель-
ства промысловых трубопроводов Ямбургского газоконденсатного
месторождения.— М., 1987.— 62 с.
585
160. Разработать методику прогнозирования параметров комплексной
защиты трубопроводов от коррозии: Отчет о НИР / ВНИИСТ —
№ ГР 01818014292,— М.: ВНИИСТ, 1985.— 97 с.
161. Рахманкулов Д. Л., Бугай Д. Е., Габитов А. И. и др. Ингибиторы кор-
розии.Т. 1. — Уфа: Реактив, 1997.— 296 с.
162. Рахманкулов Д. Л., Кузнецов М. В., Габитов А. Н. и др. Современ-
ные системы защиты от электрохимической коррозии подземных
коммуникаций.— Уфа: Изд-во "Реактив", 1999.— 232 с.
163. РД 03-29 — 93. Методические указания по проведению освидетель-
ствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих
под давлением, трубопроводов пара и горячей воды.— М.:
НПО ОБТ, 1994,— 27 с.
164. РД 08-296 — 99. Положение об организации технического надзора
за соблюдением проектных решений и качеством строительства,
капитального ремонта и реконструкции на объектах магистраль-
ных трубопроводов.— М.: Госгортехенадзор России, 1999.— 11 с.
165. РД34.17.439 —96. Методические указания по техническому диагно-
стированию и продлению срока службы сосудов, работающих под
давлением.— М.: Минтопэнерго, 1996.— 33 с.
166. РД 39-0147103-347-86. Технология предотвращения "ручейковой
коррозии" в системах нефтегазосбора.— Уфа, ВНИИСПТнефп
1986.— 68 с.
167. РД 39-0147585-045-90. Инструкция по технологии обустройства
нефтепромысловых объектов с использованием коррозионностой
ких гибких труб.— ТатНИПИнефть, 1990.— 25 с.
168. РД 39-0147585-076-92. Инструкция по технологии ремонта нефте-
промысловых трубопроводов из коррозионностойких рукавов.—
ТатНИПИнефть, 1992.
169. РД 39-0143103-365 — 86. Инструкция по рекультивации земель,
загрязненных нефтью.— Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.— 25 с.
170. РД 39-30-925 — 83. Методические указания по биологической ре-
культивации земель, нарушенных при сборе, подготовке и транс-
порте нефти.— Уфа, ВНИИСПТнефть, 1984.— 56 с.
171. РД 39-132 — 94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту
и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов.— М.: НПО ОБТ
1994.— 355 с.
172. РД 39Р-00147105-025 —02. Методика определения остаточного ре-
сурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов. Уфа
Монография, 2002.— 21 с.
173. РД 39Р-00147105-026 —02. Инструкция по применению полимер-
586
ных изоляционных лент и оберток с двусторонним липким слоем.
Уфа: Монография, 2002.— 42 с.
174. РД 39Р-00147105-027 — 02. Инструкция по прокладке трубопроводов
в обсыпке из гидрофобизированных грунтов. Уфа: Монография,
2002,— 42 с.
175. РД 39Р-00147105-028 —02. Инструкция по балластировке трубопро-
вода с применением анкер-инъекторов. Уфа: Монография, 2002.—
64 с.
176. РД 39Р-00147105-029 —02. Инструкция по балластировке трубопро-
водов с применением винтовых анкерных устройств с повышен-
ной удерживающей способностью. Уфа: Монография, 2002.— 66 с.
177. РД 51-2 —95. Регламент выполнения экологических требований при
размещении, проектировании, строительстве и эксплуатации
подводных переходов магистральных газопроводов.— М.: ИРЦ
Газпром, 1995.— 62 с.
178. РД 153-006 — 02. Инструкция по технологии сварки при строитель-
стве и капитальном ремонте магистральных трубопроводов.— М.:
ОАО "Транснефть", 2002.— 198 с.
179. Родионова И. Г., Столяров В. И., Бакланова О. Н. и др. Пути повы-
шения коррозионной стойкости труб из углеродистых и низколе-
гированных сталей производства ОАО "ВТЗ" // Материалы конфе-
ренции ТМК.— г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001.— С. 69 — 73.
180. Родионова И. Г., Столяров В. И., Рыбкин А. Н. Опыт и перспективы
использования биметаллических коррозионностойких труб для по-
вышения срока службы нефтепромысловых трубопроводов //
Материалы конференции ТМК.— г. Волжский: Изд-во ВТЗ, 2001.—
С. 61-64.
181. Ромейко В. С., Володин В. М. Эффективность производства и при-
менения неметаллических труб в строительстве.— М.: Стройиздат,
1980.
182. Ромейко В. С. Сколько пластмассовых труб нужно России //
Трубопроводы и экология. — 1998.— № 3.
183. Ромейко В. С., Шестопал А. Н., Персион А. А. Пластмассовые тру-
бопроводы.— М.: Высшая школа, 1984.— 200 с.
184. Румшинский Л. 3. Математическая обработка результатов экспе-
римента: Справ, руководство.— М.: Недра, 1971.— 192 с.
185. Рыкалин Н. Н., Углов А. А., Анищенко Л. М. Высокотемпературные
технологические процессы: Теплофизические основы.— М: Наука,
1986,— 176 с.
Саакиян Л. С., Соболева И. А. Защита нефгегазопромыслового обо-
587
рудования от разрушения, вызываемого сероводородом /
Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности,—
1981.—74 с.
187. Саматов Р. М., Арсланов Ф. Г., Гарифуллин Ф. С., Гатин Р. Ф„ Ахма-
деев Р. Г. Промысловые исследования влияния кислорода на усиле-
ние коррозии трубопроводов // Нефтяное хозяйство.— 2003 —
№1.—С. 73-74.
188. Середницкий Я. А., Иткин О. Ф. / Матер1али трасово! базово!
1золящ и нафтогазопроводтв // Нафт, i газ. пром-сть.— 1999 —
№5.— С. 48-51.
189. Скугорова Л. П. Материалы для сооружения газонефтепроводов
и хранилищ: Учебник для вузов.— 3-е изд., перераб. и доп.— М.:
Нефть и газ, 1996.— 350 с.
190. Слуцкий А. И. Старение полиэтиленовых изоляционных лент в на
туральных условиях // Строительство объектов нефтяной и газо-
вой промышленности.— 1979.— № 15.— 15 с.
191. СНиП 2.01.07 — 85. Нагрузки и воздействия / Госстрой СССР
1988.— 36 с.
192. СНиП 2.02.04 — 88. Основания и фундаменты на вечномерзлых
грунтах.— М.: ЦНТП Госстроя СССР, 1990.— 56 с.
193. СНиП 2.05.06 — 85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой Рос-
сии .— М: ГУП ЦПП, 2001.— 60 с.
194. СНиП 11-01 —95. Инструкция о порядке разработки, согласования,
утверждения и составе проектной документации на строительство
предприятий, зданий и сооружений.
195. СНиП 12-03 — 2001. Безопасность труда в строительстве. Часть!.
Требования.— М: Госстрой России, 2001.— 53 с.
196. СНиП 12-04 — 2002. Безопасность труда в строительстве. Часть П.
Строительное,производство.— М: Госстрой России, 2002.—51 с.
197. СНиП 3.02.01—87. Земляные сооружения, основания и фундамен-
ты.— М.: ЦНТП Госстроя СССР, 1988.— 128 с.
198. СНиП Ш-42 —80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой
России. М: ГУП ЦПП, 2001.— 75 с.
199. СП 109 — 34 — 97. Сооружение переходов под автомобильными
и железными дорогами.— М: РАО "Газпром", 1998.— 64 с.
200. СП 34-116 — 97. Инструкция по проектированию, строительству
и реконструкции промысловых нефтегазопроводов.— М
ВНИИСТ, 1998.—136 с.
201. Спектор Ю. И., Мустафин Ф. М., Лаврентьев А. Е. Строительство
подводных переходов способом горизонтально направленного бу
588
рения: Учеб, пособие.— Уфа: ООО "ДизайнПолиграфСервис",
2001,— 203 с.
202. Справочник по добыче нефти / Под ред. К. Р. Уразакова.— М.:
Недра, 2000.— 375 с.
203. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов /
Под ред. А. К. Дерцакяна.— Л.: Недра, 1977.— 519 с.
204. Стальные и чугунные трубы: Справочник.— М.: Металлургия, 1982.
205. Стандарт DIN 30671 (ФРГ). Покрытие из термореактивных пласт-
масс для стальных труб и фитингов. Эпоксидные порошковые по-
крытия.
206. Стрижевский И. В. Подземная коррозия и методы защиты.— М.:
Металлургия, 1986.— 112 с.
207. Строительство магистральных трубопроводов: Справочник /
В. Г. Чирсков, В. Л. Березин, Л. Г. Телегин и др.— М.: Недра, 1991.—
475 с.
208. Сузуки. Эпоксидное покрытие с ингибиторной присадкой //
5th Int. Conf. Intern and Extern. Prot. Pipes/ — Insbruk, 25 — 27 Okt.,
1983.
209. Султанмагомедов С. M. Обеспечение долговечности и безопасной
эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных кана-
вочному износу.— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.— 224 с.
210. Телегин Л. Г., Ким Б. И., Зоненко В. И. Охрана окружающей среды
при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. Учеб, посо-
бие для вузов.— М: Недра, 1988. — 188 с., ил.
211. Техническая мелиорация грунтов в трубопроводном строительстве /
Л. А. Бабин, Л. И. Быков, С. К. Рафиков и др. // Строительство тру-
бопроводов.— 1981.— № 8.— С. 16— 18.
212. Техническая мелиорация пород / Под ред. С. Д. Воронкевича.— М.:
Изд-во МГУ, 1981.— 342 с.
213. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Расчет трубопроводов
для перекачки газонасыщенных ньютоновских нефтей: Методи-
ческое указание по курсовому и дипломному проектированию
для студентов дневного и заочного отделения специальности 0207 /
Кафедра ТХНГ,— Уфа: Изд-во УНИ, 1984.
214. ТУ 39-0147585-30 — 95. Секция стальных труб, футерованная поли-
этиленом.— ТатНИПИнефть, 1995.— 26 с.
215. ТУ 39-0147585-49 — 98. Наружная антикоррозионная изоляция
труб.— НПО ”ЗНОК и ППД", 1997,— 14 с.
216. Учайкин В. С. Антикоррозионное трехслойное полиэтиленовое по-
крытие стальных труб диаметром 530— 1420 мм // Трансп. нефте-
589
продуктов.— 1999.— № 9 — 10.— С. 15— 17.
217. Харионовский В. В. Повышение прочности газопроводов в слож-
ных условиях.— Л.: Недра, 1990.— 180 с.
218. Храменков С. В., Примин О. Г., Орлов В. А. Бестраншейные методы
восстановления трубопроводов.— М.: Прима-Пресс.— М., 2002,—
179 с.
219. Хуршудов А. Г, Сабиневская И. М. Расчет технологических режи-
мов, обеспечивающих противокоррозионную защиту нефтегазо-
проводов // Борьба с коррозией и защита окружающей средь
Экспресс-информ / М: ВНИИОЭНГ, 1987.— Вып. 6.— С. 14 — 20
220. Цикерман Л. Я. Диагностика коррозии трубопроводов с примене-
нием ЭВМ.— М.: Недра, 1977.— 319 с.
221. Чеботаревский А. Э., Лык Н. Т. Технология внутренней изоляции
трубопроводов // Нефтепромысловое дело.—1995.— № 4 — 5.
222. Шапиро Г. И., Ехлаков С. В., Абрамов В. В. Пластмассовые трубо-
проводы.— М.: Химия, 1986.— 143 с.
223. Эпоксидно-уретановая изоляция для трубопроводов. New products
and literature // Pipeline and Gas J.— 1992.— № 5.— C. i4 — i6.
224. Ясин Э. M., Черникин В. И Устойчивость подземных трубопрово-
дов.— М.: Недра, 1968.— 120 с.
225. Corrosion Prevention and Control.— 1984.— № 1.— Vol. 20.
226. Corrosion Prevention and Control.— 1984.— Ns 10.— Vol. 23.
227. Crarke N., Beauford W. Изоляция внутренней поверхности трубо-
проводов в полевых условиях // 5th Int. Conf. Intern and Extern. Prot.
Pipes, London, 21 —23 Sept., 1987 // Cranfield, 1987 r.
228. Industrial.— 1986.— № 1,—Vol. 4.
229. Materials Protection and Performance.— 1983.— № 8.— Vol. 12.
230. Ricca Peter M. Борьба с коррозией в Трансаляскинском нефтепро-
воде // Oil & Gas.— 1991.— № 16.
231. Sumitomo metals.— 1983.— Ns 3.— Vol. 25.
232. Terada Y., Tamehiro Коррозионностойкие трубы // Proc. 4th Int.
Offshore and Polar Eng. Conf.— Osaka, Apr. 10—15 1994r.
233. Zockeft Stuart. Современные методы наложения цементного
покрытия для защиты труб от внутренней коррозии // Pipes
and Pipelines hit.— 1990.— Ns 4.
590
ПРИЛОЖЕНИЯ
591
ПРИЛОЖЕНИЕ А
592 | Звэ-185 593
КАТЕГОРИИ УЧАСТКОВ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
(ПО СП34-116-97) [200]
№ п/п Участки трубопроводов Категории участков
метанолопро- водов 'Трубо- проводов, транспорти- рующих вредные вещества (кроме транспорти- рующих вещества с содержани- ем H2S) газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- юго конденса- та для транспорти- ровки сероводород- содержащих продуктов газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденсата для транс- порта бессер- нистых продуктов выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтега- зопроводов, конденсатопрово- дов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводородсо- держащих продуктов трубо- прово- дов систем заводне- ния при Рп> 10 МПа
при категории трубопроводов
п 1 И II 1 III II 1 III III
1. Переходы через водные преграды
1.1. Судоходные и несудоходные шириной зерка- ла воды в межень 25 м и более в русловой час- ти и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды), трубопроводы, прокладываемые спо- собом наклонно-направленного бурения I I — II I II II
1.2. Несудоходные шириной зеркала воды в ме- жень до 25 м в русловой части, оросительные и деривационные каналы I — — II — II —
1.3. Горные потоки (реки) при подземной про- — — — II — II —
кладке и поймы рек по горизонту высоких
вол 10% обеспеченности
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ А
№ п/п Участки трубопроводов Категории участков
метанолопро- водов .трубо- проводов, транспорти- рующих вредные вещества (кроме транспорти- рующих вещества с содержани- ем H2S) газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- юго конденса- та для транспорти- ровки сероводород- содержащих продуктов газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденсата для транс- порта бессер- нистых продуктов выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтега- зопроводов, конденсатопрово- дов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводородсо- держащих продуктов трубо- прово- дов систем заводне- ния при рп> 10 МПа
при категории трубопроводов
и II II III II III III
1.4. Участки протяженностью 1000 м от границ — — — — — II — горизонта высоких вод 10% обеспеченности 2. Переходы через болота 2.1. Тип II — — — П — П — 2.1. Тип III I — _ П — II II 3. Переходы через железные и автомобильные дороги 3.1. Железные дороги колеи 1524 мм общей сети (на I I I I I I I перегонах), включая участки по обе стороны до- роги длиной 65 м каждый от осей крайних пу- тей, но не менее 50 м от подошвы насыпи земля-
кого полотна дороги и автомобильные дороги
общего пользования 1-а, 1-6, II, III категорий,
включая участки длиной не менее 25 м каждый
по обе стороны дороги от подошвы насыпи или
бровки выемки земляного полотна дороги
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ А
594 595
№ п/п Участки трубопроводов Категории участков
метанолопро- водов,трубо- проводов, транспорти- рующих вредные вещества (кроме транспорти- рующих вещества с содержани- ем H2S) газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденса- та для транспорти- ровки сероводород- содержащих продуктов газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденсата для транс- порта бессер- нистых продуктов выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтега- зопроводов, конденсатопрово- дов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводородсо- держащих продуктов трубо- прово- дов систем заводне- ния при р«> 10 МПа
при категории трубопроводов
II II II III 11 III III
3.2. Железные дороги промышленных предприя-
тий колеи 1524 мм (внешние, внутренние же-
лезнодорожные пути), включая участки по
обе стороны дороги длиной 50 м каждый от
осей крайних путей и автомобильные дороги
общего пользования IV, V категорий, внут-
ренние площадочные автодороги промыш-
ленных предприятий, дороги I-л, П-л, Ш-л,
IV-л категорий; внутрихозяйственные авто-
дороги I-с категории, включая участки по обе
стороны дороги длиной 25 м каждый от подо-
швы насыпи или бровки выемки земляного
полотна дороги
4. Трубопроводы, прокладываемые в слабо свя-
занных барханных посках в условиях пус-
тынь; участки газопроводов, примыкающий
к площадкам скважин на расстоянии 150 м
— II
ПРОД ОЛ Ж EI1Г1П ПРИЛ ОЖЕ! 1ИЯ Л
№ п/п Участки трубопроводов Категории участков
метанолопро- водов,трубо- пр оводов, транспорти- рующих вредные вещества (кроме транспорти- рующих вещества с содержани- ем H2S) газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденса- та для транспорти- ровки сероводород- содержащих продуктов газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденсата для транс- порта бессер- нистых продуктов выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтега- зопроводов, конден сатопрово- дов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводородсо- держащих продуктов трубо- прово- дов систем заводне- ния при Рп> 10 МПа
при категории трубопроводов
II II II III II III III
от ограждения; газопроводы на длине 250 м
от линейной запорной арматуры и гребенок
подводных переходов и узлы подключения
трубопровода к межпромысловому коллекто-
ру и примыкающие к ним участки длиной не
менее 15 м в каждую сторону от границ мон-
тажного узла и участки между охранными
кранами УКПГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ
5. Трубопроводы, прокладываемые по полив-
ным и орошаемым землям хлопковых и рисо-
вых плантаций
6. Переходы через селевые потоки, конусы вы-
носов и солончаковые грунты и нефтепрово-
ды, нефтегазопроводы, конденсатопроводы,
выкидные трубопроводы нефтяных сква-
жин, прокладываемые параллельно рекам
с зеркалом воды в межень 25 м и более, кана-
— II — II
— — — II
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ A
596 I 597
№ п/п Участки трубопроводов Категории участков
метанолопро- водов .трубо- проводов, транспорти- рующих вредные вещества (кроме транспорти- рующих вещества с содержани- ем H2S) газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- юго конденса- та для транспорти- ровки сероводород- содержащих продуктов газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденсата для транс- порта бессер- нистых продуктов выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтега- зопроводов, конденсатопрово- дов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводородсо- держащих продуктов трубо- прово- дов систем заводне- ния при рп> 10 МПа
при категории трубопроводов
II II II III II III Ш
лам, озерам и другим водоемам, имеющим
рыбохозяйственное значение, а также выше
населенных пунктов и промышленных пред-
приятий на расстояние от них до: 300 м — при
диаметре труб 700 мм и менее; 500 м — при
диаметре труб до 1000 мм включительно;
1000 м — при диаметре труб более 1000 мм
7. Узлы запуска и приема очистных устройств, а
также участки трубопроводов по 100 м, при-
мыкающие к ним; трубопроводы, проклады-
ваемые по подрабатываемым территориям,
подверженным карстовым явлениям; трубо-
проводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ
в пределах 250 м от ограждения и узлы линей-
ной запорной арматуры
8. Пересечения с подземными коммуникация-
.ми (канализационными коллекторами, неф-
— И — II
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИИ А
№ п/п Участки трубопроводов Категории участков _
метанолопро- водов,трубо- проводов, транспорти- рующих вредные вещества (кроме транспорти- рующих вещества с содержани- ем H2S) газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденса- та для транспорти- ровки сероводород- содержащих продуктов газо- проводов и трубо- проводов нестабиль- ного конденсата для транс- порта бессер- нистых продуктов выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтега- зопроводов, конденсатопрово- дов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводородсо- держащих продуктов трубо- прово- дов систем заводне- ния при рл> 10 МПа
при категории трубопроводов
II II II III II III III
тепроводами, нефтегазопроводами, конден-
сатопроводами, газопроводами, силовыми ка-
белями и кабелями связи, подземными, на-
земными и надземными оросительными
системами и т. п.) в пределах 20 м по обе сто-
роны пересекаемой коммуникации
9, Пересечения с воздушными линиями элект- ропередач и высокого напряжения В соответствии с требованиями ПУЭ
10. Трубопроводы ввода-вывода, транзитные трубопроводы I I I I — — —
И. Трубопроводы обвязки куста скважин I I I I — — —
Примечание:
1. Тип болот следует принимать в соответствии со справочным Приложением Д.
2. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению
598 ( 599
ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ А
представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатирующей организации и соответствующего органа
государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи,
а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 8, не подлежат замене трубопроводами более высо-
кой категории.
3. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подле-
жат реконструкции в соответствии с позицией 3 таблицы.
4. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению водохранили-
щем, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.
5. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дн.) и незначительной глу-
бине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийно-восстановительных работ на трубопро-
водах в случае их повреждения, выполнение требований позиций 1.3 и 1.4 для газопроводов на поймах необяза-
тельно.
6. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более необходимо предусматривать только подземную
прокладку под углом не менее 60 °.
ПРИЛОЖЕНИЕ Е
МАТЕРИАЛЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ
Условие нанесения покрытия Номер конст- рук- ции Защитные покрытия Толщина защитного покрытия, мм, не менее для труб диаметром, мм, не более Макси- мальная температу- ра эксп- луатации, К (°C)
273 530 820 1420
Заводское или базовое 1 1. Защитные покрытия усиленного типа 2,52) 3,0 2) 333 (60)
Трехслойное полимерное: грунтовка на основе термореактивных смол; термоплавкий полимерный подслой; защитный слой на основе экструдированного полиолефина 2,0 2) 2,2 2)
Заводское 2 Двухслойное полимерное: 2,0 2) 2,2 2) 2,52) 3,0 2) 333 (60)
или базовое термоплавкий полимерный подслой; защитный слой на основе экструдированного полиолефина;
353 (80)
Заводское, базовое 4 На основе полиуретановых смол 1,5 2,0 2,0 2,0
или трассовое Заводское или базовое 5 На основе порошковых эпоксидных красок 0,35 д ля труб диаметром не более 820 мм 353 (80)
Заводское 6 Стеклоэмалевые: 0,3 0,4 0,3 0,4 423 (150)
или базовое однослойные двухслойные — — 423 (150)
Заводское или 7 Комбинированные на основе мастики и экстру- 2,54) 3,0 — — 313 (40)
базовое дированного полиолефина:
600
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Б
Условие нанесения покрытия Номер конст- рук- ции Защитные покрытия Толщина защитного покрытия, мм, не менее Макси- мальная температу- ра эксп- луатации,
для труб диаметром, мм, не более
273 530 820 1420 'к (°C) '
грунтовка битумная или битумно-полимер-
ная; мастика битумная или асфальто-смо-
листая, модифицированная, толщиной
не менее 0,5 мм; защитный слой из экстру-
дированного полиолефина
Заводское 8 Комбинированное на основе полимерной 2,2 2,5 2,8 3,5 313 (40)
лент и экструдировашюго полиолефина: грунтовка полимерная; лента изоляционная липкая, толщиной не менее 0,45 мм в один слой; защитный слой на основе экструдирован- ного полиолефина
Заводское или базовое 9 На основе термоусаживающихся материалов 1,2 1.8 2,0 2,4 373 (100)
Базовое 10 Ленточное полимерное: 5) грунтовка полимерная; лента изоляционная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм 1,2 1,8 2,4 313 (40)
Базовое 11 Ленточное полимерное, термостойкое:5) грунтовка полимерная; 1,2 1,8 2,4 — 353 (80)
лента изоляционная термостойкая полимер-
пая, толщиной нс менее 0,6 мм;
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ И
Условие нанесения покрытия Номер конст- рук- ции Защитные покрытия Толщина защитного покрытия, мм, не менее для труб диаметром, мм, не более Макси- мальная температу- ра эксп- луатации,
273 530 820 1420 К (°C)
обертка защитная термостойкая, толщиной не менее 0,6 мм или армированная стеклотканью с липким слоем
Базовое 12 Мастичное полимерное армированное: 6) грунтовка полимерная; мастика изоляционная битумно-полимерная, толщиной не менее 2,0 мм; нитепрошивная стеклосетка, пропитанная битумно-полимерной мастикой, толщиной не менее 1,8 мм; лента изоляционная липкая, толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,6 мм в один слой 5,0 для труб всех диаметров до 1020 мм включительно 313 (40)
Трассовое или базовое 13 Мастичное: грунтовка битумная или битумно-полимерная; мастика изоляционная битумная, битумно- полимерная или на основе асфальто-смоли- стых соединений, толщиной не менее 3,0 мм; рулонный армирующий материал; мастика изоляционная битумная, битумно- полимерная или на основе асфальто-смоли- стых соединений толщиной не менее 3,0 мм 6,0 для труб всех диаметров не более 820 мм 313 (40)
О)
о
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Б
Условие нанесения покрытия Номер конст- рук- ции Защитные покрытия Толщина защитного покрытия, мм, не менее Макси- мальная температу- ра эксп- луатации, К (°C)
доя труб диаметром, мм, не более
273 530 820 1420
рулонный армирующий материал;
обертка защитная
Трассовое 14 Комбинированные, на основе мастики или полимерной ленты: 6) грунтовка битумно-полимерная; мастика изоляционная на основе битума или асфальто-смолистых соединений; лента полимерная, толщиной не менее 0,4 мм; обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,5 мм 4,0 для труб всех диаметров не более 820 мм 313 (40)
Трассовое Трассовое 15 16 На основе термоусаживающихся материалов Ленточное полимерное: грунтовка полимерная; лента изоляционная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм 1,2 1,2 1,2 1,2 для труб всех диаметров не более 820 мм 2,0 373 (100) 313 (40)
Трассовое 17 Ленточное полимерное: 6) 1,8 1,8 1,8 1,8 313 (40)
грунтовка полимерная;
лента изоляционная полимерная, липкая,
толщиной не менее 0,6 мм в два слоя;
обертка защитная полимерная, липкая,
толщиной не менее 0,6 мм
ПРОД ОЛЖЕ1II IE ПР! IA ОЖЕ! 1ИЯ Б
Условие нанесения покрытия Номер конст- рук- ции Защитные покрытия Толщина защитного покрытия, мм, не менее Макси- мальная
для труб диаметром мм, не более температу- ра эксп- луатации, К (°C)
273 530 820 1420
Трассовое 18 Ленточное полимерное, термостойкое: 1,2 1,2 1,2 — 353 (80)
Трассовое 19 грунтовка полимерная; лента изоляционная термостойкая, полимер- ная, толщиной не менее 0,6 мм; обертка защитная термостойкая, толщиной не менее 0,6 мм или армированная стекло- тканью с липким слоем Ленточное полимерно-битумное: 6) 3,0 3,0 3,0 3,6 313 (40)
Трассовое 20 грунтовка битумно-полимерная; лента полимерно-битумная, толщиной не менее 1,5 мм в два слоя, обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм ?) Ленточное полимерное с вулканизирующим слоем (адгезивом): 9) грунтовка полимерная вулканизирующая; лента изоляционная полимерная с вулкани- зирующим слоем, толщиной не менее 0,6 мм 1,2 1,2 1,2 1,8 313 (40)
в один или два слоя;
обертка защитная полимерная липкая,
толщиной не менее 0,6 мм в один слой
603
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Б
Условие нанесения покрытия Номер конст- рук- ции Защитные покрытия Толщина защитного покрытия, мм, не менее Макси- мальная
для труб диаметром, мм, не более температу- ра эксп- луатации, К (°C)
273 530 820 1420
Трассовое 21
Трассовое 22
Трассовое 23
2. Защитные покрытия нормального типа
Ленточное:
грунтовка полимерная или битумно-поли-
мерная;
лента изоляционная полимерная, липкая
в один или два слоя, общей толщиной
не менее 0,7 мм;
обертка защитная полимерная, толщиной
не менее 0,5 мм
1,2 для труб
всех диаметров
не более 820 мм
303 (30)
Ленточное полимерно-битумное: 2,0
грунтовка битумно-полимерная;
лента полимерно-битумная, толщиной
не менее 1,5 мм;
обертка защитная полимерная, толщиной
не менее 0,5 мм 7)
Мастичное:
грунтовка битумно-полимерная;
мастика изоляционная на основе битумов
или мастика изоляционная битумно-полимер-
ная, толщиной не менее 2,0 мм;
рулонный армирующий материал;
мастика изоляционная на основе битумов
или мастика изоляционная бигумно-полимер
ная, толщиной нс менее 2,0 мм,
обертка защитная
2,0 2,0 — 313 (40)
4,0 для труб
всех диаметров
не более 820 мм
303 (30)
ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Б
Приме чания:
О Аля сохранности покрытий заводского или базового нанесения в период транспортировки, погрузочно-раз-
грузочных работ, складирования предусмотреть специальные меры в соответствии с НТД, исключающие механи-
ческие повреждения.
2) Толщина покрытий над усилением сварного шва должна быть не менее 1,5 мм для труб диаметром не выше
530 мм, не менее 2,0 — д ля труб диаметром не выше 820 мм и не менее 2,5 — для труб диаметром 1020 мм и выше.
3) Д ля труб диаметром не более 426 мм допускается толщина 2,0 мм.
4) Д ля труб диаметром более 114 мм допускается толщина 2,2 мм
5) Для труб 530 мм и более конструкция защитного покрытия состоит из двух слоев ленты и одного или двух
слоев обертки.
6) Данная конструкция допускается к применению на нефте- и нефтепродуктопроводах.
7) Для труб диаметром 820 мм при пролегании трубопровода в мягких грунтах допускается применение по-
крытия без обертки по согласованию с заказчиком и Госгортехнадзором России.
8) Под максимальной температурой эксплуатации понимается максимальная температура транспортируемого
продукта.
9) Для переизоляции газопроводов со сроком амортизации не более 10 лет.
ПРИЛОЖЕНИЕ В
909
ТРЕБОВАНИЯ К ПОКРЫТИЯМ
Требования к покрытиям усиленного типа
№ п/п Показатель Единица измере- ния Метод испытаний Норма Номер конструкции покрытия по приложению Б
1. Прочность при разрыве, не менее,
при температуре: — —
293 К (20 °C) МПа ГОСТ 11262-80 12,0 1,2, 9, 15
293 К (20 °C) МПа ГОСТ 11262-80 10,02> 7.8
293 К (20 °C) МПа ГОСТ 14236-81 18,02’ 10, 11,16,17, 18,20
333 К (60 °C) МПа ГОСТ 11262-80 10,0 1,2, 9, 15
353 К (80 °C) МПа ГОСТ 14236 - 81 10,0 2> 11, 18
383 К (ПО °C) МПа ГОСТ И 262-80 8,0 2> 9,15
2. Относительное удлинение при разрыве,
не менее, при температуре:
293 К (20 °C) % ГОСТ 11262-80 200 1,2, 7, 8, 9, 15
233 К (минус 40 °C) ГОСТ 11262-80 100 1, 2, 7, 8, 9, 15
293К(20°С) ГОСТ 14236-81 200 10,11,16,17,18,20
233 К (минус 40 °C) ГОСТ 14236-81 100 10, 11, 16,17
293 К (20 °C) ГОСТ 18299-72 5 5
3. Изменение относительного удлинения
при разрыве, после выдержки при 383 К (110 °C) в течение 2400 ч % — 25 3> 1,2, 7, 8, 9, 10, 11, 15, 16, 17,18,20
4. Температура хрупкости, не выше К(°С) ГОСТ 16783-71 213 10,11,15,16,17,
(-60) 81 18,20
5. Морозостойкость мастичного слоя,
не выше К("С) ГОСТ 2678-94 253 (-20) 7, 12, 19
263 (-10) 13, 14
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ В
№ п/п Показатель Единица измере- ния Метод испытаний Норма Номер конструкции покрытия по приложению Б
6. Стойкость к растрескиванию при температуре 323 К (50 °C), не менее ч ГОСТ 13518-68 1000 Для покрытий с толщиной полиолефинового слоя не менее 1мм: (1, 2, 7, 8, 9, 15)
7. Стойкость к воздействию УФ-радиации в потоке 600 кВтчас/м при температуре 323 К (50 °C), не менее ч ГОСТ 16337 - 77 500 1,2, 7, 8, 9, 10, И
8. Прочность, при ударе, не менее, при температуре: от 233 К (минус 40 °C) до 313 К (40 °C) 293 К (20 °C) Дж ГОСТ 25812-83 10,0 8,0 6,0 4,0 4,0 5,0 Для всех покрытий заводского нанесения (кроме 1,2), для труб диаметром: 1020 мм и выше; 630 — 820 мм; 325 — 530 мм; до 273 мм Для всех Покрытий трассового нанесения 1,2 (для труб диаметром до 1220 мм)
9. Адгезия в нахлесте при температуре 293 К (20 °C), не менее: ленты к ленте обертки к ленте слоя экструдированного полиоле- фина к ленте Н/см ГОСТ 25812-83 7,0 4> 35,0 5,0 4> 15,0 \ 10, 11,16, 17, 18, 19 9, 15, 20 10, 11, 16, 17, 18, 19 8 (для труб диаметром 530 мм и выше)
1
g ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ В
№ п/п Показатель Единица измере- ния Метод испытаний Норма Номер конструкции покрытия по приложению Б
10. Адгезия к стали, не менее, при темпе-
ратуре:
293 К (20 °C) Н/см ГОСТ 411 — 77 (Метод Б) 70,0 1,2 (для труб диаметром 1020 мм)
293 К (20 °C) Н/см ГОСТ 411 — 77 (Метод Б) 50,0 1,2 (для труб диаметром 820— 1020 мм)
293К(20°С) Н/см ГОСТ 411 — 77 (Метод Б) 35,0 1, 2, 9, 15
293 К (20 °C) Балл ГОСТ 15140-78 1 5
293 К (20 °C) Н/см ГОСТ 25812-83 или ГОСТ 411 — 77 (Метод А) 20,0 8, 10, И, 16, 17, 18
293 К (20 °C) Н/см ГОСТ 25812-83 ГОСТ 411-77 (Метод А) 25,0 20
293 К (20 °C) МПа/м2 ГОСТ 25812-83 0,2 12, 13
293 К (20 °C) МПа/м2 ГОСТ 14759-69 0,1 7, 14, 19
313 К (40 °C) Н/см ГОСТ 411—77 (МетодБ) 20,0 1, 2, 9,15,20
313 К (40 °C) Н/см ГОСТ 411 — 77 (Метод А) 10,0 8, 10, 16, 17
333 К (60 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод Б) ГОСТ 411—77 (Метод Б) 9,0 1,2 (для труб диаметром до 1020мм)
333 К (60 °C) Н/см 9,0 9, 15
353 К (80 °C) Н/см ГОСТ 411 -77 (Метод А) 1.5 11. 18
258 К (минус 15"С) МПа/м2 ГОСТ 14759 — 69 0,2 7, 14.19
39 3-185
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ 13
№ п/п Показатель Единица измере- ния Метод испытаний Норма Номер конструкции покрытия по приложению Б
11. Адгезия к стали (не менее) после выдержки в воде 1000 ч при темпера- туре:
293 К (20 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод Б) 35,0 1, 2,20 (для труб диаметром 820 — 1020 мм)
293 К (20 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод Б) 30,0 1,2,9, 15,20
293 К (20 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод А) 15,0 10, 11, 16, 17, 18
313 К (40 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод Б) 35,0 1,2 (для труб диаметром 820— 1020 мм)
313 К (40 °C) Н/см ГОСТ411-77 (Метод Б) 30,0 1,2,9, 15
313 К (40 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод А) 15,0 8,10, 16, 17
353 К (50 °C) Балл ГОСТ 1540 - 78 1 5
333 К (60 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод Б) 35,0 1,2 (для труб диаметром 820— 1020 мм)
333 К (60 °C) Н/см ГОСТ 411-77 (Метод Б) 30,0 1, 2, 9, 15
371 К (98 °C) 12. Адгезия к стали после выдержки на воздухе 1000 ч при температуре Н/см ГОСТ 411-77 (Метод А) 15,0 11, 18
373 К (100 °C), не менее Н/см ГОСТ411-77 (Метод А) 20,0 8, 10, И, 15, 17, 18
13.Грибостойкость, не менее Балл ГОСТ 9048-9050, 9052 2 5) Для всех покрытий усиленного типа
610
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ В
№ п/п Показатель Единица измере- ния Метод испытаний Норма Номер конструкции покрытия по Приложению Б
14. Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при температуре: 293 К (20 °C) 2 см Аналогично 5,0 Для всех покрытий труб диамет-
293 К (40 °C) 2 см ASTMG-8 » 5,0 10,0 ром до 1020 мм 9,15 Для всех покрытий труб диамет-
333 К (60 °C) 2 СМ » 10,0 15,0 ром до 1020 мм 9, 15 Для всех покрытий труб диамет-
353 К (80 °C) 2 СМ » 15,0 20,0 ром до 1020 мм 9, 15 11, 18
353 К (80 °C) СМ » 8,0 4,5
15. Сопротивление изоляции на закончен-
ных строительством и засыпанных
участках трубопровода при темпера-
туре выше 273 К (0°С), не менее Ом-м2 ГОСТ 25812-83 310 * 2 * 4 5) 6 7 8 1105> 510 4> 1,2, 9, 15,20 5, 7,8, И, 14, 16, 17, 18 12, 13, 19
16. Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении 17. Водопоглощение ленты или обертки в течение 1ООО ч при температуре кВ/мм 5 Все покрытия, кроме 5,6
293 К (2О°С). не более % ГОСТ 4650-80 0,5 8. 10, 11. 16, 17, 18,20
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ В
Примечания:
11 Показатели свойств замеряют при температуре 293 К (20°С), если специально не оговорено другое.
2) Прочности при разрыве комбинированных покрытий, лент и защитных оберток (в МПа) относят только к
толщине несущей полимерной основы, без учета толщины мастичного или каучукового подклеивающего слоя. При
этом прочность при разрыве, отнесенная к общей толщине ленты изоляционной, должна быть не менее 50 Н/см ши-
рины, а защитной обертки — не менее 80 Н/см ширины.
3> Показатель применяют только для покрытий на основе полиолефинов. Для других полимеров — по соответ-
ствующим НДТ.
4) До 01.01.1999 г. настоящий показатель для лент допускалось принимать 5 Н/см, а для оберток — 3 Н/см.
5) По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.
6) Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет
и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.
7) Адгезия к трубе перед засыпкой трубопровода допускается при температуре окружающего воздуха до 273 К
(0 °C) 7,5 Н/см, а выше 273 К (0 °C) —10,0 Н/см.
8) По согласованию с заказчиком для поливинилхлоридной (ПВХ) допускается температура хрупкости 253 К
(минус 20 °C).
ПР ОД ОЛЖЕНИЕ ПР ИЛ О ЖЕ НИЯ В
Требования к покрытиям нормального типа
№ п/п Показатель *> Единица измерения Метод испытаний Норма
1. Прочность при разрыве, не менее Н/см ГОСТ 14236-81
обертки 70
ленты изоляционной 50
2. Относительное удлинение при разрыве ленты, обертки, не менее % 100 2)
3. Изменение относительного удлинения при разрыве ленты, обертки, после выдержки при температуре 373 К (100 °C) в воде в течение 1000 ч, не более % ГОСТ 14236-81 10 2>
4. Адгезия к стали, не менее, для покрытий:
ленточных Н/см ГОСТ 25812-83 ГОСТ 411 — 77 (Метод А) 10 4)
мастичных МПа ГОСТ 25812-83 0,2
5. Грибостойкость Балл ГОСТ 9048 - 9050, 9052 23>
6. Водопоглощение ленты и обертки, не более, в течение 1000 ч при температуре 293 К (20 °C) % ГОСТ 4650-80 0,5
7. Сопротивление изоляции на законченных строи- тельством участках трубопровод а при температуре выше 273 К (0 °C), не менее 5) Омм2 ГОСТ 25820-83 5-10 41
8. Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя кВ/мм — 5
электрическим током при напряжении толщины
9. Площадь отслаивания покрытия при катодной по- ляризации, не более, при температуре 293 К (20 °C) см2 ASTMG-8 10
10. Температура хранения, не выше К (°C) ГОСТ 16783-71 253 К
(минус 20 °C)
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ В
Примечания:
11 Характеристики замеряют при температуре 293 К (20°С), если не оговаривается другое.
2) Показатель относится к покрытиям на основе полиолефинов и ПВХ, для других полимеров согласно соответ-
ствующей НТД.
3) По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.
4) А дгезия к стали лент на основе поливинилхлорида должна быть не менее 5 Н/см ширины.
5) Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет
и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ В
Типы внутренних защитных покрытий
Условия нанесения покрытия Тип защитного покрытия Число слоев Суммарная толщина покры- тия р, мкм Степень агрессивности транспортируемой среды Ч
Базовое Лакокрасочные покрытия на основе двухком- понентных эпоксидных, модифицированных эпоксид ных и фенольных материалов, содержа- щих растворитель 2-5 125-300 1,2,42)
Базовое Лакокрасочные покрытия на основе двухком- понентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных материалов: с высоким (> 70 %) содержанием сухого остатка; не содержащих растворитель 1-2 1 300-500 1, 2, 3
613
SI9 И9
ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ В
Условия нанесения покрытия Тип защитного покрытия Число слоев Суммарная толщина покры- тия ц, мкм Степень агрессивности тра нспортируемой среды 0
Базовое Порошковые покрытия на основе 1 300-500 1,2, 3,4
полимерных эпоксидных (праймер)
и модифицированных эпоксидных материалов, 1
наносимых по жидкой адгезионной грунтовке (праймер) (порошок)
Базовое Стеклоэмалевые покрытия
безгрунтовое 1 300 1,2,3
покровное 2 400 1,2, 3,4
Примечания:
Согласно РД 39-0147103-362 — 86 ‘ Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при состав-
лении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений", среды по степени агрессив-
ного воздействия на трубопроводы и оборудование нефтепромыслов подразделяются на: неагрессивные — 1; сла-
боагрессивные — 2; среднеагрессивные — 3; сильноагрессивные — 4.
2) Для сильноагрессивных сред (4) применяются покрытия только на основе фенольных смол.
о
о
о>
Е
го
§
ч
ф
w
Д
g-sl
я td Д
2 щ ф
от Ф
о i
О
2
Е
ч
ф
го
Я
го
Я
О
W
Д
Д нм
>
о
ф
Й
я
ф
W
о
>
Я'
2 Е
Я' н
ГО ц> „ „
й я Я 2
™ S § §
го w 3
|< и
. Я
W
О
и
в
О
Я
го
о
В
го
3
и I
го й*
Н m
го 2
я &
о
я
о
го
а
ф
п
>1
о
о
д
тз
о
к
м
5 ф
d д о
о Е и
Н4 Д ГН
О й ГО
ГО 2 -ь,
я -г
й
|i
я
Е
я
го
о
(>
I
5
я
Е
X
го
го
я
+
2
ф *3
ф
ч
д
ф
d
-§Е
О Д'
W
S я
PJ 43
ф
д
0J
W
ф
•п п
Д А
го «
2 й
о w
S' п
й §
йз J2
о г,
Д'^ ц
OJ ±
Я!иЙ
<!
го
2
о
Я1
го
пз
го
я
Е
го
W
у з го J
я S g q
g й о -а
£ § » го
о от Го
s<ka
eg
§ s
Я'
я
Е
го
Я
я
го
го
Е
>
ф
к
Д
ф
н
К
го
ч
и
о
Д
о
S 33 > от д
“ g е
Q м 5 ГО
8 2 о §
^4 S3
я о „ Р
0-6-^ В
К S я я
Я g S о
Го 5 Го
ha§is
3 Я
О а
И S
„ 3
w
S
№
Я
о
1
W
ф
ф
Д
w
о
К
й
ф
ф
О
о
0\
о
ф
(О
+
+
+ +
ел
ф
Q
X
О
ф
Я
Я
Е
д
§\ Е
В'
ТЗ Ф
о п
я о S
я
ф
££ й
Д^
м Я
3 *
Дч Ф
я§
о го
Е
д
§
к
п
Е
и
S,
о
д
о
и
i
,в>
вз
£
ы Я Я
>4 Я
W
•d о
pj W
ф
,Ф Д' о
истика ТВ ИЯ
я
я £ 3
,зем- ый о 2 о н
3 S §
я я £ Ряо< доз
Е ъ > я
S' Е 6 в
м S
Я
|я^|
го о 7
л
М
Я
S
to
ж
О
и
е
е
s
я
s
m
О
W
Я
*
Д
S
Я
о
W
я
m
1
р
I
ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Г
Нагрузки и воздействия Способ прокладки трубопроводов Коэффи- циент надеж-
Вид Характеристика подзем- ный надзем- ный нагрузке, У/
Неравномерные деформации грунта, + +1,0
сопровождающиеся изменением его
структуры (селевые потоки и оползни;
деформации земной поверхности
в районах горных выработок и в
карстовых районах; деформации
просадочных грунтов при замачи-
вании или вечномерзлых — при от-
таивании и др.)
Примечания:
1. Знак « + » означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать,
знак « — » — не учитывать.
2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скоб-
ках, должны приниматься в тех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудша-
ет условия работы трубопровода.
3. Когда по условиям испытания или эксплуатации в трубопроводах,
транспортирующих газообразные среды, возможно полное или частичное
заполнение внутренней полости их водой или конденсатом, а в трубопрово-
дах, транспортирующих жидкие среды, — попадание воздуха или опорожне-
ние их, необходимо учитывать изменение нагрузки от веса среды.
ПРИЛОЖЕНИЕД
ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ НАДЕЖНОСТИ ПО МАТЕРИАЛУ
№ п/п Характеристика труб Коэффи- циент надежности по материалу, Ym
1. Сварные, изготовленные из низколегированных сталей 1,34
двусторонней злектродуговой сваркой под флюсом по
сплошному технологическому шву и прошедшие 100 %-й
контроль на сплошность основного металла и сварных со-
единений неразрушающими методами;
сварные, изготовленные из спокойных сталей с содер-
жанием в химсоставе углерода не более 0,10 % и серы не
более 0,006 % сваркой токами высокой частоты с автомати-
ческим контролем параметров нагрева и сварки кромок,
термической обработкой сварного соединения, основной
металл и сварные соединения которых прошли 100 %-й
контроль неразрушающими методами;
бесшовные, изготовленные из катанной или кованной
заготовки, прошедшие 100 %-й контроль на сплошность
металла неразрушающими методами
2. Сварные, изготовленные из низколегированной стали 1,40
двусторонней злектродуговой сваркой под флюсом по
сплошному технологическому шву и прошедшие 100 %-й
контроль сварных соединений неразрушающими мето-
дами;
сварные, изготовленные из спокойных сталей с содер-
жанием углерода не более 0,10 % и серы не более 0,010 %
злектроконтактной сваркой токами высокой частоты с ав-
томатическим контролем параметров нагрева и сварки
кромок, сварные соединения которых термически обрабо-
таны и прошли 100 %-й контроль неразрушающими мето-
дами;
бесшовные, изготовленные из непрерывнолитой заго-
товки, прошедшие 100 %-й контроль металла неразрушаю-
щими методами
3. Сварные, изготовленные из низколегированной или угле- 1,47
родистой стали двусторонней злектродуговой сваркой
и прошедшие 100 %-й контроль сварных соединений
неразрушающими методами;
617
618
ПРИЛ ОЖЕНИЕ Е
МИНИМАЛЬНОЕ РАССТОЯНИЕ ОТ ОСИ ТРУБОПРОВОДА м
Газопроводы | Неф те- и продуктопроводы
Класс
” | и | iii | “ 1 1 1 п_ 1 Ц1
Условный диаметр, мм
300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300
И 300 600 800 И 300 600 800 до И 300 600 800 до И 300 до 700 до 300 до И
менее до 600 до 800 до 1400 менее до 600 до 800 1400 менее до 600 до 800 1400 менее 1400 1200 1400 менее
1. Города и другие населенные пункты, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные про-
мышленные и сельскохозяйственные предприятия, тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокоза-
воды, карьеры разработки полезных ископаемых, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных
владельцев при числе машин более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (больницы, школы,
клубы, детские гады, ясли, вокзалы и т. д.); жилые здания в три этажа и более; железнодорожные станции, аэропор-
ты и пристани, гидроэлектростанции, гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I — IV классов,
очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к промыслу; мосты железных дорог
общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и неф-
тепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся жидкостей и газов с объемом хра-
нения свыше 1000 м3, автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной ли-
нии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии
связи Министерства связи РФ и других ведомств, а также телевизионные башни
200 250 300 350 150 200 250 300 100 150 200 250 75 125 150 100 75
400 600 700 800 300 400 500 600 200 250 300 400 150 200
2 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I, II, III категорий, параллельно которым прокладывается
трубопровод; отдельно стоящие: жилые здания в один и два этажа, садовые домики коллективных садов, дачи, дома
линейных обходчиков, животноводческие фермы, огороженные карты для организованного выпаса скота, полевые
станы, кладбища
0 О 122 5 250 150 300 200 400 250 500 _25 200 125 250 150 300 200 400 75 150 100 200 125 250 150 300 75 100 100 150 50 40 30
620
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Е
Газопроводы |Нефте- и продуктопроводы
Класс
I п | ш IVIIIп|ш
Условный диаметр, мм
300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300
и 300 600 800 и 300 600 800 до И 300 600 800 до И 300до 700 до 300до И
менее до 600 до 800 до 1400 менее до 600 до 800 1400 менее до 600 до 800 1400 менее 1400 1200 1400 менее
3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения, гаражи и открытые стоянки для автомобилей при числе ма-
шин 20 и менее; автомобильные дороги общего пользования IV, V категорий, подъездные автомобильные дороги,
а также автомобильные дороги от жилых поселков или вахтенных комплексов промысла; межплощадочные авто-
мобильные дороги, технологически не связанные с промыслом предприятий; железные дороги промышленных
предприятий и канализационные сооружения
75 125 150 200 50 75 100 150 30 50 75 100 20 50 30 20 20
150 200 300 400 100 150 200 250 50 75 100 200 50 75
4. Территории УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, СП и других технологических установок подготовки нефти и газа
100 150 200 250 75 125 150 200 75 100 125 150 75 125 50 30 30
150 200 250 300 75 125 150 200 75 100 125 150 75 125
5. Устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин
50 100 100 100 50 100 100 100 30 50 50 50 15 15 50 30 30
50 100 100 100 50 100 100 100 30 50 50 50 15 15
6. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IV, V. П1-п и IV-n категорий с отвер-
стием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)
100 150 200 25Q JZ5 125 150 200 JZ5 100 125 150 _Z5 125 100 70 50
150 200 300 400 юо 150 200 250 100 150 200 250 10О 150
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Е
Газопроводы |нефте- и продуктопроводы
Класс
I П 1 Ш I IV | I | 11 | III
Условный д иаметр, мм
300 и менее свыше 300 до 600 свыше 600 до 800 свыше 800 до 1400 300 и менее свыше 300 до 600 свыше 600 до 800 свыше 800 до 1400 300 и менее свыше 300 до 600 свыше 600 до 800 свыше 800 до 1400 300 и менее свыше 300до 1400 свыше 700 до 1200 свыше 300до 1400 300 и менее
7. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, водозаборные сооружения и станции ороси-
тельных систем, параллельно которым прокладывается газопровод
50 100 125 150 25 50 75 100 25 25 50 75 25 25 100 70 50
100 150 200 250 75 100 100 150 40 60 80 100 40 60
По согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами Госнадзора
8. Специальные предприятия, сооружения, площадка, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных ве-
ществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады
сжиженных горючих газов
В соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ
9. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод; пе-
ресечения трассы трубопровода с ЛЭП; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пере-
сечении их трубопроводом; открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные
устройства напряжением 35 кВ и более
10. Территории ГРС, АГРС, в том числе шкафного типа, предназначенные для обеспечения газом:
а) городов, населенных пунктов, предприятий, отдельных зданий, сооружений и других потребителей
75 100 125 150 70 75 100 125 50 75 100 125 50 50 25 25 25
100 150 200 250 75 100 125 150 50 75 100 125 50 75
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Е
622 623
Газопроводы |Нефте- и продуктопроводы
Класса
I II ш 1 IV II п III
Условным диаметром, мм
300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300
И 300 600 800 и 300 600 800до и 300 600 800 до и 300 до 700 до 300 до и
менее до 600 до 800 до 1400 менее до 600 до 800 1400 менее до 600 до 800 1400 менее 1400 1200 1400 менее
б) объектов промыслов и газопроводов (пунктов замера расхода газа, групповых сборных пунктов, ЦПС и т. п.)
25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 15 10 10
11. Закрытые подземные емкости для хранения и разгазирования конденсата при узлах пуска и приема очистных уст-
ройств, кроме изготавливаемых из труб конденсатоприемников, входящих в состав узлов, для которых расстояние
определяется конструктивно
75 75 75 100 50 50 50 75 50 50 50 75 30 30 15 10 10
75 75 100 150 50 75 75 100 50 50 75 100 50 50
12. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата (продукта) из трубопровода
75 75 75 100 50 75 75 75 50 50 50 75 50 50 15 10 10
75 75 100 150 50 75 75 100 50 50 75 100 50 50
13. Кабели междугородней связи и силовые электрические кабели
10 10 10 10 ю 10 10 10 Ю 10 10 ю 10 10 10 10 10
10 10 10 15 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Е
Газопроводы |Нефте- и продуктопроводы
Класс
1 1 II III | IV | I | II | III
Условный диаметр, мм
300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300 свыше свыше свыше 300
И 300 600 800 и 300 600 800до и 300 600 800до и ЗООдо 700до ЗООдо и
менее добОО до800 до 1400 менее добОО до800 1400 менее добОО до800 1400 менее 1400 1200 1400 менее
14. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлект-
рогенераторы
15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
15. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Не менее 10 м во всех случаях
16. Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов
17. Замерные сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные газорегулировочные пункты, ус-
тановки предварительного сброса пластовой воды и др.
50 50 75 75 30 30 50 50 20 20 30 30 5 9 5 5 5
50 50 75 75 30 30 50 50 20 20 30 30 5 9
18. Резервуарные парки для нефти, канализационные насосные станции
50 50 75 75 30 30 50 50 20 20 30 30 9 15 10 8 5
50 50 75 75 30 30 50 50 20 20 30 30 9 15
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
636 637
НОМОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНЕЧНОГО ПЕРЕХОДНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ ТРУБОПРОВОДА Ом. м2
Пример пользования номограммой:
Он = 0,72 м; ргр = 50 Ом м; ргр = 36 Ом м2. По номограмме Рк = 290 Ом м2
ЛртСКАЕМЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ СТАЛЕЙ
ПРИЛОЖЕНИЕ И
Допускаемые напряжения для углеродистых и низколегированных сталей
при расчетах оборудования на прочность
Расчетная темпе- ратура стенки, °C Допускаемое напряжение [о], МПа (кгс/см2 , для сталей марок
ВСтЗ 09Г2С, 16ГС 20, 20К 10 10Г2С 09Г2 17ГС 17Г1С 10Г2С1
Толщина, мм
До 20 Свыше 20 До 32 Свыше 32 До 160
20 154 (1540) 140 (1400) 196 (1960) 183 (1830) 147 (1470) 130 (1300) 180 (1800) 183 (1830)
100 149 (1490) 134 (1340) 177 (1770) 160 (1600) 142 (1420) 125 (1250) 160 (1600) 160 (1600)
150 145 (1450) 131 (1310) 171 (1710) 154 (1540) 139 (1390) 122 (1220) 154 (1540) 154 (1540)
200 142 (1420) 126 (1260) 165 (1650) 148 (1480) 136 (1360) 118 (1180) 148 (1480) 148 (1480)
250 131 (1310) 120 (1200) 162 (1620) 145 (1450) 132 (1320) 112(1120) 145 (1450) 145 (1450)
300 115 (1150) 108 (1080) 151 (1510) 134 (1340) 119(1190) 100 (1000) 134 (1340) 134 (1340)
350 105 (1050) 98 (980) 140 (1400) 123 (1230) 106 (1060) 88 (880) 123 (1230) 123 (1230)
375 93 (930) 93 (930) 133 (1330) 116(1160) 98 (980) 82 (820) 108 (1080) 116(1160)
400 85 (850) 85 (850) 122 (1220) 105 (1050) 92 (920) 77 (770) 92 (920) 105 (1050)
410 81 (810) 81 (810) 104 (1040) 104 (1040) 86 (860) 75 (750) 86 (860) 104 (1040)
420 75 (750) 75 (750) 92 (920) 92 (920) 80 (800) 72 (720) 80 (800) 92 (920)
430 7Г (710) 71’ (710) 86 (860) 86 (860) 75 (750) 68 (680) 75 (750) 86 (860)
440 — 78 (780) 78 (780) 67 (670) 60 (600) 67 (670) 78 (780)
450 — — 71 (710) 71 (710) 61 (610) 53 (530) 61 (610) 71 (710)
Примечания:
1. При расчетных температурах ниже 200 °C допускаемые напряжения принимают такими же, как при 200 °C,
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ И
при условии допускаемого применения материала при данной температуре.
2. Для промежуточных расчетных температур стенки допускаемое напряжение определяют линейной интер-
поляцией с округлением результатов до 0,5 МПа в сторону меньшего значения.
3. Для стали марки 20 при R™ < 220 МПа допускаемые напряжения, указанные в таблице, умножают на отно-
шение R™ /220 (/?1°/2200).
4. Для стали марки 10Г2 при Р|° < 270 МПа допускаемые напряжения, указанные в таблице, умножают на отно-
шение R™/ 270 (/?е°/2700).
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ И
Допускаемые напряжения для теплоустойчивых хромистых сталей
Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, °C Допускаемое напряжение [ст], МПа (кгс/см2), для сталей марок
12ХМ 12МХ 15ХМ I5X5M 15Х5М-У
20 147 (1470) 147 (1470) 155 (1550) 146 (1460) 240 (2400)
100 146,5 (1465) 146,5 (1465) 153 (1530) 141 (1410) 235 (2350)
150 145 (1460) 146 (1460) 152,5 (1525) 138 (1380) 230 (2300)
200 145 (1450) 145 (1450) 152 (1520) 134 (1340) 225 (2250)
250 145 (1450) 145 (1450) 152 (1520) 127 (1270) 220 (2200)
300 141 (1410) 141 (1410) 147 (1470) 120 (1200) 210 (2100)
350 137 (1370) 137 (1370) 142 (1420) 114 (1140) 200 (2000)
375 135 (1350) 135 (1350} 140 (1400) ПО (1100) 180 (1800)
400 132 (1320) 132 (1320} 137 (1370) 105 (1050) 170 (1700)
Примечания:
1. При расчетных температурах ниже 20 °C допустимые напряжения принимают такими же, как при 20 °C при
условии допускаемого применения материала при данной температуре.
2. Для промежуточных расчетных температур стенки допустимое напряжение определяют линейной интерпо-
ляцией с округлением результата и до 0,5 МПа (5 кгс/см2) в стороггу меньшего значения.
3. При расчетных температурах ниже 200 °C сталь марок 12МХ, I2XM, I5XM примепятыю рекомендуется
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ И
Допускаемые напряжения для жаропрочных, жаростойких
и коррознонностойкнх сталей аустенитного класса
Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, °C Допускаемое напряжение [ст], МПа (кгс/см2), для сталей марок
03Х21Н21М4ГБ 03Х18Н11 03X17H14M3 08Х18Н10Т 08Х18Н12Т 08Х17Н13М2Т 08Х17Н15МЗТ 12Х18Н10Т 12Х18Н12Т 10XI7H13M2T 10X17H13M3T
20 180 (1800) 160 (1600) 153 (1530) 168 (1680) 184 (180)
100 173 (1730) 133 (1330) 140 (1400) 156 (1560) 174 (1740)
150 171 (1710) 125 (1250) 130 (1300) 148 (1480) 168 (1660)
200 171 (1710) 120 (1200) 120 (1200) 140 (1400) 160 (1600)
250 167 (1670) 115 (1150) 113 (ИЗО) 132 (1320) 154 (1540)
300 149 (1490) 112 (1120) 103 (1030) 123 (1230) 148 (1480)
350 143 (1430) 108 (1080) 101 (1010) 113 (ИЗО) 144 (1440)
375 141 (1410) 107 (1070) 90 (900) 108 (1080) 140 (1400)
400 140 (1400) 107 (1070) 87 (870) 103 (1030) 137 (1370)
Примечания: о
1. При расчетных температурах ниже 20 °C допускаемые напряжения принимают такими же, как и при 20 С,
при условии допускаемого применения материала при данной температуре.
2. Для промежуточных расчетных температур стенки допускаемое напряжение определяют интерполяцией
двух ближайших значений, указанных в таблице, с округлением результатов до 0,5 МПа (5 кгс/см2) в сторону мень-
шего значения.
3. Для поковок из стали марок 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 10X17H13M3T допускаемые напряжения
умножают на 0,83.
639
о
о
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯМ
4. Для сортового проката из стали марок 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 1 OX 17H13M3T допускаемые напряжения
умножают на отношение 240 2400 '
v 7
гДе р 0,2 предел текучести материала сортового проката определен по ГОСТ 5949, для сортового проката из стали
марки 03Х18Н11 допускаемые напряжения умножают на 0,8.
5. Для поковок и сортового проката из стали марки 08Х18Н10Т допускаемые напряжения умножают на 0,95.
6. Для поковок из стали марки 03X17Н14МЗ допускаемые напряжения умножают на 0,9.
7. Д ля поковок из стали марки 03X18Н11 допускаемые напряжения умножают на 0,9; для сортового проката из
стали марки 03Х18Н11 допускаемые напряжения умножают на 0,8.
8. Для труб из стали марки 03X21Н21М4ГБ (ЗИ-35) допускаемые напряжения умножают на 0,88.
9. Для поковок из стали марки 03Х21Н21М4ГБ (ЗИ-35) допускаемые напряжения умножают на отно-
Др0.2 ( КРО,2
шение 250 2500 ’
к 7
где Л р о,2 - предел текучести материала поковок, определен по ГОСТ 25054 (по согласованию)
ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ И
Допускаемые напряжения для жаропрочных, жаростойких
и коррозионностойких сталей аустенитного и аустенито-ферритного класса
Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, °C Допускаемое напряжение [о], МПа (кгс/см2), для сталей марок
08Х18Г8Н2Т (КО-3) О7Х13АГ20 (ЧС-46) 02Х8Н22С6 (ЭП-794) 15Х18Н12С4ТГС (ЭИ-654) 06ХН28МДТ ОЗХН28МДТ 08Х22Н6Т О8Х21Н6М2Т
20 230 (2300) 233 (2330) 133 (1330) 233 (2330) 147 (1470) 233 (2330)
100 206 (2060) 173 (1730) 106,5 (1065) 220 (2200) 138 (1380) 200 (2900)
150 190 (1900) 153 (1530) 100 (1000) 206,5 (2065) 130 (1300) 193 (1930)
200 175 (1750) 133 (1330) 90 (900) 200 (2000) 124 (1240) 188,5 (1885)
250 160 (1600) 127 (1270) 83 (830) 186,5 (1865) 117 (1170) 166,5 (1665)
300 144 (1440) 120 (1200) 76,5 (765) 180 (1800) 110 (1100) 160 (1600)
350 — 113 (ИЗО) — — 107 (1070) —
375 — 110 (1100) — — 105 (1050) —
400 — 107 (1070) — — 103 (1030) —
Примечания:
1. При расчетных температурах ниже 20 °C допускаемые напряжения принимают такими же, как и при 20 °C,
при условии допускаемого применения материала при данной температуре.
2. Для промежуточных расчетных температур стенки допускаемое напряжение определяют интерполяцией
двух ближайших значений, указанных в таблице с округлением до 0,5 МПа (5 кгс/см2) в сторону меньшего значе-
ния.
ПРИЛОЖЕНИЕ К
РАСЧЕТНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ПРЕДЕЛА ТЕКУЧЕСТИ И ВРЕМЕННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
Расчетная Расчетное значение предела текучести РЕ, МПа (кгс/см2), д ля сталей марок
температура стенки _ ВСтЗ | 09Г2С, 16ГС 20,20К
сосуда или Толщина, мм ю 10Г2С ДДД.
аппарата, °C до 20 свыше 20 до 32 свыше 32 до 160 10Г2С1
20 250 (2500) 210 (2100) 300 (3000) 280 (2800) 220 (2200) 195 (1950) 270 (2700) 280 (2800)
100 230 (2300) 201 (2010) 265,5 (2655) 240 (2400) 213 (2130) 188 (1880) 240 (2400) 240 (2400)
150 224 (2240) 197 (1970) 265,5 (2655) 231 (2310) 209 (2090) 183 (1830) (231) 2310 231 (2310)
200 223 (2230) 189 (1890) 247,5 (2475) 222 (2220) 204 (2040) 177 (1770) 222 (2220) 222 (2220)
250 19/ (1970) 180 (1800) 243 (2430) 218 (2180) 198 (1980) 168 (1680) 218 (2180) 218 (2180)
300 173 (1730) 162 (1620) 226,5 (2265) 201 (2010) 179 (1790) 150 (1500) 201 (2010) 201 (2010)
350 167 (1670) 147 (1470) 210 (2100) 185 (1850) 159 (1590) 132 (1320) 185 (1850) 185 (1850)
375 164 (1640) 140 (1400) 199,5 (1995) 174 (1740) 147 (1470) 123 (1230) 162 (1620) 174 (1740)
400 - - 183 (1830) 158 (1580) - _ _ 158 (i580)
410 — — — 156 (1560) — — — _
420 — — — 138 (1380) — — — _
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
РАСЧЕТНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ПРЕДЕЛА ТЕКУЧЕСТИ И ВРЕМЕННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
Расчетное значение временного сопротивления 7?т, МПа (кгс/см2), для сталей марок
Расчетная ВСтЗ 09Г2С, 16ГС 20,20К 10Г2С
09Г2
стенки Толщина, мм _ ю 17ГС
сосуда или 17Г1С
аппарата, °C до 20 свыше 20 до 32 свыше 32 до 160 10Г2С1
20 460 (4600) 380 (3800) 470 (4700) 440 (4403) 410 (4100) 340 (3400) 440 (4400)
100 435(4350) 360(3600) 425(4250) 385(3850) 380(3800) 310(3100) 385 (3850)
150 460 (4600) 390 (3900) 430 (4300) 430 (4300) 425 (4250) 340 (3400) 430 (4300)
200 505 (5050) 420 (4200) 139 (4390) 439 (4390) 460 (4600) 382 (3820) 439 (4390)
250 510(5100) 435(4350) 444(4410) 444(4440) 460(4600) 400(4000) 444 (4440)
300 520 (5200) 440 (4400) 445 (4450) 445 (4450) 460 (4600) 374 (3740) 445 (4450)
350 480 (4800) 420 (4200) 441 (4410) 441 (4410) 430 (4300) 360 (3600) 441 (4410)
375 450(4500) 402(4020) 425(4250) 425(4250) 410(4100) 330(3300) 425 (4250)
643
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, °C Расчетное значение предела текучести flpo,2r МПа (кгс/см2), для сталей марок
12МХ 12ХМ 15ХМ 15Х5М 15Х5М-У
20 220 (2200) 220 (2200) 233 (2330) 220 (2200) 400 (4000)
100 219 (2190) 219 (2190) 230 (2300) 210 (2100) 352,5 (3525)
150 218 (2180) 218 (2180) 229 (2290) 207 (2070) 345 (3450)
200 217,5 (2175) 217,5 (2175) 228 (2280) 201 (2010) 337,5 (3375)
250 217,5 (2175) 217,5 (2175) 228 (2280) 190 (1900) 330 (3300)
300 212 (2120) 212 (2120) 220 (2200) 180 (1800) 315 (3150)
350 206 (2060) 206 (2060) 213 (2130) 171 (1710) 300 (3000)
375 202 (2020) 202 (2020) 210 (2100) 164 (1640) 270 (2700)
400 198 (1980) 198 (1980) 205 (2050) 158 (1580) 255 (2550)
410 195 (1950) 195 (1950) 204 (2040) 155 (1550) 240 (2400)
420 194 (1940) 194 (1940) 202 (2020) 152 (1520) 225 (2250)
ПРОД ОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, °C Расчетное значение временного сопротивления Rm, МПа (кгс/см2), для сталей марок
12МХ 12ХМ 15ХМ 15Х5М 15Х5М-У
20 450 (4500) 450 (4500) 450 (4500) 400 (4000) 600 (6000)
100 440 (4400) 440 (4400) 440 (4400) 380 (3800) 572 (5720)
150 434 (4340) 434 (4340) 434 (4340) 355 (3550) 555 (5550)
200 430 (4300) 430 (4300) 430 (4300) 330 (3300) 535 (5350)
250 440 (4400) 437 (4370) 437 (4370) 320 (3200) 520 (5200)
300 454 (4540) 445 (4450) 445 (4450) 318 (3180) 503 (5030)
350 437 (4370) 4-2 (4420) 442 (4420) 314 (3140) 492 (4920)
375 427 (4270) 436 (4360) 436 (4360) 312 (3120) 484 (4&40)
400 415 (4150) 426 (4260) 426 (4260) 310 (3100) 472 (4720)
410 413 (4130) 424 (4240) 424 (4240) 306 (3060) 468 (4680)
420 410 (4100) 421 (4210) 421 (4210) 300 (3000) 462 (4620)
644
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
Расчетная температура стенки сосуда или аппарата, °C Расчетное значение временного сопротивления Rm, МПа (кгс/см2), для сталей марок
08Х18Г8Н2Т (КО-3) 07Х13АГ20 (ЧС-46) 02Х8Н22С6 (ЭП-794) 15Х18Н12С4ГЮ (Э11-654) 06ХН28МДТ ОЗХН28МДТ
20 600 (6000) 670 (6700) 550 (5500) 700 (7000) 550 (5500)
100 535 (5350) 550 (5500) 500 (5000) 640 (6400) 527,5 (5275)
150 495 (4950) 520 (5200) 480 (4800) 610 (6100) 512,5 (5125)
200 455 (4550) 490 (4900) 468 (4680) 580 (5800) 500 (5000)
250 415 (4150) 485 (4850) 450 (4500) 570 (5700) 490 (4900)
300 375 (3750) 480 (4800) 440 (4400) 570 (5700) 482,5 (4825)
350 — 465 (4650) — — 478 (4780)
375 — 458 (4580) — — 474 (4740)
400 — 450 (4500) — — 470 (4700)
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
Расчетная темпера- тура стенки сосуда или аппарата, °C Расчетное значение предела текучести Яр1<Ol МПа (кгс/см2), для сталей марок
12Х18Н10Т 12XI8H12T 10Х17Н13М2Г 10X17H13M3T 08Х18Н10Т 08Х18Н12Т 08Х17Н13М2Г 08Х17Н15МЗГ 03Х21Н21М4ГБ 03Х18Н11 03X17H14M3
20 276 (2760) 252 (2520) 270 (2700) 240 (2400) 230 (2300)
100 261 (2610) 234 (2340) 260 (2600) 200 (2000) 210 (2100)
150 252 (2520) 222 (2220) 257 (2570) 187,5 (1875) 195 (1950)
200 240 (2400) 210 (2100) 257 (2570) 180 (1800) 180 (1800)
250 231 (2310) 198 (1980) 250 (2500) 173 (1730) 170 (1700)
300 222 (2220) 184,5 (1845) 223 (2230) 168 (1680) 155 (1550)
350 216 (2160) 169,5 (1695) 215 (2150) 162 (1620) 152 (1520)
375 210 (2100) 162 (1620) 212 (2120) 160 (1600) 135 (1350)
400 205,5 (2055) 154,5 (1545) 210 (2100) 160 (1600) 130 (1300)
Примечание:
Предел текучести для поковок, сортового проката и труб при 20 °C
следует принимать для:
поковок из стали марок 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 10Х17ШЗМЗТ
(листа)
1,2
646
7?п?о(ЛИСТа)
поковок и сортового проката из стали марки 08Х18Н10Т 105------•
сортового проката из стали марок 12Х18Н10Т, 10XI7HI3M2T,
10X17H13M3T 1,157?р02 (сорта);
Я??п(листа)
поковок из стали марок 03X17H14M3, 03Х18Н11 Р' 1и--------;
/jT, (листа)
сортового проката из стали марки 03Х18Н11 - :
Я (листа)
труб из стали марки 03X21Н21М4ГБ (ЗИ-35) ——;
поковок из стали марки 03X21Н21М4ГБ (ЗИ-35) 1,087^2 (поковки),
где Яр°о,2 — предел текучести материала поковок определен по ГОСТ 25054
(по согласованию).
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
Расчетная темпера- тура стенки сосуда или аппарата, °C Расчетное значение предела текучести Rpoj, МПа (кгс/см2), для сталей марок
12Х18Н10Т 12XI8H12T 10Х17Н13М2Т 10X17H13M3T 08Х18Н1СТ 08Х18Н12Т 08Х17Н13М2Т 08Х17Н15МЗТ 03Х21Н21М4П 03Х18Н11 03X17H14M3
20 240 (2400) 210 (2100) 250 (2500) 200 (2000) 200 (2000)
100 228 (2280) 195 (1950) 240 (2400) 160 (1600) 180 (1800)
150 219 (2190) 180 (1800) 235 (2350) 150 (1500) 165 (1650)
200 210 (2100) 173 (1730) 235 (2350) 140 (1400) 150 (1500)
250 204 (2040) 165 (1650) 232 (2320) 135 (1350) 140 (1400)
300 195 (1950) 150 (1500) 205 (2050) 130 (1300) 126 (1260)
350 190 (1900) 137 (1370) 199 (1990) 127 (1270) 115 (1150)
375 186 (1860) 133 (1330) 195 (1950) 125 (1250) 108 (1080)
400 181 (1810) 129 (1290) 191 (1910) 122,5 (1225) 100 (1000)
'Для сталей 08Х17Н13М2Т, 08Х17Н15МЗТ предел текучести при 20 °C
равен 200 (2000) МПа (ксг/см2).
647
Примечания:
1. Для поковок из стали марок 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 10X17H13M3T
пределы текучести умножают на 0,83.
2. Для сортового проката из стали марок 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т,
10X17H13M3T пределы текучести умножают на
гАе ^ро.2 — предел текучести материала сортового проката определен
по ГОСТ5949.
3. Для поковок и сортового проката из стали марки 08Х18Н10Т пределы
текучести умножают на 0,95.
4. Для поковок из стали марки ОЗХ17Н14МЗ пределы текучести
умножают на 0,9.
5. Для поковок из стали марки 03X18Н11 пределы текучести умножают
на 0,9; для сортового проката из стали марки ОЗХ18Н11 пределы текучести ум-
ножают на 0,8.
6. Для труб из стали марки 03Х21Н21М4ГБ (ЗИ-35) допускаемые напря-
жения умножают на 0,88.
7. Для поковок из стали марки 03Х21Н21М4ГБ (ЗИ-35) допускаемые
напряжения умножают на отношение: 0,2 —В0'2
250 2500
\ /
где Яр0,2— предел текучести материала поковок, определен по ГОСТ 25054
(по согласованию).
648
ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ К
сетное значение временного сопротивления Rm, МПа (кгс/см2), для сталей марок 12Х18Н10Т 12Х18Н12Т 10Х17Н13М2Т 10X17H13M3T 600 (6000) 500 (5000) 520 (5200) 520 (5200) 540 (5400) 583 (5830) 474 (4740) 450 (4500) 480 (4800) 500 (5000) 550 (5500) 453 (4530) 433 (4330) 455 (4550) 475 (4750) 515 (5150) 432 (4320) 415 (4150) 430 (4300) 450 (4500) 503 (5030) 412 (4120) 405 (4050) 424 (4240) 443 (4430) 500 (5000) 392 (3920) 397 (3970) 417 (4170) 440 (4400) — 376 (3760) 394 (3940) 408 (4080) 438 (4380) — 368 (3680) 392 (3920) 405 (4050) 437 (4370) — 360 (3600) 390 (3900) 402 (4020) 436 (4360)
08Х18Н10Т 08X18Ж2Т 08Х17Н13М2Т 08Х17Н15МЗТ
03X18Н11
03X17H14M3
Э8Х22Н6Т Х21Н6М2Т
и
<0
е
X
го
О
535 (5351 535 (5351 534 (5341 520 (5201 518 (5181 517 (5171 516 (5161
гО
о о о о о S о tn о ио 04 < 04 04
U 2
42 3-185
649
0S9
ПРИЛОЖЕНИЕЛ
КОЭФФИЦИЕНТ ЛИНЕЙНОГО РАСШИРЕНИЯ
Марка стали Расчетное значение коэффициентах 10 6 °C при температуре, °C
20-100 20- 200 20-300 20- 400 20-500
ВСтЗ, 20, 20К 11,6 12,6 13,1 13,6 14,1
09Г2С, 16ГС, 17ГС, 17Г1С, 10Г2С1.10Г2 13,0 14,0 15,3 16,1 16,2
12ХМ, 12МХ, 15ХМ 15Х5М, 15Х5М-У 11,0 12,6 13,2 13,7 14,0
08Х22Н6Т, 08Х21Н6М2Т 9,6 13,8 16,0 16,0 16,5
12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т, ОЗХ17Н14МЗ, 10Х17Н13М2Т, 10X17H13M3T, 08Х18Н10Т, 08Х18Н12Т, ОЗХ18Н11, 08Х17Н13М2Т, 08Х17Н15МЗТ 16,6 17,0 18,0 18,0 18,0
ОЗХ21Н21М4ГБ 14,9 15,7 16,6 17,3 17,5
06ХН28МДТ, ОЗХН28МДТ 15,3 15,9 16,5 16,9 17,3
08Х18Г82Т 12,3 13,1 14,4 14,4 15,3
ПРИЛОЖЕНИЕ М
РАСЧЕТНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ МОДУЛЯ ПРОДОЛЬНОЙ УПРУГОСТИ
Сталь Модуль продольной упругости 10 5ЕМПа(Т0 6 Е кгс/см2) при температуре, °C
20 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700
Углеродистые и низколегирован- ныестали 1,99 1,91 1,86 1,81 1,76 1,71 1,64 1,55 1,40 — — — — — Теплоустойчивые и коррозионно- устойчивые хромированные стали 2,15 2,15 2,05 1,98 1,95 1,90 1,84 1,78 1,71 1,63 1,54 1,40 — — Жаропрочные и жаростойкие аустенитные стали 2,00 2,00 1,99 1,97 1,94 1,90 1,85 1,80 1,74 1,67 1,60 1,52 1,43 1,32
ПРИЛОЖЕНИЕ Н
ТЕРМИНЫ И ИХ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Термин Обозначение
Модуль упругости материала трубопровода, МПа Продольное критическое усилие, Н Расчетное сопротивление при определении испытательного давления, МПа Нормативное сопротивление материала труб и соединитель- ных деталей соответственно по временному сопротивле- нию и пределу текучести, МПа Эквивалентное продольное осевое усилие, Н Наружный диаметр труб и соединительных деталей, см Наружный диаметр соответственно магистральной части и ответвления тройникового соединения, см Рабочее нормативное давление транспортируемой среды, МПа Испытательное давление, МПа Редиус кривизны гнутого отвода, см Расчетная толщина стенки труб и соединительных деталей, см Номинальная толщина стенки труб и соединительных дета- лей, см Толщина изоляционного покрытия трубопровода, см Нормативная ветровая нагрузка на единицу длины надзем- ного трубопровода, Н/м Объемный вес жидкой среды, Н/м3 Коэффициент условий работы трубопровода Коэффициент надежности по нагрузке Коэффициент надежности по материалу труб и соедини- тельных деталей Коэффициент надежности по назначению трубопроводов Коэффициент условий работы трубопроводов, транспор- тирующих сероводородсодержащие продукты Нормативная нагрузка от веса транспортируемой среды жидкой, газообразной, Н/м Нормативная нагрузка соответственно снеговая и голо- ледная, Н/м Е Ncr Rist р р S DH deV del Рп Ptsl Г t ^пот tins Y/ Ус V Ут Уп Y, V/n, Vgn Vsn,
652
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Н
Термин Обозначение
Коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей Кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давле- ния, МПа Продольное фибровое напряжение от расчетных нагру- зок, МПа Характеристика материала, МПа кгс/см2 Коэффициенты П °кц С пр А ^11'^Г2< ^22' а. ац( а12, а22
Характеристика материала, МПа (кгс/см2) Ширина распорного кольца, мм (см) Коэффициенты В Ьк В1< в2, вк Ь, Ь], ь2 с0
Сумма прибавок к р асчетной толщине стенки обечайки, мм (см) Диаметр сосуда, мм (см) Модуль продольной упругости материалов при расчетной температуре, МПа кгс/см2 Площадь поперечного сечения распорного кольца, мм2 (см2 Допускаемое растягивающее или сжимающее усилие, Н (кгс Размах колебаний усилия, Н (кгс) Сопровождающие функции Нагрузка j-го вида давление, момент, усилие и другие илг их совместное воздействие Размах нагрузки Толщина плоского днища, мм (см) Плечи краевых поперечных сил, мм (см) Толщина распорного кольца, мм (см) Момент инерции поперечного сечения распорного кольца мм4 (см4) Индекс оболочки Индекс для обозначения одинаковых (одного типа) цикло) нагружения с D Е, Еь Е2, Ек FK И АВ,- (/=1,2) h Ло.Л,(1=1,2) Лк 4 i в j
653
ПРОД ОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Н
Термин Обозначение
Эффективный коэффициент концентрации напряжения Длина цилиндрической оболочки вдоль образующей, мм (см) Расстояние от полюса конической оболочки до ее краев, мм (см) Краевой изгибающий момент, Н мм/мм (кгс-см/см) Допускаемый изгибающий момент, Н-мм (кгссм) Размах колебания изгибающего момента, Н мм (кгс см) Безразмерное краевое усилие Число циклов нацружения Допускаемое число циклов нагружения Число циклов нагружения давлением Допускаемое число циклов нагружения давлением Коэффициент запаса прочности по числу циклов Коэффициент запаса прочности по напряжениям Расчетное давление в сосуде в состоянии эксплуатации или испытания, МПа (кгс/см2); если абсолютное давление больше атмосферного, то р > 0 если абсолютное давление меньше атмосферного вакуум, то р < 0 Допускаемое внутреннее избыточное или наружное дав- ление, МПа кгс/см2 Размах колебания рабочего давления, МПа (кгс/см2) Краевая поперечная сила, Н/мм (кгс/см) ка L Мо, М,-(7= 1,2) [74] ДМ,- Шо N, [N,l Ч [NpJ Лдг р [р] Др,- Оо, Оо„ 0,(7= 1,2)
Коэффициент чувствительности к концентрации напря- жений Я
Безразмерное краевое усилие Безразмерные распорные усилия Средний радиус распорного кольца, мм (см) Радиус сопряжения оболочек, мм (см) Средние радиусы сопрягаемых оболочек, мм (см) Средний радиус тороидальной отбортовки, мм (см) Толщина стенки тороидальной отбортовки Исполнительные толщины стенок оболочек, мм (см) Яо g0,(i= 1,2) «к Р0 Рр R1 Д) «0 s, (7= 1, 2)
654
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Н
Термин Обозначение
Размах колебания разности температур двух соседних точек стенки сосуда, °C Размах колебаний расчетной температуры в месте соедине- ния двух материалов с различными коэффициентами ли- нейного расширения, °C Расчетные температуры, °C Коэффициент линейного суммирования повреждений Сопровождающие функции Температурные коэффициенты линейного расширения материалов, 1/°С Половина угла раствора при вершине конической обе- чайки, град. Безразмерный параметр Коэффициент Безразмерные параметры Коэффициент, учитывающий местные напряжения Безразмерные параметры Характеристические функции обечайки Угловая меридиональная координата сферической обо- лочки, град. Сопровождающие функции Аргументы сопровождающей функции Ф Коэффициент поперечной деформации материала Коэффициент, учитывающий тип сварного соединения Безразмерные параметры Амплитуда напряжений, МПа (кгс/см2) Предел текучести материала при 20 °C, МПа (кгс/см2) Временное сопротивление материала при 20°С, МПа (кгс/см2) ДТт/ лтч- t,tK,t,(i=l,2) и и,-(1=1, 2) а, ан а2 Р, р2, р, (i=l, 2) У А Е,ЕК В П1 0=1.2) Вх-Пф 0,ео,©((/=1,2) V,, (i=l, 2) (’=1.2) И £ Рк,р. (1=1.2) вд От20 °В20
Предел выносливости при изгибе для 106 циклов МПа (кгс/см2) Суммарное кольцевое напряжение материала элементе сосуда при расчетной температуре, МПа (кгс/см2) ох, oxl (i= 1, 2) ‘ 1,)
655
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Н
Термин Обозначение
Допускаемая амплитуда напряжений, МПа (кгс/см2) Размах напряжений, МПа (кгс/см2) Ы До Лт
Сопровождающая функция Безразмерные параметры Расчетная площадь вырезанного сечения (см. рис. 4.33, мм2) Площадь укрепляющего сечения внешней части штуцера, мм2 Площадь поперечного сечения накладного кольца, мм2 Площадь укрепляющего сечения внутренней части шту- цера, мм2) Минимальное расстояние между наружными поверхностя- ми двух соседних штуцеров (см. рис. 4.32 и 4.34), измеряе- мое по поверхности укрепляемого элемента, мм Сумма прибавок к расчетной толщине стенки обечайки перехода или днища, мм Сумма прибавок к расчетной толщине стенки, мм Прибавка на коррозию к расчетной толщине стенки штуце- ра, мм Внутренний диаметр цилиндрической обечайки или выпук- лого днища, мм Внутренний диаметр конической обечайки перехода или днища по центру укрепляемого отверстия (см. рис. 4.266), мм Расчетные внутренние диаметры укрепляемого элемента, мм Внутренние диаметры штуцеров, мм Наибольший расчетный диаметр отверстия, не требующего дополнительного укрепления, мм Расчетный диаметр, мм Большая и малая оси овального отверстия, мм Расчетный диаметр отверстия, мм Расстояние от края штуцера до внешнего края днища (см. рис. 4.24а, 4.246), мм Внутренняя высота эллиптической части днища, мм Коэффициенты ф фр Ф2 А д2 Аз b с С S' С St 0s2« ^-s3 D Cp Dp,D^,Df" d, d', d" do Ф>р db d2 dp e H Ki, K2, K3
656
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Н
Термин
Обозначение
Ширина зоны укрепления, прилегающей к штуцеру,
при отсутствии накладного кольца (см. рис. 4.33), мм £о
Расстояние от наружной поверхности штуцера до ближайшего
несущего конструктивного элемента (см. рис. 4.26), мм 1к
Расчетная ширина зоны укрепления при использовании
общего накладного кольца для двух отверстий, мм L2
Исполнительная ширина торообразной вставки или ввар-
ного кольца, мм I
Расчетная ширина зоны укрепления в окрестности штуцера
или торообразной вставки, мм /р
Исполнительные длины штуцеров, мм lt, I \
Расчетные длины штуцеров, мм /3,I '3, Z3"
Исполнительная ширина накладного кольца, мм Ар> Z'ip,
4р. 1'зР14р
Расчетная ширина накладного кольца, мм /2
4Р
Расчетное давление в сосуде или аппарате, МПа р
Допускаемое давление в элементах сосудов и аппаратов, МПа [р]
Допускаемое давление в пределах пластичности, МПа [р]Л
Допускаемое давление в пределах упругости, МПа [р] е
Наибольший внутренний радиус выпуклого днища, мм R
Радиус кругового накладного кольца при совместном
откреплении отверстий (см. рис. 4.35), мм R^
Радиус несимметричного накладного кольца около отвер-
стия диаметром d{ (см. рис. 4.35), мм R'
Радиус несимметричного накладного кольца около отвер-
стия диаметром d" (см. рис. 4.35), мм R"
Радиус отбортовки или торовой части торообразной вставки
(см. рис. 4.30 и 4.31), мм г
Исполнительная толщина стенки обечайки, перехода или
днища, мм s
Расчетная толщина стенки обечайки, перехода или днища, мм sp
Исполнительная толщина стенки штуцеров, мм si, sj, s{'
657
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯН
Обозначение
Термин
Расчетные толщины стенок штуцеров, мм Исполнительные толщины накладных колец, мм Исполнительные толщины внутренних частей штуцеров (см. рис. 4.25, 4.26, 4.29, 4.32), мм Длина отверстия в окружном направлении (см. рис. 4.23в, г), мм Коэффициенты понижения прочности Расстояние от центра укрепляемого отверстия до оси эллиптического днища, мм Половина угла при вершине конической обечайки, град. Угол между линией, соединяющей центры двух взаимо- влияющих и образующей обечайки (см. рис, 4.34), град. Угол между осью наклонного штуцера и нормалью поверх- ности цилиндрической или конической обечайки, а так- же выпуклого днища (см. рис. 4.236и 4.24), град. Минимальные размеры сварных швов, соединяющих штуцеры и накладные кольца со стенкой обечайки, перехода или днища, мм Отношения допускаемых напряжений stp> sip> sip «2р, «2р. «2р «3р. S3p. s"p I v.v, X a ₽ У Д,Д|,Д2, Д.Д, Xi. Ха Хз Xi- Ха Хз ry" ry" Xl> Л2» Хз
Допускаемое напряжение для материала обечайки, пере- хода или днища при расчетной температуре, МПа Допускаемое напряжение для материала внешней части штуцера при расчетной температуре, МПа Допускаемое напряжение для материала накладного кольца при расчетной температуре, МПа Допускаемое напряжение для материала внутренней части штуцера при расчетной температуре, МПа Коэффициент прочности сварных соединений обечаек и днищ Коэффициент прочности продольного сварного соединения штуцера [a] Ml [cds Мз 4> 4>i
658
ОКОНЧАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ Н
Термин Обозначение
Угол между плоскостью, проходящей через продольный шов и ось штуцера, и плоскостью продольного осевого сечения обечайки (см. рис. 4.28 а), град.
Углы между плоскостью, проходящей через ось и продоль- ный шов штуцера, и плоскостью, проходящей через ли- нию, соединяющую центры отверстий (см. рис. 4.28 б), град.
Угол между большой осью овального отверстия и плос- костью, проходящей через ось обечайки сосуда (см. рис. 4.27), град. СО
Величины с, cs,p, [с], [а]ь [а]2, [а]3, <р, <р, определяются по ГОСТ 14249.
ПРИЛОЖЕНИЕ О
СПРАВОЧНОЕ
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕННЫЕ НАЗВАНИЯ
ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ
УКПГ — установка комплексной подготовки газа;
УППГ — установка предварительной подготовки газа;
КС ПХГ — компрессорная станция подземного хранилища газа;
ГС — головные сооружения;
ДКС — дожимная компрессорная станция;
КС — компрессорная станция;
СГ — склад горючего;
НС — насосная станция;
ПХГ — подземное хранилище газа;
ГПЗ — газоперерабатывающий завод
ЦПС — центральный пункт сбора;
ПС — пункт сбора;
ДНС — дожимная насосная станция;
ГРС — газовая распределительная станция;
АГРС — автоматизированная газораспределительная станция;
КНС — кустовая насосная станция;
ВРП — водораспределительный пункт;
ЗУ — замерная установка;
СУ — сепарационная установка;
ПАД — промысловая автомобильная дорога.
659
ПРИЛОЖЕНИЕ П
СПРАВОЧНОЕ
Величина Единица
Наименование Обозначение
международное русское
ОСНОВНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ
Длина метр m м
Масса килограмм kg кг
Время секунда s с
Сила электрического тока ампер А А
Термодинамическая темпера-
тура кельвин К К
Количество вещества моль mol моль
Сила света кандела cd КД
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ
Плоский радиан rad рад
Телесный угол стерадиан sr ср
ПРОИЗВОДНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ,
ИМЕЮЩИЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ НАИМЕНОВАНИЯ
Величина Единица Выражение через основ- ные и допол- нительные единицы СИ
Наимено- вание Обозначение
междуна- родное русское
Частота герц Hz Гц с-1
Сила ньютон N н —2 м-кгс
Давление паскаль Ра Па — 1 —2 м '-кгс z
Энергия джоуль J Дж 2 —2 м-кг-с z
Мощность ватт W Вт 2 —3 м-кг-с
Количество электричества кулон С Кл с А
Электрическое напряжение вольт V Вт м2-кг-с-3А_|
Электрическая емкость фарада F Ф м-2-кг-1-с*А2
Электрическое сопротивление ОМ W Ом м'2-кг-с_3-А~2
Электрическая проводимость сименс S См м-2-кг-1-с-|.д:'
Поток магнитной индукции вебер Vb Вб м2-кг-с“2-А-1
Магнитная индукция тесла т Тл кг-с~2-А-1
Индуктивность генри н Гн м2-кг-с-2А-2
Световой поток люмен Lm лм кд-ср
Освещенность люкс Lx лк 2 м -кд-ср
660
ПРИЛОЖЕНИЕ Р
ОПРЕДЕЛЕНИЕ БАРРЕЛЕЙ В ТОННЕ
На мировых биржах обычно принято измерять добываемую
и продаваемую нефть в баррелях. Нефтяной баррель равен 42 аме-
риканским галлонам, или 158,987 л. Плотность определяется в ус-
ловных градусах Американского нефтяного института — American
Petroleum Institute (API).
Плотность нефти определяется в килограммах на метр или
граммах на сантиметр кубический (кг/см3). Баррель не является об-
щеупотребимой единицей учета добываемой нефти. В Канаде и в
Норвегии количество нефти измеряется в кубических метрах, в Ве-
ликобритании и в России — в тоннах. При переводе плотностей
российских нефтей в градусы API необходимо учитывать, что по
российским требованиям плотность нефти определяется при тем-
пературе 20 °C, а расчет градусов API проводится при температуре
60 °F. При этой же температуре определяется и число баррелей
нефти при продаже. В некоторых справочных таблицах перевода
метрических мер удельной плотности в градусы API, приводимых
со ссылкой на Американский нефтяной институт. Удельная плот-
ность приводится для температуры 15,6, а не 20 °C. Перевод плотно-
сти из килограмм на метр кубический в условные градусы API про-
водится в три этапа. На первом этапе исходя из соотношения
F - 9/5 С — 32 (F — градусы шкалы Фаренгейта; С — градусы
шкалы Цельсия) определяем, что 60 °F соответствуют 15,56 °C.
Во введенном с 1 июля 2002 г. ГОСТ Р 51818-2002 "Нефть. Общие
технические условия" указано, что "определение плотности
при 20 °C обязательно до 1 января 2004 г., определение плотности
при 15 °C обязательно с 1 января 2004 г." и указанная температура
несколько ниже полученного значения — 15,56 °C.
На втором этапе определяем плотность нефти при температуре
15,6 °C по формуле [19] р15 6 = р20 — ^(15,6 — 20), (р156 и р20 — плот-
ность нефти при 15,6 и 20 °C соответственно; С = 1,825 — 0,00131р20 —
температурная поправка).
На третьем этапе рассчитываем плотность в градусах API
по формуле API = 141,5/р15 6—131,5.
Зависимость числа баррелей в тонне нефти при температуре 60 °F
от плотности, определенной при температуре 20 °C, приведена в ре-
зультирующей таблице, включающей весь диапазон плотностей
добываемых российских нефтей [68].
661
Результирующая таблица
Количество баррелей в тонне нефти
Типы нефти поГОСТ Р51858 — 2002 Плотность при температу- ре 20 °C, кг/м3 Единицы плотности API при температу- ре 60 °F Число баррелей в тонне при температуре 20 °C Число баррелей в тонне при температуре 15,6 °C (60 °F)
0 750,0 56,2 8,39 8,34
Тоже 760,0 53,8 8,28 8,24
» 770,0 51,4 8,17 8,13
» 780,0 49,1 8,06 8,03
» 790,0 46,8 7,96 7,93
» 800,0 44,6 7,86 7,83
» 810,0 42,5 7,76 7,73
» 820,0 40,4 7,67 7,64
» 830,0 38,3 7,58 7,55
1 830,1 38,3 7,58 7,55
Тоже 840,0 36,3 7,49 7,46
» 850,0 34,4 7,40 7,37
2 850,1 34,3 7,40 7,37
» 860,0 32,4 7,31 7,29
» 870,0 30,6 7,23 7,20
3 870,1 30,6 7,23 7,20
То же 880,0 28,8 7,15 7,12
» 890,0 27,0 7,07 7,04
4 895,1 26,1 7,03 7,00
Тоже 900,0 25,2 6,99 6,97
» 910,0 23,5 6,91 6,89
» 920,0 21,8 6,84 6,82
» 930,0 20,2 6,76 6,74
» 940,0 18,6 6,69 6,67
» 950,0 17,0 6,62 6,60
» 960,0 15,5 6,55 6,53
» 970,0 14,0 6,48 6,47
» 980,0 12,5 6,42 6,40
» 990,0 11,1 6,35 6,34
» 1000,0 9,7 6,29 6,27
Примечание: 0 — особо легкая нефть; 1 — легкая; 2 — средняя; 3 — тяжелая;
4 — битуминозная
662
Учебное пособие
Мустафин Фаниль Мухаметович
Быков Леонид Иванович
Гумеров Асгат Галимьянович
Васильев Геннадий Германович
Прохоров Александр Дмитриевич
| Квятковский Олег Петрович |
Гамбург Илья Шлёмович
Спектор Юрий Иосифович
Мустафин Фарит Мухаметович
ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ И ОБОРУДОВАНИЕ
Заведующий редакцией И. Н. Гольянова
Редактор Ф. И. Ларинбаева
Корректор Р. М. Манаева
Компьютерная верстка: С. А. Котельников
М. С. Квицинская
Т. П. Плшпко
Технический редактор М. В. Чепурнова
Свид. № 0131 от 25 марта 2002 г.
Техническое редактирование, корректура,
верстка, подготовка оригинал-макета выполнены
в ООО «Издательство научно-технической литературы „Монография"».
Изд. лиц. №010145 от24.12.92.
450075, г Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел.: (3472) 35-77-59
ОАО «Издательство „Недра"».
125047, Москва, пл. Тверская застава, 3.
Издательство ООО «ДизайнПолиграфСервис» — верстка
иллюстраций, предпечатная подготовка, выпуск в свет.
450005, г. Уфа, ул. Кирова, 65, тел.: (3472) 52-70-88
E-mail:dizain@ufanet.ru
Подписано в печать с оригинал-макета 26.01.2004.
Формат 60 х 84 '/16. Гарнитура «BalticaC». Печать офсетная.
Усл. печ. л. 38,59. Уч.-изд. л. 45,88. Тираж 2000. Заказ Э-185.
Отпечатано с предоставленных диапозитивов
в типографии ГУП ПИК «Идел-Пресс».
Лицензия на полиграфическую деятельность
ПД № 01207 от 30.08.2001 г.
420066, г. Казань, ул. Декабристов, 2.