Разработка этапов работ по стабилизации нефтепровода

Порядок выбора технических решений предусматривает последовательное выполнение расчетов с проверкой условий прочности и деформированности трубопровода, исходя из принципа минимизации затрат на его реализацию.

На основании материалов инженерных изысканий на участке, определенном по результатам мониторинга, выполняется расчет ореолов оттаивания грунта вдоль трассы трубопровода за период эксплуатации. При первичном рассмотрении расчет выполняется для существующего трубопровода с заводской кольцевой теплоизоляцией для получения максимально возможного ореола оттаивания и прогнозируемой просадки трубопровода.

Выполняется расчет НДС на всем заданном участке с прогнозом изменения НДС на весь период эксплуатации, с учетом планово-высотного положения. По результатам расчета НДС проверяется условие прочности трубопровода на всем протяжении рассмотренного участка для заданного периода эксплуатации.

При соблюдении условия прочности нефтепровода дополнительное техническое решение по реконструкции участка не предусматривается. При несоблюдении хотя бы в одном сечении нефтепровода на рассматриваемом участке условия прочности трубопровода, расчеты ореолов оттаивания, просадки трубопровода и НДС выполняются с учетом применения технического решения с пошаговым увеличением толщины изоляционного слоя. Если при увеличении толщины изоляции условия прочности выполняются, то принимается техническое решение. В случае, если условия прочности трубопровода не выполняются, то рассматриваются такие технические решения как переукладка трубопровода в новую траншею или надземный способ прокладки.

В качестве примере рассматривается подземный участок нефтепровода с заводской теплоизоляцией 100 мм.

При осадке нефтепровода от растепления грунтового массива основания, изменяется планово-высотное положение участка трубы. На рисунке 1 в графическом виде изображена модель условного магистрального нефтепровода.

Рис. 1. Модель нефтепровода при оттаивании грунта

Участок расположен в пойменной части реки, поэтому, для предотвращения всплытия, в траншее поверх трубы располагаются утяжелители контейнерного типа. Существующее положение трубопровода и проектное изображены на схеме ремонта при обеспечении планово-высотного положения трубопровода (рисунок 2).

Рис. 2. Схема ремонта при обеспечении ПВП нефтепровода

Рассмотрим техническое решение по нанесению на действующий трубопровод дополнительного теплоизоляционного слоя. Схема реализации данного технического решения представлена на рисунке 3.

Рис. 3. Нанесение дополнительного теплоизоляционного слоя

Этапы работ по стабилизации осадки основания в данном случае включают в себя следующие виды работ:

1. Вскрытие существующего трубопровода;

2. Подъем трубопровода с подбивкой и подсыпкой;

3. Устройство дополнительной теплоизоляции участков;

4. Устройство дополнительной балластировки и подбивка песком;

5. Обратная засыпка траншеи местным грунтом;

6. Осуществление контроля положения трубопровода – выполнение работ по геотехническому мониторингу.

Техническое решение с заменой льдистого грунта в основании трубопровода отражено на рисунке 4.

Рис. 4. Замена льдистого грунта в основании

Данное техническое решение предполагает следующие этапы работ:

1. Вскрытие существующего нефтепровода и доработку траншеи по нижнему основанию на расстоянии не менее 2,5 м от существующего трубопровода;

2. Укладка геотекстильного материала на дно траншеи под новое положение трубопровода;

3. Укладка и уплотнение пенотекстильного щебня под новое положение трубопровода;

4. Укладка и уплотнение песка под новое положение трубопровода;

5. Смещение существующего трубопровода на подготовленное основание;

6. Укладка геотекстильного материала, укладка и уплотнение пеностекольного щебня, укладка и уплотнение песка в освободившейся части траншеи;

7. Монтаж утяжелителей и подбивка песком;

8. Обратная засыпка траншеи местным грунтом.

Следующее техническое решение предполагает надземную прокладку участка трубопровода (рисунок 5).

Работы по изменению способа прокладки участка нефтепровода с подземного на надземный с применением термостабилизаторов выполняются в следующей последовательности:

1. Выполнить забивку свай;

2. Установить кассету с гильзами;

3. Выполнить заполнение внутренней полости сваи цементно-песчаным раствором М:100;

4. Выполнить геотехнический мониторинг в части определения температуры грунта, а именно выполнить монтаж стационарной термокосы;

5. Выполнить монтаж термостабилизатора в гильзы;

6. Выполнить заливку хладагента в гильзы под стабилизаторы;

7. Выполнить монтаж плети нефтепровода.

Рис. 4. Надземный способ прокладки трубопровода

Технические решения должны приниматься, исходя из критериев обеспечения проектного планово-высотного положения магистрального нефтепровода и допустимых значений НДС, определяемых расчетным путем в ходе решения задачи оценки планово-высотного положения [1].

На участках прогнозируемой просадки мерзлого грунта при растеплении и, соответственно, осадки нефтепровода, условие надежной эксплуатации трубопроводной системы должно быть соблюдено в течение 30 лет после проведения предложенных мероприятий, с учетом объемов перекачки.

Математическая модель для оценки ПВП включает в себя расчет ореола оттаивания, определение тепловой осадки грунта и напряженно-деформированного состояния нефтепровода [2].