Бурение скважин и установка свай

В зависимости от определенных факторов назначают способ возведения свайных оснований:

• мерзлотогрунтовых условий трассы;

• времени года;

• технологии производства работ и результатов технико-экономических расчетов.

 

При сооружении нефтепроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов свайные основания возводят из свай заводского изготовления.

Забивать сваи в грунты, у которых содержание твердых включений до 30% необходимо после бурения лидерных скважин, которые получаются путем погружения специальных труб-лидеров. Диаметр лидерной скважины < на 50 мм наименьшего размера поперечного сечения сваи. [2]

Операции по установке свай в лидерные скважины:

• сваебойный механизм забивает лидер до проектной отметки;

• лидер извлекается лебедкой экскаватора, далее он с трубой-лидером перемещается на следующую скважину, где повторяется весь процесс;

• вторым сваебойным механизмом забивается свая в образованную лидерную скважину.

 

Лидерное бурение нецелесообразно применять при наличии в грунтах более 40% крупнообломочных включений.

Если, несмотря на мощное силовое воздействие, свая отказывается идти дальше вглубь, считается, что свая "дала отказ" и ее обжатие соответствует проектному. Теперь она может нести нагрузку от опоры и трубы нефтепровода.

Возведение свайных оснований осуществляют в зависимости от грунтовых условий такими способами:

• буроопускной (для многолетнемерзлых грунтов);

• бурозабивной (для талых грунтов).

Установка буроопускной сваи – трудоемкий и длительный процесс. Лидерная скважина диаметром 600 мм заполняется специальным раствором, после чего в нее опускают сваю диаметром 426 мм с приваренным эллиптическим наконечником, устанавливают гильзы для термостабилизаторов. На глубину сезонного промерзания скважину заливают бетоном. Теперь свая готова к монтажу ростверков. Однако любой фундамент при строительстве должен набрать прочность. Так что дать нагрузку на сваю, не подвергая ее деформации, можно лишь через некоторое

время.

Монтаж бурозабивных свай основан на ином принципе. Скважина диаметром 360 мм бурится на глубину 8 м. Сваю диаметром 426 мм специальный молот-сваебой забивает еще глубже на 1 м. Поскольку

бурозабивные сваи будут применяться для талых грунтов, их монтаж должен проходить в зимнее время, когда грунт устойчив. На талых грунтах встречаются отдельные участки мерзлоты, так называемые линзы, плотность которых сравнима с бетоном. При забивке свай нагрузка на их стенки и наконечник оказывается крайне высокой, что может привести к деформации. Сегодня специалисты на различных типах грунтов проводят испытания по определению типа наконечников, пригодных для бурозабивных свай.

Надземная прокладка намного сложнее, чем подземная. Здесь больше технологических шагов, выше требования к точности операций, особенно это касается установки свай.

Забивать сваи необходимо с ювелирной точностью, допустимое отклонение от вертикальной оси составляет всего 2 см. В случае превышения этого допуска свая должна быть демонтирована и забита снова. Это в лучшем случае. В худшем ее придется переносить на другое место, что подразумевает внесение и утверждение изменений в первоначальный проект.[11]

Для антикоррозионной защиты свай применяется наружное двухслойное эпоксидное покрытие заводского нанесения.

Установка специальных опор

Опоры – один из самых ответственных частей деталей трубопроводных систем. На них ложится основное усилие от трубопровода, которое затем передается грунту или несущим конструкциям.

Важную роль играет строение опор. Конструкции должны проектироваться таким образом, чтобы минимизировать трудоемкость монтажа опор на трассе строительства в условиях Крайнего Севера.

Для того чтобы основы трубопровода подстраивались под изменение состояния грунта и самого трубопровода — а они значительны, если учесть огромный перепад температур, свойственный для северных районов страны, необходимо использовать опоры разной конструкции, одни из них совершенно неподвижные, другие могут перемещаться в одной плоскости, а некоторые —во всех плоскостях.

Неподвижные опоры должны жестко удерживать трубу и не допускать ее перемещения. Такие опоры воспринимают вертикальные нагрузки от веса трубопровода и среды, горизонтальные (осевые) нагрузки от тепловых деформаций трубопровода, а также нагрузки от гидравлических ударов, вибрации и пульсации. Устанавливаются неподвижные опоры на трассе через каждые 500 м.

Конструкция неподвижной опоры представляет собой единую сварную конструкцию, воспринимающую нагрузки от нефтепровода и передающую их через ростверк на свайный фундамент. Она состоит из катушки с приваренной к ней обечайкой. Катушка через регулируемые стойки приваривается к ростверку. Ростверк приваривается к опорным узлам, которые привариваются к сваям фундамента.

Между неподвижными опорами трубу поддерживают продольно и свободноподвижные опоры. Они позволят нефтепроводу, в зависимости от давления и температуры расширения, двигаться в горизонтальном, осевом и поперечном направлениях.

Продольно-подвижная опора применяется для обеспечения возможности продольных (вдоль оси трубопровода) перемещений трубопровода, вызванных температурными деформациями, внутренним давлением рабочей среды в трубопроводе и т.д. Продольно-подвижные опоры устанавливаются на прямолинейных участках (за исключением опор, примыкающих к компенсатору) до и после неподвижной опоры для ее разгрузки от боковых усилий и для обеспечения продольной устойчивости нефтепровода.

Свободноподвижные опоры помимо свободного перемещения трубопровода в горизонтальной плоскости, обеспечивает возможность наклона в направлении продольной оси трубопровода. На ростверке установлены боковые упоры на расстоянии, обеспечивающем продольное и поперечное перемещения трубопровода.

Использование разных видов надземных конструкций позволяет удержать с обеспечением необходимой жесткости нефтепровод даже при падении двух опор. Создание нескольких опор позволяет обеспечить минимальную металлоемкость конструкций. Для неподвижных и подвижных опор следует применять хладостойкую сталь 09Г2С 14-й категории. Масса опор составляет от 2 до 4,9.

Плавное скольжение опор с трубопроводом при температурных деформациях обеспечивается установкой на подошве опоры антифрикционных высокопрочных прокладок из полимерных материалов (типа фторопласт). На опорном столе ростверка установлен лист из нержавеющей стали.

Для предотвращения коррозии трубопровода и обеспечения безопасной эксплуатации в течение 50 лет на опоре установлены узлы электроизоляции с применением полимерных влагостойких электроизоляционных материалов.

Теплоизоляция нефтепровода

Теплоизоляция трубопровода - по сути, та же изоляция, но ее отличительная особенность, способность не пропускать тепло от стенки трубы в окружающую среду. В отличие от обычной изоляции, теплоизоляция состоит из высокоэффективных материалов, обладающих теплоизоляционными свойствами. Теплоизоляция нефтепроводов должна выполнять ряд функций: уменьшение плотности нефти до нормативных величин; стабилизация температуры нефти в трубопроводе; выполнение всех свойств что и обычная изоляция. [8]

У нефти с северных месторождений очень большая вязкость и, следовательно, при транспортировке ее необходимо нагревать до +60 градусов, поэтому при строительстве нефтепровода применяются трубы с дополнительным теплоизолирующим покрытием.

При выборе теплоизоляционного материала важно учитывать свойства покрытия в зависимости от условий сооружения нефтепровода. В условиях севера наилучшим решением является применение специальной технологии монтажа и термоизоляции труб (эпоксидное покрытие, пенополиуретан, металлополимерная оболочка из оцинковки) и сварных швов на

трубопроводе.

Однослойное эпоксидное покрытие наносится только на трубы с последующей теплоизоляцией, что обеспечивает долговечную и надежную антикоррозионную защиту трубопроводов, в том числе при низких температурах окружающей среды. Ударная прочность такого покрытия толщиной 350-400 мкм не превышает значений 6-8 Дж при 20±5°С, а при температуре минус 40°С снижается до 2-3 Дж.

Для защиты свайных труб используется двухслойное эпоксидное покрытие, оно обладает повышенной ударопрочностью, устойчивостью к прорезанию, сдиру при транспортировке труб и строительных работах и не повреждается в условиях вечной мерзлоты. По результатам испытаний ОАО «ВНИИСТ» двухслойное покрытие характеризуется повышенной теплостойкостью, высокой адгезией к стали, отличной стойкостью к катодному отслаиванию, абразивному износу.

Трубы с эпоксидным покрытием имеют широкий температурный диапазон эксплуатации (от -40°С до +60°С) в отличие от труб с полиэтиленовым покрытием (от -20°С до +60°С) и в течение длительного времени могут храниться под открытым небом (от -60°С до +60°С). Эпоксидные покрытия проницаемы для токов катодной защиты – не экранирует тело трубы от токов в местах потери адгезии, под покрытиями не было зафиксировано случаев стресс-коррозии трубопроводов.  Наиболее оптимальным материалом для осуществления изоляционных работ, в частности в строительной и промышленной сферах, является пенополиуретан (ППУ). Он экологически чистый, имеет высокие теплоизоляционные качества, не имеет склонности к разрушению спустя некоторое время.

Суть расчета заключается в подборе теплоизоляционного материала и его толщины таким образом, чтобы величина тепловых потерь не превышала значений, прописанных в СНиПе.

Формула расчета теплоизоляции труб.

ln B = 2πλ [K(tт — tо) / qL — Rн]

В этой формуле:

· λ — коэффициент теплопроводности утеплителя, Вт/(м ⁰C);

· K — безразмерный коэффициент дополнительных потерь теплоты через крепежные элементы или опоры, некоторые значения K можно взять из Таблицы 1;

· tт — температура в градусах транспортируемой среды или теплоносителя;

· tо — температура наружного воздуха, ⁰C;

· qL — величина теплового потока, Вт/м2;

· Rн — сопротивление теплопередаче на наружной поверхности изоляции, (м2 ⁰C) /Вт.

Условия прокладки трубы Значение коэффициента К

Стальные трубопроводы открыто по улице, по каналам, тоннелям, открыто в помещениях на скользящих опорах при диаметре условного прохода до 150 мм. К=1.2

Стальные трубопроводы открыто по улице, по каналам, тоннелям, открыто в помещениях на скользящих опорах при диаметре условного прохода 150 мм и более.   К=1.15

Стальные трубопроводы открыто по улице, по каналам, тоннелям, открыто в помещениях на подвесных опорах.      К=1.05

Неметаллические трубопроводы, проложенные на подвесных или скользящих опорах. К=1.7

Бесканальный способ прокладки. К=1.15

B = (dиз + 2δ) / dтр, здесь

• dиз — наружный диаметр теплоизоляционной конструкции, м;
• dтр — наружный диаметр защищаемой трубы, м;
• δ — толщина теплоизоляционной конструкции, м.

Вычисление толщины изоляции трубопроводов начинают с определения показателя ln B, подставив в формулу значения наружных диаметров трубы и теплоизоляционной конструкции, а также толщины слоя, после чего по таблице натуральных логарифмов находят параметр ln B. Его подставляют в основную формулу вместе с показателем нормируемого теплового потока qL и производят расчет. То есть толщина теплоизоляции трубопровода должна быть такой, чтобы правая и левая часть уравнения стали тождественны. Это значение толщины и следует принимать для дальнейшей разработки.

Рассмотренный метод вычислений относился к трубопроводам, диаметр которых менее 2 м. Для труб большего диаметра расчет изоляции несколько проще и производится как для плоской поверхности и по другой формуле:

δ = [K(tт — tо) / qF — Rн]

• δ — толщина теплоизоляционной конструкции, м;
• qF — величина нормируемого теплового потока, Вт/м2;