Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ изученности трубопроводного транспорта высокозастывающей и высоковязкой нефти 7
1.1 Общая характеристика систем трубопроводного транспорта 7
1.2 Технологии транспортировки высоковязкой и высокозастывающей нефти 11
1.2.1 Попутный подогрев 11
1.2.2 Перекачка с использованием депрессорных присадок 15
1.2.3 Перекачка в смеси с маловязким разбавителем 22
1.2.4 «Горячая» перекачка 26
1.3 Анализ методов гидравлического расчета «горячих» нефтепроводов 31
1.4 Анализ методов теплового расчета «горячих» нефтепроводов 36
1.5 Цели и задачи исследования 43
Глава 2 Теоретические исследования процесса транспортировки нефти по «горячему» трубопроводу 45
2.1 Реологические модели высоковязкой и высокозастывающей нефти 45
2.2 Исследование режимов движения нефти по «горячему» нефтепроводу 56
2.3 Исследование влияния температурного режима на гидравлическое сопротивление 63
2.4 Математическая модель процесса теплообмена при перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти по трубопроводу 72
Глава 3 Экспериментальные исследования процесса транспортирования нефти 81
3.1 Исследование реологических свойств высоковязкой и высокозастывающей нефти 81
3.2 Исследование коэффициента гидравлического сопротивления 98
3.3 Исследование коэффициента теплоотдачи 102
Глава 4 Рекомендации по выбору рациональной температуры подогрева высоковязкой и высокозастывающей нефти 106
4.1 Методика расчета температурных режимов работы подземного «горячего» нефтепровода 106
4.2 Рекомендации по прокладке подземного нефтепровода, транспортирующего высоковязкую и высокозастывающую нефть 114
4.3 Технико-экономическая эффективность выполненных исследований 118
Заключение 125
Список литературы 127
Приложение А
- Перекачка с использованием депрессорных присадок
- Исследование влияния температурного режима на гидравлическое сопротивление
- Исследование коэффициента гидравлического сопротивления
- Рекомендации по прокладке подземного нефтепровода, транспортирующего высоковязкую и высокозастывающую нефть
Введение к работе
Актуальность темы исследований
Основной особенностью высоковязкой и
высокозастывающей нефти является резкое увеличение вязкости при температуре застывания, которая зачастую превышает температуру окружающего грунта при трубопроводном транспорте.
В настоящий момент существует ряд способов транспортировки высоковязкой и застывающей нефти и нефтепродуктов по трубопроводу. Наибольшее распространение получил метод перекачки с предварительным подогревом нефти по подземному трубопроводу – «горячему» нефтепроводу. В современных рыночных условиях данный метод характеризуется весомыми затратами энергии и природных ресурсов, связанными с необходимостью значительного увеличения температуры больших объемов перекачиваемой нефти. В связи с этим существует потребность в:
совершенствовании методики расчета эксплуатационных режимов перекачки нефти по «горячим» нефтепроводам с учетом изменяющихся реологии, температуры и скорости движения нефти;
разработке методики выбора рациональной температурой предварительного подогрева, влияющей на выбор режима транспортирования нефти.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации подземных нефтепроводов.
Идея работы.
Повышение эффективности эксплуатации подземных нефтепроводов достигается выбором рационального температурного режима перекачки высоковязкой и высокозастывающей нефти с учетом изменения ее реологических характеристик.
Основные задачи исследования
1. Исследовать реологические характеристики высоковязкой
и высокозастывающей нефти, перекачиваемой по подземному
нефтепроводу.
2. Разработать физико-математическую модель процесса
теплообмена с учетом гидродинамики потока и реологической
модели исследуемой нефти для стационарного режима работы нефтепровода.
3. Установить зависимость для расчета коэффициентов
гидравлических сопротивлений при неизотермическом движении
высоковязкой нефти в структурном и турбулентном режимах по
нефтепроводу Узень-Атырау-Самара.
4. Разработать методики расчета температурных режимов
работы «горячего» нефтепровода при неизотермическом движении
высоковязкой и высокозастывающей нефти в структурном и
турбулентном режимах.
Научная новизна работы
-
Разработана физическая и математическая модели теплообмена с учетом влияния изменения реологических свойств перекачиваемой нефти и смещения профиля скорости потока по поперечному сечению трубопровода.
-
Получено критериальное уравнение для определения коэффициента теплоотдачи от перекачиваемой нефти к стенке трубопровода при структурном режиме движения.
-
Получена зависимость для расчета коэффициента гидравлического сопротивления при неизотермическом течении высоковязкой и высокозастывающей нефти для структурного и турбулентного режимов движения потока.
Научные положения, выносимые на защиту
-
Величина коэффициента гидравлического сопротивления при неизотермическом течении нефти по подземному нефтепроводу определяется произведением соответствующего коэффициента при изотермическом течении, показателя, определяемого как отношение критерия Прандтля при температуре потока к критерию Прандтля при средних значениях температуры стенки трубы на заданном участке и параметров, учитывающих неизотермичность перекачки по длине трубопровода, что позволяет повысить точность расчета режимов транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти.
-
Рациональную температуру предварительного подогрева при неизотермическом течении высокозастывающей и высоковязкой
нефти следует определять в зависимости от режима движения и совокупных эксплуатационных затрат в условиях сохранения планового объема перекачки.
Методика исследований
В основе проведенных исследований состоит системный подход к изучаемым объектам и явлениям. При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, содержащий: анализ и обобщение теоретических и экспериментальных трудов по эксплуатации трубопроводов, транспортирующих высоковязкую и высокозастывающую нефть; теоретический анализ, методы математической статистики, математическое моделирование, статистические методы планирования и обработки экспериментальных данных, исследования в лабораторных и производственных условиях,
Достоверность научных положений обоснована и подтверждается использованием современных методов при проведении исследований, а также достаточной сходимостью теоретических и экспериментальных данных. Погрешность полученных зависимостей не превышает 5%.
Практическая ценность работы
-
Разработана методика расчета температурных режимов работы подземного нефтепровода для неизотермического движения высоковязкой и высокозастывающей нефти.
-
Разработан способ прокладки подземного трубопровода, снижающий влияние окружающей среды на температурный режим работы нефтепровода (решение о выдаче патента на изобретение от 11.03.2014 по заявке №2013121510/06(031632)).
Апробация работы
Основные результаты работы докладывались на:
VII Международной учебно-научно-практической
конференции «Трубопроводный транспорт-2011» (г. Уфа, 10-11.11.2011)
VI Петербургском международном инновационномфоруме, «ПМИФ-2013» (г. Санкт-Петербург, 2-4.10.2013)
III Научно-практической конференции молодых ученых РАН
«Фундаментальная и прикладная наука глазами молодых ученых. Успехи, перспективы, проблемы и пути их решения» (г. Санкт-Петербург, 3-5.06.2013)
VII Санкт-Петербургском конгрессе "Профессиональное образование, наука, инновации в XXI веке" (г. Санкт-Петербург 27.11-28.11.2013)
Разработки, полученные в ходе выполнения исследования, были представлены на:
Финале конкурса «Бизнес инновационных технологий (БИТ) Северо-Запад – 2013» (г. Санкт-Петербург, 19.06.2013)
Конкурсе Лучших инновационных проектов в сфере науки и высшего профессионального образования Санкт-Петербурга в 2013г.
Конкурсе проектов Форума молодых специалистов в области инноваций (г. Санкт-Петербург, 10.11.2013)
Финальном мероприятии программы «Участник молодежного научно-инновационного конкурса» (УМНИК) (г. Санкт-Петербург, 06.12.2013)
Публикации
По теме диссертации опубликовано три научные работы в изданиях, входящих в перечень научных изданий ВАК Минобрнауки России; получено решение о выдаче патента.
Личный вклад соискателя
Автором разработана математическая модель теплообмена
потока нефти со стенками трубопровода; получено критериальное
уравнение для определения коэффициента теплоотдачи от потока
высоковязкой и высокозастывающей нефти к стенке трубопровода;
разработана методика расчета теплового режима подземного
нефтепровода, транспортирующего высоковязкую и
высокозастывающую нефть; разработаны методики исследований реологических характеристик перекачиваемой нефти и температурного режима работы подземного нефтепровода.
Реализация результатов работы
Разработанная методика расчета теплового режима может быть использована на предприятиях нефтегазовой отрасли, осуществляющих эксплуатацию нефтепроводов, транспортирующих
высоковязкую и высокозастывающую нефть, при проектировании и сооружении аналогичных трубопроводов. Разработанный способ прокладки подземного трубопровода может быть применен при строительстве нефтепроводов в болотистой и обводненной местности для снижения тепловых потерь в окружающую среду и снижения дальнейших эксплуатационных затрат.
Научные и практические результаты исследования могут быть использованы при проведении учебных занятий Горного университета в дисциплине «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» студентам специальности 130501 и направления подготовки 131000.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, изложена на 146 страницах текста, содержит 40 рисунков, 23 таблицы, список использованных источников из 131 наименования, 1 приложение.
Перекачка с использованием депрессорных присадок
Разработка месторождений высоковязкой и высокозастывающей нефти Узень и Жетыбай, а также проблема их транспортирования по трубопроводам привели к поворотному этапу теоретических и практических исследований применения химических реагентов в трубопроводном транспорте. Депрессорные присадки для нефти и тяжелых нефтепродуктов являются нефтерастворимыми синтетическими полимерными продуктами, которые при введении в небольших количествах в мазут или нефть с повышенным содержанием парафина способны изменять реологические свойства, в особенности вязкость и напряжение сдвига. Введение присадки существенно изменяет процесс кристаллизации в парафинистой нефти. К использованию депрессорных присадок для улучшения транспортабельных свойств высокопарафинистой нефти привели положительные результаты АзНИИ, ВНИИНП, АзНИИ-ЦИАТИМ применения присадок депрессорного действия таких, как «сантопур» и «парафлоу», к смазочным маслам. Однако вследствие более высокого содержания парафина в нефти по сравнению со смазочными маслами на парафиновом основании добавление присадок к высокопарафинистой нефти не привело к требуемым результатам. В 1973 году были проведены первые промышленные испытания депрессорной присадки ЕСА 4242 при пуске нефтепровода Гурьев Куйбышев, которые подтвердили результаты лабораторных исследований об эффективности действия данной присадки. Опытно-промышленные испытания показали, что присадка значительно облегчает пуск нефтепровода даже в холодное время года. В связи с разнообразием физико-химических свойств перекачиваемой нефти и нефтепродуктов по трубопроводным системам в каждом случае использование химических реагентов, в том числе и депрессорных присадок, является индивидуальной особенностью трубопровода (рисунок 1.3).
На основании проведенных исследований в ВНИИСПТнефть было установлено, что вводить депрессорную присадку следует:
1) в турбулентный поток нефти, нагретой до 55-65 С, на головной насосной станции, в трубопровод после подогревательных устройств;
2) в виде «концентрата» в поток нефти с температурой 40-50С на головной насосной станции, в трубопровод перед подпорными насосами.
Применение концентрата, представляющего раствор присадки в перекачиваемой нефти в отношении 1:1 или 1:2, также способствует более равномерному распределению присадки по всему объему перекачиваемой нефти.
Рекомендуемая технологическая схема ввода концентрата представлена на рисунке 1.4.
В 1973-1974 гг. сотрудниками ВНИИСПТнефть были проведены исследования взаимодействия присадок типа Paramins (ЕСА 4242) с парафинистыми компонентами нефти, в частности, с поверхностно-активными веществами как природного происхождения, так и вводимыми в нефть в процессе ее подготовки. Полученные результаты показали на значительное увеличение концентрации асфальто-смолистых компонентов в отложениях парафина в присутствии присадки ЕСА-4242 [27]. Исследование взаимодействия присадки ЕСА 4242 с ПАВ, присутствующими в нефти в результате применения реагентов в процессах добычи и подготовки нефти (неионогенные ПАВ ОП-4 S-22), показали, что присадки ЕСА 4242 способны образовывать определенные комплексные соединения с ПАВ, что приводит к снижению активности присадки как депрессатора.
В 1994 г. на месторождении Белый Тигр, шельфа на юге СРВ, была использована технология улучшения реологических свойств добываемой парафинистой нефти с помощью депрессорной присадки Sepaflux Es-3266. Применение депрессатора Sepaflux Es-3266 позволило резко улучшить параметры перекачиваемой нефти, особенно в области низких температур. Например, пластическая вязкость снизилась более чем в 7 раз, динамическое напряжение сдвига – более чем в 20 раз.
Работы по совершенствованию технологии продолжались в 1995 г. Проведены промысловые испытания по перекачке нефти с использованием нового депрессатора А 41115, который обладает высокой эффективностью при относительно низкой температуре обработки, что позволяет отказаться от дополнительного нагрева нефти. Дальнейшие исследования показали, что применение некоторых типов депрессаторов приводит к образованию более мягких и рыхлых отложений, чем в опытах без применения депрессаторов.
Таким образом, депрессаторы могут оказывать двойное действие: ингибируют парафиновые отложения и изменяют реологические свойства нефти.
Первый отечественной полимерный депрессатор ДН-1 был создан НИОХ СО АН СССР совместно с ВНИИСПТнефть. Данная присадка представляла собой сополимер, изготовленный на основе сложных эфиров акриловой и метакриловой кислот и высших насыщенных спиртов. В 1976 г. успешно прошли приемочные испытания его опытной партии, изготовленной на основе высших спиртов, полученных из синтетических жирных кислот (СЖК), и он был рекомендован к промышленному производству. По эффективности депрессорного действия для мангышлакской нефти присадка ДН-1 близка к лучшей зарубежной присадке ЕСА 4242. МИНХ и ГП имени И.М. Губкина совместно с ВНИИНП. Синтезировали другую депрессорную присадку, представляющую собой 20%-ный раствор термополимера этилена с винилацетатом (37%) и малеиновым ангидридом (0,5%) в дизельном топливе под названием ВЭС-503 [35].
Испытания данной присадки были проведены на нефтепроводе Уса Ухта-Ярославль, транспортирующем нефти Тимано-Печорской газонефтеносной провинции. Проведенные испытания показали, что напряжение сдвига нефти с присадкой снизилось в 10-15 раз, вязкость - в 2-3 раза. Получено повышение производительности нефтепровода на участке Уса-Ухта в 1,23 раза, на участке Ухта-Ярославль - в 1,3 раза. Эту присадку было рекомендовано применять при содержании парафиновых углеводородов в нефти до 10% [67].
Проблему повышения производительности трубопроводного транспорта можно решить также использованием системы добавок, эффективных в нужных режимах для опредленных сред. Известно около десятка способов снижения гидравлических потерь путем введения различных добавок, депрессаторов, пластификаторов, стабилизаторов потока. При этом гидравлические потери принято из соотношения [61]
Исследование влияния температурного режима на гидравлическое сопротивление
Основной характеристикой, отражающей затраты механической энергии на транспортировку нефти по трубопроводу, является коэффициент гидравлического сопротивления.
Исследованию гидравлического сопротивления при движении различной по свойствам нефти посвящено много работ [10, 21, 32, 55, 56, 90].
При транспортировке нефти могут иметь место два режима течения -турбулентный в начале трубопровода и структурный в конце. Происходит это ввиду снижения температуры перекачиваемой нефти и, как следствие, экспоненциального роста сил внутреннего трения.
Потери напора в первую очередь зависят от геометрических параметров трубопровода, а также от скорости и вязкости жидкости. При перекачке жидкости по трубопроводам потери определяются по формуле Дарси-Вейсбаха
2-g-D где X - коэффициент гидравлических сопротивлений; L - длина трубопровода; V - средняя скорость движения потока; D - диаметр трубопровода.
Из этой зависимости видно, что величина потерь напора зависит от скорости движения жидкости, коэффициента гидравлических сопротивлений и длины трубопровода прямопорционально и обратнопропорционально диаметру трубы. Таким образом, при постоянном значении скорости течения, в условиях, когда диаметр и длина трубопровода можно считать неизменной, переменной величиной будет только коэффициент гидравлических сопротивлений, зависящий от шероховатости внутренней поверхности трубопровода.
Из основных законов подобия в гидравлике следует, что коэффициент гидравлических сопротивлений является функцией числа Рейнольдса, включающего в себя диаметр трубы, скорость и вязкость жидкости и безразмерного параметра, характеризующую относительную шероховатость
Существует ряд эмпирических и полуэмпирических формул, решающих эту функцию для турбулентного течения как в гладких, так и в шероховатых трубах [58]. По настоящее время актуальны зависимости Блазиуса для гладких труб и формула Шифринсона для шероховатых труб.
Исследование вопросов влияния отдельных частиц жидкости на возникновение дополнительных напряжений в потоке привело к созданию полуэмпирических теорий турбулентности. Наибольшую известность имеет турбулентная теория Прандтля-Кармана, основанная на исследованиях Никурадзе.
И.И. Никурадзе на основе эмпирических данных построил график зависимости lg(\000X) от lgRe для ряда значений A/d. Опыты Никурадзе проводил на трубопроводах с искусственной шероховатостью, полученной путем нанесения песка различного фракционного состава на стенки трубы. Результаты исследований представлены на рисунке 2.6. Исследования отличались большой широтой и тщательностью, что позволило в конечном итоге получить достоверные сведения о влиянии вязкости жидкости и шероховатости на распределение скоростей потока и потери напора.
На основании эмпирических постоянных, найденных И.И. Никурадзе, в 1942 г., Прандтль получил формулы определения коэффициента гидравлического сопротивления для шероховатых и гладких труб.
П.К. Конаковым в 1946 г. на основе проведенных исследований была предложена формула для гладких труб: В 1950 г. А. Д. Альтшуль представил научному сообществу полученную им зависимость для определения коэффициента гидравлического сопротивления в гидравлически гладких трубах: В зоне смешанного трения потери напора находят с помощью формул, которые при малых числах Рейнольдса обращаются в зависимости Я = Я(Re), а при больших - переходят в формулы вида Я = Я(А/d). Впервые зависимость подобного формата была предложена Кольбруком и Уайтом [84] Расчет сопротивления при изотермическом движении жидкости в гладких трубах проводится с использованием формулы Конакова и Альтшуля: Результаты вычислений потерь напора по формуле Кольбрука и Уайта достаточно точно совпадают с опытными данными, полученными для водопроводов [6]. При этом формула (2.43) скрывает в себе определенный недостаток: в неявном виде представлен коэффициент гидравлического трения и его вычисление необходимо проводить с помощью метода последовательных приближений. Данного недостатка лишены формулы:
Исследование коэффициента гидравлического сопротивления
С целью изучения влияния транспортируемой нефти на характеристики насосов был проведен промышленный эксперимент на базе НПС Большая Черниговка. Станция введена в эксплуатацию в 1970 г. для обеспечения бесперебойной транспортировки нефти по единственному России «горячему» нефтепроводу. Резервуарный парк состоит из 3х резервуаров РВС 5000 общей емкостью по строительному номиналу 15 тыс. м3. Станция обслуживает 6 печей подогрева нефти, из которых четыре являются нефтяными и две – газовыми (рисунок 3.12), и пункт подогрева нефти «Маштаково» с двумя нефтяными печами, включаемый во время усиления теплоотдачи в окружающую среду, что часто бывает во время весенних паводков.
В ходе эксперимента снимались такие характеристики, как производительность за 2 часа работы, ежечасный расход, потребляемая мощность, суточный расход, давление на входе и выходе с насосной станции, КПД и т.д. Число опытов соответствует числу комбинаций включения насосных агрегатов на НПС. Всего было проведено 218 замеров основных параметров.
Перепад давления на входе и выходе насосных агрегатов замерялся датчиком Rosemount 3051S2 с погрешностью измерений 0,04% и диапазоном измеряемого давления от 0 до 6,23 МПа.
Расход и производительность трубопровода измерялся на СИКН №719 нефтепровода «Атырау-Самара» ультразвуковыми расходомерами типа LEFM240.
Плотность нефти измерялась при помощи погружного плотномера DM-230 1В.
Температура нефти на выходе от НПС Б. Черниговка и на входе в ЛДПС Самара-2 замерялась термометрами ТЕМП-01.
Необходимое число измерений определяется по вышеизложенной методике. Из полученных результатов (таблица 3.9) видно, что воспроизводимость данных хорошая, поэтому достаточно проводить по 3 измерения в каждом опыте, достигая надежности не ниже 95%.
С целью повышения эффективности выполнения экспериментальных исследований требуется выполнить планирование эксперимента. Поскольку приходится иметь дело с большим числом факторов, влияющих на процесс транспортирования, возникает необходимость рационального планирования.
Планом эксперимента является матрица вида 9 , где 9 - величина варьирования факторов; к - количество факторов. Число необходимых опытов равно 7V = 92 =81. С учетом того, что в каждом опыте требуется сделать по 3 измерения, количество проводимых экспериментов возрастает до 243. Применяя методику М.М. Протодьяконова и Р.И. Тедера [36], количество опытов сокращается до 27 (таблица 3.10), сохраняя практическую ценность проведенных измерений.
Коэффициент гидравлического сопротивления при движении нефти в структурном режиме определяем по формуле (2.33). При этом значение коэффициента N для высоковязкой и высокозастывающей нефти необходимо определить экспериментально. Для этого выполним следующее преобразование зависимости (2.33)
Величина среднеквадратического отклонения составляет 3,7% и не выходит за рамки приемлемых для инженерных расчетов погрешности, следовательно, можно принять число N=6,34 для проведения расчетов.
Расчет безразмерного параметра теплоотдачи для жидкости при турбулентном режиме движения производится по формуле Михеева [73]
Определение коэффициента теплоотдачи производится по формуле где G - производительность нефтепровода, кг/с; tн,tк - соответственно температура на входе и выходе участка, C; р - плотность нефти, кг/м3; разность температур на входе и выходе измеряемого участка, C; At -разница между средней температурой и температурой стенки трубы tc.
Критерий Рейнольдса и Прандтля для основного потока определялись по формулам: где р - плотность нефти, кгм 3; w - средняя скорость потока нефти, мс; d -внутренний диаметр трубы, м; Mf - коэффициент динамической вязкости нефти, Па-с ; с - удельная теплоемкость нефти, Дж; лн - коэффициент теплопроводности нефти, Дж м-кг-оС
Согласно п. 3.1.1 для каждого значения при 5% уровне значимости достаточно провести три измерения. Полученные экспериментальные данные по исследованию температур приведены в Приложении 1. Результаты обработки данных приведены в таблице 3.12.
В таблице 3.13 представлены рассчитанные по экспериментальным данным значения числа Нуссельта Nu, Рейнольдса Re и Прандтля Pr. Для сравнения приведены рассчитанные по формуле М.А. Михеева (3.1) значения числа Нуссельта Жм.
Рекомендации по прокладке подземного нефтепровода, транспортирующего высоковязкую и высокозастывающую нефть
В результате анализа эксплуатационных режимов действующего «горячего» нефтепровода Узень-Атырау-Самара, перекачивающего высоковязкую и высокозастывающую нефть Казахстана, было установлено значительное влияние изменений окружающей среды на тепловой режим работы. Возможность оперативного планирования зачастую бывает связана с прогнозированием влияния множества факторов на работу нефтепровода.
В период весенних паводков, летней засухи, бесснежной зимы и прочих природных аномалий возрастает риск превышения реальных тепловых потерь над их расчетной величиной. Суточные колебания температуры наиболее ярко отражаются на обводненных и болотистых участках местности, вызывая значительные колебания теплоотдачи в системе трубопровод-окружающая среда.
С целью уменьшения влияния указанных факторов на выбор теплового режима работы подземного нефтепровода, перекачивающего высоковязкую и высокозастывающую нефть сотрудниками Национального минерально-сырьевого университета «Горный» в 2012 г. разработана технология прокладки подземного трубопровода.
Техническим результатом изобретения является прокладка подземного трубопровода с возможностью упрощения, уменьшения временных затрат и трудоемкости работ при ремонте трубопровода, а также повышенной надежностью фиксации размещенного в траншее трубопровода. Используемый для засыпки трубопровода грунт, скрепляемый ковром из синтетического материала, является подобием теплоизоляции и позволяет уменьшить тепловые потери при перекачке. Наружный валик позволяет снизить влияние неизотермичности на трубопровод и уменьшить степень искажения профиля теплового потока и, как следствие, смещение профиля скоростей.
Технический результат достигается тем, что в способе прокладки подземного трубопровода, заключающемся в раскопке траншеи, укладке в траншею трубопровода, перекрытии части его дна, боковых поверхностей и берм траншеи гибкими коврами с образованием боковых карманов, засыпке их и верха трубопровода грунтом, перекрытии грунта продольными участками ковров и окончательной засыпке траншеи с образованием наружного валика, перед укладкой трубопровода в траншею укладывают дополнительный нижний гибкий ковер, ширина которого принята равной больше длины внутреннего поперечного периметра траншеи, а концевые части дополнительного нижнего ковра выполняют с отверстиями с возможностью размещения в них штырей, фиксирующих ковер на бермах после окончательной засыпки траншеи грунтом, а на концах нижнего и верхнего ковров закрепляют металлические петли с возможностью взаимодействия с крюками грузоподъемных механизмов, используемых при выполнении ремонтных операций на трубопроводе. Петли на концах верхнего ковра после засыпки грунта в траншею могут быть соединены между собой разъемным устройством.
На рисунке 4.5 показано поперечное сечение траншеи с трубопроводом, размещенным на дополнительном ковре и частично засыпанным верхним ковром, на рисунке 4.6 – то же, после окончательной засыпки траншеи грунтом, на рисунке 4.7 – то же, при соединенных между Способ прокладки подземного трубопровода 1 заключается в том, после раскопки траншеи 2 перед укладкой трубопровода 1 в траншею 2 укладывают дополнительный нижний гибкий ковер 3, ширина которого принята равной больше длины внутреннего поперечного периметра траншеи 2. После этого боковые поверхности трубопровода 1, части его дна и бермы 4 траншеи 2 перекрываются верхними гибкими коврами 5 с образованием боковых карманов, которые засыпают вместе с верхней частью трубопровода 1 грунтом 6. После этого грунт 6 перекрывают продольными участками ковров 5 и окончательно засыпают траншею 2 с образованием наружного валика 7. Концевые части дополнительного нижнего ковра 3 выполняют с отверстиями 8 с возможностью размещения в них штырей 9, фиксирующих ковер 3 на бермах 4 после окончательной засыпки траншеи 2 грунтом 6 и 7 (фиг.2). На концах нижнего 3 и верхнего 5 ковров закрепляют металлические петли 10 и 11 с возможностью взаимодействия с крюками грузоподъемных механизмов (не показаны), используемых при выполнении ремонтных операций на трубопроводе 1. Петли 11 на концах верхнего ковра 5 после засыпки грунта 6 в траншею 2 могут быть соединены между собой разъемным устройством 12.
Наличие дополнительного нижнего ковра 3 и выполнение обоих ковров 3 и 5 с металлическими петлями 10 и 11 на концах позволяет в значительной мере облегчить и ускорить процесс освобождения трубопровода 1 от грунта 6 и 7 за счет захвата и подъема с помощью грузоподъемных механизмов верхнего ковра 5 с размещенным на нем грунтом 6 и 7 и дополнительного ковра 3 с размещенным на нем поднимаемым участком трубопровода 1. Наличие металлических петель 10 и 11 на концах ковров 3 и 5 облегчает их захват и подъем. А наличие отверстий 8 на концах нижнего дополнительного ковра 3 обеспечивает его надежную фиксацию на бермах 4 с помощью штырей 9. Соединение с помощью разъемного устройства 12 обоих петель 11 на концах верхнего ковра 5, размещенных над трубопроводом 1, позволяет не только уменьшить ширину верхнего ковра 5, но и совместно с дополнительным нижним ковром 3 повышает надежность поперечной фиксации размещенного в траншее 2 трубопровода 1 с исключением его поперечного смещения в процессе эксплуатации.
